#2 Lodz

Seminarium nt.

Europejski ProgramLeonardo da Vinci

LEONARDO POWER QUALITY INITIATIVE

Łódź, 9 czerwca 2003

POLSKIE PARTNERSTWOJAKOŚCI ZASILANIA

ISBN 83-914296-5-2

50-136 Wrocław, Pl. 1 Maja 1-2www.miedz.org.pl

ZABURZENIA W NAPIĘCIUZASILAJĄCYM

SEMINARIUM „Zaburzenia w napięciu zasilającym”

Łódź, 9 czerwca 2003

z cyklu „Polskie Partnerstwo Jakości zasilania” zorganizowane w ramach

„Europejskiego Programu Leonardo da Vinci” jako forma realizacji projektu „Edukacyjny Program Jakości Zasilania Leonardo”

Leonardo Power Quality Initiative

ORGANIZATORZY:

POLSKIE CENTRUM PROMOCJI MIEDZI S.A., WROCŁAW

STOWARZYSZENIE ELEKTRYKÓW POLSKICH ODDZIAŁ W ŁODZI

WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI I ELEKTRONIKI POLITECHNIKI ŁÓDZKIEJ

INSTYTUT ELEKTROENRGETYKI POLITECHNIKI ŁÓDZKIEJ

ZESPÓŁ ELEKTROCIEPŁOWNI ŁÓDZKICH S.A.

Semnarium „Zaburzenia w napięciu zasilającym”, Łódź, 9 czerwca 2003 zorganizowano pod patronatem Centrum Promocji Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej (JUEE), AGH Kraków WYDAWNICTWO INSTYTUTU ELEKTROENERGETYKI

POLITECHNIKI ŁÓDZKIEJ, 2003 ISBN 83–914296–5–2 Redakcja, opracowanie graficzne i skład: Ryszard Pawełek Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej

KOMITET NAUKOWY: Przewodniczący: prof. dr hab. Franciszek MOSIŃSKI Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej Sekretarz naukowy: dr inż. Ryszard PAWEŁEK Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej prof. dr hab. Andrzej MATERKA Dziekan Wydziału Elektrotechniki i Elektroniki PŁ

ł

ł

ł

prof. dr hab. Maciej PAWLIK Dyrektor Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej mgr inż. ANDRZEJ BOROŃ Prezes Oddziału Łódzkiego SEP prof. dr hab. Zbigniew Hanzelka Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie prof. dr hab. Micha Jabłoński Politechnika Łódzka dr inż. Andrzej KANICKI Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej dr inż. Rozmysaw MIEŃSKI Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej dr inż. Ivo PINKIEWICZ Instytut Energetyki – Oddział Transformatorów mgr inż. Micha RAMCZYKOWSKI Polskie Centrum Promocji Miedzi S.A., Wrocław mgr inż. Roman TARGOSZ Polskie Centrum Promocji Miedzi S.A., Wrocław dr inż. Irena WASIAK Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej

SPIS TREŚCI

1. Targosz R.: Jakość energii elektrycznej – Edukacja przez Internet – Europejski Program „Leonardo Power Quality Initiative” ----------------------- 7

2. Hanzelka Z.: Zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu -------------------- 13

3. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Jakość energii elektrycznej - parametry, pomiary i ocena --------------------------------------------------------------------------- 35

4. Wasiak I.: Asymetria napięć i prądów ----------------------------------------------- 63

5. Kanicki A.: Regulacja napięcia -------------------------------------------------------- 73

6. Pinkiewicz I.: Przyczynek do rejestracji zaburzeń w liniach niskiego napięcia jednego z zakładów energetycznych -------------------------------------------------- 95

7. Miłosz A.: Przyrządy do badania jakości energii elektrycznej ------------------ 101

8. Gajek K., Ścibiorek P.: Występowanie wyższych harmonicznych w sieci zakładu energetycznego „Łódź-Teren” S.A. ----------------------------------------- 113

9. Jakubowski K.: Wyższe harmoniczne w sieci elektrociepłowni ----------------- 117

ZABURZENIA W NAPIĘCIU ZASILAJĄCYM seminarium z cyklu

POLSKIE PARTNERSTWO JAKOŚCI ZASILANIA Łódź, 9 czerwca 2003 r.

JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ – EDUKACJA PRZEZ INTERNET –

EUROPEJSKI PROGRAM „LEONARDO POWER QUALITY INITIATIVE”,

Roman Targosz Polskie Centrum Promocji Miedzi S.A., Wrocław

1. WPROWADZENIE Dzisiejsze spotkanie zorganizowane jest w ramach cyklu seminaryjnego Polskiego

Partnerstwa Jakości Zasilania LEONARDO. Jest ono częścią nowego systemowego podejścia do wiedzy na temat jakości zasilania. Inicjatywa ta wspierana przez Komisję Europejską, Europejski Instytut Miedzi, objęta Polskim Partnerstwem Jakości Zasilania. Poniżej wymienione są instytucje sprawujące patronat nad tą inicjatywą.

Europejski Program Leonardo da Vinci

Edukacyjny Program Jakości Zasilania Leonardo

Europejski Instytut Miedzi

Polskie Centrum Promocji Miedzi

NAPIĘCIU ZASILAJĄCYM”, Łódź, 9 czerwca 2003 r. 7

2. 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.

3. 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.

4. 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.

Strona 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 specjalistów1.

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

Program umożliwiający uzyskanie certyfikatu po ukończeniu kursu korespondencyjnego i zdaniu testu1.

5. DEFINICJA JAKOŚCI ENERGII Zbiór warunków, które umożliwiają funkcjonowanie systemów elektrycznych zgodnie z ich przeznaczeniem bez widocznej utraty cech funkcjonalnych i trwałości.

C. Sankaran 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

1 efekty te, jak i projekt są rozwijane etapami i większość z nich będzie w pełni dostępna w latach 2003 - 2004.

8 Seminarium "ZABURZENIA W

http://www.lpqi.org/

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.

6. PORADNIK JAKOŚCI ZASILANIA


Obecnie w języku polskim dostępne są następujące części poradnika: 1.1. Wstęp 1.2. Poradnik samodzielnej oceny jakości zasilania 2.1. Koszty niskiej jakości zasilania 3.1. Przyczyny powstawania i skutki działania 3.2.2. Rzeczywista wartość skuteczna - jedyny prawdziwy wyznacznik 3.3.3. Filtry aktywne 4.1. Odporność, Pewność, Redundancja Zasilania 5.1. Zapadły napięcia - Wprowadzenie 5.1.3. Wprowadzenie do asymetrii 5.2.1. Obsługa zapobiegawcza - Klucz do jakości zasilania 5.3.2. Zapobieganie zapadom napięcia 6.1. Systemowe Podejście do Uziemienia Nowe dwa gotowe pakiety poradnika (12 części – dostępne od maja 2003 w języku

angielskim) będą sukcesywnie tłumaczone na język polski. Obejmują on następujące pozycje: Business model for investing in PQ solutions (based on a Spanish survey, problems and solutions, cost-benefit analysis).

Model biznesowy do inwestycji w rozwiązania jakości zasilania (w oparciu o badania hiszpańskie)

Capacitor issues

Kondensatory Passive filters

A guide to the application of passive filters to remove or reduce harmonic currents in installations. Because of the potential interaction between filters and power factor correction capacitors the two subjects need to be treated together.

Filtry Pasywne Neutral Sizing

A composite view of neutral sizing practice, strongly anchored to 60384 guidance and incorporating other guidance from other countries. Focus on the practical guidance and seeks explaining rather than regulating.

Wymiarowanie przewodu neutralnego Reliability of electrical energy supply - general information

The design of electrical power supply systems is a compromise between the interests of comsumers - reliability and quality of supply - and those of the supply industry - realistic investment levels and operating costs. The flexibility allowed to deviate from 'perfect' power quality should be used to allow cheaper and simpler supply systems; it should not wasted by permitting poor maintenace and operating procedures.

Niezawodność zasilania – informacje podstawowe Resilient design for IT-intensive building (case study)

An IT-intensive bank building in Milan was rewired totally, to solve PQ problems. All loads were divided in 3 types: normal (49%), preferential (13%), privileged (38%). Each type of load receives a different level of power quality. The case includes an economic analysis.


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

Voltage sag case study in the textile manufacturing sector

Studium przypadku – zapady napięcia w sektorze produkcji dzianiny Earthing systems

Basic definitions and parameters. Ground properties. Kinds of earthing systems depending on its function; earth as part of electrical network, protective, lighting, auxiliary. Typical constructions. Measuring methods of earth parameters.

Systemy uziemień EMC measures for large buildings

Rozwiązania EMC w dużych budynkach EMC and TN-C versus TN-S systems

EMC a system TN-C czy TN-S

7. STRONA INTERNETOWA

http://www.lpqi.org

8. 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 LEONARDO.

Zapraszamy do korzystania z projektu.



ZAPADY NAPIĘCIA I KRÓTKIE PRZERWY W ZASILANIU

Zbigniew HANZELKA

Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. WSTĘP 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.

2. DEFINICJE

Zapad napięcia

Nagłe zmniejszenie się napięcia w sieci elektrycznej poniżej zadanej wartości progowej, w czasie nie krótszym niż 10 ms, zakończone powrotem napięcia do wartości równej lub bliskiej wartości początkowej. Zapad napięcia najczęściej charakteryzowany jest poprzez czas trwania i napięcie resztkowe (także amplitudę zapadu – rys. 1). Wartość progowa jest wartością skuteczną napięcia określoną w celu wyznaczenia początku i końca zapadu. Może być wyrażona w V lub w jednostkach względnych (procentach) napięcia referencyjnego.

Krótka przerwa w zasilaniu

Nagłe zmniejszenie się napięcia we wszystkich fazach sieci elektrycznej poniżej wartości progowej, zakończone powrotem napięcia do wartości równej lub bliskiej wartości początkowej. Krótka przerwa jest szczególnym przypadkiem zapadu napięcia.

Napięcie referencyjne (zapadu)

Wartość odniesienia, w stosunku do której, podawane są w jednostkach względnych (procentach) amplitudy, progi i inne wielkości charakteryzujące zaburzenie (rys. 1).

U = 0

napięcie resztkowe czas trwania

d

napięcie f j

napięcie d kl

wartość progowa

Rys. 1. Amplituda i napięcie resztkowe zapadu napięcia. Jako wartość progową przyjęto przykładowo 0,9U.


Często jako napięcie referencyjne przyjmuje się znamionowe lub deklarowane napięcie systemu zasilającego. Może być ono także wyznaczane w przesuwnym oknie czasowych bezpośrednio przed wystąpieniem zapadu.

Wartość progowa początku zapadu

Skuteczna wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku zapadu. W typowych przypadkach wartość ta zawarta jest w przedziale 0,8-0,9 napięcia referencyjnego.

Wartość progowa końca zapadu

Skuteczna wartość napięcia określona w celu wyznaczenia końca zapadu. W typowych przypadkach wartość ta jest o (1-2 %) napięcia referencyjnego większa niż wartość progowa początku zapadu.

Wartość progowa przerwy w zasilaniu

Skuteczna wartość napięcia w systemie będąca minimalną wartością napięcia resztkowego definiująca zapad. Napięcie resztkowe (zapadu)

Minimalna skuteczna wartość napięcia zarejestrowana podczas zapadu lub krótkiej przerwy w zasilaniu (rys. 1).

Amplituda (zapadu napięcia)

Różnica pomiędzy napięciem referencyjnym i napięciem resztkowym podczas zapadu (rys. 1).

Czas trwania zapadu

Czas pomiędzy chwilą, w której napięcie w rozważanym punkcie systemu zasilającego zmaleje poniżej wartości progowej początku zapadu i chwilą, w której przekroczy ono wartość progową końca zapadu. W systemach wielofazowych przyjmuje się, że trójfazowy zapad zaczyna się w chwili, gdy wartość napięcia pierwszej zakłóconej fazy zmniejszy się poniżej wartości progowej początku zapadu i kończy się, gdy napięcia we wszystkich fazach będą równe lub większe od wartości progowej końca zapadu. (rys. 2)

3. ŹRÓDŁA ZAPADÓW NAPIĘCIA Główną przyczyną zapadów napięcia są zwarcia występujące w systemie

elektroenergetycznym. Wywołują przepływ bardzo dużych prądów i w następstwie duże spadki napięć na impedancjach sieci zasilającej. Są nieuniknionymi stanami pracy systemu. Mają wiele różnych przyczyn, lecz podstawową jest przekroczenie poziomu izolacji (często na skutek jej uszkodzenia lub w efekcie przepięć wywołanych np. stanami łączeniowymi lub wyładowaniami atmosferycznymi) pomiędzy dwoma przewodnikami, które powinny być od siebie odizolowane i pomiędzy którymi występuje różnica potencjałów.

Izolacja może ulec osłabieniu, uszkodzeniu lub zbocznikowaniu w następstwie czynników atmosferycznych tj. wiatr, śnieg, lód, kwaśne deszcze itp. Innymi przyczynami są: oddziaływania mechaniczne (wypadki motoryzacyjne, sprzęt budowlany, zwierzęta, drzewa rosnące w strefie linii energetycznej, akty wandalizmu i złej woli), awarie w elektrowniach, wypadki lub błędy w działaniu ludzi i urządzeń, siły wyższe itp. Szczególnie narażonymi na działanie tych czynników sprawczych są linie napowietrzne.


Rys. 2. Czas trwania i amplituda zapadu w sieci trójfazowej.

(jako wartość progową przyjęto przykładowo 90 %Uref.) Typowa sieć elektroenergetyczna wraz z generatorami, odbiornikami i impedancjami

sprzęgającymi, stanowi zintegrowany systemem dynamiczny – każda zmiana napięcia, prądu, impedancji itd. w dowolnym jego punkcie wywołuje bezzwłocznie zmiany stanu w pozostałych punktach systemu. W miejscu zwarcia napięcie maleje do zera. Równocześnie w nieomal wszystkich innych punktach systemu ulega zmianie w stopniu zależnym najczęściej od „elektrycznej” odległości od miejsca zwarcia.

Większość systemów zasilających jest trójfazowa. Zwarcie może wystąpić pomiędzy fazami, pomiędzy fazą i przewodem neutralnym lub faza i ziemią. Może dotyczyć jednej lub więcej faz.

Systemy zasilające są wyposażone w urządzenia zabezpieczające służące do odłączenia zwartego obwodu od źródła zasilania. Gdy to nastąpi, napięcie, w każdym punkcie z wyjątkiem odłączonego obwodu, powraca do wartości zbliżonej do tej, która poprzedzała chwilę wystąpienia zwarcia. Pewne rodzaje zwarć zanikają samoczynnie przed trwałym odłączeniem linii.

Załączanie dużych odbiorników, rozruchy dużych silników przyłączonych do końców długich linii zasilających, zmienność mocy (szczególnie biernej) charakterystyczna dla pewnej kategorii urządzeń i instalacji (silniki o zmiennym obciążeniu i/lub prędkości, piece łukowe, sprzęt spawalniczy itp.) może także wywołać zmiany prądu podobne w skutkach do stanów zwarciowych. Oddziaływanie tej kategorii odbiorów powinno być jednakże ograniczone do akceptowalnego poziomu poprzez warunki techniczne ich przyłączenia zależne od aktualnego stanu sieci zasilającej, a wydawane przez jej operatora.


3.1. Czas trwania zapadu napięcia Jest on zdeterminowany głównie szybkością działania urządzeń zabezpieczających. Są nimi

bezpieczniki i wyłączniki sterowane za pomocą różnego rodzaju przekaźników. Te ostanie posiadają często charakterystykę odwrotnie proporcjonalną tzn. im mniejszy prąd zwarcia (najczęściej bardziej odległe zwarcie) tym dłuższy czas wyłączenia. Podobną charakterystykę mają bezpieczniki. Charakterystyki i nastawy obydwu rodzajów urządzeń zabezpieczających są stopniowane i koordynowane tak, aby zwarcie stwierdzone przez kilka urządzeń zabezpieczających zostało wyeliminowane w najbardziej właściwym punkcie systemu (najczęściej najbliżej miejsca zwarcia).

Wiele zwarć jest eliminowanych w czasie 100-500 ms. Krótsze czasy można osiągnąć w przypadku zwarć w liniach przesyłowych, podczas gdy zwarcia w sieciach rozdzielczych mogą być eliminowane wolniej.

Czasy występowania zaburzeń powodowanych przez inne niż zwarcie czynniki sprawcze zależą od indywidualnych przypadków.

Pewne rodzaje odbiorników np. silniki, wywołują przepływ dużego prądu łączeniowego podczas powrotu napięcia po zakończeniu zaburzenia. Skutkuje to przedłużeniem czasu trwania zapadu.

3.2. Wartość zapadu napięcia

Zależna jest od „elektrycznej” odległości rozważanego punktu systemu w relacji do miejsca

zwarcia i źródła (źródeł) zasilania.

Z2 Z1 O2O1 ZW S

US = 1 UZW = 0

321

3201 ZZZ

ZZU

++

+=

321

302 ZZZ

ZU

++=

Rys. 3. Zapady napięcia w punktach O1 i O2 dla bezimpedancyjnego zwarcia w punkcie ZW i zastępczego źródła zasilania S

System zasilający w przypadku bezimpedancyjnego zwarcia można przedstawić za pomocą

prostego jednofazowego schematu zastępczego jak na rysunku 3. Wartość napięcia w rozważanym punkcie (np. O1 lub O2) zależy od zastępczych impedancji łączących ten punkt z miejscem zwarcia i źródłem zasilania. W zależności od wzajemnej relacji ich wartości, amplituda zapadu napięcia może zmieniać się w przedziale 0-100 %.

Im bliżej rozważanego punktu zlokalizowane jest miejsce zwarcia, tym mniejsza jest wartość napięcia resztkowego. Z drugiej strony, im rozważany punkt znajduje się bliżej źródła zasilania (ogólnie źródła energii, którym może być także bateria kondensatorów, akumulatorów, maszyna wirująca itp.) tym mniejsza jest redukcja napięcia podczas zaburzenia.

Zwarcie występujące w systemie przesyłowym daje w efekcie zapad napięcia odczuwany na bardzo dużym obszarze, w promieniu nawet setek kilometrów. Znacznie mniejszy jest obszar


rozprzestrzeniania się skutków zwarć w sieciach rozdzielczych. Wartość zaburzenia będzie w tym przypadku silnie łagodzona poprzez sąsiednie obwody.

W przypadku, jeżeli rozważany punkt zostanie zlokalizowany w pobliżu odbiorcy, wówczas zwarcia w jego instalacji mogą dać w rezultacie zapady o amplitudach przekraczających tę, która spowodowana jest zwarciami w sieci rozdzielczej lub przesyłowej.

3.3. Połączenie uzwojeń transformatorów i odbiorników

Wartość amplitudy zapadu zależy także od rodzaju zwarcia oraz skojarzenia uzwojeń

transformatora (transformatorów) znajdujących się pomiędzy miejscem zwarcia i rozważanym punktem systemu zasilającego. Które fazy zostały poddane zburzeniu - przyczynie zapadu, jak przyłączony jest przyrząd pomiarowy, jakie jest skojarzenie uzwojeń transformatora – to czynniki mające istotny wpływ na negatywne skutki zaburzenia. Przykładowo, w przypadku transformatora obniżającego o skojarzeniu Dyn lub Dy, jednofazowe zwarcie na stronie pierwotnej (w pierwszej fazie zapad o napięciu resztkowym równym 0 V) wywołuje po stronie wtórnej zapady w dwóch fazach, każdy o napięciu resztkowym równym 58 % (tablica 1).

W praktyce, odbiorniki czułe na zapady napięcia (przekształtniki, regulowane napędy, silniki, sprzęt kontrolny itp.) są często w instalacjach przemysłowych przyłączane pomiędzy fazy. Będą one doświadczały zapadów napięcia, które występują w napięciach międzyfazowych, a nie fazowych. W takich przypadkach należy indywidualnie rozstrzygać sposób przyłączenia przyrządu pomiarowego do rejestracji zaburzenia.

Tablica 1. Napięcia na wtórnej stronie transformatora podczas jednofazowego zwarcia na stronie pierwotnej

Skojarzenie uzwojeń

transformatora

Napięcia faza-punkt neutralny

Napięcia międzyfazowe

U1 U2 U3 U12 U23 U31

Ynyn lub Yny 0,0 1,0 1,0 0,58 1,0 0,58 Yy, Yyn lub Dd 0,33 0,88 0,88 0,58 1,0 0,58 Ynd lub Yd ----- ----- ----- 0,33 0,88 0,88 Dyn lub Dy 0,58 1,0 0,58 0,88 0,88 0,33 UWAGA: Duże litery odnoszą się do uzwojenia pierwotnego (źródła zasilania), a małe litery dotyczą uzwojeń wtórnych (odbiorniki). N lub n oznacza uziemiony punkt neutralny po stronie pierwotnej lub wtórnej transformatora.

3.4. Krótkie przerwy w zasilaniu Działanie bezpiecznika lub wyłącznika odłącza część systemu od źródła zasilania. W

przypadku radialnego systemu, oznacza to przerwę w zasilaniu dla wszystkich odbiorców poniżej punktu przerwania obwodu. W przypadku sieci oczkowej, dla eliminacji zwarcia, konieczna jest przerwa w więcej niż jednym punkcie. Odbiorcy przyłączeni do odłączonego segmentu sieci doświadczą przerwy w zasilaniu.

W systemie zasilającym stosowany jest układ samoczynnego ponownego załączania (SPZ). Celem jego działania jest przywrócenie, z minimalnym czasem opóźnienia, normalnej nie zaburzonej pracy systemu w przypadku, gdy zwarcie miało przejściowy charakter. Operacja ponownego załączenia może być ponawiana kilkakrotnie (w zależności od przyjętej praktyki eliminacji zwarć), aż do samoczynnej eliminacji zwarcia lub do pozostawienia wyłącznika w stanie otwartym, jeżeli zwarcie ma charakter trwały. Należy zauważyć, że każda operacja łączenia systemu SPZ na zwarty obwód daje w rezultacie zapad napięcia.


Niezależnie od działań izolujących miejsce zwarcia, podejmowane są często dalsze operacje łączeniowe, ręczne lub automatyczne, w celu redukcji liczby odbiorców doświadczających przerwy w zasilaniu.

Tak więc pojedyncze zwarcie może rozpocząć złożoną sekwencje łączeń, powodujących u odbiorców serię przerw o różnym czasie trwania. W zależności od struktury sieci, lokalizacji indywidualnych odbiorców względem miejsca zwarcia i czasu działania zabezpieczeń, część odbiorców doświadczy niewielkich zapadów, natomiast część odzyska zasilanie dopiero po zakończeniu usuwania awarii, co niekiedy może trwać bardzo długo.

Przerwy o czasie trwania do 1 min są typowo klasyfikowane jako krótkie.

3.5. Przykładowe zwarcie w sieci SN Rysunek 4 przedstawia zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu będące efektem zwarcia

w linii zasilającej SN. Przedstawiono trzy przypadki: • zwarcie zanikające po pierwszym zadziałaniu SPZ • zwarcie zanikające po drugim zadziałaniu SPZ • zwarcie trwałe. Dla każdego przypadku przedstawiono zapady i przerwy w zasilaniu doświadczane przez

dwóch odbiorców: jednego zasilanego z zwartej linii, poniżej miejsca zwarcia oraz drugiego zasilonego z równoległej linii.

4. SKUTKI ZAPADÓW NAPIĘCIA I KRÓTKICH PRZERW W ZASILANIU Podczas trwania zaburzenia, źródła zasilania, które w normalnych warunkach dostarczają

energię do urządzenia nie wypełniają swojej funkcji, lub wypełniają ją w ograniczonym zakresie. Redukcja napięcia lub jego zanik powoduje, że sprzęt nie otrzymuje ilości energii potrzebnej do prawidłowego funkcjonowania. Prowadzi to w konsekwencji do degradacji jego pracy, w krańcowym przypadku do przerwy w działaniu. Często stosowane są układy zabezpieczające, które odłączają zasilanie w przypadku, gdy napięcie zmniejszy się poniżej zadanego poziomu. Takie zabezpieczenie może zmienić zapad napięcia w długą przerwę w zasilaniu. Nie jest ona bezpośrednio spowodowana zapadem, lecz jest efektem zamierzonego, planowego działania urządzeń zabezpieczających.

Bezpośredni techniczny skutek zależy, z pośród wielu innych czynników, przede wszystkim od wartości amplitudy zapadu i czasu jego trwania.

Odbiornik może zostać odłączony przez układy zabezpieczające lub jego praca może być niewłaściwa, jeżeli napięcie osiągnie zbyt małą wartość lub jeżeli zapad będzie trwał zbyt długo. Efekty takiego przypadku mogą być bardzo znaczące z ekonomicznego punktu widzenia. Składają się na nie: utrata produkcji, koszt ponownego uruchamiania proces technologicznego (szczególnie istotne w przypadku ciągłych procesów produkcyjnych gdzie czas potrzebny na ponowne uruchomienie technologii jest z reguły bardzo długi), zniszczony sprzęt i materiał, obniżona jakość lub zniszczony produkt, opóźnienie dostawy, zmniejszenie satysfakcji klienta, zmniejszenie wartości mocy dostarczanej do odbiorcy itp. Uwzględnić należy również stres i brak motywacji pracowników (jeżeli ich wynagrodzenie jest uzależnione od wielkości produkcji). Te koszty mogą i prawdopodobnie będą wpływać na pozycję zakładów energetycznych w warunkach rynku energii, bowiem odbiorca może szukać alternatywnego źródła zasilania - lokalnego źródła energii.


WN

SN

odbiorca 2odbiorca 1

zwarta linia

500 ms200 ms0

t

U1

IN

t

I1

odbiorca 1

t2t1

na szynach

t0

t

U2

odbiorca 2

(a) zwarcie przemijające

t

15-30 s1 s

zwarta linia

500 ms200 ms0

t

U1

IN

t

I1

odbiorca 1

t2t1

na szynach

t0

U2

odbiorca 2

t3 t4

(b) zwarcie przemijające po zadziałaniu


t4t3

t

15-30 s1 s

zwarta linia

500 ms200 ms 0

t

U1

IN

t

I1

odbiorca 1

t2t1

na szynach

t0

U2

odbiorca 2

(c) zwarcie trwałe

500 ms

t5

t0 - - chwila wystąpienia zwarcia t0- t1 - czas detekcji zwarcia oraz zwłoka w zadziałaniu wyłącznika t1- t2 - otwarcie wyłącznika t2 - - eliminacja zwarcia (dla zwarcia przemijającego).

Rys. 4. Zapady napięcia i przerwy w zasilaniu wywołane zwarciem w sieci SN (podane na rysunku czasy mają jedynie znaczenie informacyjne)

4.1. Sprzęt informatyczny/układy sterowania Układy mikroprocesorowe stosowane obecnie powszechnie do sterowania złożonych

procesów technologicznych są wyjątkowo czułe na zapady napięcia. Nieprawidłowości ich pracy mogą spowodować przerwanie procesu nawet, jeżeli np. napędy i inny „siłowy” sprzęt jest odporny na te zaburzenia. Najpowszechniej występującymi skutkami są: brak transmisji sygnałów lub błędy w ich przekazie. Większość sprzętu informatycznego ma wbudowane detektory uszkodzeń i zewnętrznych zaburzeń w celu ochrony danych w wewnętrznej pamięci (w tym również programowo zapisaną procedurę reakcji na zapady i krótkie 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 stopniowe zmniejszanie napięcia zasilającego. Wówczas stałe napięcie wyjściowe zasilaczy może zmniejszyć się do poziomu niższego niż minimalne dopuszczalne napięcie pracy, zanim detektor uszkodzenia zostanie pobudzony. W efekcie dane będą utracone lub błędne. Po powrocie napięcia sprzęt taki może nie być zdolny do poprawnego ponownego startu i może wymagać przeprogramowania. Z tego powodu dla sprzętu informatycznego podano w przedmiotowych standardach szczegółowe procedury testowania odporności na omawiany rodzaj zaburzenia. O odporności sprzętu komputerowego na zmiany wartości skutecznej napięcia informuje tzw. charakterystyka ITIC1 (dawniej CBEMA2) przedstawiona na rysunku 53. Na osi poziomej 1 Opublikowana przez Information Technology Industry Council (ITIC) – http://www.itic.org. 2 Opracowa przez Computer Business Manufactureres Association. 3 Innymi znanymi charakterystykami są SEMI F-42 i F-47 dla sprzętu półprzewodnikowego opracowane przez

Semiconductor Equipment and Materials International Group.


zaznaczony jest czas występowania zaburzenia w ms i okresach przebiegu składowej podstawowej napięcia, natomiast na osi pionowej wartość skuteczna napięcia wyrażona w procentach napięcia znamionowego. Widać wyraźnie, że odporność sprzętu (gwarantowana dla zaburzeń zawartych pomiędzy gałęziami charakterystyki) silnie zależy od czasu trwania zapadu. Zgodnie z tą charakterystyką sprzęt informatycznego (komputery, elementy sieci komputerowych itp.) powinien być zdolny do tolerowania ustalonych zmian napięcia zawartych w przedziale 90-110 % wartości znamionowej.

Rys. 5. Charakterystyka ITIC dla sprzętu informatycznego Sterowanie realizowane przez programowalne sterowniki logiczne PLC (ang. Programmable

Logic Controller) można przedstawić w postaci czterech podstawowych kroków funkcjonalnych: czytanie danych wejściowych (moduł wejściowy); rozwiązywanie programu sterowania (CPU); samodiagnostyka (CPU); modyfikacja stanów wyjść zgodnie z programem (moduł wyjściowy). Zapady napięcia mogą oddziaływać na CPU, karty I/O i także na poziomy logiczne PLC podczas realizacji każdego z wyróżnionych kroków. Każde z tych potencjalnych miejsc zakłócenia może przerwać ciągłość całego procesu technologicznego. Czas cyklu, czyli czas potrzebny do realizacji wszystkich czterech kroków może nie przekraczać kilkunastu ms, a więc może być współmierny z czasem występowania zaburzeń.

Jednym ze „słabszych” elementów w PLC jest jego zasilacz. Jest to typowy układ zasilany napięciem przemiennym, które przekształca (najczęściej impulsowo) w napięcie stałe zasilające pozostałe elementy PLC. Odporność zasilacza zależy głównie od wymaganego stopnia stabilizacji stałego napięcia wyjściowego oraz od energii zgromadzonej w jego kondensatorach. Niekiedy urządzenia I/O są lokalizowane w pobliżu urządzeń wykonawczych 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 za pomocą UPS, natomiast nie zawsze jest tak w przypadku koncentratorów.

System I/O tworzy interface pomiędzy urządzeniami peryferyjnymi – zewnętrznymi a sterownikiem. Wejściowe urządzenia tj. przyciski, czujniki są hardwerowo połączone z sterownikiem. Powszechny jest dyskretny charakter wejść. Napięcia progowe w oparciu o które ustalona jest wartość sygnału logicznego – 0 lub 1 – nie są normalizowane. Np., jeżeli zapad


napięcia spowoduje w czasie kilku okresów obniżenie wartości sygnału wejściowego, może wyniknąć problem właściwego rozpoznania stanu logicznego.

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 działanie analogiczne do skutków jego celowego uaktywnienia.

4.2. Styczniki i przekaźniki

Są stosowane do łączenia lub rozłączania zarówno obwodów mocy jak i sterowania.

Niezależnie od aplikacji występuje zawsze problem, gdy stycznik/przekaźnik rozłączy się w sposób nieplanowany podczas zaburzenia elektromagnetycznego. Prowadzi to zwykle do niekontrolowanego przerwania procesu. Wielu wytwórców podaje, że ich styczniki odpadają przy 50 % napięcia znamionowego UN, jeżeli te warunki trwają dłużej niż jeden okres. Te dane zmieniają się w zależności od producenta, lecz w praktyce nieprawidłowość ich działania występuje często już przy 70 %UN lub więcej.

4.3. Silniki asynchroniczne

Są z reguły zabezpieczone swoją inercją (oraz inercją napędzanego agregatu) przed skutkami

krótkich zmian napięcia, z wyjątkiem zapadów lub przerw o większych wartościach (amplitudy i czasu trwania), które mogą spowodować niepożądane zaburzenia w ich pracy. W efekcie zapadu następuje początkowo redukcja wartości momentu elektromagnetycznego i w konsekwencji zmniejszenie prędkości. Ustala się nowy punkt równowagi pomiędzy momentem silnika (osiąganym przy większym prądzie) i momentem obciążenia. Zapad o amplitudzie mniejszej niż około 30 % nie ma najczęściej w praktyce znaczącego wpływu na pracę silnika asynchronicznego. Moment silnika podczas takich zaburzeń jest z reguły większy lub równy momentowi obciążenia. Przeciwnie, dla większości zapadów napięcia o amplitudzie większej niż 30 % moment silnika może być mniejszy niż moment obciążenia. Wówczas silnik redukuje prędkość, a stopień redukcji zależy od amplitudy i czasu trwania zapadu podobnie jak od inercyjności wirującego systemu.

Ponowny rozruch po zaniku zaburzenia wymaga, podczas wzrostu prędkości, dużego prądu i powoduje wydłużenie czasu zapadu (ponad czas zaburzenia). Jest to rezultat obniżenia napięcia na skutek dużej wartości prądu, co utrudnia lub niekiedy może nawet uniemożliwić ponowny rozruch. Wartość prądu jest tym bliższa prądowi rozruchu im większy poślizg wystąpił na końcu zapadu.

4.4. Silniki synchroniczne

W przemyśle są stosowane prawie wyłącznie jako układy napędowe o stałej prędkości. Ze

względu na ich moc zasilane są z sieci SN. W zależności od amplitudy i czasu trwania zaburzenia skutkiem może być przejściowe przetężenie prądowe i w granicznym przypadku utrata synchronizmu. Wówczas musi być przeprowadzony złożony proces ponownego rozruchu.

Maszyna synchroniczna może tolerować krótkotrwale większe zmiany napięcia (o amplitudzie nawet do 40 %) ze względu na: inercję związaną z jej zazwyczaj dużą mocą, możliwość przewzbudzenia i proporcjonalność momentu silnika do napięcia w pierwszej potędze. Praca silnika synchronicznego jest definiowana na wyjściu przez moment i prędkość, a na wejściu przez napięcie i moc czynną. Strumień, moc czynna i kąt mocy silnika są zmiennymi sprzężonymi z napięciem i momentem. Redukcja napięcia może prowadzić do ustalenia nowego stabilnego punktu pracy w reakcji na zapad napięcia.

Wzrost odporności tych maszyn można uzyskać przez: ustalenie właściwego poziomu pobudzenia zabezpieczenia prądowego tak, aby dopuszczało ono większe przeciążenia oraz zagwarantowanie odpowiedniego, regulowanego prądu wzbudzenia utrzymującego maszynę w stanie synchronizmu.


Zachowanie się tych maszyn jest złożone i każdy przypadek powinien być traktowany indywidualnie. Stąd przeprowadzane testy i pomiary oraz badania symulacyjne dla identyfikacji zachowania się maszyny podczas zaburzenia i wyboru właściwego i skutecznego sposobu zwiększenia jej odporności. 4.5. Regulowane napędy elektryczne

Stanowią jeden z największych problemów, jeżeli chodzi o zapady napięcia i krótkie przerwy

w zasilaniu. Są szczególnie czułe na ten rodzaj zaburzenia, a ich często znaczące moce jednostkowe czynią wszelkie sposoby redukcji skutków problemem trudnym technicznie i najczęściej kosztownym. Problem dotyczy nie tylko negatywnych efektów oddziaływania na napędy, lecz także oddziaływania na całe elektromagnetyczne i technologiczne środowisko, którego są częścią składową. Skutek jest natychmiastowy, nie tak jak dla innych rodzajów zaburzeń np. harmonicznych, asymetrii itp.

W ich przypadku charakteryzowanie zapadu napięcia jedynie w układzie współrzędnych: amplituda zapadu-czas trwania jest często 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 (rys. 6). Dodatkowo ta uproszczona charakterystyka nie uwzględnia także niesinusoidalnej natury przebiegu napięcia podczas zaburzenia.

Rys. 6. Wpływ zapadu napięcia na fazę napięcia zasilającego Napędy prądu stałego i przemiennego reagują różnie na zapady napięcia, różnią się bowiem

topologią części siłowej i układami sterowania (zarówno softwarem jak i hardwarem)4. Są trzy główne przyczyny, które sprawiają, że napędy są czułe na zapady napięcia.

Pierwsza to zasilanie układu sterowania napędu. Jeżeli zasilacze nie są w stanie zapewnić wystarczającego poziomu napięcia, wówczas napęd musi być wyłączony ze względu na groźbę utraty kontroli nad jego pracą.

Druga grupa problemów dotyczy możliwych nieprawidłowości w pracy lub nawet groźby wystąpienia stanu awaryjnego w części siłowej układu w następstwie zaburzenia (np. przerzut falownikowy w napędzie prądu stałego).

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 zapad napięcia jest, prócz wielkości opisujących zaburzenie, także funkcją rodzaju (typu) obciążenia oraz parametrów napędu. Pewne procesy (układy wentylatorów, dmuchaw itp.) mogą tolerować nawet znaczące zmniejszenie prędkości i momentu silnika. Inne takich zmian nie dopuszczają. Wiele procesów przemysłowych wymaga precyzyjnej i dokładnej 4 Nie ma obecnie standardu, który charakteryzowałby reakcję regulowanych napędów na zapady napięcia i krótkie

przerwy w zasilaniu.


kontroli parametrów tj. ciśnienie, temperatura, przepływ. Ponieważ większość tych procesów jest napędzana przez silniki elektryczne, moment i prędkość silnika bezpośrednio wpływają na zmienne procesu.

4.6. Lampy wyładowcze

W przypadku popularnego obecnie typu oświetlenia - wysokoprężnych lamp sodowych,

przerwa w zasilaniu o czasie trwania około 2 okresów lub zapad do wartości 45 % napięcia znamionowego powoduje zgaśnięcie lampy. Musi upłynąć czas, od jednej do kilku minut po to, aby lampa mogła ostygnąć i aby mógł nastąpić jej ponowny zapłon. W przypadku lamp wyeksploatowanych wystarczy zapad o znacznie mniejszym napięciu resztkowym (np. do 85 % UN), aby lampa zgasła.

5. SPOSOBY POPRAWY

Standardowe podejście do kompatybilności elektromagnetycznej polega na koordynacji

dopuszczalnych poziomów emisji i odporności. Z jednej strony podejmowane są działania zmierzające do ograniczenia wytwarzanych zaburzeń elektromagnetycznych tak, aby nie przekroczyły one zadanych poziomów. Z drugiej strony dąży się do tego, aby sprzęt i instalacje poddane wpływowi tych zaburzeń wypełniały swoje funkcje, czyli posiadały wystarczający poziom odporności.

W przypadku zapadów napięcia, definiowanych w dwuwymiarowym układzie współrzędnych: napięcie resztkowe (amplituda)-czas trwania, dopuszczalne poziomy emisji i odporności muszą być określone dla obydwu współrzędnych.

Napięcie resztkowe zmienia swą wartość w przedziale od zera do bliskiej znamionowej, w zależności od względnego położenia rozważanego punktu sieci, miejsca zwarcia i źródeł generacji energii.

Czas trwania zapadu jest w dużym stopniu zależny od szybkości z jaką eliminowane jest zwarcie. Niezbędną cechą zabezpieczeń przeciwzwarciowych jest gradacja czasów zadziałania wyłączników, przekaźników itp. w celu odłączenia zwarcia w najbardziej odpowiednim punkcie systemu zasilającego. Oznacza to, że czas eliminacji zwarcia, a w konsekwencji czas trwania zapadu i krótkiej przerwy w zasilaniu zależy od miejsca, w którym wystąpiło zwarcie5.

Istnieją więc ograniczone możliwości wpływania na poziom zaburzenia. Można natomiast w pewnym stopniu zmniejszać częstość jego występowania, poprzez zwiększenie, w różny sposób, odporności sieci zasilającej na zwarcia.

Pewne urządzenia i instalacje posiadają zwiększoną odporność na zapady napięcia dzięki własnej inercyjności lub zgromadzonej w nich energii. Taką cechę można im nadać już na etapie projektowania.

Wśród technicznych działań zmierzających do zmniejszenia negatywnych skutków eliminacji zapadów i krótkich przerw w zasilaniu można wyróżnić:

- redukcję liczby zwarć, - redukcję czasu eliminacji zwarć, - zmianę konfiguracji systemu zasilającego, - włączenie specjalnych urządzeń pomiędzy sieć zasilającą i zaciski czułego sprzętu

(stabilizatorów napięcia), - zwiększenie odporności urządzeń.

5 Jeżeli zaburzenie jest spowodowane inną niż zwarcie przyczyną, czas trwania zapadu zależy od indywidualnych cech

jego źródła


5.1. Redukcja liczby zwarć Całkowita eliminacja zwarć nie jest oczywiście możliwa. Istnieją jednakże sposoby

pozwalające zasadniczo zmniejszyć ich liczbę, a w konsekwencji także częstość występowania zapadów napięcia oraz przerw w zasilaniu. Jest to bardzo efektywny sposób poprawy jakości zasilania i wielu odbiorców sugeruje jako oczywisty ten rodzaj działań w przypadku występowania rozważanych zaburzeń6. Przykładami są:

• zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi, • stosowanie izolowanych przewodów w liniach napowietrznych, • stosowanie regularnej przycinki drzew w strefie linii przesyłowej, instalowanie osłon przed

zwierzętami, • ekranowanie przewodów napowietrznych poprzez instalowanie dodatkowych przewodów

ekranujących, • zwiększenie poziomu izolacji, instalowanie liniowych odgromników, • zwiększenie częstości remontów i przeglądów technicznych, mycie izolatorów, • itp. •

5.2. Redukcja czasu eliminacji zwarcia Nie oznacza zmniejszenia liczby zwarć, lecz tylko złagodzenie ich skutków. Nie wpływa

także na liczbę lub czas trwania przerwy w zasilaniu. Ten ostatni jest bowiem zależny jedynie od szybkości z jaką następuje powrót zasilania. Szybka eliminacja zwarcia nie wpływa także na liczbę zapadów napięcia, lecz może znacząco ograniczyć czas ich trwania.

Podstawowy sposób redukcji czasu zwarcia polega na stosowaniu bezpieczników z ograniczeniem prądu. Są one zdolne do eliminacji zwarcia w czasie jednego półokresu. Zmniejszenie prądu zwarcia i skrócenie czasu jego występowania zasadniczo ogranicza czas trwania zapadu napięcia (rzadko więcej niż jeden okres).

Istnieją także łączniki, które nie oferują wprawdzie tak krótkich czasów reakcji, lecz znacząco zmniejszają wartość prądu zwarcia w czasie 1-2 okresach. Istotnym ograniczeniem stosowania tych rozwiązań (do sieci nn i SN) jest ich maksymalne napięcie pracy - kilkadziesiąt kV. Obecny stan rozwoju łączników półprzewodnikowych stwarza realne perspektywy ich zastosowania w przyszłości także w obwodach WN.

Czas eliminacji zwarcia to nie tylko czas potrzebny na otwarcie wyłącznika. To także czas niezbędny dla wypracowania decyzji odłączenia.

W systemie przesyłowym czas eliminacji zwarcia jest często determinowany przez ograniczenia przejściowej stabilności układu. Są one znacznie bardziej restrykcyjne niż ograniczenia termiczne w sieciach rozdzielczych. Wymagają krótszych czasów wyłączeń, rzadko przekraczających 200 ms. To sprawia, że dalsza redukcja czasów eliminacji zwarć jest bardzo trudna.

Zmniejszeniu podlega nie tylko bezpośrednio czasu eliminacji zwarcia, lecz także margines gradacji zabezpieczeń odległościowych. Nie należy zapominać, że utrata selektywności jest nieakceptowana. Prowadzi bowiem do odłączenia dwóch lub więcej podsystemów w tym samym czasie. Należy mieć także na uwadze, że szybsze wyłączniki są równocześnie bardzo drogie.

W sieciach najwyższych napięć stosowane są także dla eliminacji najbardziej powszechnych zwarć jednofazowe systemy ponownego załączania. Po stwierdzeniu takiego charakteru zwarcia następuje odłączenie tylko jednej zwartej fazy (opóźnienie około 100 ms) po czym po upływie pewnego czasu (np. około 1,5 s) następuje cykl pracy SPZ. System zabezpieczenia sieci przesyłowych przed zwarciami jest oparty na zastosowaniu przekaźników odległościowych, których

6 Takie możliwości są jednak ograniczone. Ze względu bowiem na inne skutki stanów zwarciowych (trwałe

uszkodzenia) energetyka na bieżąco, w ekonomicznie uzasadnionym stopniu, redukuje groźbę wystąpienia zwarć.


zasada działania uzależnienia czas aktywacji od lokalizacji zwarcia w systemie. Obliczenie impedancji pozwala określić odległość od miejsca zwarcia. W zależności od wyniku tych obliczeń wydawany jest rozkaz natychmiastowego wyłączenia (rozkaz pierwszego stopnia), jeżeli zwarcie znajduje się w pierwszych np. 80 % długości zabezpieczanej linii lub opóźniony rozkaz wyłączenia (drugiego stopnia), jeżeli zwarcie wystąpiło w większej odległości od rozważanego punktu.

5.3. Zmiana konfiguracji systemu zasilającego

Dzięki tym działaniom można uzyskać redukcję „ostrości” zjawiska, lecz dużym kosztem

szczególnie w systemach WN. Podstawową metodą przeciwdziałania zwarciom jest instalacja elementów redundancji. Do tych metod, szczególnie odpowiednich dla zapadów napięcia należą:

• instalowanie generatorów w pobliżu czułych odbiorów. Podtrzymają one napięcie podczas odległych zwarć. Redukcja napięcia jest równa procentowemu udziałowi generatora w prądzie zwarcia. W przypadku instalowania elektrowni np. pracującej w skojarzeniu, warto również w tym aspekcie rozważyć jej lokalizację.

• zwiększenie liczby szyn i rozdzielni w celu ograniczenia ilości odbiorców, którzy mogą potencjalnie doświadczyć skutki zaburzenia;

• instalowanie dławików zwarciowych w strategicznych punktach systemu w celu zwiększenia „elektrycznej” odległości od miejsca zwarcia. Nie należy jednakże zapominać, że to działanie może uczynić większym zapad napięcia dla innych odbiorców.

• zasilanie szyn z czułymi odbiorcami z kilku rozdzielni. Zapad napięcia w jednej będzie redukowany poprzez wpływ pozostałych. Im bardziej niezależne są te rozdzielnie, tym działanie jest skuteczniejsze. Najlepszy efekt redukcji można osiągnąć poprzez zasilenie z dwóch różnych systemów przesyłowych. Wprowadzenie drugiego zasilania zwiększa liczbę zapadów, lecz redukuje ich wartość (czas i amplitudę).

Liczba krótkich przerw może być zmniejszona poprzez przyłączanie mniejszej liczby

odbiorców do jednego wyłącznika (innymi słowy zwiększenie liczby wyłączników).

5.4. Instalowanie stabilizatorów napięcia Najpowszechniejszym sposobem redukcji skutków rozważanych zaburzeń jest stosowanie

dodatkowych urządzeń – stabilizatorów napięcia. Mogą być instalowane zarówno po stronie dostawcy jak i odbiorcy energii, lecz praktyka pokazuje, że znacznie częściej stosuje je ten ostatni. Poprawa warunków zasilania oraz zwiększanie odporności sprzętu są bowiem poza kontrolą odbiorcy.

Układy te można określić wspólnym mianem – układów o podwyższonych wskaźnikach energetycznych (UPPE). W tej grupie istnieje ogromna różnorodność rozwiązań szczegółowych.

Działanie takich urządzeń, przyłączanych pomiędzy zaburzone źródło zasilania i czuły sprzęt, polega w swej istocie na szybkim dostarczenie energii z alternatywnego źródła lub na adaptacji trybu ich pracy do krótkiej przerwy lub do ograniczonej wartości dostarczanej energii, gwarantując równocześnie krytycznemu odbiornikowi poprawne warunki zasilania.

Można mówić o dwóch rodzajach stosowanych rozwiązań technicznych: - układy gromadzące energię: jest ona następnie wykorzystywana do zasilania krytycznego

sprzętu podczas zaburzenia. Mogą być stosowane w przypadku zapadów napięcia o dowolnej wartości napięcia resztkowego, a także podczas przerw w zasilaniu. Poziom odporności sprzętu jest wówczas uzależniony od wartości zgromadzonej energii i wymagań energetycznych chronionego procesu. W wielu przypadkach należy rozważać jako krytyczny, także czas reakcji urządzenia kompensującego zaburzenie. Ponieważ proces gromadzenia energii jest z reguły bardzo kosztowny, stosowany jest w odniesieniu do tych urządzeń, które są szczególnie czułe. Przykładami tych


rozwiązań mogą być: bezprzerwowe układy zasilające (UPS), nadprzewodnikowe zasobniki energii elektrycznej (SMES – ang. Superconducting Magnetic Energy Storage), układy z kołem zamachowym, zespoły silnik-generator.

- układy nie posiadające możliwości gromadzenia energii: mogą być stosowane jedynie w celu redukcji skutków zapadów (nawet do 50 %), lecz nie przerw w zasilaniu. Różnią się pomiędzy sobą wartością zapadu napięcia, który może być przez nie kompensowany. W tych rozwiązaniach czas trwania zapadu nie jest krytycznym parametrem. Ich koszt jest z reguły mniejszy niż rozwiązań gromadzących energię. Przykładami takich rozwiązań mogą być:

− transformatory stabilizujące (w tym także ferrorezonansowe); − energoelektroniczne układy szybkiego przełączani źródeł zasilania – FTS (ang. Fast

Transfer Switching) − statyczne generatory prądów i napięć podstawowej harmonicznej tj: układy szeregowe (DVR – ang. Dynamic Voltage Restorer). Prócz stabilizacji napięcia

uzyskiwanej poprzez włączenie szeregowego źródła napięcia pomiędzy krytyczny odbiornik a zaburzone źródło zasilania, układy te mogą także wpływać na wartość reaktancji zastępczej sieci elektroenergetycznej, pełnić funkcję przesuwników fazowych, symetryzować, eliminować w aktywny sposób odkształcenie napięcia na zaciskach odbiornika itp.

układy równoległe: statyczne kompensatory (SVC – ang. Static VAR Compensator) wpływające na wartość i charakter (indukcyjny lub pojemnościowy) pobieranej mocy biernej, tym samym powodujące redukcję lub wzrost napięcia w rozważanym punkcie systemu zasilającego.

układy szeregowo-równoległe: uniwersalne kontrolery przepływu mocy.

5.5. Poprawa odporności sprzętu Jednym z rozwiązań, najkorzystniejszych ze względów technicznych i ekonomicznych, jest

stosowanie urządzeń o dostatecznym poziomie odporności, właściwym dla środowiska do pracy, w którym są one dedykowane. Jest to efektywna metoda eliminująca niepożądane wyłączenia będące skutkiem zapadów napięcia (w mniejszym stopniu przerw w zasilaniu). Coraz częściej odporność na określoną wartość i czas zapadu staje się podstawą oferty producenta przesądzającą o jego komercyjnym sukcesie. Korzystnym byłoby, aby producenci powszechnie określali w opisie danych technicznych produktu stopień jego odporności na zapady napięcia. Należałoby również wytypować pewne rodzaje odbiorników, które są szczególnie czułe i krytyczne ze względu na skutki ich błędnego zadziałania i te urządzenia w pierwszej kolejności wyposażyć w odpowiednie zabezpieczenia. Przed przyłączeniem czułego urządzenia należy ocenić poziom jego kompatybilności z siecią zasilającą. Możliwa procedura postępowania obejmuje trzy etapy:

- uzyskanie informacji o pracy systemu: spodziewanej liczbie zapadów i ich

charakterystyk. Jest kilka sposobów uzyskania takich danych: kontakt z dostawcą energii, monitorowanie zasilania w dłuższym okresie czasu, analiza zwarć itp. Dla uzyskania wiarygodnych informacji potrzebny jest pomiar zapadów w długim okresie czasu. Alternatywą jest zastosowanie statystycznych metod predykcji: wykorzystując model systemu oraz informacje dotyczące statystyki zwarć w różnych jego punktach można określić spodziewaną liczbę zwarć dla każdych szyn. Metody te nie wymagają długiego czasu, szybko dają końcowy rezultat. Są tak dokładne jak dokładny jest stosowany model oraz dane wejściowe.

- uzyskanie informacji o czułości sprzętu. Można je uzyskać od producenta, poprzez przeprowadzenie testów lub przyjmując typowe charakterystyki czułości. W praktyce odbiorca często dowiaduje się o ograniczonej odporności urządzenia, już po jego zainstalowaniu.

- określenie potencjalnego skutku. Jeżeli dwie poprzednie informacje są dostępne istnieje możliwości oceny potencjalnej groźby awarii sprzętu (częstości) oraz oceny ekonomicznego skutku


ich wystąpienia. Na tej podstawie można wybrać metodę postępowania: poprawa warunków zasilania, lepszy (mniej czuły) sprzęt, zastosowanie stabilizatora lub akceptacja istniejącej sytuacji.

W praktyce trudno jest uzyskać informacje od energetyki zawodowej oraz od producenta

sprzętu. Jest wiele przyczyn tego stanu. Jedną z nich jest stosowany bardzo różny, trudny do porównania opis zjawiska (brak znormalizowanego formatu charakterystyki), producenci dotychczas rzadko przeprowadzają takie badania. Ich stan wiedzy na temat charakterystyk odpornościowych sprzętu na skok np. fazy napięcia podczas zapadu czy niesymetyczny zapad jest najczęściej bardzo ograniczony.

Ze względu na fakt, że różne kategorie urządzeń różnie reagują na zapady, nie jest możliwe opracowanie i stosowanie jednego standardu definiującego czułość sprzętu stosowanego np. w przemyśle. Najbliższa unifikacji jest charakterystyka CBEMA i jej późniejsze modyfikacje.

Skutki zapadów i przerw w zasilaniu powinny być wzięte po uwagę na etapie konstruowania urządzenia, istnieje bowiem możliwość projektowania i produkcji sprzętu bardziej odpornego na omawiany rodzaj zaburzenia. Posiadanie podanych powyżej informacji pozwala zastosować właściwe, z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia (bez ponoszenia nadmiernych kosztów) sposoby uzyskania właściwego stopnia odporności.

Istnieje kilka podstawowych zasad, których przestrzeganie pozwala zwiększyć odporność urządzeń. Należą do nich:

• w przypadku urządzeń elektronicznych, komputerów, i sprzętu pomiarowo-regulacyjnego

instalowanie w obwodzie zasilaczy, kondensatorów o większej wartości; • dla urządzeń jednofazowych stosowanie zasilaczy prąd stały/prąd stały o bardziej

wyrafinowanej konstrukcji, dopuszczających, przy zachowaniu poprawności działania, znacznie większy przedział zmian napięcia wejściowego.

• konstruowanie urządzeń z elementów składowych o określonym wysokim poziomie odporności za zaburzenia – np. odpowiednie przekaźniki, styczniki itp.

6. KLASYFIKACJA WYNIKÓW POMIARÓW Dwuwymiarowy charakter opisu zaburzenia sugeruje dwuwymiarową macierz lub tablicę z

wierszami zawierającymi wartości napięcia resztkowego i kolumnami zawierającymi czas trwania zaburzenia.

Na podstawie doświadczeń europejskiej energetyki UNIPEDE zaproponowało sposób klasyfikowania zaburzeń w formie dwóch alternatywnych tablic – 2 i 3 wyznaczanych dla zadanego przedziału czasu np. 30 dni, ½ roku, rok itp. Jeżeli znana jest charakterystyka czułości sprzętu, tablica 3 pozwala przewidywać jak wiele nieprawidłowości może wystąpić w jego działaniu.

Podobne tablice są stosowane przy sporządzaniu raportów z pomiarów przeprowadzonych w wielu punktach. Wówczas każda kratka tablicy może zawierać:

- percentyl (najczęściej 95 %) z wszystkich zarejestrowanych zaburzeń - maksymalną wartość spośród zarejestrowanych zaburzeń - średnią liczbę zarejestrowanych zaburzeń - inne dane statystyczne. W przypadku, jeżeli pomiary są przeprowadzane w różnych sieciach (kablowych,

napowietrznych, mieszanych, nn, SN, WN itp.) tablice mogą być sporządzane oddzielnie dla każdej z nich.


Tablica 2. Klasyfikacja zapadów napięcia – wersja 1 Czas trwania Napięcie resztkowe u [%]

10 ms ≤ t < 20 ms

20 ms ≤ t < 100 ms

100 ms ≤ t < 500 ms

500 ms ≤ t < 1 s

1 s ≤ t < 3 s

3 s ≤ t < 20 s

20 s ≤ t < 60 s

60 s ≤ t < 180 s

90 > u ≥ 85 85 > u ≥ 70 70 > u ≥ 40 40 > u ≥ 10 10 > u ≥ 0 UWAGA 1: Wyniki pomiarów w pierwszej kolumnie i pierwszym wierszu są odpowiednio zwiększone przez przepięcia i zmiany obciążenia.

Tablica 3. Klasyfikacja zapadów napięcia – wersja 2

Czas trwania amplituda u* [%]

10 ms ≤ t < 20 ms

20 ms ≤ t < 100 ms

100 ms ≤ t < 500 ms

500 ms ≤ t < 1 s

1 s ≤ t < 3 s

3 s ≤ t < 20 s

20 s ≤ t < 60 s

60 s ≤ t < 180 s

u* ≥ 10 u* ≥ 15 u* ≥ 30 u* ≥ 60 u* ≥ 90 UWAGA 1: Wyniki pomiarów w pierwszej kolumnie i pierwszym wierszu są odpowiednio zwiększone przez przepięcia i zmiany obciążenia.

Podany w powyższych tablicach sposób prezentacji rozważanych zaburzeń ma szczególną

zaletę w warunkach polskich. Dostarcza bowiem, w okresie tworzenia bazy danych dla oceny jakości zasilania (a taki okres będzie w Polsce w najbliższych latach) dużą liczbę informacji.

7. NORMALIZACJA

W tablicy 4 przedstawiono wykaz norm (także projektów norm) IEC które dotyczą (będą

dotyczyć po ustanowieniu) zapadów napięcia i krótkich przerw w zasilaniu lub zawierają informacje na temat tych zaburzeń. Podano w komentarzu ich polskie odpowiedniki oraz oznaczono jako ważne, te z pośród nich, które są lub będą szczególnie istotne dla rozważanego rodzaju zaburzenia.

W oparciu o analizę porównawczą różnych istniejących dokumentów normalizacyjnych, rekomendacji technicznych itp. można stwierdzić, że występują w nich różnice w klasyfikowaniu (np. tablica 7) i definiowaniu rozważanych zaburzeń oraz że wiele z pośród nich nie zawiera jednoznacznych informacji dotyczących podstawowych parametrów tj.:

1. wartość napięcia referencyjnego, 2. wartości progowe (tablice 5 i 6), 3. granicznych czasów trwania zaburzenia (tablice 5 i 6), 4. sposobu oceny jakości zasilania z punktu widzenia analizowanego zaburzenia

(przetwarzania danych dla potrzeb kontraktowych, rodzaju agregacji itp.), 5. sposobu oceny zapadu trójfazowego, 6. sposób pomiaru zaburzenia (szczegółowych wymagań dotyczących cech

metrologicznych przyrządów), 7. sposobu przyłączenia przyrządu pomiarowego.


Tablica 4. Wykaz norm IEC dotyczących zapadów napięcia Part 1: General

Section 1 Application and interpretation of fundamental definitions and terms

PN-T-01030:1996 Kompatybilność elektromagnetyczna - Terminologia

Section 1 Description of the environment – Electromagnetic environment for low-frequency conducted disturbances and signaling in power supply systems

Section 2 Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signaling in power supply systems

przyjęta metodą noty uznaniowej

Section 5 Classification of electromagnetic environments Section 8 Voltage dips, short interruptions and statistical

measurement results (in preparation)

Part 2: Environment

Section 12 Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signaling in public medium-voltage power supply systems Basic EMS publication

Section 11 Voltage dips, short interruptions and voltage variations immunity tests

PN-EN 61000-4-11: 1997 PN-IEC 1000-4-11: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badania odporności na zapady napięcia, krótkie przerwy i zmiany napięcia.

Section 14 Voltage fluctuation immunity test PN EN 61000-4-14: 2002, Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badania odporności na wahania napięcia

Section 29 Voltage dips, short interruptions and voltage variations on d.c. power port immunity tests

w programie prac PKN

Part 4: Testing and measurement techniques

Section 30 Measurements of power quality parameters Section 1 Immunity for residential, commercial and light-

industrial environments PN EN 50082-1: 1996 Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Wymagania ogólne dotyczące odporności na zaburzenia – środowisko mieszkalne, handlowe i lekko uprzemysłowione.

Part 6: Generic standards

Section 2 Immunity for industrial environments w programie prac PKN

Tablica 5. Wartości amplitud i czasów trwania zapadów w różnych dokumentach normalizacyjnych, przepisach oraz publikacjach Wielkość normowana amplituda Min. czas Max. czas IEC 1000-2-1 10-100 %UN 0,5 okresu kilka sek. IEC 1000-2-2 10 ms 3 s IEC 1000-2-5 10-99 % UN 10 ms kilka sek. IEC 61000-2-12 10 ms 3 s PN EN 61000-4-11 10-95 % UN 0,5 okresu kilka sek. IEC 1000-6-1, IEC 1000-6-2 10-95 % UN PN EN 50160 10-99 % UN 10 ms 1 min GOST 13109-97 więcej niż 10 % UN 10 ms kilkadziesiąt sek. UNIPEDE 10-99 % UN UIE 10-99 % UN 10 ms 1 min. IEC 61000-4-30 Wszystkie wartości progowe są przedmiotem kontraktu IEEE Std. 1159-1995 10-90 % 0,5 okresu 1 min CENELEC 10-90 % 10ms 1min EPRI %95⟨ 1 okres 1 min


Tablica 6. Krótkie przerwy w zasilaniu

Wielkość normowana amplituda Min. czas Max. czas IEC 1000-2-1 zanik napięcia (100 %) 1 min. IEC 1000-2-2 10 ms 60 s (180 s) IEC 1000-2-5 Mniej niż 1 % UN 1 min. IEC 61000-2-12 10 ms (inf.) 60 s (180 s) PN EN 61000-4-11 (IEC 61000-4-11)

Więcej niż 95 % UN 80-100 % UN (praktyka

pomiarowa)

1 min (inf.)

IEC 1000-6-1 IEC 1000-6-2

Więcej niż 95 % UN 5 s (inf.)

CISPR 14-2 PN EN 50160 Więcej niż 99 % 3 min UIE Więcej niż 90 % 1 min. UNIPEDE więcej niż 99 % (Pr) IEC 61000-4-30 Wszystkie wartości progowe są przedmiotem kontraktu IEEE Std. 1159-1995 Więcej niż 90 % UN 0,5 okresu 1 min Emerald Contract Więcej niż 90 % UN 1 s 3 min.

Tablica 7. Klasyfikacja i typowe dane charakteryzujące zaburzenia elektromagnetyczne występujące w systemie zasilającym (wg EPRI)

Kategoria zaburzenia Typowy czas trwania Typowa wartość napięcia 2.0 Krótkotrwałe zmiany 2.1 Bardzo krótkie7 2.1.1 Zapady 0,5-30 okresów 0,1-0,9 2.1.2 Wzrosty 0,5-30 okresów 1,1-1,8 2.2 Krótkie8 2.2.1 Przerwy 0,5 okresu – 3 s mniej niż 0,1 2.2.2 Zapady 30 okresów – 3 s 0,1-0,9 2.2.3 Wzrosty 30 okresów – 3 s 1,1-1,4 2.3 Chwilowe9 2.3.1 Przerwy 3 s – 1 min mniej niż 0,1 2.3.2 Zapady 3 s – 1 min 0,1-0,9 2.3.3 Wzrosty 3 s – 1 min 1,1-1,2

8. PODSUMOWANIE I WNIOSKI

1. Zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu są rzeczywistymi zaburzeniami występującymi w systemie elektroenergetycznym.

2. Mogą wystąpić w każdym miejscu, w każdym czasie, na każdym poziomie napięcia przyjmując wartości bliskie lub równe zero i czasy powyżej 1 s. Częstość i prawdopodobieństwo ich występowania są silnie zależne od rozważanego miejsca i roku.

3. Istnieje pilna potrzeba uzyskania w międzynarodowej skali unifikacji definicji pomiarów, raportowania, przetwarzani wyników itp. w odniesieniu do tych zaburzeń. Należy dążyć do

7 Instantaneous. 8 Momentary. 9 Temporary.


eliminacji różnic i niejednoznaczności. Nie będzie to proste, bowiem stan wiedzy dotyczącej zapadów i przerw w zasilaniu nie jest jeszcze wystarczający.

4. Należy zauważyć, że czas większości przeprowadzonych dotychczas pomiarów nie przekraczał jednego roku. Uwzględniając silną zależność wyników pomiarów od warunków atmosferycznych i geograficznych powstaje pytanie: jaką liczbę punktów pomiarowych i jaki czas pomiaru należy uznać za wystarczające dla wiarygodnego prognozowania rodzaju i częstości występowania zapadów napięcia. Istotnym jest również pytanie dotyczące kryterium wyboru punktów pomiarowych.

5. W polskich warunkach należy w pierwszej kolejności zgromadzić dane o występujących zapadach. Dopiero na takiej bazie można proponować postanowienia kontraktowe, sprawdzając wcześniej skutki ich obowiązywania na danych z przeszłości.

9. LITERATURA

[1]. A guide to monitoring distribution power quality. EPRI TR-103208 [2]. Amantegui J., Zabala L., Ruiz S., Vargas G., Soto F., Prat X., Barba R.: Characterisation of

voltage dips in electrical networks and their impact on customer installations. CIGRE Session 1998, 36-104

[3]. Bollen M.H.J.: Characterization of voltage sags experienced by three-phase ajustable-speed drives. IEEE Trans. On Power Delivery, vol. 12, Oct. 1997, pp. 1666-1671

[4]. Caldon R., Fauri M., Balbo N.: Evaluation of damages due to voltage dips on devices and industrial plants. 3rd Inter. Conf. on Power Quality: End-Use Applications and Perspectives, October 24-27, 1994, Amsterdam

[5]. David A., Lajoie-Mazenc E., Sol C.: Maintaining the synchronism of an ac adjustable speed drive during short supply inerruption for an optimal and automatic soft restart. IEEE ISIE’93, Budapest, Hungary, June 1-3, 1993

[6]. David A., Maire J., Dessoude M.: Influence of voltage dips and sags characteristics on electrical machines and drives: evaluation and perspective. 3rd Inter. Conf. on Power Quality: End-Use Applications and Perspectives, October 24-27, 1994, Amsterdam

[7]. Guide to quality of electrical supply for industrial installations. Part 2: Voltage dips and short interruptions. First UIE Edition-1996ISBN 2-9507878-2-7

[8]. Hanzelka Z.: Sposoby zwiększenia odporności regulowanych napędów elektrycznych na załamania napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu. Inter. Workshop on EMC Standardization and Improvement in Power Electronics. Zielona Góra 1999.

[9]. http://www.lpqi.org. [10]. IEC 61000-4-11: 1994 Testing and measurement techniques – Voltage dips, short

interruptions and voltage variations immunity tests. [11]. IEEE Std. 1159-1995, Recommended practice on monitoring electric power quality. Working

Group on Monitoring Electrical Power Quality of SCC22 – Power Quality, Draft 6, Nov. 1994

[12]. Lamoree J., Tang L., DeWinkel C., Knudtson G. etc.: Performance improvements of a Micro-SMES used to provide „ride-through” for large critical industrial loads. 3rd Inter. Conf. on Power Quality: End-Use Applications and Perspectives, October 24-27, 1994, Amsterdam

[13]. Managuli R., Baghzouz Y.: Voltage dip control during motor starting by shunt capacitors. Proceedings of the ICHQP 7th International conf. On Harmonics and Quality of Power. October 16-18, 1996 Las Vegas, Nevada, USA

[14]. Mansoor A., Collins E. R., Bollen M. H. J., Lahaie S.: Behaviour of adjustable-speed drives during phase angle jumps and unbalanced sags. Stockholm Power Tech. Conf., Stocholm, Sweden, June 18-22, 1995


[15]. McGranaghan M.F.: Effects of voltage sags in process industry applications. Stockholm Power Tech. Conf., Stocholm, Sweden, June 18-22, 1995

[16]. McGranaghan M.F.: Helping motors ride through voltage sags. Power Quality Assurance, May/June 1999

[17]. Melhorn C., Timothy D.D., Beam G.E.: Voltage sags: their impact on the utility and industrial customers. IEEE Trans. on Ind. Appl. 1998, 34, 3, 549-558

[18]. Stielau O.H.: The effect of voltage dips on industrial equipment. 3rd Inter. Conf. on Power Quality: End-Use Applications and Perspectives, October 24-27, 1994, Amsterdam

[19]. Sudria A., Pedra J., Bergas J., Prat X.: Computer assisted study of the consequences of voltage dips on sensitive loads. PQA’97, June 15-18, 1997, Stockholm, Sweden

[20]. Turner A.E., Collins E.R.: The performance of ac contactors during voltage sags. Proceedings of the ICHQP 7th International conf. On Harmonics and Quality of Power. October 16-18, 1996 Las Vegas, Nevada, USA

[21]. Yalcinkaya G., Bollen M.H.J., Crossley P.A.: Influence of induction motor load on imbalanced sags. PQA’97




JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ - PARAMETRY, POMIARY I OCENA

Rozmysław Mieński, Ryszard Pawełek, Irena Wasiak

Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej

1. WPROWADZENIE

Energia elektryczna wytwarzana w elektrowniach jest produktem przemysłowym, przesyłanym za pośrednictwem sieci elektroenergetycznych, przeznaczonym dla odbiorców dokonujących jej zakupu. Cechą specyficzną odróżniającą energię elektryczną od innych towarów rynkowych jest proces dostawy wymagający wysokiego stopnia ciągłości. Realizacja zamówienia na dostawę energii elektrycznej następuje w momencie załączenia danego odbiornika. Należy przy tym pamiętać, że do tej pory nieznane są sposoby pozwalające na magazynowanie energii elektrycznej w postaci możliwej do wykorzystania w przemyśle czy gospodarstwach domowych.

Energia elektryczna jako wielkość fizyczna określona zależnością

(1) ∫=2

1

)(t

t

dttPA

stanowi pewną wielkość liczbową (pokazywaną na liczydle licznika) i mówienie o cechach jakościowych tej liczby nie ma uzasadnienia. We wzorze (1) P(t) jest zmieniającą się w czasie mocą czynną,

Jednak na etapie użytkowania energii elektrycznej - produktu przemysłowego - pojawia się problem jej jakości, podobnie jak w przypadku każdego towaru przeznaczonego na sprzedaż. Energia elektryczna w formie dostarczanej odbiorcom, posiada wiele zmiennych parametrów, które określają jej użyteczność. Z punktu widzenia jej użytkowania pożądane jest, aby napięcie zasilające miało stałą częstotliwość, sinusoidalny kształt przebiegu czasowego i stałą wartość skuteczną. W praktyce istnieje wiele czynników powodujących odstępstwa od tak określonych wskaźników napięcia zasilającego. W odróżnieniu od typowych produktów, sposób użytkowania energii elektrycznej jest jednym z najbardziej istotnych czynników wpływających na jej „charakterystyczne parametry”.

Istnieje też cały szereg zjawisk, które mogą mieć zakłócający lub niszczący wpływ na urządzenia odbiorców, a nawet na personel obsługujący te urządzenia. Niektóre zakłócenia spowodowane są przez zjawiska przejściowe w systemie elektroenergetycznym, wywołane przez zwarcia lub przełączenia bądź są spowodowane przez wpływy atmosferyczne (wyładowania atmosferyczne). Inne efekty zakłócające są wynikiem różnych zastosowań energii elektrycznej, które bezpośrednio wpływają na kształt krzywej napięcia lub zmieniają jego wartość. Równocześnie z wzrastaniem liczby urządzeń wywołujących takie efekty wzrasta liczba urządzeń wrażliwych na zaburzenia. Energia elektryczna dociera do odbiorcy za pomocą systemu urządzeń wytwórczych, przesyłowych i rozdzielczych. Każdy element tego systemu może ulec uszkodzeniom lub awariom,


wywołanym oddziaływaniem elektrycznym, mechanicznym lub chemicznym, powstającym w wyniku szeregu różnych przyczyn, włączając w to ekstremalne warunki atmosferyczne, procesy starzenia, wpływ środowiska, człowieka, zwierząt, ptaków itp. Takie uszkodzenia mogą oddziaływać na zasilanie wielu odbiorców, powodując między innymi przerwy w zasilaniu.

Wpływ na jakość energii elektrycznej mają więc zarówno dostawcy jak i odbiorcy energii elektrycznej. Dostawcy z racji eksploatowanych przez nich dróg dostawy energii, tzn. sieci elektroenergetycznych o odpowiedniej przepustowości obciążenia i sztywności napięcia zasilającego, zaś odbiorcy z powodu eksploatowanych odbiorników elektrycznych, które mogą pogarszać jakość energii elektrycznej.

2. PARAMETRY CHARAKTERYZUJĄCE JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ

2.1. Uwagi ogólne Warunki określające właściwą jakości energii elektrycznej przy zasilaniu odbiorników z sieci

prądu przemiennego wielofazowego można sprecyzować następująco [9, 31]: częstotliwość napięcia na zaciskach odbiornika powinna być praktycznie stała i równa lub w

przybliżeniu równa częstotliwości znamionowej, krzywe napięcia zasilającego w odniesieniu do każdej z faz powinny być praktycznie

sinusoidalne, napięcie na zaciskach odbiornika powinno być praktycznie stałe (we wszystkich fazach) i o

wartości równej napięciu znamionowemu lub zbliżonej do tej wartości, napięcia wszystkich faz w układzie wielofazowym powinny być praktycznie jednakowe, a

wektory napięć powinny tworzyć praktycznie symetryczny układ kolejności zgodnej. Według Polskiej Normy PN-72/E-06000 „Maszyny elektryczne wirujące”, pod pojęciem

praktycznie sinusoidalnej krzywej napięcia (prądu) przemiennego rozumie się krzywą, której dowolna wartość chwilowa nie różni się od odpowiedniej wartości pierwszej harmonicznej więcej niż o 5 % amplitudy pierwszej harmonicznej napięcia.

-125

-100

-75

-50

-25

0

25

50

75

100

125

0 5 10 15 20 25 30t [ms]

u(t),

u1(

t) [%

]

u 1 (t)

u(t)

∆u(t) %5%100)(

1

≤∆

mUtu

Um 1

Rys. 1. Geometryczna interpretacja pojęcia „praktycznie sinusoidalna krzywa napięcia przemiennego” Według tej samej normy pod pojęciem praktycznie symetrycznego układu napięć

trójfazowych rozumie się układ napięć praktycznie sinusoidalnych, których wartość składowej


symetrycznej przeciwnej oraz wartość składowej symetrycznej zerowej nie przekracza 2% wartości składowej symetrycznej zgodnej.

Parametry charakteryzujące jakość napięcia (energii elektrycznej) w obwodach (układach) prądu przemiennego można podzielić więc na następujące grupy dotyczące: częstotliwości napięcia zasilającego, wartości napięcia zasilającego, kształtu krzywych napięcia, symetrii napięć zasilających w układach trójfazowych.

Oceny jakości energii elektrycznej należy dokonywać analizując zmienność charakteryzujących jej parametrów w określonym czasie. Norma PN-EN 50160 [24] proponuje przyjąć jako wystarczający okres obserwacji (pomiarów) równy jednemu tygodniowi.

2.2. Częstotliwość napięcia

Częstotliwość jest jedną z podstawowych wielkości związanych z jakością energii

elektrycznej. Regulacja częstotliwości i mocy czynnej jest jedną z podstawowych funkcji umożliwiających prawidłową pracę systemu elektroenergetycznego. Jest ona jedynym parametrem jakości energii elektrycznej, którego wartość jest jednakowa w każdym punkcie krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Utrzymanie zadanej wartości częstotliwości, która dla połączonych europejskich systemów elektroenergetycznych, zrzeszonych w Unii Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej (UCTE), wynosi 50 Hz, związane jest z koniecznością ścisłej współpracy obszarowych (narodowych) Operatorów Sieci Przesyłowej i przestrzeganiem stosownych zasad regulacji częstotliwości i mocy zarówno po stronie wytwarzania energii, jak i odbiorów.

Regulacja częstotliwości i mocy po stronie wytwarzania obejmuje regulację pierwotną, wtórną i trójną. W przypadku znacznego deficytu mocy i związanego z tym obniżania się częstotliwości w SE wykorzystuje się – oprócz regulacji po stronie wytwarzania – samoczynne częstotliwościowe odciążanie (SCO) sieci, polegające na stopniowym wyłączaniu wybranych odbiorów przy obniżeniu się częstotliwości poniżej zadanych wartości. Realizacja tych zasad prowadzenia systemu wiąże się z wyposażaniem jednostek wytwórczych w stosowne układy regulacyjne oraz posiadaniem odpowiedniej rezerwy mocy, którą w przypadku zaburzeń można wykorzystać do regulacji częstotliwości i mocy.

Zgodnie z ustawą [28] przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem, przesyłaniem i rozdziałem energii elektrycznej są zobowiązane do dostarczania jej odbiorcom w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych. Jednym z tych wymagań jest utrzymanie częstotliwości napięcia sieci w granicach dopuszczalnych odchyleń od jej wartości znamionowej. Dopuszczalne zmiany częstotliwości, określone w rozporządzeniu (tzw. przyłączeniowym) Ministra Gospodarki [29] zawierają się w przedziale od 49,5 Hz do 50,2 Hz. Ten dopuszczalny przedział częstotliwości (obowiązujący, jeśli strony nie ustaliły inaczej w umowie o dostawie energii elektrycznej) jest węższy niż przedziały wartości częstotliwości (średniej mierzonej w ciągu 10 s.) dozwolone w publicznych sieciach rozdzielczych średniego i niskiego napięcia, które wg normy PN-EN 50160 [28] wynoszą: dla sieci pracujących synchronicznie z SE

49,5 – 50,5 Hz i 47,0 – 52,0 Hz w przeciągu odpowiednio 95 % i 100 % okresu tygodnia dla sieci pracujących bez synchronicznego połączenia z SE (sieć wyspowa)

49,0 – 51,0 Hz i 42,5 – 57,5 Hz w przeciągu odpowiednio 95 % i 100 % okresu tygodnia. Wymagania dotyczące częstotliwości w Polsce, w normalnych warunkach pracy KSE, są

spełnione. Ilustrują to np. dane dotyczące częstotliwości zmierzonych w sierpniu 2000 r., kiedy to minimalna chwilowa częstotliwość obniżyła się do 49,861 Hz, a maksymalna podwyższyła się do 50,096 Hz [30]. Rozkład statystyczny wartości średnich godzinnych w tym miesiącu przedstawiono graficznie na rysunku 2.


0.0 % 0.0 % 0.1 % 0.9 %

11.2 %

37.6 %35.3 %

11.2 %

3.0 %0.7 % 0.0 %

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Cza

s tr

wan

ia [%

]

50.0550.0450.0350.0250.0150.0049.9949.9849.9749.9649.95Częstotliwość [Hz]

Rys. 2. Rozkład statystyczny częstotliwości w KSE w sierpniu 2000 r. Do parametrów jakościowych dotyczących częstotliwości napięcia zasilającego należą:

odchylenie częstotliwości napięcia określone zależnościami

Nfff −=∆ 100Nfff ∆

=∆ ∗ (2)

gdzie: f - rzeczywista częstotliwość, fN - znamionowa częstotliwość.

wahania częstotliwości napięcia określone amplitudą (δf) wahań oraz częstością (Ff) występowania tych amplitud.

21 ekseks fff −=δ 100Nfff δδ =∗ (3)

oraz f

ff T

mF = (4)

przy czym feks1 i feks2 są sąsiednimi ekstremalnymi wartościami częstotliwości, zmieniającej się w czasie ze względnie dużą szybkością (np. wg GOST-13109-67 - z szybkością 0,2 Hz na sekundę).

2.2. Wartość napięcia 2.2.1. Klasyfikacja zakłóceń napięcia zasilającego

Wartość napięcia zasilającego w różnych punktach sieci rozdzielczej zmienia się w czasie.

Wielkość tych zmian oraz ich charakter zależy od różnorodnych czynników poczynając od zmian obciążenia w poszczególnych fragmentach sieci, poprzez zakłócenia wynikające z dynamicznego charakteru pracy niektórych odbiorników, do zaników napięcia wynikających z działania automatyki elektroenergetycznej czy przerw w zasilaniu spowodowanych awariami. Na rys. 3 pokazano schematycznie różne charakterystyczne rodzaje zakłóceń dotyczących wartości napięcia zasilającego.


0

20

40

60

80

100

120

140

odchylenianapięcia

wahanianapięcia

zapadynapięcia iprzerwy wzasilaniu

przepięcia

U(t)

[%]

Un0,9Un1,1Un0,01UnU(t)

Rys. 3. Różne typy zaburzeń wartości napięcia zasilającego

Prze

pięc

ia

(sta

n pr

zejś

ciow

y)

Przepięcia krótkotrwałe

Wzrost napięcia

110 %

Napięcie w stanie normalnej pracy (zmiany napięcia) 90 %

Zapad napięcia

Obniżenie napięcia War

tość

skut

eczn

a na

pięc

ia

1 %

Stan

pr

zejśc

iow

y

Krótka przerwa w zasilaniu Długa przerwa w zasilaniu 50 ms 1 min 3 min Czas trwania zakłócenia

Rys. 4. Klasyfikacja zaburzeń dotyczących wartości napięcia zasilającego

2.2.2. Zmiany napięcia Zmiany napięcia zasilającego spowodowane są zazwyczaj zmianami obciążenia

występującymi w sieciach rozdzielczych. Charakteryzowane są przez tzw. odchylenia (spadki) napięcia wyrażone zależnością:

NUUU −=∆ 100NUUU ∆

=∆ ∗ (5)

gdzie: U - napięcie (wartość skuteczna) na zaciskach odbiornika lub w określonym punkcie sieci

elektroenergetycznej, UN - napięcie znamionowe rozpatrywanego odbiornika, urządzenia elektrycznego lub sieci

elektroenergetycznej.


Napięcie U jest zwykle oczekiwaną (średnią) wartością napięcia występującego w określonym czasie, w którym oblicza się lub mierzy odchylenie napięcia ∆U lub ∆U*. Odchylenia napięcia ∆U w określonym czasie ich trwania lub obserwacji (np. w ciągu 10 lub 15 min, godziny, dnia itp.) stanowią zbiór poszczególnych kolejnych wartości odchyleń ∆Ui. Zbiór taki określa się jego charakterystycznymi cechami, np. wartością średnią, odchyleniem standardowym itp.

Ze względu na ocenę skutków odchyleń napięcia celowe wydaje się charakteryzowanie odchyleń napięcia nie tylko wartościami ∆U lub ∆U*, jak zwykle dotychczas, lecz także czasami ich występowania lub zbiorami tych czasów, w których występują określone wartości odchyleń ∆U.

Ważną praktyczną rolę odgrywają maksymalne i minimalne odchylenia napięcia, które zwykle są normowane.

Według normy EN-PN 50160 [24] odchylenia napięcia w sieciach niskiego i średniego napięcia powinny zawierać się w przedziale ±10 % napięcia deklarowanego (wartości uśredniane dla przedziału czasu równego 10 minut) w przeciągu 95 % okresu tygodnia. Dopuszczalny przedział zmian napięcia od znamionowego według przepisów polskich [29] wynosi dla tych sieci od -10 % do +5 % (wartości uśredniane dla przedziału czasu równego 15 minut).

2.2.3. Szybkie zmiany napięcia – wahania napięcia

Z wahaniami napięcia mamy do czynienia, gdy szybkość zmian wartości skutecznej

napięcia jest większa niż 1 % UN na sekundę. Klasycznymi wskaźnikami charakteryzującymi wahania napięcia są [10, 11, 23]:

amplituda wahań napięcia

21 ekseks UUU −=δ %100*

NUUU δδ = (6)

częstość wahań napięcia

V

vV T

mF = (7)

przy czym Ueks1 i Ueks2 są to sąsiednie ekstremalne skuteczne wartości napięcia, zmieniające się w czasie z dużą szybkością, zaś mv jest liczbą amplitud wahań napięcia w czasie Tv , w którym występują wahania. Do klasycznych wskaźników wahań napięcia zalicza się również tzw. energetyczną dawką

wahań napięcia, określoną wzorem:

(8) ∫=vT

vT dtUD0

2δ

Obecnie do oceny poziomu wahań napięcia wykorzystuje się wskaźniki krótkookresowego

migotania światła Pst i długookresowego migotania światła Plt, które charakteryzują oddziaływanie wahań napięcia na proces widzenia, uwzględniając przy tym czynnik czasu [5, 6, 7, 8].

Wskaźnik krótkookresowego migotania światła jest mierzony według znormalizowanego algorytmu za pomocą miernika migotania (flickermetera) [27] dla 10 minutowego okresu obserwacji, zaś wskaźnik długookresowego migotania światła jest wyznaczany na podstawie kolejnych 12 wartości Pst (tzn. dla 2 godzin) według zależności:


3

12

1

3,

12

∑== i

ist

lt

PP (9)

Zgodnie z normą EN-PN 50160 w sieciach nn i SN wartości długookresowego wskaźnika

migotania światła Plt nie powinny przekraczać 1,0 przez 95 % okresu tygodnia. W przepisach polskich [29] problem ograniczenia wartości wskaźników migotania światła został pominięty.

Wahania napięcia powstające z różnych przyczyn w sieciach o różnych napięciach znamionowych (sieci nn, SN, WN) [8, 22] przenoszą się do sieci niskiego napięcia i uwidaczniając się głównie w systemach oświetleniowych poprzez zjawisko migotania światła (ang. flicker), mogą negatywnie oddziaływać na organizm człowieka zakłócając proces widzenia realizowany w układzie oczy – mózg człowieka. Wahania napięcia zasilającego spowodowane najczęściej pracą niespokojnych odbiorników energii elektrycznej. Wahania napięcia pośrednio, a migotanie źródeł światła pod ich wpływem bezpośrednio, wpływają w istotny sposób na organizm ludzki, a zwłaszcza na proces widzenia. Pod wpływem wahań napięcia następuje podrażnienie narządów wzroku człowieka, przy czym stopień podrażnienia zależy od amplitudy i częstotliwości wahań strumienia świetlnego, a więc i wahań napięcia. Stopień oddziaływania wahań napięcia na proces widzenia zależy od rodzaju źródła światła. Zjawisko migotania światła jest najbardziej widoczne przy źródłach żarowych.

Skutki fizjologiczne związane z oddziaływaniem migotania światła na organizm człowieka zależą od amplitudy zmian strumienia świetlnego (dla danego źródła światła od amplitudy zmian napięcia zasilającego), spektrum częstotliwościowego, sekwencji powtórzeń oraz czasu występowania zaburzenia.

Badania statystyczne przy symulowanych wahaniach napięcia o różnych amplitudach i częstotliwościach pozwoliły stwierdzić, że najbardziej odczuwalne są wahania o częstotliwości rzędu 8 – 10 herców. Na podstawie tych badań wyznaczono graniczne charakterystyki zależności amplitud sinusoidalnych wahań napięcia δU* od częstotliwości wahań fu dla różnych źródeł światła. Na rys. 5 przedstawiono taką charakterystykę dla żarowych źródeł światła [5].

0,1

1

10

0,1 1 10 100 1000 10000Liczba prostokątnych zmian napięcia na minutę

∆U

/U[%

]

230 V120 V100 V

Rys. 5. Krzywe Pst = 1 dla prostokątnych zmian napięcia dla żarówek o mocy 60 W

Wrażliwość na migotanie światła zależy w znacznym stopniu od cech psychofizycznych

człowieka, jego aktywności czy stanu zdrowia. Wiadomo, że duże dawki migotania mają bardzo negatywny wpływ na osoby dotknięte epilepsją. Z drugiej strony np. migotanie światła o


częstotliwości około 10 HZ i dużej amplitudzie wykorzystuje się w testach odporności na zaburzenia nerwowe, którym poddawani są kandydaci na pilotów wojskowych.

Jak wspomniano wyżej urządzeniami szczególnie wrażliwymi na wahania napięcia są źródła światła. Skutkiem wahań napięcia jest w tym przypadku zjawisko migotania światła. Intensywność migotania światła w danych warunkach zasilania (przy istniejących w sieci wahaniach napięcia) zależy od rodzaju źródła światła (żarowe, fluorescencyjne, wyładowcze) i jego mocy znamionowej (parametry konstrukcyjne). Najbardziej typowymi źródłami światła, mającymi jak dotychczas najczęstsze zastosowanie, są źródła żarowe (żarówki).

W warunkach pracy ustalonej strumień świetlny żarówki charakteryzuje się niewielkimi tętnieniami o częstotliwości 100 Hz (podwójnej częstotliwości napięcia zasilającego), których amplituda wynika z bezwładności cieplnej żarnika. Przy zmianach wartości skutecznej napięcia zasilającego (zmianach napięcia) występują jednak znaczne zmiany strumienia świetlnego. Stosunek zmiany strumienia świetlnego ∆Φ do zmiany napięcia ∆U, która tą zmianę strumienia wywołała, nazywany jest współczynnikiem wzmocnienia lampy [32]:

U

k∆∆Φ

Φ = (10)

Na rysunku 6 pokazano uzyskane w wyniku symulacji zmiany strumienia świetlnego żarówki

wywołane przez krótkotrwałą zmianę napięcia zasilającego. Widać na nim też charakterystyczne tętnienia o częstotliwości 100 Hz związane z bezwładnością cieplną żarówki. Podobne przebiegi uzyskany na podstawie pomiarów są prezentowane w [32].

Żarniki wolframowe żarówek o różnych mocach znamionowych poddane takim samym wahaniom napięcia zachowują się niejednakowo, ponieważ różnią się konstrukcyjnie. Żarówka o mocy 100 W ma grubszy żarnik (o większym przekroju) niż np. żarówka o mocy 40 W, ponieważ pobiera większy prąd. Dodatkowa grubość żarnika zwiększa bezwładność cieplną, zatem żarówka o większej mocy jest mniej podatna na wahania napięcia. Z tych samych powodów z dwóch żarówek o takich samych mocach a różnych napięciach znamionowych bardziej odporna na wahania napięcia jest żarówka o większym prądzie, czyli mniejszym napięciu znamionowym.

Przebieg strumienia świetlnego Φ(t)

Przebieg napięcia zasilającego u(t)

Rys. 6. Przebieg strumienia świetlnego w czasie chwilowej zmiany napięcia Współczynnik wzmocnienia źródeł światła zależy od częstotliwości wahań napięcia. Na

rysunku 7 pokazano porównanie współczynników wzmocnienia żarówek o mocy 60 W różniących


się napięciami znamionowymi (230 V i 120 V) oraz świetlówki ze statecznikiem elektronicznym (szczególnie odpornej na wahania napięcia) [23, 32]. Mniejsze wartości współczynników wzmocnienia żarówek dla wyższych częstotliwości wahań napięcia wynikają z bezwładności cieplnych lamp.

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

0 5 10 15 20 25

f [Hz]

k Φżarówka 60 W, 120 V

żarówka 60 W, 230 V

świetlówka ze statecznikiemelektronicznym

Rys. 7. Współczynniki wzmocnienia dla wybranych typów źródeł światła

w funkcji częstotliwości wahań napięcia Rozwój technologiczny w dziedzinie konstrukcji źródeł światła mający na celu (obok tzw.

energooszczędności) również zwiększenie ich odporności na wahania napięcia spowodował, że dostępne są obecnie źródła o znacznie ograniczonym migotaniu światła. Na rysunku 8 przedstawiono porównanie progów postrzegania migotania światła dla wybranych 5 typów źródeł światła (żarówki o mocy 60 W, świetlówki o mocy 64 W ze statecznikiem elektronicznym, świetlówki 15 W ze statecznikiem magnetycznym, świetlówki kompaktowej 15 W ze statecznikiem elektronicznym i lampy halogenowej o mocy 45 W) – jako wyniki eksperymentu przeprowadzonego w USA. Progi postrzegania zostały wyznaczone jako wartość średnia dla grupy obserwatorów dla każdej lampy.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

żarówka 60 W świetlówka zestatecznikiem

magnetycznym

świetlówka zestatecznikiem

elektronicznym

świetlówkakompaktowa zestatecznikiem

elektronicznym

lampa halogenowa

Rodzaj źródła światła

∆U/U

[%]

5 Hz10 Hz15 Hz

Rys. 8. Porównanie progów postrzegania migotania światła dla różnych źródeł


Można wykazać, że amplituda wahań napięcia zależy od zmian poboru mocy czynnej i biernej oraz od parametrów sieci zasilającej [23, 32]:

2NN U

QXPRU

U ∆+∆=

∆ (11)

Dla sieci średniego i wysokiego napięcia, gdzie reaktancja zastępcza X jest znacznie większa

od rezystancji zastępczej (X >> R) uzyskuje się uproszczoną postać tej zależności:

zwNN SQ

UQX

UU ∆

=∆

≈∆

2 (12)

gdzie: X

US Nzw

2

= (13)

jest mocą zwarciową w miejscu przyłączenia odbiorcy. Z powyższych zależności wynika, że zmniejszenie wahań napięcia i ograniczenie skutków ich

można uzyskać trzema sposobami: poprzez zwiększenie mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia odbiorcy (ingerencja w

sieć dostawcy), poprzez ograniczenie zakresu zmian poboru mocy biernej przez odbiorcę (ingerencja w

sieć odbiorcy) zmniejszenie amplitud, a zwłaszcza liczby zmian napięcia (ingerencja w proces

technologiczny).

2.2.4. Zapady napięcia i przerwy w zasilaniu Zapadami napięcia nazywa się znaczne obniżenia skutecznej wartości napięcia, po których

napięcie wraca do wartości początkowej lub bliskiej tej wartości po czasie od kilku okresów do jednej minuty. Przykładowy przebieg napięcia w czasie zapadu oraz charakterystyczne parametry pokazano na rysunku 9 [2].

U = 0

napięcie resztkowe czas trwania zapadu

napięcie referencyjne

napięcie deklarowane

wartość progowa

Rys. 9. Ilustracja graficzna zapadu napięcia


Zapady charakteryzuje się poprzez głębokość zapadów, określoną wzorem:

%100min*

N

Nz U

UUU −=δ (14)

oraz czas trwania zapadów ∆tz. We wzorze (14) Umin oznacza minimalną skuteczną wartość napięcia w czasie trwania zapadu napięcia (napięcie resztkowe). Zgodnie z normą PN-EN 50160 [24] z zapadami napięcia mamy do czynienia, gdy wartość skuteczna Umin ∈ (0,01UN; 0,9UN), zaś przerwy w zasilaniu występują wtedy, gdy wartość skuteczna napięcia Umin < 0,01UN.

Problem zapadów napięcia omówiono szczegółowo w [2]. Na uwagę zasługuje problem monitorowania zapadów w celu wyznaczenia ich charakterystyk. Możliwe są dwa sposoby wyznaczanie charakterystyk zapadów: na drodze pomiarów (drogie, czasochłonne, niepewne wnioskowanie, wyniki rzeczywiste) –

sposób przedstawiony w [2], za pomocą obliczeń symulacyjnych (tańsze, szybsze, efektywne, wyniki przybliżone) [16, 17,

19, 20]. W Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej opracowano (przy wykorzystaniu

programu LabVIEW) komputerowy symulator pozwalający na obliczeniowe wyznaczanie takich charakterystyk. Dokładność uzyskiwanych wyników jest uzależniona jedynie od danych wejściowych obejmujących: dane parametrów sieci, dane statystyczne rodzaju zakłóceń (rodzaju zwarć), dane statystyczne dotyczące czasów pracy i czasów napraw elementów sieci. Symulator pozwala na badanie wpływu układu pracy sieci na charakterystyki zapadów. Przy budowie symulatora założono, że: uwzględniane są tylko zapady wynikające ze zwarć w elementach sieci, sieć jest reprezentowana przez obwód zastępczy wykorzystywany przy obliczeniach

zwarciowych Dla każdej gałęzi sieci symulowany jest następujący cykl:

załączenie, stan pracy, stan zakłócenia (zwarcia), wyłączenie stan naprawy

Zmiennymi losowymi są:

czasy pracy i naprawy, miejsce zakłócenia (zwarcia), rodzaj zwarcia,

Zmiennymi deterministycznymi są:

czas trwania zakłócenia (zwarcia) wynikający z nastaw zabezpieczeń, impedancje elementów sieci

W celu ilustracji możliwości wykorzystania symulatora poniżej zaprezentowano wyniki

obliczeń zapadów w przykładowej sieci elektroenergetycznej (rys. 10). Pokazano przykładową charakterystykę zapadów w wybranym węźle sieci 15 kV, wynikających ze zwarć 3-fazowych występujących w sieci (rys. 11) oraz wpływ układu pracy sieci (stan wyłącznika sprzęgła 220 kV) na zapady w sieci 110 kV będące skutkiem zwarć w sieci wysokiego napięcia.


3000 MVA

3x350 mm

220 kV

3x240 mm2500 m

all lines of 15 kV: s = 3x240 mm

4000

m

3000

m

400 0

m

2000

m

4000

m20

00 m

14

2000

m

18

3000

m

13 17

12 16

22

3000

m

3000

m

26

200 0

m

21

20

4000

m

25

24

15

7

11

3460 m

19

3x240 mm

3x240 mm

6670 m

2

52

8

23

110 kV

3

1

40660 m

3000

m

2000

m

3000

m

3000

m

3000

m30

00 m

4000

m

30 34

2

4000

m

38

2000

m

29 33

28 32

3000

m

37

36

42

3000

m30

00 m

41

40

3x240 mm9

27

110 kV

2

2500 m

31 35

3x240 mm950 m

6

2

2

2

4320 MVA

3x375 mm16994 m

4

2

10

39

2

Rys. 10. Schemat przykładowej sieci do obliczeń.

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

częs

tość

0.01-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 0.8-0.9

0,2

0,6

1,1

1,6

napięcie [p.u.]

czas

[s]

Rys. 11. Charakterystyka zapadów napięcia w węźle 27 obliczanej sieci


0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

7 8 9 10węzły

częs

tość

0.01-0.10.1-0.20.2-0.30.3-0.40.4-0.5

napięcie (pu)

Rys. 12. Zapady napięcia o czasie trwania 0,2 s w sieci 110 kV – sprzęgło 220 kV zamknięte

0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

7 8 9 10węzły

częs

tość

0.01-0.1

0.1-0.2

0.2-0.3

0.3-0.4

0.4-0.5

0.5-0.6

napięcie [pu]

Rys. 13. Zapady napięcia o czasie trwania 0,2 sek w sieci 110 kV – sprzęgło 220 kV otwarte

2.3. Odkształcenie napięcia Główną i decydującą o wartości odkształcenia przyczyną deformacji przebiegów czasowych

napięć zasilających jest przepływ przez sieć odkształconych prądów pobieranych przez odbiorniki nieliniowe. Prądy te wywołują odkształcone spadki napięć na elementach sieci powodując w efekcie odkształcenie napięć zasilających w węzłach sieci. W tabeli 1. pokazano przykładowe uproszczone przebiegi prądów pobieranych przez wybrane urządzenia nieliniowe [21].

Odkształcenie przebiegu czasowego napięcia zasilającego od sinusoidy jest charakteryzowane przez całkowity współczynnika odkształcenia określony wzorem:

%1001

2

2

U

UTHD h

h∑∞

== (15)

gdzie Uh jest wartością skuteczną h-tej wyższej harmonicznej.

W praktycznych obliczeniach zakres sumowania wyższych harmonicznych można ograniczyć

do h = 40 oraz jako wielkość odniesieniową przyjąć napięcia znamionowe UN.


Tabela 7.1. Uproszczona charakterystyka urządzeń wytwarzających harmoniczne [21] Typowe urządzenie przyłączone do sieci

nN, SN lub WN Typowy

przebieg prądu Uwagi

Zasilanie jednofazowe (prostownik i filtr pojemnościowy)

THD ≈ 80 % (duży udział 3 harmonicznej)

Łącznik prądu przemiennego

Duże udziały 2, 3 i 4 harmonicznej, niepełne

obciążenia

Przekształtnik 6-pulsowy, filtr pojemnościowy bez szeregowej indukcyjności

THD ≈ 80 %

Przekształtnik 6-pulsowy, filtr pojemnościowy z szeregową indukcyjnością > 3 % lub napęd prądu stałego

THD ≈ 40 %

Przekształtnik 6-pulsowy z dużym dławikiem dla wygładzania prądu

THD ≈ 28 %

Przekształtnik 12-pulsowy

THD ≈ 15 %

Sterownik mocy prądu Przemiennego

THD zależny od kąta sterownia

Dokładną wartość współczynnika THD można wyznaczyć również ze wzoru:

%1001

21

2

UUU

THD−

= (16)

Oprócz ww. całkowitego współczynnika odkształcenia do oceny odkształcenia napięć stosuje się również współczynniki określające względne wartości poszczególnych wyższych harmonicznych (w.h.) w krzywej napięcia:

%1001U

UHR h= (17)


Dopuszczalne według normy PN-EN 50160 [24] wartości wyższych harmonicznych napięcia w sieciach nn i SN podano w tabeli 2 i na rys. 14. Według przepisów polskich [29] współczynniki odkształcenia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej podstawowej nie mogą przekraczać odpowiednio: w sieci średniego napięcia 5,0 % i 3,0 %, w sieci niskiego napięcia 8,0 % i 5,0 %.

Tabela 2. Wartości dopuszczalne wyższych harmonicznych napięcia w punkcie przekazywania energii według PN-EN 50160 [24]

harmoniczne nieparzyste harmoniczne parzyste

nie będące wielokrotnością 3 wielokrotności 3 - rząd h uh [%] rząd h uh [%] rząd h uh [%]

5 6,0 3 5,0 2 2,0 7 5,0 9 1,5 4 1,0 11 3,5 15 0,5 6 do 24 0,5 13 3,0 21 0,5 17 2,0 19 1,5 23 1,5 25 1,5

Dopuszczalna wartość współczynnika THD = 8 %

2.0

5.0

1.0

6.0

0.5

5.0

0.5

1.5

0.5

3.5

0.5

3.0

0.5 0.5 0.5

2.0

0.5

1.5

0.5 0.5 0.5

1.5

0.5

1.5

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25Numer karmonicznej

HR

[%]

Rys. 14. Wartości dopuszczalne wyższych harmonicznych napięcia w punkcie przekazywania energii według PN-EN 50160

Dobrą ilustracją negatywnych skutków oddziaływania odbiorników nieliniowych są

doświadczenia związane z rozruchem nowej linii technologicznej w jednym z nowoczesnych zakładów produkcyjnych [11]. Na rys. 15. przedstawiono schemat zasilania tego zakładu z sieci energetyki zawodowej oraz poddany badaniom fragment wewnątrzzakładowej sieci rozdzielczej średniego i niskiego napięcia.

W czasie pracy linii technologicznej, wyposażonej w energoelektroniczne układy napędowe dużej mocy, odkształcenie napięcia zmieniało się w dużym zakresie. Na rysunku 16 pokazano przebieg współczynnika THD w funkcji czasu, a na rysunku 17 widmo wyższych harmonicznych napięcia odpowiadające maksymalnej wartości współczynnika THD.


Rys. 15. Schemat zasilania badanego obiekt Występujące kolejno po sobie impulsowe wzrosty odkształcenia wynikały z rozruchu i

hamowania układu prasy tłoczącej. Takim odkształconym napięciem zasilane były obwody pomocnicze sterujące procesem technologicznym. Zakłócenia te oddziaływały na układ sterowania, a efekcie następowały częste awaryjne wyłączenia ciągu technologicznego. Po zasileniu obwodów sterowania napięciem z drugiej sekcji stacji transformatorowej zakłócenia w pracy ciągu technologicznego ustąpiły.

0 ,0 0

2 ,0 0

4 ,0 0

6 ,0 0

8 ,0 0

1 0 ,0 0

1 2 ,0 0

1 5 : 5 9 : 0 7 1 6 : 0 4 : 0 7 1 6 : 0 9 : 0 7 1 6 : 1 4 : 0 7

c z a s [ g : m : s ]

TH

D [%

]

Rys. 16. Współczynnik odkształcenia napięcia THD w trzech fazach,

2 5 8 1 1 1 4 1 7 2 0 2 3 2 6 2 9 3 2 3 5 3 80 ,0 0

2 ,0 0

4 ,0 0

6 ,0 0

8 ,0 0

1 0 ,0 0

1 2 ,0 0

Uh

[%]

2 5 8 1 1 1 4 1 7 2 0 2 3 2 6 2 9 3 2 3 5 3 8N r h a r m o n i c z n e j

Rys. 17. Widmo harmonicznych w napięciu fazy L1,


Innym niebezpiecznym zjawiskiem mogącym wystąpić w sieciach z odkształconymi przebiegami napięć i prądów jest rezonans zachodzący w układzie: sieć – bateria kondensatorów. W badanym układzie odbiornikiem nieliniowym (źródłem wyższych harmonicznych prądu) jest stacja prostowników trójfazowych, przeznaczonych do ładowania wózków akumulatorowych, o praktycznie stałym obciążeniu. W baterii kondensatorów (23 stopnie regulacji o mocy 20 kVar każdy) wymuszono (przez odpowiednią nastawę regulatora cosϕ) załączanie kolejnych stopni w trybie regulacji automatycznej. W miarę załączania kolejnych stopni baterii obserwowano pojawianie się zjawisk rezonansowych kolejno dla harmonicznych 13, 11, 7 i 5, tzn. dla harmonicznych charakterystycznych dla 6-pulsowego trójfazowego mostka prostowniczego. Do prezentacji wybrano takie chwile pomiarowe, w których poszczególne harmoniczne (ze zbioru 5, 7, 11, 13) osiągały wartości maksymalne. Wykresy przedstawione na rys. 18 ilustrują wyżej opisane zjawisko. Pokazano na nim wartości rozpatrywanych wyższych harmonicznych w wybranych chwilach pomiarowych, wraz ze wzrostem mocy baterii (Q1<Q2<Q3<Q4).

Q1 Q2 Q3 Q4

13

11

7

5

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

Uh

[%]

Q1 Q2 Q3 Q4

13

11

7

5

Q

Numerharmonicznej

Rys. 18. Wartości wybranych wyższych harmonicznych w warunkach rezonansowych

2.4. Asymetria Szczegółowe informacje dotyczące zjawiska asymetrii w sieciach elektroenergetycznych

podano w [33]. Wskaźnikami charakteryzującymi asymetrię napięć są: współczynnik asymetrii zdefiniowany jako:

%1001

22 U

Uu =α (18)

współczynnik niezrównoważenia określony wzorem:

%1001

00 U

Uu =α (19)

przy czym U1, U2 i U0 są wartościami modułów składowych symetrycznych harmonicznej podstawowej napięcia, odpowiednio zgodnej, przeciwnej i zerowej, trójfazowego układu napięć fazowych (αu2 i αu0) lub napięć międzyprzewodowych (αu0 = 0).

Dopuszczalna wartość współczynnika asymetrii podana w normie PN-EN 50160 [24] wynosi 2 %, zaś przepisy krajowe [29] problem asymetrii pomijają całkowicie.


Skutki asymetrii napięć rozpatrzmy na dość drastycznym przykładzie przerwy w jednej z faz w sieci średniego napięcia, kiedy obok asymetrii wystąpiło długotrwałe obniżenie napięcia w dwóch fazach w sieci niskiego napięcia. Analizowane zdarzenie pokazano na rysunku 19. Sposób transformacji napięć z sieci SN do sieci nn w normalnych warunkach pracy (transformator o układzie połączeń Dy05) pokazano na rysunku 20. W warunkach awaryjnych napięcia były transformowane w sposób pokazany na rysunku 21.

Odłącznik

nr 631 SIEĆ 15 kV

SIECI 0,4 kV

miejsceawarii

Rys. 19. Fragment uszkodzonej sieci rozdzielczej 15 kV wraz ze stacjami transformatorowymi 15/04 kV

C B

A

UBC=15 kV

UAB=15 kVUCA=15 kV

b

c

a

Ua=230 V

Uc=230 VUb=230 V

0

Rys. 20. Trójkąt (strona 15 kV) i gwiazda (strona 0,4 kV) napięć dla transformatora Dy05 w normalnych warunkach pracy

A

CUAB=15 kV

UBC=7,5 kV

UCA=7,5 kV

0

cb

a

Ua=230 V

Ub=115 V Uc=115 V

Rys. 21. Wektory napięć dla transformatora Dy05 w warunkach awarii


W wyniku awarii, po stronie niskiego napięcia (0,4 kV) transformatora nastąpiła asymetria napięć fazowych. Wektory napięć fazowych nie tworzą gwiazdy oraz wartości dwóch napięć fazowych zmalały do 50 % napięcia znamionowego. Napięcie zasilające o takich parametrach nie wytwarza wirującego pola magnetycznego niezbędnego do pracy silników indukcyjnych.

Awaria zdarzyła się nocą. Jednym z obiektów produkcyjnych zasilanych z uszkodzonej sieci była ferma drobiu, z dużą liczbą silników asynchronicznych pracujących w układzie napowietrzania (wentylacji) pomieszczeń niosek. Wszystkie silniki zostały wyłączone przez zabezpieczenia przeciążeniowe. W wyniku awarii kilka tysięcy kur uległo uduszeniu z powodu braku tlenu. Obiekt był wyposażony w agregat prądotwórczy, stanowiący rezerwowe źródło zasilania, uruchamiany w przypadku zaniku napięcia dowolnej fazy. W analizowanym przypadku układ zabezpieczeń nie stwierdził braku napięcia i rozruch agregatu nie nastąpił.

3. POMIARY i OCENA JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

3.1. Wprowadzenie Pomiary parametrów jakości energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych wykonuje

się zasadniczo z dwóch powodów: oceny jakości napięcia zasilającego odbiorców w celu porównania z wymaganiami przepisów, badania oddziaływania (emisji zaburzeń) odbiorników na sieć zasilającą [25].

Sposób wykonania takich badań oraz sposób oceny wyników pomiarów podaje norma PN-EN 50160 [24]. Zgodnie z nią dla okres wykonywania pomiarów powinien wynosić co najmniej jeden tydzień, przy przedziale uśredniania wyników pomiarów równym 10 minut. Uzyskuje się w ten sposób po 1008 wartości każdego mierzonego parametru. Wyniki pomiarów podlegają analizie statystycznej, a porównaniu z normą podlegają wartości odpowiadające kwantylowi rzędu 0,95. Sposób wyznaczania tego kwantyla pokazano na rysunku 22. Należy zauważyć, że długi okres pomiarowy pozwala zauważyć charakterystyczne cechy dotyczące zmienności wartości poszczególnych parametrów w czasie (np. w ciągu doby).

Badaniom powinny podlegać następujące parametry napięcia zasilającego: częstotliwość, wartość skuteczna napięcia w trzech fazach, długookresowy wskaźnik migotania światła w trzech fazach, asymetria napięć trójfazowych, udziały wyższych harmonicznych od 2 do 40 w trzech fazach, współczynnik THD w trzech fazach.

a) b)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Zbiór wartości THD [%]

TH

D [%

] L12L23L31

2,462,18

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

99-0

4-27

99-0

4-28

99-0

4-29

99-0

4-30

99-0

5-01

99-0

5-02

99-0

5-03 data [r-m-d]

TH

D [%

] L12L23L31

2,21

Rys. 22. Sposób wyznaczania kwantyla rzędu 0,95 a) przebieg w czasie, b) wykres uporządkowany


Badania jakości energii elektrycznej w sposób proponowany przez normę PN-EN 50160 nie zawsze jest wystarczające. W wyniku uśredniania wyników pomiarów w stosunkowo długim czasie (10 minut) pomija się cały szereg zjawisk przejściowych mogących w istotny sposób wpływać na poprawność pracy odbiorników energii. W sieciach i układach elektroenergetycznych zachodzą przecież różnego rodzaju krótkotrwałe stany przejściowe wynikające np. z czynności łączeniowych, zakłóceń powstających w wyniku awarii lub innych nienormalnych stanów pracy odbiorników. W takim przypadku należy badać przebiegi wartości chwilowych napięć i prądów. W Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej opracowano komputerowe układy pomiarowe przeznaczone do badania różnych aspektów jakości energii elektrycznej [13, 14, 15].

3.2. Badania jakości energii w sieciach publicznych

Badania wykonano w rozdzielni 6 kV jednego z łódzkich zakładów przemysłowych. Wielkościami badanymi były trzy napięcia międzyprzewodowe (UL12, UL23, i UL31). Jako napięcie deklarowane przyjęto Uc = 100 V, tzn. napięcie znamionowe wtórnej strony przekładników napięciowych. Badania wykonano zgodnie z normą [24] uzyskując dla każdego mierzonego parametru po 1008 10-minutowych wartości uśrednionych.

Na podstawie otrzymanych wyników wyznaczono charakterystyczne wartości wielkości mierzonych, a mianowicie: wartość maksymalną, minimalną i średnią oraz kwantyl rzędu 0,95. Wyznaczone wartości oraz ocenę ich zgodności z wymaganiami normy PN-EN 50160 oraz przepisami polskimi podano w tabelach 3 i 4. Wyniki pomiarów przedstawiono również na rysunkach 23 ÷ 27 w postaci wykresów w funkcji czasu oraz w postaci wykresów uporządkowanych [12].

Tabela 3. Parametry napięcia zasilającego

Lp. Wskaźnik

Poziom napięcia zasilającego

Współ. niesymetrii

Współczynnik odkształcenia napięcia

Wartość UL12 UL23 UL31 ASYM THDL12 THDL23 THDL32

- - % % % % % % % 1 Maksymalna 105,74 105,20 105,34 1,83 3,91 3,85 3,88 2 Minimalna 103,07 102,41 102,46 1,57 0,53 0,35 0,44 3 Średnia 104,47 103,91 103,99 1,69 1,45 1,31 1,42 4 Kwantyl 0,95 pomierzony 105,43 104,87 104,91 1,78 2,46 2,34 2,42 5 Wartość dopuszczalna

według PN-EN 50160 90,00 ÷ 110,00 0,00 ÷ 2,00 0,00 ÷ 8,00

6 Wartość dopuszczalna według przepisów polskich

90,00 ÷ 105,00 - 0,00 ÷ 1,50

Tabela 4. Wskaźniki migotania światła

Lp. Wskaźnik

Długookresowy wskaźnik migotania światła

Krótkookresowy wskaźnik migotania światła

Wartość Plt,L12 Plt,L23 Plt,L31 Pst,L12 Pst,L23 Pst,L31 - - - - - - - - 1 Maksymalna 0,93 0,73 0,78 1,98 1,27 1,37 2 Minimalna 0,22 0,19 0,22 0,10 0,10 0,10 3 Średnia 0,46 0,47 0,49 0,42 0,42 0,44 4 Kwantyl 0,95 pomierzony 0,62 0,63 0,66 0,71 0,72 0,76 5 Wartość dopuszczalna

według PN-EN 50160 0,00 ÷ 1,00 -

6 Wartość dopuszczalna według przepisów polskich

- -


a) b)

1 0 0 ,0

1 0 2 ,0

1 0 4 ,0

1 0 6 ,0

1 0 8 ,0

1 1 0 ,0

98-0

2-12

98-0

2-13

98-0

2-14

98-0

2-15

98-0

2-16

98-0

2-17

98-0

2-18 d a ta [r-m -d ]

U [%

] L 1L 2L 3

1 0 0

1 0 2

1 0 4

1 0 6

1 0 8

1 1 0

0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 90

Z bió r w a rto śc i U [% ]

U [%

] L 1L 2L 3

Rys. 23. Zmiany wartości skutecznej trzech napięć międzyprzewodowych,

a) wykresy w funkcji czasu, b) wykresy uporządkowane

a) b)

0 ,0

0 ,2

0 ,4

0 ,6

0 ,8

1 ,0

1 ,2

1 ,4

1 ,6

1 ,8

2 ,0

98-0

2-12

98-0

2-13

98-0

2-14

98-0

2-15

98-0

2-16

98-0

2-17

98-0

2-18 d a ta [r -m -d ]

ASY

M [%

]

0 ,0

0 ,2

0 ,4

0 ,6

0 ,8

1 ,0

1 ,2

1 ,4

1 ,6

1 ,8

2 ,0

0 1 0 20 30 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0

Z b iór w arto ści A S Y M [% ]

ASY

M [%

]

Rys. 24. Współczynnik asymetrii,

a) wykres w funkcji czasu, b) wykres uporządkowany

a) b)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

98-0

2-12

98-0

2-13

98-0

2-14

98-0

2-15

98-0

2-16

98-0

2-17

98-0

2-18

data [r-m-d]

TH

D [%

]

L1L2L3

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Zbiór wartości THD [%]

TH

D [%

] L1L2L3

Rys. 25. Całkowity współczynnik odkształcenia THD trzech napięć międzyfazowych,


a) b)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

98-0

2-12

98-0

2-13

98-0

2-14

98-0

2-15

98-0

2-16

98-0

2-17

98-0

2-18 data [r-m-d]

Plt L1

L2L3

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Zbiór wartości Plt [%]

Plt

L1L2L3

Rys. 26. Długookresowy wskaźnik migotania światła (dla trzech napięć międzyfazowych)



a) b)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

98-0

2-12

98-0

2-13

98-0

2-14

98-0

2-15

98-0

2-16

98-0

2-17

98-0

2-18 data [r-m-d]

Pst L1

L2L3

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Zbiór wartości Pst [%]

Pst

L1L2L3

Rys. 27. Krótkookresowy wskaźnik migotania światła (dla trzech napięć międzyfazowych),

a) wykresy w funkcji czasu, b) wykresy uporządkowane Wyniki badań udziałów wyższych harmonicznych w napięciu międzyfazowym (UL12)

przedstawiono na rys. 28 w postaci wykresu kolumnowego wartości maksymalnych kolejnych harmonicznych oraz ich kwantyli rzędu 0,95 (wartości dopuszczalne kwantyli rzędu 0,95 dla harmonicznych do 25 są określone w normie PN-EN 50160).

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

Uh [

%]

2 5 8 11 14 17 20 23 26 29 32 35 38Nr harmonicznej

Rys. 28. Udziały wyższych harmonicznych w napięciu zasilającym

3.3. Badania stanów przejściowych Długotrwała rejestracja przebiegów chwilowych napięć i prądów w układach

elektroenergetycznych jest nie celowa i ograniczona ponadto wielkością dostępnej pamięci układu rejestrującego. Rejestrowane powinny być tylko przebiegi, które zawierają informacje o zakłóceniach jakie wystąpiły w czasie wykonywanych pomiarów.

Układ pomiarów powinien mieć możliwość wykrywania i rejestrowania zakłóceń zgodnie z założonymi wymaganiami. Kryteriami wyzwolenia układu pomiarowo-rejestrującego mogą być dowolne wielkości zdefiniowane dla potrzeb badań i mierzone (bądź obliczane) przez układ pomiarowy.


Jako przykład możliwych wielkości wyzwalających przyjęto [14]: wartość chwilową modułu wektora napięć trójfazowych obliczanego według wzoru:

( )TSR uaauu 2

32

++=u (18)

maksymalną wartość amplitudy przebiegu składowej zerowej napięcia u0 opisanej wzorem:

( )TSR uuuu ++=31

0 (19)

gdzie: uR, uS, uT - wartości chwilowe napięć fazowych badanej sieci. Dla warunków normalnej pracy sieci pierwsza obliczana wielkość ma wartość stałą, bliską

wartości znamionowej napięcia sieci pomnożonej przez 32 , zaś wartość drugiej wielkości jest bliska zeru.

Pierwszą wielkość przyjęto jako wielkość kryterialną dla wykrywania zakłóceń w dowolnej sieci trójfazowej takich jak zwarcia przewodowe, przepięcia, obniżenia napięcia podczas rozruchów lub samorozruchów maszyn elektrycznych, chwilowe znaczne zniekształcenia krzywej napięcia spowodowane stanami przejściowymi lub awariami urządzeń energoelektronicznych. Druga wielkość ma zastosowanie w przypadku zakłóceń z udziałem ziemi.

Dla prezentacji praktycznego zastosowania takiego układu pomiarowego wybrano wyniki pomiarów uzyskanych w sieci niskiego napięcia jednego z zakładów przemysłu odzieżowego przedstawione na rysunkach od 29 do 32.

Rys. 29. Przebieg zakłócenia - wyłączenie urządzenia


Rys.30. Przebieg zakłócenia – krótkotrwały stan przejściowy

Rys. 31. Przebieg zakłócenia – krótkotrwałe odkształcenie napięcia


Rys. 32. Przebieg zakłócenia – długotrwałe odkształcenie napięcia

4. PODSUMOWANIE Aktualny stan jakości energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych w Polsce jest

praktycznie nieznany. Wykonywane wyrywkowo pomiary, często za pomocą przypadkowych przyrządów pomiarowych i utajnianych (nie publikowanych) wynikach badań są niewystarczające do oceny tego stanu. Najczęściej sygnałem do wykonania takich pomiarów są skargi odbiorców lub kłopoty użytkowników energii elektrycznej, u których z powodu złej jakości energii elektrycznej wystąpiły znaczne straty finansowe.

Chociaż w ustawie Prawo energetyczne [28] nałożono na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek dotrzymania standardów jakościowych dotyczących m.in. jakości energii elektrycznej, to ze względu na mało precyzyjne zapisy w rozporządzeniu wykonawczym [29] trudno określić zakres odpowiedzialności dostawcy energii. Karykaturalne zmiany dotyczące dopuszczalnych wartości zawartości wyższych harmonicznych określone w kolejnych wersjach tego rozporządzenia (od niemożliwych do spełnienia do bardzo łagodnych) potwierdzają brak rozeznania poziomu tego zjawiska w sieciach krajowych. W rozporządzeniu pomija się też m.in. wymagania dotyczące asymetrii i wahań napięcia, co można określić jako próbę ograniczenia zakresu odpowiedzialności dostawcy energii.

Ponieważ wpływ na jakość energii elektrycznej mają zarówno odbiorcy jak i jej dostawcy, to odpowiedzialność za odpowiednią jakość rozkłada się w wielu przypadkach na obie strony. Ponieważ brak jasnych reguł podziału tej odpowiedzialności, to można spodziewać się, że w wielu przypadkach wyniknie potrzeba (konieczność) ustalenia jej odpowiedzialności w drodze wykonania odpowiednich badań i ekspertyz.


Brak ciągłego monitoringu parametrów jakości energii elektrycznej (z wyjątkiem częstotliwości i wartości napięcia), nie pozwala jak dotychczas uwzględniania kosztów jakości energii elektrycznej w taryfach opłat za energię elektryczną tym bardziej, że konieczność pomiaru i oceny wielu parametrów czyni takie przedsięwzięcie bardzo kosztownym.

Cały szereg postulatów w sprawie jakości energii elektrycznej podanych w „Memorandum …” [3] opublikowanym w czasopiśmie Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej przez profesorów Hanzelkę i Tondosa wymaga pilnej realizacji. W tym przede wszystkim: rozpoczęcie w Polsce programu oceny jakości energii elektrycznej, poprawienie i uzupełnienie postanowień dotyczących jakości energii elektrycznej w

rozporządzeniu wykonawczym mając na uwadze m.in. dostosowanie tych przepisów do obowiązujących w krajach Unii Europejskiej,

egzekwowanie obowiązku kontroli stanu jakości energii elektrycznej przez URE wraz publikowaniem np. corocznych raportów,

rozszerzanie działalności edukacyjnej z tej dziedziny.

5. LITERATURA

[1]. Gagliargi F., Roscia M., Zaninelli D.: Quality: Between philosophy and power systems. Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej 1/2, 8, 2002.

[2]. Hanzelka Z.: Zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu, Seminarium LPQI „Zaburzenia w napięciu zasilającym”, 9 czerwca 2003 r., Łódź.

[3]. Hanzelka Z., Tondos M.: Memorandum w sprawie jakości zasilania w warunkach polskiego systemu elektroenergetycznego. Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej 1, 7, 2001.

[4]. Hanzelka Z., Kowalski Z.: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) i jakość energii elektrycznej w dokumentach normalizacyjnych. Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej 1, 5, 1999.

[5]. IEC 61000-2-2: Electromagnetic compatibility (EMC). Part 2. Environment. Section 2. Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signalling in public low-voltage power supply systems (materiały robocze do projektu normy)

[6]. IEC 1000-2-12: Electromagnetic compatibility (EMC). Part 2 Environment. Section 12 Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signalling in public medium-voltage power supply systems (materiały robocze do projektu normy).

[7]. IEC 1000-3-5: 1994: Electromagnetic compatibility (EMC). Part 3. Limits. Section 5. Limitation of voltage fluctuations and flicker in low-voltage supply systems for equipment with rated current greater than 16 A. (PN-T-03501: Kompatybilność elektromagnetyczna. Dopuszczalne poziomy. Ograniczanie wahań napięcia i migotania światła, powodowanych przez odbiorniki o prądzie znamionowym większym niż 16A, w sieciach zasilających niskiego napięcia, 2001)

[8]. IEC 1000-3-7: 1996: Electromagnetic compatibility (EMC). Part 3. Limits. Section 7. Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems.

[9]. Kowalski Z.: Cechy i parametry jakościowe energii elektrycznej. Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej 1, 1, 1995.

[10]. Kowalski Z., Hanzelka Z.: Dopuszczalne wahania napięcia. Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej 1, 3, 1997.

[11]. Kowalski Z.: Wahania napięcia w układach elektroenergetycznych, WNT, Warszawa 1985.


[12]. Mieński R., Pawełek R.: Pomiary i analiza jakości energii elektrycznej. VI Konferencja „Racjonalizacja Użytkowania Energii i Środowiska”, 14-16.10.1998, Gdańsk

[13]. Mieński R., Pawełek R. Wasiak I.: Komputerowy system pomiarowy do badania parametrów napięcia zasilającego zgodnie z normą EN50160. I Konferencja Naukowo-Techniczna „Diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych zakładów przemysłowych. 5-7 kwietnia 2000, Płock

[14]. Mieński R., Pawełek R. Wasiak I.: Komputerowy układ pomiarowy do badania zakłóceń w napięciu zasilającym. I Konferencja Naukowo-Techniczna „Diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych zakładów przemysłowych. 5-7 kwietnia 2000, Płock

[15]. Mieński R., Pawełek R. Wasiak I.: Computer Based Measuring System for Examination of Disturbances in a Supply Voltage. IV International Conference. „ Efficiency and Power Quality of Electrical Supply of Industrial Enterprises”. May 25-26, 2000, Mariupol (Ukraine)

[16]. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: A Simulation Method for Estimating Supply Voltage Dips in Electrical Power Networks, 9th International Conference on Harmonics and Quality of Power, October 1-4, 2000, Orlando, Florida (USA)

[17]. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: A Simulation Method for Evaluation of Short-Circuit Influence on Quality of the Supply Voltage, 9th International Symposium on Short-Circuit Currents in Power Systems, October 11-13, 2000, Cracow

[18]. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Jakość energii elektrycznej - badania i ocena, Konferencja „Jakość Energii Elektrycznej w Sieciach Elektroenergetycznych w Polsce”. 9-10.11.2000, Poznań

[19]. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Compatibility between equipment and supply with regards voltage dips and short interruptions. Part I: Determination of the supplying network characteristic. Electrical Power Quality and Utilisation (angielskojęzyczny numer czasopisma „Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej”) 2, 7, 2001.

[20]. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Wyznaczanie probabilistycznych charakterystyk zapadów napięcia w sieciach elektroenergetycznych metodą Monte Carlo. X Międzynarodowa konferencja naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce”, 6-8 czerwca 2001, Gdańsk-Jurata

[21]. Piłatowicz A., Szydłowski M.: Wyższe harmoniczne napięć i prądów. Rozdział w „Jakość dostawy energii elektrycznej w sieciach przemysłowych” pod redakcją Z. Hanzelki, Opracowanie AGH dla Electric Power Research Institute, Kraków 2002.

[22]. Pawełek R.: Ograniczenie wahań napięcia w sieciach rozdzielczych średniego napięcia. III Międzynarodowe seminarium polsko-ukraińskie „Problemy elektroenergetyki”. 10-11 czerwca 2002, Łódź

[23]. Pawełek R.: Wahania napięcia. Rozdział w „Jakość dostawy energii elektrycznej w sieciach przemysłowych” pod redakcją Z. Hanzelki, Opracowanie AGH dla Electric Power Research Institute, Kraków 2002.

[24]. PN-EN 50160: 1998: Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. [25]. PN-EN 61000-3-3, PN-IEC 1000-3-3: 1997: Kompatybilność elektromagnetyczna -

Dopuszczalne poziomy - Ograniczanie wahań napięcia i migotania światła powodowanych przez odbiorniki o prądzie znamionowym ≤ 16 A w sieciach zasilających niskiego napięcia.

[26]. PN-EN 61000-4-14: 2002: Kompatybilność elektromagnetyczna. Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na wahania napięcia.

[27]. PN-EN 61000-4-15: 1999 Kompatybilność elektromagnetyczna - Metody badań i pomiarów. Miernik migotania.



[28]. Prawo energetyczne. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Dz. U. 97.54.348 z późniejszymi zmianami: Dz. U. 97.158.1042, 98.94.594, 98.106.668, 98.162.1126, 99.88.980, 99.110.1255, 00.48.555.

[29]. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. U. 00.85.957

[30]. Strzelbicki J. : Prawne i techniczne aspekty świadczenia usług systemowych. Referat – 09.2000. PSE S.A. Warszawa.

[31]. UIE Guide to quality of electrical supply for industrial installations. Part 1: General introduction to electromagnetic compatibility (EMC), types of disturbances and relevant standards 1994.

[32]. UIE Guide to quality of electrical supply for industrial installations. Part 5: Flicker and voltage fluctuations 1999.

[33]. Wasiak I.: Asymetria napięć i prądów. Seminarium LPQI „Zaburzenia w napięciu zasilającym”, 9 czerwca 2003 r., Łódź



ASYMETRIA NAPIĘĆ I PRĄDÓW

Irena Wasiak

Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej

1. WPROWADZENIE Źródłami napięcia 3-fazowego w systemie elektroenergetycznym są generatory

synchroniczne. Napięcia na zaciskach fazowych generatorów mają równe wartości, a ich wektory przesunięte są względem siebie o 1200 elektrycznych. Taki układ wektorów nazywa się symetrycznym [19]. Jeśli elementy systemu elektroenergetycznego są liniowe i symetryczne oraz poszczególne fazy układu będą jednakowo obciążone, to napięcia zmierzone w węzłach odbiorczych pozostaną symetryczne, a krótkotrwała asymetria może jedynie wystąpić w warunkach zakłóceniowych, np. przy zwarciu niesymetrycznym.

Uzyskanie całkowitej symetrii we wszystkich węzłach systemu elektroenergetycznego w

stanach normalnych nie jest w praktyce możliwe, z uwagi na niesymetryczne odbiory, a przede wszystkim odbiorniki 1-fazowe, występujące głównie w sieciach niskiego i średniego napięcia. Powodują one przepływ niejednakowych prądów fazowych przez sieć elektroenergetyczną i powstawanie na elementach tej sieci niesymetrycznych strat napięcia. Konsekwencją tego jest utrata symetrii napięcia w węzłach.

W dalszej części referatu zostaną przedstawione podstawowe informacje dotyczące przyczyn i skutków asymetrii, jak również metod analizy, pomiaru, oceny i kompensacji tego zaburzenia.

2. PODSTAWY ANALIZY

W ogólnym przypadku definicję asymetrii stosuje się do układów wielofazowych. Według

[10] asymetria napięcia jest to stan, w którym wartości napięć fazowych lub/i kąty między kolejnymi fazami nie są sobie równe.

W odniesieniu do układów trójfazowych asymetrię napięcia definiuje się jako stan, w którym wartości skuteczne trzech napięć fazowych nie są jednakowe lub/i kąty przesunięć między nimi różnią się od 120° [19].

Analogiczną definicję stosuje się do prądów. Do analizy asymetrii stosuje się powszechnie metodę składowych symetrycznych. Główna

idea tej metody polega na zastąpieniu dowolnego niesymetrycznego 3-fazowego układu wektorów sumą trzech 3-fazowych układów symetrycznych o kolejności: zgodnej, przeciwnej i zerowej1. Wprowadzając operator obrotu:

23

213

2

jea j +−== π oraz 23

212 3

234

jeea jj −−=== − ππ ,

1 W literaturze używa się także określeń układ zgodny, przeciwny, zerowy.


można zapisać równania dla poszczególnych układów symetrycznych napięcia jak poniżej: układ kolejności zgodnej

AC

AB

AA

UaUUaU

UU

11

12

1

11

==

=

(2.1)

układ kolejności przeciwnej

AC

AB

AA

UaUUaU

UU

22

2

22

22

=

==

(2.2)

układ kolejności zerowej CBA UUU 000 == (2.3) Napięcie w poszczególnych fazach jest sumą odpowiednich składowych symetrycznych:

AAACCCC

AAABBBB

AAAA

UUaUaUUUUUUaUaUUUU

UUUU

022

1021

0212

021

021

++=++=

++=++=

++=

(2.4)

Przykładowy niesymetryczny układ wektorów napięć fazowych przedstawiono w postaci

sumy składowych symetrycznych na rysunku 2.1. Łatwo zauważyć, że suma napięć kolejności zgodnej i przeciwnej równa się zeru, oraz, że napięcie kolejności zerowej równa się 1/3 sumy napięć fazowych :

CBAA

ACBA

ACBA

UUUUaaUUUU

aaUUUU

++==++=++

=++=++

0

22222

21111

30)1(

0)1( (2.5)

Napięcia międzyprzewodowe wyrażone w postaci składowych symetrycznych nie zależą od

składowej zerowej i wynoszą:

AAACCA

AACBBC

AABAAB

UaUaUUUUaaUaaUUU

UaUaUUU

22

1

22

12

212

)1()1()()(

)1()1(

−+−=−=

−+−=−=

−+−=−=

(2.6)

Z równań (2.4) można wyznaczyć zależności na składowe symetryczne w funkcji napięć

fazowych:

)(31

)(31

)(31

22

21

0

CBAA

CBAA

CBAA

aUUaUU

UaUaUU

UUUU

++=

++=

++=

(2.7)

Podobne zależności można zapisać dla prądów.


+ + =

U1A

1BUU1C

2AU

U2C

U2B

U0A U0B U0C

1AU

U2A

U0AUA

U1B

2BU

0BU

UB

1CU

U2CU0C

CU

=

Rys. 2.1. Niesymetryczny układ wektorów i jego składowe symetryczne

Istotną cechą wprowadzonego przekształcenia jest diagonalizacja macierzy impedancji

opisującej element trójfazowy. Oznacza to wyeliminowanie sprzężeń pomiędzy fazami, co znacznie upraszcza analizę układu. Efektem przekształcenia jest więc zastąpienie niesymetrycznego układu 3-fazowego, trzema 3-fazowymi układami symetrycznymi: zgodnym, przeciwnym i zerowym, z których każdy może być zastąpiony obwodem 1-fazowym.

Jako miarę asymetrii przyjmuje się powszechnie współczynnik asymetrii K, będący ilorazem

składowej przeciwnej lub zerowej do składowej zgodnej napięcia lub prądu2. Dla napięcia:

%100)1(1

)1(22 ⋅=

UU

K U %100)1(1

)1(00 ⋅=

UU

K U , (2.8)

2 W literaturze zagranicznej spotyka się dwa pojęcia asymetrii: unbalance lub imbalance – określany współczynnikami

(2.8) oraz asymmetry – określana jedynie przez stosunek składowej przeciwnej do składowej zgodnej. Definicji tej używa się najczęściej w odniesieniu do sieci pracującej z punktem neutralnym izolowanym.


dla prądu:

%100)1(1

)1(22 ⋅=

II

K I %100)1(1

)1(00 ⋅=

II

K I (2.9)

Podany w nawiasie indeks (1) oznacza, że definicje odnoszą się do pierwszej harmonicznej. Podstawowe znaczenie w opisie asymetrii ma składowa przeciwna, generowana przez

odbiorniki wielofazowe. Podobnie jak składowa zgodna, jest ona transformowana przez uzwojenia transformatora niezależnie od grupy połączeń. Składowa zerowa występuje normalnie tylko w sieciach nn, a połączone w trójkąt uzwojenia transformatora uniemożliwiają przenoszenie się jej do sieci wyższego napięcia. Współczynnik asymetrii zapisany dla składowej przeciwnej, jest funkcją napięć fazowych:

( ) %1002

2

2 ⋅++++

=CBA

CBAu UaUaU

UaUaUK (2.10)

Uwzględniając, że a+a2+1=0, wzór powyższy można przedstawić także w funkcji napięć

międzyprzewodowych:

( ) %10022 ⋅−−

=BCAB

BCABu UaU

UaUK (2.11)

Analogiczne zależności można zapisać dla prądów.

3. PRZYCZYNY ASYMETRII Jak już wspomniano, niesymetryczne stany pracy sieci elektroenergetycznej spowodowane są

głównie pracą niesymetrycznych obciążeń. Większość odbiorników niskiego napięcia (nn) oraz niektóre odbiorniki średniego napięcia (SN) jak np. trakcja elektryczna lub piece indukcyjne, wykonywane są jako jednofazowe. Praca takich urządzeń w sieci trójfazowej prowadzi do asymetrii prądów obciążenia, a to z kolei powoduje niesymetryczne straty napięcia w poszczególnych fazach układu zasilającego i w konsekwencji asymetrię napięcia w węzłach sieci.

Niesymetrycznymi odbiornikami 3-fazowymi, szczególnie kłopotliwymi z punktu widzenia jakości energii elektrycznej, są piece łukowe. Asymetria wprowadzana przez piec spowodowana jest dwiema przyczynami:

• niejednakową impedancją toru wielkoprądowego, wynikającą z konstrukcji pieca, • niejednakowym obciążeniem fazowym, będącym efektem fizycznej natury procesu topienia

tj. zmieniającej się w różny sposób wartości zastępczej impedancji łuku. Asymetria obciążenia pieca łukowego może powodować znaczącą asymetrię napięcia w sieci

zasilającej, gdyż piece łukowe stanowią odbiory dużych mocy, sięgających dziesiątek lub nawet setek MVA.

Źródłami asymetrii mogą też być 3-fazowe elementy układu przesyłowego, a w szczególności linie napowietrzne. Z konstrukcji tych linii wynika, że przewody poszczególnych faz nie są jednocześnie w identycznym położeniu względem siebie i względem ziemi. Prowadzi to do różnych wartości parametrów fazowych linii, a więc także do różnych wartości straty napięcia w poszczególnych fazach. W praktyce stosuje się specjalne środki jak np. przeplecenia przewodów linii, które skutecznie zmniejszają jej asymetrię. W typowych obliczeniach elektroenergetycznych przyjmuje się założenie, że elementy systemu elektroenergetycznego, w tym także linie, są symetryczne.


4. SKUTKI ASYMETRII Asymetria prądów płynących w poszczególnych fazach układu elektroenergetycznego

powoduje: dodatkowe nagrzewanie, którego konsekwencją jest ograniczenie przepustowości linii

dla prądów zgodnych, z uwagi na dopuszczalne cieplne obciążenie sumaryczne, dodatkowe straty mocy i energii, asymetrię napięcia w węzłach sieci.

Asymetria napięcia w węzłach wpływa niekorzystnie na pracę odbiorników, a do najbardziej

wrażliwych pod tym względem należy zaliczyć silniki asynchroniczne i prostowniki. Strumień magnetyczny wywołany przez strumień kolejności przeciwnej silników

asynchronicznych powoduje: zwiększone nagrzewanie uzwojeń stojana, dodatkowe straty mocy czynnej w stojanie, powstanie dodatkowego momentu napędowego kolejności przeciwnej powodującego

zmniejszenie momentu użytecznego silnika, indukowanie się dodatkowych prądów w uzwojeniach i w żelazie wirnika silnika, a tym

samym dodatkowych strat mocy w wirniku. Zwiększone nagrzewanie uzwojeń silnika, szczególnie przy długotrwałej asymetrii, może

spowodować przyspieszenie degradacji izolacji silnika i skrócenie jej żywotności. Silniki są wyposażone w zabezpieczenia, które reagują na nadmierną wartość prądu i mogą spowodować wyłączenie urządzenia. Z doświadczeń laboratoryjnych wynika, że większość silników asynchronicznych jest odporna na 2% asymetrię napięcia zasilającego.

Zasilanie urządzeń przekształtnikowych napięciem niesymetrycznym powoduje następujące

skutki: pojawienie się dodatkowej składowej pulsującej w napięciu (prądzie) wyprostowanym,

której amplituda zależy od współczynnika asymetrii, dodatkowe harmoniczne w prądzie przemiennym, a więc wzrost odkształcenia tego

prądu, generowanie harmonicznych niecharakterystycznych dla danej topologii przekształtnika

oraz interharmonicznych, obniżenie dopuszczalnej mocy obwodu stałoprądowego.

5. NORMALIZACJA Asymetria napięcia jest jednym z parametrów określających jakość energii elektrycznej.

Normalizacja w dziedzinie jakości energii jest ściśle związana z normalizacją w dziedzinie kompatybilności elektromagnetycznej. Podstawowymi międzynarodowymi dokumentami normalizacyjnymi dotyczącymi kompatybilności są normy IEC serii 61000 [7-12]. W części 2 tej serii: Environment podane są poziomy kompatybilności współczynnika asymetrii dla sieci odbiorców bytowo-komunalnych i przemysłowych nn i SN. Poziom kompatybilności określa wartość parametru w celach koordynacji emisji i wrażliwości odbiorników.

W krajach Wspólnoty Europejskiej standardy jakościowe energii określone są w normie europejskiej EN 50160. Polski odpowiednik tej normy [18] został wprowadzony w 1998 r. Norma dotyczy charakterystyk sieci zasilającej i podaje dopuszczalne wartości parametrów napięcia zasilającego, w tym także współczynnika asymetrii, w punkcie przyłączenia instalacji odbiorcy do sieci publicznej (PWP), dla sieci nn i SN. Zmierzone w tych punktach wartości współczynnika asymetrii nie powinny przekraczać określonych limitów.


W innych dokumentach międzynarodowych mających charakter wytycznych lub raportów technicznych [3,5,6], podane są wartości poziomów kompatybilności dla sieci nn i SN oraz wartości poziomów planowanych dla sieci WN. Poziomy planowane wprowadza się dla oceny sumarycznego oddziaływania na sieć zasilającą odbiorów zakłócających, a ich wartości zależą od przyjętych poziomów kompatybilności oraz od właściwości sieci.

Większość norm i dokumentów międzynarodowych jest zgodna co do definicji zjawiska

asymetrii i jego parametrów. Poziomy kompatybilności dla sieci nn i SN wynoszą 2%, a w szczególnych warunkach 3%. W większości analizowanych dokumentów nie ma odrębnych ustaleń dotyczących sieci WN, za wyjątkiem dokumentu [3], pozwalającego na ocenę asymetrii napięcia w węźle sieci, do którego dołącza się niesymetryczny odbiór, w zależności od mocy tego odbioru i mocy zwarciowej sieci.

Przy ocenie asymetrii w sieci rzeczywistej porównuje się zmierzone wartości współczynnika asymetrii z wartością dopuszczalną. Zwykle wymaga się, aby ta ostatnia nie była przekraczana przez 95% czasu obserwacji. Wartość taka w statystyce matematycznej nazywa się kwantylem 0,95 (95%). Oznacza to, że wartości występujące przez 5% czasu obserwacji nie są limitowane.

Wartości współczynników asymetrii podane w różnych dokumentach normalizacyjnych przedstawiono w tablicy 4.1. Warto w tym miejscu zauważyć, że problem asymetrii został całkowicie pominięty w podstawowym dokumencie regulującym zagadnienia jakości energii elektrycznej w Polsce, którym, zgodnie z obowiązującym w Polsce Prawem Energetycznym, jest Rozporządzenie [20].

Tablica 4.1 - Graniczne wartości współczynnika asymetrii w normach i przepisach

Dokument Wartości współczynnika asymetrii Uwagi IEC 1000-2-5 [8] Definiowane są dwa stopnie zakłócenia:

stopień 1 - K2U = 2% stopień 2 - K2U = 3% .

Klasyfikacja zjawiska

IEC 1000-2-12 [9] K2U = 2% W warunkach szczególnych do 3%

Poziom kompatybilności

PN-EN 50160 [18] K2U = 2% W pewnych rejonach może wystąpić asymetria do 3%

Charakterystyki napięcia, kwantyl 0,95

Gost 13109-97 [4] K2U = 2 % – w odniesieniu do kwantyla 0,95 K2U = 4 % - w odniesieniu do wartości maksymalnej.

Charakterystyki napięcia

ANSI [1] K2U=3% ER P29 [3] K2U = 2%

W warunkach szczególnych: K2U = 1% dla układów o napięciu 33 kV-132 kV oraz K2U =1,3% dla napięć do 33 kV

Poziomy planowane

UIE [5] Poziomy kompatybilności dla sieci nn i SN: K2U = 2% Poziomy planowane dla sieci WN: K2U = 1% Poziomy kompatybilności dla sieci przemysłowych: Dla klasy 1 i 2: K2U = 2% Dla klasy 3: K2U = 3% - kwantyl 0,95 K2U = 4% - wartość maksymalna

UNIPEDE [15] K2U = 2% W pewnych rejonach może wystąpić asymetria do 3%

Kwantyl 0,95

W dokumentach normalizacyjnych podaje się różne zależności umożliwiające praktyczne

wyznaczenie współczynnika asymetrii na podstawie skutecznych napięć międzyprzewodowych lub fazowych. Zamieszczono je w tablicy 4.2.


Tablica 4.2 - Wzory na wyznaczanie współczynnika asymetrii zawarte w normach i przepisach

Dokument Wzór na współczynnik asymetrii IEC 61000-2-12 [9]

26 222

2 −++++

=)UUU()UUU(K

CABCAB

CABCABu

IEC 61000-4-30 [12] IEEE P1159.1 [13] %K U 100

631631

2 ⋅β−+

β−−= gdzie

( )2222

444

CABCAB

CABCAB

UUU

UUU

++

++=β

Gost 13109-97 [4]

−+

+

−−+=

AB

2CA

2BC

22

ABAB

2CA

2BC2

BCAB)1(1 UUU

UU

UUU4U3

121U

−+

+

−−−=

AB

2CA

2BC

22

ABAB

2CA

2BC2

BCAB)1(2 UUU

UU

UUU4U3

121U

Wzór przybliżony:

( )minpmaxp)1(2 UU62,0U −= gdzie Upmax oraz Upmin są maksymalnymi i minimalnymi wartościami napięć międzyprzewodowych

IEC 61000-2-1 [7], IEC 61000-4-27 [11], ANSI C84.1 [1], ER P29 [3]

%UU

Kśr

maxU 1002 ⋅

∆=

gdzie: ∆Umax jest maksymalnym odchyleniem dowolnego z trzech napięć fazowych od wartości średniej, a Uśr wartością średnią napięć fazowych.

ER P29 [3] %

SUI

Kzw

pU 100

3 22 ⋅=

gdzie I2 jest składową przeciwną pierwszej harmonicznej odbieranego prądu, Up napięciem fazowym, a Szw mocą zwarciową w punkcie wspólnego przyłączenia. Dla pojedynczego odbioru 1-fazowego o mocy S:

%SSKzw

U 1002 ⋅=

Zasady pomiaru współczynnika asymetrii podane są w normie [12]. Zgodnie z tymi zasadami,

współczynnik ten należy wyznaczać dla okna pomiarowego równego 10 okresów przy częstotliwości 50 Hz. Wyniki uzyskane dla kolejnych okien należy uśredniać się w charakterystycznych przedziałach czasowych równych 3 s (tzw. przedział bardzo krótki), 10 min (tzw. przedział krótki) i 2 godziny. Ocenę asymetrii należy przeprowadzać w minimalnym okresie obserwacji równym jednej dobie. Sposób oceny zależy od celu pomiarów. W przypadku zastosowań kontraktowych ocenie podlega współczynnik asymetrii uśredniany w czasie 10 minut i 2 godzin, przy czym łączny czas obserwacji powinien obejmować co najmniej jeden tydzień. Proponowane są następujące sposoby oceny:

określenie liczby lub procent wartości, które w ciągu okresu obserwacji przekraczają wartości ustalone (kontraktowe),

porównanie maksymalnych pomierzonych wartości z kontraktowymi (w tym przypadku można przyjąć dłuższy okres obserwacji, np. jeden rok),

porównanie statystycznych parametrów mierzonych wielkości z wartościami kontraktowymi.


Parametrami statystycznymi, które należy porównać z ustalonymi limitami są kwantyle 0,95 lub 0,99 uśrednianego współczynnika asymetrii (K2U, 0,95, K2U, 0,99). Wybrany sposób lub sposoby oceny są uzgadniane pomiędzy stronami kontraktu.

6. KOMPENSACJA ASYMETRII ODBIORU

Do ograniczenia asymetrii prądów i napięć spowodowanej niesymetrycznymi odbiorami o

stałej wartości mocy stosuje się specjalne urządzenia symetryzujące tzw. symetryzatory. Celem działania tych układów jest zwykle eliminacja lub ograniczenie składowych przeciwnej i zerowej prądów w miejscu przyłączenia odbiornika niesymetrycznego lub w całej sieci zasilającej odbiorniki niesymetryczne. Proces taki nazywa się symetryzacją.

W sieciach SN, trójprzewodowych, pracujących zwykle jako izolowane lub skompensowane, odbiorniki niesymetryczne łączone są na napięcie międzyprzewodowe. W takim przypadku nie występuje składowa zerowa prądów, a zatem symetryzacja sprowadza się do wyeliminowania lub ograniczenia składowej przeciwnej. Sieci nn są sieciami czteroprzewodowymi, z uziemionym punktem neutralnym, a więc występuje w nich zarówno składowa przeciwna jak i zerowa.

Urządzenie symetryzujące (US) włącza się do sieci równolegle do niesymetrycznego odbiornika (ON) (rys. 5.2).

A

CON

US

B

IA IAo

IB BoI

IC CoI

ICkBkIAkI

Rys. 5.2. Schemat odbiornika niesymetrycznego z urządzeniem symetryzującym. Urządzenie to wywołuje przepływ prądów IAk, IBk, ICk, które dodając się do prądów odbiornika

IAo, IBo, ICo dają w efekcie symetryczny układ prądów źródła zasilania IA, IB, IC . Spełnione jest wówczas równanie:

CCkCoC

ABkBoB

AkAoA

IaIIIIaIII

III

=+==+=

+=2 (5.1)

Ponieważ prądy pobierane z sieci tworzą układ symetryczny, więc składowe przeciwna i

zerowa tych prądów są równe zeru:

0)(

31

0)(31

0

22

=++=

=++=

CBA

CBA

IIII

IaIaII (5.2)

Równania powyższe określają ogólne warunki symetryzacji. Istnieje duża rozmaitość układów do symetryzacji prądów obciążenia, różniących się liczbą i

rodzajem elementów oraz sposobem przyłączenia. Obszerne informacje na ten temat można znaleźć w monografii [14]. Układy te spełniają swoje zadanie przy stałej wartości obciążeń, nie mogą być


jednak zastosowane do kompensacji asymetrii odbiorników o zmiennym obciążeniu, stwarzających największe problemy dla energetyki, takich jak trakcja elektryczna czy piece łukowe. Odbiorniki takie wymagają zastosowania kompensacji nadążnej, którą może realizować statyczny kompensator mocy biernej SVC (Static Var Compensator).

W ogólnym przypadku kompensatory statyczne to układy zawierające dławiki lub/i kondensatory sterowane tyrystorowo i włączane do węzła sieci elektroenergetycznej. Można je więc traktować jako regulowaną równoległą susceptancję. Tyrystory stanowią w tych układach przełączniki włączające lub wyłączające prąd w obwodzie. Symetryzacja jest jednym z zadań, które mogą realizować te kompensatory. Zwykle stosuje się je także do kompensacji mocy biernej lub ograniczenia wahań napięcia i zjawiska migotania światła.

Do wyznaczenia kryterium działania kompensatora powszechnie stosuje się teorię mocy Fryzego [16]. Według tej teorii asymetria obciążeń czynnych powoduje powstanie dodatkowej mocy biernej obciążającej układ przesyłowy, która może być kompensowana tak samo jak moc bierna wywołana przez elementy reaktancyjne lub nieliniowe odbiornika. Całkowita moc bierna Q jest więc sumą:

h)1(a)1( QQQQ ++= (5.3) gdzie: Q(1) – moc bierna podstawowej harmonicznej, Qh – moc wyższych harmonicznych, a

Qa(1) – moc asymetrii. Przyjmuje się, że wyższe harmoniczne prądu są eliminowane przez odpowiednie filtry,

a kompensacja dotyczy jedynie pierwszej harmonicznej. Celem działania kompensatora jest zatem kompensacja mocy biernej odbiornika w każdej fazie w taki sposób, aby odbiornik wraz z kompensatorem pobierał w obwodzie każdej fazy tylko moc czynną. Można udowodnić, że taka kompensacja prowadzi także do symetryzacji obciążeń czynnych [16].

Najnowsze rozwiązania układów kompensacyjnych to urządzenia typu STATCOM, oparte na zastosowaniu przekształtników AC/DC. Działanie układu jest podobne do działania kompensatora synchronicznego. Stanowi on źródło napięcia przyłączone do węzła przez impedancję, którą z reguły jest impedancja transformatora. Jeżeli napięcie generowane przez kompensator jest mniejsze od napięcia sieci, do której jest on przyłączony to kompensator stanowi obciążenie o charakterze indukcyjnym, pobierającym z sieci moc bierną indukcyjną. W przypadku przeciwnym, jeśli napięcie kompensatora jest wyższe od napięcia sieci to układ działa jak pojemność, wprowadzając do sieci moc pojemnościową.

Podstawowym elementem układu STATCOM jest inwertor napięcia, w którym wykorzystuje się przekształtniki całkowicie sterowalne jak np. tyrystory typu GTO, znane dotychczas głównie z zastosowań w napędach dla trakcji i urządzeń przemysłowych. Postęp w dziedzinie energoelektroniki spowodował, że obecnie dostępna stała się nowa generacja tych urządzeń, o znacznie większych mocach, umożliwiających ich zastosowanie w elektroenergetyce, do poprawy jakości energii elektrycznej. W zależności od zastosowanego sterowania kompensatory typu STATCOM mogą pełnić funkcję stabilizatora napięcia w określonym węźle sieci lub też mogą realizować złożone funkcje kompensacji mocy biernej, symetryzacji obciążenia i filtracji harmonicznych jednocześnie. Ponadto, urządzenia te charakteryzują się następującymi cechami [17]:

nie wymagają zastosowania elementów biernych; wymiary tych urządzeń są około cztery razy mniejsze niż analogicznych kompensatorów SVC,

wykazują lepsze właściwości dynamiczne, mogą być łatwo przystosowane do zmieniających się obciążeń w systemie, postęp w dziedzinie energoelektroniki powoduje, że cena tych urządzeń wykazuje

tendencję spadkową.



7. LITERATURA

[1]. ANSI C84.1: 1995, American National Standard For Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings.

[2]. Dugan R.C., McGranaghan M.F., Beaty H.W.: Electrical Power Systems Quality. McGraw-Hill, 1996

[3]. Engineering Recommendation P29: Planning limits for voltage unbalance in the United Kingdom

[4]. Gost 13109-97: Russian Standard, Normy kaczestwa elektriczeskoj energii w sistemach elektrosnabzenia obszczego naznaczenia.

[5]. Guide to Quality of Electrical Supply for Industrial Installations – Part 1: General introduction to electromagnetic compatibility (EMC), types of disturbances and relevant standards. UIE, 1994

[6]. Guide to Quality of Electrical Supply for Industrial Installations – Part 4: Voltage unbalance. UIE, 1996

[7]. IEC 61000-2-1, 1990: Electromagnetic compatibility-Part 2: Environment-Section 1: Description of the environment - Electromagnetic environment for low-frequency conducted disturbances and signalling in public power supply systems.

[8]. IEC 61000-2-5, 1995: Electromagnetic compatibility-Part 2: Environment-Section 5: Classification of electromagnetic environments.

[9]. IEC 1000-2-12, 1995: Electromagnetic compatibility-Part 2: Environment-Section 12: Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signalling in public medium-voltage power systems.

[10]. IEC 60050-161, 1990: International Electrotechnical Vocabulary, Chapter 161. Electromagnetic compatibility

[11]. IEC 61000-4-27, 2000: Electromagnetic compatibility – Part 4-27: Testing and measurement techniques – Unbalance, immunity test.

[12]. IEC 61000-4-30, 1999,: Electromagnetic compatibility. Part 4-30: Testing and measurement techniques – Power Quality measurement methods, projekt

[13]. IEEE P1159.1: Guide for Recorder and Data Acquisition Requirements for Characterisation of Power Quality Events

[14]. Kowalski Z.: Asymetria w układach elektroenergetycznych. Warszawa, 1994 [15]. Measurement Guide for Voltage Characteristics Electricity Product Characteristics and

Electromagnetic Compatibility, 230.02 NORMCOMP, UNIPEDE, 1995 [16]. Piróg S.: Negatywne oddziaływania układów energoelektronicznych na źródła energii i

wybrane sposoby ich ograniczania. Wydawnictwo AGH, Kraków 1998 [17]. Plantive E. Courtois C., Poirrier J.P, Javerzac J.L.: Application of a 20 MVA STATCOM for

voltage balancing and power active filtering of a 25 kV AC single-phase railway substation connected to the 90 kV grid in France. CIGRE, 2000, 13/14/36-12

[18]. PN-EN 50160, 1995: Parametry napięcia w publicznych zasilających sieciach elektrycznych [19]. PN–T-01030, 1996: Kompatybilność elektromagnetyczna. Terminologia. [20]. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000, w sprawie szczegółowych warunków

przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. U. Nr 85/2000

[21]. Wasiak I.: Niesymetria napięć i prądów, Rozdział w „Jakość dostawy energii elektrycznej w sieciach przemysłowych” pod redakcją Z. Hanzelki, Opracowanie AGH dla Electric Power Research Institute, Kraków 2002.



REGULACJA NAPIĘCIA

Andrzej KANICKI Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej

1. WPROWADZENIE Napięcie jest drugim obok częstotliwości parametrem charakteryzującym jakość energii

elektrycznej, bezpośrednio wpływającym na jakość pracy odbiorników. Jest ono różne w różnych punktach systemu, w odróżnieniu od częstotliwości, która pozostaje na jednym poziomie w całym systemie. Na poziom i zmienność napięcia w sieci ma wpływ wiele czynników występujących zarówno w procesie wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej jednak najistotniejszą przyczyną jest zmienność obciążenia. Duża, przypadkowa zmienność obciążenia w systemie narzuca wysokie wymagania dotyczące utrzymania stabilności napięcia. W celu ograniczenia odchyleń napięć u odbiorców, utrzymywania ich w dopuszczalnych granicach, stosuje się regulację napięć w sieciach elektroenergetycznych. Wartości spadków napięć w sieciach bez stosowania regulacji napięcia zwykle są większe od dopuszczalnych wartości odchyleń. Zmiany napięcia w sieci wykraczające poza dopuszczalne granice tolerancji są szkodliwe dla wszystkich rodzajów odbiorów i powodują zakłócenia w ich pracy. Obniżenie wartości napięcia powoduje zwiększone straty przesyłu w liniach i transformatorach i innych urządzeniach. W krytycznym przypadku może także doprowadzić do utraty równowagi całej sieci zwanej lawiną napięcia. Natomiast nadmierny wzrost wartości napięcia prowadzi do wzrostu prądów magnesowania transformatorów i silników oraz do zniszczenia lub skrócenia trwałości izolacji urządzeń. Regulacja napięcia może mieć na celu zarówno regulowanie wartości, jak i fazy napięcia. W sieciach rozdzielczych ma znaczenie jedynie regulacja wartości napięcia. Zmiany fazy napięcia w sieciach otwartych nie powodują zmian rozpływu prądów. W sieciach zamkniętych zarówno zmiana modułu napięcia jak i fazy powoduje zmiany rozpływu prądów a w konsekwencji zmiany napięć w sieci. Stosowane są różne metody regulacji napięcia począwszy od wytwarzania (regulacja wzbudzania generatorów), poprzez kompleksową regulację mocy biernej w systemie, regulację rozpływu mocy czynnej, optymalizację układu pracy sieci kończąc na regulacji poziomu napięcia za pomocą transformatorów regulacyjnych. Główne cele stosowania regulacji napięcia, to:

uzyskanie odpowiednich napięć roboczych na odbiornikach i urządzeniach sieciowych, zwiększenie przepustowości sieci, zwiększenie zapasu stabilności napięciowej.

Proces regulacji napięcia dzieli się na trzy etapy:

1. Etap pierwszy, przygotowawczy to planowanie układu pracy sieci przesyłowej czy rozdzielczej, uwzględniający zasady bezpieczeństwa pracy sieci i warunki techniczne. Proces ten ma różny horyzont czasowy. W trakcie tego procesu decyduje się o niezawodności sieci,


przy jednoczesnym utrzymaniu wymaganych parametrów jakości dostaw energii elektrycznej w tym wartości napięć w węzłach. Wynikiem tego planowania jest ustalenie: schematu normalnego pracy sieci na określony okres pracy sieci, zadań inwestycyjnych w sieci elektroenergetycznej koniecznych do utrzymywania

odpowiednich warunków technicznych, wartości napięć w węzłach, które są wartościami zadanymi regulatorów napięcia

zainstalowanych na urządzeniach. 2. Etap drugi, realizacyjny, przebiegający w czasie rzeczywistym, to automatyczna regulacja

regulacji napięć i mocy biernej oraz nakładające się na to działanie innych automatyk oraz operatorów sieci. Rozróżnia się regulację napięcia: pierwotną, wtórną i trójną Regulacja napięcia pierwotna prowadzona jest przez regulatory napięcia bloków wytwórczych, które inicjują szybkie zmiany we wzbudzeniu generatorów w sytuacji, kiedy wykrywają zmianę napięcia na ich zaciskach. W pierwotnej regulacji napięcia mogą brać również udział inne urządzenia regulacyjne, takie jak np. statyczne kompensatory mocy biernej (np. static var compensators - SVC). Regulacja wtórna napięcia koordynuje działanie urządzeń regulacyjnych napięć i mocy biernej wewnątrz danej strefy systemu celem utrzymania wymaganego poziomu napięcia. Regulacja trójna napięcia polega na procesie optymalizacji przebiegającym z użyciem obliczeń opartych na pomiarach czasu rzeczywistego, którego celem jest zmodyfikowanie nastaw urządzeń, które wpływają na rozkład mocy biernej (regulatory bloków wytwórczych, regulatory przełączników zaczepów transformatorów oraz urządzenia kompensujące, takie jak indukcyjności i kondensatory).

3. Etap trzeci to analizy techniczne i statystyczne regulacji napięć i mocy biernej oraz analizy działania operatorów w czasie rzeczywistym.

2. ŹRÓDŁA ZABURZEŃ Przyczyną konieczności stosowania regulacji napięcia w sieci przesyłowej jest oczywiście

bardzo prozaiczna, wartości napięcia wykraczające poza dopuszczalne granice. Wartości napięcia wykraczają poza swoje dopuszczalne granice z następujących powodów:

powolnych zmian obciążeń związanych przede wszystkim z dobowym i rocznym wykresem obciążenia,

wyłączenia i załączenia znaczących elementów sieciowych, samowzbudzenia się generatora przy pracy na obciążenie pojemnościowe, kołysań maszyn synchronicznych.

Pierwsze dwie powyższe przyczyny nie wymagają żadnych dodatkowych wyjaśnień.

Samowzbudzenie się generatora przy pracy na obciążenie pojemnościowe jest na szczęście bardzo rzadkim zjawiskiem i należy o nim pamiętać jedynie podczas czynności łączeniowych a nie regulacji napięcia, jest likwidowane przez regulatory napięcia generatora. Zjawisko kołysania się wirników maszyn synchronicznych jest związane z procesem regulacji częstotliwości i mocy nie będzie w tutaj omawiane.

3. SKUTKI ZABURZEŃ

3.1. Zmiany napięć pod wpływem zmiany obciążenia oraz czynności łączeniowych

Załączenie, wyłączenie lub zmiana obciążenia w sieci powoduje powstanie skoku napięcia

proporcjonalnego do wartości mocy biernej i odwrotnie proporcjonalnego do mocy zwarciowej sieci w punkcie przyłączenia obciążenia wg. poniższej przybliżonej zależności:


ZWSQ

UU

=∆ (1)

gdzie: SZW - moc zwarciowa sieci na szynach obciążenia, Q - zmiana mocy biernej obciążenia. Większa moc zwarciowa w węźle wywołuje mniejsze spadki napięcia przy zmianie takiej

samej mocy tzn. napięcie mniej reaguje na zmianę obciążenia. Gdyby moc zwarciowa wynosiła nieskończoność to wtedy napięcie w węźle jest stałe niezależne od obciążenia. Identycznie wpływają na zmianę napięcia wyłączenia i załączenia znaczących elementów sieciowych.

3.2. Stabilność napięciowa

Badanie stabilności napięciowej jest jednym z najważniejszych zagadnień związanych ze

sterowaniem systemów elektroenergetycznych. Powodem tego jest kilka poważnych awarii systemowych, m.in.:

we Francji 19 grudnia 1978 r., w Belgii 4 sierpnia 1982 r., w systemie Florydy 28 grudnia 1982 r., we Francji 12 stycznia 1987 r., w Japonii 23 lipca 1987 r.

Awarie te spowodowane zostały spowodowane załamaniem się napięcia, tzw. lawiną napięciową (voltage collapse). W literaturze wiele jest różnych metod starających się wytłumaczyć to zjawisko. Istnieją metody korzystające z dynamiki źródeł i odbiorów, jednak zdecydowaną większość stanowią obliczenia oparte na statycznym modelu systemu elektroenergetycznego. Metody statyczne, bazujące na analizie rozwiązywalności równań rozpływów mocy, są bardzo przydatne przy planowaniu i kierowaniu ruchem dużych systemów elektroenergetycznych. Charakteryzują się stosunkowo krótkim czasem obliczeń oraz możliwością szybkiej identyfikacji słabych miejsc w systemie. Nieatrakcyjność metod dynamicznych wynika z konieczności rozwiązywania dużych układów równań różniczkowych i pracochłonnej analizy wyników.

Utrata stabilności napięciowej może nastąpić zarówno wskutek nagłego zwiększenia obciążenia, jak i awaryjnego wyłączenia ważnej dla systemu gałęzi przesyłowej. W przebiegu lawiny napięcia można wyróżnić 5 charakterystycznych okresów czasowych, związanych z odmiennymi zjawiskami zachodzącymi w systemie:

przedział od 0 s do 1 s – związany z nieustalonymi stanami elektromagnetycznymi i rozpoczęciem nieustalonych stanów elektromechanicznych,

przedział od 1 s do 20 s – związany z działaniem automatycznej regulacji wzbudzenia i napięcia generatora,

przedział od 20 s do 60 s – związany z regulacją pierwotną częstotliwości oraz z działaniem układów regulacji chroniących generator przed naruszeniem górnych i dolnych ograniczeń wytwarzania mocy biernej,

przedział od 1 min do 10 min – związany z regulacją wtórną częstotliwości oraz z działaniem automatycznej regulacji przekładni transformatora pod obciążeniem,

przedział większy od 10 min – związany z odbudową napięcia i działaniami dyspozytora mocy.

Przybliżony przebieg lawiny napięciowej i odbudowy napięcia przedstawiony został na rys. 1.

W celu zobrazowania przyczyn występowania niestabilności napięciowej w systemie elektroenergetycznym przeanalizujemy bilansowanie się mocy biernej w węźle. Rozważmy zachowanie się układu podczas pracy w jednym z dwóch punktów pracy – punktu A lub B, gdzie moc bierna odbioru jest równa mocy biernej źródła - rys. 2.


7

0 - t dynamiczne oddziaływania odbiorówt - t oddziaływania regulacji przekładnit - t lawina napięcia w węzłach odbiorczycht - t odbudowa napięcia poprzez wyłączenie odbiorów

1

1 2

2 3

3 4

Rys. 1 Przybliżony przebieg lawiny napięcia wraz z odbudową napięcia wzorowany na awarii systemowej we Francji w 1978r.

Praca1.

2.

Praca1.

2.

6

Rys. 2. Zależność mocy generatora i odbiorów od napięcia

odbiór

B ∆Q

0.940889

0

Q U( )

Q1 U( )

∆Q U( )

1.20.6 U0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2

0

0.13

0.25

0.38

0.5

0.63

0.75

0.88

1

A generator

w punkcie A: Zmniejszenie napięcia o ∆U powoduje, że moc bierna genbierna odbioru Qo maleje (patrz rys. 2) czyli QG > Qo a to ppowrót do punktu równowagi A. Zwiększenie napięcia o ∆U powoduje, że QG maleje, a Qo spadek napięcia i powrót do punktu równowagi.

w punkcie B: Obniżenie napięcia o ∆U powoduje, że QG maleje, a Qo spadek napięcia. Układ odchodzi od punktu równowagi przyZjawisko to nazywamy lawiną napięcia. Zwiększenie napięcia o ∆U powoduje, że QG rośnie a Qo mdalszy wzrost napięcia i powrót do punktu równowagi A.

Seminar

eratora QG rośnie, a moc ociągnie wzrost napięcia i

rośnie, co pociąga za sobą

rośnie, co pociąga dalszy stale malejącym napięciu.

aleje, co pociąga za sobą

ium "ZABURZENIA W

Z rozważań tych wynika, że punkt A jest punktem pracy stabilnej zaś punkt B jest punktem pracy niestabilnej. Dołączenie nowego odbioru powoduje, że charakterystyka odbioru porusza się ku górze. W pewnym momencie dochodzimy do sytuacji, że jest tylko jeden punkt przecięcia się obu charakterystyk, wtedy ∆Q=0 (rys. 2). Jest to punkt niestabilny a dalsze powiększenie mocy biernej odbieranej powoduje trwałą utratę stabilności. Rozważmy wielkości: ∆Q=QG-Qo oraz ∆U.

Napięcie, przy którym 0=∆∆

UdQd nazywamy napięciem krytycznym. Zjawisko to jest szczególnie

niebezpieczne, gdy odbiorami są silniki asynchroniczne. Lawina napięcia spowoduje zatrzymanie się silników, co spowoduje gwałtowny wzrost zapotrzebowania na moc bierną, pogłębi to spadki napięć i może wywołać zmianę (lawinę) napięcia w innym sąsiednim węźle. Analizując pochodne wielkości ∆Q oraz ∆U mamy:

⇒<∆∆ 0

UdQd stabilna (2)

⇒>∆∆ 0

UdQd niestabilna (3)

⇒=∆∆ 0

UdQd granica stabilności (4)

Następnym celem będzie określenie zależności pomiędzy napięciem na końcu linii

o reaktancji X a obciążeniem. W tym celu załóżmy, że generator utrzymuje stałe napięcie na szynach UA, a na szynach odbiorczych B możemy dołączać kolejne odbiorniki. Po pewnych przekształceniach otrzymujemy:

( ) ( )( ) ( ) ( )( ) 012 222224 =++−+ XPtgUUXtgPU oBAoB ϕϕ (5)

Powyższe równanie jest równaniem dwukwadratowym względem napięcia na szynach

odbiorczych i można je rozwiązać analitycznie. Zależność napięcia od mocy PBU o przedstawia rys. 3. Z rysunku tego wynika, że istnieje pewna moc maksymalna, jaką możemy przesłać również w układzie promieniowym w przypadku, gdy nasze odbiory mają charakterystyki różne od kwadratowej. Liniami poziomymi zaznaczono napięcia, przy których występuje przepływ maksymalnej mocy. Napięcia te nazywamy napięciem krytycznym. Jeżeli moc osiągnie swoją wartość maksymalną to jakiekolwiek zakłócenie powoduje całkowite załamanie się napięcia, w końcu będzie ono równe zeru. Zjawisko to nazywamy lawiną napięcia. Przypomnijmy, że krzywe na rys. 3 zostały wykreślone przy założeniu stałej odbieranej mocy czynnej i biernej. Zmiana charakterystyk napięciowych odbiorów spowoduje zmianę tych krzywych. Dla odbiorów o kwadratowej charakterystyce (odbiory impedancyjne) zjawisko to nie wystąpi.

4. METODY ELIMINACJI SKUTKÓW ZMIANY NAPIĘCIA Opisane powyżej skutki możemy eliminować poprzez odpowiednio dobraną regulację

napięcia i mocy biernej. Regulację tę wykonuje Operator Systemu Przesyłowego lub Rozdzielczego w celu zapewnienia we wszystkich punktach wyjścia z sieci niezawodnych dostaw energii elektrycznej o odpowiednich parametrach jakościowych oraz zapewnienia warunków pracy


w innych węzłach sieciowych, wynikających z parametrów zainstalowanych urządzeń oraz określonych rozpływów mocy. Regulacja napięcia może być dokonywana poprzez zmianę:

sił elektromotorycznych generatorów i przekładni transformatorów,. impedancji sieci, rozpływu mocy czynnych lub biernych.

1.2

0

V2 P( )

V2a P( )

V2b P( )

V2c P( )

V2d P( )

V2e P( )

1.28070 P0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

B.97.0cos ind=ϕ 0.1cos =ϕ .97.0 poj=ϕ

3

2

1

Rys. 3. Zależność napięcia U od mocy Po dla:

1 - , 2 - , 3 - cos

Regulacja napięcia poprzez zmianę sił elektromotorycznych generatorów i przekładni

transformatorów jest regulacją bezpośrednią, dwa pozostałe sposoby regulacji uważać można za regulację pośrednią. W celu możliwości prowadzenia przez OSP regulacji napięć i mocy biernej w węzłach wytwórczych zamawia on następujące regulacyjne usługi systemowe:

regulację napięcia i mocy biernej za pomocą automatycznych układów grupowej regulacji napięć jednostek wytwórczych (ARNE),

pracę kompensatorową hydrozespołów.

4.1. Regulacja wzbudzenia generatora Regulacja napięcia wzbudzenia generatora synchronicznego jest podstawowym sposobem

wpływu na napięcie w systemie. Generator przystosowany do współpracy z systemem musi być wyposażony w odpowiedni układ wzbudzenia i regulator. Obecnie pracujące generatory mają rozbudowane układy wzbudzenia zapewniające prawidłową pracę zarówno w stanach normalnych jak i awaryjnych. Regulacja napięcia wzbudzenia generatora może zapewnić nie tylko utrzymywanie odpowiedniego napięcia, ale i odpowiednią generację mocy biernej. Wielkość generacji mocy biernej oraz jej rodzaj (indukcyjny czy pojemnościowa) zależy także od napięć w pozostałej części systemu. Należy tutaj pamiętać, że praca z niedowzbudzeniem zmniejsza zapas stabilności generatora, a praca z przewzbudzeniem powiększa ten zapas.

Układy regulacji wzbudzenia działają tak, aby powiększać obszar równowagi, stabilizować pracę odbiorników regulując wartości napięć oraz szybko i łagodnie niwelując wahania napięcia, zapewniają prawidłową produkcję mocy biernej i jej właściwy rozdział przy pracy równoległej generatorów. Regulacja napięcia generatora nie odbywa się poprzez bezpośredni pomiar napięcia generatora, lecz przy pomocy kompaudancji członu pomiarowego. Zastosowanie kompaudancji w regulatorze, jako wstępnego etapu przetwarzania mierzonych sygnałów napięcia i prądu generatora, powoduje, że mierzone napięcie jest pomniejszane (powiększone) o napięcie proporcjonalne do straty (spadku) napięcia na wybranej impedancji. Napięcie po kompaudancji jest


porównywane z napięciem zadanym regulatora, jest więc równe napięciu w wybranym przez nas punkcie sieci. Wyróżniamy dwa typy kompaudancji:

kompaudancja niefazowa – wzmocnienie wzbudzenia generatora zależne jest od modułu prądu obciążenia,

kompaudancja fazowa – wzmocnienie wzbudzenia generatora zależne jest od modułu prądu obciążenia i kąta przesunięcia fazowego pomiędzy napięciem i prądem.

Kompaudancja niefazowa znajduje zastosowanie do wzbudnic maszynowych. Wadą tego typu regulacji jest możliwość wystąpienia „lawiny napięcia”. Przypadek taki może mieć miejsce przy obciążeniu pojemnościowym i przy nadmiarze mocy biernej w systemie. Generator zamiast konsumpcji mocy biernej wytwarza ją w coraz większych ilościach, doprowadzając do coraz większego nadmiaru mocy biernej i dalszego wzrostu napięcia.

Kompaudancja fazowa stosowana jest bezpośrednio do zasilania uzwojeń wzbudzenia generatora synchronicznego. Jej rola sprowadza się do funkcji korekcyjnych. Generator taki nazywany jest korektorem napięcia.

Regulatory wzbudzenia generatora powinny posiadać następujące podstawowe układy: nastawiania napięcia zadanego lokalnie lub zdalnie, nastawiania strefy nieczułości, nastawiania statyzmu regulatora, nastawiania czasu blokowania, ograniczników napięcia oraz mocy biernej, dopuszczalnego czasu występowania prądu pułapu wzbudzenia, ograniczników minimalnej mocy biernej (kąta mocy), ograniczników maksymalnego prądu stojana, ograniczników maksymalnego prądu wirnika, ograniczników indukcji.

Regulatory wzbudzenia generatora powinny się charakteryzować następującymi cechami: odpowiednią szybkością działania, odpowiednim błędem regulacji, nie powodowaniem oscylacji napięć i mocy biernej.

Bardziej szczegółowe informacje dotyczące układów wzbudzenia, ich regulatorów oraz układów kompaudancji, ich budowy i działania przedstawione zostały w rozdziale 6.

4.2. Regulacja przekładni transformatorów

Regulacja napięć przez zmianę przekładni transformatorów jest następnym sposobem

regulacji napięć w sieciach elektroenergetycznych. Regulacja ta polega na zmianie czynnej liczby zwojów w jednym z uzwojeń transformatora, tym samym na zmianie przekładni. Regulacja przekładni transformatorów i autotransformatorów nie zmienia bilansu mocy biernej w układzie, ale zmieniając poziomy napięcia w poszczególnych punktach sieci, wpływa na zmiany rozpływu tej mocy. Ze względu na sposób zmiany zaczepów możemy wyróżnić:

Transformatory o przekładni zmienianej po odłączeniu zasilania o zakresach zmian przekładni ±5%, 2×(±2,5%), ±2,5%%. W sieci przesyłowej nie są instalowane takie transformatory, jedynie w sieci rozdzielczej jako transformatory średnie na niskie napięcie.

Transformatory o przekładni zmienianej pod obciążeniem w szerokich granicach ±20% i stopniu regulacji od 0,5%.

Znak plus w powyższych danych oznacza włączenie dodatkowych zwojów uzwojenia. Należy zauważyć, że gdy zaczepy są zainstalowane po stronie pierwotnej transformatora to przełączenie z pozycji 0% na +5% obniża napięcie wtórne o tę samą wartość w stanie jałowym.

Transformatory z regulacją przekładni pod obciążeniem muszą być wyposażone w specjalne urządzenia umożliwiające dokonywanie przełączeń zaczepów pod obciążeniem. Ze względu na


znaczny koszt tych urządzeń, wyposaża się w nie jedynie transformatory o mocy powyżej 5 MVA. Regulacja może odbywać się poprzez zmianę liczby zwojów w obu uzwojeniach transformatora (pierwotnym jak i wtórnym) lub tylko w jednym z nich. Regulacja po obu stronach transformatora daje znacznie lepsze efekty regulacji. Zmiana liczby zwojów po stronie pierwotnej pozwalałaby na ustawienie znamionowych parametrów pracy (znamionowy strumień magnetyczny w rdzeniu). Regulacja po stronie wtórnej umożliwia zmianę napięcia uzwojeń wtórnych, czyli właściwą regulację napięcia. Zastosowanie regulacji po obu stronach transformatora jest rozwiązaniem najkorzystniejszym, jest jednak zbyt kosztowne. Dlatego też uzwojenia regulacyjne stosuje się tylko po jednej stronie. Wybór strony regulacji zależy od wysokości wahań napięcia, wysokości napięcia pracy oraz od prądów obciążenia. Uzwojenia regulacyjne transformatorów zaopatrzone są w szereg zaczepów, a mianowicie w tzw. zaczep zerowy, odpowiadający znamionowej przekładni transformatora, którego napięcie jest zarazem napięciem znamionowym uzwojenia oraz zaczepy dodatkowe, których napięcie może być większe lub mniejsze od napięcia znamionowego uzwojenia W niektórych przypadkach uzwojenia regulacyjne dzielone są na uzwojenia regulacji zgrubnej oraz regulacji dokładnej. Przekładnie znamionowe transformatorów najczęściej nie są równe stosunkowi napięć znamionowych sieci. Są to np. przekładnie 115/6,3 kV, 110/33 kV, 110/16,5 kV, itp. Stąd przy nastawieniu przekładni transformatora na zaczep zerowy uzyskuje się przyrost napięcia, który można wyrazić w procentach wzorem:

%1001Un

snT ⋅

−

ϑϑ

=δ (6)

gdzie: ϑn jest przekładnią znamionową transformatora, ϑs- stosunkiem napięć znamionowych sieci. Do przyrostu napięcia wynikającego ze znamionowej przekładni transformatora dodaje się

przyrost napięcia wynikający ze zmiany przekładni poprzez przełączenie go na odpowiedni zaczep δUzT. Całkowity przyrost napięcia w transformatorze jest więc równy:

zTnTT UUU δ+δ=δ (7)

Przełączanie zaczepów musi odbywać się bez powodowania zakłóceń w pracy systemu.

Niedopuszczalne jest przerywanie prądu obciążenia oraz bezpośrednie zwieranie zwojów transformatora. Dlatego też powszechnie stosowane jest przełączanie pod obciążeniem przy pomocy zwierania zwojów regulacyjnych za pomocą oporników lub dławików. Można wyróżnić dwa podstawowe typy przełączników zaczepów:

Migowe – czas przełączania (0,01 – 0,1s), zwieranie uzwojeń za pomocą oporników, mają małe gabaryty, ale mniejszą pewność działania.

Powolne – czas przełączania kilka sekund, zwieranie uzwojeń za pomocą dławików lub oporników.

Do regulacji automatycznej przełącznik zaczepów musi być wyposażony w regulator napięcia podobny do regulator napięcia generatora. Dla zsynchronizowania remontów i przeglądów przełącznika zaczepów i transformatora oraz zachowania odpowiedniej trwałości urządzenia należy prawidłowo wybrać strefę nieczułości działania oraz czas blokowania w celu uniknięcia zbyt dużej liczby przełączeń w jednostce czasu. Strefa nieczułości działania powinna być ustawiona w zakresie:

∆U ≤ ε ≤ 2∆U (8) gdzie: ∆U – stopień regulacji napięcia. ε - strefa nieczułości.


Za optymalną uważa się ε = (1,2 – 1,4) ∆U. Zwłokę w przełączaniu można uzależnić od wartości odchyłki napięcia: im większe odchylenie napięcia tym mniejsza zwłoka czasowa. W regulatorach stosuje się blokady zapobiegające:

działaniu regulatora przy zbyt dużych odchyleniach napięcia, niemożliwych do skorygowania zmianą przekładni (ograniczane są w ten sposób niepotrzebne zadziałania przełącznika zaczepów), co przy obciążeniu zapobiega możliwości przeciążenia transformatora,

niepotrzebnemu działaniu przełącznika przy zwarciach, przeregulowaniom.

4.3. Regulacja napięć poprzez zmianę rozpływu mocy biernych

Regulacja napięć przez zmianę rozpływu mocy biernych polega na zmianie spadków napięć

na skutek zmiany wartości mocy biernej przesyłanej przez elementy sieci. Z wzoru (1) wynika, że jeżeli zmniejszymy moc indukcyjną przesyłaną przez element sieci o charakterze indukcyjnym, to spadek napięcia się zmniejszy. Gdyby moc bierna była ujemna, pojemnościowa to napięcie wzrośnie. Regulacji mocy biernej dokonujemy za pomocą:

generatorów synchronicznych - opisana w rozdziale 4.1, kondensatorów poprzecznych, kompensatorów synchronicznych, dławików równoległych, transformatorów z podobciążeniową regulacją napięcia i kąta przesunięcia fazowego, statycznych kompensatorów porzecznych, zunifikowanych układów sterowania przesyłem mocy (UPFC - Unified Power Flow

Controller), międzyliniowego układu sterowania przesyłem mocy (IPFC - Interline Power Flow

Controller). Kondensatory poprzeczne Używane są baterie kondensatorów równoległych, które w zależności od miejsca

zainstalowania wpływają na poprawę: warunków napięciowych w sieciach, strat mocy czynnej i biernej, przepustowości linii.

Zasada regulacja napięcia przez włączenie baterii kondensatorów równoległych została omówiona na rys. 4.

oILI

kI

LLL jXRZ +=

oI

kI'1U

2U

1U

oL IRoL IjX

kL IjX

kL IR

'Uδ

Uδ

1 2

Rys. 4. Regulacja napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej


Z analizy schematu pewnej sieci zasilającej wynika, że przyczyną długotrwałych odkształceń napięcia zasilającego przez wyższe harmoniczne (rys. 5) jest rezonans transformatora w stacji z jego baterią kondensatorów przy jednoczesnej generacji wyższych harmonicznych prądu przez przekształtnikowe urządzenia odbiorcze. Rezonans ten podwyższa napięcia fazowe.

Rys. 5 Hodograf wektora napięć trójfazowych podczas zakłócenia charakteryzującego się długotrwałymi, stabilnymi odkształceniami przez wyższe harmoniczne.

Kompensatory synchroniczne Kompensatory synchroniczne nie są dziś praktycznie już stosowane w sieciach przesyłowych.

Włączano je do uzwojenia wyrównawczego transformatorów najwyższych napięć. Tak jak kompensatory synchroniczne działa hydrozespół pracujący w trybie kompensatorowym. Praca kompensatorowa hydrozespołu polega na wytwarzaniu lub pobieraniu energii biernej przez generator synchroniczny. Praca kompensatorowa hydrozespołu realizowana jest, gdy hydrozespół pracuje jako silnik.

Dławiki równoległe W sieciach przesyłowych napowietrzne linie elektroenergetyczne pobierają znaczne ilości

mocy biernej indukcyjnej na pokrycie strat podłużnych (proporcjonalnych do kwadratu mocy) i są jednocześnie producentem mocy biernej pojemnościowej (proporcjonalnych do kwadratu napięcia). Linia 400 kV generuje około 60 Mvar/100km mocy biernej pojemnościowej. W przypadku istnienia długich linii napowietrznych słabo obciążonych, czyli w godzinach pozaszczytowych, generacja przez nie mocy biernej pojemnościowej prowadzi do wzrostów napięcia. Aby temu zapobiec konieczne jest wyłączanie niektórych słabo obciążonych linii. Działania takie są niekorzystne, gdyż zmniejszają pewność zasilania i zwiększają straty mocy. W związku z tym instaluje się w wybranych stacjach sieci przesyłowej urządzenia pobierające moc bierną indukcyjną. Takim urządzeniem jest dławik równoległy, którego załączane w okresach słabego obciążenia sieci zmniejsza nadwyżki mocy biernej pojemnościowej. Dławiki równoległe włączane są do uzwojenia wyrównawczego transformatorów najwyższych napięć lub jako dławiki pierwotne. Dławiki takie są sterowane metodą przekaźnikową (załącz/wyłącz).


Transformatory z podobciążeniową regulacją napięcia i kąta przesunięcia fazowego W zamkniętej sieci przesyłowej można sterować rozpływami mocy czynnej i w mniejszym

stopniu rozpływami mocy biernej za pomocą transformatorów zmieniających kąt pomiędzy napięciami pierwotnym i wtórnym. Mamy tutaj dwa rozwiązania:

• transformatory, które regulują tylko kąt pomiędzy napięciem pierwotnym i wtórnym nazywamy transformatorami z regulacją poprzeczną,

• transformatory, które regulują kąt pomiędzy napięciem pierwotnym i wtórnym oraz regulują także napięcie nazywamy transformatorami z regulacją skośną.

oIdE∆

dI∆

1L1L1L jXRZ +=

dI∆'1U

1U dE∆

oITD

L2

L1

2L2L2L jXRZ +=1 2

1'

Rys. 6. Regulacja napięcia za pomocą transformatora z regulacją skośną Transformatory z regulacją poprzeczną i skośną składają się z dwóch lub więcej układów

transformatorowych, typowo z transformatora podstawowego i transformatora dodawczego TD - rys. 6. Transformator dodawczy, włączony szeregowo, zasila się na napięciem międzyfazowym z transformatora podstawowego tak, aby siła elektromotoryczna dodawcza dE∆ była przesunięta w fazie względem napięcia transformatora podstawowego. Pod wpływem tej siły elektromotorycznej w zaprezentowanym na rys. 6 obwodzie pojawia się dodatkowy prąd dI∆ opóźniony w stosunku do siły elektromotoryczne dodawczej o kąt impedancji linii L1 i L2. Z rys. 6 wyniki, że prąd dodawczy może mieć różny charakter w zależności od położenia siły elektromotorycznej dodawczej.

Statyczne kompensatory porzeczne Szybkie zmiany obciążenia należałoby kompensować stosując szybkie włączania lub

wyłączanie źródła (odbiornika) mocy biernej. Jest to możliwe przez zastosowanie statycznych kompensatorów poprzecznych. Statyczny kompensator poprzeczny to regulowana za pomocą tyrystorów reaktancja baterii kondensatorów (Thyristor-Switched Capacitor TSC), reaktancja dławika (Thyristor-Switched Reactor TSR), statyczne kompensatory typu STATCON itp. Zaletami tyrystorowo sterowanych kompensatorów poprzecznych z punktu widzenia całego procesu regulacji napięcia są:

zwiększenie zapasu stabilności kątowej poprzez zwiększenie mocy granicznej przy czym wielkość ta zależy od stopnia kompensacji linii,

zwiększenie zapasu stabilności napięciowej poprzez stabilizację napięcia. Kilkaset, różnych typów statycznych kompensatorów poprzecznych jest zainstalowanych na

całym świecie. Zunifikowany układ sterowania przesyłem mocy (UPFC - Unified Power Flow Controller) Zmianę przepływu mocy w linii można uzyskać poprzez zmniejszenie (powiększenie) kąta

pomiędzy napięciem na początku i końcu linii. Funkcję tę można zrealizować za pomocą zunifikowanego układu sterowania przesyłem mocy. Schemat zunifikowanego układu sterowania


przesyłem mocy jest na rys. 7. Zaletami tego urządzenia z punktu widzenia procesu regulacji napięcia są:

możliwości zmiany przepływu mocy czynnej lub biernej w linii, zwiększenie zapasu stabilności kątowej poprzez powiększenie pola pod krzywą mocy

w funkcji kąta, krzywą tą możemy przesuwać w zależności od potrzeb, możliwość tłumienia kołysań w stanach przejściowych, zwiększenie zapasu stabilności napięciowej poprzez stabilizację napięcia.

Zunifikowany układ sterowania przesyłem mocy działa podobnie jak transformatory

z regulacją skośną. Aktualnie jeden taki układ został zainstalowany USA, lecz brak jest jeszcze doświadczeń eksploatacyjnych. Obecnie trwają prace nad algorytmami sterowania zunifikowanego układu sterowania przesyłem mocy. Problemem jest czy ma to być sterowanie w oparciu o lokalnie mierzone wielkości czy w oparciu o wielkości globalne.

Prostownik tyrystorowy

Falownik tyrystorowy

Linia Transformator dodawczy

Transformator zasilający

Rys. 7. Schemat zunifikowanego układu sterowania przesyłem mocy Międzyliniowy układ sterowania przesyłem mocy (IPFC - Interline Power Flow Controller) Zmianę przepływu mocy pomiędzy dwoma lub kilkoma liniami można uzyskać poprzez

dodawanie lub odejmowanie napięcia dodawczego do napięciem pomiędzy początkiem i końcem obu (wielu) linii. Funkcję tę można zrealizować za pomocą międzyliniowego układu sterowania przesyłem mocy. Schemat międzyliniowego układu sterowania przesyłem mocy jest na rys. 8. Międzyliniowy układ sterowania przesyłem mocy zrealizowany dla dwóch linii działa podobnie jak transformator z regulacją skośną zainstalowany w jednej linii z drugą linią równoległą. Suma mocy czynnych dodawanych do linii musi być równa zeru.

4.4. Regulacja napięć poprzez zmianę impedancji sieci

W regulacji napięć poprzez zmianę impedancji sieci można wyróżnić dwa sposoby regulacji: regulację poprzez zmiany konfiguracji sieci, regulację poprzez włączanie kondensatorów szeregowych.

Zmiany konfiguracji sieci Sposób ten znajduje zastosowanie głównie tam, gdzie występują równolegle pracujące

elementy sieci. Polega on na tym, że przy dużym obciążeniu włącza się dodatkowe linie lub transformatory. Przy małym obciążeniu, odwrotnie, wyłącza się elementy równoległe. Głównym jednak celem zmiany konfiguracji sieci jest dostosowanie mocy znamionowej elementów do obciążenia i zmniejszenie strat, zmiana napięcia jest efektem wtórnym.


Przekształtnik tyrystorowy

Przekształtnik tyrystorowy

Linia 1 Transformator dodawczy

Transformator dodawczy Linia 2

Rys. 8. Schemat międzyliniowego układu sterowania przesyłem mocy Kondensatory szeregowe Włączanie kondensatorów szeregowych w linii zmienia jej impedancję, kompensuje

reaktancję indukcyjną linii. Spadek napięcia na kondensatorach szeregowych, kompensujący spadek napięcia na reaktancji indukcyjnej sieci, zmienia się wraz ze zmianą obciążenia tak jak spadek napięcia na reaktancji indukcyjnej (rys. 9).

oI

cX

LLL jXRZ +=

oI

'1U

2U

1UoL IR

oLIjXocIjX

'Uδ

LLL jXRZ +=

21

Zmiany napięcia wzdłuż linii

Uδ'Uδ Uδ

Rys. 9. Regulacja napięcia za pomocą kondensatorów szeregowych

W linii instaluje się szeregowe kondensatory, które można zwierać wpływając na stopień

kompensacji reaktancji linii. Urządzeniami zwierającymi mogą być teoretycznie wyłączniki, lecz obecnie stosuje się kondensatory zwierane przez łączniki tyrystorowe. Występują tu dwa rodzaje sterowania:

Tyrystorowo sterowane kondensatory szeregowe (Thyristor-Controlled Series Capacitor TCSC).

Tyrystorowo łączone kondensatory szeregowe (Thyristor-Switched Series Capacitor TSSC).

Zaletami tyrystorowo sterowanych kondensatorów szeregowe są: Zwiększenie zapasu stabilności kątowej poprzez zwiększenie mocy granicznej (na

skutek zmalenia reaktancji linii), przy czym wielkość ta zależy od stopnia kompensacji linii i kąta pomiędzy wektorami napięć na początku i końcu linii. Przyrost mocy granicznej wynosi:


k1k

XsinUPL

2

−δ⋅

=∆ (9)

L

cXXk = (10)

Przyrost powyższy może eliminować konieczność budowy toru równoległego do przesyłu

energii elektrycznej. Możliwość tłumienia oscylacji elektromechanicznych występujących w systemie

elektroenergetycznym. Zwiększenie zapasu stabilności napięciowej na skutek zmalenia reaktancji linii oraz

poprzez utrzymywanie stałego napięcia niezależnie od szybkich zmian obciążenia, choć tylko w pewnym zakresie zmian mocy.

Zmniejszenie strat mocy i spadków napięć. Ochrona przeciwprzepięciowa tyrystorowo sterowanych kondensatorów szeregowych jest

obecnie opanowana. Wadą kondensatorów szeregowych, oprócz kosztu, jest niebezpieczeństwo pojawienia się w sieci.

oscylacji spontanicznych (pojemności szeregowe powiększają stosunek R/X), rezonansu podsynchronicznego podczas załączania dużego silnika asynchronicznego, ferrorezonansu w obwodach: kondensator szeregowy, załączanie nieobciążonego

transformatora.

4.5. Kompleksowa regulacja napięcia i mocy biernej Kompleksowa regulacja napięcia i mocy biernej realizowana jest w dużych węzłach

wytwórczych a opiera się na automatycznym rozdziale mocy biernych wszystkich urządzeń i regulacji napięcia. Przeprowadzanie wszelkich operacji regulacyjnych w tym węźle jest bardzo kłopotliwe albowiem konieczne jest bieżące kontrolowanie wielu parametrów takich jak: napięcie, rozdział mocy biernych, stany obciążenia generatorów i transformatorów i inne. Brak kompleksowej regulacji napięcia i mocy biernej nie pozwala wykorzystywać całych zakresów pracy urządzeń energetycznych. Rozsądnym wyjściem jest powierzenie wszystkich parametrów procesów regulacyjnych jednemu regulatorowi, nazwanemu na rys. 10 regulatorem lokalnym RL. Regulator lokalny otrzymując dane o stanie przełączników transformatorów, położeniu wyłączników, odłączników, wartościach mierzonych wielkości elektrycznych, stopnia obciążenia transformatorów, generatorów, po ich przetworzeniu powoduje wysyłanie poleceń wykonawczych niezbędnych w celu optymalizacji pracy systemu. Rozwiązanie to nosi nazwę regulacji kompleksowej napięcia i mocy biernej węzła. Regulacja ta ma charakter lokalny. W celu zapewnienia optymalnej regulacji na większym obszarze stosuje się nadrzędny poziom regulacji.

4.6. Określenie napięć w węzłach Systemy elektroenergetyczne wymagają prowadzenia ich pracy zgodnie

z niezawodnościowym kryterium "N-1". Kryterium "N-1" oznacza, że we wszystkich warunkach pracy, wypadnięcie jakiegokolwiek elementu (linii, transformatora, bloku wytwórczego, itp.) nie doprowadzi do ograniczeń eksploatacyjnych w sąsiednich systemach (wynikających z przekroczenia wielkości granicznych prądów, napięć, stabilności, itp.) oraz nie spowoduje zakłóceń w dostawie energii elektrycznej w rozważanym systemie. Pomimo, że w tych warunkach nie będzie konieczne ingerowanie w pracę systemu na skutek wypadnięcia jednego elementu, to


struktura rozważanego systemu musi zostać zreorganizowana celem doprowadzenia, w możliwie jak najkrótszym czasie, do spełniania przez niego znowu kryterium "N-1". W czasie dochodzenia do tego stanu wypadnięcie kolejnego elementu może w rzeczywistości zagrozić ciągłości pracy.

Obliczenia rozpływów mocy przeprowadzane są dla: Sprawdzenia kryterium N-1, oznaczającego wykonanie sekwencji oddzielnych obliczeń

rozpływowych przy założeniu wyłączenia za każdym razem pojedynczych elementów sieci przesyłowej. W przypadku układu podstawowego zakładana jest konfiguracja pracy sieci z załączonymi wszystkimi elementami przesyłowymi. Rozpływy mocy wykonywane w oparciu o zaktualizowany na daną dobę model sieci oraz przy założeniu, że stanem wyjściowym sieci przesyłowej będą układy pracy rozdzielni systemowych NN, uwzględniające wyłączenia eksploatacyjne, inwestycyjne i awaryjne.

Określenia wartości napięć w węzłach sieci przesyłowej, które następnie stają się nastawami regulatorów napięcia czy urządzeń kompensujących.

RW RW

TGTB

TS

C D GSGS

RW RW

∼ ∼ ∼ ∼

220kV 110kV

RLPomiar wielkości elektrycznych

Z regulatora centralnego

Informacja o stanie łączników

Rys. 10. Kompleksowa regulacja napięcia i mocy biernej Wyniki obliczeń rozpływów mocy powinny spełniać następujące kryteria: wyliczone obciążenia linii i transformatorów powinny być mniejsze od wartości

dopuszczalnych lub wartości te nie są większe od 20% i możliwa jest likwidacja przeciążenia w czasie krótszym od 20 min, nie stosując przy tym ograniczania zasilania odbiorców,

przeciążenia przewyższające wielkość 20% dopuszczalne są wyjątkowo w przypadku możliwości zadziałania automatyki w celach ich likwidacji,

wartości napięć nie powinny przekraczać wartości dopuszczalnych, wyłączenie jednego elementu sieci przesyłowej, w tym pojedynczego systemu szyn lub

sekcji nie doprowadzi do ograniczeń w zasilaniu odbiorców jeżeli nie są bezpośrednio zasilani z wyłączonego elementu.


4.7. Optymalizacja napięć węzłowych W czasie działania sieci przesyłowej należy prowadzić ciągłą optymalizację napięć w czasie

rzeczywistym. Proces optymalizacji przebiega z użyciem obliczeń opartych na pomiarach wykonywanych w czasie rzeczywistym i jego celem jest zmodyfikowanie nastaw urządzeń, które wpływają na rozpływy mocy biernej (regulatory bloków wytwórczych, regulatory przełączników zaczepów transformatorów oraz działania urządzeń kompensujących, takich jak indukcyjności i kondensatory). W wyniku tej optymalizacji można zmniejszyć straty mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym, o co najmniej 10%. Proces optymalizacyjny powinien być częścią działającego systemu zarządzania pracą sieci w czasie rzeczywistym, czyli częścią systemu SCADA.

5. NORMY I PRZEPISY Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 5.07.2001 zmieniające rozporządzenie w sprawie

wprowadzenia obowiązku stosowania niektórych Polskich Norm wprowadziło obowiązek stosowania normy PN-IEC 60038: Napięcia znormalizowane IEC. Zalecenia normy PN-IEC 60038 należy stosować przy określaniu zakresu napięć, w jakim każde urządzenie elektroenergetyczne musi pracować prawidłowo. Dla sieci niskich napięć norma ta wprowadza napięcie 230/400V. Zgodnie z powyższą normą odchylenia napięć powinny zawierać się od -10% do +10% a przejściowo do końca 2003 dla sieci niskich napięć zakres od -10% do +6%.

Zgodnie z Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000, 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 wynika, że dopuszczalne średnie odchylenia napięcia znamionowego w czasie 15 minut powinny zawierać się w przedziałach:

od -10% do +5% w sieciach o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV i w sieci o napięciu 400 kV,

od -10% do +10% w sieciach o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV. Zgodnie zaś "Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej" opracowaną przez Polskie

sieci Elektroenergetyczne, Operator Systemu Przesyłowego planując układy normalne pracy sieci zobowiązany jest do zapewnienia dla każdego punktu sieci takich warunków zasilania, aby utrzymane zostały standardy napięciowe w węzłach sieci zamkniętej, do których są przyłączeni odbiorcy końcowi pobierający moc nie większą od mocy przyłączeniowej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4. Dopuszczalne średnie odchylenia napięcia znamionowego w czasie 15 minut powinny zawierać się w przedziałach:

1. Standardy napięciowe w stanach pracy normalnej sieci dla PZS: 400 ÷ 420 kV dla węzłów sieci 400 kV. 220 ÷ 245 kV dla węzłów sieci 220 kV. 110 ÷ 123 kV dla węzłów sieci 110 kV.

2. Standardy napięciowe w stanach pracy normalnej sieci dla PWS: 380 ÷ 420 kV dla węzłów sieci 400 kV. 210 ÷ 245 kV dla węzłów sieci 220 kV 105 ÷ 123 kV dla węzłów sieci 110 kV.

3. Standardy napięciowe w stanach pracy zakłóceniowych sieci dla PZS: 380 ÷ 420 kV dla węzłów sieci 400 kV 210 ÷ 245 kV dla węzłów sieci 220 kV. 105 ÷ 123 kV dla węzłów sieci 110 kV.


4. Standardy napięciowe w stanach pracy zakłóceniowych sieci dla PWS: 360 ÷ 420 kV dla węzłów sieci 400 kV 200 ÷ 245 kV dla węzłów sieci 220 kV. 100 ÷ 123 kV dla węzłów sieci 110 kV.

"Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej" opracowana przez każdą spółkę

dystrybucyjną wprowadza standardy techniczne pracy sieci rozdzielczej. Zgodnie z tą instrukcją dopuszczalne średnie odchylenia napięcia znamionowego w czasie 15 minut w węzłach sieci, do których są przyłączeni odbiorcy końcowi pobierający moc nie większą od mocy przyłączeniowej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4 powinno się zawierać się w przedziałach:

dla sieci 110 kV od -10% do +10% dla sieci o napięciu niższym niż 110 kV od -10% do +5%

6. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA UKŁADÓW REGULACJI NAPIĘĆ W oparciu głównie o "Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej" opracowano

wymagania techniczne, które muszą spełnić jednostki wytwórcze oraz automatyczne układy regulacji napięcia.

6.1. Wymagania techniczne dla automatycznych układów regulacji napięć w węzłach

1. Układ ARNE powinien umożliwiać nastawę poziomów napięć w zakresie dopuszczalnych

zmian napięcia, określonych dla danej rozdzielni. 2. Układ ARNE powinien umożliwiać nastawę statyzmu regulatora napięcia w granicach od

0 do 3 %. 3. Układ ARNE powinien być przystosowany do wprowadzania zadanych wartości napięć

miejscowo i zdalnie (z nadrzędnych ośrodków dyspozycji mocy). 4. Błąd regulacji napięcia układu nie może być większy niż 0,5 %. 5. Strefa nieczułości powinna być nastawialna w granicach od 0,1 do 1 %. 6. Układ ARNE powinien umożliwiać nastawianie maksymalnej i minimalnej wartości napięcia

regulowanego. Przekroczenie tych wartości powinno spowodować zablokowanie jego działania.

7. Czas eliminacji odchyłki napięcia do wartości zadanej powinien być krótszy niż 3 minuty w przypadku regulacji generatorowej. W przypadku regulacji transformatorowej czasu tego nie normuje się.

8. Układ powinien umożliwiać nastawy czasów przerwy między impulsami sterującymi dla regulatorów: napięcia generatorów tp > 5 s, zaczepów transformatorów 3 min < tp < 30 min.

1. Dyspozycyjna strefa zmian mocy biernej powinna mieścić się w obszarze wynikającym

z wykresu kołowego obciążeń jednostki wytwórczej z nastawialnym marginesem bezpieczeństwa 2,5 - 10 % mocy biernej,. Układ nie powinien powodować trwałego działania ograniczników regulacji.

2. Układ powinien zapewniać równomierny rozdział mocy biernej miedzy jednostki wytwórcze o jednakowej mocy znamionowej pracujące na dany system szyn rozdzielni. Dla jednostek wytwórczych o różnych mocach znamionowych układ winien zapewnić rozdział mocy biernej proporcjonalny do ich mocy.


3. Układ powinien umożliwiać nastawianie progu maksymalnego napięcia jednostki wytwórczej, przekroczenie, którego spowoduje jego zablokowanie. Wartość nastawienia powinna wynosić Ug < l,l Un (UN - napięcie znamionowe).

4. Strefa nieczułości regulatora przekładni transformatora sprzęgłowego powinna być nastawialna w zakresie od 0,5 do 5 %.

5. Układ ARNE powinien funkcjonować tak, aby częstość zadziałań przełącznika zaczepów transformatora nie przekraczała średniej dobowej częstości dopuszczalnej dla danego przełącznika.

6. Układ ARNE nie może powodować oscylacji napięć rozdzielni oraz mocy biernych podczas cyklu jego działania.

7. Regulacja przekładni transformatorów powinna się odbywać w strefie ograniczonej dopuszczalnymi wartościami prądów i napiec strony pierwotnej i wtórnej. Przekroczenie tej strefy powinno spowodować zablokowanie działania układu regulacji w kierunku, w którym przekroczenie dopuszczalnych wartości mogłoby się pogłębić.

6.2. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych

1. Wymagania techniczne dotyczą jednostek wytwórczych o mocach osiągalnych większych lub równych 100 MW przyłączonych do sieci przesyłowej lub sieci rozdzielczych.

2. Transformatory blokowe przyłączanych do sieci przesyłowej jednostek wytwórczych nowych i po modernizacji powinny być wyposażone w regulację zaczepów działającą pod obciążeniem.

3. Jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w bezprzerwowo działające automatyczne układy wzbudzenia, utrzymujące napięcia na zaciskach jednostek wytwórczych stabilnie w pełnym zakresie regulacji.

4. Układy wzbudzenia jednostek wytwórczych powinny być wyposażone w następujące urządzenia:

jeden obwód regulacji napięcia jednostki wytwórczej z możliwością zdalnego sterowania wartością zadaną,

ogranicznik minimalnej mocy biernej (kąta mocy), ogranicznik maksymalnego prądu stojana, ogranicznik maksymalnego prądu wirnika, ogranicznik indukcji, stabilizator systemowy, obwód regulacji napięcia wzbudzenia lub prądu wzbudzenia jednostki

wytwórczej.

5. Rodzaj instalowanych układów regulacji napięcia, stabilizatorów systemowych oraz ich nastawienia wymagają uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego. Dla nowych i zmodernizowanych jednostek wytwórczych stabilizatory systemowe powinny być dwuwejściowe.

6. Układ regulacji napięcia wzbudzenia jednostki wytwórczej powinien zapewnić pułap napięcia wzbudzenia o wartości nie niższej niż 1,5-krotna wartość znamionowego napięcia wzbudzenia. W przypadku wzbudnic statycznych, pułap napięcia wzbudzenia powinien być dobierany z uwzględnieniem warunku zapewnienia selektywnej pracy zabezpieczeń jednostki wytwórczej oraz prawidłowego zasilania urządzeń potrzeb własnych jednostki wytwórczej.

7. Układ wzbudzenia i regulacji napięcia jednostki wytwórczej powinien zapewnić stromość narastania napięcia wzbudzenia nie mniejszą niż 1,5 % napięcia znamionowego na sekundę.

8. Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien zapewnić możliwość regulacji napięcia na zaciskach jednostki wytwórczej, co najmniej w przedziale od 85 % do 110 % napięcia znamionowego.


9. Zakres nastaw kompensacji prądowej regulatora napięcia jednostki wytwórczej nie powinien być mniejszy niż ±15 % dla mocy czynnej i biernej.

10. Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien utrzymywać następującą zależność napięć generatora Ug od częstotliwości f:

4805.0 ≥≤ fdlafd

Ud g (11)

4848 48 <≤ fdlaUf

ggU (12)

gdzie: - napięcie na zaciskach jednostki wytwórczej przy częstotliwości f, gU - napięcie na zaciskach jednostki wytwórczej przy częstotliwości 48 Hz. 48gU

1. Po zadanej skokowej zmianie wartości napięcia podczas biegu jałowego jednostki wytwórczej o ±10 %, czas doprowadzenia napięcia do wartości znamionowej przez regulator napięcia powinien być krótszy niż: 0,3 s dla statycznych tyrystorowych układów wzbudzenia, 1 s dla elektromaszynowych układów wzbudzenia.

2. Po zrzucie mocy biernej wytwarzanej przez jednostkę wytwórczą od wartości znamionowej mocy biernej do biegu jałowego, czas regulacji napięcia jednostki wytwórczej powinien być krótszy niż: 0,5 s dla statycznych tyrystorowych układów wzbudzenia, 1,5 s dla elektromaszynowych układów wzbudzenia.

3. Przy samowzbudzeniu się jednostki wytwórczej z automatyczną regulacją napięcia zwiększenie napięcia jednostki wytwórczej przez regulator nie może przekroczyć 15 % wartości napięcia znamionowego.

4. Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien zapewnić stabilność lokalną w całym podanym przez wytwórcę dozwolonym obszarze pracy, przy mocy zwarciowej sieci po stronie wyższego napięcia transformatora blokowego równej, co najmniej czterokrotnej wartości znamionowej mocy pozornej jednostki wytwórczej.

5. Ograniczniki maksymalnych prądów stojana i wirnika jednostki wytwórczej powinny spełniać następujące wymagania: ograniczniki maksymalnych prądów stojana i prądów wirnika powinny zmniejszać

wartość zadaną napięcia jednostki wytwórczej w przypadku, gdy prąd stojana lub wirnika przekroczy nastawioną wartość,

ogranicznik prądu stojana nie powinien zmniejszać wartości zadanej napięcia jednostki wytwórczej w przypadku, gdy przeciążenie stojana jest spowodowane prądem pojemnościowym,

zakresy nastawy ograniczanych wartości prądu stojana i prądu wirnika powinny być zawarte w przedziale od 80 % do 110 % wartości znamionowej,

prąd stojana i prąd wirnika powinny być ograniczone z dokładnością nie mniejszą od ±5 % wartości znamionowej, w zakresie zmian napięcia od 85 % do 100 % napięcia znamionowego,

ogranicznik maksymalnego prądu stojana powinien być wyposażony w element zwłoczny, dopuszczający krótkotrwale przeciążenia jednostki wytwórczej z granicach dozwolonych w instrukcji producenta jednostki wytwórczej, przy czym czas zwłoki powinien być zależny od wielkości przeciążenia i być krótszy od czasu działania zabezpieczenia nadmiarowo prądowego zwłocznego jednostki wytwórczej,

działanie ograniczników powinno być sygnalizowane.


6. Układ wzbudzenia powinien zapewnić potrzebom własnym jednostki wytwórczej spełnienie

następujących wymagań: poprawną pracę w warunkach normalnych i przy awariach sieciowych oraz awariach

w systemie, po zwarciu trójfazowym na zaciskach strony górnego napięcia transformatora

blokowego układ wzbudzenia powinien zapewnić odbudowę napięcia na szynach potrzeb własnych bloku do wartości 70 % napięcia znamionowego w przeciągu l s od momentu wyłączenia jednostki wytwórczej z sieci przez zabezpieczenia rezerwowe o najdłuższym czasie działania.

7. Wytwórca przyłączony do sieci przesyłowej jest obowiązany do uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego na okres nie krótszy niż rok: zakresów produkcji mocy biernej przez jednostki wytwórcze zgodnie z ich wykresami

kołowymi, nastawień parametrów układów regulacji wzbudzenia oraz parametrów stabilizatorów

systemowych, sposobów wykorzystania automatycznych układów grupowej regulacji napięć jednostek

wytwórczych (ARNE). 8. Jednostki wytwórcze mogą być wyposażone w systemy zabezpieczeń zapewniające

automatyczne odłączenie od sieci, majce na celu ochronę jednostek wytwórczych przed uszkodzeniami w następujących przypadkach: spadku częstotliwości poniżej 47,5 Hz ze zwloką czasową uzgodnioną z operatorem

systemu przesyłowego, utraty stabilności, spadku napięcia na zaciskach łączących sieć z transformatorem blokowym do poziomu

80 % wartości znamionowej, pomimo podtrzymującego napięcie działania regulatora napięcia jednostki wytwórczej ze zwloką czasową uzgodnioną z operatorem systemu przesyłowego,

zwarcia występującego w pobliżu węzła sieci, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza, charakteryzującego się czasem trwania powyżej 150 ms.

9. Po odłączeniu jednostki wytwórczej od sieci z przyczyn wymienionych w punkcie 18, układ regulacji turbiny powinien umożliwiać bezpieczny zrzut mocy do pracy jałowej turbiny lub pracy na potrzeby własne.

10. Przy zwyżce częstotliwości do 52,5 Hz jednostka wytwórcza nie powinna być wyłączona z sieci przed osiągnięciem obrotów powodujących zadziałanie zabezpieczenia od zwyżki obrotów.

11. Czasy rozruchu bloków gazowo-parowych i hydrogeneratorów są określane w umowie o przyłączenie lub w umowie przesyłowej.

7. WNIOSKI Regulacja napięcia jest sposobem na likwidację sytuacji, gdy nie są dotrzymane standardy

napięciowe w sieci. Nowoczesne urządzenia dla regulacji napięć szczególnie takie jak: statyczne kompensatory porzecznych, zunifikowane układy sterowania przesyłem mocy (UPFC - Unified Power Flow

Controller), międzyliniowy układ sterowania przesyłem mocy (IPFC - Interline Power Flow

Controller), sterowane tyrystorowo kondensatory szeregowe,


czyli tzw. urządzenia typu FACTS wpływają także na: zwiększenie zapasu stabilności kątowej poprzez zwiększenie mocy granicznej przy

czym wielkość ta zależy od stopnia kompensacji linii, zwiększenie zapasu stabilności napięciowej poprzez stabilizację napięcia, możliwość tłumienia kołysań w stanach przejściowych.

Wydaje się, że byłoby celowe poświęcenie, co najmniej jednego referatu omawiającego zasady działania i właściwości urządzeń typu FACTS. Urządzenia typu FACTS jak i napędowe urządzenia przekształtnikowe wprowadzają do sieci innego typu zakłócenia, np. rezonanse, które powinny być brane pod uwagę podczas projektowania sieci.

Osobnym problemem pozostają wysokość kar, jakie powinien ponosić: dostawca za niedotrzymywanie wartości napięć, odbiorca za niedotrzymywanie wartości mocy przyłączeniowej, jeśli prowadzi to do

niewłaściwych wartości napięć. Wielkości te są dokładnie określone w taryfie dla energii elektrycznej.

8. LITERATURA

[1]. Anderson P. M., Fouad A. A.: Power system control and stability. The Iowa Sate University Press, Ames 1977.

[2]. Bernas S.: Systemy elektroenergetyczne, WNT, Warszawa 1980. [3]. Dugan R. C., McGranaghan M. F., Beaty H. W.: Electrical power systems quality. McGraw-

Hill, 1996. [4]. Guide to quality of electrical supply for industrial installations. Part 1: General introduction to

electromagnetic compatibility (EMC), types of disturbances and relevant standards. UIE, 1994.

[5]. Hellmann W., Szczerba Z.: Regulacja częstotliwości i napięcia w systemie elektroenergetycznym. WNT, Warszawa 1978.

[6]. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Część ogólna. Polskie Sieci Elektroenergetyczne 2001.

[7]. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Część szczegółowa 1: Regulamin rynku bilansującego energii elektrycznej w Polsce. Polskie Sieci Elektroenergetyczne 2001.

[8]. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Część szczegółowa 2: Regulamin regulacyjnych usług systemowych. Polskie Sieci Elektroenergetyczne 2001.

[9]. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Część szczegółowa 3: Regulamin generacji wymuszonej. Polskie Sieci Elektroenergetyczne 2001.

[10]. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej. STOEN, Warszawa 2001. [11]. Kremens Z., Sobierajski M.: Analiza systemów elektroenergetycznych. WNT, Warszawa

1996. [12]. Kujszczyk Sz., Brociek S., Flisowski Z., Gryko J., Nazarko J., Zdun Z.: Elektroenergetyczne

układy przesyłowe. WNT, Warszawa 1997. [13]. Kujszczyk Sz. i inni: Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze. WNT, Warszawa 1991. [14]. Machowski J., Bernas S.: Stany nieustalone i stabilność systemu elektroenergetycznego.

WNT, Warszawa 1989. [15]. Machowski J., Bialek J. W., Bumby J. R.: Power System Dynamics and Stability. J. Wiley &

Sons, 1997. [16]. MINICAP Series Capacitor for Power Distribution. ABB Power Systems. [17]. PN-EN 50160: 1998 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. [18]. PN-IEC 60038: Napięcia znormalizowane IEC. Warszawa 1999. [19]. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000, 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.

[20]. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 5.07.2001 zmieniające rozporządzenie w sprawie wprowadzenia obowiązku stosowania niektórych Polskich Norm.

[21]. Stawowy E.: Zastosowanie programu EMTP (ATP) do analizy pracy dławików równoległych. Energetyka 1995, Nr 4, str. 171-176.

[22]. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r "Prawo energetyczne". [23]. Yong Hua Song, Johns A. T.: Flexible ac transmission systems (FACTS). IEE Press, 1999 r.



PRZYCZYNEK DO REJESTRACJI ZABURZEŃ W LINIACH NISKIEGO NAPIĘCIA JEDNEGO Z ZAKŁADÓW ENERGETYCZNYCH

Ivo Pinkiewicz

Instytut Energetyki - Oddział Transformatorów, Łódź

1. WSTĘP

Idea projektu SUPERTRAFO, którego celem jest ogólnodostępne demonstrowanie metodą

on-line korzyści ze stosowania energooszczędnych transformatorów, narodziła się w roku 2000 [1]. Obecnie zakończył się ponad roczny okres monitoringu obciążenia czterech stacji transformatorowych, którego wyniki w postaci zaoszczędzonej energii oraz redukcji emisji zanieczyszczeń są prezentowane na ogólnie dostępnej stronie internatowej www.supertrafo.pl [2].

Niezależnie od efektów prezentowanych na stronie www, zastosowany w projekcie układ pomiarowy razem z bezprzewodowym systemem transmisji danych może być wykorzystany do rejestrowania parametrów obciążenia i jakości energii elektrycznej w dowolnej rozdzielni transformatorowej lub sieciowej. Daje to możliwość obserwowania w sieci różnych zjawisk zarówno w krótkich (doba), jak i długich (miesiąc, rok) okresach czasu [3-6].

Niżej przedstawiono przykłady zarejestrowanych parametrów istotnych z punktu widzenia jakości energii elektrycznej.

2. OKRESOWE ZMIANY NAPIĘCIA PUNKTU GWIAZDOWEGO SIECI NN W jednej z monitorowanych stacji zarejestrowano okresowo pojawiające się napięcie między

bezpośrednio uziemionym punktem gwiazdowym strony wtórnej transformatora a obliczeniowym punktem zerowym układu napięć fazowych linii nn. Zmianom tego napięcia (oznaczonego dalej jako UN) towarzyszyły charakterystyczne zmiany poboru mocy czynnej oraz innych parametrów obciążenia.

Na rysunkach od 1 do 3 przedstawiono zarejestrowane w dniach 15-17 stycznia 2002 roku przebiegi napięcia UN na wspólnych wykresach razem z przebiegami mocy czynnej, współczynników całkowitej zawartości harmonicznych napięć i prądów, THDU i THDI, przebiegami prądów oraz cosϕ obciążenia oraz na rys. 4 zmiany tego napięcia i pobieranej mocy w ciągu dwóch tygodni tegoż miesiąca. Podobne przebiegi jak na ww. rysunkach rejestrowano w ciągu całego roku.

Zarejestrowane przebiegi ww. parametrów wskazują na systematyczne, w określonych godzinach między 16:00 a 22:30 włączanie nieliniowych odbiorników charakteryzujących się znacznym poborem mocy czynnej.


http://www.supertrafo.pl/

0

5

10

15

20

25

30

1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265

UN [V

], TH

D U

[%],

THD

i [%

]

0

50

100

150

200

250

300

Moc

czy

nna

[kW

]

UN THD U THD I Moc

15 sty 16 sty 17 sty

THD U

THD I

MOC

UN

Rys. 1. Przebiegi napięcia UN, mocy czynnej oraz współczynników całkowitych zawartości harmonicznych w napięciach THD U oraz w prądach THD I po stronie wtórnej transformatora

w Rozdzielni 1 w dniach 15 – 17 stycznia 2002r.

0123456789

1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265

Napięc

ie U

N [V

]

050100150200250300350400450

Prąd

y [A

]

UN [V] I 1 I 2 I 3 I N


I1, I2, I3

I N

Rys. 2. Przebiegi napięcia UN, prądy w przewodach fazowych I1, I2, I3 oraz w przewodzie zerowym po stronie wtórnej transformatora w Rozdzielni 1 w dniach 15 – 17 stycznia 2002r.

0

2

4

6

8

10

12

1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265

napięc

ie U

N [V

]

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

cos

fi

UN cos fi


cos fi

UN

Rys. 3. Przebiegi napięcia UN, oraz cos fi obciążenia po stronie wtórnej transformatora w Rozdzielni 1 w dniach 15 – 17 stycznia 2002r.


0

4

8

12

16

20

110

320

530

740

951

161

371

581

791

910

2111

2312

2513

2714

2915

31

Napięc

ie U

N [V

]

0

50

100

150

200

250

Moc

[kW

]

UN Moc

15 17 19 21 23 25 27 29 31styczeń

Rys. 4. Przebiegi napięcia UN oraz mocy czynnej po stronie wtórnej transformatora

w Rozdzielni 1 w dniach 15 – 31 stycznia 2002r.

3. ZMIENNOŚĆ NAPIĘCIA

Jednym z istotnych parametrów charakteryzujących jakość energii elektrycznej jest zmienność napięcia [6]. Transformatory rozdzielcze posiadają przełączniki zaczepów umożliwiające przełączania tylko w stanie beznapięciowym. Z tego powodu regulacja napięcia w takt zmian obciążenia jest realizowana na poziomie 110/SN gdzie sumują się obciążenia wielu transformatorów rozdzielczych i wielu odbiorców. Można oczekiwać, iż w takim systemie wystąpi pewne opóźnienie w regulacji napięcia, które nie nadąży za zmianami obciążenia na poziomie nN.

Na rys 5. przedstawiono zmiany napięcia i prądu po stronie wtórnej transformatora w Rozdzielni 4 w wybranych dniach maja 2002, gdzie zaobserwowano największe wahania napięcia. Jak widać wahania napięcia są wyraźnie w przeciw fazie ze zmianami prądu i widać, iż podobciążeniowy przełącznik zaczepów reaguje ze znacznym opóźnieniem, na co składa się również nieznana suma zmian obciążenia innych rozdzielni zasilanych przez transformator 110/kV/SN. Warto jednak zauważyć, że zmiany napięcia nie przekraczają 2% od przeciętnej wartości tego napięcia w obserwowanym czasie.

234

235

236

237

238

239

240

241

242

1 97

Napięc

ie fa

zow

e [V

]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Prad

[A]

Napięcie Prąd

04 maja 05 maja

Rys. 5. Zmiany napięcia i prądu strony wtórnej transformatora w Rozdzielni 4

w kolejnych dwóch dniach maja 2002


W tejże rozdzielni obserwuje się znaczną sezonową zmienność obciążenia. Obciążenie zmienia się od wartości przekraczających moc znamionową transformatora o kilkanaście procent w zimie, do kilkunastu procent mocy znamionowej - w lecie. Na rys 6 przedstawiono przebieg obciążenia transformatora 630 kVA w rozdzielni 4 w okresie 2002r, a na rys. 7 zmiany napięcia na zaciskach DN tego transformatora.

Jak wynika z rys. 6 i 7 mimo dużej zmienności obciążenia transformatora napięcie na jego stronie wtórnej zmienia się nie więcej niż ± 2,5% wartości przeciętnej w drugiej połowie roku. Relatywne duża zmiana napięcia w połowie kwietnia wynika ze zmiany położenia przełącznika zaczepów połączona z czasowymi wyłączeniami zasilania transformatora

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 8641

miesiące 2002

Obc

iąże

nie

Roz

dzie

lni 4

[kW

]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Rys. 6. Zmiany obciążenia transformatora 630 kVA w rozdzielni 4 w okresie 2002r

210

215

220

225

230

235

240

245

250

1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 8641

miesiące 2002

śred

nie

napięc

ie fa

zow

e [V

]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Rys. 7. Zmiany napięcia na zaciskach DN transformatora w rozdzielni 4 obciążonego jak na rys. 6.


4. PODSUMOWANIE Przedstawione przykłady wskazują, że w ramach projektu SUPERTRAFO, którego głównym

celem jest promocja energooszczędnych transformatorów i demonstrowanie efektów ekonomicznych i ekologicznych wynikających z ich stosowania, powstaje unikalna baza danych pozwalająca nie tylko śledzić w długim okresie czasu parametry obciążenia w czterech stacjach transformatorowych [3-6], ale również analizować nietypowe zjawiska występujące w tych stacjach.

5. LITERATURA

[1]. Targosz R.: Polish Super Trafo, 2nd Annual Workshop, Energy-efficient distribution transformers. November 24, 2000, Roma (Italy)

[2]. Pinkiewicz I., Bagiński Babiński., Karczmarski J.: Doświadczenia z rocznego prowadzenia projektu Supertrafo.

[3]. Babiński A., Pinkiewicz I.: Ocena wyników projektu „SUPERTRAFO” z punktu widzenia eksploatacji energooszczędnych transformatorów w zakładzie energetycznym. II Konferencja „Straty energii w spółkach dystrybucyjnych”, 24-25 czerwca 2002, Poznań

[4]. Pinkiewicz I.: Doświadczenia z monitorowania on-line obciążenia transformatorów rozdzielczych w ramach projektu „SUPERTRAFO”. II Konferencja „Straty energii w spółkach dystrybucyjnych”, 24-25 czerwca 2002, Poznań

[5]. Pinkiewicz I.: Profile obciążenia transformatorów rozdzielczych, Konferencja naukowo-techniczna „Transformatory energetyczne i specjalne”, 25-27 września 2002, Kazimierz Dolny

[6]. Babiński A., Pinkiewicz I., Zieliński W.: Parametry transformatorów rozdzielczych w świetle zmiany napięcia w liniach nn. Seminarium „Transformatory rozdzielcze – nowe rozwiązania, produkcja, eksploatacja”. 2-4 kwietnia 2003, Wisła-Jawornik




PRZYRZĄDY DO BADANIA JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Alicja Miłosz Semicon – LEM, Warszawa

1. INFORMACJE OGÓLNE

FFiirrmmaa LLEEMM ppoowwssttaałłaa ww 11997722 ww GGeenneewwiiee.. PPoossiiaaddaa 3300--lleettnniiee ddoośśwwiiaaddcczzeenniiee ww ddzziieeddzziinniiee pprroodduukkccjjii wwyyssookkiieejj kkllaassyy pprrzzeekkłłaaddnniikkóóww pprrąąddoowwyycchh ii nnaappiięęcciioowwyycchh,, zz cczzeeggoo jjeesstt sszzcczzeeggóóllnniiee zznnaannaa nnaa rryynnkkuu ppoollsskkiimm.. GGłłóówwnnee ddzziiaałłyy pprroodduukkccjjii:: LLEEMM CCoommppoonneennttss -- pprrzzeekkłłaaddnniikkii pprrąąddoowwee ii nnaappiięęcciioowwee,, ((SSzzwwaajjccaarriiaa)),, LLEEMM IInnssttrruummeennttss -- aappaarraattuurraa ppoommiiaarroowwaa ((AAuussttrriiaa,, BBeellggiiaa)),, LLEEMM VVeennttuurreess -- ccęęggii pprrąąddoowwee,, ccęęggoowwee aannaalliizzaattoorryy mmooccyy ((WWiieellkkaa BBrryyttaanniiaa))

Oferta firmy LEM w dziedzinie analizatorów parametrów jakości energii elektrycznej jest

bardzo różnorodna, skierowana do szerokiego kręgu odbiorców, różniących się potrzebami pomiarowymi oraz możliwościami finansowymi. Oferowane przyrządy (lub całe systemy) umożliwiają rejestrację parametrów jakości w sieciach wysokiego napięcia, średniego oraz niskiego, w konfiguracji trójkąta oraz gwiazdy. Większość to przyrządy typu przenośnego. Łączy je możliwość pomiaru zasadniczych parametrów napięcia zasilającego według normy P EN 50160, którymi są: wahania napięcia, harmoniczne napięcia (zwykle do 40-tej), THD U (współczynnik zawartości harmonicznych napięcia), współczynniki migotania Pst i Plt, zdarzenia (zapady, przepięcia, krótkie i długie przerwy w zasilaniu), niesymetria, częstotliwość, sygnały napięciowe do transmisji informacji (z wyjątkiem ANALYST-a 3Q).

Wyposażenie prezentowanej aparatury w wejścia prądowe zwiększyło zakres pomiarów o

pomiary mocy i energii (wersje programów Q lub P). Pomiary wielkości elektrycznych dokonywane są wg obowiązujących norm metrologicznych. Analizatory posiadają stopień ochrony obudowy IP65 (z wyjątkiem analizatora MEMOBOX 808), co zapewnia możliwość pracy w trudnych warunkach atmosferycznych oraz odporność na wstrząsy mechaniczne.

Wykonywane pomiary umożliwiają:

Zapewnienie jakości dzięki Analizie jakości napięcia zgodnie z P EN 50160 w okresie 7 dni, Sprawdzaniu otrzymanych wartości z wymaganiami standardu.


Analizę zniekształceń poprzez: Długoterminową analizę napięcia sieci, Rozwiązywanie problemów z zapadami napięcia i składowymi harmonicznymi, Pomiar współczynników migotania, Sprawdzanie poziomu napięciowych sygnałów do transmisji informacji, Poszukiwanie przyczyn zakłóceń na podstawie korelacji mierzonych wielkości (prądu,

napięcia, migotania) z czasem wystąpienia zjawiska i ich powtarzalnością. Optymalizację sieci poprzez: Pomiar obciążenia (badanie możliwości podłączenia nowych odbiorców energii), Pomiar prądów, Wychwytywanie skoków prądu, Badanie skuteczności systemów kompensacji.

Pomiary mocy polegającej na: Długoterminowej analizie mocy czynnej, biernej i pozornej, Długoterminowej analizie współczynnika mocy i symetrii.

W przypadku analizatorów jakości energii bardzo ważną rolę odgrywają programy

analizujące zarejestrowane dane. W firmie LEM poddawane one są ciągłym modyfikacjom realizując potrzeby zgłaszane przez użytkowników. Długoletnie doświadczenie w tej dziedzinie sprawia, że są doskonałym narzędziem ułatwiającym poszukiwanie związków między niepożądanymi zjawiskami w sieci.

Każdy z przyrządów generuje graficzny obraz sytuacji w wybranym punkcie sieci

elektroenergetycznej (wg P EN 50160) w obserwowanym okresie, uśrednianych w interwałach czasowych wymaganych przez normę np. 10 minut (można zaprogramować dowolne).

Rys 1. Graficzny obraz sytuacji w sieci elektroenergetycznej (program CODAM) Wybrane parametry (kilka na jednym wykresie) można oglądać na ekranie komputera w

postaci przebiegów (programowany czas uśredniania) , w postaci widma napięcia fazowego(harmoniczne, THD). Generowane są również raporty zgodności z normą, zestawienia,


statystyki, histogramy, pliki tekstowe do wykorzystania np. w arkuszu EXCEL. Tworzona jest tabela UNIPEDE, DISDIP lub krzywa CBEMA klasyfikujące zarejestrowane zdarzenia pod względem czasu trwania i amplitudy. Dzięki pracy w trybie ON LINE przyrządy umożliwiają obserwację zmian parametrów sieci w czasie rzeczywistym.

W zestawieniu poniżej przedstawiono oferowane przyrządy w relacji: cena/możliwości

Przenośne przyrządy do Pomiaru Przenośne przyrządy do Pomiaru parametrów jakości energiiparametrów jakości energii

Cena

Możliwości

AN2050

AN2060

Analyst3Q

VLog R

VLog QUnigor 390

LH1050LH1060

Memobox 300smart

Memobox 808

Topas 1000

Pow

er V2V3

I1I2

I3V1

IN

Start

IP65no

userservicable

partsinside

Mains

1N88...265

V45...65

Hz

7W

300V

CAT

III

NewNew

New

New

w relacji cena - możliwości Rys. 2. Zestawienie przenośnych przyrządów do pomiarów jakości produkcji firmy LEM

Do najciekawszych analizatorów z punktu widzenia korzyści osiąganych przez użytkownika

należą: TOPAS 1000, MEMOBOX 808, MEMOBOX 300 smart, ANALYST 3Q, VLOG Q.

2. PRZENOŚNE PRZYRZĄDY DO BADANIA JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ I ICH ZASTOSOWANIE

2.1. Analizator TOPAS 1000

WYKONYWANE POMIARY: Analiza zakłóceń i ich przyczyn, Określenie rezerw obciążalności transformatorów, Wykrywanie i analiza stanów nieustalonych (transiens), Monitorowanie jakości napięcia wg normy PN-

EN 50160, Wykrywanie interferencji i uciążliwych udarów mocy, Analiza sygnałów napięciowych do transmisji

informacji.

Rys. 3. Analizator TOPAS 1000 TOPAS 1000 jest wielozadaniowym analizatorem sieci zasilającej średniego i niskiego

napięcia. Jako jedyny przyrząd posiada możliwość pomiaru stanów nieustalonych wysokiej częstotliwości (częstotliwość próbkowania – 100 kHz ÷ 10 MHz) oraz możliwość pracy


oscyloskopowej (przebiegi napięcia i prądu), dzięki czemu jest idealnym narzędziem do diagnostyki zakłóceń wpływających na jakość sieci w czasie rzeczywistym.

Mechaniczna konstrukcja obudowy (IP65) umożliwia wykonywanie pomiarów w warunkach dużych zanieczyszczeń i wilgotności. Wewnętrzna pamięć o pojemności około 1 GB zapewnia długotrwały okres rejestracji stanowiąc bardzo rozbudowaną bazę danych.

TOPAS 1000 posiada 8 identycznych, izolowanych kanałów pomiarowych, które mogą być skonfigurowane jako 4 wejścia napięciowe i 4 wejścia prądowe lub 8 wejść napięciowych. Częstotliwość próbkowania jest automatycznie synchronizowana do częstotliwości podstawowej harmonicznej 45 – 65 Hz ( błąd < 10 ppm ). Przyrząd wykonany jest w klasie dokładności A wg Normy EN 61000–4–7

Przykłady zastosowania przyrządu w badaniach jakości energii elektrycznej Przykład 1: Poszukiwanie przyczyny migotania światła

Na oscylogramach pokazano przebiegi zmian wartości skutecznej napięcia i prądu (rys. 4) oraz przebieg wartości chwilowej prądu (rys. 5). Widoczne są wahania napięcia o amlitudzie około 8V powtarzające się co 0,7 s wywołane okresowym włączaniem grzałki o mocy 2 kW.

Rys. 4. Zmiany wartości skutecznych napięcia i prądu

Rys. 5. Oscyloskopowy przebieg prądu z widocznym momentem

włączenia grzałki (sterowanie grupowe)


Przykład 2: Analiza harmonicznych prądu w elektrowni wiatrowej

Rys. 6. Oscyloskopowe przebiegi napięcia i prądu - widoczny wpływ 5-tej harmonicznej prądu

Rys. 7. Analiza widmowa napięcia – dominująca harmoniczna podstawowa


Rys. 8. Analiza widmowa prądu – dominująca piąta harmoniczna

2.2. Analizator MEMOBOX 808

WYKONYWANE POMIARY: Monitorowanie jakości napięcia wg normy PN-EN

50160, Analiza zakłóceń i ich przyczyn, Optymalizacja sieci zasilającej, Pomiar poziomu sygnałów napięciowych do transmisji

informacji.

Rys. 9. Analizator MEMOBOX 800

MEMOBOX 808 jest uniwersalnym urządzeniem do analizy sieci elektrycznych, analizy zniekształceń i optymalizacji sieci niskich i średnich mocy. Dopasowane do konkretnego zastosowania funkcje pomiarowe pozwalają na pomiar najbardziej istotnych parametrów z punktu widzenia konkretnego zastosowania Za pomocą programu CODAM PLUS wybiera się jedną z dwóch funkcji pomiarowych: Q: Analiza jakości napięcia i lokalizacja zakłóceń P: Pomiar mocy i optymalizacja sieci

Dostępne są następujące konfiguracje sprzętowe: jedna faza - napięcie, prąd, moc, energia trzy fazy - napięcie, prąd, prąd w przewodzie neutralnym, moc, energia.

Analizator może być zasilany również poprzez wejścia pomiarowe. Stopień ochrony obudowy – IP 50.

Przykład: Zastosowanie przyrządu do analizy wahań napięcia (migotania światła) Na rys. 10 pokazano układ sieci zasilającej biurowiec oraz plac budowy. Pracownicy

biurowca uskarżali się na wadliwie działające oświetlenie. Wykonane pomiary parametrów jakości energii elektrycznej, których wyniki pokazano na rys. 11, wykazały znaczne przekroczenie wskaźników migotania światła we wszystkich fazach napięcia zasilającego.

prykład - dźwig 1

Memobox 808 - Migotanie światłaskutkiem pracy dźwigu budowlanego

Skargi pracowników biurowca na zjawisko migotania światła

Punkt pomiarowy

pomiary

sposób rozwiązania problemu

Rys. 10. Schemat sieci zasilającej badany obiekt – algorytm rozwiązania problemu


Rys. 11. Zbiorcze zestawienie wyników pomiarów parametrów jakości energii elektrycznej w badanej sieci Analiza otrzymanego obrazu sieci w punkcie pomiarowym wykazała:

współczynnik migotania światła przekroczył wartości dopuszczalne we wszystkich fazach, zarejestrowano przepięcia i zapady napięcia, zmiany napięcia zasilającego nie przekroczyły dozwolonego zakresu wartości + 10 %,

Ponadto stwierdzono, że: wskaźnik Pst znacznie przekraczał ustalony limit od poniedziałku do piątku (dni robocze) –

wyniki pomiarów pokazano na rys. 12, migotanie światła występuje w godzinach pracy dźwigu (od godz. 7:00 do godz. 12:30), a w

przebiegach widoczna jest przerwa śniadaniowa operatora dźwigu (około godz. 9:00) – rys.13.


Rys. 12. Przebieg zmian krótkookresowego wskaźnika migotania światła w okresie tygodnia

Rys. 13. Przebieg zmian krótkookresowego wskaźnika migotania światła w wybranym okresie doby WNIOSEK: Dźwig musi być zasilany autonomicznie, bezpośrednio ze stacji transformatorowej

2.3. Analizator MEMOBOX 300 smart

WYKONYWANE POMIARY: Monitorowanie jakości napięcia wg normy PN-EN

50160, Analiza zakłóceń i ich przyczyn, Optymalizacja sieci zasilającej.

Rys. 14. Analizator MEMOBOX 300 smart

MEMOBOX 300 smart jest uniwersalnym urządzeniem do analizy sieci elektrycznych, analizy zniekształceń i optymalizacji sieci niskich i średnich mocy. Dopasowane do konkretnej aplikacji funkcje pomiarowe pozwalają na pomiar najbardziej istotnych parametrów z punktu widzenia konkretnego zastosowania.

Wychodząc naprzeciw oczekiwaniom klientów firma LEM przygotowała sześć wersji przyrządu wynikających z wyboru opcji programu: Q: Analiza jakości napięcia i lokalizacja zakłóceń, P: Pomiar mocy i optymalizacja sieci,

oraz wyboru jednej z trzech wersji sprzętowych urządzenia: Napięcie (trzy fazy) – wersja 3U, Napięcie, prąd i moc (trzy fazy) – wersja 3U 3I, Napięcie, prąd i moc (trzy fazy), prąd w przewodzie neutralnym - wersja 3U 4I.

Przyrząd obsługiwany jest przez program CODAM PLUS. Może być zasilany również

poprzez wejścia pomiarowe. Stopień ochrony obudowy – IP 65.


2.4. Rejestrator ANALYST 3Q

WYKONYWANE POMIARY: Monitorowanie jakości napięcia wg normy PN-

EN 50160, Analiza zakłóceń i ich przyczyn, Pomiar mocy i energii, Rejestracja stanów nieustalonych (> 500 µs).

Rys. 15. Rejestrator ANALYST 3Q

ANALYST 3Q został opracowany z myślą o pracownikach serwisu i utrzymania ruchu, umożliwiając im szybką ocenę jakości energii. Przyrząd został wyposażony w duży, podświetlany wyświetlacz pozwalając na przedstawienie mierzonych parametrów jakości zasilania w sposób cyfrowy lub graficzny, w trybie pracy ON-LINE lub trybie rejestratora o długim czasie rejestracji. ANALYST 3Q ma możliwość przedstawiania przebiegów czasowych napięć i prądów (tryb oscyloskopu), tworzy wykres wektorowy dla szybkiej oceny niesymetrii i przerw, zapamiętania do 50 chwilowych przebiegów z wyświetleniem, transmisji danych do komputera oraz aktualizacji oprogramowania wewnętrznego przyrządu

za pośrednictwem interfejsu RS232.

2.5. Rejestrator VLOG Q

WYKONYWANE POMIARY: pomiar i rejestracja napięć jednofazowych, rejestracja zdarzeń, pomiar harmonicznych napięcia’ analiza danych wg normy PN-EN 50160, rejestracja stanów nieustalonych (> 100 µs) ze

znacznikami czasowymi.

Rys. 15. Rejestrator VLOG Q

Rejestrator VLOG Q rejestruje zmiany napięcia bezpośrednio z gniazda sieciowego.

Połączenie z komputerem za pośrednictwem interfejsu RS232 umożliwia zaprogramowanie przyrządu i transmisję danych pomiarowych (oprogramowanie PQLog) w celu dalszej analizy, min. pod kątem wymogów normy P EN50160


Przykład zastosowania: Rejestracja napięcia w hotelu w Jeleniej Górze w dniach 8/9.05.2003

16:015:3015:014:3014:013:3013:012:3012:011:3011:010:30

Cha

nnel

1 (

V)

237

236

235

234

233

232

231

230

236

236,625

231,75231,625231,625231,625

Rys. 16. Wykres zmian wartości średniej RMS napięcia (godz. od 10:30 do 16:00 )

THD

16:015:3015:014:3014:013:3013:012:3012:011:3011:010:30

% o

f fu

ndam

enta

l

6,5

6

5,5

5

4,5

4

3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

Rys. 18. Wykres zmian THD w czasie

Harmonic OrderTHD 3 5 7

% o

f fu

ndam

enta

l

7,5

7

6,5

6

5,5

5

4,5

4

3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

Rys.17. Histogram - THD (3 %) i wybranych harmonicznych: 3 (0,25 %), 5 (2 %), 7 (0,8 % )

Order5

16:015:3015:014:3014:013:3013:012:3012:011:3011:010:30

% o

f fu

ndam

enta

l

4,2

4

3,8

3,6

3,4

3,2

3

2,8

2,6

2,4

2,2

2

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Rys. 19. Wykres zmian 5-tej harmonicznej

3. STACJONARNE PRZYRZĄDY DO MONITOROWANIA JAKOŚCI ENERGII 3.1. Analizator QWave Power (sieci niskiego i średniego napięcia)

Rys. 20. Analizator QWave Power

WYKONYWANE POMIARY: Monitoring parametrów jakości sieci zasilającej według norm : PN-EN 50160, IEC 61000-3-

6/7 oraz według kryteriów zdefiniowanych przez użytkownika, Rejestracja zapadów, podskoków i przerw,


Monitoring jakości energii,


Automatyczne tworzenie raportów zgodności z normami, Długookresowe analizy statystyczne, Analiza zmian obciążenia sieci, Synchronizacja satelitarna poprzez karty GPS (opcja), Automatyczne zarządzanie dużą liczbą przyrządów (rys. 21).

Rys. 21. Schemat systemu zarządznia dużą liczbą przyrządów QWave Power daje możliwość monitorowania wszystkich parametrów jakości sieci

zasilającej nawet w rozbudowanych sieciach, automatycznie tworząc raporty zgodności z obowiązującymi normami lub własnymi wymaganiami użytkownika .

Tworząc zintegrowany system monitoringu, rejestrator pozwala użytkownikowi analizować przyczyny zakłóceń oraz jakość energii w jego sieci za pośrednictwem komputera, znajdującego się w biurze. Obszerna baza danych daje podstawę do prawidłowej i globalnej oceny wykonywanej z wykorzystaniem programu QIS (QWave Information System).

3.2. Cyfrowy Rejestrator Zakłóceń BEN 5000 w sieciach wysokiego napięcia. BEN 5000 to w pełni cyfrowy rejestrator zakłóceń, który może być konfigurowany zgodnie z

wymaganiami klienta, jako urządzenie o architekturze scentralizowanej lub rozproszonej. Może monitorować 192 kanały analogowe i 576 kanałów dwustanowych. Ma „wbudowanych" 15 programowalnych czujników programowych z możliwością ustawiania progów czasowych i progów detekcji zakłócenia.

Zdalne jednostki pomiarowe są połączone z jednostką centralną za pomocą światłowodów, co zapewnia wysoki stopień odporności na zakłócenia zewnętrzne. Rejestrator ma możliwość próbkowania sygnałów wejściowych jedną z czterech częstotliwości próbkowania.


Rys. 22. Cyfrowy Rejestrator Zakłóceń BEN 5000 Rejestrator może być wyposażony w moduł pomiaru parametrów jakości energii. Dane mogą

być analizowane przez program QIS. Jako opcja oferowany jest również lokalizator zwarć oraz synchronizacja GPS.

4. PODSUMOWANIE: Firma LEM oferuje kompletne rozwiązanie problemu monitorowania parametrów jakości

energii i diagnostyki zakłóceń zapewniając: Różnorodność przyrządów, Przyrządy przenośne i stacjonarne, Monitoring sieci zasilającej długo- i krótkookresowy, Programy analizy danych.



WYSTĘPOWANIE WYŻSZYCH HARMONICZNYCH W SIECI ZAKŁADU ENERGETYCZNEGO „ŁÓDŹ-TEREN” S.A.

Krzysztof Gajek, Paweł Ścibiorek

Zakład Energetyczny „Łódź-Teren” S.A.

1. WPROWADZENIE Obecne standardy jakościowe dotyczące energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom

(Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie „szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznej, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi” z dnia 25 września 2000 roku (Dz.U. z 17.10.2000 roku), stanowią, iż współczynniki odkształcenia napięcia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej podstawowej nie mogą przekraczać odpowiednio:

1,5% i 1,0% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110kV,

2,5% i 1,5% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV,

5,0% i 3,0% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV,

8,0% i 5,0% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,

Warunek ten w większości przypadków nie jest trudny do spełnienia, jednak są miejsca na terenie działalności naszego zakładu, gdzie dotrzymanie powyższych wymogów jawi się poważnym problemem. Przyznać trzeba, że standardowe procedury eksploatacyjne stosowane w naszej firmie nie przewidują obejmowania całej sieci el-en pomiarami wyższych harmonicznych. Nie jest to możliwe z uwagi na brak dostatecznej ilości wyspecjalizowanych rejestratorów napięć i obciążeń. Pomiary takie dokonywane są jedynie w takiej ilości, na jaką pozwala nam nasze wyposażenie w odpowiednie dla takich celów przyrządy. Pomiary dokonywane są również w takich przypadkach, gdy istnieje uzasadnione podejrzenie, iż nieprawidłowa praca urządzeń el-en jest skutkiem występowania wyższych harmonicznych.

2. WYBRANE PRZYPADKI WYSTĘPOWANIA WYŻSZYCH HARMONICZNYCH W SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ ZAKŁADU ENERGETYCZNEGO „ŁÓDŹ-TEREN” S.A.

Poniżej omówiono dwa bardzo charakterystyczne przypadki wystąpienia wyższych

harmonicznych w sieci elektroenergetycznej Zakładu Energetycznego „Łódź-Teren” S.A. Pierwszy z nich dotyczył odkształcenia napięcia 15 kV wyższymi harmonicznymi w GPZ

Żyrardów. W wyniku częstych reklamacji jednego z głównych naszych odbiorców zasilanych z GPZ Żyrardów: Zakładu Thomson, dotyczących niewłaściwych parametrów dostarczanej energii


elektrycznej, dokonano analizy napięć zasilających i zawartości w nich wyższych harmonicznych. Reklamacje dotyczyły błędów działania układów sterowania taśm produkcyjnych w firmie Thomson z powodu odkształcenia napięcia wyższymi harmonicznymi, efektem czego były straty produkcyjne. Po dokonaniu uzgodnionych z odbiorcami przełączeń, dla lokalizacji źródeł wyższych harmonicznych stworzono specjalny układ ruchowy w GPZ Żyrardów. Poprzez wydzielenie niezależnej sekcji 15 kV, z której zasilano kolejno odbiorców i przeprowadzeniu pomiarów współczynnika odkształcenia napięcia stwierdzono, że najbardziej do generacji wyższych harmonicznych przyczyniały się: PKP (THD 5 ÷ 12 % - w zależności od układu zasilania 2 podstacji PKP: podstawowej oraz rezerwowej) oraz Thomson (THD 2 %). W wyniku dokonanych przełączeń asymetria napięć sięgająca ±10% spadła do wartości poniżej 0,3%. Przedstawia to zamieszczony poniżej przebieg współczynnika odkształcenia napięcia.

Rys. 1. Przebieg współczynnika odkształcenia napięcia w GPZ Żyrardów W zależności od układu podłączenia podstacji PKP do jednej z sekcji GPZ Żyrardów

zawartość harmonicznych ulegała zmianom. Przedstawiono to na poniższych przebiegach:

Rys. 2. Odkształcenie napięcia w GPZ Żyrardów w zależności od układu przyłączenia podstacji PKP


W efekcie przeprowadzonych negocjacji z PKP, zobowiązały się one do wymiany w ciągu 2 lat zespołów prostownikowych w jednej z podstacji. Z kolei firma Thomson ma dokonać zakupu i montażu w wytypowanych miejscach filtrów ograniczających wyższe harmoniczne.

Drugi dokładniej rozpoznany w trakcie badania przyczyn częstych uszkodzeń baterii

kondensatorów przypadek odkształcenia przebiegów napięciowych i prądowych miał miejsce w GPZ Sochaczew. Pokazuje on skutki działania wyższych harmonicznych, które odczuwa nasza spółka dystrybucyjna. W wyniku przekroczenia dopuszczalnych wartości współczynnika zawartości wyższych harmonicznych, w GPZ Sochaczew występowały częste awarie poszczególnych ogniw baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej. Uszkodzenia polegały na przebiciu poszczególnych kolejnych grup szeregowych zwijek ogniw kondensatorowych w wyniku powstałej asymetrii napięć, co powodowało asymetrię pojemności faz baterii, a w efekcie dalszą asymetrię napięć. Przeprowadzone pomiary wykazały, że w polu 15 kV PKP w momencie zwiększonego obciążenia linii zasilającej podstację (rozruch elektrowozów), następował znaczący wzrost zawartości zwłaszcza: 11 i 13 harmonicznych - tak w przebiegu napięcia (THD: 0,86 ÷ 1,52 %) jak i prądu (THD: 11,7÷14,9 %). Inna podejrzana o generowanie wyższych harmonicznych firma: MasterFoods osiągnęła odpowiednio wartości THD dla napięcia: 0,87 ÷ 1,58 %, dla prądu 2,3 ÷ 2,9 %. Obrazuje to wydruk z rejestratora.

Rys. 3. Wydruk raportu pomiarów odkształcenia napięcia i prądu

Pomimo dość dokładnego poznania przyczyn i mechanizmu uszkadzania się ogniw problem

pozostał nierozwiązany. Nie udało się wymóc na żadnej z firm podjęcia działań na rzecz ograniczenia generowania wyższych harmonicznych. W dalszym ciągu następują sporadyczne uszkodzenia kondensatorów 15 kV w GPZ Sochaczew.

Opisany powyżej przypadki występowania wyższych harmonicznych w GPZ Żyrardów są bardzo znamienne dla problematyki przeciwdziałania szkodliwym skutkom występowania wyższych harmonicznych.

Po pierwsze - fakt występowania wyższych harmonicznych jest znany służbom zakładowym

dopiero w momencie, kiedy w sieci zaczynają się pojawiać ich negatywne skutki. I od razu mamy wtedy do czynienia z poważnym problemem. Z podanych wyżej przyczyn nie jest prowadzona



systematyczna akcja pomiarowa. Nie wymaga się także od nowo przyłączanych odbiorców określenia rodzaju i ilości nieliniowych odbiorników lub określenia profilu działalności, właśnie pod kątem wytwarzania wyższych harmonicznych, co pozwoliłoby na przewidywanie możliwości pojawienia się wyższych harmonicznych w danym punkcie sieci. Stąd też nasza słaba orientacja, co do miejsc występowania wyższych harmonicznych w sieci.

Po drugie - jest kłopot ze zidentyfikowaniem źródła tych harmonicznych, tzn. ze znalezieniem

winowajcy i udokumentowaniem powyższego. W wyżej przywołanym przypadku trzeba było stworzyć specjalny układ ruchowy dla zasilania dużego miasta jakim jest Żyrardów umożliwiający dokonywanie niezbędnych przełączeń i wydzielenia zasilania dla poszczególnych odbiorców. Tego typu przedsięwzięcia na szersza skalę nie wchodzą w grę.

Po trzecie - brak możliwości oddziaływania na naszych klientów w celu wymuszenia na nich

pożądanych zachowań. W przywołanym na wstępie rozporządzeniu nie ma jakiejkolwiek wzmianki na temat sankcji, jakim podlegałby odbiorca generujący zakłócenia w sieci powyżej dopuszczalnego poziomu. Dodać w tym miejscu wypada, że to spółka dystrybucyjna winna mieć prawo określania dla każdego odbiorcy z osobna dopuszczalny poziom zakłóceń spowodowany wyższymi harmonicznymi. Praca wszystkich urządzeń nieliniowych znajdujących się u odbiorców powoduje bowiem pojawienie się zniekształceń przebiegów sinusoidalnych. Szereg niekorzystnych, powszechnie znanych zjawisk w sieci el-en powoduje, że energetyka nie może zaniechać działań na rzecz ograniczenia występowania wyższych harmonicznych w sieci el-en. Tak więc bardzo popularny w ostatnim czasie sposób myślenia, który znalazł swoje odbicie w programie Leonardo, a sprowadzający się do przekonania, że odbiorca sam musi zadbać o zaspokojenie swoich ponadstandardowych wymagań nie może mieć tutaj zastosowania.

Po czwarte – ograniczanie występowania wyższych harmonicznych jest bardzo trudne i

kosztowne. W opisywanym przypadku wymaga to ze strony PKP nakładów rzędu kilku mln zł na przebudowę układów przekształtnikowych w podstacjach trakcyjnych z 6-cio pulsowych na 12-o pulsowe. Jednocześnie dla PKP przebudowa zasilania nie wiąże się z żadnymi szczególnymi, dodatkowymi korzyściami. W przypadku firmy Thomson konieczne jest zainstalowanie kosztownych filtrów aktywnych lub hybrydowych.

Po piąte - występowanie wyższych harmonicznych w sieci el-en powoduje przeciążenia i

uszkodzenia, baterii kondensatorów, transformatorów, kabli zasilających, a zwłaszcza przewodu zerowego, co jest źródłem wymiernych, trudnych do oszacowania strat dla spółek dystrybucyjnych.

Z tych też powodów dla skutecznego przeciwdziałania wszystkim niekorzystnym zjawiskom

związanym z odkształceniem napięcia wydaje się konieczna taka zmiana uregulowań prawnych traktujących o jakości energii elektrycznej, która umożliwiłaby spółkom dystrybucyjnym wpływanie na zachowanie odbiorców. Istnieje również potrzeba wprowadzenia dla producentów urządzeń biurowych oraz energooszczędnego oświetlenia wymogów określających dopuszczalny poziom odkształceń napięcia powodowanych przez ich wyroby.



WYŻSZE HARMONICZNE W SIECI ELEKTROCIEPŁOWNI

Kazimierz Jakubowski EURO-GLOB, Łódź

1. WSTĘP W referacie przedstawiono wyniki z pomiarów harmonicznych w przebiegu napięcia i prądu

w sieciach 6 kV; 0,69 kV; 0,4 kV oraz w rozdzielni 15 kV w Elektrociepłowni EC-3 w Łodzi. Wyniki pomiarowe odniesiono do wymagań poziomów kompatybilności, w sieciach przemysłowych i niepublicznych, dotyczących harmonicznych w napięciu. Poziomy kompatybilności w zakresie harmonicznych, odniesione do klas (1, 2, 3), którymi zdefiniowane jest środowisko elektromagnetyczne, przyjęto zgodnie z normą: PN-EN 61000-2-4; 1997 "Kompatybilność elektromagnetyczna. Środowisko. Poziomy kompatybilności dotyczące zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości w sieciach zakładów przemysłowych".

Zgodnie z zaleceniem EC-3, zostały wykonane pomiary harmonicznych napięcia i prądu we wskazanych przez użytkownika miejscach w sieciach 6 kV; 0,69 kV i 0,4 kV. Z sieci tych zasilane są odbiorniki i urządzenia potrzeb własnych. Wykonano również pomiary harmonicznych w rozdzielni 15 kV w celce zasilającej odbiorniki w sieci miejskiej (zgodnie z życzeniem Inwestora).

Pomiary wykonano miernikiem o znaku fabrycznym AR.5. Jest to miernik parametrów sieci, produkcji firmy Circutor S. A. (Hiszpania). Miernik posiada zatwierdzenie typu zgodnie z decyzją ZT 105/00 Prezesa Głównego Urzędu Miar. Miernik posiada 4 tryby pracy: Energy, Harmonics, Ouality, Flicker.

2. POMIARY NA POZIOMIE NAPIĘCIA 6 kV, 0,69 kV i 0,4 kV

2.1. Pomiary na szynach rozdzielni R2 - zasilanie podstawowe z transformatora TZ2 (pole nr 6 – 6 kV)

Okres pomiarowy l doba - czas pomiaru od 19.03.2001 r. do 20.03.2001 r. Pomiary

wykonywano co 2,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez l dobę.

Wyniki pomiarów wskazują, że: całkowity współczynnik odkształcenia harmonicznymi THD w napięciu wynosi 1,8 % i jest

niniejszy od dopuszczalnego dla wszystkich 3 klas, które wynoszą odpowiednio 5, 8 i 10 %. składowe harmoniczne napięcia - wszystkie nieparzyste oraz parzyste - są niższe od

dopuszczalnych krzywa przebiegu napięcia i prądów jak widać na załączonych wykresach zachowuje kształt

sinusoidalny.


2.2. Pomiary na szynach rozdzielni R2 – zasilanie z transformatora TB2 (pole nr l6 - 6 kV) Okres pomiarowy l doba - czas pomiaru od 20.03.2001 r. do 21.03.2001 r. Pomiary

wykonywano co 2,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez l dobę.

Wyniki pomiarów wskazują, że: całkowity współczynnik odkształcenia harmonicznym THD w napięciu wynosi 1,8 % i jest

mniejszy od dopuszczalnego dla wszystkich 3 klas, składowe harmoniczne napięcia - wszystkie nieparzyste oraz parzyste - są niższe od

dopuszczalnych, krzywa przebiegu napięcia jak widać na załączonych wykresach, zachowuje kształt sinusoidy.

Harmoniczne prądu Oddzielnego omówienia wymagają uzyskane wyniki pomiarów harmonicznych w przebiegu

prądu, a mianowicie: całkowity współczynnik odkształcenia THD w prądzie wynosi maksymalnie, w tym punkcie

pomiarowym 22,9 %, składowe harmoniczne prądu wynoszą odpowiednio: 5 - 23,0 %, 7 - 5,0 %, a 11 - 2,6%.

Znaczny udział harmonicznych rzędu 5, 7 i 11 wskazuje, iż mamy do czynienia z odbiornikami zasilanymi z przetwórnic częstotliwości i tak jest w rzeczywistości. Transformator 6/0,69 kV zasila rozdzielnię B2 - 0,69 kV, z której zasilane są przetwornice.

Zarejestrowany przebieg prądu na napięciu 6 kV w polu nr 16 jest silnie odkształcony - patrz załączone wykresy – rysunek 1.


Rys. 1. Przebiegi napięcia i prądu w polu nr 16 rozdzielni R2 (6 kV) Prąd ten powoduje ograniczenie przesyłanej mocy przy niesinusoidalnym prądzie zgodnie ze

wzorem

z (1)

Po podstawieniu uzyskanych wyników pomiaru stwierdzono, że ograniczenie przesyłanej

mocy wynosi: S = 0,97 SN (2) Wykresy uporządkowanych średnich wartości THD dla napięcia oraz prądów pozwalają

określić czas trwania określonej wartości THD - w przyjętym okresie pomiarowym.

2.3. Pomiary na szynach rozdzielni RO - zasilanie podstawowe z transformatora TZ1 (pole nr 24 – 6 kV)

Okres pomiarowy 3 doby. Czas pomiaru od 30.03.2001 r. do 02.04.2001 r. Pomiary

wykonywano co 7,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez 3 doby.

Wyniki pomiarów wskazują, że: - całkowity współczynnik odkształcenia harmonicznymi THD, w napięciu w całym okresie

pomiarowym nie przekroczył wartości 1,8% i jest mniejszy od dopuszczalnego dla wszystkich 3 klas

- składowe harmoniczne napięcia - wszystkie nieparzyste oraz parzyste - są niższe od dopuszczalnych

- krzywe przebiegu napięcia i prądu, jak widać na załączonych wykresach, zachowują kształt sinusoidy.

2.4. Wnioski

Pomiary na szynach rozdzielni 6 kV - R2 i RO wytypowanych przez pracowników EC - 3

wskazują, iż nie występują zagrożenia wynikające z nadmiernego udziału harmonicznych napięcia i prądu.

Pomiar harmonicznych w napięciu - odniesiony do całkowitego współczynnika odkształcenia THD jak i składowych harmonicznych wszystkich rzędów (parzyste i nieparzyste) aż do 50 harmonicznej spełnia wymagania dla klas l, 2 i 3 zgodnie z normą PN-EN 61000-2-4.

3. POMIARY NA SZYNACH ROZDZIELNI B2 - 0,69 kV

3.1. Pomiary na zasilaniu podstawowym z transformatora TB2 (wariant I) Okres pomiarowy l doba - czas pomiaru od 22.03.2001 r. do 23.03.2001 r. Pomiary wykonano

co 2,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez l dobę.

Wyniki pomiarów wskazują, że: całkowity współczynnik odkształcenia harmonicznymi THD w napięciu wynosi maksymalnie

9,0 %, a przez 2/3 okresu pomiarowego przekraczał 8,0 % we wszystkich trzech fazach


składowa harmoniczna rzędu 5 w napięciu przekroczyła wartość 6,0 % (maksym. 7,2 %) przez 2/3 okresu pomiarowego W tej sytuacji, stosując kryterium poziomu kompatybilności dotyczące harmonicznych

napięcia, można określić dla rozdzielni B2 środowisko elektromagnetyczne, jako wewnętrznego punktu przyłączenia odpowiadającego klasie 3.

Klasa 3 jest adekwatna do tej sytuacji, gdyż z rozdzielni B2 zasilane są odbiorniki z przekształtnikami.

Harmoniczne prądu

całkowity współczynnik odkształcenia THD w prądzie wynosi maksymalnie 23,6 %, składowe harmoniczne prądu wynoszą odpowiednio: 5 - 23,4 %, 7 - 5,25 %, 11 - 2,63 %.

Znaczny udział wyższych harmonicznych prądu powoduje ograniczenie przesyłanej mocy przy niesinusoidalnym prądzie zgodnie ze wzorem (1) do poziomu:

S = 0,97 SN (3) Przedstawione na rysunku 2 wykresy przebiegu napięcia i prądu wykazują znaczne

odkształcenie sinusoidy.

Rys. 2. Przebiegi napięcia i prądu w polu zasilania podstawowego w rozdzielni B2 (0,69 kV) – wariant I

3.2. Pomiary na zasilaniu podstawowym z transformatora TB2 (wariant II)


Okres pomiarowy 3 doby - czas pomiaru od 23.03.2001 r. do 26.03.2001 r. Pomiary wykonywano co 7,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez 3 doby. Wyniki pomiarów wskazują, że: całkowity współczynnik odkształcenia harmonicznymi THD w napięciu wyniósł ponad

8,0 %, czas trwania przekroczeń powyżej 8,0 % wyniósł ponad 2/3 czasu obserwacji, piąta harmoniczna przekroczyła wartość 6,0 % przez cały okres obserwacji, krzywa przebiegu napięcia, jak widać na załączonych wykresach (rys. 3), wykazuje znaczne

odkształcenie od sinusoidy. Wariant drugi obejmujący czas obserwacji równy 3 doby potwierdził wyniki pomiaru z

wariantu I, a tym samym bez wątpienia można środowisko elektromagnetyczne dla rozdzielni B2 określić jako odpowiadające klasie 3.

Harmoniczne prądu

całkowity współczynnik odkształcenia THD w prądzie wyniósł 23,7 % przez cały okres obserwacji współczynnik ten przekraczał wartość 21,5% składowe harmoniczne prądu wynosiły odpowiednio: 5 - 23,3 %, 7 - 5,6 %, 11 - 2,9 %, krzywa przebiegu prądu jak widać na załączonych wykresach (rys. 3) wykazuje znaczne

odkształcenia od sinusoidy. Znaczny udział harmonicznych w prądzie powoduje ograniczenie przesyłanej mocy przy

niesinusoidalnym prądzie, w zakresie 3 - 4 %.

Rys. 3. Przebiegi napięcia i prądu w polu zasilania podstawowego w rozdzielni B2 (0,69 kV) – wariant II


3.3. Pomiary na panelu 2.2 w rozdzielni B2 - przetwornicy zasilającej wentylator powietrza młynowego

Okres pomiarowy l doba - czas pomiaru od 26.03.2001 r. do 27.03.2001 r. Pomiary

wykonywano co 2,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez l dobę. Wyniki pomiarów wskazują, że: całkowity współczynnik odkształcenia harmonicznymi THD w napięciu w całym okresie

pomiarowym przekroczył 8,0 % we wszystkich trzech fazach. Zarejestrowana maksymalna wartość THD w napięciu osiągnęła wartość 9,3 %,

składowe harmoniczne napięcia rzędu 5, 7 i 11 osiągają wartości dopuszczalne dla klasy 3, a przekraczają dopuszczalne dla klasy 2

krzywa przebiegu napięcia, jak widać na załączonych wykresach (rys. 4), wykazuje znaczne odkształcenia od sinusoidy. Harmoniczne prądu:

całkowity współczynnik odkształcenia THD w prądzie przekracza 26,0 % przez cały okres pomiarowy - zarejestrowana maksymalna wartość THD w prądzie wynosi 30,0 %,

składowe harmoniczne prądu: dominują harmoniczne rzędu 5, 7 i 11 i wynoszą odpowiednio: 28,5 %, 8,8 % i 5,7 %,

krzywe przebiegu prądu wykazują duże odkształcenie od kształtu sinusoidy (rys. 4).


Rys. 4. Przebiegi napięcia i prądu przetwornicy zasilającej wentylator powietrza młynowego

3.4. Wnioski Wykonane pomiary pozwalają określić jednoznacznie środowisko elektromagnetyczne, dla

wewnętrznego punktu połączenia, jakim jest rozdzielnia B2. Przyjmując jako kryterium poziomy kompatybilności, dotyczące zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości, rozdzielnia B2 o napięciu 0,69 kV należy do klasy 3.

4. POMIARY W SIECI 0,4 kV

4.1. Pomiary na elektrofiltrze

W niniejszym opracowaniu przedstawiono jedynie wyniki pomiarów na szynach rozdzielni Ela - 0,4 kV, zasilającej jeden z elektrofiltrów. Wyniki pomiarów oraz przedstawione wnioski są podobne również dla drugiego elektrofiltru.

W pozostałych miejscach pomiarowych w rozdzielniach potrzeb własnych wyniki pomiarów wskazują, iż poziom harmonicznych w napięciu spełnia wymagania norm.

Okres pomiarowy l doba - czas pomiaru od 21.03.2001 r. do 22.03.2001 r. Pomiary wykonywano co 2,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez l dobę.

Wyniki pomiarów wskazują, że: całkowity współczynnik, odkształcenia harmonicznych THD w napięciu w całym okresie

pomiarowym nie przekroczył wartości 1,2 %, składowe harmoniczne napięcia - wszystkie nieparzyste oraz parzyste - są niższe od

dopuszczalnych. krzywe przebiegu napięcia, jak widać na załączonych wykresach (rys. 5), zachowują kształt

sinusoidalny. Harmoniczne prądu Całkowity współczynnik odkształcenia THD w prądzie charakteryzuje się znacznymi

różnicami w poszczególnych razach, a mianowicie: faza L1 - 20,2 %, faza L2 - 9,3 %, faza L3 - 9,3 %.

Składowe harmoniczne przedstawiają szerokie spektrum, gdyż występują harmoniczne rzędów parzystych 2, 4, 6, 8, itd., rzędu nieparzystych będących krotnością 3 oraz rzędu nieparzystych z wyłączeniem będących krotnością 3. Obserwuje się bardzo dużą różnicę w obciążeniu poszczególnych fazach, przekraczając 100%, np.: faza L1 I = 178,4 A, faza L2 I = 112,8 A, faza L3 I = 74,6 A.

Podobne sytuacje występują we wszystkich rozdzielniach elektrofiltrów, dla których były przeprowadzone pomiary, a mianowicie w rozdzielni E2 i rozdzielni E4.


4.2. Wnioski

Nierównomierność obciążenia poszczególnych faz oraz znaczne różnice w zakresie całkowitego współczynnika odkształcenia THD w prądzie i udziału harmonicznych w poszczególnych fazach, uzasadniają konieczność zainteresowania tym problemem producenta urządzeń, ponieważ wartości te przekraczają dopuszczalne zawarte w Polskiej Normie PN-IEC-61800-3.

Krzywe przebiegu prądu, wykazują jak widać na załączonych wykresach (rys.5), znaczne odkształcenia od sinusoidy. Uzyskane wyniki wskazują na przekroczenia dopuszczalnych poziomów składowych harmonicznych w przebiegu prądu, podane w normie PN-EN 61800-3.

Rys. 5. Przebiegi napięcia i prądu w układzie zasilania elektrofiltrów (sieć 0,4 kV)

5. POMIARY W SIECI 15 kV – POMIAR NA ZASILANIU TL

Okres pomiarowy 3 doby - czas pomiaru od 10.04.2001 r. do 13.04.2001 r. Miejsce pomiarów

spełnia warunek jako wspólny punkt połączenia z publiczną siecią zasilającą. W związku z tym powinny być spełnione wymagania dotyczące poziomu kompatybilności

klasy 2 - zgodnie z normą PN-EN 61000-2-4. Również w tym przypadku mają zastosowanie postanowienia Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energie elektryczną,


świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców - Dz.U. Nr 85 poz.957 z dnia 13 października 2000 r.

Pomiary wykonywano co 7,5 minuty. Rejestrowano wartości średnie z pomierzonych wartości skutecznych napięcia i prądu, dla każdej z harmonicznych. Pozwoliło to, przy pamięci l MB, rejestrować wyniki przez 3 doby.

Z rozdzielni 15 kV zasilane są linie zasilające obszar miejski. Przedstawione w opracowaniu wyniki pomiarów i wykresy odnoszą się do poziomu kompatybilności i dotyczą harmonicznych: wartości maksymalne całkowitego współczynnika odkształcenia harmonicznymi THD w

napięciu zarejestrowane w dniu 11.04.2001r. o godzinie 15:37:30 w poszczególnych fazach wynoszą odpowiednio:

o UL1 - 3,1 %, o UL2 - 2,8 %, o UL3 - 2,7 %,

z uporządkowanych wykresów THD dla poszczególnych faz wynika, iż THD = 2,0 % przekracza 70 % czasu obserwacji,

z wykresów THD dla poszczególnych faz wynika, iż wartość minimum THD zawiera się w granicach od 1,0 % do 1,5 %,

udziały składowych harmonicznych napięcia poszczególnych rzędów osiągają następujące wartości:

o harmoniczna 5 - od 1,3 % do 2,5 %, o harmoniczna 7 - od 0,5 % do 2,6 %, o harmoniczna 9 - 0,2 %, o harmoniczna 11 - 0,4 %, o harmoniczna 15 - 0,2 %,

krzywe przebiegu napięcia zachowują kształt sinusoidy. Harmoniczne prądu

maksymalne wartości całkowitego współczynnika odkształcenia harmonicznymi THD prądów zarejestrowane w dniu 10.04.2001 r. o godzinie 18:22:30 w poszczególnych fazach wynosiły:

o faza L1 - 7,4 %, o faza L2 - 7,5 %, o faza L3 - 7,3 %,

składowe harmoniczne prądu rzędu 5 i 7 są dominujące, na krzywych przebiegu prądu pojawiają się charakterystyczne spłaszczenia sinusoid w części

wierzchołkowej (rys. 6).

5.2. Wnioski Odnosząc uzyskane wyniki pomiarów do wymagań podanych w normie, można stwierdzić:

pomierzony współczynnik THD w napięciu, stanowi 39 % wartości dopuszczalnej, pomierzony udział 5-tej harmonicznej w napięciu stanowi 42 % wartości dopuszczalnej, pomierzony udział 7-mej harmoniczna w napięciu stanowi 53 % wartości dopuszczalnej.

Natomiast w odniesieniu do obowiązującego Rozporządzenia uzyskane wyniki z pomiarów stanowią:

pomierzony THD w napięciu stanowi 62 % wartości dopuszczalnej, pomierzona 5-ta harmoniczna w napięciu stanowi 83 % wartości dopuszczalnej, pomierzona 7-ma harmoniczna w napięciu stanowi 88 % wartości dopuszczalnej.

Dodawszy do powyższych rozważań fakt występowania składowych harmonicznych w prądzie (odkształcenia przebiegów sinusoidalnych w prądzie) należałoby wzmóc nadzór w tym


zakresie. Wydaje się celowe zainstalowanie analizatorów sieciowych z opcją pomiarów harmonicznych

i przeniesienia tych pomiarów do miejsc gdzie byłyby monitorowane i archiwizowane.

Rys. 5. Przebiegi napięcia i prądu w sieci 15 kV – punkt wspólnego połączenia z siecią publiczną

6. LITERATURA

[1]. PN-EN 61800-3: 1996: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) z uwzględnieniem specjalnych metod badań.

[2]. PrPN-EN 61800-2: 1998: Wymagania ogólne - Dane znamionowe niskonapięciowych układów napędowych mocy prądu przemiennego o regulowanej częstotliwości.

[3]. PrPN-EN 61000-4-7: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Ogólny przewodnik dotyczący pomiarów harmonicznych i interharmonicznych oraz stosowanych do tego przyrządów pomiarowych dla sieci zasilających i przyłączonych do nich urządzeń.

[4]. IEC 61000-2-1: 1990: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 2: Środowisko. Arkusz l: Opis środowiska. Środowisko elektromagnetyczne dla zaburzeń przewodzonych niskiej częstotliwości i sygnalizacji w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia.

[5]. IEC 61000-2-2: 1990: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 2: Środowisko. Arkusz 2: Poziom kompatybilności dla zaburzeń przewodzonych niskiej częstotliwości i sygnalizacji w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia.

[6]. IEC 61000-3-6: 1996: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 3: Wartości dopuszczalne. Arkusz 6: Wartości dopuszczalne emisji wyższych harmonicznych dla urządzeń



przyłączonych do sieci zasilającej średniego i wysokiego napięcia. [7]. IEC 61000-3-7: 1996: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 3: Wartości

dopuszczalne wahań napięcia i migotania światła dla urządzeń przyłączonych do sieci zasilającej średniego i wysokiego napięcia.

[8]. PN-EN 50160: 1998: Charakterystyki napięcia w publicznych sieciach zasilających. [9]. PN-EN 61000-2-4: 1997: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 2: Środowisko.

Arkusz 4: Poziomy kompatybilności dotyczące zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości w sieciach zakładów przemysłowych.

[10]. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 21 października 1998 roku 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. Nr 135/98, póz. 881).

[11]. Kuśmirek Z.: Zagadnienia jakości energii elektrycznej w sieci zasilającej urządzenia energoelektroniczne. Krajowa Konferencja Naukowo-Techniczna, Łódź 1998 r.

[12]. Frąckowiak L., Muszyński R., Pytlak A.: Ograniczenie przesyłanej mocy przy niesinusoidalnym prądzie. Konferencja Naukowo -Techniczna, Łódź 1999 r.

#2 Lodz

Documents

Transcript of #2 Lodz