PRAKTYCZNE SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI
Transcript of PRAKTYCZNE SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI
PRAKTYCZNE SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI
ZASILANIA I JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Katarzyna Strzałka-Gołuszka – doktorantka WEAIiE AGH
Jan Strzałka – Oddział Krakowski SEP
1. WSTĘP
W ostatnich latach coraz większego znaczenia nabiera problematyka jakości energii
elektrycznej, a przyczyną tego jest rosnąca liczba odbiorników wymagających zasilania
energią elektryczną o odpowiednich parametrach.
Zasilanie odbiorników energii elektrycznej powinno przebiegać w sposób ciągły, gdyż
awarie i niespodziewane wyłączenia zasilania mogą powodować występowanie znacznych
szkód i strat materialnych oraz powstawanie niebezpieczeństwa dla ludzi i dla urządzeń.
Prawidłowe działanie urządzeń elektrycznych wymaga, aby wartość napięcia
zasilającego zawierała się w określonym przedziale wokół wartości znamionowej. Znaczna
część odbiorników obecnie użytkowanych, szczególnie elektronicznych i komputerowych,
wymaga wysokiej jakości energii. Z kolei te same odbiorniki są często przyczyną
odkształceń napięcia zasilającego w instalacji, gdyż z powodu nieliniowości swoich
charakterystyk pobierają niesinusoidalny prąd przy sinusoidalnym napięciu zasilającym.
Energia elektryczna ulega degradacji pod wpływem zaburzeń elektromagnetycznych, a
więc zjawisk, które sprawiają, że wartości wybranych liczbowych wskaźników – cech
jakości energii – różnią się od znamionowych, odnoszących się do stanów ustalonych z
przebiegami sinusoidalnie zmiennymi, występującymi w symetrycznych układach
trójfazowych.
W Biuletynie Technicznych O/Kr SEP nr 4 (45) w artykule [1] omówiono parametry
jakościowe energii elektrycznej, wymagania przepisów w zakresie jakości energii oraz
wpływ pogorszenia parametrów jakościowych na pracę urządzeń elektrycznych i skutki złej
jakości energii elektrycznej.
W niniejszym artykule stanowiącym kontynuację tematu omówiono sposoby poprawy
niezawodności zasilania i praktyczne sposoby poprawy jakości energii elektrycznej.
2. SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA
2.1. Wprowadzenie
Jednym z parametrów służących do oceny jakości dostarczanej energii elektrycznej
jest niezawodność zasilania. Jest to podstawowy parametr, jako że odnosi się do przerw w
zasilaniu, czyli do sytuacji, kiedy odbiorca jest pozbawiony dostawy energii.
Zróżnicowane wymagania dotyczące niezawodności zasilania są powodem
wprowadzenia określonych klasyfikacji odbiorców w tym zakresie, przy czym odrębne
klasyfikacje istnieją dla odbiorców:
przemysłowych,
komunalnych, czyli odbiorców zasilanych z publicznych sieci rozdzielczych,
zwykle na napięciu nie wyższym od 1 kV.
Odbiorniki przemysłowe dzieli się na trzy kategorie, w zależności od skutków, jakie może
powodować przerwa w pracy tych urządzeń, a są to:
kategoria I – o najwyższej pewności zasilania,
kategoria II – o zwiększonej pewności zasilania,
kategoria III – o zwykłej pewności zasilania.
Kategorie odbiorników powinny być ustalone w zakładzie wspólnie przez projektanta
– elektryka oraz technologa. Do odbiorników I kategorii zalicza się urządzenia, których
przerwa w pracy może powodować zagrożenia dla życia ludzi lub bardzo poważne straty
materialne. Szczególnie ważne jest ustalenie dopuszczalnego czasu przerwy w pracy tych
urządzeń i w zależności od tego wybór określonego układu zasilania rezerwowego.
Odbiorniki I kategorii wymagają pełnego rezerwowania zasilania. Zasilanie rezerwowe
powinno być w pełni niezależne od zasilania podstawowego.
Odbiorniki II kategorii to urządzenia, których przerwa w pracy powoduje przestój w
produkcji podstawowej, a więc spowodowane tym straty gospodarcze. Wymaganą rezerwę
zasilania tych urządzeń ustala się przeważnie w granicach 30 – 60 % w warunkach pracy
niezakłóceniowej.
Odbiorniki III kategorii, to odbiorniki nie zaliczone do kategorii I i II. Nie wymagają
one zasilania rezerwowego, chociaż w przypadku niektórych z nich może to być
uzasadnione, w szczególności gdy nie powoduje to istotnego zwiększenia kosztów
wykonania układu zasilania.
Należy zwrócić uwagę, że zapewnienie określonego stopnia pewności zasilania
zakładu przemysłowego jest związane nie tylko z zastosowanie odpowiedniej liczby źródeł
zasilania rezerwowego, lecz i z wyborem określonej struktury wewnątrzzakładowej sieci
rozdzielczej.
Obecnie większość odbiorców przemysłowych ustala indywidualnie warunki zasilania
ze spółką dystrybucyjną, określając m.in. szczegółowe warunki dotyczące niezawodności
zasilania. Wielu odbiorców przemysłowych decyduje się indywidualnie na instalację w swej
sieci zakładowej urządzeń zasilania rezerwowego, co często wynika ze skutków
doświadczonych przerw w zasilaniu i z rachunku ekonomicznego opłacalności produkcji.
Odbiorcy zasilani z publicznych sieci rozdzielczych, nazywani powszechnie
odbiorcami komunalnymi, to oprócz budynków mieszkalnych większość budynków i
obiektów użyteczności publicznej, takich jak szpitale, banki, urzędy administracji, kina,
teatry, obiekty sakralne, stadiony sportowe, dworce kolejowe i lotnicze, obiekty handlowe.
W kraju w zasadzie brak jest klasyfikacji tej grupy odbiorców w zależności od wymaganej
pewności zasilania. W tabeli 1 zamieszczono taki podział w oparciu o literaturę niemiecką
[4].
Tabela 1. Kategorie odbiorców energii elektrycznej w zależności od stopnia niezawodności
zasilania
Kategoria Wymagania
dotyczące
niezawodności
Możliwe rozwiązanie Przykładowi odbiorcy
I
podstawowa
Dopuszczalne
stosunkowo długie
przerwy w zasilaniu,
rzędu wielu minut.
Zasilanie pojedynczą
linią promieniową z
sieci
elektroenergetycznej.
Brak wymogu zasilania
rezerwowego
Domy jednorodzinne na
terenach wiejskich i w rzadkiej
zabudowie miejskiej, nieduże
bloki mieszkalne.
II
średnia
Przerwy w zasilaniu
nie powinny
przekraczać kilku
dziesiątek sekund.
Agregat prądotwórczy.
Oświetlenie awaryjne.
Wysokie budynki mieszkalne.
III
wysoka
Przerwy w zasilaniu
nie powinny
przekraczać 1 sekundy.
Dwie niezależne linie
zasilające z systemu
elektroenergetycznego
i system zasilania
rezerwowego z pełną
Duże hotele, szpitale, stacje
radiowe i telewizyjne, dworce
kolejowe i porty lotnicze.
automatyką sterowania
zasilania rezerwowego
IV
najwyższa
Zasilanie
bezprzewodowe.
Niedopuszczalna jest
przerwa w zasilaniu
wybranych urządzeń
Zasilanie
bezprzerwowe ze
źródła rezerwowego.
Agregat prądotwórczy
przystosowany do
długotrwałego
zasilania.
Wybrane odbiory w obiektach
wymienionych w kategorii III,
np. sale operacyjne szpitali,
systemy komputerowe
banków, giełdy.
2.2. Metody i środki poprawy niezawodności zasilania
Zapewnienie warunków niezawodnego zasilania w odniesieniu do omówionych
kategorii odbiorników i odbiorców wymaga zastosowania odpowiednich źródeł zasilania
rezerwowego. Wybór danego rodzaju źródła zasilania rezerwowego wymaga rozważenia
jego istotnych parametrów, do których zalicza się:
moc źródła i maksymalny czas, w jakim jest ono zdolne dostarczać energię,
czas przełączenia, czyli czas upływający od chwili zaniku napięcia na źródle
zasilania podstawowego do chwili zasilenia odbiorów ze źródła rezerwowego,
sprawność,
koszty instalacji i utrzymania.
Idealnym źródłem zasilania rezerwowego byłoby takie, które ma nieograniczony zasób
energii, czyli nieograniczony czas zasilania rezerwowego, dostatecznie dużą moc, zerowy
czas przełączania i niskie koszty eksploatacji. Ponieważ źródło takie w praktyce nie istnieje,
rozwiązania praktyczne polegają na wyborze rozwiązań optymalnych dla danych
warunków. Wybór parametrów urządzenia zależy od rodzaju obiektu i przyjętych założeń.
Wśród środków i urządzeń służących do poprawy niezawodności zasilania można
wyróżnić:
- klasyczne metody bądź urządzenia rezerwowego zasilania (tabela 2.),
- urządzenia bazujące na niekonwencjonalnych i nowatorskich źródłach energii,
znajdujące się w chwili obecnej niejednokrotnie w fazie badań.
Tabela 2. Klasyczne metody i urządzenia rezerwowego zasilania i ich podstawowe cechy [4].
Rodzaj
metody/urządzenia
Zasób mocy
zasilania
Czas gotowości do załączenia
po wyłączeniu zasilania
rezerwowego
Koszt
instalacji
rezerwowa, niezależna
linia zasilająca z sieci el-en
nieograniczony od ułamka sekundy do
pojedynczych sekund
bardzo wysoki
agregat prądotwórczy praktycznie
nieograniczony
od kilku minut do ułamka
sekundy
od średniego
do wysokiego
baterie akumulatorów średni od kilku sekund do
bezprzerwowego
niski
układy zasilania
bezprzerwowego (UPS)
średni od kilku sekund do
bezprzerwowego
od średniego
do wysokiego
kompresyjne zasobniki
energii
od niskiego do
dużego
od kilku minut do ułamka
sekundy
od średniego
do wysokiego
Urządzenia i obiekty wymagające podwyższonej lub dużej pewności zasilania powinny
być zasilane co najmniej z dwóch niezależnych źródeł z automatyką samoczynnego
załączania rezerwy (SZR). Podstawowym źródłem zasilania jest zwykle linia energetyki
zawodowej, źródłem rezerwowym może być inna linia sieci rozdzielczej lub agregat
prądotwórczy o mocy wystarczającej do zasilania odbiorników, dla których
niedopuszczalna jest przerwa o czasie trwania powyżej pojedynczych sekund. W obiektach
o szczególnie dużych wymaganiach pod względem pewności zasilania agregat
prądotwórczy jest zwykle drugim rezerwowym źródłem zasilania, włączającym się
samoczynnie w przypadku braku lub znacznego obniżenia się napięcia w obydwu liniach.
W przypadku obiektów, w których występują systemy teleinformatyczne, urządzenia
teletechniczne i układy komputerowego sterowania produkcją wrażliwe na bardzo krótkie,
bo trwające ułamki sekundy ale niedopuszczalne przerwy w zasilaniu oraz zapady napięcia,
odbiorniki takie powinny być zasilane poprzez układy bezprzerwowego zasilania UPS. Są
to nowoczesne, sterowane mikroprocesorami urządzenia zabezpieczające przed przerwami
w dostawie energii oraz poprawiające jakość dostarczanej energii elektrycznej podczas
normalnej pracy. Przykład zasilania instalacji elektrycznej w budynku o dużych i
szczególnie dużych wymaganiach dotyczących pewności zasilania przedstawiono na rys. 1.
Rys. 1. Przykład układu zasilania instalacji elektrycznej dotyczących pewności zasilania.
Istotne znaczenie w układach o większej pewności zasilania odgrywają agregaty
prądotwórcze, czyli prądnice napędzane najczęściej silnikiem spalinowym wysokoprężnym,
rzadziej turbiną gazową, gotowe przejąć obciążenie na czas od kilku godzin nawet do kilku
dni. Układy te wyposażone są zwykle w autonomiczny system automatycznej regulacji
prędkości obrotowej i synchronizacji z zewnętrzną siecią zasilającą lub z innymi
jednostkami prądotwórczymi. Produkowane są w bardzo szerokim zakresie swych mocy
znamionowych, od kilkunastu kW do kilku MW. Wyróżnić można cztery podstawowe
rozwiązania zespołów prądotwórczych, z punktu widzenia ich gotowości do pracy od chwili
wyłączenia zasilania podstawowego (rys.2.).
Rys. 2. Różne układy zespołów prądotwórczych: 1 – silnik spalinowy wysokoprężny z
urządzeniem rozruchowym, 2 – sprzęgło, 3 – generator, rozdzielnica z urządzeniami
sterowania pracą zespołu, 5 – koło zamachowe, 6 – silnik elektryczny napędzający
generator i silnik spalinowy.
a)układ sterowany ręcznie, b) układ uruchamiany automatycznie, gotowy do przejęcie
obciążenia po określonym czasie rozruchu trwającym od kilkudziesięciu do ok. 180 sekund,
c) i d) układy wyposażone w koło zamachowe, napędzane w sposób ciągły silnikiem
elektrycznym, gotowe do obciążenia w czasie 0,5-2 sekund (c) i o zasilaniu
bezprzerwowym (d). [4].
Grupa I (rys. 2a), to agregaty załączane ręcznie w przypadku zaniku napięcia
zasilającego. W zależności od mocy jednostki czas gotowości do obciążenia może zmieniać
się od 6-15 sekund dla mocy kilkudziesięciu kW do ok. 180 sekund dla mocy rzędu kilku
MW. Wiele zespołów prądotwórczych posiada układ stałego podgrzewania silnika
wysokoprężnego lub turbiny gazowej tak, aby urządzenia te w możliwie krótkim czasie
osiągnęły swą pełną moc.
Grupa II (rys. 2b), to agregaty jak w grupie I, lecz z w pełni automatycznym
sterowaniem w chwili zaniku zasilania podstawowego. Sterowanie takie instaluje się na
ogół dla jednostek o większych mocach oraz tam, gdzie jest to uzasadnione koniecznością
uzyskania możliwie krótkiej przerwy w przełączeniu układu na zasilanie rezerwowe.
Grupa III i IV, to agregaty wyposażone w koło zamachowe, sprzęgnięte na stałe z
generatorem. W rozwiązaniu pierwszym (rys. 2c) silnik elektryczny (6) stale napędza
generator wraz z kołem zamachowym, przy rozłączonym sprzęgle (5). Generator w tym
rozwiązaniu pracuje na biegu jałowym. W przypadku zaniku napięcia podstawowe źródła
zasilania układ automatyki załącza sprzęgło dokonując bardzo szybkiego rozruchu silnika
spalinowe. W ten sposób przejęcie pełnego obciążenia elektrycznego jest możliwe w czasie
od 0,5 do 2s od chwili zaniku napięcia. Układ przedstawiony na rys 9d) tym się różni od
układu z rys. 2c), że silnik (6) napędzający generator ma na tyle dużą moc, że napędzany
generator zasila stale część odbiorów zaliczonych w danym układzie do priorytetowych, o
najwyższej kategorii zasilania.
Wielorakie zastosowanie w rezerwowym zasilaniu odbiorów energii elektrycznej mają
baterie akumulatorów. Baterie stanowią wyposażenie układów bezprzerwowego zasilania
(UPS), są używane również do zasilania podzespołów agregatów prądotwórczych oraz są
stosowane jako autonomiczne źródła rezerwowego zasilania odbiorników prądu stałego lub
odbiorników, które mogą być zasilane zarówno napięciem stałym jak i przemiennym, np.
układy oświetlenia ewakuacyjnego. Istnieją dwa układy baterii akumulatorów do zasilania
rezerwowego:
- układ, w którym w normalnym stanie pracy bateria jest stale doładowywana,
natomiast podczas przerwy w zasilaniu podstawowym obciążenie jest przyłączane na
zasilanie bateryjne,
- układ, w którym ten sam układ prostownikowy zasila jednocześnie odbiory i
doładowuje baterię, która bezprzerwowo zasila odbiory w sytuacji awaryjnej.
Wadą pierwszego z układów jest krótka przerwa w zasilaniu odbiorników podczas
przełączenia z zasilania podstawowego na rezerwowe. Jego zaletą jest odrębny układ
ładowania baterii akumulatorów, co zwiększa niezawodność całego zestawu. Zalecany jest
do stosowania w układach zasilania oświetlenia bezpieczeństwa i dróg ewakuacyjnych.
Zaletą drugiego z układów jest praktycznie bezprzerwowe zasilanie odbiorników, a więc
posiada cechy układy UPS. Prostownik zasilający powinien posiadać moc wystarczającą do
zasilania odbiorów i do pokrycia zapotrzebowania na maksymalny prąd ładowania baterii.
Układy bezprzerwowego zasilania (un-interruptible power supply, UPS) są
przeznaczone do zasilania najwyższej kategorii odbiorów. Wyróżnia się trzy zasadnicze
typy rozwiązań układów UPS:
- układy o biernej gotowości (passive standby, klasa VFD),
- układy liniowo interaktywne (linie interaktywne, 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. 3.). Typowy czas zasilania rezerwowego przewidziany jest na
ok. 3 godzin, przy czym czas poprzedniego ładowania baterii akumulatorów jest dwukrotnie
dłuższy, czyli ok. 6 godzin.
Rys. 3. Schemat blokowy układy UPS o biernej gotowości zasilania.
Układy liniowo interaktywne są zasilane z sieci podczas normalnej pracy w ten sposób,
że część pobieranej energii zużywana na stałe doładowywanie baterii akumulatorów, która z
kolei dostarcza energię do odbiornika, wspomagając w ten sposób ciągły podstawowy układ
zasilania (rys.4.). Częstotliwość wyjściowa układu prostownik-falownik jest równa
częstotliwości siłowej. W przypadku przerwy w zasilaniu podstawowym odbiory zasilane są
w sposób ciągły z baterii akumulatorów poprzez przekształtnik, pracujący teraz jako
falownik.
Rys. 4. Uproszczony schemat blokowy układu liniowo interaktywnego UPS.
Układy UPS o podwójnej konwersji to najbardziej rozbudowane układy zasilania
bezprzerwowego. W czasie normalnej pracy energia jest przetwarzana dwukrotnie: raz z
prądu przemiennego na prąd stały, a następnie z prądu stałego na prąd przemienny (rys.5.).
W obwodzie pośredniczącym prądu stałego zasilone jest bateria akumulatorów, która w
przypadku zasilania rezerwowego staje się źródłem prądu. Zaletą tych układów jest:
- całkowicie płynne i zupełnie nie odczuwalne dla odbiornika przejście z zasilania
podstawowego na rezerwowy,
- możliwość pracy układu odbiornika na częstotliwości innej niż częstotliwość układu
zasilającego ( w tym przypadku nie ma obwodu obejściowego by-pass).
Rys. 5. Schemat blokowy układu UPS o podwójnej konwersji z połączeniem
obejściowym.
Do niekonwencjonalnych źródeł energii w układach rezerwowego zasilania należy
zaliczyć przede wszystkim:
- koła zamachowe,
- super-kondensatory,
- nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (SMES).
Sposoby te znajdują się aktualnie w początkowej fazie rozwoju, głównie na etapie
badań.
Bliższe omówienie niekonwencjonalnych źródeł i zasobników energii można znaleźć w
[4] i [5].
O ich praktycznym wykorzystaniu w warunkach krajowych decydować będą z pewnością
zarówno względy techniczne, jak i w szczególności względy ekonomiczne.
Biorąc pod uwagę koszty tych źródeł należy sądzić, że tylko nieliczne z nich znajdą
ekonomiczne uzasadnienie do zastosowania w naszych warunkach.
3. ANALIZA PRAKTYCZNYCH SPOSOBÓW POPRAWY JAKOŚCI ENERGII
3.1. Ograniczanie wahań napięcia
Podstawową przyczyną wahań napięcia jest zmiana w czasie, głównie mocy biernej
odbiorników. Należą do nich między innymi piece łukowe, regulowane napędy elektryczne
(np. walcownicze, maszyn wyciągowych), spawarki elektryczne, bojlery, piły i młoty
elektryczne, pompy i kompresory, windy, dźwigarki, a więc ogólnie odbiorniki o zmiennym
obciążeniu, których moc jest znaczna w relacji do mocy zwarciowej w punkcie ich
przyłączenia.
Skutki zmian wartości napięcia uzależnione są przede wszystkim od ich amplitudy, a
także od ich częstości występowania.
Na amplitudę zmian ma m.in. wpływ układ zasilający odbiorniki niespokojne, natomiast
częstotliwość wahań zależy od rodzaju odbiornika niespokojnego i charakteru jego pracy.
Tak więc na częstotliwość zmian (wahań) napięcia wpływa proces technologiczny.
Aby ograniczyć skutki wahań napięcia stosuje się metody ograniczania amplitud
zaburzenia, rzadziej ingeruje się w proces technologiczny. Do tych ostatnich działań np. w
przypadku pieca łukowego można zaliczyć:
- dodanie szeregowe dławika (również o zmiennym stopniu nasycenia),
- właściwa praca automatyki przesuwu elektrod,
- segregacja i wstępne przygotowanie wsadu,
- domieszkowanie elektrod.
Zgodnie z zależnością:
II
k0 S
Q
U
U
(1)
gdzie: ΔU – zmiana napięcia na zaciskach odbiornika,
U0 – napięcie na zaciskach odbiornika,
Q – moc bierna odbiornika,
II
kS – moc zwarcia w punkcie przyłączenia odbiornika.
amplitudę wahań napięcia możemy ograniczyć na dwa sposoby:
I. Zwiększając moc zwarcia w punkcie przyłączenia odbiornika niespokojnego ( w
relacji do mocy odbiornika). W praktyce oznacza to:
przyłączenie urządzenia do szyn o coraz wyższym napięciu,
wydzielenie specjalnych dedykowanych linii bezpośrednio z sieci WN do
zasilania tej kategorii odbiorników, zasilanie odbiorników spokojnych i
niespokojnych z oddzielnych uzwojeń transformatorów trójuzwojeniowych
lub z oddzielnych transformatorów (separacja odbiornika niespokojnego),
zwiększenie mocy transformatora zasilającego odbiornik niespokojny,
instalowanie kondensatorów szeregowych.
II. Zmniejszając zmiany mocy biernej w sieci zasilającej poprzez instalację
kompensatorów (stabilizatorów dynamicznych).
Dynamiczne stabilizatory powodują przepływ prądu/mocy biernej
podstawowej harmonicznej, powoduje to spadki napięcia na impedancjach sieci
zasilającej. W zależności od charakteru prądu biernego (indukcyjny lub
pojemnościowy) występuje wzrost lub zmniejszenie wartości skutecznej
napięcia w punkcie wspólnego przyłączenia (PWP).
Na rys. 6. przedstawiono klasyfikację dynamicznych stabilizatorów napięcia.
Rys. 6. Klasyfikacja dynamicznych stabilizatorów napięcia
Jako dynamiczne stabilizatory napięcia mogą być wykorzystywane:
- kompensatory wirujące (maszyny synchroniczne),
- kompensatory statyczne.
Są to urządzenia i układy najczęściej trójfazowe przeznaczone do nadążnej
stabilizacji napięcia w punktach węzłowych rozdzielczych sieci przemysłowych
lub stabilizacji napięcia dla poszczególnych odbiorników lub grup odbiorników
w PWP. Bardzo często spełniają także funkcję dynamicznych kompensatorów
mocy/prądu biernego podstawowej harmonicznej.
3.2.Sposoby łagodzenia zapadów napięcia
Za główne przyczyny zapadów napięcia należy uznać: zwarcia w systemie zasilającym
lub w instalacjach odbiorców, procesy łączenia odbiorników dużej mocy ( w szczególności
rozruchy silników elektrycznych), zmiany konfiguracji sieci, pracę odbiorników o
zmiennym obciążeniu (szczególnie biernym).
Wśród technicznych działań zmierzających do zmniejszenia negatywnych skutków
zapadów napięcia można wyróżnić:
Redukcja liczby zwarć - całkowite wyeliminowanie zwarć jest niemożliwe, jednakże
istnieją sposoby pozwalające zasadniczo zmniejszyć ich liczbę, a w konsekwencji także
częstość występowania zapadów napięcia. Jest to bardzo efektywny sposób poprawy jakości
zasilania i wielu odbiorców proponuje jako oczywisty ten rodzaj działań w przypadku
występowania rozważanych zaburzeń. Przykładami są:
- zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi,
- stosowanie izolowanych przewodów w liniach napowietrznych,
- stosowanie regularnych przecinek drzew w strefie linii przesyłowej, instalowanie
osłon przed zwierzętami,
- ekranowanie przewodów napowietrznych poprzez instalowanie dodatkowych
przewodów ekranujących,
- zwiększenie poziomu izolacji, instalowanie liniowych ograniczników przepięć,
- zwiększenie częstości remontów i przeglądów technicznych, mycie izolatorów.
Redukcja czasu eliminacji zwarć - oznacza tylko złagodzenie skutków liczby zwarć,
szybka eliminacja nie wpływa także na liczbę zapadów napięcia lecz może znacząco
ograniczyć czas ich trwania.
Podstawowy sposób redukcji czasu zwarcia polega na stosowaniu bezpieczników z
ograniczeniem prądu. Są one zdolne do eliminacji zwarcia w czasie jego półokresu.
Zmniejszenie prądu zwarcia i skrócenie jego czasu występowania zasadniczo ogranicza czas
trwania zapadu napięcia (rzadko więcej niż jeden okres).
Zmiana konfiguracji systemu zasilającego – można dzięki temu uzyskać redukcję
„ostrości” zjawiska. Podstawową metodą przeciwdziałania zwarciom jest instalowanie
elementów redundacji. Szczególnie odpowiednie dla zapadów napięcia należą metody:
- instalowanie generatorów w pobliżu czułych odbiorów, podtrzymują one napięcie
podczas odległych zwarć,
- zwiększenie liczby szyn i rozdzielni w celu ograniczenia ilości odbiorców, którzy
mogą potencjalnie doświadczyć skutków zaburzenia,
- instalowanie dławików zwarciowych w strategicznych punktach systemu w celu
zwiększenia „elektrycznej” odległości od miejsca zwarcia. Nie należy jednak
zapominać, że to działanie może uczynić większym zapad napięcia dla innych
odbiorców,
- zasilanie szyn z czułymi odbiorcami z kilku rozdzielni. Zapad napięcia w jednej z
nich będzie redukowany poprzez wpływ pozostałych. Im bardziej niezależne są
rozdzielnie, tym działanie jest skuteczniejsze. Najlepszy efekt redukcji można
osiągnąć poprzez zasilanie z dwóch różnych systemów przesyłowych.
Wprowadzenie drugiego zasilania zwiększa liczbę zapadów, lecz redukuje ich
wartość (czas i amplitudę).
Włączenie specjalnych urządzeń pomiędzy sieć zasilającą i zaciski czułego sprzętu
(stabilizatory napięcia) – najpowszechniejszym sposobem redukcji skutków rozważanych
zaburzeń jest stosowanie dodatkowych urządzeń – stabilizatorów napięcia.
Działanie takich urządzeń, przyłączonych pomiędzy zaburzone źródło zasilania i czuły
sprzęt, polega na szybkim dostarczeniu energii z alternatywnego źródła lub na adaptacji ich
trybu pracy do krótkiej przerwy lub do ograniczonej wartości dostarczonej energii,
gwarantując równocześnie krytycznemu odbiornikowi poprawne warunki zasilania.
Można wyodrębnić swa rodzaje stosowanych rozwiązań technicznych:
- układy gromadzące energię – jest ona wykorzystywana do zasilania krytycznego
sprzętu podczas zaburzenia, stosowane mogą być w przypadku zapadów napięcia
o dowolnej wartości napięcia resztkowego. Poziom odporności sprzętu
uzależniony jest od wartości zgromadzonej energii i wymagań energetycznych
chronionego procesu. Przykładem tych rozwiązań mogą być: bezprzerwowe
układy zasilające (UPS), nadprzewodnikowe zasobniki energii elektrycznej
(SMES), układy z kołem zamachowym, zespoły silnik-generator.
- układy nie posiadające możliwości gromadzenia energii – stosowane jedynie w
celu redukcji skutków zapadów napięcia (nawet do 50%). Różnią się między sobą
wartością zapadu napięcia, który może być skompensowany. W tych
rozwiązaniach czas trwania zapadu nie jest krytycznym parametrem. Ich koszt jest
z reguły mniejszy niż rozwiązań gromadzących energię. Przykładami takich
rozwiązań mogą być:
transformatory stabilizujące (w tym także ferrorezonansowe);
energoelektroniczne układy szybkiego przełączania źródeł zasilania –
FTS.
statyczne generatory prądów i napięć podstawowej harmonicznej.
Zwiększenie odporności urządzeń – stosowanie urządzeń o dostatecznym poziomie
odporności, właściwym dla środowiska pracy, w którym one są dedykowane, jest jednym z
najkorzystniejszych rozwiązań ze względów technicznych i ekonomicznych. Jest to
efektywna metoda eliminująca niepożądane wyłączenia będące skutkiem zapadów napięcia.
Skutki zapadów i przerw w zasilaniu powinny być wzięte pod uwagę na etapie
konstruowania urządzenia, istnieje możliwość projektowania i produkcji sprzętu bardziej
odpornego na omawiany rodzaj zaburzenia. Posiadanie informacji pozwala zastosować
właściwe, z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia (bez ponoszenia nadmiernych
kosztów) sposoby uzyskania właściwego stopnia odporności.
Można sformułować kilka podstawowych zasad zwiększenia odporności urządzeń, do
których należą:
- w przypadku urządzeń elektronicznych, komputerów i sprzętu pomiarowo-
regulacyjnego instalowanie w obwodzie zasilaczy, kondensatorów o większej
wartości,
- dla urządzeń jednofazowych stosowanie zasilaczy DC/SC o bardziej
wyrafinowanej konstrukcji, dopuszczających przy zachowaniu poprawności
działania, znacznie większy przedział zmian napięcia wejściowego,
- konstruowanie urządzeń z elementów składowych o określonym wysokim
poziomie odporności na zaburzenia – np. odpowiednie przekaźniki, styczniki itp.
3.3. Sposoby ograniczania asymetrii
Asymetryczne stany pracy sieci elektroenergetycznej spowodowane są głównie przez
pracę niesymetrycznych obciążeń. Większość odbiorników niskiego napięcia oraz niektóre
odbiorniki średniego napięcia jak np. trakcja elektryczna lub piece indukcyjne,
wykonywane są jako jednofazowe. Praca takich urządzeń w sieci trójfazowej prowadzi do
asymetrii prądów obciążenia, a to z kolei powoduje niesymetryczne spadki napięcia w
poszczególnych fazach układu zasilającego i asymetrię napięcia w węzłach sieci.
Odbiornikami 3-fazowymi szczególnie kłopotliwymi z punktu widzenia jakości energii
elektrycznej są piece łukowe.
Prądy kolejności przeciwnej i zerowej płynące w sieci elektroenergetycznej powodują
ograniczenie przepustowości linii dla prądów składowej zgodnej oraz dodatkowe straty
mocy w systemie zasilającym i przyłączonych do niego urządzeniach. Szczególnie
wrażliwymi na ten rodzaj zaburzenia są: silniki asynchroniczne, generatory synchroniczne i
prostowniki.
Ograniczanie asymetrii sprowadza się do wyeliminowania lub ograniczenia składowej
zerowej i składowej przeciwnej napięcia zasilającego. Składowa zerowa występuje w
sieciach czteroprądowych (z przewodem neutralnym), natomiast składowa przeciwna w
sieciach trójprzewodowych oraz czteroprzewodowych. Ograniczenia tych składowych
dokonuje się poprzez zastosowanie odpowiednich rozwiązań technicznych.
Pierwszym i zarazem najprostszym sposobem jest symetryczne rozłożenie obciążeń
jednofazowych na poszczególne fazy.
Jeżeli asymetria jest wywołana odbiornikami o stałej wartości mocy, wówczas można
zastosować tzw. symetryzatory (rys. 7).
Rys. 7. Schemat urządzenia niesymetrycznego z urządzeniem symetryzującym.
Włącza się je równolegle do niesymetrycznego odbiornika. Urządzenie symetryzujące
wywołuje przepływ prądów IAK, IBK, ICK, które dodając się do prądów odbiornika IA0, IB0,
IC0 dają w efekcie symetryczny układ prądów źródła zasilania IA, IB, IC.
Do kompensacji asymetrii wywołanej odbiornikami o zmiennym obciążeniu (np. piece
łukowe, trakcja kolejowa) stosuje się tzw. statyczne kompensatory mocy biernej SVC (static
var compensator). Kompensatory te służą także do kompensacji mocy biernej, jak i
ograniczania wahań napięcia. Najczęściej stosowanymi układami tego typu są
kompensatory ze stałą baterią kondensatorów (FC ang. Fixed Capacitor) i regulowanym
prądem dławika (ang. TCR – Thyristor Controlled Reactors), tzw. kompensator FC/TCR.
Do ograniczania asymetrii służą także transformatory o specjalnym wykonaniu:
Transformator Scotta – składa się on dwóch jednofazowych transformatorów, o
specjalnej grupie połączeń, wpiętych w system trójfazowy. Uzwojenia połączone są w
taki sposób, że na wyjściu uzyskuje się otrogonalne napięcie dwufazowe, pozwala to na
połączenie dwóch jednofazowych układów. Skutkuje to zrównoważeniem mocy
trójfazowej po stronie sieci.
Transformator Steinmetza – jest to transformator trójfazowy z dodatkowym obwodem
symetryzującym, w skład którego wchodzi kondensator i cewka, o wartościach
proporcjonalnych do balansowanego obciążenia jednofazowego. Gdy stosunek mocy
biernej układu LC jest równy mocy czynnej odbiornika, dzielonej przez 3 , sieć
trójfazowa „widzi” obciążenie jako symetryczne. Moc trójfazowa transformatora równa
jest wtedy mocy czynnej odbioru jednofazowego. Należy jednak zwrócić uwagę na fakt,
że symetryzacja jest idealna tylko w przypadku, gdy moc czynna odbiornika równa się
wartości przyjętej przy projektowaniu systemu.
3.4. Wybrane sposoby ograniczania wyższych harmonicznych
Powszechnie przyjętą miarą odkształcenia przebiegów czasowych napięć i prądów są
wartości wyższych harmonicznych, definiowanych jako składowe przebiegu o
częstotliwości będącej całkowitą krotnością częstotliwości podstawowej.
Wśród występujących w systemie elektroenergetycznym źródeł harmonicznych można
wyróżnić trzy grupy urządzeń: (a) urządzenia z rdzeniami magnetycznymi, np.
transformatory, silniki, generatory itp.; (b) urządzenia łukowe, np. piece łukowe,
wyładowcze źródła światła, urządzenia spawalnicze itp.; (c) urządzenia elektroniczne i
energoelektroniczne.
Obecność wyższych harmonicznych jest przyczyną szeregu niekorzystnych i niepożądanych
zjawisk, wśród których można wymienić w szczególności:
wzrost strat mocy i wzrost temperatury uzwojeń generatorów, transformatorów i
silników powodujące przyspieszone starzenie,
dodatkowe momenty harmoniczne i oscylacje mechaniczne silników i generatorów,
przeciążenia kondensatorów,
przeciążenie przewodu neutralnego w instalacjach trójfazowych,
skrócenie żywotności żarowych źródeł światła,
zmniejszenie zdolności łączeniowej łączników,
błędy czujników i przyrządów pomiarowych,
zakłócenia w pracy zabezpieczeń oraz elementów diagnostyki.
Wymienione wyżej urządzenia wprowadzają do obwodów odbiorczych wyższe
harmoniczne, mające niekorzystny wpływ na pracę instalacji elektrycznych. Rosnąca liczba
odbiorników nieliniowych, które nie były uwzględnione w trakcji projektowania instalacji,
powoduje pogorszenie jakości zasilania. Użytkownicy eksploatujący te urządzenia są w
stanie ograniczyć harmoniczne, które niejako sami generują.
Podstawowym sposobem ograniczania wyższych harmonicznych jest ich filtracja, czyli
stosowanie filtrów, które tłumią sygnały leżące poza określonym pasmem częstotliwości, a
przepuszczają tylko te pożądane przez użytkownika.
Pasmo przepustowe to częstotliwości, które filtr przepuszcza bez tłumienia, a pasmo
zaporowe są to częstotliwości tłumione przez określony filtr. Pasmo przepustowe i
zaporowe są oddzielone częstotliwością nazywana częstotliwością graniczną.
Ze względu na położenie pasma przepustowego wyróżniamy filtry: dolnoprzepustowe,
górnoprzepustowe, pasmowe oraz zaporowe.
Metody, które można wykorzystać już w istniejących obwodach można podzielić na:
filtrację bierną (pasywną),
filtrację aktywną.
Filtry bierne (pasywne)
Filtr pasywny to układ składający się z indukcyjności i pojemności połączonych
równolegle lub szeregowe i włączony w obwód pomiędzy źródłem a odbiornikiem. Jego
zasadniczą rolą jest redukcja wpływu prądów wyższych harmonicznych poprzez ich
zamknięcie między filtrem a urządzeniem odbiorczym. Dzięki takiej konfiguracji prądy
harmoniczne, na które zaprojektowany został filtr są ograniczone, co wiąże się
bezpośrednio ze zmniejszeniem spadków napięć dla tych harmonicznych. W większości
zastosowań instalowane są filtry szeregowe, których zasada działania oparta jest na
rezonansie napięć.
Odpowiedni dobór wartości elementów biernych LC filtru powoduje, że stanowi on
gałąź o małej impedancji bocznikującą impedancję sieci zasilającej, które spełniają
podwójną rolę: odciążają system zasilający od wh prądu oraz są źródłem potrzebnej do
kompensacji mocy biernej podstawowej harmonicznej. Wszystkie konfiguracje filtrów dla
tej harmonicznej mają charakter pojemnościowy.
Układ filtrów jest projektowany każdorazowo dla konkretnego punktu zasilania systemu
tak, aby uzyskać pożądany przebieg częstotliwościowej charakterystyki impedancyjnej.
Na rys. 8 przedstawiono schemat zastępczy oraz typowe charakterystyki impedancyjne
filtru rezonansowego pojedynczej harmonicznej (filtru prostego) oraz układu filtr prosty-
sieć zasilająca.
Rys. 8. Schemat zastępczy filtru prostego (a) oraz jego typowe charakterystyki
impedancyjne: filtru (b) i filtru wraz z siecią zasilającą (c).
Filtry są w zasadzie tak projektowane, aby każda z filtrowanych częstotliwości miała
swój własny obwód filtracyjny dostrojony – poprzez odpowiedni dobór wartości
indukcyjności i pojemności – do rezonansu szeregowego dla wybranej częstotliwości
filtrowanej harmonicznej.
Znając wartości harmonicznych prądowych występujących w miejscu przewidywanego
zainstalowania filtrów, zakłada się ich eliminację licząc od najmniejszej występującej
harmonicznej, sprawdzając następnie kolejno współczynnik odkształcenia napięcia, aż do
uzyskania pożądanego ograniczenia jego wartości. Do współpracy z układem
przekształtnikowym stosuje się najczęściej filtry 5-tej harmonicznej, rzadziej głównie przy
dużych mocach układów tyrystorowych – filtry 5- i 7-ej harmonicznej.
W tym ostatnim przypadku istotny jest optymalny – z punktu widzenia przyjętego
kryterium np. minimum strat, kosztów lub gabarytów itp. – rozdział mocy biernej dla
harmonicznej podstawowej w poszczególnych filtrach.
Filtry bierne (pasywne) posiadają szereg wad, do których należą:
1. System energetyczny wraz z filtrami pasywnymi stanowi słabo tłumiony układ RLC
wymagający na etapie projektowania uważnej analizy charakterystyk
częstotliwościowych w celu wykluczenia zjawisk rezonansowych.
2. Skuteczność działania filtru zależy bardzo silnie od impedancji systemu w punkcie
jego przyłączenia. Zwykle jej wartość nie jest dokładnie znana i zmienia się wraz ze
zmianą konfiguracji systemu.
3. Filtry ulegają rozstrojeniu na skutek zmian częstotliwości zasilania oraz zmian
wartości elementów składowych LC. Negatywny tego efekt można zredukować m.in.
dostrojenie filtru lub zmniejszenie jego dobroci. Ten ostatni sposób daje jednakże
wzrost strat mocy czynnej oraz wzrost niefiltrowanej harmonicznej w napięciu.
Idealna filtracja przy pomocy filtrów pasywnych nie jest więc możliwa szczególnie w
przypadku niestacjonarnych wh.
4. W prądzie filtru zawarte są również wh płynące pod wpływem wh napięcia źródła
zasilania. Możliwy jest przypadek rezonansu szeregowego filtru z impedancją
systemu.
5. Filtrowaniu podlegają tylko wybrane wh o dominujących wartościach. Nie są
filtrowane harmoniczne uznane za niecharakterystyczne dla odbiornika (również
subharmoniczne), które mogą jednakże wystąpić w jego prądzie zasilającym. W
konsekwencji może wystąpić zjawisko prądowego przeciążenia kondensatorów.
6. Filtry pasywne stanowią duży i kosztowny element systemów kompensacji. W
przypadku filtrów pojedynczych harmonicznych ich liczba odpowiada ilości
filtrowanych wh. Stosowanie ich w miejsce filtrów wyższych rzędów w praktyce
obniża skuteczność filtracji, wymaga elementów składowych o dużych mocach oraz
obniża sprawność instalacji.
Filtry aktywne
Ogólna zasada działania filtrów aktywnych jest prosta i była znana już stosunkowo
dawno, jednak dopiero rozwój i obniżenie kosztów produkcji podzespołów elektronicznych
pozwolił na ich szersze zastosowanie. Szeroki dostęp do tranzystorów IGBT oraz
procesorów cyfrowych przetwarzających sygnał, powoduje popularność tego rozwiązania.
W filtrach aktywnych stosuje się zasilacze elektroniczne, które generują prądy harmoniczne
pobierane przez obciążenie nieliniowe. Cały układ zasilany jest prądem składowej
podstawowej, ponieważ urządzenia odbiorcze nie pobierają już harmonicznych z sieci.
Pomiar prądu obciążenia jest dokonywany w przekładniku, a następnie zmierzona wartość
jest analizowana w procesorze. Na podstawie tej analizy generator harmonicznych
wytwarza takie harmoniczne, jakie są pobierane od strony zasilania. Praktyka pokazuje, że
można w ten sposób ograniczyć prądy wyższych harmonicznych nawet o 90%. Cały proces
jest sterowany cyfrowo, więc można go zaprogramować tak, aby filtrował tylko wybrane
harmoniczne.
Zasada filtracji za pomocą równoległego filtru aktywnego przedstawiona została na rys. 9.
Rys. 9. Zastosowanie równoległego filtru aktywnego do kompensacji trójfazowego
prostownika.
Oprócz omówionych wyżej układów filtrów pasywnych i aktywnych istnieją inne
możliwości techniczne rozwiązań mających na celu redukcję wartości generowanych
harmonicznych, do których należy:
- powiększenie poziomu mocy zwarciowej w PWP,
- odpowiednie skojarzenie uzwojeń transformatorów,
- redukcja wartości wh w prądzie odbiornika np. stosowanie układów
wielopulsacyjnych przekształtników, dla których wzrost liczby pulsów wpływa na
eliminację harmonicznych o niższych rzędach.
4. PODSUMOWANIE I WNIOSKI
Jednym z podstawowych kryteriów oceny jakości dostawy energii elektrycznej jest
niezawodność zasilania.
Wymagania odbiorców w zakresie zapewnienia niezawodności dostawy energii są
zróżnicowane i zależą od tzw. kategorii odbiorników stosowanych w przemyśle lub
kategorii odbiorców komunalnych.
Konieczność stosowania niezawodnego rezerwowania zasilania występuje tam, gdzie
przerwy w zasilaniu są niedopuszczalne ze względu na funkcjonowanie (np. telefonia
komórkowa, sieci komputerowe), bezpieczeństwo ( np. szpitale, banki) oraz straty (np.
chłodnie i niektóre procesy technologiczne).
Dla poprawy niezawodności zasilania można stosować odpowiednio dobrane
klasyczne metody bądź urządzenia rezerwowego zasilania lub będące we wstępnej fazie
rozwoju niekonwencjonalne źródła energii w układach rezerwowego zasilania.
Poprawa jakości energii i niezawodności zasilania powinna polegać na wyborze
rozwiązań optymalnych pod względem technicznym i ekonomicznym.
Warunkiem utrzymywania właściwej jakości energii jest współpraca dostawcy i
odbiorcy energii elektrycznej. Coraz częściej właśnie odbiorcy stają się odpowiedzialni za
wprowadzanie zakłóceń do sieci elektroenergetycznej, pogarszając w ten sposób
dostarczaną dla siebie i innych energię elektryczną.
W celu dotrzymania właściwych poziomów jakościowych energii elektrycznej w
praktyce istotne znaczenie odgrywa właściwy dobór środków służących do poprawy jakości
energii i ograniczenia zakłóceń.
LITERATURA
1. Strzałka-Gołuszka K., Strzałka J.: Jakość energii elektrycznej i jej wpływ na pracę
urządzeń elektrycznych. Biuletyn Techniczny Oddziału Krakowskiego SEP, Nr 4 (45),
Kraków, 2010, str. 30-50.
2. Hanzelka Zb.: Jakość energii elektrycznej. www.twelvee.com.pl, www.lpqi.org
3. Hanzelka Zb.: Jakość energii elektrycznej. Rozdz. 30 Poradnika Vademecum
Elektryka. COSiW SEP, Warszawa 2009
4. Klajn A., Markiewicz H.,: Jakość energii i niezawodność zasilania w instalacjach
elektrycznych. Dodatek do miesięcznika INPE, Zeszyt 14, marzec 2007.
5. Koseda H.: Urządzenia i środki poprawy jakości energii w sieciach
elektroenergetycznych. Sympozjum „Problemy jakości energii elektrycznej w sieciach
dystrybucyjnych i odbiorczych”. Poznań, 28-29.06.2004.
6. Kuśmierczyk Z.: Harmoniczne w systemach elektroenergetycznych. Przegląd
Elektrotechnicznych nr 6, 2006.
7. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Jakość energii elektrycznej – parametry, pomiary i
ocena. Seminarium nt zaburzeń w napięciu zasilającym. Łódź 2003.
8. Markiewicz H., Klajn A.: Metody i sposoby zapewniające pożądaną niezawodność
zasilania energią elektryczną. Seminarium „Pewność i jakość zasilania”. Kraków
2003.
9. PN-EN 50160:2002 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach
rozdzielczych.
10. Praca zbiorowa pod red. J. Strzałki: Instalacje elektryczne i teletechniczne. Wyd.
Verlag Dashofer. Warszawa 2009 (z ciągłą aktualizacją).
11. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 04.05.2007r. w sprawie szczegółowych
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
12. Strzałka-Gołuszka K., Szepielak M.: Wyższe harmoniczne w sieciach i instalacjach
elektrycznych. Biuletyn Technicznych O/Kr SEP nr 2(43), 2009. Kraków 2009.