#4 Kraków

NIEZAWODNOŒÆ ZASILANIAURZ¥DZEÑ ELEKTRYCZNYCH

POLSKIE PARTNERSTWOJAKOŒCI ZASILANIA

EUROPEJSKI PROGRAMLEONARDO DA VINCI

LEONARDO POWER QUALITY INITIATIVE

KRAKÓW, 20 LISTOPADA 2003

ISBN 83-88309-06-4

POLSKIECENTRUMPROMOCJIMIEDZI

50-136 WROC£AW, PL. 1 MAJA 1-2

WWW.MIEDZ.ORG.PL

NIEZAWODNOŚĆ ZASILANIA URZĄDZEŃ ELEKTRYCZNYCH

Kraków 20 listopada 2003

z cyklu „Polskie Partnerstwo Jakości Zasilania” zorganizowane w ramach „Europejskiego Programu Leonardo da Vinci”

jako forma projektu „Edukacyjny Program Jakości Zasilania Leonardo”

Leonardo Power Quality Initiative Organizatorzy: Centrum Targowe Chemobudowa – Kraków S.A.

Oddział Krakowski Stowarzyszenia Elektryków Polskich

Polskie Centrum Promocji Miedzi sp. z o.o.

Centrum Promocji Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej, AGH

CENTRUM PROMOCJI JAKO ŚCI

I EFEKTYWNEGO U śYTKOWANIA

ENERGII ELEKTRYCZNEJ

KOMITET ORGANIZACYJNY

Z. Hanzelka Akademia Górniczo-Hutnicza

K. Maj Centrum Targowe Chemobudowa Kraków S. A

M. Ramczykowski Polskie Centrum Promocji Miedzi Sp. z o.o.

M. Sosnowska Centrum Targowe Chemobudowa Kraków S. A.

J. Strojny Akademia Górniczo-Hutnicza

J. Strzałka Oddział Krakowski Stowarzyszenia Elektryków Polskich, Akademia Górniczo-Hutnicza

R. Targosz Polskie Centrum Promocji Miedzi Sp. z o.o.

Sympozjum „Niezawodność zasilania urządzeń elektrycznych” Kraków, 20 listopada 2003r. VIII Targi Elektrotechniki , Elektroniki i Elektroenergetyki WYDAWNICTWO WYDZIAŁU ELEKTROTECHNIKI, AUTOMATYKI, INFORMATYKI I ELEKTRONIKI AKADEMII GÓRNICZO-HUTNICZEJ ISBN 83-88309-06-4 Redakcja, opracowanie graficzne i skład: Ryszard Klempka

SPIS TREŚCI 1. TARGOSZ Roman

Koszty złej jako ści energii jako uzasadnienie europejskiej inicjatywy jako ści zasilania polskiego partnerstwa jako ści zasilania Leonardo

7

2. MARKIEWICZ Henryk, KLAJN Antoni Metody i sposoby zapewniaj ące po Ŝądaną niezawodno ść zasilania energi ą elektryczn ą

15

3. HANZELKA Zbigniew Układy gwarantowanego zasilania o podwy Ŝszonych wskaźnikach energetycznych

33

4. DUNIEC Jacek Ci ągło ść zasilania – zadanie dostawcy energii

49

5. STROJNY Jan Ci ągło ść zasilania – zadanie producen ta urz ądze ń elektrycznych

63

6. STRZAŁKA Jan Ci ągło ść zasilania w przepisach i normach innych krajów

71

7. ZI ĘBA Krzysztof Przykłady instalacji bezprzerwowego zasilania w war unkach przemysłowych

77

8. CHLEBDA Andrzej Praktyczne realizacje pewno ści zasi lania obiektów radiokomunikacyjnych

79

9. KACZMAREK Tomasz Urz ądzenia zasilania bezprzerwowego – ró Ŝnice tkwi ą w szczegółach

85

10. BARANECKI Andrzej Propozycje poprawy niezawodno ści zasilania odbiorników DC i AC

91

EMINARIUM TARGOWE

NIEZAWODNOŚĆ ZASILANIA URZ ĄDZEŃ ELEKTRYCZNYCH 7

KOSZTY ZŁEJ JAKO ŚCI ENERGII JAKO UZASADNIENIE EUROPEJSKIEJ INICJATYWY

JAKOŚCI ZASILANIA POLSKIEGO PARTNERSTWA JAKO ŚCI ZASILANIA

LEONARDO

Roman TARGOSZ1

NOWE SYSTEMOWE PODEJŚCIE DO WIEDZY NA TEMAT JAKO ŚCI ZASILANIA Inicjatywa wspierana przez Komisję Europejską, Europejski Instytut Miedzi, obj ęta Polskim Partnerstwem Jakości Zasilania

1. CO NAS SKŁONIŁO DO ZAINICJOWANIA DZIAŁA Ń W SFERZE JAKO ŚCI ZASILANIA W RAMACH PROGRAMU LEONARDO?

Koszty niskiej jakości zasilania coraz częściej stają się sprawą najwaŜniejszej wagi dla przemysłu i firm usługowych. Około 50% budynków doświadcza powaŜnych problemów z jakością zasilania. Praktycznie Ŝaden budynek nie jest zasilany idealnie. Niska jakość zasilania kosztuje przemysł europejski dziesiątki miliardów EURO rocznie.

2. CO TO JEST INICJATYWA LPQI? Inicjatywa programu Leonardo dotycząca Jakości Zasilania jest programem edukacyjnym przeznaczonym dla osób i instytucji decydujących o zastosowaniu róŜnych technologii 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.

1 Polskie Centrum Promocji Miedzi, Wrocław

Roman TARGOSZ

ELEKTRO-ENERGY 2003 8

3. JAKIE SĄ NARZĘDZIA LPQI? ♦ Poradnik Jakości Zasilania, unikalne źródło informacji publikowane w częściach w sumie

obejmujące ponad 40 zeszytów. Części wstępne poradnika są dostępne w sieci internetowej. ♦ Stronę internetową, www.lpqi.org, z moŜliwością nauki korespondencyjnej tj. wykładami poświęconymi poszczególnym zagadnieniom, prezentacje ze slajdami oraz bibliotekę, a takŜe poradnik w formie odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania (FAQ), forum dyskusyjne i porady specjalistów *. ♦ Programy seminaryjne omawiające podstawowe zagadnienia i dające dobry start w program nauczania korespondencyjnego. ♦ Program umoŜliwiający uzyskanie certyfikatu po ukończeniu kursu korespondencyjnego i zdaniu testu *.

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

i 2004roku. 4. DEFINICJA JAKO ŚCI ENERGII Zbiór warunków, które umoŜliwiają funkcjonowanie systemów elektrycznych zgodnie z ich przeznaczeniem bez widocznej utraty cech funkcjonalnych i trwałości.

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

KOSZTY ZŁEJ JAKOŚCI ENERGII JAKO UZASADNIENIE EUROPEJSKIEJ...


5. PORADNIK JAKO ŚCI ZASILANIA

1.1 Wstep 1.2 Poradnik samodzielnej oceny jakości zasilania 2.1 Koszty niskiej jakosci zasilania 3.1 Przyczyny powstawania i skutki dzialania 3.2.2 Rzeczywista wartosc skuteczna - jedyny prawdziwy wyznacznik 3.3.1 Filtry pasywne 3.3.3 Filtry aktywne 3.5.1 Wymiarowanie przewodu neutralnego 4.1 Odporność, Pewność, Redundancja Zasilania

Roman TARGOSZ


4.3.1 Niezawodność zasilania 4.5.1 Odporność w budynku z duŜą ilością sprzętu IT 5.1 Zapady napięcia - Wprowadzenie 5.1.3 Wprowadzenie do asymetrii 5.2.1 Obsluga zapobiegawcza - Klucz do jakosci zasilania 5.3.2 Zapobieganie zapadom napięcia 5.5.1 Studium przypadku – ciągłe procesy produkcyjne 6.1 Systemowe Podejście do Uziemienia 6.3.1 Systemy uziemień – podstawy projektowania

• Wstęp Wprowadzenie do poradnika. Rola jakości energii we współczesnym świecie. Omówienie treści dalszych rozdziałów.

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

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

• Harmoniczne – Przyczyny powstawania i skutki działania Czym są i jak powstają harmoniczne. Teoria i praktyka. Jakie urządzenia je generują i jakie są podstawowe sposoby ich eliminacji. Wprowadzenie do całego rozdziału o harmonicznych prądów i napięć.

• Rzeczywista wartość skuteczna – jedyny prawdziwy wyznacznik Czy mierząc harmoniczne mamy pewność właściwej oceny odkształceń napięcia. Czy wszystkie urządzenia pomiarowe gwarantują nam właściwy pomiar. Jak mierzyć i oceniać harmoniczne – poradnik nie tylko dla pomiarowców.

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

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

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

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

• Niezawodność zasilania – informacje podstawowe Projektowanie systemów zasilania to kompromis między interesami uŜytkowników – niezawodność i jakość energii elektrycznej a interesami dostawców energii – moŜliwy do realizacji poziom kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych. Pewna elastyczność w dostosowywaniu do siebie obu interesów jest dopuszczalna nie moŜe się jednak opierać na lekcewaŜeniu pewnego niekwestionowanego minimum zarówno po stronie wyposaŜenia systemu a tym bardziej zasad jego eksploatacji



• Odporna na zaburzenia konstrukcja budynku o przewaŜających obciąŜeniach z zakresu technologii informatycznej Budynek o wysokim nasyceniu technologią IT w Mediolanie został poddany całkowitej wymianie instalacji dla rozwiązania problemów jakości energii. Wszystkie odbiory zostały podzielone na 3 kategorie: normalne (49%), preferencyjne (13%), uprzywilejowane (38%). KaŜdej kategorii jest przyporządkowany inny poziom jakości energii. Studium wzbogacone o analizę ekonomiczną.

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

• Wprowadzenie do asymetrii Asymetria – na czym polega, odrobina teorii. Jak skutkuje i jak jej zapobiegać.

• Obsługa predykcyjna – klucz do jakości energii. Filtry aktywne Najlepszym sposobem minimalizacji kosztów jest zapobieganie negatywnym zjawiskom a nie naprawa ich skutków. Ciągłe monitorowanie wielu parametrów moŜe znacznie ułatwić wczesną diagnozę niektórych problemów jakości energii, które mogą wywoływać powaŜne w skutkach awarie

• Zapobieganie zapadom napięcia Zapadom napięcia moŜna zapobiegać (choć nigdy nie moŜna się zabezpieczyć w 100%). Technik i poziomów łagodzenia zapadów napięcia jest wiele. Poradnik przybliŜa ten problem.

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

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

• Systemy uziemień Główne definicje i parametry. Własności uziomów. Rodzaje systemów w zaleŜności od funkcji. Typowe rozwiązania. Metody pomiaru parametrów systemów uziemiających.

Roman TARGOSZ


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

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

http://www.lpqi.



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

• Harmoniczne – skrócenie czasu eksploatacji do 75% projektowanej trwałości • Zaburzenia ciągłości zasilania � Straty bezpośrednie sięgające w niektórych przypadkach 4.000.000 € � Straty pośrednie wynikające z przestoju – utracone korzyści • Zmiany napięcia zasilającego � Niestabilność procesów przemysłowych, przedwczesne zuŜycie urządzeń (równieŜ

w efekcie niesymetrii), migotanie światła

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

• Koszt urządzeń • Spodziewany okres eksploatacji urządzenia • WraŜliwość urządzeń • Koszty personelu • Przestój z powodu uszkodzeń mechanicznych • Przestój z powodu naprawy (w tym odtworzenia danych sterujących procesem) • Koszt zmarnowanego surowca • Utracone przychody • Koszty odległe utraty przychodu • Koszt utraty udziału w rynku • Koszt utraty marki

•Koszty odległe utraty przychodu

•Koszty utraty rynku i odtworzenia marki •Ewakuacja

•Związane z produkcją

• Związane z bezpieczeństwem osób i mienia

•Związane ze stratami

•Niedogodności związane z transportem

•Strata czasu na wypoczynek

•Pogorszenie warunków bytowania

•NaraŜenie zdrowia lub strach

SPOŁECZNEGOSPODARCZE

BEZPOŚREDNIE

POŚREDNIE

Roman TARGOSZ


Ryzyko ze strony problemów jakości zasilania jest bardzo powaŜne nawet dla sektorów nie korzystających z wysokorozwiniętych technologii, poniewaŜ naraŜa i takie sektory na duŜe straty finansowe. Z drugiej strony zapobieganie powstawaniu takich problemów jest stosunkowo tanie i obejmuje róŜne działania od zastosowania prostych i sprawdzonych reguł projektowych po instalowanie szeroko dostępnych urządzeń, systemów i rozwiązań jakości energii. Projekt Leonardo takie reguły projektowe i działania prezentuje.

8. WNIOSKI Jakość energii to obszar bardzo szeroki, którego ranga ciągle wzrasta, obejmujący kilkanaście a moŜe kilkadziesiąt szeroko zarysowanych problemów, dla których moŜna wymienić jeszcze większą liczbę rozwiązań. Tak waŜne jest zatem systemowe podejście do jakości energii i kompleksowości tego zjawiska:

• poprzez wnikliwą analizę i zrozumienie jego istoty w kaŜdym jednym przypadku • przez szeroko rozumianą edukację i uwraŜliwienie na zjawisko, aby w konsekwencji

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

z waŜnych elementów systemowego podejścia do jakości energii. Cykl seminaryjny został podzielony na następujące części: � Odkształcenie napięć i prądów � Pewność i jakość zasilania � Zaburzenia w napięciu (wahania + zapady + asymetria) � Kompatybilność elektromagnetyczna, systemy uziemień

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

EMINARIUM TARGOWE


PROPOZYCJE POPRAWY NIEZAWODNO ŚCI ZASILANIA

ODBIORNIKÓW DC I AC

Andrzej BARANECKI 1

1.WSTĘP Pojęcie gwarantowanego zasilania urządzeń elektrycznych jest ściśle związane z problemem jakości energii (Power Quality). Gdyby energia o określonych parametrach znamionowych dostarczana była bez przerwy, Ŝadne dodatkowe urządzenia wspomagające nie byłyby potrzebne. Układy „gwarantowanego zasilania” są stosowane dla zapewnienia ciągłości zasilania urządzeń, których przerwa w pracy mogłaby prowadzić do znacznych strat materialnych lub nawet stanowić zagroŜenie dla Ŝycia ludzkiego. Są to instalacje w energetyce, przemyśle, słuŜbie zdrowia, transporcie, sektorze obronnym itp. Z historycznego punktu widzenia – w pierwszych instalacjach gwarantowanego zasilania były wykorzystywane odbiorniki napięcia stałego. Prostownik z dołączoną buforowo baterią akumulatorów był stosowany juŜ wiele dziesięcioleci temu. Wraz z rozwojem energoelektroniki pojawiły się układy gwarantowanego zasilania odbiorników napięcia przemiennego i obecnie są z powodzeniem stosowane obie techniki. NiezaleŜnie od rodzaju zasilanych odbiorników problem sprowadza się do zmagazynowania energii i odpowiedniego wykorzystania jej podczas przerwy napięciowej w linii energetycznej. Najczęściej są stosowane w tym celu baterie akumulatorów, lecz pewną perspektywę stwarzają równieŜ inne technologie określane terminem „zasobników energii”. PoniŜej zostaną przedstawione nowoczesne urządzenia i rozwiązania układowe przeznaczone dla instalacji gwarantowanego zasilania odbiorników DC i AC.

2. UKŁADY ZASILANIA ODBIORNIKÓW DC W układach zasilania odbiorników DC podstawowym urządzeniem energoelektronicznym jest zasilacz współpracujący z baterią akumulatorów.

2.1. Zasilacze DC

Nowoczesny zasilacz w układach gwarantowanego zasilania DC powinien charakteryzować się następującymi cechami:

1. dla bezpiecznej obsługi i bezpiecznej eksploatacji baterii • galwaniczna izolacja między wejściowym obwodem AC a wyjściowym obwodem DC

2. dla długotrwałej eksploatacji baterii • stabilizacja napięcia wyjściowego nie gorsza niŜ 1% UN • niewielkie tętnienia napięcia (nawet poniŜej 0,5% UN) • ograniczenie maksymalnego prądu ładowania baterii

1 Politechnika Warszawska ISEP oraz MEDCOM Sp. z o.o.

Andrzej BARANECKI


• automatyczna regulacja końcowego napięcia ładowania baterii w funkcji temperatury 3. dla niezawodnej pracy systemu zasilania odbiorników

• zestaw sygnałów alarmowych sygnalizujących stany pracy zasilacza • moŜliwość automatycznego sprawdzania ciągłości obwodu baterii • odporność na zwarcia

Dla uzyskiwania duŜych prądów wyjściowych są aktualnie oferowane zasilacze zestawiane z modułów łączonych do pracy równoległej, przy zapewnieniu równomiernego obciąŜenia wszystkich współpracujących modułów (current sharing). Nowoczesne moduły mogą być łączone równolegle (nawet do 12 szt. modułów 100A (220V), 150A (110V) lub 200A (24V), przy stabilności napięcia < 0,4% (typowo 0,2%) i tętnieniach napięcia (pp) < 0,4%. (rms. 0,1%). Sprawność modułów (ok. 95%) jest tak wysoka, Ŝe pełna wydajność wymuszonego przewietrzania obudowy zasilacza jest automatycznie włączana dopiero po przekroczeniu 60% znamionowego obciąŜenia – przy niŜszych obciąŜeniach system wentylacji pracuje z wydajnością 50%.

2.2. Łączenie systemów bateryjnych dla podwyŜszenia niezawodności zasilania W warunkach przemysłowych i energetyce zdarza się, Ŝe dwa systemy zasilania DC pracują blisko siebie. Niezawodność zasilania moŜna znacznie zwiększyć łącząc oba systemy przy wykorzystaniu specjalnych separatorów DC/DC. Układy takie są juŜ stosowane m.in. w energetyce, przemyśle i urządzeniach sektora obronnego.

WE WY

Rys.1 Schemat ogólny separatora DC/DC Wejściowe napięcie DC jest przetwarzane w separatorze na napięcie AC (w.cz.), następnie transformowane, prostowane i filtrowane tak, Ŝe na wyjściu urządzenia jest równieŜ napięcie DC. Urządzenie nie stabilizuje napięcia natomiast powinno charakteryzować się duŜą sprawnością, przeciąŜalnością i niezawodnością. Bardzo waŜną cechą jest galwaniczna izolacja między wejściem a wyjściem. Wewnętrzny transformator moŜna tak zaprojektować, Ŝe separator umoŜliwi współpracę dwóch systemów DC o róŜnych napięciach (np. 220V i 48V). NiŜej zostaną przedstawione dwie przykładowe aplikacje z separatorami DC/DC. Przy zaniku napięcia w linii energetycznej zasilającej system A (lub uszkodzeniu zasilacza w systemie A) odbiorniki w tym systemie są zasilane – poprzez separator – przez zasilacz systemu B oraz ewentualnie baterie obydwu systemów. Włączone diody zapobiegają niekontrolowanemu ładowaniu baterii przez zasilacz sąsiedniego systemu. W przedstawionym (rys.3) układzie obwód „A+B” jest zasilany z dwóch systemów, co znacznie zwiększa niezawodność pracy odbiorników dołączonych do tego obwodu. Odbiorniki dołączone do obwodów „A” i „B” pracują za standardową niezawodnością systemów DC. W układach z separatorami DC/DC moŜna łatwo prowadzić wszelkie prace konserwacyjne i serwisowe, co jest bardzo istotne dla długotrwałej eksploatacji systemu zasilania. Jednocześnie – dzięki wewnętrznej izolacji galwanicznej – w przypadku zwarcia w jednym systemie bieguna „+”

PROPOZYCJE POPRAWY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA ODBIORNIKÓW DC I AC


SYSTEM "B"SYSTEM "A"

SYSTEM "B"SYSTEM "A"

a w drugim bieguna „-” z masą, nie wystąpi zwarcie baterii, a odpowiednie słuŜby eksploatacyjne będą mogły w normalnym trybie usunąć powstałe usterki a) b)

Rys.2 Dwa systemy DC, „bez” (a) i „z” (b) separatorami

Rys.3 Układ ze zwiększoną niezawodnością zasilania obwodu „A+B”

3. UKŁADY ZASILANIA ODBIORNIKÓW AC Współczesne układy gwarantowanego zasilania odbiorników AC to głównie bezprzerwowe zasilacze UPS, wspomagane czasami – dla uzyskania dłuŜszych czasów podtrzymania pracy odbiorników – agregatami prądotwórczymi. Przy większej liczbie zasilaczy UPS, lub przy jednoczesnej eksploatacji odbiorników DC, naleŜy rozwaŜać moŜliwość korzystania z jednej, centralnej baterii akumulatorów. Pozwala to na łatwiejszą konserwację baterii, która moŜe być wyposaŜona w nowoczesny zasilacz, zapewniający uzyskanie długiej Ŝywotności. Nowoczesnym

SYSTEM "B"SYSTEM "A" SYSTEM "A+B"

Andrzej BARANECKI


urządzeniem – znajdującym coraz szersze zastosowanie w układach AC – jest szybki łącznik bezstykowy (static switch lub static transwer switch). W zaleŜności od konfiguracji systemu zasilania i rodzaju odbiorników, niezawodność zasilania moŜna zwiększać poprzez stosowanie:

• równoległego łączenia zasilaczy (redundancja), • szybkich łączników bezstykowych, • zasilaczy o zwiększonym prądzie zwarciowym.

Szybkie łączniki statyczne, zapewniają przełączenie odbiorników AC na linię rezerwową w czasie do 6ms (linie zsynchronizowane) lub 12ms (linie niezsynchronizowane) i powrót na linię podstawową w czasie do 0,1ms. Pozwala to na realizację szybkich:

• układów SZR (samoczynnego załączenia rezerwy), • obwodów obejściowych w zasilaczach UPS • przełączeń pomiędzy zasilaczami UPS

3.1. Szybkie łączniki bezstykowe Szybkie laczniki bezstykowe są wykonywane zarówno dla układów jednofazowych (jednopolowe lub dwupolowe – z przełączaniem obwodu neutralnego) jak i dla trójfazowych (trójpolowe lub czteropolowe). W przypadku łączników czteropolowych, łącznik w obwodzie neutralnym ma dwukrotnie zwiększoną obciąŜalność prądową w stosunku do łączników w obwodach fazowych. Cechą charakterystyczną łączników bezstykowych jest równieŜ ich wysoka przeciąŜalność – 1500%/20ms, 1000%/0,2s, 400%/5s – przy prądach znamionowych 25A ÷ 630A. Na rys.4 jest przedstawiony schemat blokowy jednofazowego łącznika static-switch oraz przykładowy oscylogram przebiegu przełączenia zasilania z obwodu AC(1) na AC(2).

AC(1) AC(2)

Rys.4 Schemat blokowy i oscylogram przełączenia łącznika static-switch

JeŜeli UPS zasila kilka obwodów i w jednym z nich powstanie zwarcie (rys.5), wtedy wyjściowe zaciski zasilacza są zwarte z ziemią i pozostałe obwody nie są zasilane. Stan ten trwa aŜ do zadziałania bezpiecznika w zwartym obwodzie. Bardzo szybkie włączenie obwodu bypass pozwala na szybkie zadziałanie bezpiecznika i skrócenie przerwy w zasilaniu pozostałych obwodów.

uP

AC(1)

N

AC(2)

N

AC(OUT)

N

PE

PROPOZYCJE POPRAWY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA ODBIORNIKÓW DC I AC


RównieŜ powrót do zasilania z UPS następuje bardzo szybko, co praktycznie zapewnia bezprzerwową pracę sprawnych odbiorników w pozostałych obwodach dołączonych do UPS. W przypadku, gdy są eksploatowane dwa systemy UPS (rys.6a) to niezawodność zasilania linii 1L i 2L moŜna znacznie zwiększyć przez zainstalowanie dwóch dodatkowych łączników static-switch (rys.6b)

Rys.5 Szybkie odłączenie zwarcia dzięki łącznikowi static-switch

a) b)

Rys.6 Poprawa niezawodności zasilania przy wykorzystaniu łączników static-switch

W ten sposób tworzymy system, w którym kaŜdy z UPS-ów zasila „swoje” odbiorniki, ale w przypadku awarii jednego z UPS-ów odpowiedni łącznik zapewnia bardzo szybkie przełączenie tak, Ŝe aktualnie sprawny UPS zasila wtedy zarówno obwód 1L jak i 2L. W miejsce linii 2AC moŜe być zastosowany agregat prądotwórczy, co zapewnia zasilanie linii 1L i 2L nawet przy długotrwałym zaniku napięcia w sieci energetycznej. Przedstawiony układ ułatwia jednocześnie konserwację i serwis („ręczne” przełączenie w czasie poniŜej 0,2ms), co jest waŜne dla długotrwałej eksploatacji systemu zasilania. Szybkie łączniki statyczne STS (static transwer switch) mogą być równieŜ wykorzystywane w ekonomicznych układach zasilania ON-LINE. Tradycyjne (stycznikowe) układy SZR nie mogą być stosowane w przypadku odbiorników, które są wraŜliwe na nawet bardzo krótkie przerwy w zasilaniu (przerwa moŜe wynosić od kilkudziesięciu do kilkuset milisekund). MoŜna zastosować wtedy układ zasilania z łącznikami STS (Static Transfer Switch) jak na rys.7. Odbiorniki większej mocy mogą mieć łączniki indywidualne a dla odbiorników małej mocy moŜna przewidzieć jeden wspólny łącznik liniowy. Dostępność łączników o prądach kilkanaście, kilkadziesiąt lub kilkaset amperów daje projektantom systemów zasilania duŜe moŜliwości dostosowania układu do struktury odbiorników i moŜliwości linii zasilającej

1AC

3AC

1L

2L

1UPS

2UPS

2AC

1AC

2AC

1L

2L

UPS

UPS

Andrzej BARANECKI


W porównaniu z łącznikiem stosowanym w obwodzie obejściowym zasilacza UPS, łącznik SST stosowany w układach rozdzielczych jest wyposaŜony w dodatkowe łączniki mechaniczne oraz obszerny zakres diagnostyki i sygnalizacji.

1AC

2AC

Rys.7 System bezprzerwowego zasilania z łącznikami STS Przykładowy schemat łącznika STS jest przedstawiony na rys.8. Na schemacie są uwzględnione przekładniki pomiarowe, rozłączniki bezpiecznikowe, ochronniki przepięciowe, dławiki indukcyjne, klucze tyrystorowe i łączniki serwisowe

K3

WEJSCIE A WEJSCIE B

K2

U2

P2

K1

U1

P1

WYJSCIE

P3

K4 K5

Rys.8 Schemat łącznika STS Dla zapewnienia wysokiej niezawodności opisanych łączników, w urządzeniu stosuje się redundancję zarówno wewnętrznych systemów zasilania, jak i układów pomiarowych, sterowników łączników tyrystorowych, układów pomiarowych i układów chłodzenia wraz z układem wewnętrznego monitorowania pracy podzespołów.

EMINARIUM TARGOWE

NIEZAWODNOŚĆ ZASILANIA URZĄDZEŃ ELEKTRYCZNYCH 15

METODY I SPOSOBY ZAPEWNIAJ ĄCE POśĄDANĄ NIEZAWODNO ŚĆ ZASILANIA ENERGI Ą ELEKTRYCZN Ą

Henryk Markiewicz 1, Antoni Klajn 2

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

• przyczyny powstania, przy czym: - przerwy przewidywane, to takie które zostały zaplanowane w celu wykonania

określonych prac, zgodnych z harmonogramem robót konserwacyjnych bądź remontowych; odbiorcy powinni być uprzedzeni o takich przerwach,

- przerwy przypadkowe, będące skutkiem awarii (np. zwarć) występujących w sieci bądź spowodowane czynnikami zewnętrznymi (np. zerwanie przewodów linii napowietrznej wskutek złych warunków atmosferycznych). Przerwy przypadkowe dzieli się zaleŜnie od czasu ich trwania na: o przerwy krótkie, trwające do 3 minut, oraz o przerwy długie, trwające dłuŜej niŜ 3 minuty,

W normalnych warunkach pracy sieci roczna liczba krótkich przerw w zasilaniu wynosi od kilkudziesięciu do kilkuset [1, 2], przy czym czas trwania około 70% z nich nie przekracza zwykle 1 sekundy. Roczna liczba długich przerw w zasilaniu moŜe wynosić od kilku do ok. 50, zaleŜnie od rodzaju sieci zasilającej (napowietrzna, kablowa) i warunków terenowych, przy czym w tej liczbie nie naleŜy uwzględniać przerw przewidywanych i wcześniej zapowiedzianych. Ponadto norma [1] wyszczególnia cały szereg sytuacji, w których jej postanowienia nie są obowiązujące, np. siły wyŜsze, działania władz publicznych i inne. Dostawcy energii w Polsce dzielą z kolei odbiorców na sześć grup przyłączeniowych [3], dla których określono m.in. dopuszczalny, łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku. Podział ten, dokonany głównie z punktu widzenia szeroko rozumianych prawnych konsekwencji dotrzymania warunków dostawy i rozliczeń za energię elektryczną, przy czym przez czas trwania przerwy rozumie się tu czas od zgłoszenia przez odbiorcę przerwy w dostawie energii do chwili przywrócenia tej dostawy. Kryteria te odbiegają od ustaleń normy [1]. W literaturze przez niezawodność dostaw energii elektrycznej do danego odbiorcy bądź grupy odbiorców rozumie się sumaryczny, względny czas dostawy energii w stosunku do rozpatrywanego przedziału czasu. Jako reprezentatywny przedział czasu przyjmuje się zwykle okres jednego roku. Tę zwięzłą definicję wyraŜa zaleŜność: 1,2 Politechnika Wrocławska, Instytut Energoelektryki

Henryk MARKIEWICZ, Antoni KLAJN


%1001

11

1 ⋅ +

−=

∑∑∑

==

=n

iFi

m

iDi

n

iFi

tt

t

N (1)

gdzie: N – niezawodność zasilania,

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

Kategoria Wymagania dotyczące

niezawodności zasilania

Zastosowane typowe rozwiązania w

układzie zasilania Przykładowi odbiorcy

I – podstawowa

Dopuszczalne stosunkowo długie przerwy w

zasilaniu, rzędu dziesiątek minut, kilku godzin.

Zasilanie pojedynczą linią promieniową z sieci

elektroenergetycznej. Brak zasilania rezerwowego

Domy jednorodzinne na terenach wiejskich i w rzadkiej zabudowie miejskiej, nieduŜe

bloki mieszkalne.

II – średnia

Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać kilku

dziesiątek sekund (przeciętnie od dziesięciu do dwudziestu sekund)

Dwie niezaleŜne linie zasilające lub jedna linia i agregat prądotwórczy z układem samoczynnego

załączenia rezerwy.

Wysokie budynki mieszkalne

III – wysoka Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać 1

sekundy.

Dwie niezaleŜne linie zasilające z systemu

elektroenergetycznego i system zasilania

rezerwowego z pełną automatyką sterowania zasilania rezerwowego

DuŜe hotele, centra handlowe, banki, szpitale, dworce

kolejowe i porty lotnicze, stacje radiowe i telewizyjne,

duŜe kina i teatry

IV - najwyŜsza

Zasilanie bezprzerwowe. Niedopuszczalna jest przerwa w zasilaniu wybranych urządzeń

Jak w kategorii III, lecz wybrane urządzenia

rezerwowego zasilania powinny zapewnić

zasilanie bezprzerwowe.

Wybrane odbiory w obiektach wymienionych w kategorii III, np. sale operacyjne szpitali,

zasilanie systemów komputerowych w bankach,

obwody oświetlenia ewakuacyjnego teatrów, kin,

hoteli.

Dla szeregu współczesnych urządzeń nawet krótkotrwała przerwa w zasilaniu moŜe oznaczać powaŜne problemy eksploatacyjne bądź zagroŜenie dla zdrowia i Ŝycia ludzi lub zwierząt. Na zagadnienie zapewnienia odpowiedniej niezawodności zasilania naleŜy jednak spojrzeć jako na swego rodzaju kompromis pomiędzy zagroŜeniami czy stratami jakie mogą być skutkiem przerw w zasilaniu a kosztami środków i urządzeń, które mają takim przerwom zapobiegać. Jedną z konsekwencji tego kompromisu jest podział odbiorców na grupy czy kategorie w zaleŜności od dopuszczalnego czasu trwania przerw w zasilaniu. Warunki te znacznie dokładniej precyzuje znany w literaturze podział odbiorców na cztery kategorie [3], zestawione w tabeli 1.

METODY I SPOSOBY ZAPEWNIAJĄCE POśĄDANĄ NIEZAWODNOŚĆ...


Koszty i konsekwencje przerw w zasilaniu są bardzo róŜne w zaleŜności od kategorii i rodzaju odbiorcy. Najmniej dotkliwe są one o odbiorców kategorii I., u których dopuszcza się najdłuŜsze przerwy w zasilaniu. U odbiorców kategorii II konsekwencją moŜe być np. panika bądź strach ludzi uwięzionych przez dłuŜszą chwilę w windzie budynku mieszkalnego czy biurowca. Skutki w kategoriach III i IV są odpowiednio powaŜniejsze. Konsekwencje i koszty strat wynikłe z przerw w dostawie energii u odbiorców przemysłowych są bardzo róŜne w zaleŜności od branŜy, procesu technologicznego, długości przerw i częstości ich występowania. NaleŜy pamiętać, Ŝe koszty strat w róŜnej proporcji zaleŜą od długości przerw w zasilaniu. Problem ten ilustrują częściowo moŜliwe relacje kosztów przerw w zasilaniu do czasu tych przerw, przedstawione na rys. 1. Przykładowo w przemyśle samochodowym, zakładach obróbki mechanicznej są one na ogół wprost proporcjonalne do długości przerw (linie 3,4, rys. 1). W innych branŜach krótkotrwała przerwa moŜe być dopuszczalna, jednak brak ponownego zasilania przez określony czas prowadzi do znacznych strat czy zagroŜenia Ŝycia np. w podziemiach kopalń – wentylacja, pompy odwadniające. Innym przykładem mogą być np. fermy drobiu, gdzie przerwa w wentylacji dłuŜsza od kilku minut moŜe spowodować uduszenie się drobiu (linia 2, rys. 1). W wielu gałęziach przemysłu chemicznego przerwanie procesu technologicznego nawet na kilka sekund moŜe prowadzić do konieczności remontu bądź wymiany całej instalacji (linia 1, rys. 1). Wspomniany kompromis, to wybór pomiędzy kosztami zainstalowania odpowiednich urządzeń rezerwowego zasilania a ryzykiem poniesienia konsekwencji przerw w zasilaniu energią elektryczną.

1

2

Ko

szty

3

4

Czas Rys. 1. Przykładowe scenariusze kosztów przerw w zasilaniu w zaleŜności od czasu ich trwania;

wyjaśnienie oznaczeń w tekście. Wśród środków i urządzeń słuŜących do poprawy niezawodności zasilania moŜna wyróŜnić:

• klasyczne metody bądź urządzenia rezerwowego zasilania (tabela 2), • urządzenia bazujące na niekonwencjonalnych i nowatorskich źródłach energii,

znajdujących się w chwili obecnej niejednokrotnie w fazie badań.



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

Rodzaj metody/urządzenia

Zasób mocy zasilania

Czas gotowości do załączenia po wyłączeniu zasilania

rezerwowego Koszt instalacji

rezerwowa, niezaleŜna linia zasilająca z sieci el.-en.

nieograniczony od ułamka sekundy do pojedynczych sekund

bardzo wysoki

agregat prądotwórczy praktycznie

nieograniczony od kilku minut do ułamka sekundy

od średniego do wysokiego

baterie akumulatorów średni od kilku sekund do bezprzerwowego

niski

układy zasiania bezprzerwowego (UPS)

średni od ułamków sekundy do

bezprzerwowego od średniego do

wysokiego kompresyjne zasobniki

energii od niskiego do

duŜego od kilku minut do ułamka sekundy

średni do wysokiego

Do niekonwencjonalnych źródeł energii w układach rezerwowego zasilania naleŜy zaliczyć przede wszystkim:

• koła zamachowe, • super-kondensatory, • nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii.

PoniŜej zamieszczono krótką charakterystykę wymienionych urządzeń rezerwowego zasilania. 2. KLASYCZNE METODY I URZ ĄDZENIA REZERW OWEGO ZASILANIA 2. 1. Rezerwowa, niezaleŜna linia zasilająca z sieci elektroenergetycznej i układ SZR Jako linia niezaleŜna moŜe być zasadniczo uwaŜana linia wyprowadzona z innej stacji transformatorowej niŜ linia zasilania podstawowego [4, 5]. W zakładach przemysłowych dotyczy to zwykle dodatkowego zasilania niezaleŜną linią wysokiego napięcia. W aglomeracjach miejskich wszystkie wysokie budynki mieszkalne powinny być zasilane dodatkową linią niskiego napięcia. Układem realizującym przełączenie zasilania na zasilanie rezerwowe jest układ samoczynnego załączenia rezerwy (SZR) niskiego napięcia. W przeszłości w Polsce układy takie wykonywane były na układach stycznikowych. Stycznik, który jest łącznikiem manewrowym, nie był aparatem odpowiednim do tego rodzaju pracy. Długotrwała, często wielomiesięczna praca stycznika w stanie zamkniętym powodowała osłabienie siły docisku jego styków wskutek nagrzewania m.in. od ciągłego załączenia cewki napędu, co wzmagało procesy nagrzewania się stycznika i w konsekwencji jego częściową bądź całkowitą niesprawność. Obecnie układy SZR niskiego napięcia wykonywane są z uŜyciem wyłączników niskiego napięcia wyposaŜonych w napęd samoczynny. Typowe rozwiązanie takiego układu przedstawiono na rys. 1. Urządzeniem sterującym pracą układu SZR jest specjalny przekaźnik SZR, który w sposób ciągły dokonuje pomiaru napięcia na zasilaniu podstawowym B oraz rezerwowym R (rys. 2). W przypadku stwierdzenia przerwy w zasilaniu podstawowym przekaźnik odczekuje przez czas t1, po czym powoduje wyłączenie wyłącznika głównego BCB. Czas t1 moŜe być zwykle nastawiany w zakresie od 0,1s do 40s. Po czasie t2, który moŜe być nastawiany w tym samym zakresie co czas t1, następuje załączenie wyłącznika zasilania rezerwowego RCB. W chwili gdy przekaźnik przekaźnik SZR stwierdzi brak napięcia w zasilaniu podstawowym,



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

Przekaznik SZR

Uklad kontrolinapiec

wejsciowych

Odbiorygrupy I

Odbiorygrupy II

G

BCB

RCB

B R

S1 S2

BCB

RCB

UB UR

UB

UR

EGS

0101010101 t1

t2

tG1

t3

t4

tG2

t

Rys. 2. Schemat blokowy niskonapięciowego układu SZR, wraz z diagramem czasowym sekwencji

łączeniowych. B – zasilanie podstawowe, R – linia zasilania rezerwowego, BCB, RCB – wyłączniki do załączania odpowiednio zasilania podstawowego i rezerwowego, S1, S2 – łączniki do zasilania odpowiednio odbiorników o wyŜszym i niŜszym priorytecie zasilania, G –agregat prądotwórczy,

UB, UR – napięcia źródła podstawowego i rezerwowego mierzone przez przekaźnik SZR.



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

odbiory

Zasilanie podstawowe z siecielektroenergetycznej

1

2 3

a)

odbiory

Zasilanie podstawowe zsieci elektroenergetycznej

b)

4

c)

odbiory


5

6

odbiory


5

d)

6

Rys. 3. RóŜne układy zespołów prądotwórczych: 1 - silnik spalinowy wysokopręŜny z urządzeniem rozruchowym, 2 – sprzęgło, 3 – generator, rozdzielnica z urządzeniami sterowania pracą zespołu,

5 – koło zamachowe, 6 – silnik elektryczny napędzający generator i silnik spalinowy. a) układ sterowany ręcznie; b) układ uruchamiany automatycznie, gotowy do przejęcia obciąŜenia

po określonym czasie rozruchu trwającym od kilkudziesięciu do ok. 180 sekund; c) i d) układy wyposaŜone w koło zamachowe, napędzane w sposób ciągły silnikiem elektrycznym, gotowe do

obciąŜenia w czasie 0,5 – 2 sekund (c) i o zasilaniu bezprzerwowym (d).



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

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

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

Wadą układu z rysunku 4a jest krótka przerwa w zasilaniu odbiorów podczas przełączenia z zasilania podstawowego na rezerwowe. Jego zaletą jest odrębny układ ładowania baterii akumulatorów, co zwiększa niezawodność całego zestawu. Jest on preferowany do układów zasilania oświetlenia bezpieczeństwa i oświetlenia dróg ewakuacyjnych. Zaletą układu z rys. 4b jest praktycznie bezprzerwowe zasilanie odbiorników, a więc posiada cechy układu UPS. Prostownik zasilający powinien mieć moc wystarczającą do zasilania odbiorów i do pokrycia zapotrzebowania na maksymalny prąd ładowania baterii.



Siecb)

OdbioryAC/DC

Zasilanie z sieci

S12Si

ec

Linia 1

Linia 2OdbioryAC/DC

Zasilanie bateryjne

S12Si

ec

Linia 1

Line 2

a)

OdbioryAC/DC

Zasilanie z sieci

Siec

OdbioryAC/DC

Zasilanie bateryjne

Rys. 4. RóŜne opcje zasilania rezerwowego odbiorników przystosowanych zarówno do zasilania

prądem stałym jak i przemiennym (odbiory AC/DC) z bateryjnych układów zasilania rezerwowego: a) z przełączaniem zasilania przy pomocy łącznika S, b) w układzie zasilania

bezprzerwowego. W ostatnich latach wiele miejsce poświęca się w badaniu moŜliwości zastosowania bateryjnych zasobników energii do pokrywania szczytowego obciąŜenia systemu elektroenergetycznego [6]. Układy te są równieŜ układami autonomicznymi i posiadają wiele podobieństw do układów zasilania rezerwowego, chociaŜ jest to zasadniczo inne specyficzne pole zastosowań baterii akumulatorów. 2. 4. Układy zasiania bezprzerwowego (UPS) Układy zasilania bezprzerwowego (un-interruptible power supply, UPS) są przeznaczone do zasilania najwyŜszej kategorii odbiorów (III i IV, tabela 1). WyróŜnia się trzy zasadnicze typy rozwiązań układów UPS:

• układy o biernej gotowości (passive standby, klasaVFD), • układy liniowo interaktywne (line interactive, klasa VI), • układy o podwójnej konwersji (double conversion klasa VFI).

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



Sie

cza

sila

jaca

Od

bio

ry

S

1

B2 3

Rys. 5. Schemat blokowy układu UPS o biernej gotowości zasilania. Układy liniowo interaktywne są zasilane z sieci podczas normalnej pracy w ten sposób, Ŝe część pobieranej energii jest zuŜywana na stałe doładowywanie baterii akumulatorów, która z kolei dostarcza energię do odbiornika, wspomagając w sposób ciągły podstawowy układ zasilania (rys. 6). Częstotliwość wyjściowa układu prostownik-falownik jest równa częstotliwości sieciowej. W przypadku przerwy w zasilaniu podstawowym odbiory zasilone są w sposób bezprzerwowy z baterii akumulatorów poprzez przekształtnik, pracujący teraz jako falownik.

Sieczasilajaca

Odbiory

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



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

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

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

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

S

Sie

cza

sila

jaca

Ob

ciaz

enie

B

F

Polaczenie obejsciowe (by-pass)

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

2. 5. Kompresyjne zasobniki energii Idea budowy kompresyjnych zasobników energii (compressed air energy storage, CEES) jest bardzo zbliŜona do agregatów prądotwórczych z tą róŜnicą, Ŝe silnik wysokopręŜny bądź turbinę gazową zastąpiono turbiną napędzaną spręŜonym powietrzem. Ten sposób magazynowania energii jest stosunkowo mało znany w Polsce, natomiast jest uŜywany w innych krajach, np. w USA. Istnieją dwa rodzaje zasobników kompresyjnych:

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

• o duŜych mocach, rzędu dziesiątek MW, przeznaczone do pokrywania szczytowych obciąŜeń w układzie elektroenergetycznycm.

W pierwszym rozwiązaniu spręŜone powietrze jest magazynowane w specjalnych zbiornikach wysokociśnieniowych. Właściwości eksploatacyjne tych urządzeń są zbliŜone do omówionych wcześniej agregatów prądotwórczych bez koła zamachowego. Uruchomienie generatora i obciąŜenie go pełną mocą jest moŜliwe w czasie do ok. 5 sekund. Kompresyjne zasobniki energii przeznaczone do pokrywania obciąŜeń szczytowych w układzie elektroenergetycznym, to jednostki znacznie większe, w których jako zbiorniki spręŜonego powietrza wykorzystuje się najczęściej nieuŜywane wyrobiska kopalń, np. wyrobiska kopalń soli wydobywanej metodą hydrauliczną. Eksploatacja takich obiektów jest analogiczna do pracy elektrowni szczytowo-pompowej.



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

• koła zamachowe (flywheels), • super-kondensatory (supercapacitors), • nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (superconducting magnetic energy

storage, SMES). Koła zamachowe to konstrukcje zupełnie inne od tradycyjnego zastosowania kół zamachowych np. w omówionych juŜ agregatach prądotwórczych. RóŜnica polega na tym, Ŝe w agregacie prądotwórczym (rys. 3) koło zamachowe gromadzi jedynie energię potrzebną do szybkiego rozruchu silnika wysokopręŜnego, natomiast energia ta nie jest zasadniczo przeznaczona do zamiany na energię elektryczną w celu zasilania odbiorów. Szacuje się, Ŝe jedynie ok. 5% energii koła zamachowego jest oddawanej w postaci energii elektrycznej. W kołach zamachowych uŜywanych jako dynamiczne zasobniki energii, energia zgromadzona jako energia kinetyczna koła jest zamieniana na energię elektryczną i przeznaczona do zasilania odbiorników w chwilach zaniku napięcia. Koło zamachowe jest sprzęgnięte z generatorem, który w czasie prawidłowej pracy sieci zasilającej pracuje jako silnik, stale napędzając koło z określoną prędkością obrotową. W chwilach zaniku napięcia energia elektryczna wytwarzana w generatorze jest przekształcana na energię o odpowiednich parametrach napięcia i częstotliwości i słuŜy do zasilenia układu. Szacuje się, Ŝe około 50% energii mechanicznej koła zamachowego moŜe być wykorzystane do zamiany na energię elektryczną. RozróŜnia się dwie zasadnicze konstrukcje kół zamachowych [8]:

• szybkoobrotowe • wolnoobrotowe.

Koła szybkoobrotowe są wykonane ze szkła bądź z włókna szklanego lub węglowego. Materiały te są materiałami niemagnetycznymi i mają cięŜar właściwy ok. 5-ciokrotnie większy od stali. Prędkości eksploatacyjne kół szybkoobrotowych zawierają się w zakresie od 10 000 do 100 000 obrotów na minutę. Wirnik generatora jest magnesem stałym, ze względu na trudność wykonania uzwojeń, które wytrzymywałyby działanie sił odśrodkowych przy tak duŜej prędkości obrotowej. Ze względu na ograniczenie sił tarcia zarówno generator jak i wirnik koła obracają się w próŜni,



umieszczone w zamkniętym pojemniku. Współcześnie budowane koła szybkoobrotowe posiadają moce do 250 kW z moŜliwością zgromadzenia energii do 8 MWs. Koła wolnoobrotowe pracują przy prędkościach rzędu 6000 obrotów na minutę. Ze względu na mniejszą prędkość niŜ koła szybkoobrotowe, muszą one posiadać znacznie większą masę, aby uzyskać podobne wartości magazynowanej energii. Wirniki wykonywane są w tym przypadku ze stali i przy tych prędkościach obrotowych nie jest juŜ konieczne umieszczanie całego układu w próŜni. Stosuje się jednak obniŜone ciśnienie otaczającego powietrza lub gaz o gęstości mniejszej niŜ powietrze w celu zmniejszenia sił tarcia. Generatory kół wolnoobrotowych mają wirnik uzwojony, co daje moŜliwość regulacji ich wzbudzenia. Jest to istotną zaletą kół wolnoobrotowych w stosunku do kół szybkoobrotowych. Moce obecnie produkowanych kół zamachowych wolnoobrotowych są rzędu 2 MW i są zdolne dostarczać energie przez czas od 1 do 30 sekund. Koła zamachowe wolnoobrotowe są stosowane w kombinowanych układach zasilania rezerwowego, gdzie współpracują najczęściej z agregatami prądotwórczymi (rys. 8). Koło jest w sposób ciągły zasilane poprzez silnik/generator napędzany energią pobieraną z systemu, przekształcaną na odpowiednią częstotliwość i napięcie. Koło zamachowe pokrywa zapotrzebowanie na energię w chwilach krótkotrwałych zaników napięcia (do 3 sekund) oraz zasila generator w czasie rozruchu jego turbiny (1-30) sekund. DłuŜsze przerwy w zasilaniu pokrywane są przez agregat prądotwórczy.

Sie

c

Od

bio

ry

Polaczenie obejsciowe (by-pass)

G M/G

EC

F

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

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



Nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (superconducting magnetic energy storage, SMES) to układy gromadzące energię pola magnetycznego wytwarzanego przez duŜe cewki przewodzące prąd stały. Cewki te, schłodzone do bardzo niskiej temperatury znajdują się w stanie nadprzewodnictwa i przepływ prądu odbywa się praktycznie bez strat. Zgromadzenie energii polega na ciągłym przepływie prądu stałego o duŜych wartościach, bez strat. W chwili zapotrzebowania na energię, prąd cewki moŜe być przekształcony na prąd przemienny i dostarczony do układu. Obecnie buduje się juŜ układy chłodzone ciekłym helem, natomiast w fazie badań znajdują się układy nadprzewodnictwa wysokotemperaturowego, czyli chłodzone ciekłym azotem. 4. NIEKTÓRE WYMAGANIA DOTYCZ ĄCE SPOSOBU WYKONANIA INSTALACJI ELEKTRYCZNYCH WYNIKAJ ĄCE Z WYMOGÓW NIEZAWODNO ŚCI DOSTAWY I JAKO ŚCI ENERGII 4. 1. Układy zasilania Zasilanie odbiorników elektrycznych zainstalowanych w dowolnym obiekcie budowlanym powinno dokonywać się w sposób ciągły, przy czym skutki przerw i niezadowalającej jakości energii zaleŜą od rodzaju zainstalowanych odbiorników, od uciąŜliwości po chaos, zagroŜenie Ŝycia i duŜe straty materialne, szczególnie w budynkach mieszkalnych tzw. „inteligentnych”, wysokościowych i wysokich oraz uŜyteczności publicznej (szpitale, duŜe domy handlowe, banki itp.). Budynki wymagające podwyŜszonej lub duŜej pewności zasilania powinny być zasilane co najmniej z dwóch niezaleŜnych źródeł z automatyką samoczynnego załączania rezerwy (tabl. 3). Podstawowym źródłem zasilania jest prawie zawsze linia sieci rozdzielczej energetyki. Jako drugie (rezerwowe) źródło zasilania moŜe być zastosowana inna linia sieci rozdzielczej lub/oraz agregat prądotwórczy o odpowiednio duŜej mocy, zdolny do przejęcia pełnego obciąŜenia w krótkim czasie, rzędu pojedynczych sekund. W obiektach o szczególnie duŜych wymaganiach dotyczących pewności zasilania agregat prądotwórczy moŜe być drugim rezerwowym źródłem zasilania, włączającym się samoczynnie w przypadkach braku lub znacznego obniŜenia się napięcia w obydwu liniach. Zasilanie z trzech niezaleŜnych źródeł jest w zasadzie wystarczające nawet w odniesieniu do odbiorników wymagających najwyŜszej pewności zasilania. W niektórych obiektach mogą jednak występować układy i odbiorniki, dla których nawet to nie jest zadowalająco dobre, bo mogą tu jednak występować wprawdzie bardzo krótkie, bo trwające ułamki sekundy, ale niedopuszczalne przerwy w zasilaniu oraz zapady napięcia. Dotyczy to przede wszystkim zasilania niektórych komputerów oraz ogólnie wielu urządzeń techniki informatycznej. Wymagają one ponadto stałej wartości napięcia zasilającego. Dlatego teŜ takie obwody i odbiorniki powinny być zasilane poprzez urządzenia bezprzerwowego zasilania oznaczone jako UPS (Uninterruptable Power Supply). NiezaleŜnie od konstrukcji urządzenia napięcie na wyjściu UPS-u powinno być napięciem stabilizowanym, o stałej wartości.

4.2. Moce zapotrzebowane Aby jakość energii elektrycznej (napięcia) na zaciskach przyłączeniowych odbiorników była zadowalająco dobra warunkiem koniecznym, choć niewystarczającym, jest, aby jej jakość była odpowiednio wysoka w złączu. W instalacji elektrycznej dochodzi bowiem do pewnego obniŜenia



jakości energii powodowanego spadkami napięć. O intensywności tego oddziaływania decydują przede wszystkim wartości przepływających prądów oraz impedancje poszczególnych fragmentów instalacji, zaleŜne od przekrojów przewodów, które dobiera się głównie ze względu na spodziewane długotrwałe obciąŜenie prądowe tych odcinków instalacji. Aby ograniczyć negatywne skutki oddziaływania instalacji do wartości dopuszczalnych, konieczne jest, aby była zachowana odpowiednia konfiguracja instalacji dotycząca głównie liczby wewnętrznych linii zasilających (wlz), liczby odbiorców przyłączonych do poszczególnych wlz, liczby i długości obwodów odbiorczych, oraz aby przekroje przewodów poszczególnych odcinków linii były właściwie dobrane do spodziewanego obciąŜenia z uwzględnieniem określonego horyzontu czasowego uŜytkowania instalacji, bez konieczności jej modernizacji, przed upływem tego czasu. Wymaga to prawidłowego ustalenia mocy zapotrzebowanej przez pojedyncze mieszkania oraz budynki (wlz budynków).

5

10

20

304050

100

200250

15

150

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

C

B

A

Ob

licze

nio

wa

mo

c sz

czyt

ow

a [k

VA

]

Liczba mieszkań nI N

F [A

]

50*)6380100

125160200250

Rys. 9. Wartości obliczeniowych mocy szczytowych i prądy znamionowe wkładek bezpiecznikowych INF wewnętrznych linii zasilających budynków o liczbie mieszkań n bez

ogrzewania elektrycznego. krzywa A – dla mieszkań nie posiadających zaopatrzenia w ciepłą wodę z zewnętrznej, centralnej

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

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

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

zabezpieczeń nadprądowych. Przy wyznaczaniu tych mocy naleŜy uwolnić się od nawyku zbyt szczegółowego ustalania tych wartości. Budynki i instalacje są przewaŜnie dłuŜej uŜytkowane, aniŜeli Ŝyją w nich pierwsi jego mieszkańcy. W trakcie uŜytkowania budynków ulega zmianie zarówno liczba mieszkańców jak i ich potrzeby związane z konsumpcją energii elektrycznej. W warunkach polskich, w budownictwie mieszkaniowym moŜna wnioskować przyjmowanie mocy zapotrzebowanych



ustalonych w normie [9], równe 12,5 kVA na pojedyncze mieszkanie z centralnym zaopatrzeniem w ciepłą wodę oraz 30 kW dla mieszkań, w których przewiduje się przygotowanie ciepłej wody przy zastosowaniu urządzeń elektrycznych, z moŜliwością zainstalowania przepływowych podgrzewaczy wody. W budynkach mieszkalnych wielorodzinnych obciąŜenia wewnętrznych linii zasilających powinny być ustalone w oparciu o rysunek 7, zgodny z [9]. Zasilanie poszczególnych mieszkań powinno być trójfazowe o układzie TN-C-S lub TN-S. W innych krajach mogą obowiązywać inne ustalenia dotyczące mocy zapotrzebowanych. Aby jakość energii była wysoka, a przerwy powodowane działaniem zabezpieczeń dotyczyły niewielkiej liczby odbiorników i jedynie części lokalu, liczba obwodów ogólnego przeznaczenia (oświetlenie, gniazda wtyczkowe) powinna być odpowiednio duŜa, od 2 w mieszkaniach bardzo małych do 6 i więcej w mieszkaniach o powierzchni większej od 125 m2. Odbiorniki o mocy znamionowej większej niŜ 2-2,5 kW (kuchenki elektryczne, pralki, zmywarki, itp.) powinny być zasilane z osobnych obwodów. Wskazane jest teŜ wykonanie specjalnego obwodu lub obwodów dla zasilania urządzeń komputerowych. 4.3. Zabezpieczenia przetęŜeniowe Podstawowym zadaniem zabezpieczeń przetęŜeniowych, realizowanych przewaŜnie przez zastosowanie bezpieczników i wyłączników, jest ochrona przewodów i urządzeń przed nadmiernym nagrzaniem powodowanym prądami przeciąŜeniowymi i zwarciowymi, czego efektem jest przyśpieszone zuŜywanie się instalacji i urządzeń, ich zniszczenie, a w najbardziej niekorzystnych przypadkach równieŜ poŜar. Z tego względu poprawne wykonanie i działanie zabezpieczeń przetęŜeniowych ma bardzo duŜy wpływ na niezawodność zasilania, przez ograniczenie częstości występowania i czasów trwania przerw w zasilaniu.

Rys. 10. Układ zasilania instalacji w budynku mieszkaniowym wielorodzinnym



Instalacje elektryczne w budynkach mieszkalnych, uŜyteczności publicznej i dowolnych innych wykonuje się zazwyczaj w układach promieniowych, kilkustopniowych, w których występuje kilka zabezpieczeń przetęŜeniowych połączonych szeregowo (rys. 10). Zabezpieczenia te instaluje się na początku kaŜdej z linii lub obwodu i w miejscach, gdzie zmniejsza się przekrój przewodów. W przypadku zwarcia w dalszej części obwodu prąd zwarciowy o tej samej wartości przepływa przez kilka urządzeń zabezpieczających. Urządzenia zabezpieczające powinny działać w sposób selektywny, tzn. w razie róŜnych zakłóceń wywołujących przetęŜenie powinno działać tylko jedno zabezpieczenie, Zabezpieczenia przetęŜeniowe działają selektywnie, jeŜeli ich pasmowe charakterystyki prądowo-czasowe nie przecinają się ani nie mają wspólnych obszarów działania. W odniesieniu do bezpieczników wymaganie to sprowadza się do warunku, aby prądy znamionowe wkładek bezpiecznikowych kolejnych bezpieczników róŜniły się co najmniej o 2 stopnie, a więc aby wynosiły np. 25 i 50 lub 63 i 100 A. Stosowanie bezpieczników róŜniących się o jeden stopień przewaŜnie nie zapewnia wymaganej selektywności działania, szczególnie przy duŜych wartościach prądów zwarciowych.

Rys. 11. Charakterystyki ∫i2dt = f (Ik) przedłukowe bezpieczników typu gL oraz wyłaczenia wyłączników instalacyjnych 16 i 32 A

Spełnienie warunku selektywności działania zabezpieczeń przetęŜeniowych moŜe napotykać na duŜe trudności w instalacjach o duŜych i bardzo duŜych wartościach prądów zwarciowych, w których zastosowano wyłączniki w obwodach odbiorczych oraz bezpieczniki jako zabezpieczenia przedlicznikowe i wewnętrznych linii zasilających (wlz). Prądy znamionowe wkładek bezpiecznikowych powinny być dobrane z uwzględnieniem typu i danych znamionowych wyłączników w obwodach odbiorczych oraz wartości prądu zwarciowego (rys. 11). Firmy wytwarzające wyłączniki podają z reguły w katalogach tablice przedstawiające jakie powinny być co najmniej prądy znamionowe bezpieczników zainstalowanych przed wyłącznikami, które przy określonych wartościach prądów zwarciowych zapewniają selektywne działanie zabezpieczeń. Przy prądach zwarciowych rzędu 3 kA i wyłącznikach 16 A powinny to być z reguły bezpieczniki co najmniej 63 A. Przy większych wartościach prądów zwarciowych wymaga się zastosowania bezpieczników o większych wartościach prądów znamionowych, 80 a nawet 100 A.



Zabezpieczenie przetęŜeniowe instalacji od złącza do obwodów odbiorczych moŜe być równieŜ realizowane z zastosowaniem wyłączników samoczynnych. Aparaty te (z wyjątkiem wyłączników w obwodach odbiorczych) muszą być z wyzwalaczami elektromagnetycznymi dwuczłonowymi, z których jeden jest bezzwłoczny, drugi zaś z krótką nastawialną zwłoką czasową, albo powinny to być wyłączniki selektywne, np. typu S93 firmy AEG lub ELESTER. Są to jednak aparaty wielokrotnie droŜsze niŜ bezpieczniki. 5. PODSUMOWANIE Niezawodność dostaw energii elektrycznej jest zagadnieniem złoŜonym. W referacie wskazano na to, Ŝe niezawodność ta w określonych warunkach zasilania jest swego rodzaju kompromisem pomiędzy technicznymi moŜliwościami dostawy energii a rachunkiem kosztów związanych z zapewnieniem poŜądanej niezawodności. Koszty te są związane przede wszystkim z wyborem określonego źródła zasilania rezerwowego lub z jego brakiem. Ponadto waŜnym czynnikiem niezawodnego zasilania jest poprawność zaprojektowania i wykonania instalacji odbiorczej. LITERATURA

[1] PN – EN 50160 [2] Szprengiel Z.: Jakość energii elektrycznej w świetle normy i przepisów prawnych.

„Wiadomości Elektrotechniczne” 1/1999. [3] Ogólne warunki umowy o świadczenie usługi przesyłowej i sprzedaŜy energii. Załącznik nr

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

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

module size for distribution. Symposium „Electrical Energy Storage Systems Applications and Technologies”, Chester, 16-18 June 1998, str. 145-151.

[7] Measuring of power failures in MV grid in Europe, Raport UNIPEDE, 1999. [8] Darrelman H.: Comparison of alternative short time storage systems. Piller GmbH, www-

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

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

EMINARIUM TARGOWE


UKŁADY GWARANTOWANEGO ZASILANIA O PODWYśSZONYCH WSKAŹNIKACH

ENERGETYCZNYCH

Zbigniew HANZELKA 1)

1. WPROWADZENIE Energia elektryczna ulega degradacji pod wpływem zaburzeń elektromagnetycznych, a więc zjawisk, które sprawiają, Ŝe wartości wybranych liczbowych wskaźników – cech jakości energii - róŜnią się od znamionowych, odnoszących się do stanów ustalonych z przebiegami sinusoidalnie zmiennymi, występującymi w symetrycznych układach wielofazowych. Zbiór podstawowych zaburzeń elektromagnetycznych składających się na współczesne rozumienie jakości energii zawiera: zmiany częstotliwości, zmiany wartości skutecznej napięcia, zapady i wzrosty napięcia, krótkie przerwy w zasilaniu, wahania napięcia, odkształcenie przebiegów czasowych napięć i prądów oraz asymetrię napięć i prądów. Przykłady najpowszechniejszych zaburzeń elektromagnetycznych przedstawiono na rysunku 1.

zapad napięcia krótka przerwa w zasilaniu wahania napięcia

wzrost napięcia odkształcenie przebiegu

czasowego asymetria

Rys. 1. Przykłady najczęściej rozwaŜanych zaburzeń elektromagnetycznych

1) Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-059 Kraków, Al. Mickiewicza 30; tel: (012) 617 28 78, tel/fax: (012) 633

22 84, e-mail: [email protected]

Zbigniew HANZELKA


Szczególnie duŜo odbiorników będących źródłem zaburzeń elektromagnetycznych oraz czułych na te zaburzenia jest przyłączonych do sieci średniego i niskiego napięcia. Na sieciach rozdzielczych skoncentrowały się więc głównie wysiłki konstruktorów urządzeń elektrycznych, i energoelektronicznych. Ich celem jest zaoferowanie odbiorcy i dostawcy energii takich rozwiązań, które pozwolą wyeliminować w moŜliwie największym stopniu emisję zaburzeń lub zmniejszą ich techniczne i ekonomiczne skutki. Powstała w ten sposób bardzo bogata oferta rozwiązań (określana w anglojęzycznej literaturze technicznej terminem custom power [1]). Są one jeszcze obecnie na róŜnym poziomie technicznego rozwoju, od prototypowych instalacji po rozwiązania sprawdzone w licznych wdroŜeniach i oferowane w katalogach producentów. Głównymi adresatami tej oferty są odbiorcy energii elektrycznej oraz jej dostawcy. Pierwsi chcąc uzyskać wyŜszy poziom jakości zasilania, drudzy chcąc zaoferować odbiorcy wyŜszy poziom jakości towaru, jakim jest energia elektryczna, najczęściej za odpowiednio większą jej cenę. Niewielka objętość tekstu sprawia, Ŝe ograniczono się jedynie do wyszczególnienia najbardziej powszechnych urządzeń. Szczegółowe informacje o tych i innych rozwiązaniach zainteresowany czytelnik moŜe znaleźć w materiałach programu LPQI [4] oraz w wyszczególnionych w spisie literatury pozycji. W wielu przypadkach brak polskich zastosowań omawianych urządzeń, dlatego w kilku miejscach tekstu zamieszczono oryginalne rejestracje z zagranicznych publikacji. 2. URZĄDZENIA PRZEŁ ĄCZAJĄCE 2.1. Szybkie energoelektroniczne układy przełączające (ang. static transfer

switches – STS) W wielu zakładach przemysłowych istniejące dwa niezaleŜne zasilania mogą być wykorzystane do zapewnienia ciągłości dostawy energii dla krytycznych odbiorników. Rozwiązanie to jest stosowane w sieciach zarówno średniego jak i niskiego napięcia – rysunek 2.

Rys. 2. Schemat ideowy energoelektronicznego układu przełączającego źródła zasilania

Łącznik bypass

Alternatywne źródło zasilania Główne źródło zasilania

Krytyczne odbiorniki

Łączniki „izolacyjne”

Łącznik bypass 1 2

UKŁADY GWARANTOWANEGO ZASILANIA O PODWYśSZONYCH...


Zwykle do tego celu stosowane są łączniki mechaniczne o czasie zadziałania 2-10s. W układzie jak na rysunku 2 łączniki półprzewodnikowe zastosowane w miejsce układów mechanicznych mogą wykonać operacja przełączenia pomiędzy alternatywnymi źródłami zasilania w czasie nie dłuŜszym niŜ 5ms. W większości przypadków jest to czas wystarczający dla zagwarantowania nieprzerwanej pracy nawet bardzo czułych odbiorników podczas zaburzeń występujących w systemie zasilającym tj. zapady i wzrosty napięcia oraz krótkie przerwy w zasilaniu. Układ (rys. 2) zawiera łączniki półprzewodnikowe prądu przemiennego – dwa przeciw-równolegle połączone tyrystory2; mechaniczny bypass załączany automatycznie w stanach przeciąŜeniowych lub w przypadku uszkodzenia łączników półprzewodnikowych oraz łączniki „izolacyjne” dla ochrony półprzewodników podczas prac serwisowych. W normalnych warunkach pracy krytyczny odbiornik jest zasilany z głównego źródła zasilania poprzez łącznik półprzewodnikowy 1 (rys. 2). Łączniki bypass i łącznik alternatywnego źródła są otwarte. W przypadku wystąpienia zaburzenia w napięciach źródła podstawowego następuje automatyczne wyłączenie łącznika 1 i po odpowiednim czasie zadanym przez układ sterowania następuje załączenie alternatywnego źródła zasilania łącznikiem 2. Przełączenie nie będzie realizowane, jeŜeli system sterowania wykryje stan zwarcia lub nadmiernego wzrostu obciąŜenia, jeŜeli wskaźniki jakości alternatywnego źródła zasilania są niewłaściwe, napięcia obydwu systemów nie są zsynchronizowane itp. Problem detekcji zaburzenia jest róŜnie rozwiązywany w oferowanych układach. Rysunek 3 przedstawia przykładowe przebiegi napięć odbiornika i zaburzonego zasilania dla wybranej fazy podczas procesu łączenia. Widać wyraźnie szybkość i skuteczność działania omawianego rozwiązania.

Rys. 3. Przykładowe przebiegi napięcia wybranej

fazy podczas procesu łączenia: zaburzone napięcie zasilania głównego (góra), alternatywnego

(środek) i odbiornika (dół) [3]

Rys. 4. Przykładowe praktyczne wykonanie STS [1]

Na rys. 4 przedstawiono przykładowy układ oferowany na rynku o wartościach znamionowych (skutecznych) napięcia i prądu odpowiednio: 5-38kV (międzyfazowe) i 200-1200 A

2 W bardziej zaawansowanych technicznie rozwiązaniach są to w pełni sterowane elementy

półprzewodnikowe.

Zbigniew HANZELKA


2.2. Wyłączniki półprzewodnikowe (ang. solid state breakers - SSB) Przeznaczone są do przerywania przepływu prądu, takŜe prądu zwarciowego, a więc realizują inną, w porównaniu z STS, funkcję. JeŜeli w ich konstrukcji zastosowano tyrystory GTO, prąd moŜe być wyłączony praktycznie w kaŜdej chwili przebiegu czasowego. Nie ma potrzeby oczekiwania na naturalne przejście prądu przez wartość zerową. Cztery główne obszary ich stosowania to: funkcja STS w układzie jak na rysunku 5a; łączniki operacyjne i zabezpieczeniowe w układach STATCOM i układach gromadzenia energii duŜych i bardzo duŜych mocy; ograniczniki pradów; łączniki międzysekcyjne (rys. 5b).

Rys. 5. (a) Dwa SSB w układzie szybkiego przełączania; (b) SSB jako łącznik sekcyjny [1]

3. UKŁADY KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ

3.1. Stała bateria kondensatorów Tradycyjne źródło mocy biernej o charakterze pojemnościowym przeznaczone do kompensacji odbiorników o stałym lub wolno zmiennym poborze mocy biernej. Najczęściej bateria jest sekcjonowana i przełączalna w zaleŜności od potrzeb kompensacyjnych za pomocą łączników mechanicznych. Generacja procesów łączeniowych oraz czas potrzebny na wykonanie operacji łączeniowych w układzie wyklucza ten sposób kompensacji w zastosowania do odbiorników niespokojnych, o szybkich zmianach mocy biernej. Baterie kondensatorów stwarzają równieŜ realne niebezpieczeństwo wywołania warunków rezonansowych w układzie elektroenergetycznym.

3.2. Kompensator synchroniczny Maszyna synchroniczna jest tradycyjnym źródłem mocy biernej podstawowej harmonicznej o charakterze indukcyjnym lub pojemnościowym. MoŜe być takŜe źródłem momentu mechanicznego, gdy maszyna pracuje jako kompensator i silnik synchroniczny. Wysoka dynamika procesu kompensacji oraz ciągła – nie dyskretna – zmiana mocy biernej są efektem zainstalowania

Źródło 1 Źródło 2

Odbiornik

SterowanieOdbiornik

Źródło 1 Źródło 2



w obwodzie wzbudzenia maszyny sterowanego układu przekształtnikowego i pracy w zamkniętym układzie regulacji (rys. 6). Regulacja mocy biernej pozwala równieŜ na stabilizację napięcia w punkcie przyłączenia maszyny.

sieć zasilająca odbiornik lubinna sieć

układpomiarowo--regulacyjny

przekształtnik

maszynasynchroniczna

napięciereferencyjne

Tr

I F

~U

PWP

Rys. 6. Maszyna synchroniczna pracująca w układzie dynamicznego stabilizatora napięcia

3.3. Kompensatory statyczne Koncepcja kompensatorów statycznych (ang. static var compensator - SVC) została opracowana na początku lat 60. w celu szybkiej kompensacji mocy biernej duŜych odbiorników przemysłowych np. pieców łukowych. Kompensatory te zawierają łączone za pomocą łączników tyrystorowych baterie kondensatorów (ang. thyristor-switched capacitor - TSC) lub dławiki o sterowanym prądzie (ang. thyristor-controlled reactor - TCR) wraz z połączonymi równolegle stałymi bateriami kondensatorów pracującymi najczęściej w układzie pasywnych filtrów wyŜszych harmonicznych (ang. fixed-capacitor – FC). Mogą pełnić takŜe rolę dynamicznych stabilizatorów napięcia. Układ TSC W układzie tym kondensatory są załączane za pomocą łącznika tyrystorowego (rys. 7) w synchronizowanych względem napięcia sieci zasilającej i napięcia na kondensatorze chwilach czasu. Gwarantuje to brak przepięć i przetęŜeń towarzyszących zwykle procesowi łączenia kondensatorów.

Rys. 7. Schemat ideowy kompensatora TSC

Zbigniew HANZELKA


Układ TCR W kompensatorze tym prąd dławika (podstawowa harmoniczna) jest regulowany za pomocą sterowanego fazowo łącznika tyrystorowego składającego się z dwóch przeciwrównolegle połączonych tyrystorów (rys. 8). Równolegle do gałęzi „dławikowej” o zmieniającym swą wartość w zaleŜności od kąta wysterowania tyrystorów α prądzie indukcyjnym (rys. 9), przyłączona jest bateria kondensatorów - źródło prądu biernego o charakterze pojemnościowym (rys. 10). Kąt sterowania tyrystorów zmienia się w przedziale: 90-1800 (względem przejścia napięcia przez zero) i w ślad za tym zmienia się moc bierna dławika, odpowiednio od wartości maksymalnej do zera. W efekcie tego zmienia się wartość (czasami równieŜ charakter – indukcyjny lub pojemnościowy) prądu wypadkowego kompensatora (rys. 10). Praktyczny układ jest konfiguracją trójfazową, w której poszczególne elementarne dwójniki FC/TCR połączone są w trójkąt. Bateria kondensatorów moŜe być podzielona na sekcje załączane w zaleŜności od potrzeb za pomocą łączników tyrystorowych tzw. układ TSC/TCR (rys. 10).

. Rys. 8. Schemat ideowy układu TCR Rys. 9. Przebiegi czasowe napięcia i prądu dławika

w układzie TCR

Rys. 10. Układ jednofazowego kompensatora FC/TCR

STATCOM (ang. static synchronous compensator) Kompensator ten moŜe być rozwaŜany jako kontrolowane źródło napięcia (przekształtnik VSI wykonany w technologii IGBT) przyłączone do sieci zasilającej poprzez dławik powietrzny (rys. 11) lub jako bezinercyjna trójfazowa maszyna synchroniczna, której napięcia fazowe – ich amplituda, faza i częstotliwość - są niezaleŜnie sterowane. Do kontrolowania przepływu mocy biernej wykorzystywana jest regulacja amplitudy napięcia. Kompensator posiada moŜliwość symetryzacji napięcia poprzez eliminację składowej przeciwnej prądu odbiornika. Wzajemna relacja wartości i faz napięć: sieci zasilającej (ubus) i wyjściowych kompensatora (uVSC) (przed i za



dławikiem Xr – rys. 11) decyduje o wartości i charakterze (indukcyjny lub pojemnościowy) prądu (mocy) kompensatora. Przy zerowym kącie przesunięcia fazowego pomiędzy napięciami ubus i uVSC, płynie tylko prąd bierny. JeŜeli ubus < uVSC będzie to prąd pojemnościowy, natomiast dla ubus > uVSC prąd indukcyjny (rys. 12). W ten sposób kompensator jest źródłem lub odbiornikiem mocy biernej.

Piec łukowy VSC

ubus

uvsc

Xr

i

ubus ubus

ubus ubus

uxux

uvsc uvsc

< uvsc > uvsc

i i

Rys. 11. Schemat ideowy kompensatora STATCOM przyłączonego do sieci zasilającej

Rys. 12. Wykresy wskazowe dla róŜnych relacji pomiędzy ubus i uVSC

STATCOM jest szczególnie korzystnym rozwiązaniem dla redukcji wahań napięcia wywołanych pracą duŜych niespokojnych odbiorników. Na rysunku 13 przedstawiono schemat ideowy kompensatora STATCOM współpracującego z piecem łukowym. Zmiany napięcia na szynach elektrostalowni przy wyłączonym i załączonym kompensatorze przedstawia rysunek 14. Widać wyraźnie wysoką skuteczność działania urządzenia.

Rys. 13. Kompensator STATCOM do kompensacji pieca łukowego [7]

Rys. 14. Napięcie na szynach elektrostalowni przy wyłączonym (góra) i załączonym (dół)

kompensatorze [7]

Zbigniew HANZELKA


4. UKŁADY FILTRACJI WY śSZYCH HARMONICZNYCH 4.1. Filtry pasywne W przypadku, gdy współczynnik odkształcenia napięcia przekracza dopuszczalną wartość, istnieje potrzeba zainstalowania filtrów wh. Są to głównie układy równoległe, które w efekcie odpowiedniego doboru wartości elementów biernych LC stanowią gałąź o małej impedancji bocznikującą impedancję sieci zasilającej. Spełniają podwójną rolę. OdciąŜają system zasilający od wh prądu oraz są źródłem mocy biernej podstawowej harmonicznej. Wszystkie konfiguracje filtrów dla tej harmonicznej mają charakter pojemnościowy. Są najczęściej projektowane tak, aby kaŜda z filtrowanych składowych miała swój własny obwód filtracyjny dostrojony – poprzez odpowiedni dobór indukcyjności i pojemności – do rezonansu szeregowego dla wybranej filtrowanej harmonicznej. 4.2. Równoległe filtry aktywne Ich zasada działania polega na eliminacji z prądów odbiornika nieliniowego tych składowych, które nie są prądem czynnym tzn. sinusoidalnym i współfazowym z napięciem (rys. 15). Układ energoelektroniczny realizując zasadę aktywnej filtacji generuje przebieg czasowy prądu będący w przeciwfazie względem nie poŜądanych składowych w prądzie odbiornika. W sieci zasilającej płynie prąd sinusoidalny o charakterze czynnym.

Rys. 15. Zasada działania równoległego energetycznego filtru aktywnego (EFA)

Sieć zasilająca

t

i(t)

t

i(t)

t

i(t)

EFA



4.3. Szeregowe filtry aktywne Szeregowy filtr aktywny wprowadza napięcie harmoniczne w szereg ze składową harmoniczna źródła zasilania, względem którego jest ono równe i przesunięte w fazie o 1800. Jest stosowany jako filtr harmonicznych napięcia lecz moŜe takŜe pełnić rolę stabilizatora napięcia odbiornika (rys. 16). Jego główna zaletą jest mała moc, stanowiącą niewielką część mocy odbiornika, typowo 5 %. Topologia części siłowej filtru oparta jest na trójfazowym przekształtniku PWM.

Rys. 16. Schemat ideowyszeregowego filtru aktywnego

Rys. 17. Szeregowy filtr aktywy i pasywny filtr równoległy

JeŜeli równolegle do odbiornika przyłączony jest pasywny filtr LC, wówczas filtr szeregowy działa jak „izolator” wymuszający przepływ harmonicznych prądu odbiornika przez filtr bierny, a nie przez sieć zasilającą (rys. 17). Na rysunku 18 przedstawiono układ będący połączeniem dwóch powyŜej omówionych struktur.

Rys. 18. Szeregowo-równoległy uniwersalny układ zasilania (ang. unified power quality

conditioner – UPQC) 5. UKŁADY STABILIZACJI NAPI ĘCIA Stosowane są najczęściej następujące rodzaje automatycznych stabilizatorów napięcia: (a) elektromechaniczne; (b) ferroresonansowe; (c) o trójfazowym układzie wejściowym i jednofazowym napięciu wyjściowym; (d) elektroniczne o dyskretnej zmianie napięcia wyjściowego; (e) DVR.

źródło zasilania

szeregowy filtr aktywny

filtr pasywny

odbiornik nieliniowy

szeregowy filtr aktywny

napięcie kompensacyjne

odbiornik źródło zasilania

Zbigniew HANZELKA


5.1. Elektromechaniczne stabilizatory napięcia Zasada działania układu polega na automatycznej (najczęściej za pomocą serwomechanizmu) zmianie przekładni transformatora tak, aby kontrolowane w ten sposób napięcie dodawcze (wtórna strona szeregowego transformatora) kompensowało zmiany napięcia źródła zasilania.

Rys. 19. Schemat ideowy stabilizatora elektromechanicznego [4]

Rys. 20. Oscylogram prezentujący typowy czas reakcji stabilizatora

elektromechanicznego na skok napięcia wejściowego [4]

Sterowaniu podlega niewielka część mocy obciąŜenia, co jest jedną z głównych zalet stabilizatora. Układ nie generuje harmonicznych, a przedział dopuszczalnych zmian napięcia wejściowego moŜe być przystosowany do istniejących warunków zasilania - typowo ± 10%, ± 15%, ± 20%, w wykonaniach specjalnych do ± 50 %. Do zalet moŜna zaliczyć takŜe: prostą konstrukcję, niezaleŜność napięcia wyjściowego od współczynnika mocy odbiornika, zmian częstotliwości i poziomu odkształcenia napięcia wejściowego, automatyczną kompensację zmian napięcia wyjściowego w reakcji na zmiany obciąŜenia, małą wartość impedancji wyjściowej, wysoki poziom stabilizacji napięcia (typowo ± 0.5 %), względnie mały koszt i gabaryty, niski poziom emisji pola magnetycznego, moŜliwość wykonania w wersji 1- i 3-fazowej (do 1000 kVA). W tym ostatnim przypadku, przy zastosowaniu trzech niezaleŜnych układów istnieje moŜliwość symetryzacji napięcia wyjściowego. Za główne wady stabilizatora moŜna uznać obecność części ruchomych oraz ograniczony, dłuŜszy w porównaniu z układami elektronicznymi, czas reakcji wynoszący typowo około 10 okresów (300 ms) – rysunek 20. 5.2. Stabilizator ferrorezonansowy lub tzw. “transformator o stałym napięciu

(ang. constant voltage transformer - CVT) Układy te wykorzystujące zjawisko ferrorezonansu są znane i stosowane od wielu lat jako jednofazowe, między innymi w celu zapewnienia galwanicznej izolacji i redukcji zaburzeń wysokoczęstotliwościowych. Istnieje wiele szczegółowych rozwiązań technicznych tych stabilizatorów oferowanych na rynku przez róŜnych producentów. Na rysunkach 21 przedstawiono przykładowe przebiegi napięć wejściowych i wyjściowych ilustrujące jakość działania stabilizatora. Obecnie są coraz częściej stosowane do eliminacji zapadów napięcia na zaciskach czułych odbiorników. Właściwie dobrany stabilizator (o odpowiedniej mocy w relacji do mocy odbiornika) moŜe eliminować zapady o napięciu resztkowym nawet do 60 % i znaczącym czasie trwania zaburzenia.

napięcie wyjściowe

napięcie wejściowe

uzwojenie szeregowe napięcie wyjściowe




Rys. 21. Przykładowe przebiegi czasowe napięcia wejściowego i wyjściowego stabilizatora ferorezonansowego [12]

Do głównych zalet układu moŜna zaliczyć bardzo dobrą jakość stabilizacji napięcia zaleŜną od mocy odbiornika (typowo ± 3 %)3, naturalne ograniczenie prądu wyjściowego stabilizatora4, duŜą pewność ruchową i niskie koszty eksploatacyjne. Układ jest szczególnie korzystny w zastosowaniach do stabilizacji napięcia na zaciskach układów elektronicznych, sterowników programowalnych, regulowanych napędów elektrycznych itp. Wadami stabilizatora są: zaleŜność jakości stabilizacji od zmian częstotliwości, znacząca emisja zewnętrznego pola magnetycznego (efekt pracy z nasyconym rdzeniem). Pewną odmianą tego rozwiązania jest układ, który w wolnym tłumaczeniu moŜna określić mianem “syntetyzatora magnetycznego” (ang. magnetic synthesizer - MS). Napięcie wyjściowe stabilizatora jest uzyskiwane poprzez sumowanie napięć wyjściowych odpowiedniej liczby elementarnych nasyconych transformatorów. 5.3. Stabilizator o trójfazowym układzie wejściowym i jednofazowym

napięciu wyjściowym (ang. ride-through transformer – RTT) Jest to transformator o specjalnej konstrukcji w którym jednofazowe napięcie wyjściowe jest uzyskiwane w efekcie odpowiedniego sumowania trzech napięć wejściowych (rys. 22). Ma ono stałą wartość nawet w przypadku wystąpienia zapadów napięcia lub przerw w zasilaniu w więcej niŜ jednej wejściowej fazie (rys. 23).

3 Dla odbiornika o mocy stanowiącej 25 % nocy znamionowej stabilizatora napięcie wyjściowe utrzymuje się

w przedziale ± 5%, nawet, jeŜeli napięcie wejściowe stanowi tylko 35 % wartości znamionowej [11]. 4 MoŜe to być wadą podczas załączania urządzeń o duŜym prądzie rozruchowym.

napięcie wyjściowe (obciąŜenie – 25 %)

napięcie wejściowe (zapad do 60 %)

Zbigniew HANZELKA


Rys. 22. Schemat ideowy transformatora stabilizacyjnego RTT

(a) (b) Rys. 23. Przykładowe przebiegi czasowe trzech napięć wejściowych i napięcia wyjściowego

stabilizatora RTT: (a) przerwa w jednej fazie; (b) zapady w dwóch fazach o napięciu resztkowym 60 % i czasie trwania zaburzenia wynoszącym 10 okresów

nap

ięcie wejściowe – 3

faz

y

napięcie wyjściowe (1-faza)



5.4. Elektroniczny regulator o dyskretnej zmianie napięcia wyjściowego W układzie tym elektroniczny regulator, na podstawie pomiaru napięcia wyjściowego, dokonuje wyboru odpowiedniego zaczepu transformatora na jego pierwotnej lub wtórnej stronie w celu utrzymania wartości napięcia w poŜądanym przedziale zmian wartości (rys. 24). Wybór zaczepu moŜe być zrealizowany za pomocą stycznika lub elementów półprzewodnikowych np. tyrystorów. Czas reakcji układu w tym drugim przypadku jest bardzo krótki, a liczba łączeń praktycznie nieograniczona. Wybór chwili przełączenia zaczepów gwarantuje minimalizację stanów przejściowych w przebiegach czasowych napięć i prądów. Napięcie wyjściowe zmienia się w sposób dyskretny jak widać na rysunku 25. Do zalet stabilzatora moŜna zaliczyć: wysoką sprawność, odporność na zmiany częstotliwości, zmiany współczynnika mocy odbiornika oraz zmiany obciąŜenia, małe wymiary i cięŜar, krótki czas reakcji (typowo 1-1,5 okresu, 20-30 ms) oraz względnie niska cenę. Wadą układu jest skokowa (nie ciągła) zmiana napięcia wyjściowego oraz ograniczona jakość stabilizacji (typowo ±3 %).

Rys. 24. Schemat ideowy elektronicznego regulatora napięcia o dyskretnej zmianie

wartości napięcia wyjściowego [4]

Rys. 25. Charakterystyka regulatora napięcia o dyskretnej zmianie wartości napięcia

wyjściowego [4]

5.5. Statyczne kompensatory szeregowe Celem działania układu jest wytworzenie (np. za pomocą przekształtnika statycznego) dodawczego napięcia ∆U, którego wartość i faza w relacji do napięcia źródła zasilania US/prądu obciąŜenia I0, są regulowane. Koncepcję układu przedstawiono na rysunku 26. Napięcia dodawcze wprowadzane szeregowo do poszczególnych faz - XSRU∆ (X = 1, 2, 3) moŜna przedstawić jako

sumę dwóch trójfazowych układów realizujących dwa niezaleŜne procesy: stabilizację układu napięć kolejności zgodnej ( RU∆ ) i eliminację układu napięć kolejności przeciwnej ( SU∆ ) na

zaciskach wyróŜnionego odbiornika. Ostatnią funkcję realizuje trójfazowy układ napięć dodawczych wyznaczonych w oparciu o pomiar składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięć odbiornika. W efekcie dodania do napięć źródłowych składowych dodawczych napięcia w punkcie B (rys. 26) uzyskuje się na zaciskach odbiornika symetryczny układ napięć. Na rysunkach 27 i 28 przedstawiono przykładowe przebieg czasowe oraz przebiegi wartości skutecznej zaburzonego napięcia (od strony dostawcy energii) i napięcia na zaciskach odbiornika. Widać wyraźnie wysoką skuteczność działania stabilizatora.





Zbigniew HANZELKA


6. UKŁADY GWARANTUJ ĄCE CIĄGŁOŚĆ ZASILANIA Ta grupa układów, naleŜąca takŜe do kategorii custom power, jest przedmiotem oddzielnych prezentacji podczas seminarium.

Rys. 26. Schemat ideowy układu symetryzatora szeregowego (DVR)

Rys. 27. Przykładowe przebiegi czasowe napięcia wejściowego i wyjściowego DVR [1]

Rys. 228. Przykładowe przebiegi czasowe wartości skutecznych napięć wejściowych i wyjściowych DVR [11]

7. ZAKOŃCZENIE

Oferta rozwiązań słuŜących poprawie jakości zasilania w sieciach niskiego i średniego napięcia jest szczególnie bogata. Liczba stosowanych układów juŜ obecnie jest bardzo znacząca, a z pewnością będzie ciągle rosła. Dodatkowo bardzo często występują istotne róŜnice pomiędzy parametrami technicznymi urządzeń, które proponują producenci i ograniczeniami w ich stosowaniu. Ta sytuacja sprawia, Ŝe nie jest łatwym wybór właściwego rozwiązania w celu wypełnienia konkretnej technicznej potrzeby. Wymusza to konieczność ciągłego śledzenia rozwoju tej dziedziny techniki, czemu między innymi słuŜy niniejszy tekst.

napięcie po stronie odbiorcy

napięcie po stronie dostawcy



LITERATURA

[1] Custom power. State of art. CIGRE, 205, 2002, (Electra no 203, August 2002). [2] De Doneker R.W., Eudy W.T., Marano J.A.: Medium voltage subcycle transfer switch.

Power Quality Assurance, July/August 1995. [3] Griffith D.C.: Uninterruptible power supplies. Marcel Dekker, Inc. [4] http://www.lpqi.org [5] Mouton H., and others: A 2 MVA universal power quality conditioner. CIGRE Conf.

2000, paper 13/14/36-09. [6] Povh D., Weinhold M.: Improvement of power quality by power electronic equipment.

CIGRE Conf. 2000, paper 13/14/36-06. [7] Schmitt O., Hausler M., Hameerschmidt T., Ratering-Schnitzler B.: Customized power

quality improvement in distribution systems. CIGRE Conf. 2000, paper 14-113. [8] Sugimoto S., Neo S., Arita H., Kida Y. and others: Thyristor controlled ground current

limiting system for ungrounded power distribution systems. IEEE 95 SM 374-9 PWRD, T-PWRD April 1996.

[9] Ueda T., Morita M., Arita H., Kida J., Kurusawa Y., Yamigawa T.: Solid-state current limiter for power distribution systems. IEEE 93 WM 009-1 PWRD, T-PWRD October 1993.

[10] www.abb.com/powersystems [11] Stankiewicz Ch.: Dynamic voltage regulation benefits utilities and end users. Power

Quality, July 2002

Zbigniew HANZELKA


EMINARIUM TARGOWE


CIĄGŁOŚĆ ZASILANIA – ZADANIE DOSTAWCY ENERGII

Jacek DUNIEC1 1. WSTĘP

Energia elektryczna to jedno z najwaŜniejszych mediów dostarczanych społeczeństwu „uprzemysłowionemu”. Z punktu widzenia odbiorców energii elektrycznej dostawy te muszą:

• być dostępne przez cały czas (tj. konieczność zapewnienia wysokiego poziomu ciągłości dostaw ) oraz

• umoŜliwiać bezpieczne i prawidłowe funkcjonowanie urządzeń elektrycznych

uŜytkowanych przez odbiorców (tj. konieczność zapewnienia wysokiego poziomu jakości energii).

Energia elektryczna – dziś określana jako produkt – jest produktem szczególnym z powodu swojego niematerialnego i nietrwałego charakteru. Spółki Dystrybucyjne jako spółki prawa handlowego, których głównym profilem działalności jest sprzedaŜ energii elektrycznej, powinny dąŜyć do ograniczania przerw w dostawie energii elektrycznej, zarówno wyłączeń awaryjnych jak i planowych. Dwa podstawowe elementy jakości energii to:

• ciągłość (brak zakłóceń): w jakim stopniu odbiorca moŜe polegać na stałej dostępności do energii

• poziom napięcia: stopień stałego utrzymania napięcia w określonym zakresie. Parametry związane z nieciągłością zasilania regulują odpowiednie przepisy.

2. PRZEPISY REGULUJĄCE NIECI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA Podstawowym dokumentem regulującym nieciągłość zasilania jest ustawa z 10 kwietnia 1997 roku - Prawo energetyczne wraz z póŜniejszymi zmianami. Na podstawie ustawy zostały wprowadzone w Ŝycie: � 27 paŜdziernika 2000 roku Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000

roku w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi energii tzw Rozporządzenie przyłączeniowe, oraz

� 29 stycznia 2001 roku Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną tzw Rozporządzenie taryfowe.

1 Zakład Energetyczny Kraków SA

Jacek DUNIEC


Na podstawie m.in. tych przepisów została opracowana „Taryfa dla energii elektrycznej obowiązująca odbiorców obsługiwanych przez Zakład Energetyczny Kraków S.A. z siedziba w Krakowie”. W Rozporządzeniu przyłączeniowym określono podział odbiorców na następujące grupy przyłączeniowe:

1) grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej, 2) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu

znamionowym 110 kV, oraz podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które wymagają dostaw energii o parametrach innych niŜ standardowe, albo podmioty posiadające jednostki wytwórcze współpracujące z siecią,

3) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, lecz niŜszym niŜ 110 kV

4) grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym od 63 A,

5) grupa V - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej od 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niŜ 63 A,

6) grupa VI - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie zgodnie z umową zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuŜszy niŜ 1 rok,

oraz zdefiniowano pojęcia: sieć przesyłowa – naleŜy przez to rozumieć sieć słuŜącą do przesyłania i dystrybucji energii

elektrycznej o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 110 kV, sieć rozdzielcza – naleŜy przez to rozumieć sieć słuŜącą do przesyłania i dystrybucji energii

elektrycznej o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 110 kV. W Taryfie ZEK S.A. określono poziomy napięć:

Wysokie napięcie (WN) – obejmuje napięcia wyŜsze od 30 kV i nie wyŜsze niŜ 110 kV, Średnie napięcie (SN) – obejmuje napięcie wyŜsze od 1 kV i nie wyŜsze niŜ 30 kV, Niskie napięcie (nn) – napięcie nie wyŜsze niŜ 1 kV. W rozdziale 6 rozporządzenia określono standardy jakościowe obsługi odbiorców, w których zapisano dopuszczalne czasy wyłączeń odbiorców: „§32. 2. Łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych, liczony dla poszczególnych wyłączeń od zgłoszenia przez odbiorcę braku zasilania do jego przywrócenia, dla grup przyłączeniowych IV i V nie moŜe przekroczyć:

1) 72 godzin – w okresie do dnia 31 grudnia 2002 r., 2) 60 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2003 r. do 31 grudnia 2004 r., 3) 48 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r.

§32. 3. Czas trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej dla grup przyłączeniowych IV i V nie moŜe przekroczyć:

1) 48 godzin – w okresie do dnia 31 grudnia 2002 r., 2) 36 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2003 r. do dnia 31 grudnia 2004 r., 3) 24 godzin – w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r.

§32. 4. Dla grup przyłączeniowych I – III i VI dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw, o których mowa w ust. 2 i 3, określa umowa sprzedaŜy lub umowa przesyłowa.”

CI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA – ZADANIE DOSTAWCY ENERGII...


Rozporządzenie taryfowe za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców określa zasady udzielania bonifikat i upustów odbiorcom na ich wniosek, przy czym wysokość bonifikat i upustów określa taryfa lub umowa. W przypadku niedotrzymania standardów związanych z nieciągłością w dostawie energii sposób obliczenia został podany w: §44. 2. Za kaŜdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy przysługuje bonifikata w wysokości pięciokrotnej ceny energii elektrycznej za okres, w którym wystąpiła przerwa; ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa, ustala się na podstawie poboru energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw określonych w umowie.” Na podstawie ustawy i rozporządzeń ZEK S.A. opracował wewnętrzne procedury i wytyczne w sprawach, w których przepisy zostawiły dowolność. Zostały opracowane wytyczne w sprawie standardów obsługi odbiorców w zakresie ciągłości zasilania. Wytyczne dotyczą odbiorców grupy III i VI, poniewaŜ Rozporządzenie przyłączeniowe dla tej grupy odbiorców ustalenie czasów wyłączeń pozostawiło do uzgodnienia stronom umowy. Ze względu na duŜą liczbę podmiotów w tych grupach przyłączeniowych, w celu ujednolicenia postępowania ZEK S.A. określił dopuszczalne przerwy wg usystematyzowanych kryteriów:

• sposobu zasilania • stopnia realizacji warunków przyłączenia (etapowanie lub pełna realizacja), • stopnia pewności zasilania.

Wytyczne mają na celu określenie dopuszczalnych przerw w dostawie energii w przypadkach, w których odbiorca we wniosku o warunki przyłączenia nie określi tego parametru. 3. WARUNKI ZASILANIA ODBIORCÓW JuŜ na etapie wydawania warunków przyłączenia naleŜy ustalić układ zasilania odbiorcy na podstawie parametrów dostarczanej energii elektrycznej określonych przez odbiorcę we wniosku. W zaleŜności od parametrów wymaganych przez odbiorcę układy zasilania zostały podzielone na trzy stopnie pewności zasilania:

1) układy o najniŜszej pewności zasilania 2) układy zwiększonej pewności zasilania, 3) układy najwyŜszej pewności zasilania.

Układy zasilania o najniŜszej pewności zasilania (sieci otwarte): Promieniowy – energia elektryczna pobierana jest tylko w jednym punkcie sieci i doprowadzana do odbioru tylko po jednej drodze, układ bez moŜliwości rezerwowania zasilania na wypadek wystąpienia awarii. Zalety – małe nakłady inwestycyjne na budowę, niskie koszty eksploatacji, Wady – brak moŜliwości zasilania odbiorców lub części odbiorców w przypadku awarii sieci, wznowienie dostawy energii moŜliwe jest dopiero po usunięciu uszkodzenia. Układy tego rodzaju stosowane są w sieciach SN i nn: w liniach napowietrznych na obrzeŜach miast, na terenach wiejskich, rzadko na terenie samych miast, często jako odgałęzienia od ciągu głównego SN i bardzo rzadko jako ciągi główne zasilane z jednej stacji transformatorowej 110/SN kV, na liniach napowietrznych nn jako obwody wyprowadzone ze stacji transformatorowej SWN/nn zasilające odbiorców, w liniach kablowych w centrum miast, przy podejściach do stacji transformatorowych SN/nn z linii napowietrznych na terenach wiejskich i obrzeŜach miast.

Jacek DUNIEC


Tego rodzaju układy stosowane są dla zasilania odbiorców niewymagających duŜej pewności zasilania np. szkoły, przedszkola, odbiorcy komunalni o niskiej zabudowie, stacje operatorów telekomunikacyjnych, średnie i małe fabryki i warsztaty, małe sklepy i inni niewymagający zwiększonej pewności zasilania wynikającej z odrębnych przepisów. Układy o zwiększonej pewności zasilania (sieci zamknięte): pętlowy otwarty – układy tworzone w ten sposób, Ŝe ciągi liniowe, do których przelotowo lub odczepowo przyłączani są odbiorcy, zasila się z dwóch Ŝródeł. Ciągi liniowe tworzą pętlę poprowadzoną między dwiema sekcjami szyn zbiorczych w tej samej stacji lub pomiędzy dwoma stacjami. Sieci SN i nn pracują w konfiguracjach otwartych tworząc dwie półpętle. Ponadto w wyniku istniejącego ukształtowania struktury sieci stosuje się teŜ inne układy spełniające wymagania pętlowego otwartego np. układ kłosowy. Zalety – moŜliwość przyłączenia duŜej liczby odbiorców z moŜliwością szybkiego zasilenia w przypadku awarii w jednej półpętli, odbiorcy są zasileni po dokonaniu przełączeń w sieci przez brygady pogotowia energetycznego bez konieczności oczekiwania na usunięcie awarii. Wady – większe nakłady inwestycyjne w porównaniu do układów promieniowych, większe koszty eksploatacyjne, pomimo szybkiego przełączenia na zasilanie z drugiej półpętli uciąŜliwości w przypadku korzystania z czułego sprzętu elektronicznego. Układy tego typu stosowane są w sieciach SN i nn. Sieci SN:

- w liniach kablowych na terenie miast, - w liniach napowietrznych jako ciągi główne

Sieci nn: - w liniach kablowych na terenie miast.

Tego rodzaju układy są stosowane dla zasilania odbiorców niewymagających najwyŜszej pewności zasilania np. odbiorcy komunalni o niskiej zabudowie na terenie miast, szkoły, średnie i małe fabryki i warsztaty, sklepy. Układy o najwyŜszej pewności zasilania: Dwuliniowy, dwupromieniowy – cechą tych układów jest to, Ŝe kaŜdy odbiorca moŜe być zasilany z dwóch niezaleŜnych źródeł za pomocą dwóch niezaleŜnych ciągów liniowych. Linie mogą być zasilane z dwóch róŜnych sekcji tej samej stacji lub z dwóch róŜnych stacji. Układy te gwarantują gotowość przedsiębiorstwa sieciowego do przesyłu energii elektrycznej przynajmniej jednym przyłączem w danej chwili oraz umoŜliwia automatyczne (np. SZR) przełączanie zasilania przez odbiorcę na wybrane źródło. Zalety – poprzez zastosowanie automatyki SZR praktycznie ciągła dostawa energii, Wady – bardzo wysokie nakłady inwestycyjne i duŜe koszty eksploatacji.

Układy tego typu stosowane są w sieciach SN i nn Sieci SN:

- w liniach kablowych na terenie miast, - w liniach napowietrznych zasilających duŜych odbiorców

Sieci nn: - w liniach kablowych na terenie miast.

Tego rodzaju układy są stosowane dla zasilania odbiorców wymagających najwyŜszej pewności zasilania np. kina, teatry, sale konferencyjne, duŜe zakłady przemysłowe, duŜe sale sportowe, duŜe budynki uŜyteczności publicznej, w budynkach średniowysokich, wysokich, wysokościowych.



W sieciach WN stosowane są w większości układy pętlowe zamknięte oraz układy dwupromieniowe. Na obszarze ZEK S.A. tylko dwie stacje 110/SN kV są zasilane w układzie promieniowym na 56 ogółem. W sieci ZEK S.A. istnieją jeszcze inne układy zasilania jednakŜe obecnie przy wydawaniu warunków nie są stosowane. Po dokonaniu takiej kwalifikacji układów zasilania moŜna było ustalić maksymalne czasy wyłączeń odbiorców biorąc pod uwagę najbardziej niekorzystne warunki takie jak: czas dojazdu pogotowia energetycznego, czas lokalizacji awarii, czas dokonania przełączeń, czas usunięcia awarii. Ustalono, Ŝe w 2002 roku będą obowiązywały maksymalne czasy wyłączeń w zaleŜności od układu zasilania określone w tabeli 1 Tabela 1. Maksymalne czasy wyłączeń w zaleŜności od układu zasilania

Czas trwania jednorazowej przerwy

awaryjnej w godz.

Łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku w godz.

Dla sieci Dla sieci Lp Układ zasilania

SN nn SN nn

1 Dwupromieniowy oraz dwuliniowy 1 3 5 10

Pętlowy otwarty:

Kablowy 3 5 15 25 2

Napowietrzny 6 10 45 45

3 Promieniowy 48 48 72 72

W przypadku konieczności skrócenia czasów kaŜdy przypadek musi być negocjowany pomiędzy odbiorcą a ZEK S.A. 4. WSKAśNIKI NIECI ĄGŁOŚCI ZASILANIA STOSOWANE W ZEK S.A. Charakterystyka techniczna ZEK S.A. stan na 31.12.2003 r.

1. Linie 110 kV 1 517 km 2. Linie napowietrzne 30 kV 914 km 3. Linie kablowe 30 kV 28 km 4. Linie napowietrzne 15 kV 5 686,3 km 5. Linie kablowe 15 kV 2 625,5 km 6. Linie 6 kV 30 km 7. Linie napowietrzne nn 15 145,6 km 8. Linie kablowe nn 4 753 km 9. Stacje transformatorowe 110/SN 56 szt 10. Stacje transformatorowe 30/0,4 kV 747 szt 11. Stacje transformatorowe 15/0,4 kV 8 127 szt

W celu dotrzymania dopuszczalnych czasów wyłączeń ZEK S.A. wprowadził do stosowania wiele wskaźników , za pomocą których jest poddawana analizie sieć ZEK S.A. pod względem stanu technicznego oraz układów połączeń. Wprowadzono wskaźniki awaryjności poszczególnych grup urządzeń oraz wskaźniki nieciągłości zasilania. Wskaźniki awaryjności obrazują ilość uszkodzeń na 100 km sieci lub na 100 szt. urządzeń, obliczane są wg wzoru:

Jacek DUNIEC


100⋅⋅=nSN

nSNnSN N

LmA

gdzie: AnSN – wskaźnik awaryjności (n – element sieci, SN – poziom napięcia) ilość

uszkodzeń/100 km lub szt. 100 – km lub szt. m – odniesienie wskaźnika do końca roku. (dla I kwartału m = 4, dla II kwartału m = 2, dla III

kwartału m = 4/3, dla IV kwartału m = 1), LnSN – liczba awarii w danej grupie urządzeń (n – element sieci, SN – poziom napięcia), NnSN – ilość urządzeń w ZEK SA (n – element sieci, SN – poziom napięcia),

Wskaźniki awaryjności są obliczane dla następujących grup urządzeń:

• AnSN - linii napowietrznych SN, • AkSN - linii kablowych SN • AsSN - stacji transformatorowych SN/nn • Annn - linii napowietrznych nn • Aknn - linii kablowych nn.

Wskaźniki nieciągłości zasilania obliczane są wg wzoru:

10000⋅=A

Aq q

gdzie: q – wskaźnik nieciągłości zasilania, Aq – energia niedostarczona, A – energia sprzedana odbiorcom,

W ZEK SA obliczane są następujące wskaźniki nieciągłości zasilania:

qz – wskaźnik wyznaczany z powodu zakłóceń – wyłączeń awaryjnych, zakłóceń przejściowych, wyłączeń w trybie awaryjnym, niezaleŜnie dla sieci SN oraz nn,

qr – wskaźnik uwzględniający energię niedostarczoną z powodu prac planowych – rozpatrujemy go na poziomie SN oraz nn,

qw – wskaźnik uwzględniający energię niedostarczoną z powodu sieci najwyŜszych napięć qΣΣΣΣ – wskaźnik łączny w rozbiciu na napięcie SN, nn oraz wskaźnik łączny obejmujący łącznie

napięcie SN i nn. Wskaźniki nieciągłości zasilania wyznaczane są w jednostkach względnych. Ze względów praktycznych, wynik mnoŜymy przez 10000 i podajemy z mnoŜnikiem x 10-4 (np. zamiast 0,0005 naleŜy podać 5 x 10-4). Ilo ść niedostarczonej energii elektrycznej oblicza się wg wzoru: Dla wyłączeń na nn:

21cos_3_ kknnObciazenieUchNeUrzNeUrz p ⋅⋅⋅⋅⋅⋅= ϕ



gdzie: NeUrz – całkowita wartość niedostarczonej energii dla jednego obiektu NeUrz_ch – obszar charakterystyki obciąŜenia reprezentujący niedostarczoną energię dla

obiektu w okresie braku napięcia Up − napięcie przewodowe po stronie nn cosϕ = współczynnik mocy (0.93) k1 − współczynnik określający ilość brakujących faz − wybór wartości współczynnika odbywa

się podczas rejestracji awarii nn, k1 ∈ (1; 3

1 ; 3

2 )

k2 − współczynnik określający procentową ilość niezasilonych obiektów − wybór wartości współczynnika odbywa się podczas rejestracji awarii nn, k2 ∈ (0, 1)

Obciazenie_nn – wartość obciąŜenia z pomiaru bieŜącego lub historycznego dla danego obiektu, przeliczona do wartości występującej w czasie wyłączenia

Dla wyłączeń na SN:

ϕcos1

2_3_ ⋅⋅⋅⋅⋅=

S

SSNObciazenieUchNeUrzNeUrz p

gdzie: NeUrz – całkowita wartość niedostarczonej energii dla jednego ciągu NeUrz_ch – obszar charakterystyki obciąŜenia reprezentujący niedostarczoną energię dla

obiektu w okresie braku napięcia Up − napięcie przewodowe po stronie SN, (6, 15, 20, 30) na podstawie danych zawartych

w module EWO. S1 − suma mocy znamionowych stacji transformatorowych zasilanych z ciągu SN przed jego

wyłączeniem. S2 − suma mocy znamionowych stacji transformatorowych niezasilanych z ciągu SN w danym

czasie trwania wyłączenia. cosϕ = współczynnik mocy (0.93) Obciazenie_SN – wartość obciąŜenia z pomiaru dla danego obiektu; przeliczona do wartości

obciąŜenia występującej w czasie wyłączenia Wskaźniki awaryjności oraz nieciągłości zasilania w funkcji czasu przedstawiają rys. 1 i 2.

Rys. 1. WskaŜniki awaryjności urządzeń ZEK SA

32,3

26

31,530,232,4

26,1

29,926,426,1

22,521,820,7

27,6

33,4

30,433,3

30,3

24,622

8,68,56,96,36,37,24,96,16,77,37,88,4

10,713,1

7,65,5 7,1 6

9,9

0,80,950,80,91,21,2111,31,71,41,61,41,3 0,5 0,4 0,6 0,5 0,40

5

10

15

20

25

30

35

40

19841985198619871988198919901991199219931994 199519961997 19981999 200020012002

wsk. uszk. linii kabl. SN wsk. uszk. transformatorów wsk. uszk. linii nap. SN

Jacek DUNIEC


Rys. 2. Wskaźniki nieciągłości zasilania - ZEK SA

Dla linii 110 kV wskaźniki nie są obliczane ze względu na niewielką ilość awarii i uszkodzeń. KaŜda awaria jest rozpatrywana przez powołany zespół, który na tej podstawie wyciąga wnioski oraz przedstawia zalecenia. Dla obliczenia wskaŜników awaryjności, nieciągłości zasilania, niedostarczonej energii został uruchomiony program AWAR w Systemie Informatycznym Dystrybucji. Zostały opracowane raporty, za pomocą których moŜna dokonywać analizy poszczególnych rodzajów urządzeń, miejsc występowania awarii, wyciągać odpowiednie wnioski oraz podejmować właściwe działania. Przykładowy raport dotyczący awarii na urządzeniach 110 kV został przedstawiony w tabeli 2. Podobne oraz bardziej szczegółowe raporty są tworzone dla sieci SN i nn. Na podstawie tworzonych raportów są opracowywane coraz bardziej optymalne plany eksploatacji sieci oraz plany rozwoju i modernizacji. Wskaźniki awaryjności oraz nieciągłości zasilania pokazują czy długofalowe i krótkofalowe działania podejmowane przez ZEK S.A. są prawidłowe i czy przynoszą załoŜone efekty. W przeciwnym przypadku naleŜy dokonać korekty działań.

5. ROZWIĄZANIA TECHNICZNE STOSOWANE PRZEZ ZEK S.A. W CELU SKRÓCENIA CZASU WYŁ ĄCZEŃ ZałoŜone czasy wyłączeń oraz wprowadzane coraz bardziej ostre wskaźniki awaryjności stymulują działania prowadzone przez zakład oraz dynamizują wprowadzanie coraz to nowych technologii. Wymagania odbiorców wzrosły w stosunku do jakości energii ze względu na stosowanie coraz bardziej czułych urządzeń elektronicznych i ZEK S.A. stara się poprzez wprowadzanie nowych rozwiązań technicznych i technologicznych sprostać tym wymaganiom. Na podstawie Rozporządzenia Przyłączeniowego ZEK S.A. opracował Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej, w której określono m.in. zasady i procedury przyłączania do sieci instalacji i innych sieci, zakres i zasady przeprowadzania okresowych przeglądów i kontroli stanu technicznego sieci oraz przyłączonych do niej urządzeń, instalacji i innych sieci, zasady postępowania w przypadku wystąpienia zagroŜeń ciągłości dostarczania energii elektrycznej lub wystąpienia awarii w systemie, sposób prowadzenia ruchu sieci, zakres współpracy ruchowej i eksploatacyjnej z przyłączonymi do sieci instalacjami, urządzeniami i innymi sieciami. W instrukcji określono częstotliwość wykonywania zabiegów eksploatacyjnych. Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niŜ raz w roku.

10,5

5,9 7,16,9

5,14,5 4,9

3,7

8,3

1112,5 13,1

9,7 8,7 9,47,6

11,1

7,38,8 9,6

6

4,3 4,74.3 7.3

11,713,8

19,716,118,5

12,6

15,9

0

5

10

15

20

25

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

wsk. niec - LWN wsk. niec - LSN wsk. niec - lnn wsk.niec - LSN+lnn razem

Tabela 2. Awaryjność urządzeń 110 kV w 2002 r. (dane ZEK S.A.) I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Razem zakłócenia bez uszkodzeń

- 2 4 3 7 9 3 - - 7 3 9 47

niedostarczona energia [MWh]

1.7 3.6 13.1 17.7 23.8 12.5 5.7 0 0 6.2 3.5 18.2 106

koszt remontu [tys. PLN]

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

transformatory 0/2 - 0/1 0/1 - - - 2/2 - 0/3 0/2 - 2/11 linie napowietrzne 1/2 1/3 2/3 - - - 0/2 - 1/2 1/2 2/3 0/1 8/18

w tym: przewody, mostki - - 2/2 - - - 0/1 - 1/1 1/2 2/3 - 6/9 izolatory 1/2 1/3 0/1 - - - 0/1 - 0/1 - - - 2/8

słupy stalowe - - - - - - - - - - - 0/1 0/1 linie kablowe - - 1/1 - - - - - - - - - 1/1

w tym: kabel w trasie - - 1/1 - - - - - - - - - 1/1 głowice - - - - - - - - - - - - -

mufy - - - - - - - - - - - - - urządzenia 1/3 - 1/4 3/4 2/4 3/5 1/6 2/7 0/2 1/3 0/4 0/7 14/49

w tym: przekładniki napięciowe

- - 0/1 - 0/1 1/1 0/1 - - - - 1/4

przekładniki prądowe - - - - - - 1/1 - - - - - 1/1 kable stacyjne - - - - - - - - - - - - -

ograniczniki przepięć - - - 1/2 1/1 2/3 0/2 - 0/1 - - - 4/9 izolatory stacyjne - - - - - - - - - - 0/1 0/2 0/3

odłączniki 0/2 - 0/2 2/2 0/1 0/1 0/1 - - - - 0/1 2/10 napędy odłączników - - - - - - - 0/1 - - - 0/1 0/2

wyłączniki 1/1 - - - 1/1 - 0/2 1/3 - - - 0/3 3/10 napędy wyłączników - - 1/1 - - - - - 0/1 1/3 0/3 - 2/8

kondensatory - - - - - - - 1/2 - - - - 1/2 oszynowanie, szyny

zbiorcze - - - - - - - - - - - - -

zaciski - - - - - - - - - - - - -

Uwaga! Dane dotyczą awaryjności urządzeń pracujących na napięciu 110 kV oraz transformatorów mocy 110 kV/ SN wraz z mostami transformatorowymi (kablowymi i napowietrznymi z granicą na głowicach wewnątrz budynków lub izolatorach przepustowych ) bez pozostałych urządzeń średniego napięcia.

Jacek DUNIEC


Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niŜ raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są naraŜone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania, nie rzadziej niŜ raz w roku. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niŜ raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są naraŜone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania, nie rzadziej niŜ raz w roku. Oględziny stacji przeprowadza się w terminach:

a) stacji o napięciu znamionowym 110 kV ze stałą obsługą: w skróconym zakresie – raz na dobę, w pełnym zakresie – raz na kwartał,

b) stacji o napięciu znamionowym 110 kV bez stałej obsługi: w skróconym zakresie – przy kaŜdej bytności na stacji, w pełnym zakresie – nie rzadziej niŜ raz na kwartał,

c) stacji SN/SN i SN/nn wyposaŜonych w elektroenergetyczna automatykę zabezpieczeniową współpracującą z wyłącznikami SN - w skróconym zakresie – raz na kwartał, w pełnym zakresie – raz na pół roku,

d) stacji słupowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV – nie rzadziej niŜ raz na 5 lat, a w przypadkach gdy stacje te naraŜone są na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania, nie rzadziej niŜ raz w roku

e) stacji wnętrzowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV – nie rzadziej niŜ raz w roku.

Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci rozdzielczej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu technicznego sieci. Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym 110 kV dokonuje się nie rzadziej niŜ raz na 3 lata, a o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV nie rzadziej niŜ co 5 lat. Ocenę stanu technicznego sieci oraz planowanie prac eksploatacyjnych i remontowych wykonuje się opierając się dodatkowo na danych pobieranych z systemu informatycznego z programu AWARIE rejestrującego wszystkie zakłócenia i awarie. Uwzględniając w szczególności planowanie pracy systemu rozdzielczego, remonty obiektów, sieci i jej elementów oraz instalacji przeprowadza się w terminach i zakresach wynikających z dokonanej oceny stanu technicznego, uwzględniając spodziewane efekty techniczno-ekonomiczne planowanych remontów. Są to ogólne zasady prowadzenia eksploatacji sieci. W celu poprawy stanu sieci i wyeliminowania wpływów róŜnych czynników powodujących awaryjność sieci bez względu na prowadzone prace eksploatacyjne wprowadzono nowe rozwiązania techniczne mające wyeliminować te czynniki.

W zakresie linii 110 kV : • wprowadza się do uŜytkowania izolatory kompozytowe w zamian za awaryjne typy

izolatorów porcelanowych, • stosowanie w mieście linii kablowych oraz słupów stalowych dwunastokątnych w zamian

za słupy kratowe (fragment linii Skawina – GPZ Kampus)

W zakresie stacji 110 kV • budowę nowych stacji w mieście wykonuje się w oparciu o technologię GIS jako

małogabarytowe z rozdzielnicami okapturzonymi 110 kV w izolacji SF6 z zabezpieczeniami cyfrowymi (GPZ Kotlarska i GPZ Kampus)

• budowę nowych stacji na terenach wiejskich wykonuje się z rozdzielnicami 110 kV kompaktowymi o zmniejszonych rozmiarach (oszczędności w wykorzystaniu terenu - 30 % w porównaniu do rozwiązań standardowych), gdzie np. moduł wyłącznika spełnia 3

CI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA – ZADANIE DOSTAWCY ENERGII


funkcje: wyłącznika, odłącznika, przekładnika prądowego (GPZ Krościenko, GPZ Świątniki Górne), z zabezpieczeniami cyfrowymi, • stosowanie rozdzielnic 15 kV i 30 kV z wyłącznikami próŜniowymi i z SF6,

o zmniejszonej podziałce pól wyłącznikowych, takiej samej dla obu napięć – 600 mm (GPZ Kotlarska, GPZ Kampus, GPZ Biegonice, GPZ CzyŜyny, GPZ Krościenko, GPZ Świątniki Górne, GPZ Stary Sącz, RS Gdów)

• modernizacje stacji istniejących z zastosowaniem wyłączników 110 kV z SF6, z napędami gazowymi SF6 lub zasobnikowo-spręŜynowymi o nowoczesnej konstrukcji (GPZ Dajwór, GPZ Lubocza, GPZ Wanda, GPZ Ruczaj, GPZ Łęg, GPZ Stary Sącz),

• wymiana izolatorów porcelanowych odciągowych w rozdzielniach napowietrznych na izolatory kompozytowe,

• wymiana w istniejących stacjach zawodnych napędów pneumatycznych odłączników i wyłączników na napędy elektryczne,

• wymiana zabezpieczeń przekaźnikowych róŜnicowych i odległościowych na zabezpieczenia cyfrowe,

W zakresie linii 15 i 30 kV • wymiana przewodów gołych na izolowane w systemie PAS w terenach zadrzewionych

i w miejscach występowania szadzi, • wymiana izolatorów odciągowych porcelanowych na kompozytowe,

W zakresie linii kablowych 15 i 30 kV • wymiana awaryjnych kabli w izolacji z polietylenu niesieciowanego na kable w izolacji

z polietylenu usieciowanego z uszczelnieniem wzdłuŜnym lub wzdłuŜnym i poprzecznym, • wymiana i stosowanie w eksploatacji osprzętu kablowego renomowanych firm (np.

Raychem, 3M, Barnier itd.) • stosowanie kabli w izolacji papierowej przesyconej syciwem nieściekającym,

W zakresie stacji transformatorowych napowietrznych SN/nn • stosowanie stacji transformatorowych uproszczonych (słup wirowany, poprzecznik,

izolatory odciągowe, ogranicznik przepięć, konstrukcja pod transformator bez podestu, transformator SN/nn, rozłączniki nn napowietrzne lub skrzynia rozdzielcza nn, połączenie izolowane PAS pomiędzy izolatorami odciągowymi a transformatorem, połączenie trafo ze skrzynią bez osłony rurowej) bez podstaw bezpiecznikowych SN,

• upraszczanie stacji podczas przeglądów z wymiana odgromników wydmuchowych na ograniczniki przepięć z tlenków cynku, wymianą przewodów SN łączących przewody linii z trafo na izolowane, z likwidacją podestów, z zabudową osłon przeciw ptakom na izolatorach przepustowych SN i nn transformatora,

• stosowanie bardziej skutecznej ochrony przeciwprzepięciowej poprzez stosowanie nowoczesnych ograniczników przepięć w izolacji kompozytowej.

W zakresie stacji wnętrzowych SN/nn • stosowanie nowych rozwiązań stacji małogabarytowych z rozdzielniami SN w izolacji

powietrznej o zmniejszonej podziałce lub w izolacji z SF6, • stosowanie stacji transformatorowych wieŜowych (słup ogłoszeniowy) w centrum

Krakowa, • stosowanie rozwiązań rozdzielnic nn małogabarytowych z rozłącznikami lub podstawami

bezpiecznikowymi listwowymi • stosowanie rozdzielnic oraz złączy kablowych typu „Fast line” w miejscach częstego

podłączania odbiorców tymczasowo przyłączonych np. TV pozwalających podłączyć odbiorcę bez wyłączania napięcia,

Jacek DUNIEC


W zakresie linii napowietrznych nn • budowa sieci z przewodami izolowanymi z czterema przewodami samonośnymi • wymiana przewodów gołych na izolowane na istniejących liniach (z jak najmniejszą ilością

wymienianych słupów) w terenach zadrzewionych lub w miejscach występowania szadzi, • zabudowa konstrukcji pod gniazda bocianie na słupach linii napowietrznej,

W zakresie automatyki

• zabudowa sterowników MST i SIMON do zdalnego sterowania łącznikami w stacjach GPZ i RS – dyspozytor otrzymuje kilkadziesiąt informacji na temat danej stacji trafo m.in. obciąŜenie, moc czynną i bierną, odczyt energii elektrycznej, informację o zabezpieczeniach itp.

• budowa rozłączników sterowanych radiem w liniach napowietrznych 15 i 30 kV o prądzie wyłączalnym 630 i 400 A, z sygnalizacją przepływu prądu zwarcia jednofazowego doziemnego i zwarć wielofazowych, oraz innymi sygnałami potrzebnymi do prawidłowego prowadzenia ruchu sieci m.in. informację o obciąŜeniu odcinków linii. Sygnały otrzymuje dyspozytor mogąc w szybki sposób zlokalizować uszkodzony odcinek, ponadto przez zabudowę rozłączników o takim prądzie wyłączeniowym moŜe dokonywać przełączeń w sieci (łączenie do pracy równoległej stacji 110/SN po liniach SN) bez pozbawiania odbiorców zasilania,

• zabudowa wskaźników zwarć doziemnych i międzyfazowych w liniach kablowych 15 kV na terenie miasta, z sygnalizacją wyprowadzoną na zewnątrz stacji, ułatwiających lokalizację uszkodzonych linii kablowych,

W zakresie nowych technologii pracy

• wdraŜanie nowych technologii prac pod napięciem • prace pod napięciem na liniach napowietrznych nn (wymiany przyłączy, podłączanie

nowych przyłączy, usuwanie usterek na liniach napowietrznych) • prace pod napięciem w urządzeniach i złączach kablowych do 1 kV (wymiana podstaw

bezpiecznikowych, końcówek kablowych, przebudowa złączy, czyszczenie złączy, montaŜ muf rozgałęźnych),

• prace pod napięciem przy czyszczeniu stacji na sucho i na mokro do 30 kV, • dosycanie głowic kablowych olejowych do 30 kV pod napięciem.

Tabela 3. Prace pod napięciem w 2002 roku Ilość PPN na liniach

napowietrznych nn Ilość PPN w urządzeniach rozdz. i liniach kablowych nn

Ilość PPN – czyszczenie stacji trafo

ZEK S.A. 1079 139 109 6. PODSUMOWANIE Prowadzone działania ZEK S.A. mają na celu sukcesywną poprawę stanu sieci oraz skracanie czasu lokalizacji i usuwania awarii. Przepisy a takŜe kształtowanie pozytywnego wizerunku ZEK S.A. wymusza poszukiwanie sposobów na poprawę stanu sieci, na stosowanie nowocześniejszych rozwiązań technicznych, a takŜe wymusza stosowanie nowych technologii pracy, które pozwalają na prowadzenie prac eksploatacyjnych bez pozbawiania klientów zasilania. Wprowadzanie nowych technologii prac pod napięciem spowoduje prowadzenie coraz większej ilości oraz rodzajów prac eksploatacyjnych i inwestycyjnych bez pozbawiania odbiorców zasilania.

CI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA – ZADANIE DOSTAWCY ENERGII


LITERATURA

[1] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997r. – Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 z póŜn. zm) [2] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 roku w sprawie

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

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

[4] Wytyczne ZEK S.A. w zakresie ciągłości zasilania odbiorców grupy III i VI - materiały ZEK S.A.

[5] Taryfa dla energii elektrycznej obowiązująca odbiorców obsługiwanych przez Zakład Energetyczny Kraków Saz siedzibą w Krakowie, Kraków – lipiec 2002

[6] Opracowanie Union of the Elektricity Industry „Jakość energii w Europejskich Sieciach Elektroenergetycznych” – wydanie 1- luty 2002

[7] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej ZEK S.A. z 8.10.2001r.

Jacek DUNIEC


EMINARIUM TARGOWE


CIĄGŁOŚĆ ZASILANIA ZADANIE PRODUCENTA URZ ĄDZEŃ

ELEKTRYCZNYCH

Jan STROJNY1

1. WSTĘP Niezawodność zasilania urządzeń elektrycznych w sposób oczywisty jest uzaleŜniona od niezawodności elementów układu zasilającego transformatorów, urządzeń rozdzielczych, linii, generatorów i urządzeń pomocniczych. Zapewnienie ciągłości zasilania jest związane z niezawodnością i dyspozycyjnością urządzeń i aparatów w obwodach głównych oraz w obwodach pomocniczych. Statystyczną miarą niezawodności aparatu N jest stosunek liczby zadziałań prawidłowych Np do całkowitej liczby zadziałań Nc, przy czym liczba Nc obejmuje zarówno działania niezrealizowane (brakujące) jak i zadziałania zbędne.

N = Np./(Np + Nc) (1) Dyspozycyjność danego urządzenia A określa wzór:

A = MTBF/(MTBF + MTTR) (2) gdzie:

MTBF (ang. Mean Time Between Failure) – średni czas między uszkodzeniami, MTTR (ang. Mean Time to Repair) – średni czas niezbędny dla dokonania naprawy

Wartości współczynników N i A mogą posłuŜyć do oceny jakości poszczególnych urządzeń i aparatów i w duŜej mierze mieć wpływ na wybór producenta i jego konkurencyjność na rynku. Wielkości N i A wchodzą do standardowych obliczeń niezawodności zasilania jako parametry niezawodnościowe urządzeń. NaleŜy jednak zwrócić uwagę na kilka szczegółowych zagadnień, związanych z zapewnieniem ciągłości zasilania a które moŜna określić jako zadania producenta i projektanta urządzeń. 2. USTALENIE PODSTAWOWYCH CHARAKTERYSTYK Podstawowe parametry i charakterystyki urządzenia powinny być ustalone w oparciu o załoŜenia wynikające z następujących informacji:

• przeznaczenie danego urządzenia • warunki zasilania • wpływy zewnętrznych, na które urządzenie jest naraŜone • wymagania kompatybilności wyposaŜenia • moŜliwości bezpiecznej eksploatacji i konserwacji

1 Katedra Elektroenergetyki AGH, Kraków Al. Mickiewicza 30, e-mail [email protected]

Jan STROJNY


Przeznaczenie, struktura i sposób zasilania muszą odpowiadać określonym załoŜeniom. Urządzenie (sprzęt) elektryczny powinien być przy tym oznakowany podstawowymi cechami, których znajomość i przestrzeganie są warunkiem bezpiecznego uŜytkowania i stosowania, a jeśli to nie jest moŜliwe, cechy te powinny być podane w dokumentacji towarzyszącej. NaleŜy określić charakterystyczne cechy wyposaŜenia danego urządzenia ze względu na jego kompatybilność z układem zasilającym i sterującym, uwzględniając wzajemne szkodliwe oddziaływanie urządzeń lub oddziaływanie na pracę układów. W szczególności do tych cech charakterystycznych naleŜy zaliczyć:

• obciąŜenia o szybkich zmianach, • prądy rozruchowe, • odkształcenie prądu i napięcia, • przepięcia stanów nieustalonych, • drgania wysokiej częstotliwości, • prądy upływowe do ziemi, itd.

3. KONTROLA PRODUKCJI I PROCEDURY BADANIA Wyrób powinien podlegać wewnętrznej kontroli produkcji. Wewnętrzna kontrola produkcji jest procedurą, według której producent lub jego upełnomocniony przedstawiciel w ustanowiony zapewnia i deklaruje, Ŝe dane urządzenie spełnia określone wymagania. W krajach Wspólnoty Europejskiej wyrób musi spełniać wymagania określonej dyrektywy a producent lub jego upełnomocniony przedstawiciel są zobowiązani do umieszczenia oznaczenia CE na kaŜdym wyrobie i sporządzenia pisemnej deklaracji zgodności EC (Declaration of Conformity). Producent jest zobowiązany do sporządzenia dokumentacji technicznej danego urządzenia obejmującej:

• ogólny opis sprzętu elektrycznego, • koncepcję konstrukcyjna, rysunki wykonawcze i schematy elektryczne obwodów, • niezbędne opisy • wykaz norm stosowanych w całości lub częściowo, • wyniki obliczeń konstrukcyjnych itp., • sprawozdania z badań.

Dokumentację techniczną naleŜy przechowywać przez 10 lat. Oprócz wymagań o charakterze zasadniczym kaŜda dyrektywa, a w prawie krajowym – odpowiadające dyrektywie rozporządzenie Rady Ministrów lub Ministra Gospodarki określa sposób postępowania producentów w celu uzyskania formalnej zgody na wprowadzenie ich wyrobów do obrotu. Taki sposób postępowania, nazywany procedurą oceny zgodności, odbywa się wg następującego schematu:

Producent urządzenia ↓

Procedury oceny zgodności ↓

Deklaracja zgodności Przez sprzęt elektryczny rozumie się urządzenie elektryczne przeznaczone do uŜytkowania przy napięciu od 50 do 1000 V prądu przemiennego i 75 do 1500 V prądu stałego tj. objęte dyrektywą

CI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA ZADANIE PRODUCENTA...


73/23/EWG + 93/68/EWG tzw. Dyrektywą Niskonapięciowa LVD (Low-Voltage Directive) z wyjątkiem urządzeń wyłączonych z zakresu dyrektywy jak np.: sprzęt do uŜytkowania w atmosferze wybuchowej, części elektryczne wind i dźwigów i in. objętych innymi dyrektywami Wspólnoty. Ogólnie biorąc dyrektywa obejmuje wyroby i środki produkcji, w tym w szczególności urządzenia elektryczne, narzędzia elektryczne, sprzęt oświetleniowy, aparaturę rozdzielczą i sterowniczą, elektryczny sprzęt instalacyjny itp. przeznaczony do pracy w określonych napięciach. Dotyczy to zarówno urządzeń i sprzętu do uŜytkowania bezpośredniego jak i przeznaczonego do wbudowania (np. silniki). Niektóre urządzenia elektryczne muszą równieŜ spełniać wymagania innych dyrektyw Unii, tzw. dyrektywy „maszynowej” (89/398/EWG) lub dyrektywy „budowlanej” (89/106/EWG). 4. KLASYFIKACJA I OCENA WPŁYWÓW ŚRODOWISKOWYCH Dyrektywa LVD podaje 11 zasad bezpieczeństwa, które muszą być spełnione w stosunku do kaŜdego urządzenia objętego dyrektywą. Zasady odnoszą się nie tylko do naraŜeń elektrycznych lecz takŜe do naraŜeń mechanicznych i środowiskowych. W 1992 r. została prowadzona kodyfikacja wpływów środowiskowych, podana w normie PN-IEC 60364-3 i umoŜliwiająca w sposób wystarczająco szczegółowy określenie praktycznie kaŜdego wpływu środowiskowego przy pomocy kodu złoŜonego z dwóch duŜych liter i cyfry. Zasady kodowania podano w tabeli 1. Tabela 1. Oznaczenia kodowe wpływów środowiskowych

Kod

Pierwsza litera kodu ogólna kategoria wpływu środowiska

A – środowisko B – uŜytkowanie C - konstrukcja obiektu

Druga litera • dla kodu A

• dla kodu B

• dla kodu C

A – temperatura otoczenia B – warunki klimatyczne C – wysokość n. p. morza D – obecność wody E – obecność ciał stałych F do J – naraŜenia mechaniczne K, L – naraŜenia biologiczne M – naraŜenia PEM N – promieniowanie słoneczne P – wstrząsy sejsmiczne Q – wyładowania atmosferyczne R – ruch powietrza A – zdolność osób B – rezystancja C – kontakt z ziemią D – warunki ewakuacji E – rodzaj zgromadzonych materiałów A – materiały konstrukcyjne B – konstrukcja budynku

Cyfra 1 do 8 - klasa w danym obszarze

Jan STROJNY


Przykłady: AA2 - temperatura od –40oC d0 +5oC, AE5 - zapylenie od 35 do 350 mg/m2 pyłu BA1 - uŜytkowanie przez osoby nieprzeszkolone, BE4 - zagroŜenie skaŜeniem, CA1 - budynki z materiałów niepalnych

Kodyfikacja pozwala na dokładne scharakteryzowanie środowiska pracy i uwarunkowań konstrukcyjnych a więc wymaganej odporności urządzeń elektrycznych. Budowę urządzenia pod względem odporności na wpływy zewnętrzne określają dwa wskaźniki:

IP - stopień ochrony przed dostępem do części niebezpiecznych i wnikaniem wody (PN-EN 60529:2002),

IK -stopień ochrony przed uderzeniem (NF EN 50 102). 5. WPŁYW AUTOMATYKI I STEROWANIA Dla duŜych urządzeń decydujący wpływ na ciągłość i niezawodność ich pracy ma nie tylko jakość samego urządzenia lecz takŜe i często w głównej mierze stan jego wyposaŜenie w automatykę, urządzenia pomocnicze (często nieelektryczne) i prawidłowość oprogramowania systemów sterowania i zabezpieczeń. Przytoczmy tu wyjątki z opisu awarii bloku w jednej z duŜych polskich elektrowni. ”....O godz. 23.47 stwierdzono wyłączenie wyłącznika generatorowego bloku 5, zgaśnięcie wszystkich monitorów w nastawni bloku, zanik części pomiarów i rejestracji ... Nastąpiło nieudane przełączenie zasilania potrzeb własnych na rezerwowe w cyklu SZR. Po kilku sekundach przystąpiono do sterowania interwencyjnego przez obsługę (poza systemem) ... W nastawni blokowej usłyszano głośniejszą pracę turbiny i wyczuwalne się stały się drgania budynku. Drgania turbiny nasilały się. Dodatkowo od turbiny zaczęły dochodzić głośne stuki. Drgania przenosiły się na nastawnie następnych bloków 3,4 7 i 8. Z łoŜyska nr 4 zaczął wydobywać się dym. DyŜurny kierownik bloku (DKB) polecił zawiadomić straŜ a sam z gaśnicą pobiegł w pobliŜe łoŜyska. Zanim tam dotarł dym zanikł, a pojawiła się para. Wtedy zauwaŜono duŜy wyciek oleju z łoŜyska. DKB polecił zerwać próŜnię w kondensatorze. Turbina szybko straciła obroty i zatrzymała się o godz. 0,23. Próby uruchomienia obracarki nie dawały rezultatu – turbina była zablokowana.....” Skutkiem awarii prócz czasowego wypadnięcia z systemu mocy ok. 200 MW, było uszkodzenie wirnika turbiny SP, uszkodzenia pomp olejowych oraz zatarcie łoŜysk turbiny NP. Część wysokopręŜna (WP) turbiny i generator nie uległy praktycznie uszkodzeniu. Bezpośrednią przyczyną awarii okazał się spadek ciśnienia i następnie brak oleju w układzie smarowania łoŜysk turbiny. W rzeczywistości awarię spowodowało nieprawidłowe działanie automatyki pomp olejowych, zanik zasilania rezerwowego wskutek nieprawidłowej pracy UPS zasilającego układ elektroniczny sterowania i kontroli bloku oraz „wypadnięcie’ systemu komputerowego sterowania blokiem. Stwierdzono równieŜ błąd na dysku tzw. stacji historycznej rejestrującej przebieg pracy i zakłócenia. W przypadku duŜych urządzeń ciągłość zasilania energetycznego zaleŜy prawie zawsze nie od zawodności danego urządzenia ale od działania obwodów wtórnych sterowania i kontroli oraz ich naleŜytego oprogramowania i zastosowanego sprzętu.



6. POPRAWA CIĄGŁOŚCI ZASILANIA W ASPEKCIE ZARZ ĄDZANIA RYZYKIEM Dla ograniczenia przerw i zwiększenia niezawodności zasilania stosuje się przykładowo następujące rozwiązania:

• powielanie liczby moŜliwych dróg zasilania • zasilanie z róŜnych i niezaleŜnych źródeł, • rezerwowanie niektórych linii, urządzeń lub aparatów.

Wybór i zastosowanie środków poprawy ciągłości zasilania powinien być oparty o zasady zarządzania ryzykiem (risk management). W skład zarządzania ryzykiem wchodzi identyfikacja przyczyn przerw zasilania, planowanie obsługi ryzyka, monitoring oraz przyjęcie strategii manipulowania ryzykiem. Do tej ostatniej zalicza się:

• akceptację określonego poziomu i unikania ryzyka, • badanie i analiza przyczyn, • zabezpieczenia, • transfer ryzyka np. ubezpieczenie, kary umowne, • redukcja zmniejszenie prawdopodobieństwa ryzyka.

MoŜliwe są dwie metody manipulowania (zarządzania) ryzykiem lub jego akceptacji.

1. Metoda dopuszczalnych wartości wielkości charakterystycznych 2. Metoda bezpieczeństwa ekonomicznego

Metoda dopuszczalnych wartości wielkości charakterystycznych stanowi podstawę dla EAZ (Elektroenergetycznej Automatyki Zabezpieczeniowej), która realizuje program działania, wyłączeń, przełączeń i innych czynności operacyjnych w oparciu o przyjęte poziomy charakterystycznych wielkości wejściowych. Metoda bezpieczeństwa ekonomicznego polega na analizie wartości współczynnika bezpieczeństwa ekonomicznego Kb

Kb = Kn.Tu/(Ku.D) (3) gdzie:

Kn – koszt działań zmierzających do zmniejszenia liczby awarii (wymiana urządzeń, koszt modernizacji itp.),

Tu – przeciętny czas między kolejnymi uszkodzeniami, Ku – koszt skutków uszkodzenia, w tym koszt niedostarczonej energii, D – rozpatrywany okres czasu.

W ogólnym przypadku, jeŜeli Kb < 1 to na ogół konieczna jest wymiana urządzenia. 7. TRWAŁO ŚĆ I WYTRZYMAŁO ŚĆ ELEKTRYCZNA IZOLACJI NaraŜenia elektryczne, występujące jako przetęŜenia i przepięcia róŜnych typów, mają decydujący wpływ na trwałość urządzenia w ciągu zasilania. NaraŜenia prądowe pochodzące głównie od prądów rozruchowych i prądów zwarciowych a takŜe przeciąŜeń długotrwałych (ruchowych) wiąŜą się ze skutkami cieplnymi lub dynamicznymi (zwarcia). NaraŜenia napięciowe tj. przepięcia, mogą mieć charakter długotrwały o nieduŜym stopniu przekroczenia wartości napięcia roboczego lub krótkotrwały a nawet impulsowy, często o duŜych wartościach, i związane są ze

Jan STROJNY


(1) Wytrzymałość długotrwała (2) Wytrzymałość krótkotrwała

0

20

40

60

80

100

(1)

(2)

czas eksploatacji

A

B

zjawiskami wewnętrznymi łączeniowymi lub zewnętrznymi atmosferycznymi. Wytrzymałość (napięcie przebicia izolacji w funkcji czasu eksploatacji) jest miarą trwałości urządzenia. Charakterystyka izolacji w funkcji czasu przebiega na ogól inaczej dla wytrzymałości długotrwałej a inaczej dla wytrzymałości na przepięcia krótkotrwałe. Ilustruje to poglądowo rysunek 1.

Rys. 1. Napięcie przebicia izolacji w funkcji czasu Ŝycia Przedstawione krzywe obrazują przebieg zmian w czasie odporności izolacji w stosunku do niektórych naraŜeń napięciowych. Krzywa 1 odpowiada zmianom napięcia przebicia przy długim czasie pozostawania pod napięciem powodowaną postępującą degradacją izolacji, charakterystyczną dla materiałów izolacyjnych stałych. Krzywa 2 przedstawia zmiany wytrzymałości na krótkotrwałe przepięcia np. napięcia probiercze, charakterystyczne np. dla wtrącin gazowych izolacji. Ze względu na zmiany zachodzące w izolacji w dłuŜszych okresach czasu przebieg obu krzywych moŜe nie mieć charakteru regularnego. W trakcie eksploatacji zmienia się relacja między wytrzymałością długotrwałą i odpornością na przepięcia. Dlatego teŜ izolacja urządzenia powinna być tak zbudowana aŜeby wartość napręŜenia roboczego izolacji Er leŜała odpowiednio poniŜej poziomu B jej wytrzymałości krótkotrwałej natomiast napręŜenia probiercze Ep poniŜej poziomu A charakterystyki wytrzymałości długotrwałej. 8. ROLA PRODUCENTA URZĄDZEŃ Zapewnienie ciągłości zasilania znajdujące się w zakresie moŜliwości działań producenta składa się na jakość wyprodukowanych urządzeń elektrycznych. Wpływ producenta urządzeń na ciągłość zasilania występuje w szczególności gdy urządzenia te pracują w obwodach wtórnych automatyki i zabezpieczeń lub stanowią elementy systemu rezerwowego zasilania. W szczególności naleŜy zwrócić uwagę na następujące aspekty odpowiedzialności producenta:.

i. dostosowanie budowy (i doboru) urządzeń do szeroko rozumianych warunków środowiskowych pracy. W odniesieniu do instalacji o napięciach nieprzekraczających 100V (1500 V prądu stałego) wskazane jest dotrzymanie wymagań dyrektywnych UE a głównie tzw. „dyrektywy niskonapięciowej” (LVD};

ii. w odniesieniu do urządzeń naraŜonych na wpływy zewnętrzne i wstrząsy dostosowanie ich do odpowiednich wymagań i oznaczenie wskaźnikami IP i IK;

iii. zapewnienie wysokiej jakości układów sterujących i niezawodności ich zasilania; iv. zapewnienie kompatybilności wyposaŜenia urządzeń, uwzględniając przepięcia stanów

nieustalonych, zmienność obciąŜeń, prądów rozruchowych, prądów harmonicznych itp. v. konstrukcja urządzeń, a w szczególności zastosowane układy izolacyjne, powinny

uwzględniać czasowe charakterystyki trwałości izolacji.



LITERATURA

[1] Daszczyszak M.: Poprawa niezawodności urządzeń elektrycznych przy zarządzaniu ryzykiem. Sympozjum EUI 2003, Przegląd Elektrotechniczny Konferencje, nr 1, 2003

[2] PN-IEC 60300-3. Zarządzanie niezawodnością. Warszawa. Wydawnictwa Normalizacyjne 2001

[3] Vademecum elektryka. Warszawa. Biblioteka COSIW SEP 2003

Jan STROJNY


EMINARIUM TARGOWE


CIĄGŁOŚĆ ZASILANIA W PRZEPISACH I NORMACH INNYCH KRAJÓW

Jan STRZAŁKA 1

1. WPROWADZENIE Prawo Energetyczne [13] w art.4 ust.1 nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej obowiązek utrzymywania zdolności urządzeń i sieci do realizacji dostaw energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych. Ciągłość dostawy energii oznacza zdolność sieci przesyłowej i rozdzielczej do zapewnienia dostawy uzgodnionej wielkości energii elektrycznej o określonej jakości i niezawodności. Ciągłość dostaw energii zaleŜy od niezawodności i prawidłowej pracy wszystkich elementów systemu elektroenergetycznego, zarówno po stronie wytwarzania, jak i przesyłu oraz dystrybucji. Pojęcie ciągłości zasilania dotyczy zaburzeń wartości skutecznej napięcia o charakterze ciągłym w ustalonym stanie pracy systemu elektroenergetycznego. Ciągłość zasilania obejmuje wydarzenia trwające dłuŜej niŜ umowny próg stanów ustalonych wynoszący zwykle od 1 do 3 minut. Przedsiębiorstwa energetyczne zapewniają ciągłość dostaw energii poprzez utrzymywanie odpowiednich rezerw mocy oraz odpowiedniej struktury sieci. Niezawodność dostawy energii oznacza zdolność do zapewnienia dostawy energii w określonym punkcie, zwykle w punkcie wspólnego przyłączenia (PWP). Niezawodność moŜe być charakteryzowana róŜnymi wskaźnikami. W najprostszym przypadku jako standardowe parametry niezawodności dostawy energii przyjmuje się:

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

Zgodnie z normą PN-EN 50160 [9] dotyczącą sieci nn i ŚN do 35 kV za przerwę w zasilaniu

naleŜy uwaŜać stan, w którym napięcie w złączu jest mniejsze niŜ 1% napięcia deklarowanego Uc

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

• krótkie o czasie trwania do 3 minut spowodowane uszkodzeniami przemijającymi, • długie o czasie trwania powyŜej 3 minut spowodowane uszkodzeniami trwałymi.

W normalnych warunkach pracy sieci rozdzielczej roczna ilość przerw waha się od kilkudziesięciu do kilkuset. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej PSE S.A. [5] klasyfikuje przerwy o czasie trwania poniŜej 1 minuty jako krótkie a o czasie dłuŜszym od 1 minuty jako długie.

1 Katedra Elektroenergetyki AGH, Al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków, e-mail:[email protected]

Jan STRZAŁKA


Dokument [3] wprowadza pojęcia przerwy: • krótkiej, o czasie trwania od 0,5 okresu do 3 s, • chwilowej, o czasie trwania od 3 s do 1 minuty, • ciągłej, o czasie trwania dłuŜszym niŜ 1 minuta,

przy czym, jako przerwę rozumie się całkowity zanik napięcia ( napięcia ma wartość mniejszą niŜ 0,1 Uc ) w jednej lub więcej fazach.

Obowiązujące obecnie w kraju Rozporządzenie MG [11] dzieli odbiorców na sześć grup przyłączeniowych. W rozdziale 6 Rozporządzenia, w którym określone są standardy jakościowe podany jest łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych liczony dla poszczególnych wyłączeń, od zgłoszenia przez odbiorcę braku zasilania do jego przywrócenia oraz czas trwania jednorazowej przerwy w dostawie energii. Dla podmiotów IV i V grupy przyłączeniowej przyłączonych bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu nie wyŜszym niŜ 1 kV:

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

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

W dyskusjach nad nową wersją Rozporządzenia proponuje się przyjęcie dla grup przyłączeniowych IV i V:

• łącznego rocznego czasu wyłączeń awaryjnych równego 36 godzin (przejściowo do 31.12.2003r.-48 godzin),

• czasu jednorazowej przerwy awaryjnej nie przekraczającego 15 godzin (przejściowo do 31.12.2003r.-20 godzin).

W przypadku pozostałych grup przyłączeniowych łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku i czas trwania jednorazowych przerw w zasilaniu określa umowa sprzedaŜy lub umowa przesyłowa. Wymagania powyŜsze, dokonane głównie z punktu widzenia szeroko rozumianych warunków dostawy i rozliczeń za energię elektryczną, nie określają jednak w sposób wystarczający warunków niezawodności zasilania. Warunki te znacznie dokładniej precyzuje podany w literaturze niemieckiej [12] i przytoczony w referacie prof. H. Markiewicza podział odbiorców na cztery kategorie, odnoszący się w zasadzie do budynków mieszkalnych oraz budynków uŜyteczności publicznej, a więc do obiektów nieprzemysłowych. W analizie strat spowodowanych przerwami zasilania często posługujemy się pojęciem energii niedostarczonej. Jest to róŜnica pomiędzy energią, która byłaby dostarczona do odbiorcy bez występowania przerw, a energią faktycznie dostarczoną. Energia ta nie moŜe być zmierzona w sposób bezpośredni i jest szacowana na podstawnie poboru energii w analogicznym okresie pozbawionym zakłóceń w dostawie lub w inny sposób. Sposób szacowania wielkości energii niedostarczonej ma istotny wpływ na jej wartość, a co za tym idzie na obliczane z jej uŜyciem wskaźniki. W warunkach rynkowych wartość energii niedostarczonej na skutek przerw i ograniczeń powinna być ustalana przez odbiorcę na podstawie ceny, jaką gotów jest zapłacić za uniknięcie przerwy lub ograniczenia w dostawie. Dla konkretnych przerw w dostawie, koszt niedostarczonej energii zaleŜny będzie od:

CI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA W PRZEPISACH I NORMACH INNYCH KRAJÓW


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

Skutkiem wymienionych czynników są dla odbiorcy straty gospodarcze, które w przybliŜeniu moŜna oszacować jako:

Ea = )(1

ai

n

iaikE∑

=

(1)

gdzie:

E a - koszt niedostarczonej energii;

E ai - wartość oczekiwana niedostarczonej energii w wyniku i. wydarzenia;

k ai - równowaŜnik gospodarczy wartości niedostarczonej energii i. wydarzenia oszacowany

dla wszystkich odbiorców dotkniętych tym wydarzeniem; n – liczba ograniczeń lub wyłączeń w rozwaŜanym okresie czasu.

2. WYMAGANIA ODNO ŚNIE CI ĄGŁOŚCI ZASILANIA W PRZEPISACH EUROPEJSKICH I MI ĘDZYNARODOWYCH

Przy przedstawieniu wymagań przepisów dotyczących jakości energii naleŜy dokonać podziału tych wymagań w odniesieniu do sieci przesyłowych (>110 kV) oraz do sieci rozdzielczych nn i ŚN (do 110 kV ). Na wstępie naleŜy wskazać na występujący w przepisach brak ujednolicenia pojęć i definicji w zakresie niezawodności zasilania i jakości energii elektrycznej. W interesującym nas obszarze ciągłości zasilania nie ma jednoznacznie określonej granicy czasu pomiędzy przerwami krótkimi i długimi. Jak podano wyŜej granica ta jest umowna, mieści się w przedziale pomiędzy 1 a 3 minutami i zazwyczaj jest korelowana z czasem działania automatyki SPZ. Przykładowo norma PN- EN 50160 [9] do przerw długich zalicza przerwy o czasie trwania powyŜej 3 minut. Podobnie czynią to zalecenia francuskie EdF [8]. Norma amerykańska [4] do przerw długich zalicza przerwy o czasie trwania powyŜej 1 minuty. Identyczną granicę (1 minuty) między przerwami krótkimi i długimi przyjęto w Instrukcji ruchu i eksploatacji polskiej sieci przesyłowej [5]. Według przepisów szwedzkich [2] granica czasu przerw krótkich i długich wynosi 90 sekund. Niektóre przepisy definiują przerwę w zasilaniu jako stan, w którym wartość skuteczna napięcia wyznaczona za ½ okresu sieci jest poniŜej wartości progowej określonej dla przerwy. Dla systemu wielofazowego przerwa to czas, w którym wartość skuteczna napięcia wyznaczona za ½ okresu we wszystkich fazach jest poniŜej wartości progowej dla przerwy powiększonej o histerezę przyrządu pomiarowego. W myśl tego określenia zanik napięcia jednej lub nawet dwu faz nie jest przerwą w systemie trójfazowym. W praktyce ze względu na nieco róŜne interpretacje czasów krótkich i długich naleŜy podawać jaką granicę czasu przyjęto. W warunkach polskich moŜna przyjąć w systemie przesyłowym granicę czasu przerw krótkich i długich wynoszącą 1 minutę. W sieciach nn i ŚN jako podstawową granicę przerw krótkich i długich moŜna przyjąć czas 3 minut zgodnie z normą PN-EN 50160,

Jan STRZAŁKA


o ile umowa o dostawie energii elektrycznej nie stanowi inaczej. Podejście takie stawia wyŜsze wymagania sieciom przesyłowym nie wykluczając jednocześnie takiego samego podejścia do waŜnych odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczych. Jest to zgodne z zapisem Prawa Energetycznego mówiącym o negocjowaniu warunków dostawy energii w umowie dwustronnej. Przepisy europejskie i międzynarodowe nie zawierają jednoznacznych zapisów normujących ciągłość zasilania z sieci przesyłowych. Z reguły przyjmuje się, Ŝe ciągłość zasilana na tym poziomie napięcia powinna być przedmiotem umowy między dostawcą i odbiorcą energii elektrycznej. Zazwyczaj treść kontraktów będąca wynikiem negocjacji między dostawcą a odbiorcą stanowi tajemnicę handlową. Przeprowadzona w pracy wykonanej dla PSE S.A. na zlecenie EPRI [10] analiza zaleceń , raportów i kontraktów wykazała, Ŝe:

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

2) Zalecenia francuskie [6] formułują ogólne warunki dostawy energii elektrycznej dla sieci o napięciu nie wyŜszym niŜ 400 kV. Zgodnie z tymi zaleceniami EdF zobowiązał się, Ŝe

w latach 1996÷98 w sieciach 50 kV <UN ≤ 400 kV nie będzie przekraczał rocznie:

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

Jednocześnie EdF podjął zobowiązanie, Ŝe suma wartości progowych dla krótkich i długich przerw w zasilaniu nie będzie zwiększać się w następnych latach. Zdecydowanie więcej dokumentów normalizacyjnych dotyczy normalizacji ciągłości zasilania z sieci rozdzielczej. W Europie podstawowym dokumentem w tym zakresie jest norma EN 50160 [1], której polskim odpowiednikiem jest ustanowiona w 1998r. norma PN-EN 50160 [8], która jednak nie miała charakteru obowiązującego w kraju. Norma ta podaje wielkości wskaźnikowe dla krótkich i długich przerw zasilania. W normalnych warunkach pracy roczna ilość przerw waha się od kilkudziesięciu do kilkuset. Czas trwania ok. 70% krótkich przerw jest krótszy od 1 s. Nie jest moŜliwe podanie typowych rocznych ilości i czasów trwania długich przerw spowodowanych trwałymi uszkodzeniami. W normalnych warunkach pracy wielkością wskaźnikową jest roczna ilość przerw trwających dłuŜej niŜ 3 minuty zwykle w przedziale od 10 do 50 w zaleŜności od obszaru sieci. Wartości te nie obejmują przerw planowych, o których odbiorca jest informowany z wyprzedzeniem. Analiza wymagań normy EN 50160 wykazuje, Ŝe dla części odbiorców zachowanie przez dostawcę wymogów tej normy odnośnie ciągłości zasilania nie zabezpiecza ich w wystarczający sposób przed negatywnymi skutkami przerw w zasilaniu. Interesy te mogą być zabezpieczone w lepszym stopniu przez dopracowane warunki kontraktu na dostawę energii elektrycznej zawartego między dostawcą a odbiorcą energii.

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

Populacja obszaru Liczba długich przerw PoniŜej 10000 osób 6 Pomiędzy 10000 i 100000 osób 3 PowyŜej 100000 osób (z wyłączeniem „wspólnot” powyŜej 100000 osób i przedmieść ParyŜa)

3

Wspólnoty powyŜej 100000 osób i przedmieścia ParyŜa 2

CI ĄGŁOŚĆ ZASILANIA W PRZEPISACH I NORMACH INNYCH KRAJÓW


Zalecenia francuskie [6] określają, Ŝe dla sieci o napięciu od 1 kV do 50 kV liczba przerw planowych nie powinna przekraczać 2 na rok i czas kaŜdej przerwy powinien być krótszy od 4 godzin. Według tych zaleceń liczba przerw w zasilaniu jest zróŜnicowana w zaleŜności od wielkości populacji danego obszaru. Dopuszczalne liczby rocznych przerw długich podano w tabeli 1. Standard południowoafrykański [8] dotyczący tylko sieci rozdzielczych o napięciu do 22kV określa liczbę dopuszczalnych przerw awaryjnych w ciągu roku dla odbiorców bez zasilania rezerwowego zasilanych z sieci rozdzielczych róŜnej kategorii w wykonaniu napowietrznym i kablowym. Wymagania te podano w tabeli 2. Tabela 2. Liczba dopuszczalnych przerw w zasilaniu odbiorców według normy południowoafrykańskiej

Liczba przerw dla napowietrznych sieci wiejskich obejmuje tylko przerwy o czasie trwania przekraczającym 2 minuty. Przerwa jest planowana , jeŜeli moŜna przesunąć w czasie moment wystąpienia przerwy, w przypadku wystąpienia takiej potrzeby. W przeciwnym przypadku przerwa jest wymuszona. Sieci mieszane kablowo-napowietrzne dla potrzeb klasyfikacji przerw powinny być traktowane jak sieci napowietrzne. Strony kontraktu mogą uzgodnić inne liczby dopuszczalnych przerw wymuszonych. KaŜda wielokrotna przerwa wywołana działaniem automatyki SPZ spowodowana pojedynczym wydarzeniem powinna być potraktowana jako jedna przerwa. JeŜeli w cyklu SPZ zostanie przywrócone napięcie na czas dłuŜszy niŜ 5 minut kaŜdą następną przerwę naleŜy traktować jako nowe zaburzenie. Warunki dotyczące odbiorców z zasilaniem rezerwowym powinny być kaŜdorazowo uzgadniane w kontrakcie. 3. PODSUMOWANIE

1) Zagadnienia niezawodności zasilania i jakości energii elektrycznej są aktualnie

przedmiotem zwiększonego zainteresowania dostawców i odbiorców energii elektrycznej. 2) Za standardowe parametry charakteryzujące niezawodność dostawy energii moŜna przyjąć:

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

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

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

Liczba przerw wymuszonych w sieciach Kategoria sieci

napowietrznych kablowych

Mieszkaniowe nie rozwojowe 6 4 Mieszkaniowe rozwojowe 10 4

Komercyjne/przemysł drobny i średni 6 2 Wiejskie sieci napowietrzne do 22kV 60 Nie dotyczy

Jan STRZAŁKA


LITERATURA

[1] EN 51060 Voltage charactesistics of electricity supplied by public distribution systems.1994

[2] Häger M. , Wahlström B. , Friman E. : Limits and Responsibility Sharing with Regard to Power Quality for Swedish 220-and 400kV transmission system. STRI Raport S98-171.

[3] IEEE P1433 A draft standard glossary of power quality terminology. [4] IEEE 1159: 2000 Guide for recorder and data acquisition requirements for

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

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

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

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

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

[10] Praca zbiorowa: Ocena jakości energii dla PSE S.A. Legislacja i normalizacja. AGH, Kraków 2002 ( praca niepublikowana wykonana na zlecenie EPRI).

[11] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. U. Nr 85, poz.957.

[12] Seip G.G: Electrical Installations Handbook. John Wiley & Sons. Third Edition, 2000. [13] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997r. Prawo Energetyczne. Dz. U. Nr 54, poz. 348 z późn.

zmianami.

EMINARIUM TARGOWE


PRZYKŁADY INSTALACJI BEZPRZERWOWEGO ZASILANIA W WARUNKACH PRZEMYSŁOWYCH

Krzysztof ZIĘBA1

Zakład przemysłowy, jakim jest huta stali wymaga z uwagi na technologiczne uwarunkowania /płynny metal, praca kotłów odzysknicowych, wyparkowych oraz rozbudowanych systemów chłodzenia np. pancerzy wielkich pieców/ pewności zasilania elektrycznego. Tak teŜ był budowany system zasilania zewnętrznego i wewnętrznego dla poszczególnych obiektów. Generalnie obiekty Huty Sendzimira zasilane są z krajowej sieci energetycznej 110kV (KSE) poprzez siedem głównych stacji transformatorowych (GST). Dla potrzeb Huty pracują dwie rozdzielnie 110 kV – LUBOCZA i WANDA. Schemat ten przedstawiony jest na rysunku 1.

Rys.1 Schemat zasilania huty

Jak moŜna zauwaŜyć kaŜde z GST zasilane jest niezaleŜnie z obu rozdzielni 110kV liniami napowietrznymi. Huta posiada własna elektrociepłownię (EC) z generatorami 30MW współpracującą z jednym z GST. Średniomiesięczne zapotrzebowanie mocy wynosi 70 MW netto. Taka wartość przyjęta jest do analizy planowej rozbudowy sieci Zakładu Energetycznego Kraków S.A. do roku 2005. Bilans mocy huty słuŜący do rozliczeń z Zakładem Energetycznym sporządzany jest w oparciu o system komputerowy a EC kontroluje zuŜycie i produkcję mocy w oparciu o system ENERGIA. Wewnętrzna sieć zasilań zbudowana jest na poziomie 6kV. Przyjęto zasadę by kaŜda waŜna podstacja 6 kV posiadała zasilanie swych sekcji z róŜnych źródeł – to jest z GST jednego lub dwu oraz z rozdzielni głównej EC. Poszczególne sekcje łączone są sprzęgłami pracującymi w układach SZR. Na tym poziomie bezprzerwowa praca wymaga wykonania wielu przełączeń łączeniowych w oparciu o stworzone procedury. Nie da się ukryć, Ŝe są to operacje długotrwałe.

1 PHS HTS Zakład Energetyczny

Krzysztof ZIĘBA


W latach kryzysu energetycznego wielokrotnie rozwaŜano i analizowano moŜliwość pracy huty w warunkach sieci wyspowej. Warunki, jakie powinna zapewnić własna EC w przypadku awarii katastrofalnej typu black-out w KSE prowadziły z jednej strony do Ŝądań jej rozbudowy a z drugiej do analizy przepływu mocy do poszczególnych rejonów naszej huty. Zadanie to jeszcze nie jest zakończone. Wydaje się, Ŝe w EC poczyniono pewną ilość kroków technicznych umoŜliwiających bezprzerwowe zasilanie dotyczące odbiorów potrzeb własnych. Tam teŜ pracują układy samoczynnego przełączenia zasilań (SPZ) oraz planowego przełączania zasilania (PPZ) – są to juŜ układy mikroprocesorowe kontrolujące między innymi wektory napięć, częstotliwość przełączanych zasilań. Osobnym zabezpieczeniem jest układ samoczynnego częstotliwościowego odciąŜenia ( SCO) działający na wybrane urządzenia pośrednio poprzez wyłączenia linii zasilających podstacje 6kV. Te wyłączenia nie powodują zakłóceń w pracy instalacji i podstawowych ciągów technologicznych . Zasada pracy przyjęta w EC to kontrola przepływu mocy na linii GST a rozdzielnia główna siłowni (RGS) i utrzymywanie je na określonym minimalnym poziomie. W wypadku niezamierzonego przepływu na zewnątrz EC, by nie dopuścić do odchyleń częstotliwości i spadków napięć na szynach RGS dyŜurny wyłącza wyznaczone procedurą odpływy. W ostatnich 10 latach odnotowano pojedynczy przypadek wyłączenia całkowitego GST współpracującego z EC /usterka na liniach napowietrznych w okresie zimowym/, który wymagał interwencji obsługi. W roku 1999 po wiosennej burzy zakłócenie w stacji WANDA spowodowało wyłączenie części surowcowej huty /tzw. wstrzymanie produkcji między innymi w stalowni konwertorowej/ i w zasadzie przejście EC do pracy wyspowej na wydzieloną sieć 6kV zapewniającą pracę urządzeń zabezpieczających pracę układów technologicznych /między innymi pompowni/. W zakładzie tak rozbudowanym jak huta, na co dzień spotykamy się z zakłóceniami w sieci, które usuwane są bieŜąco przez odpowiednie działanie personelu obsługi. Prawie 50 letnia praktyka eksploatacyjna wykazuje, Ŝe na poziomie odbiorów technologicznych /poszczególne zakłady od aglomerowni poprzez stalownie do walcowni – generalnie duŜe moce / przyjęty system zasilania w oparciu o SZR-y sprawdził się. Bezprzerwowe zasilanie jest moŜliwe w odniesieniu do małych mocy /np. w serwerowniach, urządzeniach łączności, gdzie raczej instaluje się systemy podtrzymania zasilania (UPS).

Reasumując, stwierdzić naleŜy:

1. Systemy bezprzerwowego zasilania i obrona zasilania sieci zakładu przemysłowego, jakim jest huta to właściwe wyposaŜenie techniczne EC i GST.

2. Z uwagi na niedobór mocy wytwarzanej przez EC w stosunku do zapotrzebowanej w przypadku wydzielenia się układu energetycznego huty wydaje się niezbędnym dobór układu odciąŜeniowego wielostopniowego SCO z czasem reagowania zaleŜnym od progów odchylenia częstotliwości jak równieŜ zmian jej pochodnej.

3. Temat bezprzerwowego zasilania obiektów jest nadal aktualny a przypadki zakłóceń typu black-out w systemach energetycznych, które wystąpiły latem 2003 we Włoszech /wrzesień/ i wcześniej w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie/ sierpień / potwierdzają tą tezę.

LITERATURA

[1] Rzeczkowski E. Jendroszczyk J. Kurzyński A. Jendrysik S. : Obrona przed black-out’em na przykładzie analizy przypadku zakładu przemysłowego; Materiały VII Seminarium Automatyka Elektroenergetyczna – problematyka eksploatacji i modernizacji-Energotest-Energopomiar, Wisła, listopad 2002.

EMINARIUM TARGOWE


PRAKTYCZNE REALIZACJE PEWNO ŚCI ZASILANIA OBIEKTÓW RADIOKOMUNIKACYJNYCH

Andrzej CHLEBDA 1

1. WSTĘP TP Emitel sp. z o.o. wchodząca w skład Grupy Kapitałowej Telekomunikacja Polska zajmuje się świadczeniem usług w zakresie radiokomunikacji naziemnej na terenie całego kraju. Spółka zatrudnia ok. 1100 osób i eksploatuje 390 obiektów radiokomunikacyjnych. Z tego 32 to obiekty duŜe typu Radiowo Telewizyjne Centra Nadawcze o mocy szczytowej powyŜej 100 kW. Pozostałe to mniejsze obiekty typu Radiowo Telewizyjne Ośrodki Nadawcze, Stacje Linii Radiowych oraz Terenowe Stacje Retransmisyjne. Udział TP Emitel w dominującej dla nas działalności jaką jest analogowa emisja naziemna wynosi ok. 85%.

2. PRAWNE UWARUNKOWANIA ZASILANIA OBIEKTÓW RADIOKOMUNIKACYJNYCH Podstawowym aktem prawnym regulującym warunki techniczne zasilania energią elektryczną obiektów TP Emitel jest Rozporządzenie Ministra Łączności z dnia 21 kwietnia 1995r. w sprawie warunków technicznych zasilania energią elektryczną obiektów budowlanych łączności. Rozporządzenie to dzieli obiekty telekomunikacyjne w tym równieŜ radiokomunikacyjne na cztery grupy niezawodności zasilania A,B,C oraz D przy czym obiekty z grupy A charakteryzują się najwyŜszymi wymaganiami w zakresie niezawodności zasilania, a obiekty z grupy D najniŜszymi. Największa pewność zasilania oznacza dwustronne zasilanie z sieci energetycznej realizowane z dwóch niezaleŜnych GPZ, wyposaŜenie obiektu w dwie baterie akumulatorów, których minimalny czas rezerwowania wynosi co najmniej 3 godziny oraz stosowanie jako zasilania rezerwowego zespołu spalinowo-elektrycznego. Dodatkowo Rozporządzenie to narzuca konieczność wyposaŜania obiektów w przyłącze do przewoźnych zespołów spalinowo-elektrycznych określając równocześnie zapas paliwa na 72 godziny pracy. Zgodnie z Rozporządzeniem liczbę urządzeń zasilających naleŜy projektować według zasady „n+1”, gdzie „n” oznacza liczbę urządzeń niezbędnych dla prawidłowego zasilania łącznie z potrzebami własnymi. Obiekty nieposiadające obsługi, a wyposaŜone w stacjonarne zespoły spalinowo-elektryczne naleŜy projektować w urządzenia do zdalnego rozruchu tych zespołów. Moc zespołów spalinowo-elektrycznych powinna być wystarczająca do zasilania wszystkich urządzeń wymagających rezerwowania, przy uwzględnieniu charakteru obciąŜenia ze strony tych odbiorów. Ponadto obiekty skomputeryzowane powinny być wyposaŜone w niezawodne źródła zasilania prądem przemiennym o niezmiennej częstotliwości i napięciu. Obiekty o najniŜszym stopniu pewności zasilania – wyposaŜone jedynie w strefowe linie radiowe mogą posiadać jednostronne zasilanie z sieci energetycznej oraz przewoźny zespół spalinowo-elektryczny, ale za to z rezerwą bateryjną na co najmniej 12 godzin.

1 TP Emitel

Andrzej CHLEBDA


3. STOSOWANE ROZWIĄZANIA TECHNICZNE

UŜytkowane przez TP Emitel urządzenia to nadajniki telewizyjne i radiowe, przemienniki telewizyjne, linie radiowe, róŜnego rodzaju sprzęt związany z dosyłem modulacji sygnału oraz urządzenia związane komputerowym systemem nadzoru. Nadajniki telewizyjne i radiowe oraz przemienniki zasilane są wyłącznie z sieci prądu przemiennego. Ich moce wynoszą od kilkuset watów do kilkudziesięciu kW. Z kolei linie radiowe zasilane są wyłącznie napięciem stałym 48V lub 24V, a ich pobór mocy wynosi od kilkuset watów do paru kW. Pozostałe urządzenia związane z dosyłem modulacji mają moc od kilkudziesięciu do kilkuset watów i zasilane są albo prądem przemiennym albo prądem stałym. a) zasilanie przemienno-prądowe Przykładowe zasilania duŜych obiektów pokazano na rysunkach poniŜej:

Rys 1. Układ zasilania duŜych obiektów radiokomunikacyjnych

Zanik napięcia w sieci zasilającej oraz przełączenie SZR bądź teŜ rozruch i przełączenie na zasilanie z agregatu prądotwórczego powoduje przerwę w emisji programów RTV. Przerwa ta pomimo powrotu zasilania trwa od kilku sekund w przypadku nowoczesnych nadajników RTV do kilku minut w przypadku starszej generacji nadajników lampowych, gdzie po kaŜdym zaniku napięcia istnieje konieczność sekwencyjnego załączania zasilania takiego nadajnika. Jednocześnie jak wykazują dotychczasowe doświadczenia ilość awarii urządzeń zaleŜy w duŜej mierze od zaników napięcia i przełączeń SZR. W układach zasilania przedstawionych powyŜej zespół spalinowo-elektryczny przystosowany do zdalnego i samoczynnego rozruchu ma moŜliwość pracy przynajmniej pod częściowym obciąŜeniem odbiorami administracyjnymi (przełącznik QA).

Q2

Nadajnik TVP1

Nadajnik TVP2

Nadajnik TV

Nadajnik UKF

Odbiornik 1

Odb. Adminstr. G

TR1

TR2

Q1

QG

QS

Rozdzielnica główna

SZ

R

QA

PRAKTYCZNE REALIZACJE PEWNOŚCI ZASILANIA OBIEKTÓW...


Rys 2. Układ zasilania obiektów radiokomunikacyjnych–

wariant bez sekcjonowania szyn głównych.

Wydaje się, Ŝe najlepszym sposobem na uniknięcie chwilowych zaników napięcia byłoby zainstalowanie UPS o odpowiednio duŜej mocy. Główną barierą takiego rozwiązania są jednak koszty samego UPS. Ponadto trzeba równieŜ wziąć pod uwagę, Ŝe UPS wymaga w niektórych przypadkach odpowiedniego przewymiarowania mocy agregatu co w przypadku zainstalowanych juŜ agregatów rodzi dodatkowe komplikacje i związane z tym koszty. b) zasilanie stałoprądowe Zasilanie urządzeń telekomunikacyjnych prądem stałym realizowane jest poprzez siłownie stałoprądowe pracujące wraz z bateriami akumulatorów. Zasadniczymi elementami układu są:

• moduły (panele) z prostownikami impulsowymi • przetwornice DC/DC dla napięć innych niŜ podstawowe napięcie siłowni • przetwornice DC/AC dla urządzeń wymagających zasilania przemiennoprądowego • mikroprocesorowy układ nadzoru • baterie akumulatorów

Zgodnie z zasadą redundacji „n+1” panele prostownicze oraz przetwornice napięcia pracują równolegle na wspólne szyny odbiorcze, przy czym ich moc jest tak dobrana by awaria i wyłączenie jednego panelu nie spowodowało przerwy w zasilaniu bądź ograniczenia w przekazywanej mocy. W układzie równieŜ stosuje się dwie baterie akumulatorów pracujące na wspólne szyny prądu stałego.

Nadajnik TVP1

Nadajnik TVP2

Nadajnik TV

Nadajnik UKF

Odbiornik 1

Odb. Adminstr.

G

TR1

TR2

Q1

Q2

QG

QS

Rozdzielnica główna

SZR 1

SZR 2

QA

Andrzej CHLEBDA


Rys. 3. Układ zasilania prądem stałym

4. STOSOWANE ELEMENTY UKŁADÓW PRZY BUDOWIE NOWYCH OBIEKTÓW RADIOKOMUNIKACYJNYCH a) rozdzielnice główne Jako rozdzielnice główne nn stosuje się rozdzielnice z kasetami wysuwnymi zapewniającymi wysoki stopień bezpieczeństwa oraz komfort obsługi. Ponadto istnieje moŜliwość wymiany (zamiany) modułów pod napięciem a system blokad i osłon zapewnia wysoki stopień ochrony przed poraŜeniem prądem elektrycznym. Rozdzielnice tego systemu dają się łatwo przystosować do komputerowego systemu nadzoru. Jako łączniki główne pracujące w układzie SZR stosowane są wyłączniki z napędem silnikowym umoŜliwiającym zdalne sterowanie otwieraniem, zamykaniem oraz przywracaniem stanu gotowości wyłącznika. Same wyłączniki zapewniają wysoki poziom niezawodności działania i bezpieczeństwa obsługi personelu wykonującego operacje manewrowe. Silnik elektryczny napędu zasilany jest z UPS. b) baterie akumulatorów W obiektach radiokomunikacyjnych stosuje się dwa podstawowe rodzaje baterii akumulatorowych: klasyczne oraz tzw. bezobsługowe VRLA. Baterie klasyczne stosowane są w obiektach wyposaŜonych w akumulatornie tj. pomieszczenia spełniające odpowiednie wymagania dotyczące m.in. wentylacji. W nowych obiektach stosuje się juŜ prawie wyłącznie baterie Ŝelowe regulowane wentylami VRLA, które moŜna montować w pomieszczeniach z innymi urządzeniami technologicznymi najczęściej obok siłowni prądu stałego (mniejsze spadki napięć). Instalowane baterie mają Ŝywotność > 10 lat choć trzeba zauwaŜyć, Ŝe w porównaniu do baterii klasycznych są bardziej wraŜliwe na dotrzymanie parametrów napięcia konserwującego oraz temperatury otoczenia. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Łączności stosuje się dwie baterie akumulatorów.

DC - 48V

Odbiór –48V

Odbiór –48V

Odbiór 24V

Odbiór 230V (GWARANTOWANE)

L1,L2,L3, N,PE

L1,N,PE

L2,N,PE

L3,N,PE Bat 1 Bat 2

AC

DC

Komputerowy system nadzoru

AC

DC

AC

DC

DC DC

DC DC

DC DC

DC DC

PRAKTYCZNE REALIZACJE PEWNOŚCI ZASILANIA OBIEKTÓW...


c) agregaty prądotwórcze Stosowane w obiektach radiokomunikacyjnych stacjonarne agregaty prądotwórcze mają moc od kilkudziesięciu do kilkuset kVA i są wyposaŜone w urządzenia do samoczynnego rozruchu przy braku zasilania z sieci wspólnej. Dla umoŜliwienia samoczynnego rozruchu agregatu konieczne jest zasilanie potrzeb własnych zespołu tj. podgrzewanie bloku silnika i buforowe ładowanie akumulatorów rozruchowych. Czas pomiędzy zanikiem napięcia a rozruchem agregatu i przełączeniem na prace wraz z przejęciem obciąŜenia wynosi od kilkunastu do kilkudziesięciu sekund. Agregat w czasie pracy monitoruje swoje podstawowe parametry i w razie jakichkolwiek zakłóceń wysyła odpowiednie sygnały alarmowe.

d) siłownie stałoprądowe Instalowane siłownie stałoprądowe wykorzystują technikę impulsowego przekształcania energii z wykorzystaniem nowoczesnych elementów energoelektronicznych. Dzięki wysokiej częstotliwości pracy łączników głównych 20-50 kHz siłownie takie mają stosunkowo niewielkie wymiary, mały cięŜar, lepsze parametry dynamiczne, wyŜszą sprawność oraz nie wytwarzają hałasu. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Łączności siłownie prądu stałego pracują wg zasady „n+1” tzn. jedno urządzenie (panel) jest „gorącą” rezerwą. e) system nadzoru Ze względu na obniŜanie kosztów eksploatacyjnych obiekty radiokomunikacyjne TP Emitel objęte są programem automatyzacji i przystosowywania ich do pracy bezzałogowej. Sam nadzór nad pracą urządzeń energetycznych realizowany jest poprzez wykorzystanie sygnałów (alarmów) dwustanowych generowanych przez poszczególne urządzenia energetyczne bądź zainstalowanie woltomierzy mierzących wartości napięć. Wykaz kontrolowanych parametrów przedstawiony jest w tabeli poniŜej. Tabela 1. Tabela kontrolowanych parametrów obiektu TP Emitel przystosowanego do automatyzacji

ENERGETYKA -Transformator 1 L1 OK 218 V` -Transformator 1 L2 OK 217 V` -Transformator 1 L3 OK 218 V` -Transformator 2 L1 OK 217 V` -Transformator 2 L2 OK 217 V` -Transformator 2 L3 OK 218 V` -Akumulatory-24V 1 OK 24,3 V` -Napięcie 24V alarm zbiorczy OK -Akumulatory-48V OK 53,2 V ̀-Alarm obiektu OK -Alarm niepilny OK -Alarm wspólny OK -Alarm pilny OK -Napięcie 48V alarm zbiorczy OK -Wyłącznik TR1 Włączony -Wyłącznik TR2 Wyłączony -Agregat-praca Wyłączony -Automatyka SZR Włączona

Andrzej CHLEBDA


LITERATURA

[1] Rozporządzenie Ministra Łączności z 21 kwietnia 1995 r. w sprawie warunków technicznych zasilania energią elektryczną obiektów budowlanych łączności

[2] Marcin Szczupak „Układy bezprzerwowego zasilania w Telekomunikacji Polskiej” Materiały Konferencyjne UPS 2003

[3] Antoni Dmowski „Energoelektroniczne układy zasilania prądem stałym” WNT 1998

EMINARIUM TARGOWE


URZĄDZENIE ZASILANIA BEZPRZERWOWEGO – RÓśNICE BUDOWY TKWI Ą W SZCZEGÓŁACH

Tomasz KACZMAREK

Urządzenie do zasilania bezprzerwowego UPS (ang. Uninterruptible Power Supply) słuŜą do zasilania odbiorników wymagających stałego i „pewnego” źródła energii. Ze względu na rodzaj budowy wewnętrznej oraz działania UPS-y dzielimy na: „line-interactive” oraz „true on-line”. Pierwsze słuŜą do zasilania średnio lub mniej waŜnych urządzeń, natomiast drugie do zasilania bardzo odpowiedzialnych systemów komputerowych, medycznych lub przemysłowych. Do kontaktu z uŜytkownikiem słuŜy interfejs RS232 lub karta klienta SNMP oraz specjalne oprogramowanie dostępne pod róŜne systemy operacyjne. 1. URZĄDZENIA „LINE-INTERACTIVE” Budowa wewnętrzna składa się z prostownika, falownika oraz łącznika statycznego tzw. bypassu. Prostownik zwymiarowany jest tylko na prąd potrzebny do ładowani baterii, falownik natomiast moŜe posiadać wyjście o trapezowym lub sinusoidalnym (w lepszych modelach) kształcie napięcia. W czasie normalnej pracy, przy obecnej sieci zasilającej UPS zasila odbiorniki napięciem sieciowym przez bypass. Po zaniku napięcia UPS przechodzi ze zwłoką na pracę z falownika. Podstawowe wady takiego rozwiązania to: występowanie chwilowej przerwy w napięci wyjściowym, brak separacji odbiorników od złej jakości sieci zasilającej, krótkie czasy podtrzymania wynikające z małych pojemności baterii oraz słabej wentylacji elektroniki z uwagi na konieczność obniŜenia kosztów produkcji. Jedną z podstawowych wad jest brak moŜliwości współpracy z agregatami prądotwórczymi, jaki i ograniczony zakres dostępnych mocy do ok. 5kVA. 2. URZĄDZENIA „TRUE ON-LINE” – PODWÓJNE PRZETWARZANIE ENERGII Budowa wewnętrzna, jeśli chodzi o poszczególne moduły podobna jest jak w urządzeniach „line-interactive”. Natomiast zasadnicza róŜnica polega na odpowiednio większym zwymiarowaniu poszczególnych elementów oraz odpowiedniej, wymuszonej wentylacji elektroniki. Podstawowa róŜnica zawarta jest w sposobie pracy. Urządzenia „true on-line” w podstawowym trybie pracy pracują nie przez bypass, lecz całą energię pobierają z sieci zasilającej i prostują ją. Energia obwodu DC wykorzystywana jest do zasilania falownika UPS-a, gdzie z napięcia stałego wytwarzane jest napięcie przemienne, natomiast część energii słuŜy do ładowania konserwacyjnego baterii akumulatorów. Pociąga to za sobą konieczność zwymiarowania elementów prostownika na pełną moc urządzenia oraz przeprojektowania układu wentylacji. W chwili zaniku napięcia zasilającego UPS nie ma Ŝadnej przerwy w napięciu gwarantowanym, poniewaŜ źródłem energii w obwodzie DC staje się bateria akumulatorów.

Urz ądzenia zasilania bezprzerwowego – ró Ŝnice tkwi ą...


Dla dodatkowego zwiększenia bezpieczeństwa zasilanych odbiorników istnieje moŜliwość budowania systemów redundowanych, składających się z równolegle pracujących urządzeń, które w razie awarii nawzajem się zastępują. Podstawowe zalety urządzeń „true on-line” to największe bezpieczeństwo zasilanych odbiorników, moŜliwość współpracy z agregatami prądotwórczymi, długie czasy podtrzymania oraz duŜy zakres dostępnych mocy do ok. 3,2 MVA. Budowa urządzeń true on-line z podwójnym przetwarzaniem Tryb PRACA NORMALNA Obecna sieć zasilająca, odbiornik przyłączany do wyjścia UPS jest zasilany. Przełączniki SWIN, SWOUT, SWBY i SWB są zamknięte.

Przyłączony do wyjścia UPS odbiornik jest zasilany z falownika, który z kolei pobiera energię z sieci zasilającej przez prostownik. Jednocześnie prostownik ładuje akumulatory. Tryb autonomiczny Brak napięcia w sieci zasilającej, odbiornik na wyjściu UPS jest zasilany. Przełączniki SWIN, SWOUT, SWBY oraz SWB są zamknięte.

Tomasz KACZMAREK


UPS seria Sentry HPS moce od 8-200 kVA



UPS seria Sentry Multistandard moce od 10-30 kVA

Tomasz KACZMAREK


UPS seria Seninel 5plus moce od 6-10 kVA

#4 Kraków

Documents

Transcript of #4 Kraków