#6 Tarnów

SYMPOZJUM

CIĄGŁOŚĆ I JAKOŚĆ ZASILANIA

z cyklu

Polskie Partnerstwo Jakości Zasilania zorganizowane w ramach

Europejskiego Programu Leonardo da Vinci

LEONARDO POWER QUALITY INITIATIVE

Tarnów, 25 listopada 2003 r.

ORGANIZATORZY:

Polskie Centrum Promocji Miedzi

Stowarzyszenie Elektryków Polski Oddział Tarnowski

Zakład Energetyczny Tarnów S.A.

1

SPIS TREŚCI 1. Koszty złej jakości energii uzasadnieniem dla europejskiego

programu LPQI ................................................................................. 3 mgr inż. Roman Targosz, Polskie Centrum Promocji Miedzi, Wrocław

2. Ciągłość zasilania w przepisach i normach krajowych i zagranicznych ................................................................................ 11 dr inż. Jan Strzałka, AGH 3. Metody i sposoby zapewniające pożądaną niezawodność zasilania energią elektryczną. ...................................................................... 20 prof. dr hab. inż. Henryk Markiewicz, dr inż. Antoni Klajn, Politechnika Wrocław 4. Wymagania jakości zasilania dużego zakładu przemysłowego ...38 mgr inż. Andrzej Gańczarczyk, Zakłady Azotowe Tarnów S.A. 5. Wahania napięcia .............................................................................. 51 prof. AGH, dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka, AGH, Kraków 6. Zapady napięcia, krótkie przerwy w zasilaniu ................................ 62 prof. AGH, dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka, AGH Kraków 7. Asymetria prądów i napięć ............................................................. 74 dr inż. Waldemar Szpyra, AGH Kraków 8. Doświadczenia ZE Tarnów S.A. w zakresie wahań napięcia ......... 89 inż. .Andrzej Jaglarz, mgr inż. Krzysztof Mikulski ZE Tarnów S.A. 9. Wyższe harmoniczne napięć i prądów ............................................ 98 prof. AGH, dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka, AGH, Kraków 10. Problemy jakości energii elektrycznej w sieci wewnątrz

zakładowej 6kV Stalprodukt S.A. w Bochni i kierunki podjętych działań............................................................................................. 112

mgr inż. Jerzy Herdan, Stalprodukt Serwis Sp. z o.o. Bochnia mgr inż. Edward Tomza, Stalprodukt S.A. Bochnia 11. Aktywna filtracja wyższych harmonicznych ............................... 122 mgr inż. Andrzej Firlit, AGH, Kraków

2

JAKOŚĆ I UŻYTKOWANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ 25 listopada 2003 roku, TO SEP, ZE Tarnów

Koszty złej jakości energii jako uzasadnienie Europejskiej Inicjatywy Jakości Zasilania Polskiego Partnerstwa Jakości

Zasilania LEONARDO NOWE SYSTEMOWE PODEJŚCIE DO WIEDZY NA TEMAT JAKOŚCI ZASILANIA Inicjatywa wspierana przez Komisję Europejską, Europejski Instytut Miedzi, objęta Polskim Partnerstwem Jakości Zasilania Co nas skłoniło do zainicjowania działań w sferze jakości zasilania w ramach programu LEONARDO? Koszty niskiej jakości zasilania coraz częściej stają się sprawą najważniejszej wagi dla przemysłu i firm usługowych. Około 50% budynków doświadcza poważnych problemów z jakością zasilania. Praktycznie żaden budynek nie jest zasilany idealnie. Niska jakość zasilania kosztuje przemysł europejski dziesiątki miliardów EURO rocznie. Co to jest Inicjatywa LPQI? Inicjatywa programu Leonardo dotycząca Jakości Zasilania jest programem edukacyjnym przeznaczonym dla osób i instytucji decydujących o zastosowaniu różnych technologii w dziedzinie instalacji elektrycznych. Dzięki temu programowi mogą one rozpoznać, zdiagnozować i ocenić problemy związane z jakością zasilania oraz kompatybilnością elektromagnetyczną występujące w instalacjach niskiego napięcia. Jakie są narzędzia LPQI?

♦ Poradnik Jakości Zasilania, unikalne źródło informacji publikowane w częściach w sumie

obejmujące ponad 40 zeszytów. Części wstępne poradnika są dostępne w sieci internetowej.

♦ Stronę internetową, www.lpqi.org, z możliwością nauki korespondencyjnej tj. wykładami poświęconymi poszczególnym zagadnieniom, prezentacje ze slajdami oraz bibliotekę, a także poradnik w formie odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania (FAQ), forum dyskusyjne i porady specjalistów *.

♦ Programy seminaryjne omawiające podstawowe zagadnienia i dające dobry start w program nauczania korespondencyjnego.

♦ Program umożliwiający uzyskanie certyfikatu po ukończeniu kursu korespondencyjnego i zdaniu testu *.

* efekty te, jak i projekt są rozwijane etapami i większość z nich będzie w pełni dostępna w 2003 i

2004roku. Definicja Jakości energii: Zbiór warunków, które umożliwiają funkcjonowanie systemów elektrycznych zgodnie z ich przeznaczeniem bez widocznej utraty cech funkcjonalnych i trwałości. C. Sankaran

3

http://www.lpqi.org/

Wśród warunków, o których mowa w definicji jest znajomość zagadnień, które definiują systemy elektryczne. Pomimo wysiłków zmierzających do poprawy jakości energii ze strony jej dostawców, poprawy odporności i emisyjności urządzeń, lepszych rozwiązań w zakresie technik pomiarowych i wreszcie rozwiązań redukujących lub zapobiegających skutkom zaburzeń, problemy związane z jakością energii nie nikną a wręcz eskalują. Przyczyną takiego stanu rzeczy jest oczywiście rosnąca liczba obciążeń stwarzających takie problemy ale w nie mniejszym stopniu nie optymalne rozwiązywanie problemów jakości energii wiążące się z brakiem dostatecznej wiedzy na ten temat. Wiedzę o jakości energii można scharakteryzować następująco

– Luka edukacyjna dla dorosłych, – Niedostatek praktycznych, niekomercyjnych i obiektywnych źródeł wiedzy o

jakości energii, – Brak platformy komunikacyjnej dla praktyków, specjalistów a z drugiej strony

poszukujących rozwiązań w dziedzinie jakości energii. Reasumując; problemy tej natury są stosunkowo nowe. Wiedza na ich temat, choć bogata nie została dotąd we właściwy sposób upowszechniona. LEONARDO ma tę lukę uzupełnić. PORADNIK JAKOŚCI ZASILANIA

4

1.1 Wstep 1.2 Poradnik samodzielnej oceny jakości zasilania 2.1 Koszty niskiej jakosci zasilania 3.1 Przyczyny powstawania i skutki dzialania 3.2.2 Rzeczywista wartosc skuteczna - jedyny prawdziwy wyznacznik 3.3.1 Filtry pasywne 3.3.3 Filtry aktywne 3.5.1 Wymiarowanie przewodu neutralnego 4.1 Odporność, Pewność, Redundancja Zasilania 4.3.1 Niezawodność zasilania 4.5.1 Odporność w budynku z dużą ilością sprzętu IT 5.1 Zapady napięcia - Wprowadzenie 5.1.3 Wprowadzenie do asymetrii 5.2.1 Obsluga zapobiegawcza - Klucz do jakosci zasilania 5.3.2 Zapobieganie zapadom napięcia 5.5.1 Studium przypadku – ciągłe procesy produkcyjne 6.1 Systemowe Podejście do Uziemienia 6.3.1 Systemy uziemień – podstawy projektowania

• Wstęp

Wprowadzenie do poradnika. Rola jakości energii we współczesnym świecie. Omówienie treści dlaszych rozdzaiałów.

• Poradnik zamodzielnej oceny jakości zasilania

Omówienie ankiety prowadzonej w 9 krajach Europy na temat problemów jakości zasilania i sposobów ich rozwiązywania z krótką charakterystyką istoty problemu

• Koszty niskiej jakości zasilania

Skąd się biorą koszty załej jakości energii, ile wynoszą i co o nich decyduje. Koszty złej jakości energii szacowane są na kilkaset mld euro, czy umiemy im, stosownie do wagi problemu przeciwdziałać.

• Harmoniczne – Przyczyny powstawania i skutki działania

Czym są i jak powstają harmoniczne. Teoria i praktyka. Jakie urządzenia je generyją i jakie są podstawowe sposoby ich eliminacji. Wprowadzenie do całego rozdzaiału o harmocznych prądów i napięć.

• Rzeczywista wartość skuteczna – jedyny prawdziwy wyznacznik

Czy mierząc harmoniczne mamy pewność właściwej oceny odkształceń napięcia. Czy wszystkie urządzenia pomiarowe gwarantują nam właściwy pomiar. Jak mierzyć i oceniać harmoniczne – poradnik nie tylko dla pomiarowców.

5

• Filtry pasywne

Poradnik w zakresie korzystania z filtracji pasywnej; jak usuwać lub redukować harmoniczne prądu w instalacji elektrycznej.

• Filtry aktywne

Na czym polega filtracja aktywna. Topologia filtrów. Poradnik jak stosować i dobierać filtry aktywne.

• Wymiarowanie przewodu neutralnego

Zwięzły poradnik na temat praktyk w zakresie wymiarowania przewodu neutralnego. Mocno osadzony w normach międzynarodowych oraz praktykach spotykanych w innych krajach. Raczej wyjaśniający niż warunkujący.

• Odporność. Pewność i niezawodność zasilania

Co to jest niezawodność. Jak ją mierzymy i ile wynosi w praktyce. Jakiej niezawodności naprawdę potrzebujemy. Jak zwiększać niezawodność. Wprowadzenie do całego rozdziału na ten temat.

• Niezawodność zasilania – informacje podstawowe

Projektowanie systemów zasilania to kompromis między interesami użykowników – niezawodność i jakość energii elektrycznej a interesami dostawców energii – możliwy do realizacji poziom kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych. Pewna elastyczność w dostosowywaniu do siebie obu interesów jest dopuszczlna nie może się jednak opierać na lekceważeniu pewnego niekwestionowanego minimum zarówno po stronie wyposażenia systemu a tym bardziej zasad jego eksploatacji

• Odporna na zaburzenia konstrukcja budynku o przewżających obciążeniach z zakresu technologii informatycznej

Budynek o wysokim nasyceniu technologią IT w Mediolanie został poddany całkowitej wymianie instalacji dla rozwiązania problemów jakości energii. Wszystkie odbiory zostały podzielone na 3 kategorie: normalne (49%), preferencyjne (13%), uprzywilejowane (38%). Kazdej kategorii jest przyporządkowany inny poziom jakości energii. Studium wzbogacone o analizę ekonomiczną.

• Zapady napięcia

Czy zapady napięcia są istotnym problemem jakości energii. Jak powstają i jak oddziałowują. Wprowadzenie do całego rozdziału na ten temat.

6

• Wprowadzenie do asymetrii

Asymetria – na czym polega, odrobina teorii. Jak skutkuje i jak jej zapobiegać.

• Obsługa predyjcyjna – klucz do jakości energii. Filtry aktywne

Najlepszym sposobem minimalizacji kosztów jest zapobieganie negatywnym zjawiskom a nie naprawa ich skutków. Ciągłe monitorowanie wielu parametrów może znacznie ułatwić wczesną diagnozę niektórych problemów jakości energii, które mogą wywoływać poważne w skutkach awarie

• Zapobieganie zapadom napięcia

Zapadom napięcia można zapobiegać (choć nigdy nie można się zabezpieczyć w 100%). Technik i pozomów łagodzenia zapadów napięcia jest wiele. Poradnik przybliża ten problem.

• Studium przypadku – zapady napięcia w ciągłym procesie produkcyjnym Zapady napięcia mogą katastrofalnie wpływać na niektóre procesy produkcyjne. Zilustrowano to na przykładzie procesu produkcji dzianiny. Ich zapobieganiu mogą służyć rozwiązania sieciowe i te w systemie zasilania odbiorcy. Analiza przypadku wymienia rozwiązania i analizuje pod względem ekonomicznym

• Systemowe podejście do uziemienia

Czy uziemianie jest sprawą trywialną. Czy dzisiaj uziemienie ma funkcje jakich nie miało dawniej. Jakie są problemy na styku EMC i uziemień. Wprowadzenie do całego rozdziału na ten temat.

• Systemy uziemień

Główne definicje i parametry. Własności uziomów. Rodzaje systemów w zależności od funkcji. Typowe rozwiązania. Metody pomiaru parametrów systemów uziemiających.

STRONA INTERNETOWA W 11 wersjach językowych. Łącznie ponad 10.000 stron. Część ogólna i część z obszarem rezerwowanym – absolutnie bezpłatna.

7

http://www.lpqi.org

Koszty jakości energii Koszty jakości energii stały u podstaw inicjatywy edukacyjnej Leonardo. 8 czerwca 2000 roku odbyła się w Brukseli konferencja, na której sformułowano wniosek, że koszty zwiazane z jakością energii mają oddziaływanie na tyle powszechne i na taką miarę, że potrzebna jest inicjatywa edulkacyjna, która uruchomi praktyczne poradnictwo dla środowiska, które doświadcza takich problemów i nie potrafi sobie z nimi w optymalny sposób poradzić. Oblicza się, że problemy związane z jakością zasilania kosztują przemysł i handel Europejaki około 100 miliardów EURO rocznie, gdy tymczasem nakłady na środki zapobiegające powstawaniu tych problemów są mniejsze niż 5% tych kosztów. Powstaje zasadnicze pytanie: „Ile pieniędzy należy zainwestować w działania zapobiegawcze, aby zminimalizować ryzyko awarii?", Odpowiedź na to pytanie zależy od charakteru prowadzonej działalności. Po pierwsze trzeba zrozumieć naturę problemu i ocenić jak dany problem wpływa na działalność firmy oraz jakie mogą być potencjalne straty. Rodzaje kosztów Istnieje kilka podziałów kosztów. Z perspektywy użytkownika najbardziej oczywisty to podziął na koszty wewnętrzne i zewnetrzne . Bardziej ogólny podział kosztów wygląda następująco

8

•Koszty odległe utraty przychodu

•Koszty utraty rynku i odtworzenia marki

•Związane z produkcją

•Związane z bezpieczeństwem osób i mienia

•Związane ze stratami

•Niedogodności związane z transportem

•Strata czasu na wypoczynek

•Pogorszenie warunków bytowania

•Narażenie zdrowia lub strach

BEZPOŚREDNIE

GOSPODARCZE POŚREDNIE

SPOŁECZNE

•Ewakuacja

Zaburzenia a koszty Oddziaływanie różnych zaburzeń i odkształceń prądów i napięć nie jest jednakowe. Często powoduje przemijające ale dokuczliwe problemy. Nieraz doprowadza do natychmiastowej awarii, w innych przypadkach efekty się kumulują i awaria następuje później a jej następstwa są poważniejsze.

• Harmoniczne – skrócenie czasu eksploatacji do 75% projektowanej trwałości • Zaburzenia ciągłości zasilania

• Straty bezpośrednie sięgające w niektórych przypadkach 4.000.000 € • Straty pośrednie wynikające z przestoju – utracone korzyści

• Zmiany napięcia zasilającego • Niestabilność procesów przemysłowych, przedwczesne zużycie

urządzeń (również w efekcie niesymetrii), migotanie światła

Różne kryteria oceny strat Przy ocenie potencjalnych zagrożeń należy brać pod uwagę wiele czynników, często ignorowanych, które w momencie awarii mogą decydować o jej skutkach:

• Koszt urządzeń • Spodziewany okres eksploatacji urządzenia • Wrażliwość urządzeń • Koszty personelu • Przestój z powodu uszkodzeń mechanicznych • Przestój z powodu naprawy (w tym odtworzenia danych sterujących

procesem) • Koszt zmarnowanego surowca • Utracone przychody • Koszty odległe utraty przychodu • Koszt utraty udziału w rynku • Koszt utraty marki

Ryzyko ze strony problemów jakości zasilania jest bardzo poważne nawet dla sektorów nie korzystających z wysokorozwiniętych technologii, ponieważ naraża i takie sektory na duże

9

straty finansowe. Z drugiej strony zapobieganie powstawaniu takich problemów jest stosunkowo tanie i obejmuje różne działania od zastosowania prostych i sprawdzonych reguł projektowych po instalowanie szeroko dostępnych urządzeń, sytemów i rozwiazań jakości energii. Projekt Leonardo takie reguły projektowe i działania prezentuje. Wnioski Jakość energii to obszar bardzo szeroki, którego ranga ciągle wzrasta, obejmujący kilkanaście a może kilkadziesiąt szeroko zarysowanych problemów, dla których można wymienić jeszcze większą liczbę rozwiązań. Tak ważne jest zatem systemowe podejście do jakości energii i kompleksowości tego zjawiska:

- poprzez wnikliwą analizę i zrozumienie jego istoty w każdym jednym przypadku - przez szeroko rozumianą edukację i uwrażliwienie na zjawisko, aby w konsekwencji

doprowadzić do sięgania do optymalnych rozwiązań jakości energii. - oferowany przez Polskie Partnerstwo Jakości Zasilania cykl seminaryjny jest jednym z

ważnych elementów systemowego podejścia do jakości energii. Cykl seminaryjny został podzielony na następujące części:

- Odkształcenie napięć i prądów - Pewność i jakość zasilania - Zaburzenia w napięciu (wahania + zapady + asymetria) - Kompatybilność elektromagnetyczna, systemy uziemień

Naszą intencją jest, aby seminaria stanowiły wstęp do korzystania z pakietu narzędzi LEONARDO.

10

JAKOŚĆ I UŻYTKOWANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ 25 listopada 2003 roku , TO SEP , ZE Tarnów

CIĄGŁOŚĆ ZASILANIA W PRZEPISACH I NORMACH KRAJOWYCH I ZAGRANICZNYCH

Dr inż. Jan Strzałka )1

1.WPROWADZENIE

Przedmiotem szczególnego zainteresowania dostawców energii elektrycznej , producentów urządzeń oraz odbiorców (konsumentów) energii są aktualnie niezawodność i jakość energii elektrycznej.

Prawo Energetyczne [18] w art.4 ust.1 nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej obowiązek utrzymywania zdolności urządzeń i sieci do realizacji dostaw energii w sposób ciągły i niezawodny , przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych. Ciągłość dostawy energii oznacza zdolność sieci przesyłowej i rozdzielczej do zapewnienia dostawy uzgodnionej wielkości energii elektrycznej o określonej jakości i niezawodności. Ciągłość dostaw energii zależy od niezawodności i prawidłowej pracy wszystkich elementów systemu elektroenergetycznego , zarówno po stronie wytwarzania , jak i przesyłu oraz dystrybucji. Pojęcie ciągłości zasilania dotyczy zaburzeń wartości skutecznej napięcia o charakterze ciągłym w ustalonym stanie pracy systemu elektroenergetycznego. Ciągłość zasilania obejmuje wydarzenia trwające dłużej niż umowny próg stanów ustalonych wynoszący zwykle od 1 do 3 minut. Przedsiębiorstwa energetyczne zapewniają ciągłość dostaw energii poprzez utrzymywanie odpowiednich rezerw mocy oraz odpowiedniej struktury sieci. Niezawodność dostawy energii oznacza zdolność do zapewnienia dostawy energii w określonym punkcie , zwykle w punkcie wspólnego przyłączenia (PWP). Niezawodność może być charakteryzowana różnymi wskaźnikami . W najprostszym przypadku jako standardowe parametry niezawodności dostawy energii przyjmuje się :

a) roczny łączny czas awaryjnych przerw w dostawie energii , b) dopuszczalny czas jednej przerwy w dostawie energii , c) dopuszczalną liczbę przerw w dostawie energii w ciągu roku .

_____________________________ )1 Katedra Elektroenergetyki AGH , Al. Mickiewicza 30 , 30-059 Kraków

e-mail : [email protected]

11

mailto:[email protected]

Za przerwę w zasilaniu należy uważać stan , w którym napięcie w PWP (np.w złączu) jest mniejsze niż 1% napięcia deklarowanego U . c

Ze względu na przyczynę , przerwy dzieli się na planowe , czyli takie , o których odbiorca jest informowany z odpowiednim wyprzedzeniem , oraz przypadkowe związane ze zdarzeniami zewnętrznymi , uszkodzeniami lub zakłóceniami w pracy systemu elektroenergetycznego. Ze względu na czas trwania przerwy przypadkowe w zasilaniu klasyfikuje się jako :

• krótkie o czasie trwania do 3 minut spowodowane uszkodzeniami przemijającymi ,

• długie o czasie trwania powyżej 3 minut spowodowane uszkodzeniami trwałymi. W normalnych warunkach pracy sieci rozdzielczej roczna ilość przerw waha się od kilkudziesięciu do kilkuset.

W analizie strat spowodowanych przerwami zasilania często posługujemy się pojęciem energii niedostarczonej . Jest to różnica pomiędzy energią , która byłaby dostarczona do odbiorcy bez występowania przerw , a energią faktycznie dostarczoną . Energia ta nie może być zmierzona w sposób bezpośredni i jest szacowana na podstawnie poboru energii w analogicznym okresie pozbawionym zakłóceń w dostawie lub w inny sposób. Sposób szacowania wielkości energii niedostarczonej ma istotny wpływ na jej wartość , a co za tym idzie na obliczane z jej użyciem wskaźniki. W warunkach rynkowych wartość energii niedostarczonej na skutek przerw i ograniczeń powinna być ustalana przez odbiorcę na podstawie ceny , jaką gotów jest zapłacić za uniknięcie przerwy lub ograniczenia w dostawie . Dla konkretnych przerw w dostawie , koszt niedostarczonej energii zależny będzie od :

• rodzaju odbiorcy , • czasu przerwy w dostawie energii , • częstości przerw , • momentu wystąpienia przerwy w okresie doby i roku , • rozmiaru ograniczenia dostawy energii , • czasu uprzedzenia o przerwie lub ograniczeniu.

Skutkiem wymienionych czynników są dla odbiorcy straty gospodarcze , które w przybliżeniu można oszacować jako :

E = (1) a )(1

ai

n

iai kE∑

=

gdzie : E - koszt niedostarczonej energii ; E - wartość oczekiwana niedostarczonej

energii w wyniku i. wydarzenia ; k - równoważnik gospodarczy wartości niedostarczonej energii i. wydarzenia oszacowany dla wszystkich odbiorców dotkniętych tym wydarzeniem ; n – liczba ograniczeń lub wyłączeń w rozważanym okresie czasu.

a ai

ai

W referacie przedstawiono w sposób syntetyczny wymagania przepisów krajowych i zagranicznych odnośnie ciągłości zasilania odbiorców energią elektryczną .

12

2.WYMAGANIA ODNOŚNIE CIĄGŁOŚCI ZASILANIA W PRZEPISACH I NORMACH KRAJOWYCH

Zasilanie odbiorników energią elektryczną powinno przebiegać w sposób ciągły. Awarie i niespodziewane wyłączenia mogą w pewnych przypadkach powodować wystąpienie znacznych strat materialnych oraz powstanie niebezpieczeństwa dla ludzi i urządzeń. Konieczność niezawodnego rezerwowania zasilania występuje tam , gdzie przerwy w zasilaniu są niedopuszczalne ze względu na funkcjonowanie (np. telefonia komórkowa, sieci komputerowe) , bezpieczeństwo (np. szpitale , banki) oraz straty (np. chłodnie i niektóre procesy technologiczne). Wymagania w zakresie niezawodności zasilania w energię elektryczną określają następujące dokumenty prawne : 1) Ustawa z 10.04.1997r. Prawo Energetyczne [18] , 2) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 25.09.2000r. [13] , 3) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 14.12.2000r. [14] , 4) Norma PN-EN 50160 : 1998 [10] , 5) Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z 12.04.2002r.[15] , 6) Norma PN-IEC 60364 [11] . Ustawa ”Prawo Energetyczne” [18] nakłada na przedsiębiorstwa przesyłowe i dystrybucyjne zwiększoną odpowiedzialność za zasilanie odbiorców, a w tym za niezawodność dostawy na poszczególnych poziomach hierarchicznych systemu elektroenergetycznego oraz za jakość dostarczonej energii elektrycznej. Obowiązujące obecnie w kraju Rozporządzenie MG [13] dzieli odbiorców na sześć grup przyłączeniowych . W rozdziale 6 Rozporządzenia , w którym określone są standardy jakościowe podany jest łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych liczony dla poszczególnych wyłączeń od zgłoszenia przez odbiorcę braku zasilania do jego przywrócenia oraz czas trwania jednorazowej przerwy w dostawie energii. Dla podmiotów IV i V grupy przyłączeniowej przyłączonych bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu nie wyższym niż 1 kV :

• łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w okresie 1 roku nie może przekroczyć : - 60 godzin (od 01.01.2003r. do 31.12.2004) , - 48 godzin (po 01.01.2005r.) ;

• czas trwania jednorazowej przerwy w dostawie energii nie może przekroczyć : - 36 godzin (od 01.01.2003 do 31.12.2004r.) , - 24 godzin (po 01.01.2005r.).

W dyskusjach nad nową wersją Rozporządzenia proponuje się przyjęcie dla grup przyłączeniowych IV i V: - łącznego rocznego czasu wyłączeń awaryjnych równego 36 godzin (przejściowo do

31.12.2003r.-48 godzin), - czasu jednorazowej przerwy awaryjnej nie przekraczającego 15 godzin (przejściowo do

31.12.2003r.-20 godzin). Dla odbiorców grup przyłączeniowych I-III i VI , tj. : 1) grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej , 2) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, które wymagają

dostaw energii elektrycznej o parametrach innych niż standardowe , albo przedmioty posiadające własne jednostki wytwórcze współpracujące z siecią ,

3) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV , lecz niższym niż 110 kV ,

13

4) grupa VI – podmioty przyłączane do sieci na czas określony , niezależnie od napięcia znamionowego sieci ;

dopuszczalny czas trwania w roku wyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw określa umowa sprzedaży . Umowy hurtowej sprzedaży – kupna energii elektrycznej , zawarte między PSE S.A. a spółkami dystrybucyjnymi zawierają zapis , który zobowiązuje PSE S.A. do dostarczania energii elektrycznej w sposób ciągły z wyjątkiem sytuacji awaryjnych . Jest to zapis nieprecyzyjny , w którym ciągłość dostawy energii z sieci przesyłowej jest parametrem pozbawionym kontroli i normowania .Taki zapis nie powinien zadawalać żadnej ze stron. Dla dostawcy może się on wydawać wygodny , bo spycha niezawodność na dalszy plan , ale prowadzi do zatargów (m.in. sądowych ) w sprawie roszczeń za przerwy w dostawie energii i szkody powstałe w ich wyniku . Zatem dostawca powinien określić wartości parametrów niezawodnościowych , które będzie gwarantował. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej PSE S.A. [5] klasyfikuje przerwy o czasie trwania poniżej 1 minuty jako krótkie a o czasie dłuższym od 1 minuty jako długie . W warunkach polskich można przyjąć w systemie przesyłowym granicę czasu przerw krótkich i długich wynoszącą 1 minutę . W sieciach nn i ŚN jako podstawową granicę przerw krótkich i długich można przyjąć czas 3 minut zgodnie z normą PN-EN 50160 [10] , o ile umowa o dostawie energii elektrycznej nie stanowi inaczej. Podejście takie stawia wyższe wymagania sieciom przesyłowym nie wykluczając jednocześnie takiego samego podejścia do ważnych odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczych. Jest to zgodne z zapisem Ustawy Prawo Energetyczne [18] , mówiącym o negocjowaniu warunków dostawy energii w umowie dwustronnej. Dokumentem określającym wymagania w zakresie jakości energii i niezawodności zasilania odbiorców z publicznych sieci rozdzielczych niskiego i średniego napięcia jest ustanowiona w 1998r. norma PN-EN 50160 [10] , będąca odpowiednikiem normy EN 50160 [1]. Norma PN-EN 50160 nie była jednak wprowadzona w kraju do obowiązkowego stosowania. Norma ta jako przerwę w zasilaniu definiuje stan , w którym napięcie w złączu sieci elektroenergetycznej jest mniejsze niż 1% napięcia deklarowanego U . Norma [10] definiuje wartości odniesienia krótkich i długich przerw w zasilaniu , których granicę ustala na 3 minuty. W normalnych warunkach pracy roczna liczba krótkich przerw w zasilaniu mieści się w przedziale od kilkudziesięciu do kilkuset. Czas trwania około 70% krótkich przerw w zasilaniu może być mniejszy niż jedna sekunda.

c

W odniesieniu do długich przerw w zasilaniu ( o czasie dłuższym niż 3 minuty ) w normalnych warunkach pracy roczna częstość ich występowania , może być mniejsza niż 10 lub może zbliżać się do 50 w zależności od obszaru. Wielkości te nie dotyczą planowanych przerw w zasilaniu , ponieważ odbiorcy są o nich powiadamiani z wyprzedzeniem. Podane powyżej wymagania Rozporządzenia [13] odnośnie łącznego czasu trwania w roku wyłączeń awaryjnych oraz czasu trwania jednorazowej przerwy w zasilaniu oraz wymagania wskaźnikowe normy [10] odnośnie krótkich i długich przerw w zasilaniu , jako określone głównie z punktu widzenia szeroko rozumianych warunków dostawy i rozliczeń za energię elektryczną , nie określają jednak w sposób wystarczający warunków niezawodności zasilania . Warunki te znacznie dokładniej precyzuje podany w literaturze niemieckiej [16] i przytoczony w referacie prof.H.Markiewicza i dra A.Klajna podział odbiorców na cztery kategorie ,odnoszący się w zasadzie do budynków mieszkalnych oraz budynków użyteczności publicznej , a więc do obiektów nieprzemysłowych.

14

Wymagania odnośnie niezawodności zasilania instalacji elektrycznych w obiektach budowlanych określa Rozporządzenie Ministra Infrastruktury [15] i norma PN-IEC 60364 [11]. Rozporządzenie [15] wprowadza wymaganie , aby budynki wysokie oraz inne , w których zanik napięcia w sieci zasilającej może spowodować zarówno zagrożenie życia lub zdrowia ludzi , jak i znaczne straty materialne lub zagrożenie środowiska , powinny być zasilane z co najmniej dwóch niezależnych źródeł zasilania z zastosowaniem urządzeń samoczynnego załączania zasilania rezerwowego. W budynkach wysokich oraz takich , jak szpitale , banki, hotele , domy handlowe itp. jednym ze źródeł zasilania powinien być agregat prądotwórczy. Niekiedy może też zachodzić konieczność zastosowania baterii akumulatorów przeznaczonych do rezerwowego zasilania odbiorników i instalacji warunkujących bezpieczeństwo. Z kolei część 3 normy PN-IEC 60364 [11] wprowadza niektóre wymagania dotyczące źródeł zasilania rezerwowego służących zapewnieniu bezpieczeństwa. Zgodnie z tą normą źródła te powinny mieć odpowiednie do przeznaczenia : moc , niezawodność , dane znamionowe i czas przełączenia.

Norma [11] jako źródła zapewniające bezpieczeństwo dopuszcza stosowanie : 1) baterii akumulatorów , 2) ogniw galwanicznych , 3) agregatów prądotwórczych , 4) oddzielnych linii zasilających z sieci rozdzielczej niezależnie od normalnej linii

zasilającej. Zasilanie urządzeń zapewniających bezpieczeństwo może przebiegać niesamoczynnie lub samoczynnie. W zależności od dopuszczalnego czasu przyłączenia zasilanie samoczynne może być dokonywane : 1) bezprzerwowo , z zapewnieniem ciągłości zasilania , 2) przy bardzo krótkiej przerwie ( przełączenie w ciągu 0,15 s) , 3) przy krótkiej przerwie ( przełączenie w ciągu 0,5 s) , 4) przy średniej przerwie ( przełączenie w ciągu 15 s) , 5) przy długiej przerwie ( przełączenie w czasie dłuższym niż 15 s). Tradycyjne układy rezerwowania zasilania polegają na stosowaniu : 1) układu dwustronnego zasilania z niezależnych źródeł , 2) sekcjonowania szyn rozdzielnic niskiego napięcia zasilanych z oddzielnych

transformatorów ŚN/nn , 3) sekcjonowania szyn rozdzielnic niskiego napięcia połączonego ze stosowaniem

automatyki samoczynnego załączania rezerwy (SZR), 4) agregatów prądotwórczych , 5) układów zasilania z trzech niezależnych źródeł . Główną wadą tradycyjnych sposobów załączania zasilania rezerwowego jest występowanie czasu , w którym odbiory są pozbawione zasilania. W przypadku „ręcznego” wykonywania operacji przyłączenia wymaga to wystąpienia przerwy przynajmniej kilkuminutowej. Układ automatyki SZR wydatnie skraca czas przerwy w zasilaniu odbiorów , lecz nie pozwala na jej całkowite wyeliminowanie. Stosowanie tzw. szybkiego działania SZR ( z czasem przerwy poniżej 0,5s) zwykle napotyka trudności w zapewnieniu koordynacji z czasem działania zabezpieczeń na odpływach zasilanych z rozdzielnicy , oraz stwarza problemy w przypadku występowania w sieci większej liczby silników. Szeroko stosowane systemy elektroniczne i komputerowe wymagają stosowania nowoczesnych środków technicznych , które pozwalają na radykalną poprawę sytuacji w

15

zakresie zapewnienia nieprzerwanego zasilania odbiorców. Do środków tych można zaliczyć układy FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems) oraz układy bezprzerwowego zasilania typu UPS (Unterrupted Power Supply). Układy FACTS przeznaczone głównie do sieci przesyłowych energetyki zawodowej znalazły już praktyczne zastosowanie w sieciach przemysłowych , np. w przemyśle papierniczym , gdzie pozwalają na likwidację wahań napięcia i krótkotrwałych , trwających przez czas rzędu 100 ms , przerw beznapięciowych . Jednakże układy te ze względu na duże koszty mogą znaleźć szersze praktyczne zastosowanie w kraju dopiero za kilkanaście lat. Drugi z wymienionych wyżej sposobów , tzn. zastosowanie zasilaczy typu UPS , jest już powszechnie stosowany w układach gwarantowanego zasilania napięciem przemiennym. 3.WYMAGANIA ODNOŚNIE CIĄGŁOŚCI ZASILANIA W

PRZEPISACH I NORMACH ZAGRANICZNYCH

Przy przedstawieniu wymagań przepisów dotyczących jakości energii należy dokonać podziału tych wymagań w odniesieniu do sieci przesyłowych (>110 kV) oraz do sieci rozdzielczych nn i ŚN (do 110 kV ) . Na wstępie należy wskazać na występujący w przepisach brak ujednolicenia pojęć i definicji w zakresie niezawodności zasilania i jakości energii elektrycznej . W interesującym nas obszarze ciągłości zasilania nie ma jednoznacznie określonej granicy czasu pomiędzy przerwami krótkimi i długimi . Jak podano wyżej granica ta jest umowna , mieści się w przedziale pomiędzy 1 a 3 minutami i zazwyczaj jest korelowana z czasem działania automatyki SPZ . Przykładowo norma EN 50160 [1] do przerw długich zalicza przerwy o czasie trwania powyżej 3 minut. Podobnie czynią to zalecenia francuskie EdF [6]. Norma amerykańska [4] do przerw długich zalicza przerwy o czasie trwania powyżej 1 minuty. Identyczną granicę (1 minuty ) między przerwami krótkimi i długimi przyjęto w Instrukcji ruchu i eksploatacji polskiej sieci przesyłowej [5]. Według przepisów szwedzkich [2] granica czasu przerw krótkich i długich wynosi 90 sekund. Niektóre przepisy definiują przerwę w zasilaniu jako stan , w którym wartość skuteczna napięcia wyznaczona za ½ okresu sieci jest poniżej wartości progowej określonej dla przerwy. Dla systemu wielofazowego przerwa to czas , w którym wartość skuteczna napięcia wyznaczona za ½ okresu we wszystkich fazach jest poniżej wartości progowej dla przerwy powiększonej o histerezę przyrządu pomiarowego. W myśl tego określenia zanik napięcia w jednej lub nawet w dwóch fazach nie jest przerwą w systemie trójfazowym. W praktyce ze względu na nieco różne interpretacje czasów przerw krótkich i długich należy podawać jaki czas przyjęto jako wartość graniczną. Przepisy zagraniczne, podobnie jak krajowe nie zawierają jednoznacznych zapisów normujących ciągłość zasilania z sieci przesyłowych . Z reguły przyjmuje się , że ciągłość zasilana na tym poziomie napięcia powinna być przedmiotem umowy między dostawcą i odbiorcą energii elektrycznej. Zazwyczaj treść kontraktów będąca wynikiem negocjacji między dostawcą a odbiorcą stanowi tajemnicę handlową . Przeprowadzona w pracy wykonanej dla PSE S.A. na zlecenie EPRI [12] analiza zaleceń , raportów i kontraktów wykazała , że :

1) Raport szwedzki [2] zawiera ogólne wytyczne odnośnie ciągłości zasilania w sieciach przesyłowych 220-400 kV. Nakłada na operatora systemu obowiązek usuwania i minimalizowania wpływu awarii na odbiorców . Podaje również , że w sieciach NN (400-220 kV) występuje 0,2-1,5 wyłączeń na każde 100 km linii rocznie . Około 5% tych wydarzeń to zwarcia trwałe spowodowane uszkodzeniami elementów sieci.

16

2) Zalecenia francuskie [6] formułują ogólne warunki dostawy energii elektrycznej dla sieci o napięciu nie wyższym niż 400 kV. Zgodnie z tymi zaleceniami EdF zobowiązał się , że w latach 1996÷98 w sieciach 50 kV <U ≤ 400 kV nie będzie przekraczał rocznie :

N

- 1 przerwy długiej ( o czasie trwania > 3 minut ) , - 5 przerw krótkich ( o czasie trwania <3 minut i > 1 s) .

Jednocześnie EdF podjął zobowiązanie , że suma wartości progowych dla krótkich i długich przerw w zasilaniu nie będzie zwiększać się w następnych latach. Zdecydowanie więcej dokumentów normalizacyjnych dotyczy normalizacji ciągłości zasilania z sieci rozdzielczej. W Europie podstawowym dokumentem w tym zakresie jest norma EN 50160 [1]. Norma ta podaje wielkości wskaźnikowe dla krótkich i długich przerw w zasilaniu . W normalnych warunkach pracy roczna ilość przerw waha się od kilkudziesięciu do kilkuset . Czas trwania ok. 70% krótkich przerw jest krótszy od 1 s. Nie jest możliwe podanie typowych rocznych ilości i czasów trwania długich przerw spowodowanych trwałymi uszkodzeniami . W normalnych warunkach pracy wielkością wskaźnikową jest roczna ilość przerw trwających dłużej niż 3 minuty zwykle w przedziale od 10 do 50 w zależności od obszaru sieci . Wartości te nie obejmują przerw planowych , o których odbiorca jest informowany z wyprzedzeniem. Analiza wymagań normy EN 50160 wykazuje , że dla części odbiorców zachowanie przez dostawcę wymogów tej normy odnośnie ciągłości zasilania nie zabezpiecza ich w wystarczający sposób przed negatywnymi skutkami przerw w zasilaniu. Interesy te mogą być zabezpieczone w lepszym stopniu przez dopracowane warunki kontraktu na dostawę energii elektrycznej zawartego między dostawcą a odbiorcą energii. Zalecenia francuskie [6] określają ,że dla sieci o napięciu od 1 kV do 50 kV liczba przerw planowych nie powinna przekraczać 2 na rok i czas każdej przerwy powinien być krótszy od 4 godzin. Według tych zaleceń liczba przerw w zasilaniu jest zróżnicowana w zależności od wielkości populacji danego obszaru . Dopuszczalne liczby rocznych przerw długich podano w tabeli 1.

Tabela 1. Dopuszczalna liczba długich przerw w zasilaniu dla sieci 50kV≥U >1kV N

według EdF [6] Populacja obszaru Liczba długich przerw

Poniżej 10000 osób 6 Pomiędzy 10000 i 100000 osób 3 Powyżej 100000 osób (z wyłączeniem „wspólnot” powyżej 100000 osób i przedmieść Paryża)

3

Wspólnoty powyżej 100000 osób i przedmieścia Paryża 2

Standard południowoafrykański [8] dotyczący tylko sieci rozdzielczych o napięciu do 22kV określa liczbę dopuszczalnych przerw awaryjnych w ciągu roku dla odbiorców bez zasilania rezerwowego zasilanych z sieci rozdzielczych różnej kategorii w wykonaniu napowietrznym i kablowym.Wymagania te podano w tabeli 2.

17

Tabela 2. Liczba dopuszczalnych przerw w zasilaniu odbiorców według normy południowoafrykańskiej [8]

Liczba przerw wymuszonych w sieciach Kategoria sieci napowietrznych kablowych

Mieszkaniowe nie rozwojowe 6 4 Mieszkaniowe rozwojowe 10 4

Komercyjne/ przemysł drobny i średni

6 2

Wiejskie sieci napowietrzne do 22kV 60 Nie dotyczy

Liczba przerw dla napowietrznych sieci wiejskich obejmuje tylko przerwy o czasie trwania przekraczającym 2 minuty . Przerwa jest planowana , jeżeli można przesunąć w czasie moment wystąpienia przerwy , w przypadku wystąpienia takiej potrzeby . W przeciwnym przypadku przerwa jest wymuszona . Sieci mieszane kablowo-napowietrzne dla potrzeb klasyfikacji przerw powinny być traktowane jak sieci napowietrzne. Strony kontraktu mogą uzgodnić inne liczby dopuszczalnych przerw wymuszonych . Każda wielokrotna przerwa wywołana działaniem automatyki SPZ spowodowana pojedynczym wydarzeniem powinna być potraktowana jako jedna przerwa . Jeżeli w cyklu SPZ zostanie przywrócone napięcie na czas dłuższy niż 5 minut każdą następną przerwę należy traktować jako nowe zaburzenie. Warunki dotyczące odbiorców z zasilaniem rezerwowym powinny być każdorazowo uzgadniane w kontrakcie.

3.PODSUMOWANE 1) Zagadnienia niezawodności zasilania i jakości energii elektrycznej są aktualnie

przedmiotem zwiększonego zainteresowania zarówno dostawców , jak i odbiorców energii elektrycznej.

2) Jako standardowe parametry charakteryzujące niezawodność dostawy energii można przyjąć :

a) roczny łączny czas awaryjnych przerw w dostawie energii, b) dopuszczalny czas jednej przerwy w dostawie , c) dopuszczalną liczbę przerw w dostawie energii w ciągu roku.

3) Wymagania odnośnie ciągłości zasilania wprowadzone przez dokumenty normalizacyjne w poszczególnych krajach są zróżnicowane. Dotrzymanie przez dostawców wymagań standardowych odnośnie ciągłości zasilania może nie zabezpieczyć części odbiorców przed negatywnymi skutkami przerw w zasilaniu . Dla tej grupy odbiorców oraz dla znacznej grupy odbiorców , odnośnie których przepisy nie określają wymagań odnośnie niezawodności zasilania warunki dostawy energii elektrycznej powinny być określone w umowie między dostawcą a odbiorcą energii.

4) Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne zgodnie z istniejącymi regulacjami prawnymi będą ( a częściowo już są ) rozliczane z jakości świadczonych usług , w tym w szczególności z niezawodności dostawy.

18

LITERATURA

[1] EN 50160 Voltage charactesistics of electricity supplied by public distribution systems.1994 [2] Häger M. , Wahlström B. , Friman E. : Limits and Responsibility Sharing with Regard to

Power Quality for Swedish 220-and 400kV transmission system. STRI Raport S98-171. [3] IEEE P1433 A draft standard glossary of power quality terminology. [4] IEEE 1159 : 2000 Guide for recorder and data acquisition requirements for characterization

of power quality events. [5] Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej PSE S.A. Warszawa , sierpień 2001. [6] International Telecomunication Union , Genewa , 1989 , Emerald Contract for the supply of

electric at the Green Rate . EdF – Electricite’de France. [7] Markiewicz H. , Klajn A. : Metody i sposoby zapewniające pożądaną niezawodność

zasilania energią elektryczną . Seminarium „Pewność i jakość zasilania” , Kraków 2003. [8] NRS 048-2 :1996 Electricity supply – quality of supply . Part 2 . Minimum standars. ISBN

0-626-11239-7. Published in Republic of South Africa by the South African Bureau of Standards.

[9] Paska J. , Bargiel J. , Goc W. , Sowa P. : Jakość energii elektrycznej a niezawodność. Praca Naukowa Instytutu Energoelektroniki Politechniki Wrocławskiej Nr 91 , Seria Konferencje Nr 34 , Wrocław 2000r.

[10]PN-EN 50160 : 1998 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych.

[11]PN-IEC 60364 Instalacje elektryczne obiektów budowlanych (norma wieloarkuszowa). [12]Praca zbiorowa : Ocena jakości energii dla PSE S.A. Legislacja i normalizacja . AGH ,

Kraków 2002 ( praca niepublikowana wykonana na zlecenie EPRI). [13]Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000r. w sprawie szczegółowych

warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych , obrotu energią elektryczną , świadczenia usług przesyłowych , ruchu sieciowego i eksploatacji oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców . Dz. U. Nr 85 , poz.957.

[14]Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Dz.U. Nr 1 z 2001r. , poz. 7 .

[15]Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002r. w sprawie warunków technicznych , jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie. Dz.U. Nr 75 , poz. 690.

[16]Seip G.G. : Electrical Installations Handbook. John Wiley & Sons. Third Edition , 2000. [17]Strzałka J. : Ciągłość zasilania w przepisach i normach innych krajów. Seminarium

”Pewność i jakość zasilania” , Kraków 2003r. [18]Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997r. Prawo Energetyczne . Dz. U. Nr 54 , poz. 348 z późn.

zmianami.

19


METODY I SPOSOBY ZAPEWNIAJĄCE POŻĄDANĄ

NIEZAWODNOŚĆ ZASILANIA ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ

Prof. dr hab. inż. Henryk Markiewicz, Dr inż. Antoni Klajn

1. Informacje wstępne Niezawodność zasilania jest jednym z parametrów służących do oceny jakości dostarczanej energii elektrycznej. Jest to parametr podstawowy, jako że odnosi się on do przerw w zasilaniu, czyli do sytuacji, gdy odbiorca jest pozbawiony dostawy energii. Przerwy w zasilaniu są uwzględniane i określane ilościowo zarówno w dokumentach dotyczących jakości energii elektrycznej jak i warunków dostawy tej energii odbiorcom. Przez przerwę w zasilaniu, zgodnie z normą PN-EN-50160 [1], rozumie się sytuacje, w których wartość skuteczna napięcia w punkcie dostawy energii (np. w złączu) zmniejszy się poniżej 1% napięcia deklarowanego, czyli zwykle napięcia znamionowego sieci zasilającej. Norma [1] dzieli ponadto przerwy w zasilaniu zależnie od: • przyczyny powstania, przy czym:

- przerwy przewidywane, to takie które zostały zaplanowane w celu wykonania określonych prac, zgodnych z harmonogramem robót konserwacyjnych bądź remontowych; odbiorcy powinni być uprzedzeni o takich przerwach,

- przerwy przypadkowe, będące skutkiem awarii (np. zwarć) występujących w sieci bądź spowodowane czynnikami zewnętrznymi (np. zerwanie przewodów linii napowietrznej wskutek złych warunków atmosferycznych).

Przerwy przypadkowe dzieli się zależnie od czasu ich trwania na:

- przerwy krótkie, trwające do 3 minut, oraz - przerwy długie, trwające dłużej niż 3 minuty,

W normalnych warunkach pracy sieci roczna liczba krótkich przerw w zasilaniu wynosi od kilkudziesięciu do kilkuset [1, 2], przy czym czas trwania około 70% z nich nie przekracza zwykle 1 sekundy. Roczna liczba długich przerw w zasilaniu może wynosić od kilku do ok. 50, zależnie od rodzaju sieci zasilającej (napowietrzna, kablowa) i warunków terenowych, przy czym w tej liczbie nie należy uwzględniać przerw przewidywanych i wcześniej zapowiedzianych. Ponadto norma [1] wyszczególnia cały szereg sytuacji, w których jej postanowienia nie są obowiązujące, np. siły wyższe, działania władz publicznych i inne.

Dostawcy energii w Polsce dzielą z kolei odbiorców na sześć grup przyłączeniowych [3], dla których określono m.in. dopuszczalny, łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku. Podział ten, dokonany głównie z punktu widzenia szeroko rozumianych prawnych konsekwencji dotrzymania warunków dostawy i rozliczeń za energię elektryczną, przy czym przez czas trwania przerwy rozumie się tu czas od zgłoszenia przez odbiorcę przerwy w dostawie energii do chwili przywrócenia tej dostawy. Kryteria te odbiegają od ustaleń normy [1].

20

W literaturze przez niezawodność dostaw energii elektrycznej do danego odbiorcy bądź grupy odbiorców rozumie się sumaryczny, względny czas dostawy energii w stosunku do rozpatrywanego przedziału czasu. Jako reprezentatywny przedział czasu przyjmuje się zwykle okres jednego roku. Tę zwięzłą definicję wyraża zależność:

%1001

11

1 ⋅

⎟⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

+

−=

∑∑

∑

==

=n

iFi

m

iDi

n

iFi

tt

t

N ,

(1) gdzie: N – niezawodność zasilania,

tDi – i-ty czas dostawy energii pomiędzy jej przerwami, tFi – i-ty czas przerwy w zasilaniu, m – liczba okresów dostawy energii pomiędzy przerwami, n – liczba przerw dostawy energii. Tabela 1. Kategorie odbiorców energii elektrycznej z punktu widzenia niezawodności zasilania [4].

Kategoria Wymagania dotyczące niezawodności zasilania

Zastosowane typowe rozwiązania w układzie zasilania

Przykładowi odbiorcy

I – podstawowa Dopuszczalne stosunkowo długie przerwy w zasilaniu, rzędu dziesiątek minut, kilku godzin.

Zasilanie pojedynczą linią promieniową z sieci elektroenergetycznej. Brak zasilania rezerwowego

Domy jednorodzinne na terenach wiejskich i w rzadkiej zabudowie miejskiej, nieduże bloki mieszkalne.

II – średnia Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać kilku dziesiątek sekund (przeciętnie od dziesięciu do dwudziestu sekund)

Dwie niezależne linie zasilające lub jedna linia i agregat prądotwórczy z układem samoczynnego załączenia rezerwy.

Wysokie budynki mieszkalne

III – wysoka Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać 1 sekundy.

Dwie niezależne linie zasilające z systemu elektroenergetycznego i system zasilania rezerwowego z pełną automatyką sterowania zasilania rezerwowego

Duże hotele, centra handlowe, banki, szpitale, dworce kolejowe i porty lotnicze, stacje radiowe i telewizyjne, duże kina i teatry

IV - najwyższa Zasilanie bezprzerwowe. Niedopuszczalna jest przerwa w zasilaniu wybranych urządzeń

Jak w kategorii III, lecz wybrane urządzenia rezerwowego zasilania powinny zapewnić zasilanie bezprzerwowe.

Wybrane odbiory w obiektach wymienionych w kategorii III, np. sale operacyjne szpitali, zasilanie systemów komputerowych w bankach, obwody oświetlenia ewakuacyjnego teatrów, kin, hoteli.

21

Dla szeregu współczesnych urządzeń nawet krótkotrwała przerwa w zasilaniu może oznaczać poważne problemy eksploatacyjne bądź zagrożenie dla zdrowia i życia ludzi lub zwierząt. Na zagadnienie zapewnienia odpowiedniej niezawodności zasilania należy jednak spojrzeć jako na swego rodzaju kompromis pomiędzy zagrożeniami czy stratami jakie mogą być skutkiem przerw w zasilaniu a kosztami środków i urządzeń, które mają takim przerwom zapobiegać. Jedną z konsekwencji tego kompromisu jest podział odbiorców na grupy czy kategorie w zależności od dopuszczalnego czasu trwania przerw w zasilaniu. Warunki te znacznie dokładniej precyzuje znany w literaturze podział odbiorców na cztery kategorie [3], zestawione w tabeli 1. Koszty i konsekwencje przerw w zasilaniu są bardzo różne w zależności od kategorii i rodzaju odbiorcy. Najmniej dotkliwe są one o odbiorców kategorii I., u których dopuszcza się najdłuższe przerwy w zasilaniu. U odbiorców kategorii II konsekwencją może być np. panika bądź strach ludzi uwięzionych przez dłuższą chwilę w windzie budynku mieszkalnego czy biurowca. Skutki w kategoriach III i IV są odpowiednio poważniejsze. Konsekwencje i koszty strat wynikłe z przerw w dostawie energii u odbiorców przemysłowych są bardzo różne w zależności od branży, procesu technologicznego, długości przerw i częstości ich występowania. Należy pamiętać, że koszty strat w różnej proporcji zależą od długości przerw w zasilaniu. Problem ten ilustrują częściowo możliwe relacje kosztów przerw w zasilaniu do czasu tych przerw, przedstawione na rys. 1. Przykładowo w przemyśle samochodowym, zakładach obróbki mechanicznej są one na ogół wprost proporcjonalne do długości przerw (linie 3,4, rys. 1). W innych branżach krótkotrwała przerwa może być dopuszczalna, jednak brak ponownego zasilania przez określony czas prowadzi do znacznych strat czy zagrożenia życia np. w podziemiach kopalń – wentylacja, pompy odwadniające. Innym przykładem mogą być np. fermy drobiu, gdzie przerwa w wentylacji dłuższa od kilku minut może spowodować uduszenie się drobiu (linia 2 , rys. 1). W wielu gałęziach przemysłu chemicznego przerwanie procesu technologicznego nawet na kilka sekund może prowadzić do konieczności remontu bądź wymiany całej instalacji (linia 1, rys. 1). Wspomniany kompromis, to wybór pomiędzy kosztami zainstalowania odpowiednich urządzeń rezerwowego zasilania a ryzykiem poniesienia konsekwencji przerw w zasilaniu energią elektryczną.

1

2

Kos

zty

3

4

Czas Rys. 1. Przykładowe scenariusze kosztów przerw w zasilaniu w zależności od czasu ich trwania; wyjaśnienie oznaczeń w tekście. Wśród środków i urządzeń służących do poprawy niezawodności zasilania można wyróżnić: • klasyczne metody bądź urządzenia rezerwowego zasilania (tabela 2), • urządzenia bazujące na niekonwencjonalnych i nowatorskich źródłach energii, znajdujących

się w chwili obecnej niejednokrotnie w fazie badań.

22

Tabela 2. Klasyczne metody i urządzenia rezerwowego zasilania oraz ich podstawowe cechy. Rodzaj

metody/urządzenia Zasób mocy

zasilania Czas gotowości do

załączenia po wyłączeniu zasilania

rezerwowego

Koszt instalacji

rezerwowa, niezależna linia zasilająca

z sieci el.-en.

nieograniczony od ułamka sekundy do pojedynczych sekund

bardzo wysoki

agregat prądotwórczy praktycznie nieograniczony

od kilku minut do ułamka sekundy

od średniego do wysokiego

baterie akumulatorów średni od kilku sekund do bezprzerwowego

niski

układy zasiania bezprzerwowego (UPS)

średni od ułamków sekundy do bezprzerwowego

od średniego do wysokiego

kompresyjne zasobniki energii

od niskiego do dużego

od kilku minut do ułamka sekundy

średni do wysokiego

Do niekonwencjonalnych źródeł energii w układach rezerwowego zasilania należy zaliczyć przede wszystkim: • koła zamachowe, • super-kondensatory, • nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii. Poniżej zamieszczono krótką charakterystykę wymienionych urządzeń rezerwowego zasilania. 2. Klasyczne metody i urządzenia rezerwowego zasilania 2.1. Rezerwowa, niezależna linia zasilająca z sieci elektroenergetycznej i układ SZR. Jako linia niezależna może być zasadniczo uważana linia wyprowadzona z innej stacji transformatorowej niż linia zasilania podstawowego [4, 5]. W zakładach przemysłowych dotyczy to zwykle dodatkowego zasilania niezależną linią wysokiego napięcia. W aglomeracjach miejskich wszystkie wysokie budynki mieszkalne powinny być zasilane dodatkową linią niskiego napięcia. Układem realizującym przełączenie zasilania na zasilanie rezerwowe jest układ samoczynnego załączenia rezerwy (SZR) niskiego napięcia. W przeszłości w Polsce układy takie wykonywane były na układach stycznikowych. Stycznik, który jest łącznikiem manewrowym, nie był aparatem odpowiednim do tego rodzaju pracy. Długotrwała, często wielomiesięczna praca stycznika w stanie zamkniętym powodowała osłabienie siły docisku jego styków wskutek nagrzewania m.in. od ciągłego załączenia cewki napędu, co wzmagało procesy nagrzewania się stycznika i w konsekwencji jego częściową bądź całkowitą niesprawność. Obecnie układy SZR niskiego napięcia wykonywane są z użyciem wyłączników niskiego napięcia wyposażonych w napęd samoczynny. Typowe rozwiązanie takiego układu przedstawiono na rys. 1. Urządzeniem sterującym pracą układu SZR jest specjalny przekaźnik SZR, który w sposób ciągły dokonuje pomiaru napięcia na zasilaniu podstawowym B oraz rezerwowym R (rys. 2). W przypadku stwierdzenia przerwy w zasilaniu podstawowym przekaźnik odczekuje przez czas t1, po czym powoduje wyłączenie wyłącznika głównego BCB. Czas t1 może być zwykle nastawiany w zakresie od 0,1s do 40s. Po czasie t2, który może być nastawiany w tym samym zakresie co czas t1, następuje załączenie wyłącznika zasilania rezerwowego RCB. W chwili gdy

23

przekaźnik przekaźnik SZR stwierdzi brak napięcia w zasilaniu podstawowym, zostaje również załączony agregat prądotwórczy G, (o ile znajduje się on na wyposażeniu układu zasilania danego obiektu). W sytuacji gdy moc układu rezerwowego wystarcza jedynie na zasilenie części odbiorów, są one dzielone na dwie grupy: grupę I, która powinna być zasilona w pierwszej kolejności, oraz grupę II, obejmującą odbiory o niższym priorytecie zasilania. Przekaźnik SZR ma możliwość rozróżnienia zasilania dwóch takich grup. Toteż po załączeniu źródła rezerwowego zasilane są często jedynie odbiory zaliczone do grupy I, np. windy i oświetlenie klatek schodowych w wysokim budynku mieszkalnym. Dopiero po osiągnięciu pełnej gotowości do obciążenia przez agregat prądotwórczy, mogą być zasilone również inne odbiory. Po ponownym pojawieniu się napięcia na linii zasilania podstawowego po czasie t3 (1-300 s) następuje wyłączenie źródła rezerwowego i po czasie t4 (≈t1) załączenie zasilania podstawowego. Po czasie tG2 zostaje wyłączony również generator prądotwórczy.

Przekaznik SZR

Uklad kontrolinapiec

wejsciowych

Odbiorygrupy I

Odbiorygrupy II

G

BCB

RCB

B R

S1 S2

BCBRCB

UB UR

UB

UR

EGS

0101010101 t1

t2

tG1

t3

t4

tG2

t Rys. 2. Schemat blokowy niskonapięciowego układu SZR, wraz z diagramem czasowym sekwencji łączeniowych. B – zasilanie podstawowe, R – linia zasilania rezerwowego, BCB, RCB – wyłączniki do załączania odpowiednio zasilania podstawowego i rezerwowego, S1, S2 – łączniki do zasilania odpowiednio odbiorników o wyższym i niższym priorytecie zasilania, G –agregat prądotwórczy, UB, UR – napięcia źródła podstawowego i rezerwowego mierzone przez przekaźnik SZR.

24

2.2. Agregaty prądotwórcze Agregaty prądotwórcze, to prądnice bądź generatory napędzane najczęściej silnikiem spalinowym wysokoprężnym, rzadziej turbiną gazową, gotowe przejąć obciążenie na czas od kilku godzin nawet do kilku dni. Układy te wyposażone są zwykle w autonomiczny system automatycznej regulacji prędkości obrotowej i synchronizacji z siecią zewnętrzną bądź z innymi jednostkami prądotwórczymi. Agregaty prądotwórcze znajdują również wiele innych zastosowań poza zasilaniem rezerwowym, np. jako podstawowe źródło zasilania na statkach lub mniejsze elektrownie szczytowe. Agregaty te produkowane są w bardzo szerokim zakresie swych mocy znamionowych, od kilkunastu kW do kilku MW. Wyróżnić można cztery podstawowe rozwiązania zespołów prądotwórczych, z punktu widzenia ich gotowości do pracy od chwili wyłączenia zasilania rezerwowego (rys. 3).

odbiory

Zasilanie podstawowe z siecielektroenergetycznej

12 3

a)

odbiory

Zasilanie podstawowe zsieci elektroenergetycznej

b)

4

c)

odbiory


56

odbiory


5

d)

6

Rys. 3. Różne układy zespołów prądotwórczych: 1 - silnik spalinowy wysokoprężny z urządzeniem rozruchowym, 2 – sprzęgło, 3 – generator, rozdzielnica z urządzeniami sterowania pracą zespołu, 5 – koło zamachowe, 6 – silnik elektryczny napedzający generator i silnik spalinowy. a) układ sterowany ręcznie; b) układ uruchamiany automatycznie, gotowy do przejęcia obciążenia po określonym czasie rozruchu trwającym od kilkudziesięciu do ok. 180 sekund; c) i d) układy wyposażone w koło zamachowe, napędzane w sposób ciągły silnikiem elektrycznym, gotowe do obciążenia w czasie 0,5 – 2 sekund (c) i o zasilaniu bezprzerwowym (d).

25

Grupa I, (rys. 3a) to agregaty załączane ręcznie w przypadku zaniku napięcia zasilającego. W zależności od mocy jednostki czas gotowości do obciążenia może zmieniać się od 6-15 sekund dla mocy kilkudziesięciu kW do ok. 180 sekund dla mocy rzędu kilku MW. W celu skrócenia tego czasu wiele zespołów prądotwórczych posiada układ stałego podgrzewania silnika wysokoprężnego lub turbiny gazowej tak, aby urządzenia te w możliwie krótkim czasie osiągnęły swą pełną moc. Grupa II (rys. 3b) to agregaty jak w grupie I, lecz z w pełni automatycznym sterowaniem w chwili zaniku zasilania podstawowego. Sterowanie takie instaluje się na ogół dla jednostek o większych mocach oraz tam, gdzie jest to uzasadnione koniecznością uzyskania możliwie krótkiej przerwy w przełączeniu układu na zasilanie rezerwowe. Grupa III i IV, to agregaty wyposażone w koło zamachowe, sprzęgnięte na stałe z generatorem. W rozwiązaniu pierwszym (rys. 3c) silnik elektryczny (6, rys. 3c) stale napędza generator wraz z kołem zamachowym, przy rozłączonym sprzęgle (5). Generator w tym rozwiązaniu nie jest obciążony, czyli pracuje na biegu jałowym. W przypadku zaniku napięcia podstawowego źródła zasilania układ automatyki załącza sprzęgło dokonując bardzo szybkiego rozruchu silnika spalinowego. W ten sposób przejęcie pełnego obciążenia elektrycznego jest możliwe w czasie od 0,5 s do 2 s od chwili zaniku napięcia. Układ przedstawiony na rys. 2d tym różni się od układu z rys. 2c, że silnik (6) napędzający generator ma moc na tyle dużą że napędzany generator zasila stale część odbiorów zaliczonych w danym układzie zasilania do priorytetowych, o najwyższej kategorii zasilania (kat. IV, tabela 1). Pozostałe odbiory, w których dopuszczalna jest krótkotrwała przerwa w zasilaniu są podłączone bezpośrednio do sieci. W chwili zaniku napięcia w sieci zasilającej następuje natychmiastowe uruchomienie silnika wysokoprężnego energią koła zamachowego tak, że odbiory zaliczone do priorytetowych są zasilane w sposób ciągły, jedynie z nieznacznym zawahaniem napięcia w momencie uruchamiania silnika spalinowego. Po osiągnięciu pełnej mocy przez silnik wysokoprężny, do generatora mogą być podłączone również inne odbiory niższej kategorii zasilania. 2.3. Baterie akumulatorów Baterie akumulatorów mają wielorakie zastosowanie w rezerwowym zasilaniu odbiorców energii elektrycznej. Stanowią one wyposażenie układów bezprzerwowego zasilania (UPS), są używane również do zasilania podzespołów agregatów prądotwórczych oraz są stosowane jako autonomiczne źródła rezerwowego zasilania. Ten ostatni przypadek zastosowania został omówiony w poniżej. Baterie akumulatorów są wykorzystywane jako autonomiczne źródła energii głównie do zasilania odbiorników prądu stałego lub odbiorników, które mogą być zasilane zarówno napięciem stałym jak i przemiennym, np. układy oświetlenia ewakuacyjnego Istnieją dwa sposoby zastosowania baterii akumulatorów do zasilania rezerwowego (rys. 4):

• układ, w którym w normalnym stanie pracy bateria jest stale doładowywana, natomiast podczas przerwy w zasilaniu podstawowym obciążenie jest przełączane na zasilanie bateryjne (rys. 4a),

• układ, w którym ten sam układ prostownikowy zasila równocześnie odbiory i doładowuje baterię, która bezprzerwowo zasila odbiory w sytuacji awaryjnej (rys. 4b)

Wadą układu z rysunku 4a jest krótka przerwa w zasilaniu odbiorów podczas przełączenia z zasilania podstawowego na rezerwowe. Jego zaletą jest odrębny układ ładowania baterii

26

akumulatorów, co zwiększa niezawodność całego zestawu. Jest on preferowany do układów zasilania oświetlenia bezpieczeństwa i oświetlenia dróg ewakuacyjnych.

Zaletą układu z rys. 4b jest praktycznie bezprzerwowe zasilanie odbiorników, a więc posiada cechy układu UPS. Prostownik zasilający powinien mieć moc wystarczającą do zasilania odbiorów i do pokrycia zapotrzebowania na maksymalny prąd ładowania baterii.

Siecb)

OdbioryAC/DC

Zasilanie z sieci

S12Si

ec

Linia 1

Linia 2OdbioryAC/DC

Zasilanie bateryjne

S12Si

ec

Linia 1

Line 2

a)

OdbioryAC/DC

Zasilanie z sieci

Siec

OdbioryAC/DC

Zasilanie bateryjne

Rys. 4. Różne opcje zasilania rezerwowego odbiorników przystosowanych zarówno do zasilania prądem stałym jak i przemiennym (odbiory AC/DC) z bateryjnych układów zasilania rezerwowego: a) z przełączaniem zasilania przy pomocy łącznika S, b) w układzie zasilania bezprzerwowego.

W ostatnich latach wiele miejsce poświęca się w badaniu możliwości zastosowania bateryjnych zasobników energii do pokrywania szczytowego obciążenia systemu elektroenergetycznego [6]. Układy te są również układami autonomicznymi i posiadają wiele podobieństw do układów zasilania rezerwowego, chociaż jest to zasadniczo inne specyficzne pole zastosowań baterii akumulatorów.

2.4. Układy zasiania bezprzerwowego (UPS) Układy zasilania bezprzerwowego (un-interruptible power supply, UPS) są przeznaczone do zasilania najwyższej kategorii odbiorów (III i IV, tabela 1). Wyróżnia się trzy zasadnicze typy rozwiązań układów UPS: • układy o biernej gotowości (passive standby, klasaVFD),

• układy liniowo interaktywne (line interactive, klasa VI),

• układy o podwójnej konwersji (double conversion klasa VFI).

27

Układy o biernej gotowości są najprostszymi zasilaczami, w których podczas normalnych warunków zasilania bateria akumulatorów jest stale doładowywana, natomiast w przypadku konieczności zasilania rezerwowego odbiory są przełączane na zasilanie z baterii poprzez falownik (rys. 5).Typowe rozwiązania tych układów są przewidziane na czas zasilania rezerwowego rzędu 3 godzin, przy czym przewidywany czas ponownego ładowania baterii akumulatorów jest dwukrotnie dłuższy, czyli ok. 6 godzin.

Siec

zasi

laja

ca

Odb

ioryS

1

B2 3

Rys. 5. Schemat blokowy układu UPS o biernej gotowości zasilania.

Układy liniowo interaktywne są zasilane z sieci podczas normalnej pracy w ten sposób, że część pobieranej energii jest zużywana na stałe doładowywanie baterii akumulatorów, która z kolei dostarcza energię do odbiornika, wspomagając w sposób ciągły podstawowy układ zasilania (rys. 6). Częstotliwość wyjściowa układu prostownik-falownik jest równa częstotliwości sieciowej. W przypadku przerwy w zasilaniu podstawowym odbiory zasilone są w sposób bezprzerwowy z baterii akumulatorów poprzez przekształtnik, pracujący teraz jako falownik.

Sieczasilajaca

Odbiory

Rys. 6. Uproszczony schemat blokowy układu liniowo interaktywnego UPS.

28

Układy UPS o podwójnej konwersji to najbardziej rozbudowane układy zasilania bezprzerwowego. Podczas normalnej pracy energia jest przetwarzana dwukrotnie: raz z prądu przemiennego na prąd stały, a następnie z prądu stałego na prąd przemienny (rys. 7). W obwodzie pośredniczącym prądu stałego zasilona jest bateria akumulatorów, która w przypadku zasilania rezerwowego staje się źródłem prądu. Zaletą tych układów jest:

• całkowicie płynne i zupełnie nieodczuwalne dla odbiornika przejście z zasilania podstawowego na rezerwowe,

• możliwość pracy układu odbiornika na częstotliwości innej niż częstotliwość układu zasilającego (w tym przypadku nie ma obwodu obejściowego by-pass).

Podstawową wada układów o podwójnej konwersji jest niższa sprawność w porównaniu z dwoma wymienionymi wcześniej układami UPS.

S

Siec

zasi

laja

ca

Obci

azen

ie

B

F

Polaczenie obejsciowe (by-pass)

Rys. 7. Schemat blokowy układu UPS o podwójnej konwersji z połączeniem obejściowym.

2.5. Kompresyjne zasobniki energii Idea budowy kompresyjnych zasobników energii (compressed air energy storage, CEES) jest bardzo zbliżona do agregatów prądotwórczych z tą różnicą, że silnik wysokoprężny bądź turbinę gazową zastąpiono turbiną napędzaną sprężonym powietrzem. Ten sposób magazynowania energii jest stosunkowo mało znany w Polsce, natomiast jest używany w innych krajach, np. w USA. Istnieją dwa rodzaje zasobników kompresyjnych:

• o umiarkowanych mocach, rzędu od dziesiątek do setek kW, jako urządzenia rezerwowego zasilania,

• o dużych mocach, rzędu dziesiątek MW, przeznaczone do pokrywania szczytowych obciążeń w układzie elektroenergetycznycm.

W pierwszym rozwiązaniu sprężone powietrze jest magazynowane w specjalnych zbiornikach wysokociśnieniowych. Właściwości eksploatacyjne tych urządzeń są zbliżone do omówionych

29

wcześniej agregatów prądotwórczych bez koła zamachowego. Uruchomienie generatora i obciążenie go pełną mocą jest możliwe w czasie do ok. 5 sekund.

Kompresyjne zasobniki energii przeznaczone do pokrywania obciążeń szczytowych w układzie elektroenergetycznym, to jednostki znacznie większe, w których jako zbiorniki sprężonego powietrza wykorzystuje się najczęściej nieużywane wyrobiska kopalń, np. wyrobiska kopalń soli wydobywanej metodą hydrauliczną. Eksploatacja takich obiektów jest analogiczna do pracy elektrowni szczytowo-pompowej.

3. Niekonwencjonalne urządzenia gromadzenia energii w zasilaniu rezerwowym.

W ostatnich latach pojawiło się szereg nowych rozwiązań, pozwalających na gromadzenie energii w układach zasilania rezerwowego. Urządzenia te mogą przykładowo zastąpić baterię akumulatorów w układach UPS. Są one wynikiem prowadzonych wciąż na świecie badań mających na celu poszukiwanie nowych rozwiązań w tym zakresie. Zasadniczym celem tych poszukiwań jest opracowanie możliwie prostych metod eliminacji krótkich przerw w zasianiu bądź krótkotrwałych zapadów czy głębokich wahań napięcia. Wyniki ostatnich badań [7] wskazują na to, ze około 97 % wszystkich przerw w zasilaniu i zapadów napięcia w sieciach rozdzielczych średniego napięcia to przerwy trwające nie dłużej niż 3 sekundy. Ich przyczyną są najczęściej wyładowania atmosferyczne i związane z tym działanie układów samoczynnego ponownego załączenia, czy też inne czynności łączeniowe w sieci. Przerwy w zasilaniu dłuższe niż 3 sekundy, to jedynie 3 % zakłóceń w sieci, a ich czas trwania jest zdecydowanie dłuższy, rzędu dziesiątek sekund, minut a nawet godzin. Sytuacja taka uzasadnia potrzebę poszukiwań takich urządzeń, które nie muszą magazynować bardzo dużych ilości energii, lecz które byłyby w stanie w krótkim czasie pokryć zapotrzebowanie na znaczne wartości mocy w chwili zapadów napięcia bądź krótkotrwałych przerw w zasilaniu. Ich drugie zadanie to ciągłe wspomaganie podstawowego źródła zasilania i łagodzenie wszelkich innych zakłóceń napięcia zasilającego. Ze względu na tę cechę, urządzenia te nazywane są też dynamicznymi zasobnikami energii (dynamic energy restorer). Są to:

koła zamachowe (flywheels),

super-kondensatory (supercapacitors),

nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (superconducting magnetic energy storage, SMES).

Koła zamachowe to konstrukcje zupełnie inne od tradycyjnego zastosowania kół zamachowych np. w omówionych już agregatach prądotwórczych. Różnica polega na tym, że w agregacie prądotwórczym (rys. 3) koło zamachowe gromadzi jedynie energię potrzebną do szybkiego rozruchu silnika wysokoprężnego, natomiast energia ta nie jest zasadniczo przeznaczona do zamiany na energię elektryczną w celu zasilania odbiorów. Szacuje się, że jedynie ok. 5% energii koła zamachowego jest oddawanej w postaci energii elektrycznej. W kołach zamachowych używanych jako dynamiczne zasobniki energii, energia zgromadzona jako energia kinetyczna koła jest zamieniana na energię elektryczną i przeznaczona do zasilania odbiorników w chwilach zaniku napięcia. Koło zamachowe jest sprzęgnięte z generatorem, który w czasie prawidłowej

30

pracy sieci zasilającej pracuje jako silnik, stale napędzając koło z określoną prędkością obrotową. W chwilach zaniku napięcia energia elektryczna wytwarzana w generatorze jest przekształcana na energię o odpowiednich parametrach napięcia i częstotliwości i służy do zasilenia układu. Szacuje się, że w ten sposób około 50% energii mechanicznej koła zamachowego może być wykorzystane do zamiany na energię elektryczną. Rozróżnia się dwie zasadnicze konstrukcje kół zamachowych [8]:

• szybkoobrotowe

• wolnoobrotowe.

Koła szybkoobrotowe są wykonane ze szkła bądź z włókna szklanego lub węglowego. Materiały te są materiałami niemagnetycznymi i mają ciężar właściwy ok. 5-ciokrotnie większy od stali. Prędkości eksploatacyjne kół szybkoobrotowych zawierają się w zakresie od 10 000 do 100 000 obrotów na minutę. Wirnik generatora jest magnesem stałym, ze względu na trudność wykonania uzwojeń, które wytrzymywałyby działanie sił odśrodkowych przy tak dużej prędkości obrotowej. Ze względu na ograniczenie sił tarcia zarówno generator jak i wirnik koła obracają się w próżni, umieszczone w zamkniętym pojemniku. Współcześnie budowane koła szybkoobrotowe posiadają moce do 250 kW z możliwością zgromadzenia energii do 8 MWs.

Koła wolnoobrotowe pracują przy prędkościach rzędu 6000 obrotów na minutę. Ze względu na mniejszą prędkość niż koła szybkoobrotowe, muszą one posiadać znacznie większą masę, aby uzyskać podobne wartości magazynowanej energii. Wirniki wykonywane są w tym przypadku ze stali i przy tych prędkościach obrotowych nie jest już konieczne umieszczanie całego układu w próżni. Stosuje się jednak obniżone ciśnienie otaczającego powietrza lub gaz o gęstości mniejszej niż powietrze w celu zmniejszenia sił tarcia. Generatory kół wolnoobrotowych mają wirnik uzwojony, co daje możliwość regulacji ich wzbudzenia. Jest to istotną zaletą kół wolnoobrotowych w stosunku do kół szybkoobrotowych. Moce obecnie produkowanych kół zamachowych wolnoobrotowych są rzędu 2 MW i są zdolne dostarczać energie przez czas od 1 do 30 sekund.

Koła zamachowe wolnoobrotowe są stosowane w kombinowanych układach zasilania rezerwowego, gdzie współpracują najczęściej z agregatami prądotwórczymi (rys. 8). Koło jest w sposób ciągły zasilane poprzez silnik/generator napędzany energią pobieraną z systemu, przekształcaną na odpowiednią częstotliwość i napięcie. Koło zamachowe pokrywa zapotrzebowanie na energię w chwilach krótkotrwałych zaników napięcia (do 3 sekund) oraz zasila generator w czasie rozruchu jego turbiny (1-30) sekund. Dłuższe przerwy w zasilaniu pokrywane są przez agregat prądotwórczy.

31

Siec

Odb

iory

Polaczenie obejsciowe (by-pass)

G M/GEC

F

Rys. 8. Schemat blokowy przykładowego układu rezerwowego zasilania z zastosowaniem koła zamachowego wolnoobrotowego i agregatu prądotwórczego. F- koło zamachowe, G – generator koła zamachowego, M/G – maszyna silnik/generator, C – sprzęgło, E- silnik wysokoprężny bądź turbina gazowa.

Superkondensatory (supercapacitors, ultracapacitors) to kondensatory o specjalnej konstrukcji umożliwiającej uzyskanie ekstremalnie wysokich pojemności. Duża pojemność jest uzyskana przez zastosowanie odpowiednich materiałów na okładki kondensatorów, takich jak aktywny węgiel bądź włókna pokrywane aktywnym węglem lub dwutlenkiem rutenu (RuO2). Zaletą takich elektrod jest dużo większa aktywna powierzchnia okładziny w porównaniu z tradycyjnymi materiałami. Technologia wytwarzania superkondensatorów znajduje się obecnie jeszcze w fazie badań, choć istnieją już produkowane przemysłowo urządzenia wykorzystujące te elementy. Ich zastosowanie w rezerwowym zasilaniu polegać będzie głównie na pokrywaniu zapotrzebowania na energię podczas bardzo krótkich zaników napięcia zasilania. Przewiduje się też współpracę superkondensatorów z układami UPS, w celu eliminacji ich krótkotrwałych, głębokich przeciążeń. W ten sposób uzyska się znaczne wydłużenie okresu eksploatacji baterii kondensatorów UPS.

Nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (superconducting magnetic energy storage, SMES) to układy gromadzące energię pola magnetycznego wytwarzanego przez duże cewki przewodzące prąd stały. Cewki te, schłodzone do bardzo niskiej temperatury znajdują się w stanie nadprzewodnictwa i przepływ prądu odbywa się praktycznie bez strat. Zgromadzenie energii polega na ciągłym przepływie prądu stałego o dużych wartościach, bez strat. W chwili zapotrzebowania na energię, prąd cewki może być przekształcony na prąd przemienny i dostarczony do układu. Obecnie buduje się już układy chłodzone ciekłym helem, natomiast w fazie badań znajdują się układy nadprzewodnictwa wysokotemperaturowego, czyli chłodzone ciekłym azotem.

32

4. Niektóre wymagania dotyczące sposobu wykonania instalacji elektrycznych wynikające z wymogów niezawodności dostawy i jakości energii 4.1. Układy zasilania Zasilanie odbiorników elektrycznych zainstalowanych w dowolnym obiekcie budowlanym powinno dokonywać się w sposób ciągły, przy czym skutki przerw i niezadowalającej jakości energii zależą od rodzaju zainstalowanych odbiorników, od uciążliwości po chaos, zagrożenie życia i duże straty materialne, szczególnie w budynkach mieszkalnych tzw. „inteligentnych”, wysokościowych i wysokich oraz użyteczności publicznej (szpitale, duże domy handlowe, banki itp.). Budynki wymagające podwyższonej lub dużej pewności zasilania powinny być zasilane co najmniej z dwóch niezależnych źródeł z automatyką samoczynnego załączania rezerwy (tabl. 3). Podstawowym źródłem zasilania jest prawie zawsze linia sieci rozdzielczej energetyki. Jako drugie (rezerwowe) źródło zasilania może być zastosowana inna linia sieci rozdzielczej lub/oraz agregat prądotwórczy o odpowiednio dużej mocy, zdolny do przejęcia pełnego obciążenia w krótkim czasie, rzędu pojedynczych sekund.

W obiektach o szczególnie dużych wymaganiach dotyczących pewności zasilania agregat prądotwórczy może być drugim rezerwowym źródłem zasilania, włączającym się samoczynnie w przypadkach braku lub znacznego obniżenia się napięcia w obydwu liniach. Zasilanie z trzech niezależnych źródeł jest w zasadzie wystarczające nawet w odniesieniu do odbiorników wymagających najwyższej pewności zasilania. W niektórych obiektach mogą jednak występować układy i odbiorniki, dla których nawet to nie jest zadowalająco dobre, bo mogą tu jednak występować wprawdzie bardzo krótkie, bo trwające ułamki sekundy, ale niedopuszczalne przerwy w zasilaniu oraz zapady napięcia. Dotyczy to przede wszystkim zasilania niektórych komputerów oraz ogólnie wielu urządzeń techniki informatycznej. Wymagają one ponadto stałej wartości napięcia zasilającego. Dlatego też takie obwody i odbiorniki powinny być zasilane poprzez urządzenia bezprzerwowego zasilania oznaczone jako UPS (Uninterruptable Power Supply). Niezależnie od konstrukcji urządzenia napięcie na wyjściu UPS-u powinno być napięciem stabilizowanym, o stałej wartości. 4.2. Moce zapotrzebowane Aby jakość energii elektrycznej (napięcia) na zaciskach przyłączeniowych odbiorników była zadowalająco dobra warunkiem koniecznym, choć niewystarczającym, jest, aby jej jakość była odpowiednio wysoka w złączu. W instalacji elektrycznej dochodzi bowiem do pewnego obniżenia jakości energii powodowanego spadkami napięć. O intensywności tego oddziaływania decydują przede wszystkim wartości przepływających prądów oraz impedancje poszczególnych fragmentów instalacji, zależne od przekrojów przewodów, które dobiera się głównie ze względu na spodziewane długotrwałe obciążenie prądowe tych odcinków instalacji. Aby ograniczyć negatywne skutki oddziaływania instalacji do wartości dopuszczalnych, konieczne jest, aby była zachowana odpowiednia konfiguracja instalacji dotycząca głównie liczby wewnętrznych linii zasilających (wlz), liczby odbiorców przyłączonych do poszczególnych wlz, liczby i długości obwodów odbiorczych, oraz aby przekroje przewodów poszczególnych odcinków linii były właściwie dobrane do spodziewanego obciążenia z uwzględnieniem określonego horyzontu czasowego użytkowania instalacji, bez konieczności jej modernizacji,

33

przed upływem tego czasu. Wymaga to prawidłowego ustalenia mocy zapotrzebowanej przez pojedyncze mieszkania oraz budynki (wlz budynków).

5

10

20

304050

100

200250

15

150

51 2 3 4 6 7 8 10 2015 30 40 50 100

C

B

A

Obl

icze

niow

a m

oc s

zczy

tow

a [kV

A]

Liczba mieszkań n

I NF [

A]

50*)6380100125160200250

Rys. 9. Wartości obliczeniowych mocy szczytowych i prądy znamionowe wkładek bezpiecznikowych INF wewnętrznych linii zasilających budynków o liczbie mieszkań n bez ogrzewania elektrycznego. krzywa A – dla mieszkań nie posiadających zaopatrzenia w ciepłą wodę z zewnętrznej, centralnej

sieci grzewczej, krzywa B – dla mieszkań posiadających zaopatrzenie w ciepłą wodę z zewnętrznej, centralnej sieci

grzewczej,

krzywa C – wariant opcjonalny dla instalacji modernizowanych, o których mowa w punkcie 3.4,

*) – zalecany minimalny prąd znamionowy wkładki bezpiecznikowej zabezpieczenia przedlicznikowego i wewnętrznej linii zasilającej, ze względu na selektywność działania zabezpieczeń nadprądowych.

Przy wyznaczaniu tych mocy należy uwolnić się od nawyku zbyt szczegółowego ustalania tych wartości. Budynki i instalacje są przeważnie dłużej użytkowane, aniżeli żyją w nich pierwsi jego mieszkańcy. W trakcie użytkowania budynków ulega zmianie zarówno liczba mieszkańców jak i ich potrzeby związane z konsumpcją energii elektrycznej. W warunkach polskich, w budownictwie mieszkaniowym można wnioskować przyjmowanie mocy zapotrzebowanych ustalonych w normie [9], równe 12,5 kVA na pojedyncze mieszkanie z centralnym zaopatrzeniem w ciepłą wodę oraz 30 kW dla mieszkań, w których przewiduje się przygotowanie ciepłej wody przy zastosowaniu urządzeń elektrycznych, z możliwością zainstalowania przepływowych podgrzewaczy wody. W budynkach mieszkalnych wielorodzinnych obciążenia wewnętrznych linii zasilających powinny być ustalone w oparciu o rysunek 7, zgodny z [9]. Zasilanie poszczególnych mieszkań powinno być trójfazowe o układzie TN-C-S lub TN-S. W innych krajach mogą obowiązywać inne ustalenia dotyczące mocy zapotrzebowanych.

34

Aby jakość energii była wysoka, a przerwy powodowane działaniem zabezpieczeń dotyczyły niewielkiej liczby odbiorników i jedynie części lokalu, liczba obwodów ogólnego przeznaczenia (oświetlenie, gniazda wtyczkowe) powinna być odpowiednio duża, od 2 w mieszkaniach bardzo małych do 6 i więcej w mieszkaniach o powierzchni większej od 125 m2. Odbiorniki o mocy znamionowej większej niż 2-2,5 kW (kuchenki elektryczne, pralki, zmywarki itp.) powinny być zasilane z osobnych obwodów.

Wskazane jest też wykonanie specjalnego obwodu lub obwodów dla zasilania urządzeń komputerowych. 4.3. Zabezpieczenia przetężeniowe Podstawowym zadaniem zabezpieczeń przetężeniowych, realizowanych przeważnie przez zastosowanie bezpieczników i wyłączników, jest ochrona przewodów i urządzeń przed nadmiernym nagrzaniem powodowanym prądami przeciążeniowymi i zwarciowymi, czego efektem jest przyśpieszone zużywanie się instalacji i urządzeń, ich zniszczenie, a w najbardziej niekorzystnych przypadkach również pożar. Z tego względu poprawne wykonanie i działanie zabezpieczeń przetężeniowych ma bardzo duży wpływ na niezawodność zasilania, przez ograniczenie częstości występowania i czasów trwania przerw w zasilaniu.

Rys. 10. Układ zasilania instalacji w budynku mieszkaniowym wielorodzinnym

Instalacje elektryczne w budynkach mieszkalnych, użyteczności publicznej i dowolnych innych wykonuje się zazwyczaj w układach promieniowych, kilkustopniowych, w których występuje

35

kilka zabezpieczeń przetężeniowych połączonych szeregowo (rys. 10). Zabezpieczenia te instaluje się na początku każdej z linii lub obwodu i w miejscach, gdzie zmniejsza się przekrój przewodów. W przypadku zwarcia w dalszej części obwodu prąd zwarciowy o tej samej wartości przepływa przez kilka urządzeń zabezpieczających. Urządzenia zabezpieczające powinny działać w sposób selektywny, tzn. w razie różnych zakłóceń wywołujących przetężenie powinno działać tylko jedno zabezpieczenie,

Zabezpieczenia przetężeniowe działają selektywnie, jeżeli ich pasmowe charakterystyki prądowo-czasowe nie przecinają się ani nie mają wspólnych obszarów działania. W odniesieniu do bezpieczników wymaganie to sprowadza się do warunku, aby prądy znamionowe wkładek bezpiecznikowych kolejnych bezpieczników różniły się co najmniej o 2 stopnie, a więc aby wynosiły np. 25 i 50 lub 63 i 100 A. Stosowanie bezpieczników różniących się o jeden stopień przeważnie nie zapewnia wymaganej selektywności działania, szczególnie przy dużych wartościach prądów zwarciowych.

Rys. 11. Charakterystyki ∫i2dt = f (Ik) przedłukowe bezpieczników typu gL oraz wyłaczenia

wyłączników instalacyjnych 16 i 32 A Spełnienie warunku selektywności działania zabezpieczeń przetężeniowych może napotykać na duże trudności w instalacjach o dużych i bardzo dużych wartościach prądów zwarciowych, w których zastosowano wyłączniki w obwodach odbiorczych oraz bezpieczniki jako zabezpieczenia przedlicznikowe i wewnętrznych linii zasilających (wlz). Prądy znamionowe wkładek bezpiecznikowych powinny być dobrane z uwzględnieniem typu i danych znamionowych wyłączników w obwodach odbiorczych oraz wartości prądu zwarciowego (rys. 11). Firmy wytwarzające wyłączniki podają z reguły w katalogach tablice przedstawiające jakie powinny być co najmniej prądy znamionowe bezpieczników zainstalowanych przed wyłącznikami, które przy określonych wartościach prądów zwarciowych zapewniają selektywne działanie zabezpieczeń. Przy prądach zwarciowych rzędu 3 kA i wyłącznikach 16 A powinny to być z reguły bezpieczniki co najmniej 63 A. Przy większych wartościach prądów zwarciowych

36

wymaga się zastosowania bezpieczników o większych wartościach prądów znamionowych, 80 a nawet 100 A. Zabezpieczenie przetężeniowe instalacji od złącza do obwodów odbiorczych może być również realizowane z zastosowaniem wyłączników samoczynnych. Aparaty te (z wyjątkiem wyłączników w obwodach odbiorczych) muszą być z wyzwalaczami elektromagnetycznymi dwuczłonowymi, z których jeden jest bezzwłoczny, drugi zaś z krótką nastawialną zwłoką czasową, albo powinny to być wyłączniki selektywne, np. typu S93 firmy AEG lub ELESTER. Są to jednak aparaty wielokrotnie droższe niż bezpieczniki. 5. Podsumowanie Niezawodność dostaw energii elektrycznej jest zagadnieniem złożonym. W referacie wskazano na to, że niezawodność ta w określonych warunkach zasilania jest swego rodzaju kompromisem pomiędzy technicznymi możliwościami dostawy energii a rachunkiem kosztów związanych z zapewnieniem pożądanej niezawodności. Koszty te są związane przede wszystkim z wyborem określonego źródła zasilania rezerwowego lub z jego brakiem. Ponadto ważnym czynnikiem niezawodnego zasilania jest poprawność zaprojektowania i wykonania instalacji odbiorczej.

Literatura [1] PN – EN 50160 [2] Szprengiel Z.: Jakość energii elektrycznej w świetle normy i przepisów prawnych. „Wiadomości Elektrotechniczne” 1/1999. [3] Ogólne warunki umowy o świadczenie usługi przesyłowej i sprzedaży energii. Załącznik nr 1,

Zakład Energetyczny Wrocław S.A, Wrocław 2000. [4] Seip G: Elektrische Installationstechnik. T1. Berlin-Munchen, Siemens –

Aktiengesellschaft, 1993. [5] Schaltanlagen. ABB – Taschenbuch, Cornelsen Verlag, Berlin 1999. [6] Herlender K., Styczyński Z.A., Dominik H.: Determination of battery energy storage

module size for distribution. Symposium „Electrical Energy Storage Systems Applications and Technologies”, Chester, 16-18 June 1998, str. 145-151. [7] Measuring of power failures in MV grid in Europe, Raport UNIPEDE, 1999. [8] Darrelman H.: Comparison of alternative short time storage systems. Piller GmbH, www-site,

2002. [9] Klajn A., Markiewicz H., Norma SEP N SEP-E-0002. Wytyczne. Komentarz. „Instalacje

elektryczne w obiektach budowlanych. Instalacje elektryczne w budynkach mieszkalnych. Podstawy planowania”. Centralny Ośrodek Szkolenia i Wydawnictw SEP, Warszawa 2003.

37


Wymagania jakości zasilania dużego zakładu przemysłowego.

Andrzej Gańczarczyk1

1. Zadania systemu elektroenergetycznego dużego zakładu przemysłowego.

System elektroenergetyczny dużych zakładów przemysłowych, a w szczególności

zakładów przemysłowych wyposażonych we własne elektrociepłownie zapewniające zasilanie procesów technologicznych w niezbędne ciepło poprzez produkcje pary technologicznej, ma funcje podobne jak duże systemy elektroenergetyczne energetyki zawodowej. Zadania te można określić następująco:

- zabezpieczenie bezprzerwowej dostawy energii elektrycznej o wymaganych parametrach

jakościowych do wszystkich aktualnie czynnych odbiorców - optymalizacja kosztów koniecznych do poniesienia dla zabezpieczenia potrzeb

energetycznych odbiorców poprzez minimalizację kosztów produkcji, zakupu i dystrybucji energii przy równoczesnym zapewnieniu wymaganej jakości dostawy energii elektrycznej.

W ślad za określeniem zadań systemu elektroenergetycznego dużego zakładu przemysłowego muszą pojawić się kryteria pozwalające dokonać oceny jakości jego pracy. Ze względu na zadania można oceniać pracę systemu z następujących punktów widzenia, a mianowicie: - z punktu widzenia technicznego poprzez analizę skuteczności realizacji zadania polegającego

na zapewnieniu bezprzerwowej dostawy energii elektrycznej o wymaganych parametrach jakościowych.

- z punktu widzenia techniczno–ekonomicznego systemu elektroenergetycznego tj. oceny kosztów własnych systemu ponoszonych przy realizacji zadań

- z punktu widzenia ekonomii zakładu, a więc kosztów ponoszonych nie tylko na realizację zadań systemu elektroenergetycznego, ale także na koszt produktu finalnego zakładu to znaczy koszt realizacji zadań systemu elektroenergetycznego, obejmuje także dodatkowy koszt ponoszony przez zakład w wyniku strat w produkcji powstałych na skutek niedotrzymania ciągłości dostawy energii elektrycznej lub odchyleń od wymaganych parametrów jakościowych.

Jeżeli poddamy analizie koszty systemu elektroenergetycznego dużego zakładu przemysłowego obejmujące produkcje, zakup i dystrybucje energii elektrycznej oraz porównamy je z wielkością potencjalnych strat wynikających z niedotrzymania ciągłości zasilania a ogólniej z nieotrzymania parametrów jakościowych dostawy energii elektrycznej, to patrząc z punku widzenia ekonomi całego zakładu przemysłowego wielkość w/w strat może decydować o rentowności produktów

1 Zakłady Azotowe S.A. Tarnów-Mościce, 33-101 Tarnów ul. Kwiatkowskiego 8

38

finalnych zakładu. Sytuacja ta powoduje, iż program pracy oraz struktura systemu elektroenergetycznego zakładu przemysłowego musi być ściśle skorelowana z procesami technologicznym i gwarantować odpowiednio wysoki stopień niezawodności dostaw energii elektrycznej do procesów produkcyjnych. W zależności od wagi odbioru, wskaźnik niezawodności może być różny i jest zależny od szeregu czynników, które definiują zasilaną instalację przemysłową. Analizując wymaganą niezawodność zasilania dla danej instalacji przemysłowej muszą brane być pod uwagę następujące elementy, które mogą wystąpić w wyniku nieciągłości zasilania lub niedotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej: - zagrożenie dla obsługi i otocznia - straty zniszczenia urządzeń (koszt zakupu nowych urządzeń) - koszty napraw i usuwania zniszczeń - koszty zniszczonych surowców, półproduktów, zużytej energii, oraz straty wybrakowanej

produkcji - dodatkowe zużycie materiałowe, surowców i energii związane z ponownym rozruchem

instalacji - dodatkowe koszty organizacyjne i handlowe Wielkość strat powstałych podczas pojedynczej przerwy w zasilaniu nie jest stała i dla danej instalacji zależy także od: - rodzaju odbiornika i jego funkcji w układzie technologicznym - stanu procesu technologicznego w momencie wystąpienia zakłócenia - częstości powstania zakłóceń i ich charakteru Jako przykład definicji pojęcia jakość energii elektrycznej można podać definicje zaproponowaną przez Advisory Committee on Electromagnetic Compatibility (ACEC): Jakością energii elektrycznej nazywamy zbiór parametrów, które opisują właściwości procesu dostarczania energii do odbiorcy w normalnych warunkach pracy i określających ciągłość zasilania (przerwy w zasilaniu bez względu na ich długość) oraz charakteryzujących parametry napięcia zasilającego (wartość, niesymetrię, kształt przebiegu czasowego)

2. Niezawodność zasilania instalacji produkcyjnych. Jednym z najbardziej istotnych parametrów charakteryzujących przemysłową sieć elektroenergetyczną jest niezawodność dostawy energii elektrycznej do odbiorców (instalacji technologicznych). Pod pojęciem niezawodności zasilania instalacji produkcyjnych należy rozumieć ciągłość dostaw odbiorcom wymaganej ilości energii elektrycznej o założonej jakości zgodnie z bieżącym zapotrzebowaniem określonym dla danej instalacji odbiorczej. Wskaźnikami jakości energii elektrycznej są: - odchylenie napięcia i częstotliwości od wartości znamionowej - wahania napięcia i częstotliwości - odkształcenie przebiegu napięcia Wyznaczenie optymalnego poziomu niezawodności zasilania w energię elektryczną instalacji przemysłowych powinno opierać się na rachunku techniczno – ekonomicznym uwzględniającym zarówno koszt budowy przemysłowej sieci elektroenergetycznej o danej niezawodności zasilania,

39

jak i też koszt strat w instalacjach technologicznych wynikający z niedotrzymania jakości energii elektrycznej. Podczas prowadzenia wyżej wymienionej analizy techniczno-ekonomicznej powinno uwzględniać się, co najmniej następujące przypadki: - nagłe krótkotrwałe przerwy w zasilaniu lub duże spadki napięcia wywołane procesami

przejściowymi - krótkotrwałe i długotrwałe odchylenie napięcia lub częstotliwości od warunków

znamionowych - nagłe długotrwałe przerwy w zasilaniu - planowane przerwy w zasilaniu - ograniczenia mocy 2.1 Nagłe krótkotrwałe przerwy w zasilaniu lub nagłe duże spadki napięcia Podstawowym parametrem systemu zasilania w energię elektryczną dużego zakładu przemysłowego mającym największy wpływ na pracę instalacji technologicznych jest ciągłość dostawy energii elektrycznej. Ciągłość dostawy należy tu rozumieć jako brak przerw w zasilaniu, nawet jeżeli czas trwania przerwy oscyluje na poziomie 0,3 s, a także brak głębokich spadków napięć to znaczy takich, w których napięcie na zaciskach odbiorników spada poniżej 0,7 Un. Zakłócenia, o których mowa powstają w systemie elektroenergetycznym podczas procesów przejściowych spowodowanych stanami awaryjnymi i związanych z nimi działaniem urządzeń automatyki zabezpieczeniowej, oraz zainstalowanych w celu zapewnienia możliwie dużej niezawodności zasilania układów SPZ i SZR. Zakłócenia te, pomimo krótkiego czasu trwania mogą mieć istotny wpływ na pracę odbiorników, a w szczególności w przypadku zakładów przemysłowych o ciągłym procesie technologicznym. 2.1.1 Przykładowe zestawienie skutków krótkotrwałej przerwy w zasilaniu lub dużego spadku napięcia dla pracy linii technologicznej produkcji nawozów azotowych. W linii technologicznej produkcji nawozów azotowych surowcami podstawowymi są metan, powietrze atmosferyczne, oraz energia. Produktami wyjściowymi są: mocznik, saletra amonowa, słaby kwas azotowy, półproduktem natomiast jest amoniak. Podstawowymi odbiorami energii elektrycznej w linach technologicznych produkcji nawozów azotowych są silniki synchroniczne o mocy kilku megawatów pracujące z obciążeniem 0,8 – 0,9 Pn. Podczas spadku napięcia do 0,6 Un silniki synchroniczne pracujące pod tym obciążeniem wypadają z synchronizmu, a po powrocie napięcia do wartości znamionowej ich resynchronizacja nie zachodzi samorzutnie. Obserwuje się już to zjawisko, jeżeli czas trwania obniżenia napięcia wynosi około 0,3 sekundy. W zależności od wartości obniżenia napięcia, czasu jego trwania, a także od aktualnego obciążenia poszczególnych silników następuje wyłączenie części lub wszystkich sprężarek. W zależności od liczby wyłączonych sprężarek czas potrzebny do ponownego uruchomienia instalacji i przywrócenia jej obciążenia znamionowego dla produkcji amoniaku i mocznika szacunkowo wynosi:

40

Tablica 1 Wyłączają się wszystkie sprężarki Wyłącza się część sprężarek

Produkcja amoniaku Produkcja mocznika Produkcja amoniaku Produkcja mocznika 3 h 6,5 h 1h 4,5 h

Schemat linii technologicznej produkcji nawozów azotowych przedstawia się następująco: y

n

z

W przypadku coznacza już brakinstalacji zależy Tablica 2

Instancja pr

AmonMocz

Słabego kwasSaletry am

Produkcja amoniaku

Gaz ziemn

ałkowitego za zasilania przod długości pr

odukcyjna

iaku nika u azotowego onowej

Powietr

niku zez okozerwy

Cu

Tle

Dwutlenek

k
Amonia
Amoniak

asilania, co w przypadku ło 0,2 – 0,3 sekundy czas trw zasilaniu i tak:

zas trwania rozruchu instazyskania parametrów znam

zasilaniu w energię elekt5 10 3 5,5

6,5 7,5 4 4

3,5 4,5

Produkcjamocznika

Gaz

y po

dest

ylac

yjne

Produkcjakwasu

Powietrz

Produkcja saletry

instalacji amoniaku i mocznika wania ponownego uruchomienia

lacji produkcyjnej [w h] do ionowych po przerwie w

ryczną trwającą [min] 60 100 15 24

12,5 18 5 6

9,5 14

41

Z doświadczeń eksploatacyjnych instalacji produkcji nawozów azotowych wynika, iż większość przypadków zakłóceń procesu technologicznego wynikających z anormalnych warunków zasilania w energię elektryczną przypada na obniżenie napięcia trwające 0,2 – 0,6 sekundy oraz krótkie przerwy w zasilaniu trwające kilka sekund. Zarejestrowano także przypadki, kiedy zakłócenie w liniach wysokich napięć usunięte w czasie mniejszym niż 0,3 sekundy nie miało bezpośredniego wpływu na pracę silników o napięciu 6 kV, ale spowodowało odpadnięcie styczniów po stronie 0,4 kV i wyłączenie urządzeń pomocniczych (pomp olejowych) w następstwie, czego zatrzymane zostały napędy pracujące na napięciu 6 kV, a tym samym linie produkcyjne. 2.2 Układy zwiększające niezawodność zasilania w energię elektryczną. 2.2.1 Automatyka samoczynnego załączenia rezerwy (SZR). W sieciach przemysłowych podstawowym elementem zwiększającym niezawodność zasilania odbiorów jest układ SZR. Działanie tego układu polega na samoczynnym przełączeniu odbiorów z zasilania podstawowego na zasilanie rezerwowe w przypadku stwierdzenia przez układy kontroli napięcia jego obniżenia poniżej wyznaczonej granicy lub też jego zaniku. Warunkiem niezawodnej pracy układów SZR jest niezależność źródła rezerwowego przeznaczonego do pracy w SZR w praktyce oznacza to by było ono tak dobrane by zakłócenia w linii zasilania podstawowego jak najmniej wpływały na jego parametry. Czas przerwy przy SZR powinien być natomiast dobrany w zależności od rodzaju odbiorników. Jeżeli odbiornikami są silniki elektryczne to czas przerwy po zaniku zasilania powinien być dobrany przy uwzględnieniu niebezpieczeństwa włączenia tych silników na układ zasilania rezerwowego w chwili opozycji napięcia rezerwowego i szczątkowego.

Po odłączeniu zasilania grupy silników, napięcie ( tzw. napięcie szczątkowe) na szynach rozdzielni jest podtrzymywane przez silniki elektryczne, pracujące jako prądnice kosztem energii stopniowo zanikającego pola magnetycznego oraz energii kinetycznej zgromadzonej w napędzanych urządzeniach. Przy grupowym wybiegu silników następuje przepływ energii od silników posiadających większy zapas energii kinetycznej do silników o mniejszym momencie bezwładności. Dzięki temu zjawisku wybieg połączonych ze sobą silników następuje synchronicznie do momentu zaniku napięć na zaciskach silników, a dalszy ciąg wybiegu jest już indywidualny dla każdego

Rópr

iJ

Wdl

Rys. 1 Wybiegi indywidualneprzykładowych urządzeń 1- wybiegmłyna, 2 – wybieg pompy, 3 – wybiegwentylatora

urządzenia i jest zależny od jego momentu bezwładności.

wnanie dynamiki dla i-tego zespołu silnik – obciążenie n elementowej grupy urządzeń w zypadku wybiegu grupowego ma postać:

))()(())()(()( imiMobimiMsdtimd ωωω −= (1)

prowadzając zamiast w poślizg s, który w przypadku wybiegu synchronicznego jest identyczny a wszystkich silników otrzymujemy po przekształceniach równanie wybiegu:

42

∑=

∫=n

i

s

s siobMis

dsisiJt

1 0)()()(

2)( ω

ω (2)

gdzie: - moment obciążenia, s)()( sM iob 0 – poślizg początkowy przed rozpoczęciem wybiegu, Ji– moment bezwładności i – tego napędu, w - prędkość kątowa Napięcie szczątkowe Usz stopniowo zanika do zera przy jednoczesnym spadku częstotliwości. W rezultacie wektor napięcia szczątkowego wykazuje zmianę w czasie amplitudy i położenia względem wektora napięcia zasilania rezerwowego Uz, co powoduje powstania tzw. napięcia różnicowego �Ur. Załączenie zasilania rezerwowego jest możliwe, kiedy wartość napięcia

różnicowego spadnie poniżej wartości dopuszczalnych dla silników. Przyjmuje się, iż dla silników wysokiego napięcia USd = 1,3 – 1,4 USN ,a dla silników niskiego napięcia USd = 1,5 USN.

Rys. 2 Wektory napięć podczas wybiegu grupowego silników

W większości przypadków okres czasu, w którym wektor napięcia różnicowego przekracza dopuszczalną wartość zawiera się w przedziale, od t1 = 0,15 – 0,25 s do t2 = 0,3 – 0,4 s licząc od chwili otwarcia wyłącznika zasilania podstawowego. W związku z tym można rozróżnić dwa typy urządzeń SZR: - układy powolnego SZR, czas przerwy powyżej 0,4 s w

praktyce stosuje się układy o czasie 0,6 – 0,8 s gdzie amplituda napięcia szczątkowego maleje poniżej 0,3 USN

- układy szybkiego SZR, czas przerwy poniżej 0,25 s, kiedy to wektory napięć nie zdążą się rozejść, układy bardzo trudne w realizacji ze względu na czasy własne aparatury łączeniowej.

Konsekwencją działania układu SZR zrealizowanego dla grupy odbiorów silnikowych jest samorozruch silników. Prądy rozruchowe silników poszczególnych układów napędowych wpływają na poziom napięcia szyn rozdzielni zasilającej, a zatem w przypadku grupowego rozruchu silników występuje wpływ każdego silnika na przebieg rozruchu pozostałych. W większości przypadków występują w tych warunkach znaczne spadki napięcia sieci spowodowane reaktancją zwarciową sieci, a będące następstwem prądów rozruchowych pobieranych w trakcie jednoczesnego samorozruchu wszystkich silników. Mimo, iż w warunkach samorozruchu realizowanego w ramach działania SZR rozruch silników rozpoczyna się od niezerowej prędkości początkowej, to jednak prądy pobierane przez silniki w dużym zakresie poślizgów są niewiele mniejsze od początkowych prądów rozruchowych. Wywołany prądami rozruchowymi spadek napięcia sieci powoduje obniżenie momentów napędowych silników, co skutkuje wydłużeniem się rozruchu. W przypadku zbyt głębokiego spadku napięcia czas trwania rozruchu może się na tyle przedłużyć, iż nastąpi przegrzanie uzwojeń silników a w skrajnym przypadku może dojść do załamania systemu zasilającego i zatrzymania silników. Samorozruch silników synchronicznych jest zagadnieniem problematycznym, zazwyczaj samorozruch wzbudzonego silnika nie doprowadza do osiągnięcia synchronizmu. Ponadto dla większości silników synchronicznych załączenie silnika wzbudzonego bez kontroli fazy napięcia, jest niedopuszczalne ze względu na działanie dynamiczne udarowych prądów przejściowych, w takich przypadkach konieczne jest opóźnienie procesu rozruchu o czas potrzebny na gaszenie pola.

43

Rys. 3 Krotność prądu podczas samorozruchu grupy silników w funkcji czasu przerwy w zasilaniu

Istotnym elementem przy realizacji układów SZR jest czas przerwy tp w zasilaniu, gdyż ma on istotny wpływ na krotność prądu samorozruchu grupy silników, a to z kolei decyduje o poziomie napięcia sieci w trakcie samorozruchu. Zależność tą opisuje wzór:

11

100311

−

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡+⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛+−≈

zStrnSztru

trnUtrnIsrksnUsU

(3)

gdzie: Us – napięcie w trakcie samorozruchu, Usn – napięcie znamionowe, ksr – krotność prądu samorozruchu grupy silników, Itrn, Utrn – znamionowy prąd i napięcie strony dolnej transformatora, Strn – znamionowa moc transformatora, Sz- moc zwarciowa źródła zasilającego transformator, uz- procentowe napięcie zwarcia transformatora. Dobór napięcia zwarcia transformatora powinien zapewnić utrzymanie napięcia w warunkach samorozruchu na poziomie nie gorszym niż (0,8 – 0,85)Usn i jednocześnie nieprzekroczenie mocy wyłączalnej zainstalowanej aparatury łączeniowej. Moc transformatora zapewniającego prawidłowy przebieg samorozruchu jest określona warunkiem:

ϕη coss

rokoksnPtrnS

∑≥ (4)

gdzie: ∑ -suma mocy zainstalowanych silników, SsnP trn – moc transformatora, pozostałe :

Tablica 3 Un = 6 kV Un = 0,4 kV

ko - współczynnik obciążenia silników 0,8 0,85 kro - współczynnik równoczesności występowania

szczytowych obciążeń silników 0,95 – 0,96 0,95 – 0,96

� - sprawność silników 0,95 –0,96 0,88 – 0,9 cos � – współczynnik mocy 0,86 – 0,9 0,85 – 0,87

Reasumując układy SZR powinny spełniać następujące podstawowe wymagania: - wysoki stopień niezawodności ich działania odpowiednio skorelowany z wymaganiami

instalacji odbiorczych, dla których są przeznaczone - układ SZR powinien podjąć działanie bez względu na przyczynę zaniku napięcia

rezerwowanego układu zasilającego

44

- działanie układu SZR powinno być jednokrotne, by w przypadku nieskutecznego (wyłączonego przez układy automatyki zabezpieczeniowej) cyklu SZR nie załączyć ponownie rezerwowego układu zasilania na zwarcie trwałe

- układ SZR powinien być skorelowany z układami automatyki zabezpieczeniowej zarówno po stronie zasilaczy jak i odbiorów w celu zapewnienia właściwej współpracy

- układ SZR powinien zapewnić samorozruch silników z możliwie małym udarem prądu

- zasilanie rezerwowe powinno zostać włączone dopiero po stwierdzeniu otwarciu wyłącznika od strony zasilania podstawowego dla zapobieżeniu sytuacji, w której źródło rezerwowe zasilałoby ewentualne zwarcie po stronie zasilania podstawowego lub zasilało drogą okólną odbiory, które nie są przewidziane do cyklu SZR

2.2 W taknapsięźrówy

Rys. 4 Zmiana prędkości obrotowej zespołu podczas samorozruchu po skutecznym cyklu SZR wg [1] 1- zespół silnik-wentylator 2- zespół silnik-pompa

.2 Automatyka samoczynnego powtórnego załączenia (SPZ)

celu zwiększenia niezawodności zasilania w systemach elektroenergetycznych stosowane są że układy samoczynnego powtórnego załączenia. Doświadczenia eksploatacyjne owietrznych sieci elektroenergetycznych pokazują, iż liczba zwarć przemijających kształtuje

na poziomie około 70% wszystkich zaistniałych zakłóceń o charakterze zwarciowym, a dłem ich powstania są najczęściej wyładowania atmosferyczne. Zjawisko to zostało korzystane do budowy układów samoczynnego powtórnego załączenia. Po wyłączeniu linii

przez automatykę zabezpieczeniową, następuje jej ponowne załączenie po krótkiej przerwie beznapięciowej, potrzebnej na dejonizację przestrzeni połukowej. Dane eksploatacyjne pokazują, iż minimalne czasy przerwy beznapięciowej powinny trwać od 0,1 s dla linii 15kV do 0,5 s w przypadku linii 400 kV. W przypadku elektroenergetycznych sieci przemysłowych zastosowanie automatyki SPZ ogranicza się praktycznie do głównych linii zasilających łą zące GPZ-ty (główne punkty zasilające) z energetyką zawodową. Przyczyną takiego stanu rzeczy jest fakt, iż zazwyczaj elektroenergetyczna sieć przemysłowa jest siecią kablową, a zwarcia na liniach kablowych mają charakter trwały (następuje trwałe uszkodzenie izolacji) i stosowanie SPZ powodowałoby w większości przypadków powtórne załączenie linii na zwarcie, co wyłącznie pogłębiłoby stan awaryjny. Działanie automatyki SPZ powoduje dla odbio

c

rów

Rys. 5 Przebieg ciśnienia na wylocie pompy po skutecznym SPZ wg [1] 1- cykl SPZ - 2 s 2- cykl SPZ - 3 s 3- po zatrzymaniu silnika

analogiczne skutki jak działanie automatyki SZR ze wszystkimi konsekwencjami, które zostały omówione wcześniej.

45

2.2.3 Automatyka samoczynnego częstotliwościowego odciążenia (SCO)

akłady ciężkiej syntezy chemicznej ze względu na bezpieczeństwo prowadzonych procesów

. Wpływ jakości zasilania na pracę odbiorników.

.1 Wpływ odchyleń napięcia i częstotliwości od wartości znamionowych na

Maksymalny moment obrotowy silnika

ojana zależą od

Ztechnologicznych są szczególnie wrażliwe na przypadek całkowitej utraty zasilania, który może być związany z dużą awarią sieci lub załamaniem się systemu elektroenergetycznego. Zakłady tego typu zazwyczaj dysponują własnymi źródłami zasilania w postaci elektrociepłowni przemysłowych, pozwala to na stworzenia układu pracy wewnętrznej sieci elektroenergetycznej umożliwiającej bezpieczne wyłączenie instalacji technologicznych, w przypadku awarii w zewnętrznym systemie elektroenergetycznym. Podstawą takiego rozwiązania jest układ SCO, który reaguje na spadek częstotliwości sieci oraz kierunek przepływu mocy czynnej, powodując odcięcie sieci wewnętrznej od zewnętrznego systemu elektroenergetycznego oraz wyłączenie w odpowiedniej wyznaczonej wcześniej kolejności części odbiorów tak, by zrównoważyć chwilowy bilans mocy zakładu i zapewnić zasilanie najbardziej newralgicznym odbiorom technologicznym. W warunkach rozwijającej się awarii systemowej następuje duży spadek częstotliwości sieci dopoziomu 46 – 47 Hz. Stan taki powoduje powstanie zagrożenia dla pracy elektrociepłowni, poprzez znaczące oddziaływanie na pracę urządzeń potrzeb własnych takich jak pompy i wentylatory. Wydajność tych urządzeń w przybliżeniu jest proporcjonalna do trzeciej potęgi częstotliwości i w tych warunkach gwałtownie tracą one wydajność. W konsekwencji następuje utrata wydajności kotłów i zatrzymanie elektrowni. W instalacjach syntezy chemicznej opartych na pracy sprężarek także następuje załamanie procesu technologicznego w wyniku utraty przez nie wydajności. W takich przypadkach działanie układu SCO pozwala na utrzymanie zasilania podstawowych instalacji technologicznych. 3 3pracę silników asynchronicznych

Rrys. 6 Zależność mocy silnika od poślizgu dla różnych wartości napięcia i częstotliwości i tak krzywa: 1 – dla fN i UN, 2 – dla f > fN i U < UN, 3 – dla f < fN i U = UN

asynchronicznego jest wprost proporcjonalny do kwadratu napięcia zasilającego i w przybliżeniu odwrotnie proporcjonalny do kwadratu częstotliwości. Odchylenia napięcia i częstotliwości od wartości znamionowych mają zatem istotny wpływ na zachowanie się silnika. Obniżenie napięcia powoduje zatem zmniejszenie momentu obrotowego, zwiększenie poślizgu, zwiększenie prądu stojana. Warunki termiczne w uzwojeniu stprądu silnika, który z kolei zmienia się pod wpływem napięcia i częstotliwości. W granicznym przypadku duże obniżenie napięcia zasilającego może spowodować utknięcie silnika lub przegrzanie uzwojenia.

46

raz ze zmianą prędkości obrotowej silnika zmienia się moment oporowy urządzenia

apędzanego, który wyznacza się na podstawie jego charakterystyki mechanicznej. Dopuszczalne bniżenie napięcia lub zwiększenie częstotliwości jest określone poprzez zachowanie warunku tabilności statycznej silnika asynchronicznego.

miany podstawowych parametrów silnika asynchronicznego przedstawia tablica. Tablica 4

Zmiana napi Zmiana częstotliwości �f

Znapięcia i częstotliwości przy znamionowym obciążeniu dla różnych wartości b = Mmax/MnRys. 7 – f = const, Rys. 8 – U = const

ależność poślizgu silnika asynchronicznego od

Wnos Z

ęcia �U Wielkość

+10 % -10% +5% -5% Moment maksymalny, rozruchowy +21% -19% -10% +11%

Obroty synchroniczne const const +5% +5% Poślizg -17% +23% const const

Prędkość obrotowa +1% -1,5% +5% -5% Prąd stojana -7% +11% -6% +6%

3 odchyleń napięcia i częstotliwości od wartości znamionowych na prac ikó onicznych Prędkość obrotowa silników nie zależy o cia a nie od tliwości. Moment ele silni eżny od nap W większo egunowych żalność i, co na 1,5, a d ików z wirnikie wynosi 1,3 zy ob napię ożna p kszyć przeciążalność enie wzbudzeni

.2 Wpływę siln w synchr

d napięk l

wyłączl

częstoktromagnetyczny wytwarzany przez jest za iniowo ięcia.

ści silników jawnobim cylindrycznym

przecią5. Pr

wynosniżeniu

jmniecia m

j la silnowię

przez zwiększ a.

47

d w mionowych na pobór mocy czynnej i biernej przez duże odbiory p Wpływ zmian napięcia na zmianę poboru mocy charakter nego nachylenia charakterystyki pobieranej mocy czynnej. Współczyn :

Rys. 9 Moment obrotowy

zależności od kąta obciążenia przy różnych

1 – U = UN, 2 – U > UN, 3 – U < UN

b – składowa reakcyjna

silnika synchronicznego w

napięciach:

a – składowa synchroniczna

3.3 Wpływ odchyleń napięcia i częstotliwości o artości zna

rzemysłowe.

yzuje współczynnik względoremnik ten określony jest wz

N

NuN UP

PUδδ

=β

gdzie: UN, PN – Warunki znamionowe, �P – zmiana poboru moc czynnej wywołana zmianą napięcia �U Przykładowe wartości współczynników względnego nachylenia charakterystyki pobieranej mocy

ynnej dla typowych odbiorów przemysłowych pokazuje tablica 5, wg [2]

by

cz

Tablica 5 Współczynnik ��w strefie do

Odbiór Przedpołudniem wieczorem noc Zakłady przemysłu chemicznego 0,60 – 0,70 0,60 – 0,75 0,60 – 0,70

Kopalnie 0,62 – 0,78 0,75 – 0,89 0,62 – 0,75 Huty 0,60 – 0,70 0,60 – 0,75 0,60 – 0,70

Inne zakłady przemysłowe 0,40 –0,60 0,45 – 0,64 0,51 - 065

Przykładowe równania napięciowych charakterystyk statycznych mocy biernej odbiorów rzemysłowych dla U = (0,7 – 1,1) UN, wg [3] gdzie: Qr = Q/QN i Ur = U/UN

2r +−= rr UUQ

,286,664,3 0,85 cos dla 2 +−==ϕ rN UUQ W ę czynn przem reśla równanie wg [2] gdzie: Pr = P/PN i fr = f/f P =

p

61,551,1207,8 0,65 cos dla 2r +−==ϕ rrN UUQ

05,481,861,5 0,75 cos la =ϕNd

84 r r

zależności od częstotliwości zmian poboru mocy ej zakładów ysłowych okN

rf1,11,0 +−

(5)

(6) (7) (8)

(9) r

48

W zależności od częstotliwości zmianę poboru mocy biernej zakładów przemysłowych określają równania wg [2] gdzie: Qr = Q/QN i fr = f/fN

rf10,310,4Q 70,0cos dla rN −=<ϕ

rf84,284,3Q 80,0cos0,70 dla rN −=<ϕ≤

rf50,250,3Q 85,0cos0,80 dla rN −=<ϕ≤

rf30,230,3Q 85,0cos dla rN −=≥ϕ

.4 Wpływ odkształceń przebiegów napięcia i prądu na pracę odbiorników

dkształcenia napięć i prądów w sieciach elektroenergetycznych wynikają z obecności zarówno

logii półprzewodnikowej spowodował, iż w obecnej chwili do wymienionych wcześniej urządzeń należy dodać rosnącą grupę urz elektronicznych i energoelektrycznych. Wpływ wyższych harmonicznych na pracę urz ń odbiorczych w warunkach przemysł stanowi złożone i szerokie zagadnienie, które wykracza poza ramy tego referatu. Nadmienić jednak należy iż obecność wyższych harmonicznych powoduje:

wzrost strat w żelazie i w izolacji w przypadku silników powstają dodatkowe momenty napędowe pochodzące od

dy ie

zapezada

ająy automatycznego rezerwowania

bito rocesów technologicznych, przy równoczesnym rozwoju ładów przekształtnikowych, powoduje gwałtowny wzrost odbiorów nieliniowych, tym samym

ch harmonicznych w przebiegach prądów i napięć, przy jednocześnie ymaganiach, co do jakości energii elektrycznej zasilającej obiekty

rzemysłowe. Wysokie wymagania stawiane układom automatycznej regulacji procesów

(10) (11) (12) (13)

3

Oźródeł jak i odbiorów o nieliniowej charakterystyce napięciowo – prądowej. Klasyczne źródła odkształceń prądów i napięć to transformatory, silniki, generatory, urządzenia wykorzystujące jawisko łuku elektrycznego. Rozwój technoz

ądzeń

ądze owych

- -

harmonicznych mogące powodować pulsację silnika, co jest szczególnie niebezpieczne gczęstotliwość pulsacji pokrywa się częstotliwością rezonansową układu silnik – urządzennapędzane

- zakłócenia w układach i torach pomiarowych urządzeń automatycznej regulacji procesów technologicznych

- zakłócenia w torach teletransmisyjnych i telesterowania - zakłócenia w pracy urządzeń elektronicznych np. sterowników mikroprocesorowych,

wzmacniaczy pomiarowych itp. 4. Podsumowanie Niezawodność zasilania i jakość energii dostarczanej do odbiorów instalacji technologicznych stanowi dla elektroenergetyki przemysłowej kluczowe zagadnienie. W obecnej jednak chwili

wnienie bezprzerwowego zasilania instalacji technologicznych stanowi najważniejsze nie. Wynika to z przyczyn ekonomicznych, a mianowicie nawet krótka przerwa w zasilaniu

czy nawet głęboki spadek napięcia generuje duże straty zarówno w wielkości produkcji jak i też w m tku trwałym. Stąd też główna uwaga nakierowana jest na tworzenie takich struktur sieci zasilających zarówno, ze względu na topologię jak i systemzasilania, by możliwie skutecznie przeciwdziałać potencjalnym zakłóceniom w zasilaniu od orów. Niewątpliwie gwałtowny rozwój technik informatycznych, a przez to rozwój układów

matycznej kontroli i regulacji pauku

wzrost obecności wyższycoraz ostrzejszych wp

49

technologicznych przekładają się między innymi na zaostrzenie wymagań stawianych torom pomiarowym, które zazwyczaj podatne są na wpływ zakłóceń elektromagnetycznych pochodzących od torów silnoprądowych. Dlatego też coraz większego znaczenia nabiera dbałość o czystość przebiegów prądów i napięć w torach zasilających. Problem ten stopniowo się zaostrza w miarę wzrostu ilości oraz mocy układów, wyposażonych w przekształtnikowe urządzenia sterujące oraz systematycznemu wzrostowi wymagań stawianych jakości i powtarzalności wyrobu, a także minimalizacji kosztów produkcji poprzez minimalizację strat, powstałych w odbiorach w wyniku zasilania ich energią elektryczną o złej jakości. Można przypuszczać, iż w najbliższych latach zapewnienie odbiorcom nie tylko niezawodnego zasilania, ale także odpowiedniej jakości energii elektrycznej stanie się głównym zadaniem energetyki przemysłowej. 5. Literatura 1. Michajłow W. W.: Niezawodność zasilania zakładów przemysłowych energią

elektryczną W-wa, WNT 1976 2. Bogucki A., Lawera E., Przygrodzki A., Szewc B.: Podatność częstotliwościowa i

napięciowa systemu elektroenergetycznego i jego elementów, Gliwice Wyd. Politechniki Śląskiej 1986

3. Kulczycki J.: Optymalizacja struktur sieci elektroenergetycznych. Wybrane metody obliczeniowe. W-wa, WNT 1990

4. Knothe S.: Sieci elektroenergetyczne przemysłowe, W-wa, WNT 1980 5. Poradnik inżyniera elektryka, W-wa, WNT 1996

50


WAHANIA NAPIĘCIA1

Zbigniew Hanzelka2

. WPROWADZENIE

: wartość-czas trwania zaburzenia ą napięcia. Ciemniejszym kolorem

rozważań w niniejszym artykule.

– napięcie znamionowe)

Napięcia na początku i końcu linii zasilającej ró wartość zast ystancji linii zasilającej ( ) jest pomijalnie mała w porównaniu z jej reaktancją

, co w praktycznych systemach zasilających SN i założeniem prawdziwym, otrzymuje się uproszczoną za żność opisującą względną warto any napięcia na odbiorczym końcu linii:

2

1

Na rysunku 1 przedstawiono, w układzie współrzędnychklasyfikację zjawisk wpływających na wartość skutecznzaznaczono obszar zmian, będący przedmiotem

UN

czas trwania zaburzenia

amplituda

Rys. 1. Zjawiska wpływające na wartość skuteczną napięcia (UN

żnią się pomiędzy sobą. Przyjmując, że ępczej rez) tzn.

SR( SX SS RX 10⟩ WN jest

ść zmile

ZWSQU

≅U∆

0

(1)

1 ELEKTROINSTALATOR 11/2001 2 Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-019 Kraków, Al. Mickiewicza 30; tel: (012) 617 28 78, tel/fax: (012) 633

22 84, e-mail: [email protected]

UN-10%

10 ms 1s 1 min 1 h

UN+10% przepięcia

zapady

wahania i odchylenia (zmiany) napięcia

krótkie

długie przerwy

10%UN

51

gdzie: - zmiana napięcia na zaciskach odbiornika U∆ )( 0UE −≈ E - napięcie źródłowe U - napięcie na zaciskach rozważanego odbiornika

w

według międzynarodowego słownika elektrotechnicznego [2] oraz polskiej normy „terminologicznej” [6], seria zmian wartości skutecznej lub obwiedni przebiegu czasowego napi

0Q - moc bierna odbiornika SZW - moc zwarcia punkcie przyłączenia odbiornika

Zmianę napięcia U∆ można podzielić, ze względu na dynamikę przebiegu i przyczynę powstania, na: odchylenie (spadek napięcia) mający stałą wartość w dłuższej skali czasu oraz wahania nap cia. Wahania napięcia to, ię

ęcia (rys. 2).

(a)

(b)

Rys. 2. Przykład wahań napięcia: a) w przebiegu wartości skutecznej; b) w przebiegu wartości chwilowej (modulacja 10 Hz)

52

W przypadku t artości szczytowych napi óżnica maksymalnej i ca podczas zaburzenia) oraz (liczba zmian napięcia 2. ŹRÓDŁ

Podstawową ci (1) - zmienność mianem niespokojnych. z wywołane tą mo , jakim jest piec łukow dużej

y, np. napędów walcowniczych, maszyn wyciągowych itp. Wahania napięcia są powodowane także przez procesy łączeniowe baterii kondensatorów, nieprawidłowości w pracy przełącznika zaczepów transformatora, rozruchy silników asynchronicznych, spawarki elektryczne, bojlery,

ążeniu, których moc jest znaczna w relacji do mocy zwarcia w unkcie ich przyłączenia do systemu zasilającego. Źródłem wahań napięcia mogą być także w

ego zaburzenia można mówić o kształcie wahań napięcia (obwiednia węcia przedstawiona w funkcji czasu3), amplitudzie zmian napięcia (r

minimalnej wartości skutecznej lub szczytowej napięcia występujączęstości (częstotliwości dla przebiegów okresowych) zmian napięcia

występująca w jednostce czasu).

A WAHAŃ NAPIĘCIA

przyczyną zmian napięcia, w tym również wahań, jest - jak wynika z zależnośw czasie głównie mocy biernej odbiorników, określanych ogólnie

Na rysunku 3 przedstawiono przykładowe zmiany wartości mocy biernej oracą zmiany napięcia dla jednego z najbardziej zaburzających odbiorników

y. Podobny charakter mają zmiany wywołane pracą napędów elektrycznych moc

regulatory mocy, piły i młoty elektryczne, pompy i kompresory, windy, dźwigi, a więc ogólnie przez źródła o zmiennym obcippewnych przypadkach interharmoniczne napięcia.

mocbierna

1s

napięcie

czas

Rys. 3. Zmiany mocy biernej (a) i wahania napięcia (b) na szynach elektrostalowni 3. SKUTKI WAHAŃ NAPIĘCIA

Wahania napięcia występujące w sieciach elektroenergetycznych powodują szereg ujemnych skutków o charakterze techniczno-technologicznym i ergonomicznym. W sferze produkcyjnej jedne i drugie wywołują dodatkowe koszty. W dalszej części przedstawiono przykładowo kilka wybranych negatywnych efektów występowania wahań napięcia. Prócz wyszczególnionych,

3 Ze względu na charakter tej funkcji można mówić o wahaniach okresowych lub nieokresowych,

zdeterminowanych (rzadziej) lub losowych (częściej).

53

należy wspomnieć także o nieprawidłowościach w pracy aparatury stycznikowo-przekaźnikowej występujących bardzo często, a których ekonomiczne skutki bywają niekiedy bardzo znaczące.

3.1. Maszyny elektryczne Wahania napięcia na zaciskach silnika asynchronicznego powodują zmiany momentu, w konsekwencji mają wpływ na poślizg silnika i realizowany przez niego proces technologiczny. W skrajnych przypadkach mogą prowadzić do wzmożonych drgań mechanicznych, a więc do obniżenia wytrzymałości mechanicznej i skrócenia czasu eksploatacji silnika. Wahania napięcia na zaciskach silników i prądnic synchronicznych prowadzą do kołysań i wcześniejszego zużycia wirników tych maszyn, wywołują dodatkowe momenty obrotowe, zmiany mocy i wzrost strat.

.2. Przekształtniki statyczne

rowanych fazowo z układem stabilizacji parametrów po stronie prądu stałego powoduje najczęściej zmniejszenie współczynnika mocy i

Wy ępuje skróceniu czasu eksploatacji elektrod oraz zmniejszenie wydajności procesu

3.5. Źródła światła

je jako skutek zmianę strumienia świetlnego źródła światła,

3 Zmiana napięcia zasilającego w przekształtnikach ste

generację harmonicznych nie charakterystycznych i interharmonicznych. W przypadku napędu podczas hamowania zmiana napięcia może prowadzić do przerzutu falownikowego. 3.3. Urządzenia do elektrolizy

sttechnologicznego.

3.4. Urządzenia elektrotermiczne W każdym przypadku następuje zmniejszenie wydajności - w przypadku pieca łukowego w następstwie wydłużenia czasu wytopu - lecz z reguły zauważalne jest to dopiero przy znaczących amplitudach wahań napięcia.

Zmiana napięcia zasilającego wywołuznaną jako zjawisko migotania światła (ang. flicker). Jest to subiektywne odczucie zmian strumienia świetlnego, którego luminancja lub rozkład spektralny podlega zmianom w czasie.

54

strumieńświetlny

napięciezasilające

Rys. 4. Zmiana strumienia świetlnego żarówki wywołana zmianą napięcia zasilającego

W tej grupie odbiorników na zmiany napięcia zasilającego szczególnie wrażliwe są żarowe źródła światła. W ich przypadku strumień świetlny Φ jest proporcjonalny do napięcia zgodnie z zależnością , gdzie wykładnik: γΦ U~ γ przyjmuje wartość z przedziału: 3,1-3,7 [3]. Na rysunku 4 przedstawiono przykładowo zmianę strumienia świetlnego żarówki w reakcji na krótkotrwałą zmianę napięcia zasilającego. Migotanie światła, spowodowane wahaniami napięcia, wpływa istotnie na ograniczenie zdolności widzenia i zmęczenie organizmu, powoduje pogorszenie samopoczucia i obniżenie jakości pracy. W skrajnych przypadkach może stać się bezpośrednią przyczyną wypadków przy pracy. 4. POMIAR WAHAŃ NAPIĘCIA

Pomiar wahań napięcia jest potrzebny: (a) do sprawdzenia zgodności istniejących poziomów zjawiska z normami kompatybilnościowymi; (b) do określenia poziomu emisji danego odbiornika i porównania go z wartościami dopuszczalnymi w normach. Można wy nie

ie z

ęcczą już i

pięcia. Wyznaczono na tej podstawie krzywą dostrzegania i krzywą

ły, że oko dzkie ma charakter filtru pasmowego (o paśmie 0,5 - 35 Hz), z maksymalnym współczynnikiem zmocnienia (maksymalną czułością na zmiany strumienia świetlnego) dla częstotliwości 8-9 Hz.

ahaniom napięcia o amplitudzie 0,3% wartości tudy zmian strumienia świetlnego (amplitudy zmian

napięcia zasilającego źródło światła), sekwencji powtórzeń, spektrum częstotliwościowego oraz

różnić dwie podstawowe metody pomiarowe. Pierwsza polega na ilościowej oceka na podstawie czasowej zmiany wartości skutecznej lub obwiedni napięcia (zgodnzjawis

klasycznymi wskaźnikami do których należą: amplituda wahań napięcia i częstość zmian w jednostce czasu). Druga - na pomiarze pośrednim, tzn. pomiarze zjawiska migotania światła będącego bezpośrednim skutkiem wahań napi ia. Badania związane z procesem percepcji wzrokowej li ponad 40 lat. W p erwszym okresie polegały głównie na przeprowadzaniu testów z wybranymi grupami uczestników, z zastosowaniem różnych źródeł światła i różnych kształtów czasowych zmian nauciążliwości (irytacji) zmian strumienia świetlnego. Udział fizjologów i psychologów w tych eksperymentach umożliwił opracowywanie coraz doskonalszych modeli matematycznych procesu neurofizjologicznego postrzegania efektów świetlnych. Przeprowadzone badania wykazaluwDla żarowych źródeł światła odpowiada to wśre iej. Skutki fizjologiczne zależą od amplidn

55

czasu występowania zaburzenia. Reakcja mózgu na pobudzenie bodźcem świetlnym ma charakter całkujący z okresem całkowania o wartości około 300 ms. Oznacza to, że występuje śledzenie wolnych4 i „wygładzanie" szybkich zmian strumienia świetlnego. Zmsą wywoływane w taki sam sposób, niezależnie od rodzaju napięcia zasilającego źródło światła - zmiennego lub stałego.

4.1. Miernik migotania światła Badania doprowadziły bezpośrednio do opracowania miernika migotania UIE

iany strumienia świetlnego

oność procesu fizjologicznego postrzegania, zostały uwzględnione przy two u miernika migotania Międzynarodowej Unii Elektrotechnologii (UIE). Umożliwia on

rygodne wskazania reakcji obserwatora) niezależnie od nia. Opracowana specyfikacja techniczna została poddana

iędzynarodowej dyskusji w ramach IEC i opublikowana jako norma IEC 61000-4-15 (w Polsce

dbiorników przemysłowych charakteryzujących się z reguły długim cyklem pracy, szczególnie o losowym jego charakterze.

5. Powstał on jako rezultat międzynarodowej współpracy i wynik doświadczeń uzyskanych przy konstrukcji i eksploatacji innych wcześniejszych przyrządów. W mierniku tym przyjęto jako sygnał wejściowy zmiany napięcia zasilającego źródło światła, a nie bezpośrednio zmiany strumienia świetlnego. To wymagało odtworzenia w przyrządzie procesu fizjologicznego postrzegania. W przypadku, gdy zmiany napięcia nie mają regularnego kształtu (typowego dla większości odbiorników przemysłowych), przyjmuje się jako wskaźnik wahań napięcia, migotanie strumienia świetlnego żarowych źródeł światła. Celem pomiarowej oceny tego zjawiska jest określenie stopnia ludzkiej irytacji wywołanej tymi zmianami. Można wyróżnić trzy zasadnicze elementy mające wpływ na rezultat takiej oceny: źródło napięcia o zmiennej wartości, oko ludzkie i realizujący się w nim proces postrzegania oraz mózg z jego nieliniowymi (w funkcji częstotliwości) reakcjami. Dostępny do pomiarowej oceny jest tylko pierwszy składnik. Pozostałe muszą być modelowane. Tylko wówczas, gdy modelowanie tego złożonego układu będzie wierne, możliwe jest dedukowanie prawidłowych relacji pomiędzy zmianami napięcia (o różnych kształtach) a stopniem ludzkiej irytacji. Te fakty, oraz cała złoż

rzeniocenę zjawiska migotania światła (wiakształtu wahań napięcia i źródła zaburzemPN EN 61000-4-15). Czas obserwacji Podstawą określenia wartości wskaźników migotania może być cykl pracy zaburzającego odbiornika. Uwzględniając jednakże dużą ich różnorodność należało znaleźć pewną wspólną miarę czasu. Po uwzględnieniu fizjologicznych podstaw percepcji wzrokowej oraz na podstawie testów wrażliwości przeciętnego obserwatora, przyjęto dwa przedziały obserwacji:

- krótki okres obserwacji wynoszący dziesięć minut; jest to czas dostatecznie długi, aby krótkotrwałe, sporadycznie występujące zmiany napięcia nie miały zbyt znaczącego wpływu na ostateczny wynik pomiaru, a wystarczająco krótki, aby umożliwić szczegółowy opis odbiornika zaburzającego o długim cyklu pracy;

- długi czas obserwacji wynoszący dwie godziny; jest to czas dostatecznie długi, aby

umożliwić analizę o

4 Oko ludzkie adaptuje się do wolnych zmian strumienia świetlnego poprzez zmianę średnicy źrenicy oka. 5 W przypadku zjawiska migotania światła, pierwsze prace badawcze były inspirowane przez

Międzynarodową Unię Elektrotermii UIE (obecnie Elektrotechnologii).

56

Miernik wyznacza dwa statystyczne wskaźniki: tzw. wskaźnik krótkookresowego migotania (ang. short-term flicker severity value) - Pst, w okresie 10 minut i wskaźnik długookresowego migotania (ang. long-term flicker severity value) – Plt w okresie 2 h. Te dwie wielkości tworzą bezwymiarowe jednostki zaakceptowane przez międzynarodową społeczność naukową. Wskaźnik

st = 1 odpowiada proP gowi postrzegania, granicy migotania, która nie powinna być przekroczona, ać dyskomfortu psychicznego obserwatora.

ywej st = 1 w rzypadku prostokątnych, równo odległych zmian napięcia. Jest ona przedstawiona na rysunku 5.

Ba anapięci

aby nie powodowNależy zauważyć, że nie jest rozważana maksymalna wartość migotania, może być ona bowiem zbyt restrykcyjna. Szczytowa wartość występująca w krótkim czasie nie niesie prawdziwej informacji o szkodliwości zjawiska. Opracowany algorytm pomiarowy został wykorzystany do określenia przebiegu krz Pp

dani przeprowadzone przez UIE wykazały, że większość ich uczestników uznała wahania a odpowiadające współczynnikowi Pst ≥ 1 za uciążliwe.

Rys. 5. Krzywa Pst = 1 (dla prostokątnych, równo odległych zmian napięcia)

5,0

3,8

2,5

1,2

0

3,2

2,4

1,6

0,8

0

(a) (b)

57

Rys. 6.: a) przykładowe, tygodni alnego; b) powiększenie wybranego fragm czynnika w okresach 10 minutowych

Na rysunku 6 przedstawiono p ka Pst dla odbiorcy komunalnego zasilaneg

Wskaźnik długookresowego miDziesięciominutowy okres, b resowego migotania, jest odpowiedni do rników, tj. walcowni, pomp, sprzętu do maryczny zaburzający efekt pracy kilku żany jest odbiornik o długim cyklu prac ej oceny zaburzenia. Wykorzystano do te inutowych wartości Pst przyjmując jako :

owe zmiany wartości wskaźnika Pst dla odbiorcy komun

entu, na którym wyraźnie widać zmianę wartości współ

rzykładowe tygodniowe zmiany wartości współczynnio z sieci niskiego napięcia.

gotania światła (Plt) ędący podstawą wyznaczania wskaźnika krótkook

oceny zaburzeń powodowanych pracą pojedynczych odbiomowego itp. W przypadku, gdy ocenie poddawany jest su odbiorników, o losowym charakterze, lub gdy rozwa

y (np. piec łukowy) niezbędny jest wskaźnik długookresowgo celu technikę opartą na analizie zbioru dziesięciom

wskaźnik długookresowego migotania następującą wielkość

31

1

3

⎥⎥

⎢⎢∑

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

= =

NP

N

lt

gdzie Pst,i są kolejnymi wartościami Pst w rozważanym czasie obserwacji zjawiska. Powszechnie przyjmuje się wartość N=12. Oznacza to, że wskaźnik uciążliwości migotania wyznaczany jest na podstawie pierwiastka trzeciego rzędu z 12 kolejnych wskaźników krótkookresowego migotania w ciągu 2 godzin. Na rysunku 7a przedstawiono tygodniowe zmiany wartości współczynnika Plt dla odbiorcy komunalnego (jak na rys. 6). Rysunek 7b przedstawia charakterystykę uporządkowaną. Widać, że w ciągu 95% czasu obserwacji (95% tygodnia) wartość współczynnika przekroczyła 1, co zgodnie np. z normą PN EN 50160 jest wartością graniczną. W świetle tej normy, z punktu widzenia

ń napięcia, warunki zasilania rozpatrywanego odbiorcy są nieprawidłowe.

Pi

ist,

waha 5,0

3,8

2,5

1,2

0

3,2

2,4

1,6

0,8

0

(a)

58

Faza C

2,500

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

PLT

1,2% 9,5% 17,9% 26,2% 35,7% 46,4% 54,8% 63,1% 71,4% 79,8% 88,1% 96,4%

% czasu pomiaru (b)

Rys. 7. Zmiany w czasie wartości współczynnika Plt oraz charakterystyka uporządkowana z

igotanie światła jest szczególnym zaburzeniem, szczególnym ze względu na fakt, że uwidacznia się ono jedynie w oświetleniu na poziomie niskiego napięcia. Ta konstatacja znajduje swoje odzwierciedlenie w dwóch zasadach przyjętych w standaryzacji:

- obligatoryjne jest rozważanie migotania światła na poziomie niskiego napięcia, dla którego definiowane są poziomy emisji i kompatybilności;

- nie jest rozważany poziom migotania w sieciach zasilających nie zawierających czułych na wahania napięcia źródeł światła. Dotyczy to w szczególności niektórych przemysłowych sieci rozdzielczych, w przypadku których wskaźnik Pst może przekraczać wartość 1. Istotny, z normalizacyjnego punktu widzenia, jest poziom migotania w punkcie przyłączenia najbliższego (w stosunku do źródła zaburzenia) odbiornika, który jest wyposażony w oświetlenie żarowe.

POSOBY REDUKCJI WAHAŃ NAPIĘCIA

Skutki oddziaływania wahań napięcia zależą przede wszystkim od ich amplitudy oraz od częstości występowania. O ile na amplitudę ma wpływ między innymi układ zasilający odbiorniki niespokojne, o tyle częstość występowania wahań zależy od rodzaju odbiornika i charakteru jego pracy. O częstości występowania wahań decyduje więc proces technologiczny. Jak dotychczas, stosuje się przede wszystkim metody ograniczania amplitud wahań napięcia, w mniejszym stopniu ingeruje się w proces technologiczny. Przykładem tych ostatnich działań mogą być: - w przypadku pieca łukowego – dodanie szeregowego dławika (również o zmiennym

stopniu nasycenia), właściwa praca automatyki przesuwu elektrod, segregacja i wstępne przygotowanie wsadu, domieszkowanie elektrod itp.: są to sposoby dobrze znane technologom-metalurgom;

- o sieci

zaznaczoną wartością 1, stanowiącą zgodnie z normą PN EN 50160 poziom graniczny

5. NORMALIZACJA

M

6. S

w przypadku linii spawalniczej – wydzielenie dla zasilania linii odrębnego

transformatora, przyłączenie wielu jednofazowych agregatów spawalniczych d

59

trójfazowej z symetrycznym rozdziałem obciążeń pomiędzy poszczególne fazy, przyłączenie jednofazowej spawarki do fazy, która nie jest obciążona odbiornikami oświetleniowymi itp.

mplitudę wahań napięcia można ograniczyć dwoma sposobami:

a to: (a) przyłączanie odbiornika do szyn o coraz wyższym napięciu znamionowym, (b) wydzielanie specjalnych, dz ych uzwojeń transformatorów t(k

−

k

Jak nika z zależności (1) a wy − zwiększając moc zwarcia w punkcie przyłączenia odbiornika niespokojnego (w relacji

do mocy odbiornika); w praktycznych działaniach oznacz

edykowanych linii bezpośrednio z sieci WN do zasilania tej kategorii odbiorników, asilanie odbiorników spokojnych i niespokojnych z oddzielnrójuzwojeniowych lub oddzielnych transformatorów (seperacja odbiornika niespokojnego), c) zwiększanie mocy transformatora zasilającego odbiornik niespokojny, (d) instalowanie ondensatorów szeregowych itp.

zmniejszając zmiany mocy biernej w sieci zasilającej poprzez instalację tzw. ompensatorów/ stabilizatorów dynamicznych.

6.1. Dynamiczne stabilizatory napięcia Dynamiczne stabilizatory są jednym z technicznie możliwych sposobów eliminacji zmian napięcia lub redukcji ich wartości. Skuteczność działania zależy głównie od ich mocy znamionowej oraz amplitudy zmian napięcia (przy założeniu okresowości ich występowania). Powodując przepływ prądu/mocy biernej podstawowej harmonicznej wywołują spadki napięcia na impedancjach sieci zasilającej. W zależności od charakteru prądu biernego (indukcyjny lub pojemnościowy) powoduje to wzrost lub zmniejszenie wartości skutecznej napięcia w punkcie wspólnego

rzyłączenia (PWP). p

DYNAMICZNE STABILIZATORY NAPIĘCIA

Kompensatory statyczne Kompensatory wirujące(maszyna synchroniczna)

Układy energoelektroniczne Nasycone dławiki

przekształtnikio komutacjisieciowej

(układy SVC)

przekształtniki o komutacjiwymuszonej(STATCOM)

samonasycającysię dławik

dławik z obwodemsterującym

prądu stałego

Rys. 8. Klasyfikacja dynamicznych stabilizatorów napięcia

ek 8 przedstawia klasyfikację różn

Rysun ych rozwiązań dynamicznych stabilizatorów napięcia. Są

głównie układy trójfazowe o znacznej mocy znamionowej, przeznaczone do stabilizacji napięcia w punkcie węzłowym sieci rozdzielczej lub stabilizacji napięcia wyróżnionego to

60

od ka/grupy odbiorników w PWP. Układy te bardzo często pełnią także funkcję icznych kompensatorów mocy/prądu biernego p

biornidynam odstawowej harmonicznej. Prócz równoległego stabilizatora napięcia, istnieje możliwość praktycznej realizacji stabilizatora szer owego, funkcjonującego na zasadzie transformatora dodawczego. Celem działania takiego

zekształtnikowego PWM, dodawczego napięcia dq dbiornika i0 - podlegają regulacji. W ogólnym

dzone są obecnie bardzo intensywne badania nad różnymi aspektami jawiska migotania światła i wahań napięcia. Jest to sytuacja zasadniczo inna od występującej w

Polsce. Stan wiedzy o tych zaburzeniach zarówno odbiorców, jak i dostawców energii elektrycznej jest niewystarczający. Brak także technicznych możliwości realizacji pomiarów określonych w odpowiednich standardach. Nie jest również w szerszej skali rozpoznany stan krajowych sieci zasilających z punktu widzenia występujących w nich wahań napięcia i migotania światła.

Rozwój energoelektroniki, a głównie technologii produkcji elementów półprzewodnikowych, pozwala obecnie na realizację układów dynamicznej stabilizacji napięcia o coraz większych mocach jednostkowych przy równoczesnej minimalizacji ich kosztów zarówno inwestycyjnych, jak i eksploatacyjnych.

Opracowane, złożone algorytmy sterowania oraz dostępność urządzeń pozwalających na szybką ich realizację umożliwia wyposażenie tych układów w wielorakie funkcje użytkowe, istotne z punktu widzenia właściwej pracy systemu energetycznego, w tym również funkcję stabilizacji napięcia w stanach dynamicznych. Jeżeli przyjąć za początek historycznej drogi rozwoju przemysłowych stabilizatorów napięcia maszynę synchroniczną, to należy stwierdzić, że współczesna energoelektronika oferuje bardzo liczną rodzinę różnych rozwiązań technicznych

ełniących między innymi zadanie stabilizacji. Urządzenia takie określane są w anglojęzycznej teraturze ogólnym ji energii prądu rzemiennego FAC wej istocie bardzo

egukładu jest wytworzenie, np. za pomocą układu pr

, którego wartość i faza - relacji do prądu oUprzypadku taka topologia obwodu pozwala kontrolować przepływ mocy, zarówno czynnej, jak i biernej, jak również wartość impedancji linii zasilającej. 7. ZAKOŃCZENIE W wielu krajach prowaz

pli mianem ukladów elastycznej (regulowanej) transmis

TS (Flexible AC Transmission System). Stanowią one w spwyrafinowane techniczne rozwiązania tworzące nową jakość we współczesnej elektroenergetyce.

LITERATURA

1. http://www.lpqi.org 2. IEC 50 (161). 3. Kowalski Z.: Wahania napięcia w układach elektroenergetycznych. WNT Warszawa,

1985. 4. PN EN 50 160. 5. PN EN 61000-4-15. 6. PN-T-01030.

61

JAKOŚĆ I UŻYTKOWANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ 25 listopada 2003 roku, TO SEP, ZE Tarnów ZAPADY NAPIĘCIA I KRÓTKIE PRZERWY W ZASILANIU6

Zbigniew Hanzelka7

1. WPROWADZENIE Jakość napięcia oczekiwana przez odbiorców nie ogranicza się tylko do ciągłości zasilania w skali np. roku, lecz coraz częściej w skali sekund, a nawet ms. Stąd zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu są traktowane obecnie jako jedne z najbardziej kłopotliwych zaburzeń elektromagnetycznych.

ys. 1. Przykładowy zapad napięcia i krótka przerwa w zasilaniu; - napięcie znamionowe

ebieg zapadu napięcia i krótką przerwę w zasilaniu raz z wielkościami które charakteryzują zjawiska w sposób ilościowy.

z którym, po krótkim okresie czasu, następuje pow t do wartości deklarowanej. Przyjmuje się najczęściej, że cza 10 ms do 1 min. Zmniejszenie napięcia do wartości większej n traktowane jako zapad nap cia.

R NU Na rysunku 1 przedstawiono przykładowy przw

Definicja Międzynarodowej Komisji Elektrotechniki (IEC) określa jako zapad napięcia jego nagłe mniejszenie do wartości zawartej pomiędzy 90% i 10% deklarowanego napięcia UDEK., po

rós trwania zaburzenia wynosi odiż 90% wartości deklarowanej nie jest

ię

6 ELEKTROINSTALATOR 10/2001 7 Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-019 Kraków, Al. Mickiewicza 30; tel: (012) 617 28 78, tel/fax: (012) 633

22 84, e-mail: [email protected]

U∆

%102 −DEKU

DEKU2

t

mst 10⟩∆

zapad napięcia krótka przerwa

62

U∆Względna amplituda zapadu napięcia ( %) jest definiowana jako różnica pomiędzy minimalną dczas zapadu (U) i napięciem deklarowanym: skuteczną wartością napięcia po

U∆ [%] = %100DEK

DEK

UUU −

W napięciu jednofazowym o okresie T, występuje zapad napięcia, jeżeli jego skuteczna wartowyznaczona w oknie czasowym (będącym całkowitą krotnością T/2) jest mniejsza niż 90

ości deklarowanej. Zapad napięcia zac

ść %

wart yna się na początku pierwszego pomiarowego okna czasowego podczas którego wyznaczana jest wartość skuteczna i kończy na końcu ostatniego okna czasowego, podczas których napięcie zawarte jest w podanym przedziale. Dla napięć wielofazowych występuje zapad napięcia, jeżeli występuje on przynajmniej w jednym z fazowych lub międzyfazowych napięć. Zaczyna się w chwili, w której pojawi się w pierwszej fazie i kończy z końcem zapadu w ostatniej fazie (rys. 2).

dczas którego napięcie zmienia się w dwóch lub więcej stopniach (rys. 2). W praktycznych rozważaniach niezależnie od kształtu jest ono traktowane zazwyczaj jako pojedyncze zaburzenie. Jako amplituda zapadu o

z

Rys. 2. Trójfazowy wielostopniowy zapad napięcia

Zapad napięcia może mieć prosty jednostopniowy kształt lub złożony, po

63

złożonym kształcie jest przyjmowana najczęściej największa zmiana napięcia, a czas trwania jest czasem trwania całego zaburzenia, podczas którego wartość napięcia jest mniejsza niż 90% wartości deklarowanej.

Bardzo często, ze wzglę iminacji zwarć (SPZ), zapady napięcia występuj po sobie zaburzeń. Skutkiem kilku zapadów występują nie np. przerwanie procesu produkcyjnego pierwszym stawę energii dyskutuje się procedurę agregacji zdarze lnego czasu pomiędzy dwoma przypadkami po przekrocze żne zaburzenia.

Amplituda, czas trwania i cz ż zapadów) zależy od wielu czynników, w tym ysłowa, przesłowa lub rozdzielcza), jej eszana), poziomu napięcia, procentowego udziału ka ieczeń i praktyki eliminacji zwarć, lokalizacji sieci (wp

2. CHARAKTERYS Charakterystyki kompaty o zaburzenia przedstawiają najczęściej związek am go występowania (w postaci graficznej lub tabelaryczne

Wiele lat doświadczeń ocowało formą klasyfikacji omawianych zaburzeń prze zas zadanego przedziału czasu – dzień, tydzień ę odnoszącą się do wyróżnionego punk i zliczane zgodnie z ich maksymalną amplitudą

Tablica 1- Klasyfik

Czas trwania

Amplituda do do 500ms

do s

od 20s do 60s

du na system ponownego załączania podczas elą w postaci sekwencji kilku następujących cych blisko siebie może być jedno zakłóce zapadem. Stąd w warunkach kontraktu na doń polegającą na wprowadzeniu minimaniu którego, są one traktowane jako niezale

ęstość występowania zmian napięcia (równiemiędzy innymi od rodzaju sieci (publiczna lub przem

konfiguracji (radialna, promieniowa, mibli, rodzaju uziemienia, układów zabezpływ czynników atmosferycznych) itp.

TYKI ZABURZENIA

bilnościowe dotyczące rozważanegplitudy napięcia podczas zapadu oraz czasu je

j).

europejskich zakładów energetycznych zaowdstawioną w tablicy 1. Liczba zapadów podc

, miesiąc, rok itp. – jest wpisywana w tablictu zasilania. W tablicy 1 zapady są sortowane

i czasem trwania.

acja zapadów według UNIPEDE

od 20ms od 100ms od 500ms

od 1s do 3s

od 3s20

(%) DEKU 100ms do 1s

Od 10 do 15

Od 15 do 30

Od 30 do 60

Od 60 do 90

Od 90 do 100

100

Innym, często stosowanym sposobem jest prezentacja zapadów napięcia w postaci punktów o współrzędnych: czas wystąpienia zaburzenia-amplituda na tle charakterystyki CBEMA (Computer

64

Business Manufacturers Association) – rysunek 3. Charakterystyka ta definiuje dopuszczalne wartości zapadów i wzrostów napięcia w funkcji czasu ich występowania. Obszar pomiędzy gałęziami charakterystyki jest obszarem akceptowanej (z punktu widzenia sprzętu informatycznego) jakości napięcia zasilającego.

Charakterystyka ta została poddana modyfikacji w 1996 roku i obecnie jest znana jako charakterystyka ITIC (Information Technology Industry Council)8. Odnosi się do zaburzeń o czasie trwania od o stanu ustalonego, o amplitudach zawartych w przedziale 0-500%

rwania jednej z najbardziej warcia – nie może być dłuższy niż

ilkanaście ms, aby punkt reprezentujący to zaburzenie był zawarty w dopuszczalnych granicach.

Preze acja zapad napięcia a tle krzywej czułości CBEMA

3. PRZYCZYNY ZAB RZENIA Za głów zapad napięcia i krótkich przerw w zasilaniu należ ć:

- lub zwarcia w samy- esy łączenia odbiornik żej mo y; - zmiany konfiguracji sieci;

zielczych, a także w instalacjach odbiorców.

sµ1 dnapięcia znamionowego. Jak wynika z charakterystyki czas tpodstawowych przyczyn zapadów – jednofazowego zkWynika z niej także, jak bardzo ważny jest, z punktu widzenia redukcji negatywnych skutków tego zaburzenia, czas zadziałania systemów zabezpieczeń zwarciowych.

Rys. 3. nt ów n

U

ne przyczyny ów y uzna

zwarcia systemproc

owe ch instalacjach; ców du

- pracę odbiorników o zmiennym obciążeniu (szczególnie biernym). -

3.1. Zwarcia systemowe lub zwarcia w instalacjach odbiorcy Zwarcia mogą być jednofazowe (najczęściej) lub rzadsze dwu- i trójfazowe. Mogą występować zarówno w sieciach przesyłowych jak i rozdPowodują przetężenia prądowe, skutkiem których są spadki napięć na impedancjach systemu i w konsekwencji zapady napięcia.

8 http://www.itic.org

65

Większość zwarć w systemie jest eliminowana poprzez działanie zabezpieczeń. W typowych rozwiązaniach wyłączniki na rozdzielniach powodują odłączenie uszkodzonych linii i umożliwiają samoczynną eliminację zwarcia. Czas zadziałania zabezpieczenia (czas trwania zwarcia i zarazem czas zapadu lub przerwy w zasilaniu) zależy między innymi od lokalizacji odbiorcy w stosunku do miejsca zwarcia oraz praktyki eliminacji zwarć. Systemy zabezpieczeń są tak projektowane, aby ograniczyć liczbę odbiorców którzy doświadczają skutków tego zaburzenia. Dla odbiorców poniżej miejsca zwarcia skutkiem jest krótka lub długa przerwa cia lub do równoległych linii je ci od miejsca zwarcia. Rysunek 4 pr zasilanych ze wspólnych szyn. Zwarcie linii. W trzech pozostał nie zawsze oznacza że jej napięcie zm ględu na obecność maszyn wir ć jako generatory przekazujące

W przypad mogą doświadczyć kilku zapadó esów w zależności od stosowanej pr

w zasilaniu. Dla odbiorców przyłączonych powyżej miejsca zwarst to zapad napięcia o amplitudzie zależnej od „elektrycznej” odległoś

zedstawia typowy system rozdzielczy z pewną liczbą linii na linii 1 spowoduje przerwę zasilania którą doświadczą odbiorcy tej

ych liniach wystąpi zapad napięcia. Odłączenie równoległej linii aleje natychmiast do zera. Staje się to często stopniowo ze wzujących. Przez krótki okres czasu maszyny te będą pracowa energię do linii zasilającej.

ku automatyki ponownego załączania odbiorcy równoległych linii w napięcia trwających od pojedynczych do kilkunastu okraktyki eliminacji zwarć.

1U

1I

t

t

Rys. 4. Procedura działania układu zabezpieczeń ( 0t - chwila pojawienia się zwarcia; ( 10 tt − ) - detekcja zwarcia i czas zadziała

t 1 2 3 4

U 2

0t 1t 2t

nia zabezpieczenia; ( 21 tt − ) - czas wyłączenia zwartej linii; 2t - czas ponownego załączenia, zwarcie jest wyeliminowane)

3.2. Proces załączania odbiorników dużej mocy

Dotyczy to w szczególności rozruchu silników elektrycznych. Napięcie w linii zasilającej,

w której dokonywany jest rozruch, maleje na skutek dużej wartości prądu łączeniowego (głównie o charakterze biernym) i w konsekwencji spadku napięcia na impedancji systemu. Amplituda

66

zapadu nie jest stała podczas rozruchu i zależy od zmieniającej się wartości prądu rozruchu. Jest on największy w początkowym okresie, po czym zanika wraz ze wzrostem prędkości silnika (rys. 5). W tym przypadku zapad napięcia ma przewidywalny charakter i stąd względnie łatwe zaprojektowanie układu napędowego i układu zasilania w taki sposób, aby rozruch napędu nie powodował znaczących zaburzeń. Jest to problemem o charakterze głównie lokalnym i z reguły

pięcia (nie wielokrotnych) powodowanych zmiennym w czasie obciążeniem mechanicznym.

. SKUTKI ZABURZENIA

Są zależne od wielu czynników wśród których jako najbardziej istotne należy wymienić mplitudę i czas trwania zjawiska. Odbiornik może zostać odłączony przez układy abezpiecza b jego praca może być niewłaściwa jeżeli napięcie osiągnie zbyt małą wartość b jeżeli zapad będzie trwał zbyt długo. Skutki mogą być bardzo znaczące zarówno z chniczne jak kon icz go punktu widzenia.

nie wpływa na pracę zbyt dużej liczby innych odbiorników. Stosowane są różne sposoby złagodzenia rozruchu tj.: rozrusznik gwiazda/trójkąt, rozruch rezystancyjny i reaktancyjny, rozruch autotransforowy, szeregowe lub równolegle łączenie uzwojeń w silnikach z dzielonymi uzwojeniami, układy “soft-start” itp. Silniki mogą być również źródłem zapadów na

kiedy

3

az jące lulute go i e om ne

Rys. 5. Przykładowy zapad napięcia spowodowany bezpośrednim rozruchem silnika

prądu przemiennego

67

Z pośród wielu odbiorników czułych na zapady napięcia, należy wymienić w szczególności apędy elektryczne zarówno o stałej jak i regulowanej prędkości. W strukturze tych ostatnich

enty składowe o różnym stopniu odporności na zaburzenie: a ny; (c) układ pomiarowo-sterujący.

Niezależnie od aplikacji źnik rozłączy się w sposób niezami adzi to zwykle do niekontrolowanego przer czniki odpadają przy 50% napięcia znam den okres. Te dane zmieniają się w zależności działania styczników występuje często już przy

W stycznikach zjawisko zane z ruchem zwory sprawiają, że ich zacho stopniu procesem losowym. Siła utrzymują st proporcjonalna do kwadratu prądu w cewce i osi napięcia. Konstrukcja mechaniczna stycznika oraz uje on prawidłowo również w tych przedzia gania maleje poniżej minimalnej wartości podtrzy styki stycznika pozostają w pożądanym stanie. Wyst aga równoczesnego wystąpienia kilku niekorzy ży, prócz amplitudy zapadu oraz czasu a w którym rozpoczyna się zapad (faza początko cie wraca do pierwotnej wartości (faza końcowa za stała prądu mająca zasadniczy wpływ na składowej w napięciu wywołuje przepływ znacz podtrzymanie stycznika przy prądzie o mniejszej nego bez składowej stałej. Dodatkowo, skł zanych z histerezą obwodu magnetycznego i w ten s ienia.

Najczęściej stycznik duże agazynowanej w cewce aby zapobiec przedwczesnym źników w obwodach zasilających napędy do o zmniejsza odporność instalacji jako całoś na zaburzenie, bowiem zmagazynowana w nich energia jest mniejsza oraz mniejsza jest inercja ich ruchomych części.

Dążenie do o

czników rądu przemiennego.

nmożna wyróżnić trzy podstawowe elem

) paraturę łączeniową; (b) układ energoelektronicz(a

4.1. Aparatura łączeniowa - styczniki i przekaźniki

występuje zawsze problem, gdy stycznik/przekaerzony podczas zaburzenia elektromagnetycznego. Prow

wania procesu. Wielu wytwórców podaje, że ich styionowego (UN) jeżeli te warunki trwają dłużej niż je

od producenta, lecz w praktyce nieprawidłowość70%UN lub więcej.

histerezy i zmiany obwodu magnetycznego zwiąwanie się podczas zapadu napięcia jest w pewnymca przesuwną zworę w odpowiedniej pozycji je

ąga wartość zero dwukrotnie podczas okresu inercja jego ruchomych części sprawiają, że prac

łach wartości prądu, w których siła przyciąmania. Tak więc podczas normalnej pracy

ąpienie nieprawidłowości w jego działaniu wymstnych czynników wśród których wymienić nale

jego trwania, także punkt przebiegu czasowego napięciwa zaburzenia) oraz punkt w którym napię

burzenia). Podczas zapadu występuje składowa zachowanie się stycznika. Nawet niewielka wartość tej

ącego prądu stałego (dc), co może spowodowaćwartości skutecznej niż w przypadku prądu zmien

adowa dc pozwala uniknąć strat zwiąposób pozwala uzyskać większą średnią wartość strum

j mocy ma wystarczająco dużo energii zm wyłączeniom. Zastosowanie pośrednich przeka

załączania styczników głównych, zasadniczci. Przekaźniki są z reguły bardziej czułe

redukcji wymiarów aparatury łączeniowej prowadzi często w konsekwencji durządzeń o mniejszej wartości gromadzonej energii i tym samym mniej odpornych na zapady napięcia.

W układach rozruchowych silników ŚN stosowane są z reguły cewki prądu stałego zasilane z sieci prądu przemiennego poprzez prostowniki. Ich odporność na zapady jest większa niż styp

68

4.2. Regulowane napędy Stanowią jeden z największych problemów podczas zapadów napięcia i krótkich przerw w zasilaniu. Są szczególnie czułe na ten rodzaj zaburzenia, a ich znaczące moce jednostkowe czynią wszelkie sposoby redukcji skutków zaburzenia problemem trudnym technicznie i najczęściej bardzo kosztownym. Negatywny efekt jest natychmiastowy, nie tak jak jest w przypadku innych rodzajów zaburzeń tj. harmoniczne, asymetria itp.

W przypadku regulowanych napędów charakteryzowanie zapadu napięcia tylko w układzie współrzędnych amplituda-czas trwania zaburzenia jest zbyt dużym uproszczeniem mimo, że jest to powszechny sposób opisu i podstawowy cel pomiarów. Nie uwzględnia on bowiem różnic wartości poszczególnych napięć fazowych (asymetrii tych napięć) i występującą także podczas zapadu zmianę ich kątów fazowych. Dodatkowo, ta uproszczona charakterystyka nie uwzględnia także niesinusoidalnej natury przebiegu napięcia podczas zapadu.

Napędy prądu stałego i przemiennego, będące najbardziej powszechnymi układami energoelektronicznymi, reagują różnie na zapady napięcia, różnią się bowiem topologią części energoelektronicznej i układami sterowania (zarówno softwarem jak i hardwarem).

Są trzy główne przyczyny które sprawiają, że napędy są czułe na rozważany rodzaj zaburzeń. Pierwsza to zasilanie układu sterowania napędu. Jeżeli jego zasilacze nie są w stanie zapewnić wystarczającego poziomu napięcia, wówczas napęd musi być wyłączony ze względu na groźbę utraty kontroli nad jego pracą. Tak więc pierwsze działania naprawcze idą w kierunku podtrzymania zasilania układu pomiarowo-sterującego. Druga grupa problemów dotyczy możliwych nieprawidłowości w pracy lub nawet groźby wystąpienia stanu awaryjnego w części „siłowej” (energoelektronicznej) układu w następstwie zaburzenia. Trzecią przyczyną jest fakt, że wiele procesów, ze względów technologicznych, nie toleruje utraty precyzyjnej kontroli prędkości lub momentu nawet przez bardzo krótki okres czasu.

Reakcja napędu na zapady napięcia jest, prócz wielkości opisujących zaburzenie, także funkcją rodzaju obciążenia oraz parametrów napędu. Pewne procesy mogą tolerować znaczące zmniejszenie prędkości i momentu silnika. Inne takich zmian nie dopuszczają. Wiele z nich wymaga precyzyjnej i dokładnej kontroli takich wskaźników jak np. ciśnienie, temperatura, przepływ itp. Ponieważ większość tych procesów jest napędzana przez silniki elektryczne,

m przemiennikiem częstotliwości (VSI)

moment i prędkość silnika bezpośrednio wpływa na zmienne procesu.

Napędy prądu przemiennego

Rys. 6. Schemat ideowy napędu z pośredni

dcU

69

Odporność na zapady napięcia typowego regulowanego napędu prądu przemiennego z pośrednim przemiennikiem częstotliwości VSI (voltage source invertor – rys. 6) i diodowym mostkiem wejściowym jest z reguły znaczna, bowiem kondensator i zgromadzona w nim energia jest zdolna do czasowej kompensacji zmiany napięcia zasilającego (przy założeniu krótkiego czasu trwania i

zas

ili gdy kolejny szczyt napięcia stworzy

zasu w których trójfazowy mostek pracuje jak urządzenie jednofazowe podłączone

czną dla tej

zadziałanie bezpieczników zaburzenie nie jest wystarczająco duże, aby spowodować znaczącą odzie pośredniczącym przemiennika. Właściwa koordynacja

bezpieczników oraz stosowanie dławików sieciowych pozwala często w praktyce skutecznie wy im

W przypa . tró zowe zwarcie), energia zgromadzona w obwodzie pośredniczącym prądu stałego dc (w kondensatorze) jest absorbowana przez silnik w kilku okresach i napięcie stałe kondensatora Udc maleje do zera, w typowym czasie kilkudziesięciu ms. Prędkość silnika zmniejsza się z pochodną zal ną od momentu bezwładności i momentu obciążenia mechanicznego zredukowanych na wał silnika. Wi ość napędów posiada wewnętrzne zabezpieczenia kontrolujące napięcie w obwodzie poś dniczącym i powodujące wyłączenie napędu gdy wartość tego napięcia będzie zbyt mała. W tyc nkach układ zostanie awaryjnie wyłączony zabezpieczeniem podnapięciowym, gdy napięcie tości znamionowej). Gdy napięcie powróci ponownie do swojej pierwotnej początkowej wartości, silnik

awia, że są one szczególnie czułe na występujące tam zaburzenia.

to kontrolę pracy napędu do chwili jego całkowitego wyłączenia dzięki dużej energii

małej amplitudy zaburzenia).

Gdy napięcie wejściowe jest symetryczne, diody w mostku wejściowym podejmują przewodzenie w sposób regularny, a prądy wejściowe mają symetryczne przebiegi.

W przypadku gdy napięcia fazowe są niesymetryczne, np. jak ma to miejsce podcjednofazowego zwarcia, przewodzenie diod mostka wejściowego nie jest regularne. W rzeczywistych warunkach maksymalne napięcia jednej lub więcej faz są redukowane do wartości mniejszej niż znamionowe napięcie kondensatora, stąd nie ma transmisji energii z sieci zasilającej do kondensatora. Ten ostatni rozładowuje się do chwwarunki do jego doładowania. Ponieważ kondensator rozładowuje się wówczas w stopniu większym niż normalnie, prąd płynący z sieci w celu jego doładowania będzie duży. Występują przedziały cpomiędzy dwie linie zasilające o największej wartości napięcia międzyfazowego. Prądy zawierają trzecią harmoniczną o znaczącej wartości, która jest składową nie charakterystykonfiguracji.

Przetężenie prądowe może uaktywnić zabezpieczenia nadprądowe i w konsekwencji może wystąpić zatrzymanie napędu. Może też nastąpić przepalenie bezpieczników. Występuje to szczególnie w przypadku wyposażenia falownika w szybkie bezpieczniki wejściowe (zwykle wymagane przez producenta układu) przy małym marginesie koordynacji zabezpieczeń. Często nawet niewielka asymetria napięć zasilających może spowodować nawet w przypadkach, gdy toredukcję napięcia w obw

el inować tę eksploatacyjną niedogodność.

dku zapadu podczas którego nie jest dostępna energia z systemu zasilającego (npjfa

eż

ększreh waru

stałe zmniejszy się poniżej przyjętej wartości progowej (zwykle 75-90% war

nie może być natychmiast zasilony przez przekształtnik ze względu na groźbę wystąpienia przetężenia o dużej wartości stwarzającego niebezpieczeństwo przepalenia bezpieczników i/lub uszkodzenia elementów półprzewodnikowych lub możliwość wystąpienia zmiany momentu niekorzystnej dla napędzanego silnikiem agregatu. W dużej liczbie napędów, szczególnie starszej generacji, układy sterowania i zabezpieczeń zasilane były z sieci ac, co sprSystemy sterowania większości obecnie stosowanych napędów kontrolują napięcie stałe. W ich przypadku układy sterowania i zabezpieczeń zasilane są bezpośrednio z tego napięcia. Gwarantuje

70

zgromadzonej w kondensatorze. Napięcia zasilające ac są wówczas często poza kontrolą, lecz układy są mniej czułe na zaburzenia.

4.3. Sprzęt informatyczny W każdym zastosowaniu jest on bardzo czuły (zarówno hardware jak i software) na zmiany napięcia jeżeli ich amplituda przekracza 10%UN. Najpowszechniej występującymi skutkami tego zaburzenia są: brak transmisji sygnałów lub błędy w ich przekazie9. Większość sprzętu informatycznego ma wbudowane detektory zaburzeń zasilania w celu ochrony danych w wewnętrznej pamięci (w tym również programowo zapisaną procedurę reakcji na zapady i krótkie

atycznego podano w normach szczegółowe

działywać na CPU, karty I/O i także na poziomy logiczne PLC podczas realizacji

ego – 0 lub 1 – nie są standaryzowane. Np. jeżeli zapad apięcia spowoduje w czasie kilku okresów obniżenie wartości sygnału wejściowego, może

poznania stanu logicznego.

przerwy w zasilaniu, gwarantującą zachowanie danych i poprawną pracę po powrocie napięcia) lub ze względów bezpieczeństwa (brak transmisji lub błędne rozkazy w przypadku sterowania dużymi procesami). Ten rodzaj sprzętu jest bardziej czuły na stopniowe zmiany napięcia (zmniejszanie) niż na nagłą przerwę zasilania. Niektóre detektory uszkodzeń nie reagują dostatecznie szybko na stopniową redukcję wartości napięcia zasilającego. Wówczas napięcie dc dla obwodów scalonych może zmniejszyć się do poziomu niższego niż minimalne napięcie pracy, zanim detektor uszkodzenia zostanie pobudzony. W efekcie dane mogą być utracone lub błędne. Po powrocie napięcia sprzęt taki może nie być zdolny do poprawnego ponownego uruchomienia i wymagać przeprogramowania. Z tego powodu dla sprzętu informprocedury testowania jego odporności na omawiany rodzaj zaburzenia. Sterowanie realizowane przez programowalne sterowniki logiczne PLC (Programmable Logic Controller) można opisać w czterech podstawowych krokach funkcjonalnych: czytanie danych wejściowych (moduł wejściowy); rozwiązywanie programu sterowania (CPU); samodiagnostyka (CPU); modyfikacja stanów wyjść zgodnie z programem (moduł wyjściowy). Zapady napięcia mogą odwyróżnionych procedur. Zakłócenie występujące w każdym z modułów może przerwać ciągłość całego procesu technologicznego. Czas pojedynczego cyklu pracy PLC często nie przekracza 20ms, a więc jest współmierny z czasem występowania zaburzeń.

Jednym ze „słabszych miejsc” w PLC jest jego układ zasilający. Jest to typowy układ elektroniczny zasilany napięciem przemiennym które przekształca (najczęściej impulsowo) na napięcia stałe zasilające pozostałe elementy PLC. Odporność zasilacza zależy przede wszystkim od wymaganego stopnia stabilizacji napięcia stałego oraz energii zgromadzonej w kondensatorze zasilacza. Niekiedy urządzenia I/O są lokalizowane w pobliżu urządzeń peryferyjnych w celu minimalizacji wymaganego okablowania, pracując np. jako koncentratory danych. Wówczas krytycznymi punktami stają się również ich zasilacze, tym bardziej, że w większości instalacji CPU ma najczęściej gwarantowane bezprzerwowe zasilanie realizowane przy pomocy UPS, natomiast nie zawsze stosuje się to do koncentratorów.

Wejściowe urządzenia peryferyjne tj. przyciski, czujniki itp. są galwanicznie połączone z sterownikiem. Powszechny jest dyskretny charakter wejść. Napięcia progowe w oparciu o które ustalona jest wartość sygnału logicznnwyniknąć problem właściwego roz

9 jes Możliwym, sygnalizowanym w literaturze, skutkiem t także utrata synchronizacji napędów dysków.

71

W każdym układzie sterownika istnieje przycisk awaryjnego zatrzymania linii. Bywa on też niekiedy przyczyną niepożądanych wyłączeń, jeżeli jest skonfigurowany w taki sposób, że zapad napięcia może wywołać zadziałanie analogiczne do skutków jego zamierzonego uaktywnienia.

5. TECHNICZNE SPOSOBY PRZECIWDZIAŁANIA SKUTKOM

yróżnić w śród nich cztery

ektronicznych (wzrost mocy baterii

. WNIOSKI

Pow w napięcia i krótkich przerw w zasilaniu – szczególnie na omie niskiego napięcia (lecz nie tylko) – sprawia, że zagadnienie odporności odbiorników

nergii elektrycznej, w tym szczególnie napędów elektrycznych i innych układów

ZAPADÓW NAPIĘCIA

Na rynku jest obecnie dostępna bardzo duża liczba napędów, lecz nawet różne modele tego samego rodzaju napędu posiadają inną odporność na zapady napięcia. Istnieje generalny pogląd, wyrażony w licznych publikacjach, że przy zapadach napięcia o amplitudzie większej niż 20% i czasie trwania dłuższym niż 10 okresów następuje awaryjne wyłączenie większości napędów10. Duża liczba zapadów napięcia przekracza te wartości. Amplitudy tych zaburzeń często osiągają poziom 50%, dlatego skonstruowanie napędu zdolnego do pracy przy zapadach o takich wartościach, jest zadaniem o ogromnym znaczeniu. Producent powinien dostarczyć nabywcy napęd działający poprawnie w zdefiniowanych przez niego warunkach zasilania i niezbyt drogi. Pożądane jest takie rozwiązanie problemu, które nie wprowadzi zbyt daleko idących zmian w istniejących konstrukcjach.

Zaproponowano wiele różnych sposobów technicznych, które mają zabezpieczyć realizowaną technologię przed skutkami awaryjnych wyłączeń napędów. Można wkategorie:

(i) zmiana sposobu eksploatacji napędu i modyfikacja jego sterowania (ręczny lub automatyczny - z opóźnieniem lub bez - ponowny rozruch, hamowanie napędu, synchronizacja inwertora z napięciem na zaciskach silnika, zagwarantowanie pewnego zasilania dla układu sterowania, pętla fazowa w obwodach synchronizacji, wykorzystanie energii kinetycznej napędu i napędzanego agregatu, redukcja momentu obciążenia itp.

(ii) modyfikacja topologii układów energoelkondensatorów w obwodzie pośredniczącym falownika, wspólny obwód napięcia stałego w napędach wielosilnikowych, dodatkowe przekształtniki dc/dc w obwodach pośredniczących falowników napięcia, aktywny przekształtnik wejściowy falownika z opcją stabilizacji napięcia na kondensatorze w obwodzie pośredniczącym itp.

(iii) alternatywne zasilanie,

(iv) instalowanie kompensującego sprzętu.

6

szechność występowania zapadópozie

10 Wiele eksploatowanych regulowanych napędów ulega awaryjnemu wyłączeniu nawet jeżeli napięcie

zmniejszy się niewiele poniżej 90% w czasie dłuższym niż dwa okresy napięcia.

72

energoelektronicznych staje się jednym z problemów o kapitalnym znaczeniu zarówno technicznym jak i ekonomicznym. Konsekwencją rozpoznania odporności odbiornika jest rozwój metod jej poprawy, zarówno poprzez urządzenia zewnętrzne w stosunku do napędu jak i zmiany jego konstrukcji i zasad sterowania. Wydaje się, że w większości oferowanych obecnie na rynku napędów nie stosuje się szczególnych strategii sterowania w przypadku wystąpienia zaburzenia. Wyjątkiem jest zatrzymanie napędu w przypadku gdy zapad napięcia przekroczy zadaną wartość graniczną. W tym celu stosowana jest kontrola napięcia dc i napęd jest wyłączany niezależnie od tego jaki rodzaj zaburzenia wystąpił (zapad czy przerwa w zasilaniu). Ten stan winien ulec zmianie. Użytkownik powinien uzyskać możliwość zakupu napędu o poziomie odporności właściwym dla środowiska elektromagnetycznego w którym napęd ma być zainstalowany.

ITERATURA

1. htt

L

p://www.lpqi.org

73


ASYMETRIA PRĄDÓW I NAPIĘĆ Waldemar L. Szpyra11)

. WPROWADZENIE

.1. Przyczyny asymetrii

bliczenia i analizy sieci elektroenergetycznych wykonywane są najczęściej przy założeniu ymetrii parametrów elementów sieci, napięć zasilających sieć oraz prądów płynących w rzewodach linii i innych urządzeń. Założenie to bardzo ułatwia wykonanie obliczeń, jednak w raktyce w wielu przypadkach jest nieprawdziwe. W ustalonych stanach pracy sieci można yróżnić dwa rodzaje asymetrii [4]: ) asymetrię wewnętrzną (własną) – wynikającą z różnic impedancji własnych i wzajemnych

poszczególnych faz (np. w liniach elektroenergetycznych na skutek różnych odległości przewodów fazowych względem siebie i względem ziemi);

) asymetrię zewnętrzną: a) miejscową w punktach zasilających sieć – wynikającą z asymetrii napięć , b) miejscową w punktach odbioru – spowodowaną zasilaniem odbiorów trójfazowych

o różnych mocach w każdej fazie, c) przestrzenną – w różnych punktach sieci przyłączone są odbiory jednofazowe.

dbiornikami powodującymi asymetrię napięć w sieci są: zespoły odbiorników jednofazowych przyłączonych do linii trójfazowej, np. piece indukcyjne,

spawarki transformatorowe, trakcja jednofazowa, odbiorniki trójfazowe o asymetrycznym obciążeniu chwilowym, jak np. piece łukowe w

okresie topienia wsadu, liczne, nierównomiernie rozmieszczone odbiorniki jednofazowe włączone między przewody

fazowe i neutralny, występujące np. u odbiorców komunalnych zasilanych z sieci niskiego napięcia.

liniach niskiego napięcia występuje zewnętrzna asymetria przestrzenna, której przyczyną są ierównomiernie rozłożone na poszczególne fazy odbiorniki jednofazowe przyłączone w różnych unktach linii (często są to odbiory o mocy od kilkuset W do kilku kW takie jak czajniki

zepływowe podgrzewacze wody itp.) oraz rców z przyłączami trójfazowymi.

W sieciach średniego napięcia spółek dystrybucy ch w stanach ustalonych występuje w zasadzie tylko asymetria wewnętrzna, której wpływ na pra sieci jest pomijalny.

1 1 Osppw1

2

O

Wnpelektryczne, żelazka, pralki automatyczne, kuchnie, pr

h faz u odbioniesymetryczne obciążenie poszczególnycjnycę

11)Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Katedra Elektroenergetyki, al. Mickiewicza 30,

30-059 Kraków, tel. 012 617 32 47, e-mail: [email protected]

74

1.2. Miara asymetrii Miarą asymetrii napięć i prądów w układzie tr fazowym są współczynniki niezrównoważenia napięć i prądów kolejności przeciwnej i zerowej, które określa się z zależności:

ażenia napięć:

kolejności przeciwnej:

ój

– współczynniki niezrównow

1

22 U

UnU = , (1)

kolejności zerowej: 1

0 UU

– współczynniki niezrównoważenia prądów:

kolejności przeciwnej:

0Un = , (2)

1

22

InI = , (3) I

kolejności zerowej: 1

00 I

InI = , (4)

tórych: w kwartości skuteczne składowych symetrycznych kolejności zgodnej,

,I

ów niezrównoważenia napięć i prądów

do

021 UUU , – odpowiednio ,przeciwnej i zerowej napięć,

0, II – odpowiednio wartości skuteczne składowych symetrycznych kolejności zgodnej, 21

przeciwnej i zerowej prądów. Korzystanie z wyrażonych wzorami (1) - (4) współczynnikjest niewygodne ze względu na konieczność stosowania specjalnych przyrządów do pomiarów parametrów jakości energii elektrycznej. W pracy [11] J. Sozański zaproponował wykorzystanie

oceny asymetrii napięć współczynnika obliczonego na podstawie pomiaru napięć fazowych:

[%]100 ⋅−+−+− UUUUUU

A = CBA , (5)

zU

UU

gd ie: CB UU , , – wartości skuteczne napięć fazowych, A

U – wartość średnia napięć fazowych obliczona z zależności:

3CBA UUUU ++

= . (6)

W podobny sposób określa się wskaźnik asymetrii kątowej:

120,,,= ACCBBAAo , (7)

gdzie:

120120120 −α+−α+−α

ACCBBA ,,, ,, ααα – kąty między wektorami napięć fazowych. 1.3. Wymagania przepisów w zakresie asymetrii Wymagania odnośnie jakości energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców są zawarte w: 1) Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych

gią

warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu enerelektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz

75

standardów jakościowprzyłączeniowym” [10]

ych obsługi odbiorców zwanym w skrócie „rozporządzeniem .

rmie EN 50160 są następujące: iskiego napięcia (punkt 2.

„W normalnych warunkach pracy, w ciągu każdego tygodnia, 95 % ze zbioru 10-minutowych, nych składowej symetryczn

o mieścić się w przedziale ozgodnej. Na pewnych obszarach, na których występują instalacje odbiorców przyłączonych

zy, niesymetria w sieci trójfazowej osiąga wartość

redniego napięcia (punkt„W normalnych warunkach pracy, w ciągu każdego tygodnia, 95 % ze zbioru 10-minutowych,

skutecznych składowej syzasilającego powinno mieścić się w przedziale od 0 do 2 % wartości składowej kolejności

Na pewnych obszarach występuje niesymetria do 3%” Norma nie ia napięć składow dzając, że „ta składowa nie jest istotna z punktu widzeniaObowiązujące łączeniowe” nie określa dopuszczalnych wartości

du popełnionego przy przenoszeniu zapisów z normy do projektu rozporządzenia).

utki asymetrii

unktu wid rii zależy od rodzaju zasilanych odbiorników. W przypadku zasilania odbiorników trójfazowych istotna jest wartwspółczynnika niezrównoważenia napięć kolejności przeciwnej. Duża wartość tego

Dotyczy to w szczególności silników elektrycznych, w których pojawia się moment hamujący pochodzący od składowej symetrycznej kolejności przeciwnej.

enia operatora sieci istotna jest asymetria prądów. Asymetryczne włączenie do sieci

a) obciążenie j obierana z sieci przez symetrycznie włączone do sieci odbiory pobierające taką samą moc czynną

) różne spadki napięcia w poszczególnych fazach,

MoU i

2) Norma EN 50160 „Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych” [6] (zastępująca normę PN-EN 50160 [7].

Wymagania w zakresie asymetrii zawarte w noW odniesieniu do sieci n 10):

średnich wartości skutecz ej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego powinn d 0 do 2 % wartości składowej kolejności

częściowo jednofazowo lub między dwie fado około 3%” W odniesieniu do sieci ś 3.10):

średnich wartości metrycznej kolejności przeciwnej napięcia

zgodnej. podaje wymagań odnośnie dopuszczalnej wartości współczynnika niezrównoważen

ej kolejności zerowej stwier możliwego zakłócenia pracy urządzeń przyłączonych do sieci”.

obecnie „rozporządzenie przywspółczynników niezrównoważenia napięć, a norma nie znajduje się w wykazie norm obowiązujących. Projekt nowego „rozporządzenia przyłączeniowego”(wersja z dn. 23 czerwca 2003 roku) [9] w § 33 punkt 1 ust. 4 zawiera wymagania sformułowane analogicznie jak w normie EN 50160, przy czym dopuszcza niższą, wynoszącą 1 %, wartość współczynnika niezrównoważenia napięć składowej kolejności przeciwnej (być może jest to efekt błę

1.4. Sk

Z p zenia odbiorcy energii elektrycznej uciążliwość asymetość

współczynnika pogarsza warunki pracy tych odbiorników.

Z kolei z punktu widzodbiorów powoduje:

ej mocą pozorną większą niż ta, która byłaby p

b) pogorszenie się współczynnika mocy, dodatkowe straty mocy i energii w sieci, c)

de) niepełne wykorzystanie obciążalności urządzeń. Ad. a).

c pozorna S przesyłana symetryczną linią trójfazową przy sinusoidalnych przebiegach napięcia prądu I, zmieniających się z jednakową częstotliwością, określona jest wzorem:

76

ϕ=+=⋅⋅=

cos3 22 PQPIUS . (8)

Moc czynna pobierana przez odbiór symetryczny równa jest sumie trzech mocy o jednakowej rtości Pwa dbiornika: f pobieranych przez każdą fazę o

ϕ⋅⋅=ϕ⋅⋅=⋅= cos3cos33 IUIUPP , fff

gd(9)

zUf If ϕ Mo

ie: – wartość skuteczna napięcia fazowego, – wartość skuteczna prądu płynącego w przewodzie fazowym, – kąt miedzy wektorem napięcia i prądu. c pozorną SD odbioru asymetrycznego można obliczyć z zależności:

DQP IIIUUU S CBACBAD222222222 ++=++⋅++= , (10)

lub na podstawie składowych symetrycznych napięć i prądów:

( ) ( )⎥⎥⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎞

⎜⎜⎝

⎛⋅⋅+++⋅⋅+⋅=

2

20

20

22

21

22

21 933 N

D RRIIIIUUS , (11)

⎦⎠f

gdzie: CBA III , , – wartości skuteczne prądów płynących w przewodach poszczególnych faz,

I – prąd płynący w przewodzie neutralnym. N

D – moc „asymetrii”, NR – rezystancja przewodu neutralnego,

fR – rezystancja przewodu fazowego. Występującą wyrażeniu (10) moc asymetrii D dla linii czteroprzewodowej można (zakładając symetrię napięć zasilających) obliczyć na podstawie wartości współczynników niezrównoważenia składowych symetrycznych prądów korzystając ze wzoru [2]:

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅+⋅⋅=

2

20

22 313

f

Nf R

RIIUD . (12)

Stosunek mocy pozornej przy obciążeniu asymetrycznym do mocy pozornej przy obciążeniu symetrycznym wyraża się zależnością:

22

2222

1 DDQPSk DA +=

++== . (13)

22 QPQPS ++

jfazowym współczynnik mocy równy jest liczbowo ięciami i prądami. Kąty te w każdej fazie są

Współczynnik kA określa wzrost mocy pozornej w stosunku do mocy pobieranej przez odbiór na skutek niejednakowego rozdziału obciążeń na poszczególne fazy i jest nazywany współczynnikiem nierównomierności obciążenia. Ad. b). W obciążonym symetrycznie obwodzie trócosinusowi kąta przesunięcia fazowego między napjednakowe. Współczynnik mocy wyraża się wzorem:

SSQPS + 22

PPk ϕ=== cos . (14)

77

W obwodzie trójfazowym obciążonym niesymetrycznie prądy napięcia i przesunięcia fazowemiędzy prądami a napięciami są różne w poszczególnych fazach. Współczynnik mocy

ego rzez

, w

przypadku odbioru asymetrycznego można zdefiniować przez analogię do odbioru symetryczn(wzór 14) jako stosunek całkowitej mocy czynnej do całkowitej mocy pozornej pobieranej podbiór:

A

S

A

SD

QPDQP +++ 2222 kkk

D

PPk ϕ=⋅=⋅==

cos122

. (15)

bioru trójfazowego nie jest więc równy cosinusowi ako iloraz współczynnika

mocy odbioru symetrycznego kS przez współczynnik nierównomierności ob enia kA. Poniek k

QP ++1 22

Współczynnik mocy k asymetrycznego odDkąta przesunięcia między prądem, a napięciem i można go wyrazić j

ciąż waż 1S , a 1A , to przy asymetrycznym obciążeniu zawsze ≤ > 1<Dk (nawet wówczas gdy

Ad. c). Przy symetrycznym obciążeniu linii niskiego napięcia wartości skuteczne pr ów płynących w przewodach poszczególnych faz są takie same a prąd płynący w przewodzie neutralnym jest

ero. Straty mo RIR ⋅⋅=⋅ 23 . (16)

dy płynące w przewodach poszczególnych faz są różne, a w przewo mocy w odcinku linii można w tym przypadku obliczyć s ewodach:

poszczególne fazy będą obciążone tylko mocy czynną.

ąd

równy zcy w odcinku linii oblicza się wówczas z zależności:

CfBfAsym IRIRIP +⋅+⋅=∆ 22ff

Przy niesymetrycznym obciążeniu prądzie neutralnym płynie prąd. Straty umując straty w poszczególnych prz

( ) NNfCBANNfCfBfAasym RIRIIIRIRIRIRIP ⋅+⋅++=⋅+⋅+⋅+⋅=∆ 22222222 . Z porównania zależności (16) i (17) wynika, że przy przesyle takiej samej mocy, większe straty wystąpią przy obciążeniu niesymetrycznym. Wzrost strat mocy

(17)

wynikający z asymetrii można określić na podstawie współczynników niezrównoważenia składowych symetrycznych prądów. W przypadku linii czteroprzewodowej zasilanej symetrycznym nap iem przy niesymetrycznprądach poszczególnych faz można skorzystać się z zależności [2]:

ięc ych

⎥⎥

⎢⎢

⎟⎟⎞

⎜⎜⎛

⋅+⋅++=∆δ 22 31102

NII

RnnP (18) ⎦

⎤

⎣

⎡

⎠⎝

2

fR

Dokładne obliczenie strat mocy i energii w liniach niskiego napięcia przy obciążeniu asymetrycznym jest praktycznie niemożliwe ze względu na przestrzenWpływ asymetrii obciążenia na straty mocy w linii niskiego napięcia można oszacować np. na

rzewodzie neutralnym do średniego prądu w

ny charakter zjawiska.

podstawie wykresów pokazanych na rys. 1. Wykresy te podają ile razy większe są straty mocy w linii przy asymetrycznym obciążeniu asymP∆ od strat jakie wystąpiłyby przy obciążeniu symetrycznym symP∆ w funkcji stosunku prądu w p

przewodach fazowych fN II , dla różnych wartości stosunku przekroju przewodu neutralnego do

przekroju przewodów fazowych fN ss . Przy czym fN II określa się z zależności:

CBA

N

f

N

IIII

II

++⋅

=3 . (19)

78

Wykresy na rys. 2 pokazują z kolei ile razy straty mocy w transformatorze przy obciążeniu asymetrycznym są większe od strat jakie wystąpiłyby przy obciążeniu symetrycznym w funkcji stosunku prądu w przewodzie neutralnym do średniego prądu w przewodach fazowych dla różnych układów połączeń transformatora.

Rys. 1. Wpływ asymetrii obciążenia na wzrost strat mocy w linii niskiego napi

Rys. 2. Wpływ asymetrii obciążenia na wzrost strat mocy w transformatorze SN/nn [3].

ęcia [5].

1.0

1.5

2.0

2.5

0.0 0.5 1.0 1.5

3.0

2.0 2.5 3.0

Układ połączeń Yy0

Układ połączeń Yz5

Stos

unek

stra

t prz

y ob

ciąż

eniu

nie

sym

etr

obciąż

eniu

sym

etry

czny

m P

yczn

ym d

o st

rat p

ras

ym/∆

P sym

zy

Stosunek prądu w przewodzie neutralnym do średniego prądu w przewodach fazowych fN II

1,00,0 0,5 1,0 1,5 2,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,05,0=fN ss

7,0=fN ss 0,1=fN ss 4,1=fN ss 9,1=fN ss

Stosunek prądu w przewodzie neutralnym do średniego prądu w przewodach fazowych fII Stos

une

N

k st

ram

o st

rat p

rzy

m ∆

t p

rzob

ciąż

y ob

ciąż

enen

iu sy

metiu

ry

nies

yet

rycz

nym

dcz

nyP a

sym

/∆P s

ym

79

Ad. d). Efektem asymetrii prądowej jest również zróżnicowanie wartości spadków napięcia w poszczególnych fazach prowadzące do asymetrii napięć (rys. 3). W skrajnych przypadkach spadek napięcia w najmniej obciążonej fazie może przyjmować wartości ujemne, a spadek napięcia w fazach najbardziej obciążonych może przyjmować wartości powodujące przekroczenie

Rys. 3. Wpływ asymetrii obciążenia na wartość spadku napięcia na końcu linii nN.

U zenia elektroenergetyczne dobierane są m.in. na obciążalność długotrwałą prądem roboczym. Przy znacznej asymetrii obciążenia poszczególnych faz może się zdarzyć, że prąd naj dziej obciążonej fazy ociągnie wartość dopuszczalną długotrwale (lub wartość zn ową), a prądy pozostałych faz będą znacznie mniejsze. Wytrzymałość cieplna urządzenia nie ć w pełni wykorzystana. 2. LIWOŚCI OGRANICZANIA ASYMETRII 2.1. Sposoby ograniczania asymetrii Zu wyeliminowanie asymetrii obciążenia w sieci niskiego napięcia jest praktycznie nie we ponieważ odbiory jednofazowe są załączane w różnych punktach linii w dodatku w sp losowy (urządzenia do symetryzacji musiałyby być zainstalowane praktycznie na każdym prz czu). Skutki asymetrii obciążenia można zmniejszyć poprzez: 1) wnomierny rozkład odbiorów jednofazowych na poszczególne fazy na etapie projektowania

i budowy 2) zwi

dopuszczalnych odchyleń napięcia, co może być podstawą do żądania przez odbiorców bonifikatza niedotrzymanie parametrów jakościowych dostarczanej energii.

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Godzina

Spad

ek n

apię

cia,

w %

Faza AFaza BFaza C

Ad. e). rząd

baramion może by

MOŻ

pełne możli

osóbyłąró

sieci lub poprzez przełączenie odbiorów jednofazowych na inne fazy, ększenie przekroju przewodu neutralnego,

80

3) instalację urządzeń do symetryzacji obciążenia,

1. e

w

k u

e

ą ń

zii.

ia symulacyjne wykonano na modelu napowietrznej linii niskiego napięcia z przewodami

tórych stosunek prądu przewodu neutralnego do średniego rądu fazowego spełniał warunek:

4) dokonanie przeplecenia przewodów fazowych.

Ocenę efektywności (z punktu widzenia operatora sieci rozdzielczej) pierwszych trzech spośród wymienionych wyżej sposobów ograniczania skutków asymetrii przedstawiono w [5], natomiast czwarty sposób był przedmiotem referatu na konferencji OPE’03 [12]. Z podanych w [5] przykładów wynika m.in., że:

Określenie, które odbiory należałoby przełączyć na inne fazy dla zmniejszenia asymetrii możbyć trudne ze względu na:

losowo zmieniający się w czasie rozkład obciążenia na poszczególne fazy, oraz brak informacji o tym, z których faz są zasilane instalacje jednofazowe u odbiorcó

posiadających przyłącza trójfazowe. 2. Zwiększenie przekroju przewodu neutralnego może wpłynąć na zmniejszenie strat. Jedna

działanie to powinno być podejmowane już na etapie projektowania linii po dokonanianalizy techniczno-ekonomicznej.

3. Zastosowanie transformatorów regulacyjnych lub symetryzatorów, ze względu na wysokikoszty, może być rozwiązaniem doraźnym (na czas konieczny dla wykonania pomiarów, analiz i przełączeń odbiorów na inne fazy) w przypadku gdy asymetria napięć przekraczajwartości dopuszczalne podane w [7], lub przy przekroczeniu dopuszczalnych odchylenapięcia od wartości znamionowej.

Poniżej za [12] zostaną przedstawione wyniki obliczeń symulacyjnych wykonanych dla oceny wpływu zastosowania przeplecenia przewodów fazowych w linii niskiego napięcia na mniejszenie strat oraz asymetrii napięć. Zostaną też przedstawione wyniki pomiarów

wykonanych w linii niskiego napięcia przed i po zastosowaniu przeplecenia przewodów w tej lin

2.2. Wyniki obliczeń symulacyjnych

Obliczenaluminiowymi o przekroju 4×50 mm2. Przyjęto, że jest to linia , składająca się z 20 przęseł o długości od 35 do 45 m (łącznie 800 m). Założono, że na każdym słupie linii znajduje się przyłącze trójfazowe. Prąd płynące z linii do każdego przyłącza losowano niezależnie dla każdej z faz z zakresu od 0 do 12 A. Do dalszych obliczeń przyjmowano te zestawy wylosowanych obciążeń przyłączy, dla których występowała wyraźna asymetria prądów wpływających do linii z ransformatora SN/nN, tj. takie, przy kt

5,0>fp N

Dla każdego z zaakceptowanych zestawów obciążeń przyłączy wykII .

onano obliczenia prądów łynących w poszczególnych odcinakach linii oraz spadków napięcia w tych odcinkach. Dla

astępujących przypadków:

) przy jednym przepleceniu,

ch przepleceń dokonywano

pokłączy (o różnych łącznych wartościach mocy

wpływającej do linii) zestawiono w tablicy 1. Dla każdego zestawu obciążeń i dla każdego z

pkażdego z zestawów wykonano obliczenia dla na) bez przepleceń, bc) przy dwóch przepleceniach – oba „do przodu”, d) przy dwóch przepleceniach – jedno „do przodu” i jedno „do tyłu” e) przy trzech przepleceniach – wszystkie „do przodu”. Dla zapewnienia tego samego kierunku wirowania silników trójfazowytak by zachować kolejność następstwa faz. Sposób wykonania ww. przypadków przepleceń

azano na rys. 3. Wyniki obliczeń dla trzech zestawów obciążeń przy

81

pięciu wymienionych wyżej przypadków w tablicy podano: wartości prądów wpływających do e neutralnym IN, wartość stosunku prądu w prz wodów fazowych IA, IB, IC, prądu w przewodzie

przewodzie neutralnym do średniej wartości prądów w przewodach fazowych fN II , straty mocy w linii ∆PL, wartości fazowych spadków napięcia na końcu linii ∆UA0, ∆UB0, ∆UC0, oraz obliczonez zależności (3) wartości współczynników asymetrii napięć A

żniono U. Pogrubioną czcionką wyró

minimalne wartości IN, stosunku fN II , strat mocy w linii ∆PL oraz współczynnika asymetrii i

A

B

nap ęć AU.

Rys. 3. Ilustracja sposobów przepleceń faz linii niskiego napięcia.

C C

A

B

A

B

C

a z) be przepleceń

A

B

C

b) jedno przeplecenie C

A

B

A

B

C

c) dwa przeplecenia – oba „w przód” C

A

B

B

C

A

A

B

C

d) dwa przeplecenia – „w przód” i „w tył”

C

A

B

A

B

C

A

B

C

e) trzy przeplecenia – wszystkie „w przód”

C

A

B

zestaw obciążeń jednego przyłącza

82

Tablica 1. Zestawienie wyników obliczeń symulacyjnych.

Prąd wpływający do linii Straty

mocy

Spadek napi Wsp. asymetrii ęcia

IA IB IC IN IIN ∆PL ∆UA ∆UB∆UC AU

Zestaw obciąże

ń/ moc [kW]

Przyp

adek

A A A - kW % % % % A a 63,5 110,1 123,9 54,8 0,55 5,478 0,1 14,4 15,9 22,30 I b 93,4 109,6 94,5 15,7 0,16 4,893 12,0 14,0 4,4 12,76 c 97,2 97,7 102,6 11,4 7,34 5,2 0,05 4,718 12,2 6,8

119,0 d 90,1 90,8 116,6 26,2 0,26 4,842 6,3 9,3 14,8 10,39 e 80,7 104,1 112,7 28,7 0,29 4,888 4,4 11,5 14,5 12,81 a 104,2 84,7 55,0 42,9 0,53 4,225 15,5 11,6 -0,1 19,98

II b 98,7 58,2 87,0 36,1 0,44 4,114 14,5 0,1 12,3 19,43 c 68,3 75,2 100,4 29,3 0,36 4,085 2,2 7,8 16,9 17,41

97,6 d 77,6 77,0 89,3 12,0 0,15 3,593 9,6 9,4 8,0 2,24 e 80,3 91,6 72,0 17,0 0 3,735 8,8 14,0 4,2 10,95 ,21 a 80,5 71,6 46,8 30,2 0 2,535 13,0 7,6 0,0 14,79 ,46

III b 71,7 54,3 72,9 18,0 27 2,370 9,1 0,9 10,7 12,91 0, c 54,9 72,9 71,1 17,2 0,26 2,200 2,9 9,3 8,5 8,59

79,6 d 69,2 61,8 67,9 6,8 0,10 2,187 10,3 4,5 6,0 7,20 e 60,6 70,7 67,6 9,0 0,14 2,118 7,2 8,0 5,5 3,08

Z , że zastosowanie przepleceń może być skutecznym środkie mniejszenia negatywnych tków nierównomiernego ob enia poszczególnych faz linii. Liczba i rodzaj przepleceń, przy których uzyskuje się najlepsze efekty zależy od rozkładu obciąże wzdłuż linii i wielkości asymetrii. Na podstawie wykonanych dotychczas obliczeń symulacyjnych można jedynie stwi dzić, że dla uzyskania znacz cych efektów w zakresie zmniejszania asymetrii konieczne t dokonanie przynajmniej dwóch przepleceń. Otrzymane wyniki nie dają jeszcze podstaw do wyciągnięcia bardziej szczegółowych wniosków. 2 zywistej linii niskiego napięcia Dla sp dzenia skuteczności zaproponowanej metody og wnych skutków asymetrii dokonano przepleceń w linii niskiego napięcia na terenie działania ZE Kraków S.A. Wybrana do badań linia jest lin napowietrzną z przewodam luminiowymi o przekroju 4×50 mm2. Linia wyprowadzona jest ze stacji SN/nN krótkim odcinkiem kabla, po czym rozgałęzia się w o długości 400 m zasila 17 przyłączy, a drugie o dł niem przepleceń wykonano pomiary prądów wpływa do linii ze stacji zasilającej oraz warto napięć fazowych w stacji zasilającej linię oraz na końcu dłuższego odgałęzienia. Podobne pomiary zostały wykonane po dokonaniu dwóch przeple w tym odgał u. Na rys. 4a pokazano wykresy padków napięcia w poszczególnych fazach na końcu dłuższego odga ia przed wykon iem przepleceń, a na rys. 4b po onaniu dwóch przepleceń w tym od zieniu. Średni (w gu doby) współczynnik asymetrii napięć na końcu dłuższego odgałęzienia wynosił: − przed przepl− po przeplec

analizy otrzymanych wyników wynikam z sku ciąż

niaer

jesą

.3. Zastosowanie przepleceń w rzec

raw raniczania negaty

ią i a

dwóch kierunkach. Jedno odgałęzienie ugości 650 m zasila 37 przyłączy. Przed dokona

jących ści

ceń ęzieni słęzien

gałęan ciądok

eceniem: AU = 9,84 %, eniu AU = 3,25%.

83

Otrzymane wyniki należy traktować jako orientacyjnepomiędzy dokonaniem pomiarów przed przepleceniem (2

, ze względu na odległość w czasie ego), a wykonaniem prz i

m iarami nastąpi nie a iana rozkładu obciążeń na poszczególne

by (najmniejszy spadek napięcia). Po k ążenie faz w szczycie rannym i wieczornym jest bardziej wyrównane,

ocnej faza C jest w dalszym ciągu najmniej obciążona. Z punktu widzenia

8 lutło zm

fazy.

epleceńlinii, mogła ponowny

także nasti pomąpić zm

(22 maja). W tym okresie jszenie obciążeni

a)

16

18

-4

-2

0

4

6

8

9 11 1 1 18 20 2 0 2 4 6

Spad

ek n

apię

2

10

cia,

w

12

14

10 12 13 4 15 6 17 19 21 2 23 1 3 5 7 8

Godzina

%

Faza ed prA prz zepl.Faz d pa B prze rzepl.Faza C przed przepl.

b)

ę

6

8

10

12

cia,

w %

Faza A po przepl.

Faza B po przepl.

Faza C po przepl.

-2

0

2

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Godzina

4

Spad

ek n

api

Rys. Przebieg zmian spadków napięcia w ciągu doby w linii niskiego napięcia: a) przed wykonaniem przepleceń, b) po wykonaniu przepleceń.

Z analizy wyników pomiarów oraz pokazanych wyżej wykresów wynika, że przed wykonaniem przepleceń faza C była najmniej obciążona w ciągu całej dodo onaniu przepleceń obcinatomiast w dolinie n

84

jakości napięcia oraz strat energii, większa asymetria w dolinie nocnej jest mniej uciążliwa niż w strefach szczytowych. Kilkukrotne zmniejszenie wskaźnika asymetrii oraz zmiana rozkładu obciążenia na poszczególne fazy w stacji zasilającej wskazują, że przeplecenia mogą być skutecznym środkiem zmniejszania skutków asymetrii w obwodach niskiego napięcia. Koszt wykonania przepleceń nie przekracza kilkuset złotych. Dokładniejsza ocena skuteczności przepleceń będzie możliwa po dokonaniu ponownych pomiarów w lutym przyszłego roku. 3. Podsumowanie W artykule przedstawiono w skrócie przyczyny i skutki asymetrii obciążenia oraz wstępne wyniki badań dotyczących zastosowania przepleceń w liniach niskiego napięcia w celu zmniejszenia negatywnych skutków asymetrii. Z przeprowadzonych dotychczas badań wynika, że:

1. Przeplecenia mogą się okazać tanim i skutecznym środkiem zmniejszenia asymetrii napięć oraz wynikającym z tego powodu przekroczeniom dopuszczalnych odchyleń napięcia w obwodach niskiego napięcia.

2. Dodatkowym efektem zmniejszenia asymetrii obciążenia jest zmniejszenie strat mocy i energii w liniach niskiego napięcia oraz w transformatorach zasilających te linie.

3. Wykonane dotychczas badania nie dają podstaw do wyciągnięcia uogólniających wniosków odnośnie zasad lokalizacji punktów, w których należy dokonać przepleceń oraz ich liczby i rodzaju.

4. Dla ułatwienia podejmowania decyzji, kiedy ile i w których punktach powinny być wykonane przeplecenia przewodów należy kontynuować badania zarówno na modelowych jak i rzeczywistych liniach niskiego napięcia.

Literatura

[1] Horak J., Popczyk J.: Eksploatacja elektroenergetycznych sieci rozdzielczych, WNT Warszawa 1985.

[2] Kochel M.: Niesymetryczne obciążenia w miejskich sieciach elektroenergetycznych. Praca doktorska, Pol. Warszawska, Warszawa 1966.

[3] Kozicki F.: Możliwości zmniejszenia strat w sieciach rozdzielczych do osiągnięcia w ramach działalności eksploatacyjnej i przy niewielkich nakładach finansowych; Materiały Konferencji naukowo – technicznej „Straty energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych” Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Poznań, 17-18. 05.1999, str. 239 – 263

[4] Kujszczyk Sz. Pod red.: Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze. Wydawnictwo Naukowe PWN; Warszawa 1994.

[5] Kulczyki J. Pod red.: Ograniczanie strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych. Wyd. Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Poznań, czerwiec 2002.

[6] Norma EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych (zastąpiła normę PN-EN 501600).

[7] Norma PN-EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. Polski Komitet Normalizacyjny, 1998.

85

[8] Norma PN-IEC60038:1999 Napięcia znormalizowane. [9] Projekt Rozporządzenia Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej w

sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych (wersja z dnia 23 czerwca 2003)

[10] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i

i oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. Ustaw z dnia 17.10.2000 r Nr 86 poz. 857.

ęcia. Mat.

eksploatacji siec

[11] Sozański J.: Niezawodność i jakość pracy systemu elektroenergetycznego. WNT Warszawa 1990.

[12] Szpyra W., Mejer T.: Symetryzacja obwodów sieci niskiego napiKonferencji Naukowo-Technicznej Optymalizacja w Elektroenergetyce OPE’03, Jachranka, 9 - 10 października 2003, str. 85-94.

86

THE LOW VOLTAGE POWER NETWORKS CIRCUITS SYMMERISATION

Summary

Single-phase loads, which are divided unequal on the low voltage power circuit lines cause tension asymmetry. The loads switches randomly and often have significant power (iron, automatic washing machines, kitchens, water heaters, etc.). Supplying single-phase receivers causes asymmetry of currents in individual phases of the line as well as arise current in neutral line. In the result the power and ener

ases. In many cases the asymmetry leads to exceed the adm

s asymmetry in model low voltage circuit with random distribution of individual phase loads as well as in existing real circuit is presented.

Opracowanie publikacji dofinansował Komitet Badań Naukowych. Autorzy składają również podziękowanie kierownictwu i pracownikom Rejonu Dystrybucji Kraków-Podgórze (Zakład Energetyczny Kraków S.A.) za pomoc w realizacji praktycznej części badań.

Streszczenie Nierównomiernie rozłożone na poszczególne fazy odbiorniki jednofazowe są przyczyną powstawania asymetrii w obwodach sieci niskiego napięcia. Coraz częściej są to odbiory o znacznej mocy (żelazka, pralki automatyczne, kuchnie, przepływowe podgrzewacze wody itp.) włączane w sposób losowy. Zasilanie odbiorników jednofazowych powoduje asymetrię prądów płynących w przewodach poszczególnych faz oraz pojawienie się prądu w przewodzie neutralnym. Efektem asymetrii prądowej jest wzrost strat mocy i energii w sieci oraz zróżnicowanie wartości spadków napięcia w poszczególnych fazach prowadzące do asymetrii napięć. W wielu przypadkach w wyniku asymetrii dochodzi do przekroczenia dopuszczalnych wartości odchyleń napięcia oraz współczynnika niezrównoważenia napięć kolejności przeciwnej i zerowej. W artykule przedstawiono wpływ przeplecenia przewodów na asymetrię napięć w modelowej linii o losowym rozkładzie obciążeń na poszczególne fazy i przyłącza. Przedstawiono też wpływ przepleceń w istniejącej linii niskiego napięcia na asymetrię napięć w tej linii.

gy losses in the line increases. Moreover asymmetry causes different voltage drop in individual ph

issible values of tension deviation, as well as unbalance of opposite order coefficient and zero order sequence coefficient of tensions. In the paper results of phase lines interlacement influence on tension

87


zarówn wa dystrybucyjne jak i odbiorców jedynie w ograniczonym zakresie. Brak jednoznacznego określenia, które parametry powinny opisywać jakość energii i jakie mogą być ich dopuszczalne odchylenia powodowały, iż praktycznie jedynym parametrem charakterystycznym była wartość skuteczna napięcia zasilającego. Wynikało to w dużym stopniu z rodzaju użytkowanych wówczas odbiorników (żarówki, urządzenia grzejne, silniki), które były mało wrażl e na obniżone parametry energii zasilającej. Obecnie przybywa odbiorników o nieliniowych charakterystykach napięciowo – prądowych, które są powodem wahań napięcia w sieci rozd ielczej. Źródł

główni ch ogólnie mianem niespokojnych. W energetyce najbar j zaburzającym odbiornikiem jest piec łukowy. Podobny charakter mają zaburzenia wywoł e pracą napędów elektrycznych dużej mocy. Wahania napięcia są powodowane także przez procesy łączeniowe baterii kondensatorów, nieprawidłowości w pracy przełączników

, bojlery, znaczna

ń ie

no – .

dnicach maszyn, wywołują

dodatk e momenty obrotowe, zmiany mocy i wzrost strat. Również wahania napięcia mają pływ na pracę przekształtników, urządzeń do elektrolizy, urządzeń elektrotermicznych. Zmiana

DOŚWIADCZENIA ZAKŁADU ENERGETYCZNEGO TARNÓW S.A.

W ZAKRESIE WAHAŃ NAPIĘCIA

Andrzej Jaglarz, Krzysztof Mikulski12

Zagadnienia związane z jakością energii elektrycznej były do niedawna postrzegane o przez przedsiębiorst

iw

z

a wahań napięcia

Podstawową przyczyną zmian napięcia, w tym również wahań jest zmienność w czasie e mocy biernej odbiorników, określany

dziean

zaczepów transformatora, rozruchy silników asynchronicznych, spawarki elektrycznepompy, kompresory, windy, czyli urządzenia o zmiennym obciążeniu, których moc jestw stosunku do mocy zwarcia w punkcie ich przyłączenia do sieci rozdzielczej. Źródłem wahanapięcia mogą być także w pewnych przypadkach interharmoniczne napięcia (oświetlenfluoroscencyjne).

Skutki wahań napięcia

Wahania napięcia powodują szereg ujemnych skutków o charakterze techniczekonomicznym, powodują nieprawidłowości w pracy aparatury stycznikowo – przekaźnikowejW silnikach asynchronicznych powodują zmiany momentu, w silnikach i prąsynchronicznych prowadzą do kołysań i wcześniejszego zużycia wirników tych

oww

Zakład Energetyczny Tarnów S.A. ul. Lwowska 72-96b 33-100 Tarnów 12

88

napięcia zasilającego wywołuje jako skutek zmianę strumienia świetlnego źródła światła. Jest to flicker). Wpływa ono na ograniczenie zdolności

idzenia i zmęczenie organizmu, powoduje pogorszenie samopoczucia i obniżenie jakości pracy. cena zjawiska migotania światła odbywa się za pomocą miernika migotania. Specyfikacja

czna według której odbywa się pomiar tego zjawiska została opublikowana w normie IEC 1000-4-15 w Polsce PN EN 61000-4-15.

Uciążl,

- wskaźni z sekwencji 12 kolejny godzin, zgodnie z następu

zjawisko zwane migotaniem światła (ang wOtechni6

iwość migotania określamy za pomocą dwóch wskaźników: - wskaźnik krótkookresowego migotania światła Pst, mierzony przez dziesięć minut

k długookresowego migotania światła Plt, obliczonych wartości Pst występujących w okresie dwóch

jącą zależnością:

312 3

∑ stiP (1)

1 12=

=i

ltP 1. OMÓWIENIE WYBRANYCH POMIARÓW WSKAŹNIKA

MIGOTANIA ŚWIATŁA 1.1. Pomiar na obwodzie niskiego napięcia - Odbiorca prowadzący

działalność usługowo – warsztatową.

Rys.1. Pomiar wskaźnika długookresowego migotania światła w PP1

energii lub pobiera jej bardzo mało wskaźnik długookresowego migotania światła Plt jest resowego migotania

ś j ten obwód.

Na rys.1 przedstawiono wyniki pomiarów w sieci rozdzielczej niskiego napięcia w

miejscu dostarczania energii do Odbiorcy, który z tytułu używanych spawarek elektrycznych mógł wprowadzać zaburzenia do sieci rozdzielczej w postaci wahania napięcia. Widać wyraźnie impulsowy charakter poboru prądu. Wartość maksymalna wielkości pobieranego prądu przekracza siedmiokrotnie wartość średnią tego prądu. Podczas poboru energii wskaźnik długookresowego migotania światła Plt wyraźnie wzrasta. Natomiast w godzinach, w których Odbiorca nie pobiera

zdecydowanie niższy. Następnie sprawdzono poziom wskaźnika długookwiatła Plt w rozdzielni niskiego napięcia stacji transformatorowej zasilające

89

Rys. 2. Pomiar wskaźnika długookresowego migotania światła Plt w rozdzielni nis

ji transformatorowej – PP2 kiego napięcia

stac

pomia go Odbiorcy zasilanego z tego obwodu.

Pomiar wykazał iż poziom wskaźnika długookresowego migotania światła Plt nie

przekracza dopuszczalnej wartości 1 i nie podlega takim gwałtownym zmianom jak w punkcie rowym 1. Następnie dokonano pomiarów u inne

Rys.3. Pomiar wskaźnika długookresowego migotania światła Plt u Odbiorcy nr 2

Na rys. 3 widać okresowe wzrosty wskaźnika długookresowego migotania światła Plt przy czym wielkość tego wskaźnika może być zależna od urządzeń Odbiorcy nr 2 (Odbiorcy 2 i 3 przyłączeni są na tym samym słupie) jak i też zakłócenia te mogą być wprowadzane z sieci. Pobór prądu13 (mocy) jest niewielki jednak też ma charakter impulsowy.

Po przełączeniu Odbiorcy nr 1 na inny wydzielony dla niego obwód dokonano ponownych pomiarów jak poprzednio u Odbiorcy nr 2.

13 Wartości prądu na rys. 3 należy odczytywać x101

90

Rys.4. Pomiar wskaźnika długookresowego migotania światła Plt u Odbiorcy nr 2 po przepięciu Odbiorcy nr 1 na wydzielony obwód

y nr na inny obwód. Niemniej jednak w dalszym ciągu wskaźnik Plt przekracza wielkość 1

(podawaną w normie PN EN 50160 jako graniczną). Występująca współzależność wielkości wskaźnika Plt i poboru mocy może świadczyć, iż Odbiorca nr 2 wprowadza zaburzenia w postaci wahania napięcia do sieci jak również należy dokonać pomiarów u innych Odbiorców na tym obwodzie. Dla zobrazowania powyższego stwierdzenia został sporządzony uporządkowany wykres wielkości wskaźnika Plt w zależności od procentu czasu pomiarów w miejscu dostarczania energii do Odbiorcy nr 2 oraz w rozdzielni niskiego napięcia stacji transformatorowej.

Na rys. 4 wyraźnie widać zmniejszenie się wielkości wskaźnika długookresowego migotania światła Plt w miejscu dostarczania energii do Odbiorcy nr 2 po przełączeniu odbiorc1

0

1

2

3

4

5

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

% czasu pomiaru

Plt

Odbiorca 2 po zmianie zasilania odbiorcy 1 Odbiorca 2 stan wyjściowyRozdzielnica nn stacji transformatorowej

Rys. 5. Uporządkowany wykres wielkości wskaźnika Plt

Dodać należy, że po dokonaniu przełączenia odbiorcy nr 1 na osobny obwód pozostali odbiorcy zaprzestali składania skarg na migotanie światła.

91

1.2. Pomiar w stacji 15/0,4 kV w rozdzielni niskiego napięcia - sieć wiejska

Pomiary dokonano w rozdzielni niskiego napięcia stacji transformatorowej zasilającej sieć wiejską.

Rys. 7. Wskaźnik długookresowego migotania światła Plt - faza L1


92


Po przeanalizowaniu przedstawionych powyżej przebiegów oraz na podstawie wyników otrzymanych z przyrządu pomiarowego stwierdzono, iż parametry określone przez normę ie zostały spełnion przez około 52

czasu objętego pomiarem. Jako przyczynę tak niekorzystnych pod tym względem warunków zasilania należy wskazać fakt, że do wspólnej sieci zostali przyłączeni odbiorcy komunalni oraz zakłady usługowe - cztery tartaki. Zakłady te zostały przełączone na osobny obwód. 1.3. Pomiar w sieci niskiego napięcia w miejscu dostarczania energii do

odbiorcy indywidualnego - gospodarstwo domowe, sieć wiejska.

Pomiar został dokonany w złączu w miejscu dostarczenia energii dla gospodarstwa domowego. Wyniki pomiarów przedstawiono na rys. 10, 11, 12.

ne. Wartość współczynnika Plt utrzymuje się na poziomie ≤1% tylko

%


93



Dla analizy bardziej czytelnym będzie przedstawienie powyższych wykresów

w formie uporządkowanej. Ponieważ wartości dla poszczególnych faz są zbliżone przestawiono wykres tylko dla fazy C, w której występują największe wartości współczynnika Plt.

94

Rys. 13. Uporządkowany wykres wielkości wskaźnika Plt

Poziom %

czasów pomiar rzez odbiorcę zasilanego z tego transformatora jednofazowej sp arki.

1.4. Wpływ źródeł wytwórczych zainstalowanych w głębi sieci na poziom długookresowego wskaźnika migotania światła.

W sieci rozdzielczej ZET S.A. zostały zabudowane dwa aparaty kogeneracyjne, jeden

w sieci rozdzielczej 15kV z generatorem synchronicznym o mocy 3,75MW, drugi w sieci niskiego napięcia, synchroniczny o mocy 66kW. Dla sprawdzenia parametrów energii elektrycznej zainstalowane zostały rejestratory. Uzyskane wyniki długookresowego wskaźnika migotania światła pokazano na rys. 14 i 15.

przekraczający wartość 1 współczynnika Plt utrzymywał ę przez 17,9 ów. Powodem przekraczania współczynnika P

silt było użytkowanie p

aw

Rys. 15. Wskaźnik długookresowego migotania światła Plt - generator 3,75MW poziom 15kV

95

Rys. 16. Wskaźnik długookresowego migotania światła Plt - generator 66kW poziom 0,4kV

więk

ak wynika z powyższego referatu problem wahań napięcia w sieci rozdzielczej jest coraz bardziej obecny w praktyce eksploatacyjnej. Obecnie na rynku jest szeroka oferta mierników, które mierzą wskaźniki migotania światła. Wybór przyrządu powinien opierać się nie tylko na tym, że przyrząd spełnia wymagania normy PN EN 50160 ale też powinien mieć referencje uzyskane w niezależnych laboratoriach zajmujących się tego typu pomiarami np. uczelnianych. W ten sposób uzyskamy pewność rzetelności pomiarów.

2. Przy przyłączaniu nowego Odbiorcy bardzo istotną informacją jest charakter prowadzonej działalności co powinno mieć odzwierciedlenie przez wydanie odpowiednich warunków przyłączenia.

3. Przyłączenie źródła energii elektrycznej w sieci rozdzielczej zwiększa moc zwarcia w punkcie przyłączenia co powoduje pewne zmniejszenie wahań napięcia. Z tego tytułu następuje polepszenie jakości energii dla pozostałych odbiorców zasilanych z tego ciągu.

4. Współczynnik długookresowego migotania światła wyrażony wskaźnikiem Plt, określony przez normę PN EN 50160 pkt. 2.4.2 jako

Analizując uzyskane wyniki stwierdzono, że praca takiego źródła powoduje, choć w różnym stopniu, obniżenie długookresowego wskaźnika migotania. Wynika to ze

szenia mocy zwarcia z tytułu przyłączenia generatorów. z

WNIOSKI

1. J

≤ 1 jest wskaźnikiem subiektywnym. Jak wynika z pomiarów w kilku przypadkach wskaźnik przekraczał wartość 1, a nie był odczuwany i reklamowany przez Odbiorców.

96

LITERATURA

- Prawo Energetyczne – Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 roku. Dz.U. nr 54 poz.348 wraz z późniejszymi zmianami.

- Rozporządzenie ministra gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, pokrywania kosztów przyłączenia, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. U. 2000, Nr 85, poz.957.

- Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną Dz.U.Nr1 poz 7 z 2000r.

- Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach zasilających - PN EN 50160: 1998.

- Tomasz Glazer, Robert Piotrowski: Pomiary i analiza napięcia zasilającego odbiorców indywidualnych na terenach wiejskich. jakość energii elektrycznej w rozproszonych sieciach rozdzielczych; praca końcowa AGH, 2000r.

- Andrzej Firlit, Zbigniew Hanzelka, Robert Jarocha: Wykonanie pomiarów jakości zasilania w budynku

tro do pomiarów i analizy parametrów jakościowych energii elektrycznej;

..... ; AGH, 2000r. - Zbigniew Gniadek, Andrzej Jaglarz: Ocena funkcjonalności rejestratora ace qua

praca końcowa AGH, 2000r.

97


14

1. WP O PowszecHarmoniczna ana jako składowa przebiegu o częstotliwości będącej całkowitą krotności

2

WYŻSZE HARMONICZNE NAPIĘĆ I PRĄDÓW

Zbigniew Hanzelka15

R WADZENIE

hnie przyjętą miarą odkształcenia są wartości harmonicznych napięć i prądów. jest definiow

ą częstotliwości podstawowej (rys. 1).

1,050 Hz

50 Hz

50 Hz

50 Hz

100 Hz

200 Hz 250 Hz

(a)

(c) (d)

150 Hz(b)

0,3

U(1)

US50 Hz

U(3) 150 Hz

(a)

harmoniczna podstawowa

trzeciaharmoniczna

U(1)

U(3)

US(b)

ys. 1. Przebieg sinusoidy o częstotliwości odstawowej 50 Hz i jego harmoniczne: a) ruga (100Hz), b) trzecia (150Hz), c) zwarta (200Hz), d) piąta (250Hz)

Rys. 2. Kompozycja przebiegu odkształconego

oprzez superpozycję przebiegów sinusoidalnych o różnych częstotliwościach i amplitudach, ożliwe jest otrzymanie okresowego przebiegu odkształconego (a więc różnego od sinusoidy) o

owolnym, zadanym kształcie (rys. 2). O kształcie przebiegu decydują nie tylko częstotliwości i artości amplitud składowych harmonicznych, lecz również kąty ich wzajemnych przesunięć zowych. Tak jak każdy odkształcony okresowy przebieg czasowy napięcia lub prądu może być

tworzony z harmonicznych, tak każdy przebieg okresowy może być poddany rozkładowi na armoniczne zgodnie z szeregiem Fouriera (rys. 3).

Rpdc Pmdwfauh

Na podstawie Vademecum Elektryka, Biblioteka COSIW SEP 2003.

Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-019 Kraków, Al. Mickiewicza 30; tel: (012) 617 28 78, tel/fax: (012) 633 22 84, e-mail: [email protected]

14

15

98

= + +

n=1 n=5 n=7

ys. 3. Dekompozycja przebiegu harmoniczne: podstawową oraz 5. i .

ła ści (nie składowa stała) nazywana jest podstawową. Pozostałe kładowe sze ą wyższymi harmonicznymi (wh). Ta technika analizy pozwala

2. KLASYFIKACJA HARMONICZNYCH

Można wyróżnić harmoniczne napięcia lub prądu. Ze względu na relację częstotliwości składowych do częstotliwości składowej podstawowej (tzw. rząd harmonicznej), można wyróżnić także interharmoniczne jako składowe o rzędach nie będących całkowitą krotnością częstotliwości podstawowej) Często spotykanymi terminami są określenia: harmoniczne „potrójne” w odniesieniu do składowych, których rzędy są całkowitą krotnością trzech oraz składowe „parzyste” i „nieparzyste” w zależności od ich rzędów.

zbiór określający rzędy, amplitudy (wartości skuteczne) i

R odkształconego na składowe 7

Sk dowa o najmniejszej częstotliworegu Fouriera zwane ss

rozważać oddzielnie każdą składową odkształconego przebiegu, a następnie stosując standardowe metody analizy liniowych obwodów elektrycznych, uzyskać wynik ostateczny jako efekt sumowania rezultatów częściowych.

3. WIELKOŚCI OPISUJĄCE ODKSZTA

ajbardziej pełną informację dostarcza

ŁCENIE NAPIĘĆ I PRĄDÓW

Nfazy poszczególnych harmonicznych. W dokumentach normalizujących przyjmowane są różne wielkości liczbowe, zdefiniowane na tym zbiorze. Są to głównie: współczynnik udziału n. harmonicznej napięcia (analogicznie dla harmonicznych prądu):

( )( )

( )1UU

U nn = U(1) – harmoniczna podstawowa napięcia (1)

całkowity współczynnik odkształcenia napięcia – THDU (analogicznie dla prądu - THDI):

( )

( )%1002THD n

U1U

2Ugn

n∑= (2)

=

99

Jako górną granicę sumowania przyjmuje się najczęściej ng=40. Współczynniki te są podstawą normalizacji w dziedzinie jakości energii elektrycznej. Ich rzeczywiste wartości są porównywane z wartościami dopuszczalnymi podanymi w normach i przepisach.

. ŹRÓDŁA WYŻSZYCH HARMONICZNYCH PRĄDU

ród występujących w systemie elektroenergetycznym źródeł harmonicznych można wyróżnić

Transformatory

ą p kroczył 1-2 % prądu znamionowego. nam prostoliniowej części charakterystyki

ma esowania rdzenia. Stan ten może ulec zmianie w przypadku wzrostu napięcia ponad wartość

4

Wśtrzy grupy urządzeń: (a) urządzenia z rdzeniami magnetycznymi, np. transformatory, silniki, generatory itp.; (b) urządzenia łukowe, np. piece łukowe, wyładowcze źródła światła, urządzenia spawalnicze itp.; (c) urządzenia elektroniczne i energoelektroniczne.

S rojektowane tak, aby prąd magnesujący nie przeZ ionowy punkt pracy znajduje się wówczas na

gnznamionową. Transformator pracuje wówczas w nieliniowym obszarze charakterystyki magnesowania, a jego prąd jest odkształcony. Piece łukowe prądu przemiennego

Kształty przebiegów czasowych prądów pieca mają charakter zmiennych losowych i są nieokresowymi funkcjami czasu (rys. 4).

Rys. 4. Przykładowy przebieg czasowy prądu pieca w pierwszych minutach roztapiania

ominują armoniczne zarówno parzyste jak i nieparzyste: 2, 3, 4 ... . Ich amplitudy szybko maleją wraz ze

wzrostem częstotliwości oraz wzrostem mocy pieca. Wh o rzędach n > 11 posiadają praktycznie pomijalne w tośpieca.

wiatło jest wytwarzane w efekcie przepływu prądu przez parę lub gaz, a nie przez żarnik jak to ma miejsce w żarowych źródłach światła. Istniejący szeregowy dławik z rdzeniem jest źródłem trzeciej harmonicznej o znacznej wartości. Jego zastąpienie w nowoczesnych konstrukcjach układem elektronicznym zwi

Największy stopień odkształcenia występuje w okresie roztapiania. W widmie prądu dh

ar ci. Obecność harmonicznych „potrójnych” jest rezultatem asymetrycznej pracy

Wyładowcze źródła światła Ś

ększa stopień odkształcenia prądu (rys. 5).

100

prąd

czas

F 5 9 13 17 21 25 29 THD

wh (%)200%

(a) (b) Rys. 5. Prąd: (a) energooszczędnej lampy typu COMPACT oraz jego widmo (THDI= 80-130 % - alast elektroniczny); (b) lampy fluorescencyjnej (THDI=20-30 %)

rzekształtniki statyczne

DATEK) przedstawiono przykładowe przebiegi czasowe prądów najbardziej

b

PW tablicy 1 (DOtypowych układów przekształtnikowych. Urządzenia informatyczne Rysunek 6 przedstawia typowy przebieg prądu komputera PC wraz z jego widmem harmonicznym. Widać wyraźnie, że 3, 5 i 7 harmoniczna mają wartości porównywalne z wartością składowej podstawowej.

1 3 57

911

13 1517 19

rząd harmonicznejczas

war

tość

har

mon

ic

d

znej

prą

Rys. 6 em.

. Przykładowy przebieg czasowy prądu zasilającego komputera (PC) wraz z jego widmWspółczynnik odkształcenia prądu: 100-130 %, wartość maksymalna trzeciej harmonicznej: 90-95 % składowej podstawowej

101

5. HARMONICZNE NAPIĘCIA

Rys. 7. Odkształcenia napięcia w PWP będące rezultatem spadku napięcia

Składowa prądu zasilającego odbiornik nieliniowy - wywołuje na impedancji zastępczej sieci zasilającej spadek napięcia

( )nU∆

( )nI

( )nsZ ( ) ( ) ( )nnsn IZU =∆ . Powoduje on odkształcenie napięcia w punkcie wspólnego przyłączenia (PWP) (rys. 7).

ory: wzrost temperatury pracy spowodowany stratami mocy w uzwojeniach i magnetowodzie, dodatkowe obciążenie izolacji, skrócenie czasu eksploatacji maszyn. W przypadku silników i generatorów dodatkowe momenty harmoniczne, oscylacje mechaniczne oraz zwiększony poziom zakłóceń akustycznych. W przypadku transformatorów istotnym miejscem lokalizacji strat mocy są połączone w trójkąt uzwojenia stanowiące obwód zwarty dla prądów harmonicznych „potrójnych”. Kondensatory: przeciążenia, którym podlegają, dotyczą: napięcia, prądu i mocy. Wzrost wartości szczytowej napięcia, będący rezultatem obecności wh, to dodatkowe obciążenie izolacji. Efektem

6. SKUTKI OBECNOŚCI WYŻSZYCH HARMONICZNYCH Silniki, generatory i transformat

PWP

U(1) )()1()1( nPWP UUUU ∆+∆+=

Odbiornik nieliniowy

Odbiornik czuły na wh napięcia

)()()(

)1()1()1(

nnSn

S

IZU

IZU

=∆

=∆)()1( nII +

)(

)1(

nS

S

Z

Z

t t

102

mogą być wyładowania niezupełne w diekondensatora.

lektryku, zwarcie końców folii i trwałe uszkodzenie

Obecno ych wartość dukcji impedanc

ść wh w napięciu powoduje przepływ przez kondensator dodatkowych prądów, któr może być znacząca i rośnie wraz ze wzrostem rzędu harmonicznej (w efekcie re

ji zastępczej kondensatora ( ) 1−≈ CnZC ω ). Przepływ prądu o zbyt dużej warte wystąpienie dodatkowych strat mocy, groźbę przepalenie bezpiecznik

ieszony proces starzenia dielektryka oraz skróc

ości powoduj ów, przysp asu eksploatacji kondensatorów itp. Zjawiska te ulegają wzmocnieniu w warunkach rezonan eregowego i równoległego.

Przyłączenie baterii o mocy Qk, wytwarza warun u równoległego ukł ilająca – bateria kondensatorów dla częstotliwości o rz

nR

enia czsów: sz

ki rezonansędzie n

adu: sieć zasR:

k

zw

QS

≈

ys. 8. Wzmocnienie rezonansowe prądu harmonicznego w układzie: sieć zasilająca – bateria ondensatorów

fekcie rezonansu wnoległego nastąpiło wzmocnienie prądu dla jednej z charakterystycznych harmonicznych

Rk

Rysunek 8 przedstawia przykładowy schemat ideowy układu, w którym, w erósześciopulsowego napędu przekształtnikowego.

Prąd

Obwód prądu harmonicznego wzmocnionego w efekcie zjawiska rezonansu równoległego

103

Rys. 9. Schemat ide wą (c) dla przykładowej instalacji z nieliniowym odbiornikiem i baterią k mpensacji mocy biernej

W pewnych warunkach w systemie elektroenergetycznym, w których zainstalowano baterie kondensatorów, może wystąpić zjawisko rezonansu szeregowego. Przypadek taki ilustruje rysunek 9, na którym przedstawiono schemat zastępczy układu oraz częstotliwościową charakterystykę

pedancyjną widzianą z zacisków przekształtnika. Prócz rezonansu równoległego dla zęstotliwości fR w układzie występuje również rezonans szeregowy dla częstotliwości fSZ, dla tórej całkowita impedancja osiąga małą wartość. Oznacza to, że obwód rezonansowy dla tej

onicznej ma cechy filtru równoległego. Jeżeli częstotliwość rezonansowa f jest bliska

harmonicznej będzie płynął w obwodzie szeregowo połączonej reaktancji

Źródła światła zrost wartości szczytowej odkształconego napięcia powoduje skrócenie czasu eksploatacji

arowych źródeł światła.

yłączniki dkształcenie harmoniczne prądu ma wpływ na zdolność łączeniową wyłączników w przypadku ałych prądów, nie prądów zwarciowych. Harmoniczne mogą być przyczyną zwiększenia

owy (a) oraz zastępczy (b) wraz z charakterystyką częstotliwościoondensatorów do ko

imckharm SZczęstotliwości np. piątej lub siódmej harmonicznej wytworzonym przez odbiornik nieliniowy, wówczas prąd transformatora i kondensatora do kompensacji mocy biernej. W przeciwieństwie do zjawiska rezonansu równoległego, w tym przypadku nie ma wzmocnienia prądu harmonicznego, lecz obwód rezonansu wymusza przepływ prądu w nie przeznaczonym do tego obwodzie.

Wż WOm

T 0,4kV

10kV

System zasilający )( SX

SN = 1,5 MVA e% = 5,75

QC = 0,5 MVAr

Odbiornik nieliniowy

Odbiorniki liniowe

(a

Źródło harmonicznych prądu XS XT

X

Impedancja Z

(bImpedancja Z widziana z zacisków odbiornika nieliniowego

f ff

(c

104

pochodnej prądu przy jego przejściu wartość zerową (w porównaniu z przebiegiem sinusoidalnym). Czyni to trudniejszym pr ia prądu. Układy elektroniczne i energoelektroniczne Negatywne sk ą głównie z następującymi zjawiskami: 1. b łędy s i . W wielu rodzajach sprzętu stosuje się przejście ładowej

podstawowej napięcia przez wartość zerową lub maksymalną w celu czasowej sync onizacji ich działania. W przypadku dużego odkształcenia (np. w warunkach rezonansowych, lecz nie tylko) przebiegi czasowe wielkości synchronizującej mogą przechodzi ęcej niż jeden raz w każdej połowie okresu.

2. dzenia e lement a skutek wzrostu wartości maksymalnej napięcia, 3. ików pom , 4. zak łócenia w pracy elementów diagnostyki, zabez Przyrządy pomiarowe S alibrowane do po iegów sinusoidalnych. Użycie ich w obwodach z p mi odkształconymi może być źródłem błędów. Przewody elektryczne Wzrost strat na skutek wystąpienia efektu naskórkowości i sąsiedztwa. Obydwa zjawiska prowadzą do wzrostu efektywnej rezystancji przewodów. Efek sąsi ztwa związany jest z wzajemnym oddziaływaniem pól elektromagnetycznych i prądów płynących w przylegających do siebie przewodach. W trójfazowych, czteroprzewodowych systemach zasilających może wystąpić

zczególnie instalacji w budynkach biurowych, centrach komputerowych itp., gdzie występuje

REDUKCJI SKUTKÓW WYŻSZYCH HARMONICZNYCH

ch działań dotyczących każdego z trzech elementów środowiska ycznego: źródła zaburzenia, odbiornika oraz układu sprzęgającego odbiornik ze

harmonicznymi „potrójnymi”).

przez oces przerywan

utki związane synchronizacj sk

hr

ć przez zero wi

uszko b łędy czujn

ów układu nchiarowy

pieczeń itd.

ą często krzebiega

miarów przeb

t ed

przeciążenie prądowe przewodu neutralnego (rys. 10). Równość mocy poszczególnych odbiorników fazowych i symetria napięcia zasilającego sprawia, że w przewodzie neutralnym płynąć będą głównie harmoniczne potrójnych rzędów tworzące układ składowych symetrycznych kolejnośs

ci zerowej. Prąd ten może niekiedy przekroczyć wartość prądów fazowych. Dotyczy to

duża liczba jednofazowych odbiorników nieliniowych. W kablach elektrycznych prócz zwiększonych strat mocy czynnej występuje dodatkowe narażenie izolacji związane z możliwym wzrostem szczytowej wartości napięcia zasilającego. Przyspieszeniu ulega proces starzenia izolacji w następstwie zwiększenia pojemnościowego prądu upływu. Przekaźniki i styczniki Działają różnie w obecności harmonicznych. Ich reakcja zależna jest nie tylko od rodzaju i producenta, lecz zmienia się wraz ze zmianą badanego egzemplarza oraz zmianą cech charakterystycznych widma przebiegu. Ich czułość na harmoniczne prądu lub napięcia maleje wraz ze wzrostem rzędów harmonicznych. Większość styczników/przekaźników jest niewrażliwa na odkształcenie napięcia nie przekraczające 20 %. 7. SPOSOBY

Jest to zespół technicznyelektromagnetźródłem harmonicznych. W sieciach rozdzielczych i zakładowych powszechnie stosowane są transformatory o połączeniu trójkąt/gwiazda, zmniejszające odkształcenie napięcia trzecią harmoniczną (ogólnie

105

(b) Rys. 10. a) Schemat ideowy trójfazowego, czteroprzewodowego układu zasilającego jednofazowe odbiorniki przekształtnikowe, b) typowe przebiegi czasowe prądów

Odbiorniki jednofazowe z mostkiem diodowym na wejściu

iT

iN

iR

(a)

U

106

7.1. Równoległe filtry wyższych harmonicznych

Filtry pasywne W przypadku, gdy współczynnik odkształcenia napięcia przekracpowstaje potrzeba zainstalowania filtrów wh. Są to głównie układy rodpowiedniego doboru artości elementów biernych LC stanowią pedancji bocznikującą impedancj ieci zasilającej. Spełniają podwójną rolę. Odciążają system zasilający od wh p oraz są źródłem mocy biernej podstawowej harmonicznej. Wszystkie konfiguracje filtrów d harmonicznej mają charakter pojemnościowy. Są najczęściej projektowane tak, aby każda z filtrowanych składowych miała swój własny obwód filtracyjny dostrojony – poprzez odpowiedni dobór indukcyjności i pojemności – do rezonansu szeregowego dla wybranej filtrowanej harmoniczne Równoległe filtry aktywne Ich zasada dział wego tych składowych, które nie są prądem ciem (rys. 11).

Rys. 11. Za ltru aktywnego (EFA) Układ energoel przebieg czasowy prądu będący w prz ie odbiornika. W sieci zasilającej płynie pr

óżarmonicznych zależą od rodzaju odbiornika. Dotyczą zmian w jego strukturze lub zmian chnologicznych.

za dopuszczalną wartość, ównoległe, które w efekcie gałąź o małej imw

ę srądula tej

j.

ania polega na eliminacji z prądów odbiornika nielinio czynnym tzn. sinusoidalnym i współfazowym z napię

sada działania równoległego energetycznego fi

ektroniczny realizując zasadę aktywnej filtacji generujeeciwfazie względem nie pożądanych składowych w prądz

ąd sinusoidalny o charakterze czynnym.

Sieć zasilająca

t i(t)

t i(t

t i(t)

EFA

7.2. Zmniejszenie emisji harmonicznych R ne rozwiązania techniczne podejmowane w celu redukcji wartości generowanych hte

107

Przykładowo dla pieca łukowego jest to zespół działań zmpieca. W układach przekształtnikowych istnieje wiele różn

ierzających do „uspokojenia” pracy ych sposobów zmniejszenia stopnia

ądów zasilających. odkształcenia pr

Dławiki wejściowe Zastosowanie dławików (L) w obwodzie zasilającym (rys. 12 a) zmniejsza w istotny sposób poziom odkształcenia prądu przekształtnika. Na rysunkach 12 b i c przedstawiono przykładowe przebiegi czasowe prądu. W przypadku (12b) współczynnik odkształcenia prądu ma wartość 30 %, podczas gdy dla przypadku (12 c), ze względu na małą indukcyjność dławika, THD wzrasta do poziomu 150 %.

L

(a) 300

020

-100

-200

-300

300

200

100

0

-100

-200

-300

4050 4100 4150 4200 4250 4300 4050 4100 4150 4200 4250 4300 4350

100

0

(b) duża indukcyjność i pojemność (C) mała indukc pojemność

Us

ls

Rys. 12. poziom dkształcenia prądu wejściowego prostownika

nie prostowników o mniejszej liczbie ulsów. Uwzględniając związki określające rzędy wh charakterystycznych przekształtnika:

litud

yjność i

Wpływ wartości dławika i kondensatora w obwodzie prądu stałego na o Wzrost liczby pulsów (p) przekształtników Można go uzyskać poprzez szeregowe lub równoległe łączep

1±= pkn dla k = 1, 2, 3 oraz wartości ich amp ( ) nI n

1= (teoretycznie) widać wyraźnie

korzystny wpływ tego rozwiązania polegający na eliminacji (w praktyce redukcji wartości) harmonicznych o niższych rzędach.

Si C

SU 22 kW

108

Aktywne kształtowanie prądu wejściowego przekształtnika Na rysunku 13 przedstawiono zasadę aktywnego kształtowania przebiegu czasowego prądu wejściowego jednofazowego prostownika z filtrem pojemnościowym, powszechnie stosowanego w sp zęcie domowym i biurowym.

Rys. 13. Zasada aktywnego kształtowania prądu wejściowego (b) w układzie jednofazowego prostownika (a) Zamknięcie łącznika S powoduje wzrost prądu wejściowego prostownika oraz wzrost energii zgromadzonej w polu magnetycznym dławika L – t1 (rys. 13 b). Otwarcie łącznika wymusza przepływ prądu iD, pod wpływem siły elektromotorycznej samoindukcji, przez diodę D i kondensator C. W tym okresie prąd iS maleje – t2. Moment otwarcia i zamknięcia łącznika S

yznaczone są osiągnięciem przez prąd źródła zasilania górnej lub dolnej granicy wa ości

mocy) dopuszczających duże graniczne m coraz powszechniejsze stosowanie aktywnego

7.3. Red m har

mpedancji sieci zasilającej , pozwala, przy założeniu tałej wartości prądu odbiornika , zmniejszyć wartość spadku napięcia tym

r

w rtdopuszczalnej. Zastosowanie techniki modulacji szerokości impulsów (PWM), rozwój technologii elementów

ółprzewodnikowych dużej mocy (IGBT, tranzystory pczęstotliwości łączenia czyni możliwykształtowania prądu wejściowego przekształtnika.

ukcja sprzężenia odbiornika ze źródłe monicznych Redukcja (lub ogólnie kształtowanie) i ( )nsZs ( ) constI n = ( )nU∆

t2

t1

Li

C

Ci

iDi

LSi

SUS Sd UU ⟩

D

górna granica

dolna granica

przebieg

szerokość histerezy

00 1800

iS

109

samym zmniejszyć wartość jego odkształcenia (rys. 7). Wzrost mocy zwarciowej w PWP, czyli

wzrost mocy transformatorów i/lub zmniejszenie ich napięć zwarcia itp. Do tej grupy działań można również zaliczyć kompensację impedancji linii za pomocą kondensatorów szeregowych o stałej lub coraz częściej zmiennej wartości. Korzystnym rozwiązaniem jest zasilanie nieliniowych odbi ików dużej średnio z linii wysokiego napięcia. Gwarantuje to dostatecznie dużą wartość mocy zwarciowej w miejscu ich przyłączenia.

Bezprzerwowe układy zasilające (UPS) Prócz zagwarantowania ciągłości zasilania UPS-y spełniają również często funkcję układów zasilających o podwyższonych wskaźnikach energetycznych tzn. gwarantują stabilizację napięciu oraz chronią odbiorniki przed większością zaburzeń pochodzących z sieci zasilającej, w tym również przed występującym tam odkształceniem. 7.4. Zwiększenie odporności odbiorników na zaburze W przypadku rmonicznych obserwuje się raczej proces przeciwny. Czułość współczesnych odbiorników wzrasta z bardzo nielicznymi wyjątkam pozytywnym przykładem mogą być p. odbiorniki telewizyjne. 8. ZAKOŃCZENIE Wyższe harmoniczne, mimo stosowania coraz powszechniej dostępnych środków technicznych służących do redukcji h wartośc nadal realnym eniem dla systemu lektroene

iższych rzędów przy równoczesnym wzroście wartości składowych wyższych

zmniejszenie impedancji zastępczej linii zasilającej można zrealizować w różny sposób, np. poprzez: rozbudowanie systemu zasilającego, eliminację dławków szeregowych, równoległą pracę linii zasilających i transformatorów,

orn mocy bezpo

nie

zaburzeń hai, których

n

zagrożic i, są

e rgetycznego i zasilanych z niego odbiorników. Znamiennym dla współczesnego stanu techniki, szczególnie urządzeń energoelektronicznych będących podstawowym źródłem odkształcenia napięć i prądów, jest obserwowany coraz powszechniej trend redukcji wartości

armonicznych nhrzędów, tym samym przesunięcie pasma emisji w przedział częstotliwości nawet do 1 GHz. LITERATURA

1. Hanzelka Z.: Jakość energii elektrycznej. http://www.twelvee.com.pl/

2. http://www.lpqi.org

3. PN-EN 50160:1999, Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych

110

DODATEK

Tablica 1 - Przebiegi czasowe prądów typowych odbiorników przekształtnikowych

111

JAKOŚĆ I UŻYTKOWANIE ENERGII E EJ 5 listopada 2003 roku, TO SEP, ZE Tarnów

wnątrzz ierunki

Zakład Przet roducent blach

elektrotechnicz 970-75.Głównymi odbiornikami akich jak: agregaty gięci cznych, walcarki Sendzimira i urz stanowią maszyny prądu stałego ryzujących się niskim współcz cego, które może ujemnie oddzia pensacji tych negatywnych wp zaprojektowano i zainstalowano

dwa zestawy II rozdzielni 6 kV GST-2 o łą

baterie konde ronie dolnego napię o łącznej mocy 3,6 MVAr

LEKTRYCZN2

„Problemy jakości energii elektrycznej w sieci we akładowej 6 kV w Stalprodukt SA w Bochni i k

podjętych działań”

Jerzy Herdan, Edward Tomza

wórstwa Hutniczego – obecnie Stalprodukt. SA w Bochni, pnych i profili stalowych zimnogiętych, powstał w latach 1

energii elektrycznej w Stalprodukt SA są napędy urządzeń hutniczych ta profili, linie technologiczne do produkcji blach elektrotechniądzenia pomocnicze. Podstawowe napędy urządzeń hutniczych

zasilane z regulowanych układów przekształtnikowych, charakteynnikiem mocy i wywoływaniem odkształcenia napięcia zasilająływać na inne urządzenia pracujące w tej samej sieci. Dla komływów na sieć w zakładowym systemie elektroenergetycznym

: filtrów 5 i 11 harmonicznej ( F5 i F11 ) zasilane z sekcji I i

cznej mocy baterii kondensatorów 19,2 MVAr, nsatorów 380 V o mocach ok. 120 kVAr każda przyłączone po st

cia wszystkich transformatorów zasilające tzw. stacje literowe 6/0,4 kV . ( rys. 1)

Rys.1 Sche GST-2 mat poglądowy zasilania, kompensacji mocy biernej i filtracji w. h. w (stan istniejący)

112

Po ustabilizowaniu się rzeczywistego obciążenia mocą zakładu okazało się, że załączenie pełnego projektem powoduje przekompensowanie sieci

akładowej. Z uwagi na to, że energia przekompensowania była przydatna w sieci energetyki zawodowej za a zakładu

W 199 DATAPAF 3.3, który zarejestrow ące swojej pracy kilkakrotnie większe przekompensowanie w porównaniu e średnim przekompensowaniem w okresie wcześniejszym. Zakład En ążył nas znaczną

wotą opłaty dodatkowe uszeni byliśmy podjąć ział

łąerk

napęlania z powodu pracy w układzie odstrojonego filtra w.h.

zestawu filtrów F5 i F11, przewidziane z

gadnienie gospodarki energią bierną przez długi czas nie stanowiło dlwiększego problemu.

6 roku zainstalowano w zakładzie komputerowy układ pomiarowo – rejestrującyał przez dwa pierwsze miesi

zergetyczny nie zgodził się z takim stanem rzeczy i obcij zgodnie z obowiązującym cennikiem. Zmk

d ania doraźne w zakresie regulacji pojemności baterii kondensatorów i kompensacji mocy biernej dla obniżenia kosztów zakupu energii. Mogło się to odbyć tylko przez zmniejszenie pojemności baterii kondensatorów w układach filtrów 5 i 11 harmonicznej. Równocześnie z uwagi na zmieniające się obciążenia mocą zakładu, wynikające z poziomu produkcji uwarunkowanej sytuacją rynkową oraz z uwagi na zmienne obciążenie mocą bierną wynikającą z charakteru pracy walcarek Sendzimira zmuszeni byliśmy do częstej zmiany pojemności baterii dla nadążania za potrzebami kompensacji energii biernej w pewnych odcinkach czasowych. (rys.2). Trudność w realizacji tego działania polega na tym, że bateria kondensatorów nie jest przystosowana do częstych zmian pojemności przez zmianę liczby załączonych pojedynczych kondensatorów. Konstrukcja urządzenia w układzie filtrów jest taka, że po dostrojeniu filtrów do wymaganej częstotliwości rezonansowej zmiana mocy baterii kondensatorów może nastąpić tylko przez wy czenie z pracy pojedynczego filtra. Dodatkowym utrudnieniem jest to, że wszystkie łączenia bat ii kondensatorów winny być dokonywane przy wyłączonej walcarce Sendzimira z uwagi na nie orzystny wpływ skokowej zmiany napięcia zasilania podczas łączeń baterii kondensatorów na

d tyrystorowy walcarki. Ponadto musimy się liczyć ze skutkami zmian wielkości ztałcenia napięcia zasiodks

13618

80528844

858

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Moc

P [k

W],

Q [k

VAr]

5100 72005100 51003600 7200bateria

kondensatorów [kVAr]

P

Q

6:00 24:0018:0012:00

Ry dzielni GST-2 6kV

s.2. Przykładowy, dobowy wykres poboru mocy czynnej P i biernej Q na szynach roz

113

Do chwili rozpoczęcia regulacji pojemności baterii kondensatorów w GST-2 nie odnotowano awarii i zakłóceń w pracy baterii kondensatorów oraz elektrycznych i elektronicznych urządzeń w zakładzie, których bezpośrednią przyczyną uznano by występowanie zakłóceń napięcia zasilającego w postaci jego odkształceń od charakteru sinusoidalnego spowodowanego występowaniem wyższych harmonicznych.

owano coraz nowocześniejsze układy napędowe i mikroprocesorowe układy sterowania. Niestety nowocześniejsze znaczy także bardziej wrażliwe na zakłócenia napięcia zasilającego jak również (jak falowniki dużej mocy) generujące zakłócenia napięcia będące źródłem wyższych harmonicznych. Biorąc pod uwagę techniczno – ekonomiczne aspekty wynikające z opisanych problemów w Stalprodukt SA postanowiono problem kompensacji mocy biernej i filtracji wyższych harmonicznych rozwiązać kompleksowo przy zastosowaniu nowoczesnych rozwiązań technicznych. Opracowanie koncepcji kompensacj cy biernej i filtracji wyższych harmonicznych w sieci zakładowej zlecono zespołowi sp istów Centrum Promocji Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii (JUEE) - Akademii Górniczo – Hutniczej w Krakowie pod kierunkiem pana prof. AGH dr hab. inż. Zbigniewa Hanzelki. Zespół przeprowadził badania parametrów sieci zakładowej i opracował założenia do projektowania urządzeń [ 1 ]. Badanie param ów sieci elektroenergetycznej przeprowadzono w wielu punktach sieci zakładowej dla rozpoz źródeł generacji zakłóceń i zobrazowania wpływu zakłóceń na pracę wybranych urządzeń napędowych i informatycznych. Wyniki przepr zonych badań w większości potwierdziły nasze przypuszczenia w zakresie negatywnego wpływu obecnej pracy urządzeń kompensacyjno – filtrujących na jakość energii elektrycznej w zakładowej sieci elektroenergetycznej i jej oddziaływania na prace urządzeń napędowych i informatycznych. Stanowiły one podstawę do opracowania założeń technicznych do modernizacji.

torowanym okresie nie stwierdzono znaczącej asymetrii napięcia. 3. W kilku przypadkach stwierdzono wystąpienie zapadów napięcia o dużej wartości.

W momencie rozpoczęcia przełączeń baterii kondensatorów pojawiły się zakłócenia w pracy urządzeń energo – elektronicznych, automatycznej regulacji i sterowania oraz komputerowych, których przyczyna była jednoznacznie następstwem rozstrajania filtrów 5 i 11 harmonicznej a mianowicie :

załączanie UPS na zasilaniu zakładowej sieci komputerowej mimo braku zaniku napięcia, wyłączenia układów automatycznej regulacji i sterowania niektórych napędów z sygnalizacją

błędów których praktycznie nie było, wyłączenia awaryjne tyrystorowych układów napędowych w liniach produkcyjnych

z sygnalizacją nieprawidłowej rotacji faz lub obniżenia napięcia zasilania napędu (co w rzeczywistości nie miało miejsca )

zakłócenia w pracy komputerowego regulatora gniotu Walcarki Sendzimira tzw. ESP w postaci kasowania z pamięci programu walcowniczego.

W celu ograniczenia tych niekorzystnych zjawisk podjęto decyzję o podziale urządzeń na mniej i bardziej wrażliwe na zakłócenia wynikające z jakości energii elektrycznej i zasilaniu ich grupowo z oddzielnych transformatorów 110 / 6 kV w układzie rozdzielni GST-2. Urządzenia mniej wrażliwe zasilono z jednego transformatora wspólnie z napędami tyrystorowymi walcarek Sendzimira będącymi największym źródłem wyższych harmonicznych. Zakupiono i zamontowano zabezpieczenia przepięciowe na zasilaniu komputerowego regulatora gniotu typ OBOVF 110 AC. Działania te pozwoliły ograniczyć wspomniane zakłócenia lecz nie wyeliminowały ich całkowicie. Realizując bieżący program modernizacji potencjału wytwórczego Spółki instal

i moecjal

etrnania

owad

Z przeprowadzonych badań i analizy wyników wysunięto następujące wnioski : 1. W monitorowanym okresie w żadnym przypadku nie stwierdzono wystąpienia przepięć. 2. W moni

114

4. Nie stwierdzono w punktach pomiarowych po stronie 6 kV wahań napięcia o wartościach przekraczających poziomy dopuszczalne określone w normie PN EN 50 160. Można także stwierdzić, że wahania napięcia w punktach wspólnego połączenia z energetyką zawodową nie przekraczają wartości dopuszczalnych.

5. Istniejące baterie kondensatorów wyposażone w dławiki szeregowe nie spełniają funkcji

sy

filtrów wyższych harmonicznych. Występują okresy, w których odkształcenia napięcia w punktach zasilania przekracza poziomy określone Rozporządzeniem do ustawy Prawo Energetyczne oraz normą PN EN 61000-2-4.

6. Ręczne przełączanie baterii kondensatorów w filtrach w celu dostosowania ich mocy do aktualnych potrzeb kompensacyjnych jest mało skuteczne – występują okreprzekompensowania i niedokompensowania. Jest to naturalne biorąc pod uwagę szybki zmiany obciążenia biernego istniejących w Stalprodukt SA odbiorników.

7. Zmiana mocy biernej baterii kondensatorów w ślad za potrzebami kompensacyjnymi, ma nie korzystny wpływ na poziom odkształcenia napięcia. W pewnych przypadkach ( przy pewnej mocy baterii ) następuje wzmocnienie odkształcenia napięcia.

8. Kompensacja mocy biernej odbiorników zasilanych z rozdzielni 6 kV GST-2 realizowana jest za pomocą baterii kondensatorów 6 kV w filtrach, regulowanej baterii niskiego napięcia ( nn ) 250 kVAr oraz kondensatorów o mocach 120 kVAr, służących do kompensacji biegu jałowego transformatorów 6/0,4 kV. Poważnym utrudnieniem związanym z kompensacją mocy biernej jest bardo duża zmienność jej poboru. Zmienność obciążenia największych odbiorników ( walcarki Sendzimira ) zawiera się w granicach 0 ÷ 5 MVAr. Ponadto walcarki te charakteryzują się bardzo niekorzystnym współczynnikiem mocy ( tg ϕ = 2,5 – 3 ). Wobec dużych zmian poboru mocy biernej zachodzi konieczność dostosowywania do tych zmian odpowiedniej mocy kompensacyjnej tak, aby dotrzymać zadany przez energetykę współczynnik mocy tg ϕ = 0,4 przy nie oddawaniu do sieci energii biernej. Zadanie to realizowane jest przez częste zmiany pojemności baterii w filtrach ( odłączanie jednostek kondensatorowych poprzez odkręcanie lub przykręcanie indywidualnych bezpieczników ). Mimo tych kłopotliwych zabiegów nie udaje się całkowicie dotrzymać wymagań energetyki i uniknąć wynikających stąd dodatkowych opłat.

9. Do filtracji wyższych harmonicznych generowanych przez napędy tyrystorowe zaprojektowano 2 zestawy filtrów 5 i 11 harmonicznej o mocach znamionowych odpowiednio 6,6 MVAr ( filtr 5 harmonicznej ) i 3,0 MVAr ( filtr 11 harmonicznej ). Na skutek niezbędnych zmian mocy baterii w filtrach, wynikających z potrzeb kompensacyjnych, pracują one w warunkach całkowitego rozstrojenia. I tak filtr 5 harmonicznej posiada rząd harmonicznej rezonansowej : dławik – kondensator zawierający się w granicach nrs = 6,1 – 11,3 ( dla realizowanych konfiguracji ) oraz harmonicznej rezonansu równoległego z siecią nrr = 4,8 – 8,9, zaś filtr 11 harmonicznej: nrs = 10,1 – 14,3 i nrr = 7,2 – 10,2. Tak duża rozpiętość rzędów harmonicznych rezonansu równoległego baterii w filtrze z reaktancją sieci zasilającej oraz dodatkowo baterii nn i reaktancji elementów sieci zasilającej może powodować wzrost odkształcenia napięcia i wzrost obciążenia niektórych kondensatorów i sieci prądami wyższych harmonicznych. Przykładem wystąpienia tego zjawiska jest widoczny w zarejestrowanych przebiegach znaczny wzrost napięcia i prądu 5 i 7 harmonicznej. Potwierdzeniem teoretycznym tego zjawiska jest sporządzona charakterystyka częstotliwościowa reaktancji układu sieci GST-2 przedstawiona na rys.3.

115

Na prównWnikomelekt

Na kom 1. Rozd

Rys.3 Charakterystyka częstotliwościowa reaktancji układu sieci GST-2 dla warunków istniejących w dniu pomiarów, wg[1] rys.2.1

rzebiegu widoczny jest bardzo duży wzrost reaktancji układu dla 5 – harmonicznej ( rezonans oległy ), który spowodował duży wzrost napięcia i prądu 5 – harmonicznej.

oski płynące z badań i analizy świadczą o konieczności modernizacji urządzeń pensacyjno – filtrujących dla wyeliminowania niekorzystnych zjawisk w sieci roenergetycznej i poprawę stanu techniki.

podstawie badań i analiz określono następujące założenia do modernizacji urządzeń pensacyjno – filtrujących :

Wymagana moc kompensacyjna

zielnia 6 kV GST-2 ( zasilanie walcarek z oddzielnych transformatorów 110 / 6 kV dla I sekcji Q

rzy uwzględnieniu istniejących mocy kompensacyjnych w bateriach nn. ozdzielnia 6 kV GST-2 ( zasilanie walcarek z transformatora nr 1 110 / 6 kV

k1 = 6,8 MVAr dla II sekcji Qk2 = 5,8 MVAr

Razem Qk1 + Qk2 = 6,8 + 5,8 = 12,6 MVAr PR

dla I sekcji Qk1 = 12,1 MVAr dla II sekcji Qk2 = - 0,2 MVAr ( kompensacja niepotrzebna )

116

Razem Qk1 + Qk2 = 12,1 + 0 = 12,1 MVAr Przy uwzględnieniu istniejących mocy kompensacyjnych w bateriach nn.

. Stopniowanie mocy kompensacyjnej e względu na szeroki zakres zmian poboru mocy biernej odbiorników zachodzi konieczność gulacji mocy biernej kompensacyjnej, która może być zrealizowana poprzez automatyczne

ałączenie odpowiednich członów baterii (regulacja skokowa ) lub przez zastosowanie nadążnych ompensatorów statycznych ( regulacja płynna ). analizy wynika, że minimalny stopień kompensacyjny baterii 6 kV w GST-2 powinien zawierać ię w zakresie 1,2 – 2,0 MVAr. Ilość członów baterii zależna jest od wyboru jednego przedstawionych wariantów.

. Filtracja wyższych harmonicznych

spółczynnik odkształcenia napięcia, występujący obecnie na szynach 6 kV GST-2, w zależności d pracy napędów tyrystorowych ( głównie walcarki ) oraz od liczby i mocy pracujących baterii ondensatorów zawiera się normalnie w granicach THD = 0,6 – 5% ( średnio około 3 % ) oraz przypadku występowania rezonansu równoległego ( w szczególności dla 5 harmonicznej ) kresowo osiąga wartość dochodzącą do 12%. Dominującymi harmonicznymi w napięciu są harmoniczna ( dochodząca w warunkach rezonansowych do 10% - normalnie do 4 % ) oraz harmoniczna ( do 3% - normalnie do 1,0 % ) Pozostałe harmoniczne nie przekraczają 1%. artości powyższe (THD, U5 ) w przypadku wystąpienia warunków rezonansowych przekraczają

arów MG 25.0 sieci rzemysłowych ( PN EN 61 dop 5dopby odstroić się od szkodliwych skutków rezonansów równoległych dla 5 i 7 harmonicznej rzewiduje się zastosowanie następujących rozwiązań (alternatywnie) :

odzielnej pracy

ocy biernej,

lub SF6. Ze względu na wzrost napięcia na zaciskach szeregowych oraz spadków napięć głównie

satory o podwyższonym napięciu znamionowym. czone do zeregowo

r ancji układu sieci GST-2 przy niu czł tworzącymi obwód o częstotliwości

ika, że 5-ta harmoniczna e ulegnie zmianie, rie nn.

układu L-C o częstotliwości rezonansowej frs = 225 – 235 Hz załączania takiego układu

2ZrezkZsz

3 Wokwo57Wz no wartości dopuszczalne dla odbiorców powszechnego użytku ( Rozporządzenie

9.2000 r. Dz. U. nr 85 poz. 957 – THD z dop = 5%, Un = 3% ) jak i dla wewnętrznych000-2-4 ; THD = 10%, U = 8%). p

Apa. filtry szeregowe dla 5 i 7 harmonicznej na napięciu 6 kV. Ze względu jednak na konieczność

załączenia i wyłączenia poszczególnych członów nie można dopuścić do samfiltra 7 harmonicznej ( bez filtra 5 harmonicznej ) . Dlatego też układ taki może pracować tylko w zestawieniu z dławikiem o regulowanym poborze prądu indukcyjnego, tworzącym z filtrami statyczny nadążny kompensator m

b. baterie kondensatorów złożone z członów o odpowiedniej mocy z szeregowymi dławikami ochronnymi, tworzącymi układy o częstotliwości rezonansowej rzędu 225 – 235 Hz, łączone stycznikami próżniowymikondensatorów wskutek istnienia dławików5 harmonicznej, należy zastosować kondenMożna w tym przypadku zastosować kondensatory na napięcie 4,2 kV, przeznafiltrów lub zastosować istniejące kondensatory 3,64 kV z dobudowanymi skondensatorami nn 550 V.

Na ys.4 przedstawiono charakterystykę częstotliwościową reaktonów baterii z dławikami rezonansowymi, zastosowa

własnej frs = 225 Hz. Z przedstawionego przebiegu charakterystyki wynnapięcia ulegnie znacznemu ograniczeniu, zaś 7-ma harmoniczna praktycznie nigdyż znajduje się w pobliżu rezonansu równoległego powodowanego przez bateDrugim uzasadnieniem zastosowaniajest zdecydowane zmniejszenie zapadów napięcia podczas

117

w porównaniu z u ogą powodować wypadanie napędów ędą ponad 2-krotnie

niejsze niż obecnie przy załączaniu filtra 11- harmonicznej.

W bPowdo harmtechnsekcregu mpensacyjnej, złożonych z 5 członów o mocy 1750 kVAr

kładami obecnie eksploatowanymi, które mtyrystorowych. Podczas załączania proponowanego układu zapady napięcia bm Rys.4 Charakterystyka częstotliwościowa reaktancji zastępczej w GST-2 przy zastosowaniu

członów baterii z dławikami rezonansowymi, tworzącymi obwód o częstotliwości własnej frs=225Hz, wg[1] rys.3.2

ieżącym roku przystąpiono do realizacji zadania przez wykonanie projektu technicznego. yższe wyniki badań, założenia i przedstawione alternatywne rozwiązania stanowiły podstawę opracowania projektu technicznego kompensacji mocy biernej i filtracji wyższych onicznych w sieci elektroenergetycznej Stalprodukt SA. Biorąc pod uwagę warunki iczne i ekonomiczne do realizacji przyjęto rozwiązanie polegające na zabudowaniu w każdej

ji rozdzielni 6kV GST-2, w miejsce dotychczasowych filtrów, baterii kondensatorów 6 kVo lowanej automatycznie mocy ko

każdy, z dławikami rezonansowymi tworzącymi układy o częstotliwości rezonansowej 230 Hz, załączanych stycznikami próżniowymi. Dla przyspieszenia rozładowania kondensatorów, potrzebnego w pracy automatycznej, zastosowano przekładniki napięciowe. Baterie zaprojektowano w oparciu o rozwiązania techniczne ELMA SYSTEM (rys. 5 i 6 ).

118

Odłącznik w pomieszczeniu baterii

Układ zabezpieczający

Rys. Nr 5 Schemat pola zasilającego i członu nr 1

119

Elewacje przedziału sterowniczego (oznaczenia aparatów)

Kolejne elewacje Człony nr: 3, 4, 5 Aparaty: Q31, Q41,Q51 itp. Podziałka 1:20

Rys.6 Rysunek baterii kondensatorów 5-cio członowej

W baterii zastosowano zintegrowany system mikroprocesorowy, którego podstawowe funkcje są nnastępujące :

zabezpieczenia, pom rii, automatyczna regularejestracja zdarzeń w czasie rzeczywistym, inne funkcje informacyjne.

utomatyka wyposażona jest w zegar czasu rzeczywistego, stanowiący podstawę rejestracji darzeń. Zegar umożliwia programowanie wymaganej wartości współczynnika mocy tg ϕ w ciągu oby, tj. w okresie pozaszczytowym oraz dwóch okresach szczytu. W przypadku wzrostu bciążenia, regulator ocenia zapotrzebowanie na moc bierną pojemnościową i załącza człony tak, by jak najszybciej osiągnąć wymagany poziom współczynnika mocy, przy czym:

załączanie członów rozładowanych następuje w czasie 1 sekundy,

i zastosowano zintegrowany system mikroprocesorowy, którego podstawowe funkcje są astępujące :

zabezpieczenia, pom rii, automatyczna regularejestracja zdarzeń w czasie rzeczywistym, inne funkcje informacyjne.

utomatyka wyposażona jest w zegar czasu rzeczywistego, stanowiący podstawę rejestracji darzeń. Zegar umożliwia programowanie wymaganej wartości współczynnika mocy tg ϕ w ciągu oby, tj. w okresie pozaszczytowym oraz dwóch okresach szczytu. W przypadku wzrostu bciążenia, regulator ocenia zapotrzebowanie na moc bierną pojemnościową i załącza człony tak, by jak najszybciej osiągnąć wymagany poziom współczynnika mocy, przy czym:

załączanie członów rozładowanych następuje w czasie 1 sekundy,

- - iary parametrów elektroenergetycznych sieci i batecja pracą baterii, iary parametrów elektroenergetycznych sieci i batecja pracą baterii, - -

- - - - A Azdz

ooaa

- -

d

120

- załączanie członów nierozładowanych następuje natychmiast po osiągnięciu stanu rozładowania, odłączenie członu, przy spadku obciążenia, następuje w czasie 1 sekundy

aki tryb pracy umożliwia uzyskanie optymalnie krótkiego czasu dostosowania mocy baterii do otrzeb sieci oraz uniknięcia stanów przekompensowania. W przypadku niepełnego wykorzystania ocy baterii, system regulacji zawsze dołącza, zgodnie z zapotrzebowaniem, człony najdłużej

iepracujące. rzewidziane w projekcie technicznym i oferowane przez ELMA SYSTEM rozwiązania

czne odpowiadają naszym oczekiwaniom w zakresie automatycznej kompensacji mocy iernej i filtracji wyższych harmonicznych. Zabudowa zapro ządzeń i ich drożenie do eksploatacji powinna zapewnić nam zgodną z o rmami jakość

nergii elektrycznej w zakładowym systemie energetyczny trów ospodarki energią bierną. Po ządzeń kompens my rzeprowadzenie badań dla potwierdzenia skuteczności zastosowanych rozwiązań.

ITERATURA

] Centrum Promocji Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii (JUEE), Katedra Automatyki Napędu i Urządzeń Przemysłowych Akademia Górniczo Hutnicza im. St .Staszica w Krakowie: - "Pomiary, analiza wyników i założenia do projektowania urządzeń kompensacji mocy biernej i filtracji wyższych harmonicznych w sieci elektroenergetycznej Stalprodukt S.A."; Kraków, listopad 2001.

- TpmnPtechnib jektowanych urw bowiązującymi no

m i dotrzymanie parame eująco –filtrujących przewidujeg uruchomieniu ur

p L [1

121

JAKOŚĆ I UŻYTKOWANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ stopada 2003 ro25 li ku, TO SEP, ZE Tarnów

1)

ektronicznych. zastosowaniach przemysłowych są to głównie sterowalne układy zasilające dla: układów

apędowych z regulowaną prędkością, pieców łukowych i indukcyjnych, systemów trakcyjnych, znych np. elektrolizy, systemów przesyłu energii np. HVDC, systemów

dnawialnych źródeł energii itd. Również w zakresie małych mocy stosowane są odbiorniki

enekomzna

ieliniowe odbiorniki pobierają odkształcony prąd i moc bierną ze źródła zasilania. W układach ójfazowych mogą być przyczyną niesymetrii i nadmiernego prądu w przewodzie neutralnym, rzekraczającego czasami wartości prądów fazowych. Przyczynia się to do degradacji jakości nergii elektrycznej, słabej wydajności systemu elektroenergetycznego oraz niskiego spółczynnika mocy. Mogą także być przyczyną zakłóceń i awarii dla innych odbiorników oraz

ródłem zakłóceń radiacyjnych.

AKTYWNA FILTRACJA WYŻSZYCH HARMONICZNYCH

Andrzej Firlit 1. Wprowadzenie

Obserwowany znaczny wzrost liczby nieliniowych odbiorników pracujących w systemie elektroenergetycznym jest rezultatem coraz szerszego stosowania układów energoelWnprocesów chemicoenergii elektrycznej wyposażone w układy energoelektroniczne, do których należą:

rgooszczędne oświetlenie, sprzęt audiowizualny, mikrofalówki, systemy klimatyzacji, putery, drukarki, ksera, faxy itp. Ich sumaryczny wpływ na system elektroenergetyczny jest

czący, a jego eliminacja jest trudna z racji dużego stopnia rozproszenia.

Ntrpewź

Nieliniowe obciążenie

Źródło zasilania

SE

I(n)

I(1)I(5) I(7)

. . . Q(1)


Źródło zasilania

SE

I(n)

I(1)I(5)I(5) I(7)

. . . Q(1)Q(1)

) (

Rys.1 Tradycyjne metody poprawy jakości e filtry pasywne (a), baterie konden

Akademia Górniczo – Hutnicza im. S. Staszica ydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektronatedra Automatyki Napędu i Urządzeń Przemysłowych l. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków

1)

WKA

(a

nergii elektsatorów (b)

iki

b)

rycznej:

122

Stosowanie tradycyjnych metod takich, jak: filtry pasywne FP do eliminacji wyższych do kompensacji mocy biernej w celu poprawy

spółczynnika mocy, ma swoje zalety wynikające przede wszystkim z prostoty koncepcji, ale też ady:

−

− obciążanie sieci prądem pojemno ci harmonicznej podstawowej, − możliwość wystąpienia niepo ów oraz wzmocnienia niektórych

specyficznych częstotliwości, elementów na częstotliwości rezonansowe – rozstrajanie się filtrów o rezonansu),

ących oraz wad

harmonicznych oraz baterii kondensatorów ww

zależność właściwości filtracyjnych od dokładności dostrojenia parametrów do częstotliwościrezonansowych,

ściowym o częstotliwośżądanych rezonans

− wpływ starzenia (niebezpieczeństw

− wpływ parametrów odbiornika i linii zasilającej na właściwości filtracyjne, − filtrowaniu podlegają tylko wybrane harmoniczne o dominujących wartościach nie są

filtrowane harmoniczne uznane za niecharakterystyczne dla odbiornika, które mogą jednakże wystąpić w jego prądzie zasilającym,

− znaczne gabaryty i masa, − względnie proste w konstrukcji, uruchomieniu i eksploatacji – wymagane jest doświadczenie

konstrukcyjne i eksploatacyjne, − stosowanie ograniczające się do zaprojektowanego przypadku (wymagany indywidualny

dobór).

obliczu intensywnego wzrostu harmonicznych zanieczyszczeń w sieciach zasilajWtradycyjnych metod redukcji ich negatywnych skutków, zaistniała potrzeba opracowania elastycznego, dynamicznego oraz „samodostrajającego się” urządzenia umożliwiającego eliminację zaburzeń i zakłóceń oraz poprawę parametrów pracy sieci elektroenergetycznych. Urządzenie to znane jest jako energetyczny filtr aktywny16 EFA.

XLXSŹródło zasilania

SE

NieliniowyodbiornikEFA

Źródło zasilania:• sinusoidalne• symetryczne

ne

Odbiornik:• liniowy (sinusoidalne napięcie i prąd)• nie pobierający mocy biernej (DPF = 1, PF = 1)• symetryczny

XLXSŹródło

• sztyw

zasilaniaSE

NieliniowyodbiornikEFA

Źródło zasilania:• sinusoidalne• symetryczne

ne• sztyw

Odbiornik:• liniowy (sinusoidalne napięcie i prąd)• nie pobierający mocy biernej (DPF = 1, PF = 1)• symetryczny

Rys.2 Idea energetycznego filtru aktywnego

Zadaniem EFA Rys.2, w przypadku idealnym, jest zapewni e takieg anu w danym punkcie systemu elektroenergetycznego, aby ze strony odbiorn „wido ło sinusoidalne, symetryczne i szt ego „widoczny” był liniowy, nie p sam EFA nie powinien stanowić obciążenia dla

eniika

o stczne” by

ywne zasilanie. Natomiast ze strony systemu elektroenergetycznobierający mocy biernej oraz symetryczny odbiornik. Przy czym

systemu energetycznego.

16 W literaturze anglojęzycznej spotykane są nazwy i skróty: Active Filters AF, AInstantaneous Reactive Power Compensators IRPC, Active Power FiltersActive Power Quality Conditioners APQC.

ctive Power Line Conditioners APLC, APF,

123

Technologia aktywnej filtracji jest już dojrzałą, dziedziną energoelektroniki umożliwiającą w chwili obecnej:

− filtrację wyższych harmonicznych prądu, − kompensację mocy biernej, filtrację wyższy− ch harmonicznych napięcia,

−

−

−

− ltrację z funkcją

Szerw za sterowania EFA, które powinny zostać odpowiednio o ebowanie. Warto zwrócić również uwagę na takie zalety EFA, jak: z enie mcz s

rzy z ch problemach. Dzięki swojej elastyczności, co do możliwości zastosowania, może

ina ta stanowi obecnie jedną z intensywniej rozwijających się gałęzi współczesnej energoelektroniki. Wynika to przede wszystkim z:

− wzrostu wymagań dotyczących jakości energii elektrycznej zarówno ze strony producenta, dystrybutora, jak i odbiorcy;

− względów ekonomicznych: efektywna gospodarka energią elektryczną, unikanie strat spowodowanych awariami, unikanie kosztów wynikających z ewentualnych kar finansowych, dbałość o jakość produktu itp.;

− wsp a pozwala konstruow tniki o dużej moc y energoelektr tkich czasach wył junction trMO SIT (static induction thyristors), tyrystory GTO (gate turn–off thyristor) oraz tranz sistors);

tóre są propozycją interpretacji fizycznej oraz matematycznego opisu zjawisk (energetycznych) zachodzących w obwodach

symetryzację zasilania i obciążenia, stabilizację napięcia, eliminację wahań napięcia – zjawisko migotania światła (flicker efekt), bezprzerwowe zasilanie – niektóre systemy EFA łączą aktywną fi

bezprzerwowego zasilania. oki zakres zadań może zostać osiągnięty, albo indywidualnie, albo w kombinacji, leżności od konfiguracji oraz strategii

kreślone w oparciu o zapotrzab zpiecza przed zmianami częstotliwości, np. podczas pracy generatora awaryjnego,

występuje ryzyko rezonansu przy żadnej częstotliwości harmonicznej, jest elastyczny, ożliwe jest programowanie przez użytkownika, tak aby, w razie potrzeby, reagował na konkretne ę totliwości harmoniczne. EFA jest rozwiązaniem stosunkowo łatwym do zastosowania nawet

łożonypbyć dalej wykorzystywany nawet po zmianach w konfiguracji w danej sieci elektroenergetycznej. Problematyka poprawy jakości energii elektrycznej staje się w coraz większym stopniu, jednym z pierwszoplanowych zagadnień współczesnej elektrotechniki. Stąd ilość publikacji dotyczących aktywnej filtracji jest bardzo duża i ciągle rośnie. Dziedz

ółczesna technika półprzewodnikow ać przekształy i dużej sprawności – opracowano element oniczne o króączania, tj. bipolarne tranzystory BJT (bipolar ansistors), tranzystory typu SFET, tyrystory –

ystory mocy IGBT (insulated gate bipolar tran

− możliwe jest przetwarzanie sygnałów w krótkim czasie, odpowiednim do śledzenia szybkich zmian stanu energetycznego niespokojnych i nieliniowych odbiorników, dzięki rozwojowi technologii czujników pomiarowych, wzmacniaczy izolacyjnych i separatorów oraz mikroelektroniki ze szczególnym uwzględnieniem procesorów sygnałowych DSP;

− nie bez znaczenia jest również ciągły rozwój teorii mocy, k

elektrycznych.

124

2. Klasyfikacja EFA

EFA m ałtnika, topologię i układ zasilania. go przekształtnika:

17 – dominujący, CSI .

ożna podzielić ze względu na typ przeksztA. Typ zastosowane

typu źródło napięcia VSI18 typu źródło prądu

kładu: B. Topologia u równoległa, szeregowa, kombinacja szeregowego i równoległego EFA – uniwersalny EFA, hybrydowa – kombinacja szeregowego EFA i równoległego FP.

C. Układ zasilania: jednofazowy – dwuprzewodowy, trójfazowy:

− trójprzewodowy, − czteroprzewodowy.

2.1. Klasyfikacja EFA ze względu na typ przekształtnika Przekształtnik typu źródło napięcia VSI

Źródło zasilania

SE


iS iL

iC

vd

Źródło zasilania

SE


iS iL

iC

vd

Rys.3 EFA na bazie falownika napięcia VSI

Na napi ckondennależylepszych para

Rys.3 przedstawiono schemat równoległego EFA do realizacji, którego wykorzystano falownik ę ia PWM na bazie tranzystorów IGBT, gdzie elementem gromadzącym energię jest

sator. Ten typ przekształtnika jest dominujący w zastosowaniu do EFA. Do jego zalet możliwość tworzenia układów wielopoziomowych i wielostopniowych w celu uzyskania

metrów pracy oraz zmniejszenia częstotliwości łączeń.

voltage source i17 ang. nverter – VSI

18 ang. current source inverter – CSI

125

Przekształtnik typu źródło prądu CSI


iS iLŹródło zasilania

ESiC

id



ESiC

id

rądu CSI

Rys.4 przedstawia schema o EFA do realizacji, którego wykorzystano falownik prądu PWM na bazie tranzystorów IGBT z lementem gromadzącym energię. Zachowuje się on jak niesinusoidalne źród ologii CSI są stosowane rzadziej niż VSI, między innymi ze względu na ga rądowych spełniających funkcję

łówną zaletą jest wyższa

2.2. Klasyfikacja ze względu na topologię układu Rozróżnia się dwa podstawowe sposoby przyłączania układów EFA do linii zasilającej: równolegle i szeregowo. W zależności od tego mówi się o równoległych EFA i szeregowych EFA oraz filtracji (kompensacji) równoległej – prądowe i szeregowej – napięciowej. Ponadto, jako oddzielne wyróżnia się jeszcze dwie grupy: szeregow równoległe EFA nazywane uniwersalnymi EFA, będące kombinacją szeregowego i równoległego EFA oraz hybrydowe EFA powstałe w wyniku kombinacji najczęściej szeregowego EFA i równoległego FP.

• TOPOLOGIA RÓWNOLEGŁA

Rys.4 EFA na bazie falownika p

t równoległegdławikiem, jako eło prądu. Układy o toparyty dławików stałopb

magazynu energii (analogiczną jak kondensator w układach VSI). Ich godporność na zwarcia.

j o-

Źródło zasilania

SE


iS iL

iC

vd

Źródło zasilania

SE


iS iL

iC

vd

iC

vd

iC

vd

Rys.5 Równoległy EFA

126

Równoległy EFA Rys.5 jest najczęściej stosowanym układem filtracji aktywnej. Stanowi sterowane źródło prądu awczego iC przyłączone równolegle do odbiornika. Suma prądu iC oraz iS pobieraneg ii zasilającej daje prąd iL pobierany przez odbiornik. W rezultacie (w przypadku idealnym i przy odpowiednim sterowaniu) można doprowadzić do tego, że wszystkie składowe prądu iL niepożądane w prądzie sieci iS przepływają wyłącznie w obwodzie odbiornik – EFA i nie obciążają źró a napięcia. Równoległy EFA wprowadza do układu prąd kompensujący będący w przeciwfazie do niepożądanej składowej prądu iL, aby wyeliminować wyższe harmoniczne i/lub składową bierną prądu w punkcie wspólnego podłączenia. W ten sposób równoległe EFA umożliwiają:

filtrację wyższych harmonicznych prądu, praktycznie niezależną od impedancji sieci i na poziomie nieosiągalnym dla filtrów biernych LC,

kompensację mocy biernej (składową bierną prądu odbiornika o częstotliwości podstawowej),

symetryzację obciążenia, redukcję wahań nap

Stosowany jest najczęście ońcowego. Układy te, poza

dodo z lin

dł

ięcia (zjawisko migotania światła). j na wejściu nieliniowego odbiornika k

większymi możliwościami funkcjonalnymi, charakteryzują się również znacznie lepszymi właściwościami dynamicznymi niż kompensatory tradycyjne np. FC/TCR.

• TOPOLOGIA SZEREGOWA



SE

vAF

vd



SE

vd

vAF

Rys.6 Szeregowy EFA

Szeregowy EFA Rys.6 dołączony jest do sieci elektroenergetycznej za pomocą transformatora dopasowującego. Wprowadza w n sposób w szer ze źródłem napięcia vSE dodatkowe sterowanie źródło napięcia dodawczego vAF. Suma napięć źródła vSE i vAF układu szeregowego EFA pomniejszona o spadki napięcia na impedancji linii zasilającej jest napięciem odbiornika. Szeregowe EFA można wykorzystać np. do:

eliminacji wyższych harmonicznych napięcia wprowadzanych przez źródło zasilania oraz odbiornik,

symetryzacji oraz regulacji (stabilizacji i redukcji załamań) napięcia na zaciskach odbiornika lub danego punku sieci elektroenergetycznej (umożliwiają zabezpieczenie się przed negatywnymi skutkami zapadów napięcia),

niektóre konfiguracje umożliwiają eliminację wyższych harmonicznych prądu odbiornika, kompensację mocy biernej ora dukcję wahań napięcia (zjawisko migotania światła).

te eg

z re

127

• TOPOLOGIA SZEREGOWO-RÓWNOLEGŁEGŁA – UNIWERSALNY EFA

Źródło zasilania

SE


Linia zasilająca

iS iL

iC

vAFŹródło zasilania

SE


Linia zasilająca

iS iL

iC

vAF

Rys.7 Uniwersalny EFA

wych są systemy składające się uniwersalnymi EFA (UEFA).

pośredniczący dc mentem magazynującym energię, który uczestniczy w wymianie mocy czynnej między

r A. Bez niego cechy użytkowe UEFA byłyby tylko prostą sumą cech stosowanych układów EFA. Dla układu z Rys.7 funkcję elementu magazynującego energię spełnia bateria kondens rów. Je EFA st budowany na bazie układów EFA o topologii CSI, to wspólnym magazynem i jest dławik, nadający obwodowi dc uczestniczącemu w wymianie mocy charakter prądowy. Możliwy jest też łączony charakter obwodu dc, prądowo-napięciowy lub napięciowo-prądowy, w zależności od połączenia układów EFA (CSI-VSI lub VSI-CSI). Wymiana energii przez element źródłowy umożliwia stosowanie UEFA wtedy, gdy jeden z układów EFA (zazwyczaj szeregowy) jest stale źródłem/odbiornikiem energii. W szczególności taka sytuacja występuje wówczas, gdy regulowane jest napięcie odbiornika. W przypadku zastosowania w tym celu tylko szeregowego EFA musi być zapewniona mo ść dodatkowego dostarczania i odbioru energii z elementów źródłowych. W układzi EFA, przedstawionym na Rys.7, w celu podtrzymana wartości energii zgromadzonej w kondensatorze, drugi EFA np ównoległy pobiera/oddaje moc czynną o j jak pierwszy szeregowy EFA (powiększoną lub pomniejszon a regulacją (stabilizacją) napięcia

s rkolenapi

imoc

Bardzo korzystne ze względu na połączenie cech użytkoz szeregowego i równoległego EFA Rys.7, nazywaneSystemy takie, mogące również pracować z filtrami pasywnymi LC w połączeniu hybrydowym, nazywane są zintegrowanymi sterownikami przepływu mocy, w skrócie układami UPFC19. W układach UEFA ważną rolę odgrywa obwód z elesze egowym i równoległym EF

ato śli U je energi

żliwoe U

. r wartości takiej sameą o moc strat). Poz

odbiornika, obszar zastosowań układów UEFA w zakresie poprawy jakości energii elektrycznej obejmuje również:

nadążną kompensację mocy biernej i szybkozmiennych wahań mocy czynnej, symetryzację obciążenia, symetryzację i regulację napięcia w stacjach rozdzielczych, kompensację zniekształceń (wyższych harmonicznych) prądów i napięć.

W układach UEFA ze względów praktycznych istotna jest także kolejność dołączenia ze egowego i równoległego EFA do linii zasilającej. Na przykład łącząc EFA w innej

jności niż pokazana na Rys.7 w przypadku filtracji harmonicznych prądu odbiornika oraz ęcia zasilania, przez obydwa układy EFA przepływają odkształcone prądy, a na ich

zac skach występują odkształcone napięcia. W takim przypadku będzie zachodziła wymiana y czynnej związanej z harmonicznymi prądu i napięcia. Jeden EFA będzie niepotrzebnie

19 ang. Unified Power Flow Controller – UPFC

128

po erał z sieci, a drugi oddawał pewną średnią moc czynną. Taka cybi rkulacja mocy czynnej nie wystąpi w układzie EFA o kolejności połączeń układów EFA jak na Rys.7. W tym przypadku prąd płynący przez szeregowy EFA i napięcie na zaciskach równoległego EFA są sinusoidalne i występu tylko wysokoczęstotliwościowe pulsac chwilowej mocy czynnej. Warto zaznaczyć, że podobne zagadnienie występuje przy jednoczesnej symetryzacji prądu odbiornika i napięcia zasilania. UEFA umożliwia dostarczenie tzw. czystej energii do krytycznych odbiorników takich, jak specjalistyczny sprzę nformatyczny, czy sprzęt medyczny itp. • TOPOLOGIA HYBRYDOWA – kombinacja EFA i równoległego filtru pasywnego FP

ją je

t i

Źródło zasilania Nieliniowe

obciążenie

iS iL

np. i(5)

vAF

vd

SE

Źródło zasilania Nieliniowe

obciążenie

iS iL

np. i(5)

vAF

vd

SE

Źródło zasilania

SE


iS iL

np. i(5)iC

vd

Źródło zasilania

SE


iS iL

np. i(5)iC

vd



SEiC



vAF

SEiC

vAF

rydowe EFA Rys.8 Hyb

129

FiltrukłaharmalboprzeZ kenermoc ych składowych, co jest ich zasadniczą wadą. W wyniku tego otrzymujemy zmn e napięcia występującego na zaciskach lub prądu wyjściowego EFA, a przez to również zmiaru i kosztów. Duża popularność tego rozwiązania wynika, również z faktu pracujących już w systemie elektroenergetycz filtr asywnych. Ist je wiele konfiguracji filtrów hybrydowych, przykładowe pokazano na Rys. 8. 2.2. Klasyfikacja ze względu na układ zasilania (liczbę faz) • JEDNOFAZOWE – dwuprzewodowe

Jednofazowe EFA są stosowane w trzech konfiguracjach, jako: szeregowe, równoległe i uniwersalne (kombinacja szeregoweg i równoległego) z obydwoma typami falowników PWM: napięcia VSI i prądu CSI. Szeregowe EFA zasadniczo stosuje się do eliminacji zaburzeń o charakterze napięciowym oraz filtracji wyższych harmoniczny napięcia. Natomiast równoległy EFA jest używany do filtracji wyższych harmonicznych prądu i kompensacji mocy biernej.

• TRÓJFAZOWE – trójprzewodowe

Wszystkie konfiguracje EFA przedstawione na rysunkach Rys.3– Rys.8 są stosowane w układach trójfazowych tr zewodowych. Równoległe EFA projektowane są również na bazie trzech jednofazowych E z oddzielnymi transformatorami izolacyjnymi, w celu odpowiedniego dopasowania napięcia oraz niezależnej kompensacji każdej fazy.

• TRÓJFAZOWE – czteroprzewodowe

Do sieci trójfazowej czteroprzewodow oprócz odbiorników trójfazowych mogą być dołączone odbiorniki jednofazowe. W przypadku ich dużej liczby oraz nierównomiernego obciążenia poszczególnych faz przyczynia się to do nadmiernej wartości prądu w przewodzie neutralnym oraz niesymetrii obok poboru mocy biernej i becności wyższych harmonicznych. W celu eliminacji tych problemó acowano trójfazo , czteroprzewodowe EFA, których najczęściej stosowane równoległe struktury przedstawiono na rysunkach Rys.9–Rys.11. Oprócz równoległych EFA stosowane są również szeregowe, hybrydowe i uniwersalne EFA, z falownikami PWM zarówno napięcia VSI, jak i prądu CSI. W konfiguracji przedstawionej na Rys.9 zastosowano dzieloną pojemność. Ukł znalazł zastosowanie w zakresie mniejszych wartości nominalnych, gdyż cały prąd przewodu neutralnego przepływa przez kondensator Cdc. Konfigurację z falownikiem czterogałęziowym przedstawia Rys.10. Dodatkowa gałąź falownika jest wykorzystywana do stabilizacji prądu przewodu neutralnego EFA. Trzecia konfiguracja EFA Rys.11, złożona z trzech jednofazowych przekształtników dołączonych do obwodu głównego za pomocą rów, umożliwia odpowiednie dopasowanie napięcia dla elementów energoelektronicznych oraz podniesienie niezawodności systemu.

ami hybrydowymi nazywa się ogólnie połączenia energetycznych filtrów pasywnych LC z dami EFA. Główną częścią filtru hybrydowego jest filtr pasywny eliminujący wyższe oniczne niższego rzędu. Układy EFA, w zależności od topologii filtru hybrydowego, pracują,

jako sterowanie źródła napięcia, albo jako źródła prądu dodawczego. Ich zadaniem jest de wszystkim poprawa właściwości kompensacyjno-filtrujących FP. olei dołączenie filtru pasywnego do układu EFA pozwala poprawić jego właściwości getyczne, ponieważ pracując bez układów biernych mają dużą moc pozorną, porównywalną z ą kompensowaniejszeni

ustalonej jego mocy, co pozwala na zmniejszenie ro

nym ów p nie

o

ójprFA

ej

ow opr we

ad ten

transformato

ch

130

iCa

iSa iLa

iLb

iLc


iCc iCb

iSb

iSc

Cdc

Cdc

ab

c

iLniSn

iCn

Źródło zasilania

SE

iCa

iSa iLa

iLb

iLc


iCc iCb

iSb

iSc

Cdc

Cdc

ab

c

Cdc

Cdc

ab

c

Cdc

Cdc

ab

c

iLniSn

iCn

Źródło zasilania

SE

nością Rys.9 Czteroprzewodowy równoległy EFA z dzieloną pojem

iSa iLa

iCa

iLb

iLc


iCc iCb

iSb

iSc

iLniSn

iCn

Cdca

bc

n

Źródło zasilania

SE

iSa iLa

iCa

iLb

iLc


iCc iCb

iSb

iSc

iLniSn

Źródło zasilania

SE

iCn

Cdca

bc

n

Rys.10 Czteroprzewodowy równoległy EFA z czterogałęziowym przekształtnikiem

iSa iLa

iLb

iLc


iSb

iSc

iLniSn

Cdc

a

b

c

TriCciCbiCa

Źródło zasilania

SE

iSa iLa

iLb

iLc


iSb

iSc

iLniSn

Cdc

a

b

c

TriCciCbiCa

Źródło zasilania

SE

ys.11 Czteroprzewodowy równoległy EFA złożony z trzech przekształtników jednofazowych R

131

3. Układ Sterowania EFA (Algorytm sterowania)

Istotnym elementem EFA jest układ sterowania bazujący na wybranym algorytmie sterowania. Jego zadaniem jest wy cowanie referencyjny h sygnałów kompensacyjnych (sterujących dla regulatora prądu), na podstawie informacji o napięciach i prądach w punkcie podłączenia. Do jego opracowania ni ędny jest odpowiedn dobór aparatu matematycznego, opisującego zjawiska energetyczne zachodzące w obwodach elektrycznych oraz optymalizującego proces przełączania łączników zastosowa ch ń energoelektronicznych, w celu osiągnięcia założonych kryteriów. Obecnie istnieje kilka sposobów opisu zjawisk energetycznych zachodzących w obwodach elektrycznych z przebiegami niesinusoidalnymi, będące de facto propozycjami t orii mocy. Obok Teorii Mocy Chwilowej p-q, zaproponowanej przez H. Akagi’ego i in. [1] (opracowana w dziedzinie czasu), do ciekawszych propozycji należy teoria mocy opracowana przez L. S. Czarneckiego [4] (opracowana w dziedzinie częstotliwości), nazwana przez jej Autora Teorią Składowych FizWypracowanie przez algorytm sygnałów kompensacyjnych wyra nych za pomocą s dników napięciowych lub prądowych jest zasadniczym zadaniem ładu sterowania i ma istotny wpływ na pracę EFA (parametry znamionowe, jakość i efektywność działania w stanie ustalonym oraz zachowanie się w stanach przejściowych). 4. Parametry elementów składowych układu EFA Odpowiedni dobór elementów składowych układu EFA jest ważnym czynnikiem jącym wpływ na jakość jego działania. Głównym elementem jest zastosow y p kowy element energoelektroniczny. Stosowane początkowo bipolarne tranzystory BJT zostały zastąpione tranzystorami MOSFET w zakresie małych mocy. Obecnie tranzystor IGBT jest najlepszym elementem w zakresie średnich mocy, a tyrystor GTO w obszarze wyższych mocy. Na wejś aczenie dla prawidłowego śledzenia referencyjnych sygnałów kompensacyjnych. Jeżeli jest zbyt mała, to do prądu obciążenia będ prowadzane znaczne tętnienia, natomiast j est zbyt duża to nie zapewni odpowiedniego led ia. Na wejściu EFA stosuje się ró ież wygładzający filtr pasywny, w celu filtracji harmonicznej o częstotliwości łączeń oraz poprawy współczynnika THD napięcia i prądu zasilającego. Odpowiednie zaprojektowanie wygładzają go pasywnego filtru jest istotne ze względu na niebezpieczeństwo interakcji z impedancją źr ła. Prawidłowy dobór wartości pojemności kondensatora CEFA,dc w obwodzie prądu stałego EFA jest kolejnym ważnym parametrem. Dla małej wartości CEFA,dc pojawią się duże t ienia napięcia w stanie ustalonym oraz znaczne fluktuacje napięcia podczas stanów przejściowych w obwodzie prądu stałego. Wyższa wartość CEFA,dc redukuje tętnienia oraz fluktuacje, ale wzrastają koszty i wymiary układu EFA.

pra c

ezb i

ny urządze

e

żo kła uk

maan ółprzewodni

ą w eżeli j ś zen wn

ceód

ętn

ycznych Prądu. sterowania odpowiednich referencyjnych

ciu EFA włącza się w szeregowo dławik LEFA. Wartość jego indukcyjności ma zn

132

5. Przykładowe przebiegi oraz widma napięć i prądów przed i po zastosowaniu EFA

5.1. Równoległy EFA

Schemat blokowy badanego układu trójfazowego, równoległego EFA przedstawiono na rysunku Rys.12.

Cdc

EFA

UKŁAD

STEROWANIA

iLT

iLS

iLRRLdc

ODBIORNIK

LLdc

RuR

RuS

ZS

iST

iSS

iSR

ZS

ZS

ŹRÓDŁO ZASILANIA

S

T

R

iF

Rys.12 Schemat równoległego EFA

Rozważano pracę układu w warunkach odkształconego napięcia zasilania oraz niezerowej impedancji wewnętrznej źródła zasilania. Celem EFA jest uzyskanie po stronie źródła współczynnika mocy PF = 1 oraz sinusoidalnego prądu iS, odpowiadającego podstawowej harmonicznej prądu odbiornika iL. Jako nieliniowy odbiornik, którego oddziaływanie na sieć podlega kompensacji, zastosowano 6-pulsowy sterowany przekształtnik tyrystorowy z filtrem RL po stronie dc oraz dwójniki rezystancyjne w fazach R, S w celu wytworzenia stanu asymetrii prądowej. Odkształcenie napięcia zasilającego uS(t), o impedancji wewnętrznej ZS, w punkcie podłączenia odbiornika było na poziomie THDUs ≈ 4,5 %, będące w głównej mierze skutkiem oddziaływania innych odbiorników podłączonych do tego punku. Przebieg napięcia zasilającego uS (t), oraz jego widmo dla fazy R przedstawia rysunek Rys.13.

Rys.13 Przebieg napięcia zasilającego uSR(t), uSS(t), uST(t) (a) oraz jego widmo dla fazy R (b)

-pulsowy przekształtnik tyrystorowy wraz z dwójnikami rezystancyjnymi w fazach R i S stanowi ieliniowe oraz niesymetryczne obciążenie. Przebiegi prądów fazowych odbiornika iLR(t), iLS(t), (t) oraz ich widma przedstawia rysunek Rys.14 (kąt wysterowania przekształtnika α = 45°). widmie prądów fazowych odbiornika oprócz harmonicznych charakterystycznych pojawiły się

armoniczne potrójne ze względu na asymetrię odbiornika.

6niLTWh

(a) (b)

133

Rys.14 Przebiegi prądów odbiornika iLR(t), iLS (t), iLT(t) (a) oraz ich widma (b)

Otrzymane przebiegi referencyjnych sygnałów kompensacyjnych prądu iFref wypracowanych przez algorytmy sterowania przedstawia Rys.15b. W wyniku eliminacji prądu iF ≈ iFref otrzymano sinusoidalne przebiegi prądów w poszczególnych fazach po stronie źródła oraz współfazowość przebiegów napięć i prądów.

Rys.15 Przebiegi prądów po stronie źródła iSR(t), iSS(t), iST(t) (a) oraz przebiegi kompensacyjnych sygnałów referencyjnych prądu iFref(t) (b)

W tabeli Tabela 1 zestawiono wartości parametrów, po zastosowaniu równoległego EFA, po stronie źródła oraz odbiornika. Tabela 1 Zestawienie wartości parametrów układu po zastosowaniu EFA

po stronie odbiornika po stronie źródła zasilania

(a) (b)

współczynnik mocy PF 0,65 1,0 R 48,3 0,01 S 39,1 0,02 współczynnik THDIR

[%] T 29,83 0,02 R 11,7 8,26 S 9,61 8,25

wartość skuteczna prądu IRMS [A] T 13,55 8,25 współczynnik niesymetrii prądu UFI [%] 20,0 0,0

iLR

iLT

(a) (b)

iLS

134

5.2. Szeregowy EFA Schemat blokowy rozważanego układu trójfazowego, szeregowego EFA współpra cego z równoległym FP przedstawiono na rysunku Rys.16.

cują

Filtr pasywny 5. harmonicznej

Filtr pasywny 7. harmonicznej

JEDNOFAZOWE

NIELINIOWE

ODBIORNIKI

Rys.16 Schemat szeregowego EFA z równoleg ym FP dla 5. i 7. harmonicznej

Uzyskane przebiegi: prądu w przewodzie neutralnym, napięć i prądów fazowych po stronie źródła zasilania przy włączonym i wyłączonym układzie EAF-FP pokazano na Rys.17. Włączenie układu EFA-FP następuje w 140ms. W wyniku działania EFA-FP otrzymujemy symetryzację napięć zasilających, filtrację wyższych harmonicznych prądu odbiornika, eliminację przesunięcia fazowego między napięciem i prądem po stronie zasilania (kompensacja mocy biernej) oraz redukcję wartości prądu w przewodzie neutralnym niemalże do zera.

ł

R przewodzie ne , b) napięcia fazowe ąd fazowy

Korzystn o EFA się również w przy pojawienia się zapadu Utrzym n prawie nie zmienio artość napięcia na za ika podczas zapadu Rys.18, chroniąc odbiornik p ewentualnym

yłączeniem, np. przez automatykę zabezpieczającą. Układ EFA wprowadza jedynie nieduże oscylacje w chwili pojawienia się i zaniku zakłócenia.

ys.17 Przebiegi: a) prąd w utralnym , c) pr

y efekt działania sz goweg napięcia od strony zasilania.

ciskach odbiorn

ere ujawnia padkuuje o ną w

rzed w

135

Rys.18 Działanie szeregowego EFA w przypadku zapadu napięcia

Literatura antaneous reactive

ons, vol. IA–22, no. 3, May/June 1986

[4] Czarnecki L. S.: „Current and power equations at bidirectional flow of harmonic active power in circuits with rotating machines”, Europ. Trans. Electr. Power, vol. 3, no. 1, pp. 45 – 52, ETEP 1993

[5] Firlit A.: „Control algorithm based on the theory of current’s physical components (L.S. Czarnecki) for shunt active power filter”, 3rd International Scientific Workshops "Compatibility in Power Electronics – CPE’03”, Gdańsk, 28-30.05.2003

[6] Morán A. Luis, Dixon W. Juan, Espinoza R. José, Wallace R. Rogel: „Using active power filters to improve power quality”, 5th Brazilian Power Electronics Conference, COBEP’99

[7] Piróg S.: „Energoelektronika – negatywne oddziaływania układów energoelektronicznych na źródła energii i wybrane sposoby ich ograniczenia”, AGH, Uczelniane Wydawnictwa Naukowo-Dydaktyczne Kraków 1998

[8] Singh B., Al–Haddad K., Chandra A.: „A review of active filters for power quality improvement”, IEEE Trans. on Industrial Electronics, vol. 46, no. 5, October 1999

[9] Strzelecki R., Supronowicz H.: „Współczynnik mocy w systemach zasilania prądu iej,

[1] Akagi H., Kanazawa Y., Nabae A.: „Generalized theory of the instpower in three-phase circuits”, IPEC’83 – Int. Power Electronics Conf., Tokyo, Japan, 1983, pp.1375-1386

[2] Akagi H., Kanazawa Y., Nabae A.: „Instantaneous reactive power compensators comprising switching devices without energy storage components”, IEEE Trans. on Industry Applications, vol. IA–20, no. 3, May/June 1984

[3] Akagi H., Nabae A., Atoh S.: „Control strategy of active power filters using multiple voltage–source PWM converters”, IEEE Trans. on Industry Applicati

przemiennego i metody jego poprawy”, Oficyna Wydawnicza Politechniki WarszawskWarszawa 2000

[10] www.lpqi.org

136

#6 Tarnów

Documents

Transcript of #6 Tarnów