#10 Kraków

Jakoœæ i efektywne u¿ytkowanieenergii elektrycznej

POLSKIE PARTNERSTWOJAKOŒCI ZASILANIA

EUROPEJSKI PROGRAMLEONARDO DA VINCI

LEONARDO POWER QUALITY INITIATIVE

KRAKÓW, 17-18 LISTOPADA 2004

ISBN 83-88309-21-8

POLSKIECENTRUMPROMOCJIMIEDZI

50-136 WROC£AW, PL. 1 MAJA 1-2

WWW.MIEDZ.ORG.PL

SEMINARIUM

JAKOŚĆ I EFEKTYWNE UŻYTKOWANIE

ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Kraków 17-18 listopada 2004

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 JAKOŚCI

I EFEKTYWNEGO UŻYTKOWANIA

ENERGII ELEKTRYCZNEJ

KOMITET ORGANIZACYJNY

Z. HanzelkaAkademia Górniczo-Hutnicza Centrum Promocji Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej

J. Strojny Akademia Górniczo-Hutnicza

J. Chojnacki Akademia Górniczo-Hutnicza

A. Guła 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. StrzałkaOddział Krakowski Stowarzyszenia Elektryków Polskich, Akademia Górniczo-Hutnicza

Sympozjum

„Jakość i efektywne użytkowanie

energii elektrycznej” Kraków, 17-18 listopada 2004r. IX Targi Elektrotechniki, Elektroniki i Elektroenergetyki, „ELEKTRO-ENERGY 2004” WYDAWNICTWO WYDZIAŁU ELEKTROTECHNIKI, AUTOMATYKI, INFORMATYKI I ELEKTRONIKI AKADEMII GÓRNICZO-HUTNICZEJ ISBN 83-88309-21-8 Redakcja, opracowanie graficzne i skład: Ryszard KlempkaArtykuły zostały opublikowane zgodnie z materiałami dostarczonymi przez Autorów i na ich odpowiedzialność.

SPIS TREŚCI

17 listopada 2004 Sesja 1. EFEKTYWNE UŻYTKOWANIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

1. Kazimierz Maj – Centrum Targowe Chemobudowa Kraków S.A.,

Jan Strojny – AGH Kraków Elektro-energy 2004 - Targi i Seminarium Targowe w Krakowie

7

2. Roman Targosz - Polskie Centrum Promocji Miedzi, Wrocław Straty energii w transformatorach rozdzielczych - projekt PROPHET - potencjał globalny oszczędności, przegląd światowych programów i regulacji

11

3. Szymon Liszka - FEWE Katowice Polski Program Efektywnego Wykorzystania Energii w Napędach Elektrycznych PEMP

19

4. Jerzy Chojnacki, Janusz Teneta, - AGH Kraków, Tomas Duris - Slovak University of Technology in Bratislava Zarządzanie energią w systemach fotowoltaicznych

25

5. Jerzy Chojnacki, Łukasz Więckowski - AGH Kraków Systemy fotowoltaiczne w infrastrukturze drogowej

37

6. Piotr Tomczyk, Dorota Obłąkowska - AGH Kraków Tendencje rozwojowe ogniw paliwowych

45

7. Antoni Dmowski, Tomasz Dzik, Mariusz Kłos - Politechnika Warszawska Źródła odnawialne pracujące w układach hybrydowych

55

8. Wiesław Nowak - AGH Kraków Identyfikacja pól elektrycznych i magnetycznych o częstotliwości sieciowej w otoczeniu obiektów elektroenergetycznych

67

9. Andrzej Raźniak, , Mariusz Filipowicz - AGH Kraków, Ryszard Jaśkiewicz - Zakład Energetyczny Nowy Sącz Zużycie energii elektrycznej w szkołach powiatu nowosądeckiego – benchmarking

83

10. Paweł Król - Dipol Sp.z o.o. Kraków Możliwości zdalnego monitoringu wizyjnego rozproszonych obiektów energetyki

95

11. Jacek Świątek, Grzegorz Grzegrzółka, Michał Semeniuk - APS Energia Sp. z o.o. Nowoczesne systemy zasilania instalacji i urządzeń elektrycznych

99

18 listopada 2004 Sesja 2. JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ

12. Roman Targosz - Polskie Centrum Promocji Miedzi, Wrocław

Europejski projekt "Leonardo Power Quality Initiative" i jego kontynuacja "Leonardo Energy"

107

13. Janusz Oleksa - ENION – Oddział Kraków Standardy jakościowe obsługi odbiorców – stan prawny i realizacja w ENION S.A. Oddział w Krakowie

117

14. Jerzy Szkutnik - Politechnika Częstochowska Wpływ rozwojowych trendów sieci dystrybucyjnej na poziom jakości energii elektrycznej

129

15. Maciej Mróz - ENION – Oddział Kraków Wpływ elektrowni wiatrowych na jakość energii elektrycznej

139

16. Andrzej Tonia, Krzysztof Trojak - AGH Kraków Wpływ pola elektromagnetycznego emitowanego przez urządzenie do rezonansu magnetycznego na sprzęt stosowany w środowisku szpitalnym

147

17. Piotr Krzyżostaniak - ASTAT sp. z o.o. Poznań Badanie kompatybilności elektromagnetycznej wg obowiązujących norm

159

18. Waldemar Szpyra - AGH Kraków Asymetria prądów i napięć w sieciach elektroenergetycznych

169

19. Rozmysław Mieński, Ryszard Pawełek, Irena Wasiak, Piotr Gburczyk - Politechnika Łódzka Ograniczenie zapadów napięcia w sieciach niskiego napięcia z generacją rozproszoną

183

20. Wojciech Grzesiak - Instytut Technologii Elektronowej – Oddział Kraków Struktury wewnętrzne regulatorów ładowania dla autonomicznych systemów PV

193

EMINARIUM TARGOWE

ELEKTRO-ENERGY 2004 7

ELEKTRO-ENERGY ‘04 TARGI I SEMINARIUM TARGOWE W KRAKOWIE

Kazimierz MAJ1 Jan STROJNY2

Targi Elektrotechniki, Elektroniki i Elektroenergetyki „ELEKTRO-ENERGY” odbywają się od 1996 roku. W bieżącym roku są organizowane po raz dziewiąty. Od pierwszej edycji Targom towarzyszy Seminarium pod hasłem: „Jakość i Użytkowanie Energii Elektrycznej”. W obecnej formule Seminaria odbywają się od 2001 roku Przez dziewięć lat istnienia Targi Chemobudowy Kraków oraz Seminaria były organizowane przy współpracy i pod patronatem: • Centrum Promocji Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej AGH, • Wydziału Elektrotechniki , Automatyki , Informatyki i Elektroniki AGH • Oddziału Krakowskiego Stowarzyszenia Elektryków Polskich. Na Targach przyznawany jest - Medal Prezesa Stowarzyszenia Elektryków Polskich Wiodącą tematyką Seminarium odbywającego się w trakcie pierwszych targów ELEKTRO-ENERGY’96, było zagadnienie jakości i racjonalnego użytkowania energii elektrycznej jako problem konsumenta, producenta urządzeń i dostawcy energii. Dodatkowy patronat nad seminarium objęła Fundacja na Rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii FEWE w Krakowie. Seminarium zorganizowane podczas ELEKTRO-ENERGY’97 było poświęcone między innymi zagadnieniom pomiaru parametrów jakości energii elektrycznej i finansowym aspektom modernizacji instalacji elektrycznych, ze szczególnym uwzględnieniem modernizacji oświetlenia ulicznego i energooszczędnemu oświetleniu w gospodarstwach domowych objętych programem PELP. W roku 1998, w ramach seminarium ELEKTRO-ENERGY’98, zaprezentowano komputerowe wspomaganie pracy automatyków i elektryków z dokumentacją techniczną (IGE+XAO Kraków) a także nowoczesne systemy ochrony przeciwprzepięciowej (MEGATECH-Warszawa). Seminarium ELEKTRO-ENERGY’99 było ukierunkowane na zagadnienia projektowania i sterowania dla tzw. budynków inteligentnych (AGH / ZDANiA). Na tym seminarium przedstawiono też referat Jima Purcella oraz prof. Adama Guły dotyczący związku efektywnego wykorzystanie energii i rozwoju gospodarczego kraju (Nashville Electric Service / FEWE Kraków) W roku 2000, na ELEKTRO-ENERGY 2000, została zmieniona formuła seminarium. Przyjęto jego oficjalną nazwę „Jakość i użytkowanie energii elektrycznej (JUEE)” i organizację w formie dwóch sesji, a mianowicie: „Jakość energii elektrycznej” i „Efektywne użytkowanie energii elektrycznej” W seminarium 2000 dominowały zagadnienia rynku energii elektrycznej w Polsce oraz problematyka kompatybilności elektromagnetyczej urządzeń i instalacji elektrycznych

1 Kierownik Centrum Targowego Chemobudowa Kraków S.A. 2 Przewodniczący Seminarium „Jakość i Użytkowanie Energii Elektryczne”, AGH Kraków

Kazimierz Maj, Jan Strojny


z uwzględnieniem metodyki badania i analizy parametrów jakości energii w oparciu o Power Recorder System zaprezentowany przez AGH. Seminarium „Jakość i efektywne użytkowanie energii elektrycznej” zorganizowane w roku 2001 podczas targów ELEKTRO-ENERGY ’01 objęło prezentację ofert szeregu firm dotyczących pomiarów, monitoringu oraz sposobów technicznych i urządzeń dla poprawy jakości energii elektrycznej. Zaprezentowały się: Twelve Electric, LEM Semicon, ELMA Capacitors, Taurus-Technic, Politechnika Łódzka, Power Measurement, Elektromontaż 1- Katowice S.A., Olmex, Centrum Elektroniki Stosowanej CES, Energoprojekt Kraków, Dehn oraz ZDANiA AGH. ROZPROSZONA PRODUKCJA ENERGII – ENERGETYKA XXI WIEKU to temat wiodący seminarium w roku 2002, zorganizowanego podczas targów ELEKTRO-ENERGY ’02. Referaty i prezentowana problematyka dotyczyły nie tylko ogólnych zasad rozproszonej produkcji energii lecz także zagadnień szczegółowych, takich jak np.: fotowoltaiczne źródła energii, ogniwa paliwowe, skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła z gazu. Przedstawione zostały konkretne przykłady rozwiązań technologicznych, m.in.: małe elektrownie wodne (Sekcja Energetyki SEP O/Kraków), hybrydowe elektrownie słoneczno-wiatrowe (AGH), turbiny wiatrowe i wodne (Firma „Doktor Ząber” Nowy Sącz), wykorzystanie biogazu w oczyszczalni KUJAWY (MPWiK Kraków) oraz zagadnienie aspektów prawnych obrotu energią odnawialną (Zakład Energetyczny Kraków S.A), regionalnej polityki energetycznej (Małopolska Agencja Energii i Środowiska) i zasad finansowania inwestycji w energetyce odnawialnej (Stowarzyszenie Gmin Polska – Sieć ENERGIE CITES). Seminarium ELEKTRO-ENERGY ’03 odbyło się w dwóch sesjach tematycznych. Sesja pierwsza: ENERGIA ODNAWIALNA – WYKORZYSTANIE BIOMASY obejmowała szeroki zakres aktualnych zagadnień i wymianę poglądów na temat wykorzystania energii odnawialnych . Wymagania prawne w zakresie wykorzystania biomasy w agroelektrowniach, agrociepłowniach i agrorafineriach przedstawił prof. Piotr Kowalik (Politechnika Gdańska). Przedstawione zostały kierunki rozwoju wykorzystania biomasy na cele energetyczne w Polsce (IBMER POLBIOM-Warszawa i POLBIOM –Zamość, doświadczenia duńskie (Janusz Kahl, Konsul Honorowy Królestwa Danii w Polsce), zagadnienia wykorzystania odpadów komunalnych, słomy, odpadów drzewnych i biogazu i in. oraz plantacji energetycznych (prof. Adam Guła - AGH). Omówiono odnawialne źródła energii w Krakowie oraz aspekty prawne obrotu energia odnawialną w Polsce a także w krajach Unii Europejskiej łącznie z przedstawieniem możliwości finansowania inwestycji energetycznych z funduszy zewnętrznych i ze środków Banku Ochrony Środowiska. Przedstawiono przykłady zastosowań (CES, MPWiK Kraków) W drugiej sesji seminarium „NIEZAWODNOŚĆ ZASILANIA URZĄDZEŃ ELEKTRYCZNYCH” podjęto tematyką kosztów złej jakości energii jako uzasadnienie odpowiedniego programu poprawy jakości energii LEONARDO (Polskie Centrum Promocji Miedzi S.A. Wrocław. Omówiono metody i sposoby zapewniające niezawodność zasilania energią elektryczną (prof. Henryk Markiewicz - Politechnika Wrocławska, prof. Zbigniew Hanzelka – AGH). Zagadnienie ciągłości zasilania przedstawiono jako zadanie dostawcy energii, producenta urządzeń elektrycznych oraz przepisów i norm. Opisano i omówiono konkretne przykłady instalacji bezprzerwowego zasilania w warunkach przemysłowych (PKS HTS Zakład Energetyczny), w obiektach radiokomunikacyjnych (EmiTel ,Kraków) oraz problem poprawy niezawodności zasilania odbiorników DC i AC (CES, Politechnika Warszawska i MEDCOM Sp.z o.o.). Obecna, dziewiąta już edycja seminarium, związanego z targami ELEKTRO-ENERGY ’04, w Centrum Targowym Chemobudowa Kraków S.A. odbywać się będzie w dwóch sesjach: • Sesja 1 - „Racjonalne użytkowanie energii elektrycznej” w dniu 17 listopada, • Sesja 2 – „Jakość energii elektrycznej” w dniu 18 listopada 2004r.

ELEKTRO-ENERGY 2004 …


W ramach pierwszej sesji zostaną przedstawione referaty dotyczące aktualnej problematyki strat energii i energooszczędności w urządzeniach elektrycznych, tendencji rozwojowych nowoczesnych źródeł energii oraz pół elektromagnetycznych występujących w otoczeniu obiektów energetycznych W drugiej sesji seminarium zostanie zaprezentowany europejski projekt LPQI (Leonardo Power Quality Initiative) oraz szeroka problematyka wpływu na jakość energii elektrycznej zarówno niektórych nowych źródeł energii jak i doświadczeń dotychczasowych w aspekcie regulacji i ograniczeń skutków nieodpowiedniej jakości energii elektrycznej. Materiały seminarium zostały opublikowane i wydane drukiem w formie zwartej.

Kazimierz Maj, Jan Strojny


EMINARIUM TARGOWE


STRATY ENERGII W TRANSFORMATORACH ROZDZIELCZYCH - PROJEKT PROPHET - POTENCJAŁ

GLOBALNY OSZCZĘDNOŚCI, PRZEGLĄD ŚWIATOWYCH PROGRAMÓW I REGULACJI

Roman TARGOSZ1

Słowa kluczowe: transformatory rozdzielcze, oszczędność zużycia energii elektrycznej, normy efektywności energetycznej, sprawność, straty Streszczenie Energooszczędne transformatory rozdzielcze mogą zaoszczędzić ponad 2% światowego zużycia światowej energii elektrycznej. Do roku 2020 potencjalne oszczędności mogą sięgnąć 150 – 200 TWh / rok energii elektrycznej w krajach OECD, co odpowiada emisji CO2 rzędu 100 mln ton. Obniżenie strat może zatem przynieść konkretne korzyści gospodarcze i środowiskowe Straty energii w sieciach rozdzielczych i przesyłowych globalnie sięgają 1225 TWh rocznie. Wahają się one pomiędzy 3,7 a 26,7% zużytej energii elektrycznej. Transformatory rozdzielcze to drugi pod względem wielkości element generujący straty w sieciach. Można je stosunkowo łatwo wymienić w porównaniu z liniami czy kablami średnich napięć a poziom ich strat czy sprawności jest łatwy do sklasyfikowania, oznaczenia i unormowania. Mając na uwadze potencjał korzyści płynących z wymiany transformatorów na jednostki energooszczędne siedem krajów oraz Europa zapoczątkowało działania zmierzające do obniżenia strat w transformatorach rozdzielczych. Są to Australia, Chiny, Indie, Japonia, Meksyk, Kanada i USA. Systemy elektroenergetyczne Straty w systemach przesyłu i rozdziału energii elektrycznej zależą od poziomu napięcia. Są one zminimalizowane dzięki przesyłowi energii elektrycznej na jak najwyższym napięciu. Transformatory redukują je do poziomu wymaganego przez użytkowników, są zatem istotnym komponentem w oszczędnym systemie przesyłania energii elektrycznej z elektrowni do odbiorcy. W celu obniżenia napięcia do wymaganego poziomu transformatory zużywają pewną niewielką - w sposób ciągły - ilość energii. Powstające w ten sposób straty jałowe sięgają 2% całej produkowanej energii elektrycznej. Etapów takiej transformacji jest przeważnie cztery. Napięcie na zaciskach generatora w elektrowni zawodowej wynosi przeciętnie pomiędzy 15 a 25 kV. W pierwszym etapie tzw. transformatory blokowe (mocy) podnoszę je do poziomu 220 – 440 kV rzadziej 100 -130 kV, następnie jest ono obniżane do poziomu 33 - 150 kV, w trzecim etapie do poziomu 15-30 kV i ostatecznie do poziomu w instalacji niskiego napięcia 400 V.

1Polskie Centrum Promocji Miedzi Sp. z o.o. [email protected]

Roman Targosz


Tabele 1 do 3 przedstawiają dane, które posłużyły do oszacowania potencjału zaoszczędzonej globalnie energii elektrycznej tkwiącego w transformatorach rozdzielczych.

Tabela 1 Szacowane straty w sieciach – na podstawie International Energy Outlook, EIA 2003 [2]

Kraj / region Zużycie energii elektrycznej (TWh)

Straty sieciowe (TWh)

Straty (%)

Europa w tym Europa Zachodnia

3 046 2 540

222 185

7,3

Kraje byłego Związku Radzieckiego 1135 133 11,7 Ameryka Północna 4293 305 7,1 Ameryka Łacińska w tym Brazylia

721 336

131 61

18,3

Azja w tym: Japonia Australia i Nowa Zelandia Chiny Indie

3 913 964 219

1 312 497

381 44 21 94

133

4,6 9,5 7,2

26,7 Afryka i Bliski Wschód 826 83 10,0

RAZEM 13 934 1215 8,8

Tabela 2 Potencjał oszczędności energii w transformatorach rozdzielczych

na podstawie [5], [6] [7] i [10] 2

Kraj / Region Roczne straty w transformatorach (TWh)

Potencjalne oszczędności zużycia

energii (TWh)

Roczna redukcja emisji CO2 (mln ton)

EU-25 55 22 9 USA 141 84 60

Australia 6 3+ 3 Indie 6 3 3 Chiny 55 25 25

Japonia 32 13 6 – 8 RAZEM 295 150 106

Tabela 3 Populacje transformatorów rozdzielczych na podstawie [3], [4], [5], [6], [7], [10] i [11]

Kraj / Region Zainstalowane transformatory

rozdzielcze (tys. szt)

Zainstalowane transformatory

rozdzielcze (MVA)

Rynek – roczna sprzedaż transformatorów

(tys. sztuk) EU-25 4 000 628 700 560 000 USA 56 000 3 000 000 250 120

Australia 600 92 700 560 000 Indie 12 000 Chiny 3 300 560 000 346

Japonia 2 100 250 120 200 RAZEM 78 000

STRATY ENERGII W TRANSFORMATORACH ...


Jeśli straty, według tabeli 2, dla sześciu wymienionych krajów / regionów, które stanowią około dwóch trzecich (70%) globalnego rynku energii wynoszą 295 TWh i są one niższe od przeciętnych można założyć że straty w skali globalnej i odpowiednio potencjał oszczędności będą proporcjonalnie wyższe. Takie założenie prowadzi do wniosku, że oszczędnie szacując2 potencjał oszczędności w skali globalnej to ponad 200 TWh energii elektrycznej rocznie. Straty energii elektrycznej w transformatorach można podzielić na dwie grupy: straty jałowe czyli straty w żelazie (powstające wskutek magnetyzacji rdzenia; to zjawisko ma miejsce 24 godziny na dobę, 7 dni w tygodniu, przez cały okres eksploatacji transformatora – średnio 30 lat), oraz straty obciążeniowe powstające w czasie zasilania użytkowników, zależne od stopnia obciążenia transformatora podczas pracy. Transformatory rozdzielcze charakteryzują się względnie długim okresem eksploatacji (około 30 – 50 lat dla transformatorów pracujących przy niewielkim obciążeniu), a straty w poszczególnych transformatorach akumulowane przez długi okres czasu zwiększają się w miarę wydłużania ich eksploatacji. Standardy strat w transformatorach Wiele krajów wprowadziło standardy dotyczące strat. Przeważnie określają one poziom minimalnej dopuszczalnej sprawności transformatora w określonych warunkach eksploatacji – głównie chodzi o współczynnik obciążenia. Większość ze standardów ma charakter obowiązkowego stosowania. Na rysunku 1 dokonano porównania światowych standardów strat

97,50%

98,00%

98,50%

99,00%

99,50%

100,00%

15 25 30 45 50 75 10011

2,5 150

160

200

225

250

300

400

500

630

750

1000

1500

1600

2000

2500

NEMA TP-1 [60 Hz] USA, Kanada Kanada - Australia [60 Hz]

NEMA dla 50 Hz - Australia Meksyk [60 Hz]

Japonia top runner [50 Hz, 40 % obciąż] Chiny S9

Chiny S11 HD 428 BA'

HD 428 AA' HD 428 CC''

HD 428 CAmdt Indie proponow any MEPS "3 star"

Rys. 1. Porównanie światowych standardów strat transformatorowych 2 Po pierwsze niektóre dane pochodzą sprzed kilku lat a w międzyczasie nastąpiło zwiększenie zużycia energii elektrycznej, Po drugie w związku z liberalizacją rynku energii dała się zauważyć tendencja do zakupów urządzeń o najniższej cenie „początkowej” w odróżnieniu do całkowitych kosztów eksploatacji. Po trzecie nie uwzględnia się tutaj strat wynikających z odkształcenia napięć i prądów w sieci sN jak i w instalacji nN.

Roman Targosz


Standard NEMA TP-1 z 1996 roku był praktycznie pierwszym standardem określającym minimalny poziom strat w transformatorach. Powstał on w wyniku rozległych studiów przeprowadzonych przez Oak Ridge Laboratory [6]. Standard ten zaowocował bardziej lub mniej bezpośrednio regulacjami w Kanadzie, Australii i Nowej Zelandii i częściowo Meksyku. Europejski dokumenty zharmonizowane HD 428 i HD 538 z 1992 roku nie podają minimalnych poziomów sprawności a jedynie klasyfikują straty jałowe i obciążeniowe. Standardy chiński i japoński oraz propozycja indyjska to rozwiązania oryginalne innej niż Europejskie czy te wywodzące się z NEMA TP-1. Jak już wspomniano, ocenia się, że w większości sieci energetycznych straty w transformatorach rozdzielczych stanowią około 2% całej wytwarzanej energii, co z kolei stanowi prawie jedną trzecią wszystkich strat w systemie. Wytwarzanie energii prawdopodobnie w największym stopniu przyczynia się do emisji zanieczyszczeń oraz globalnego ocieplenia (SOx, NOx oraz gazy cieplarniane) w krajach OECD. Inicjatywy służące redukcji emisji, osiągnięciu uzgodnionych ilościowych celów klimatycznych w postaci redukcji emisji gazów cieplarnianych często pokrywają się z celami zwiększenia efektywności energetycznej. W większości krajów istnieją programy dotyczące sektora energetycznego mające na celu osiągnięcie celów konwencji klimatycznej tj. powstrzymania globalnego ocieplenia według ograniczeń w emisji dwutlenku węgla z Protokółu z Kioto. Często nowo sprywatyzowane zakłady energetyczne wykazują mniejsze zainteresowanie problemami, których konsekwencje będą widoczne w dłuższej perspektywie. Zwykle oczekują one szybszego zwrotu z inwestycji w porównaniu ze „starym systemem” gdzie de facto mieliśmy do czynienia z operatorami sieci rozdzielczych dla sektora publicznego, który zastąpiły. Transformatory mogłyby stać się głównym elementem inicjatyw mających na celu zwiększenie oszczędności energii w krajach OECD, porównywalnym do silników elektrycznych, urządzeń gospodarstwa domowego, itp. Teoretycznie są one w stanie w podobnym stopniu wpłynąć na zmniejszenie emisji dwutlenku węgla oraz osiągnięcie celów dotyczących globalnego ocieplenia. W odróżnieniu od urządzeń gospodarstwa domowego, które, często w kontekście Kioto, objęte są programami energooszczędnościowymi np. etykietyzacja, poziomy minimalne sprawności lub maksymalne strat, transformatory i uzyskane w nich oszczędności energii nie są uwzględnione przez mechanizmy handlu emisjami zapisane w dyrektywie o handlu emisjami. Kwestie techniczne Istnieją rozwiązania techniczne umożliwiające zmniejszenie strat w transformatorach o 75% (przy wymianie starych transformatorów na nowoczesne) lub nawet o 90% (przy wymianie transformatorów eksploatowanych od ponad 30 lat). Oszczędności energii mogą być większe dzięki zastosowaniu lepszych rozwiązań konstrukcyjnych; dobór lepszej stali do produkcji rdzeni o niższych stratach; zmniejszenie gęstości strumienia w rdzeniu przez zwiększenie jego wymiarów; zwiększenie przekroju uzwojeń dla obniżenia gęstości prądu, czy optymalne dopasowanie względnych właściwości żelaza i miedzi w rdzeniu i uzwojeniach, itp. Innym sposobem mogłoby być zaadoptowanie w skali globalnej transformatorów z rdzeniem amorficznym (przy świadomości wyzwań techniczno ekonomicznych, które należałoby pokonać np. kształt czy wielkość rdzenia, aby umożliwić konkurencyjność takiej technologii) co może zmniejszyć straty jałowe o ponad 70% w porównaniu z najlepszymi rozwiązaniami konstrukcyjnymi w konwencjonalnych transformatorach. Energooszczędne transformatory rozdzielcze są dostępne i już stosowane w energetyce. Produkcja energooszczędnych transformatorów rozdzielczych nie stanowi problemu z technicznego punktu widzenia. Odpowiednia technologia jest dostępna we wszystkich krajach OECD.



Przegląd istniejących regulacji Australia W 1999 roku rząd stanowy i rządy federalne Australii postanowiły dopasować swoje regulacje do najlepszych praktyk regulacyjnych na świecie poprzez wdrożenie obowiązkowych standardów dopuszczalnych strat energii (MEPS – ang. Minimum Efficiency Performance Standard) dotyczących domowych, komercyjnych oraz przemysłowych urządzeń elektrycznych. Pierwszymi ważnymi produktami używanymi w Australii, dla których zastosowano tą zasadę pod koniec 1999 roku były lodówki i zamrażarki. Standardy MEPS w USA w roku 2001 uznano za najwyższe na świecie i z tego powodu stały się one obowiązkowymi standardami dopuszczalnych strat energii dla urządzeń wytwarzających chłód na rynku Australijskim na rok 2005. Władze Australii zbadały zastosowanie MEPS dla transformatorów rozdzielczych i w 2002 roku wprowadziły standardy MEPS dla transformatorów rozdzielczych o mocy do 2500 kVA . Staną się one obowiązujące 1 stycznia 2005 roku. Jako wzorzec użyte zostały standardy MEPS obowiązują w Kanadzie a w praktyce chodzi o standard TP-1. W Australii trwa dyskusja nad wprowadzeniem wyższych poziomów sprawności transformatorów w postaci dobrowolnych programów etykietyzacji jednostek „wysoce oszczędnych”. Kanada Kanadyjska Organizacja d/s Zasobów Naturalnych (NRCan) wprowadziła w styczniu 2001 roku standardy MEPS dla suchych transformatorów rozdzielczych. Decyzja ta została poprzedzona w 1997 roku przedstawieniem w publicznej debacie różnym poziomom decyzyjnym gospodarki propozycji takiej regulacji. Proponowane regulacje oparte są na wytycznych US NEMA TP1 i TP3 dotyczących harmonizacji regulacji w Ameryce Północnej. Wprowadzenie MEPS regulacji nastąpi w 2005 roku. Unia Europejska W Europie CENELEC od dziesięciu lat stosuje uznaniowe standardy dotyczące klasyfikacji strat zgodnych z normą HD 428 (transformatory olejowe) i HD 538 (transformatory suche) dla zharmonizowanych wielkości (mocy znamionowych i impedancji zwarcia) transformatorów. HD428 dopuszcza jednak różnego rodzaju poziomy strat, których osiągnięcie nie stanowi żadnych trudności technicznych. Kupującym daje się możliwość wyboru sposobu oceny strat, dzięki czemu wyznaczają oni swoje własne standardy. Obecne standardy stosowane w krajach Unii Europejskiej oraz w większych zakładach energetycznych opierają się na HD428. Istnieją plany utworzenia Normy Europejskiej (EN) przez Grupę Roboczą Cenelec nr 21 Komisji Technicznej nr 14. Odbyły się również dyskusje pomiędzy Komisją Europejską , COTREL (Organizacja Producentów) oraz EURELECTRIC, podczas których omówiono możliwości zawarcia dobrowolnych porozumień lub opracowania Dyrektywy Europejskiej dotyczącej strat w transformatorach rozdzielczych w oparciu o dopuszczalny poziom minimalny ich sprawności. Japonia W Japonii od 2002 roku transformatory rozdzielcze objęte są programem „Top Runner”. Dla danego urządzenia wyznacza się docelowy poziom strat energii, odpowiadający poziomowi strat dla najlepszego urządzenia obecnie dostępnego na rynku (Top Runner), który musi być spełniony przez cały rynek w określonej perspektywie czasowej. Z tego powodu dany poziom funkcjonalny, 3 Krajowe Stowarzyszenie Wytwórców Energii Elektrycznej (NEMA) opublikowało Podręcznik Wyznaczania Oszczędności Energii dla Transformatorów Rozdzielczych (TP-1-1996). W 1998 roku stowarzyszenie NEMA opublikowało również standardową metodę pomiaru zużycia energii w transformatorach (TP-2), a następnie zaproponowało dalsze Standardy Oznaczania Energooszczędnych Transformatorów Rozdzielczych.

Roman Targosz


a zatem sprawność dla transformatorów, jest oparty na sprawności najlepszego obecnie dostępnego na rynku urządzenia oraz przewidywanej możliwości reakcji na stymulację rozwoju technologii w krótkim okresie. W 2006 roku zaczną obowiązywać standardy MEPS dla transformatorów olejowych a dla transformatorów innych typów rok później. Przemysłowe transformatory z rdzeniem amorficznym (AMIT) posiadają obecnie najwyższą sprawność, ale standardy (MEPS) zostaną wyznaczone na nieco niższym poziomie. Stany Zjednoczone Departament Energii USA (DOE) wydał Technical Support Document, Dokument Wsparcia Technicznego (TSD) przedstawiający możliwości stosowania, koszty, korzyści oraz wpływ ustalonych federalnych standardów MEPS na transformatory rozdzielcze. Badanie stosowania tych standardów obejmuje analizę wpływu charakterystyki obciążenia sieci na straty w transformatorach rozdzielczych. Standardy MEPS podlegają procedurze tworzenia regulacji stanowych tzw. rule making process. Może to zająć kilka lat. Program Zarządzania Energią Departamentu Energii USA (FEMP) zachęca również do składania zamówień rządowych na energooszczędne transformatory rozdzielcze. Rząd federalny – jako największy kupiec produktów związanych z energią – zamierza poprzez program FEMP zmniejszyć zużycie energii oraz osiągnąć olbrzymie oszczędności kosztów poprzez zakup produktów energooszczędnych. Specyfikacje energooszczędnych transformatorów rozdzielczych są dostępne pod adresem: http://www.eren.doe.gov/femp/procurement/trans.html. Amerykańska Agencja Ochrony Środowiska (EPA) włączyła niektóre kategorie transformatorów rozdzielczych do swojego programu etykietyzacji wyrobów znakiem „Energy Star”. Meksyk Meksyk jest jednym z krajów najbardziej zaawansowanych w dziedzinie przyjmowania i wdrażania standardów MEPS oraz znakowania produktów energooszczędnych. Wiele pomysłów zapożyczono ze Stanów Zjednoczonych, chociaż liczne inicjatywy powstały w odpowiedzi na zapotrzebowanie lokalne. Standardy MEPS oraz oznaczanie produktów energooszczędnych wprowadzono w celu obniżenia wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną. Standardy Energetyczne, które dotyczą strat energii oraz bezpieczeństwa, dla transformatorów rozdzielczych zaczęły obowiązywać w 1999 roku. Dodatkowo w porównaniu z innymi regulacjami podają one również maksymalne dopuszczalne straty (sposób Europejski). Chiny Chiny zakazały stosowania niektórych transformatorów (w nomenklaturze lokalnej oznaczanych jako S7) i w styczniu 1999 roku przesunęły rynek na poziom S9 (straty o około 30% wyższe niż najnowocześniejsze transformatory w krajach OECD). Dalsze plany to wprowadzenie poziomu S11, w którym następuje pozostają niezmienione straty obciążeniowe ale obniża się o dalsze 10 -30% straty jałowe. Chińskie wymagania dotyczące strat energii w transformatorach rozdzielczych można uważać za najwyższe na świecie. Indie Indyjskie Biuro Efektywności Energetycznej (BEE) wprowadziło 5 stopni – gwiazdek klasyfikujących poziom strat w transformatorach rozdzielczych o mocy do 250 kVA. Poziom trzeci na poziomie europejskiego CC’ uznaje się za zalecany przy zakupach transformatorów. Standard jest w fazie wprowadzania.



Podsumowanie Niektóre kraje OECD opracowują zasady promujące stosowanie energooszczędnych transformatorów rozdzielczych. Na obecnym etapie jednak niewiele krajów OECD posiada formalne istniejące lub gotowe do wprowadzenia plany oszczędzania energii w transformatorach rozdzielczych. Potencjalne oszczędności osiągane dzięki transformatorom rozdzielczym mogą wydawać się zbyt małe i zbyt trudne do uzyskania, aby traktować je wystarczająco poważnie na poziomie krajowym. Jednak dla krajów OECD potencjalne oszczędności mogą być szacowane na 150 TWh rocznie, co jest równoważne obniżeniu emisji CO2 na poziomie 100 mln ton. Odpowiada to około 40% zobowiązań Unii Europejskiej do protokołu z Kioto. Trudno wpływać na politykę zakupową zakładów energetyczne czy też innych inwestorów. Rynek transformatorów jest niezwykle konkurencyjny. Sektor ten obejmuje wielu profesjonalistów, którzy znają już od dawna argumenty skłaniające do obniżania strat energii w transformatorach. Inicjatywy dotyczące energooszczędnych transformatorów rozdzielczych pomagają zyskać nowych sprzymierzeńców - uczestników procesu decyzyjnego, którzy mogliby przyjąć argumenty na rzecz stosowania tych transformatorów, pod warunkiem udowodnienia korzyści płynących z instalowania takich urządzeń. Transformatory rozdzielcze wydają się być atrakcyjnym przedmiotem międzynarodowej skoordynowanej inicjatywy na rzecz oszczędności energii oraz przedmiotem zainteresowania ośrodków badwczo-rozwojowych. Mogą a właściwie są też obszarem promocji przez organizacje promocji miedzi. Większość krajów OECD obecnie pracuje nad rozwojem strategii zmierzających do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. Kilka krajów spoza OECD, takich jak na przykład Chiny czy Meksyk, również wdraża skuteczne rozwiązania energooszczędne w celu zmniejszenia wzrostu zużycia energii elektrycznej. Potencjalnie zmniejszenie strat w transformatorach rozdzielczych mogłoby stać się elementem stosowanej na całym świecie strategii oszczędności energii oraz powstrzymania zmian klimatycznych. Literatura [1] Electricity distribution losses - a consultation document. Technical report, Office of Gas and Electricity

Markets, 2003. [2] International Energy Outlook. Energy Information Administration, 2003. [3] World Energy Investment Outlook. International Energy Agency, 2003. [4] M McDermott. Energy effcient distribution transformers – utility initiatives.Technical report, European

Copper Institute, 2000. Available from http://transformers.copperwire.org. [5] M McDermott. The scope for energy saving in the EU through the use of energy efficient electricity

distribution transformers. Technical report, European Commission - THERMIE Programme, 1999. [6] P Barnes et al. Determination analysis of energy conservation standards for distribution transformers.

Technical Report ORNL/6847, Oak Ridge National Laboratory, 1996. [7] Determination analysis of standards & labeling program for distribution transformers. Technical report,

Bureau of Energy Efficiency (India), 2003. [8] Guide for determining energy effciency for distribution transformers. NEMA Standards Publication TP

1-2002, 2002. [9] Minimum energy performance standards – distribution transformers. National Appliance and Equipment

Energy Efficiency Program - Australia, March 2001. [10] M Ellis. Analysis of potential for minimum energy performance standards for istribution transformers.

Technical report, Prepared for the Australian Greenhouse Office, 2000. [11] Y Zhao. The current situation of distribution transformers in china. Report prepared for the Promotion

Partnership for High Efficiency Transformers, 2003. [12] P Barnes et al. Supplement to the determination analysis and analysis of the nema efficiency standard for

distribution transformers. Technical report, Oak Ridge National Laboratory. [13] Więcej informacji: http://www.efficient-tranformers.org/

Roman Targosz


EMINARIUM TARGOWE


POLSKI PROGRAM EFEKTYWNEGO WYKORZYSTANIA ENERGII W NAPĘDACH ELEKTRYCZNYCH

PEMP

POLISH ENERGY EFFICIENT MOTOR PROGRAMME POL/02/G31/A/1G/99

Szymon LISZKA1

Cel projektu PEMP Celem PEMP jest zmniejszenie krajowej emisji CO2 związanej z produkcją energii elektrycznej poprzez efektywne wykorzystanie energii elektrycznej w układach napędowych. Sposób osiągnięcia celu projektu Ograniczenie zużycia energii elektrycznej w układach napędowych zostanie osiągnięte poprzez: przekształcenie rynku silników elektrycznych polegające na upowszechnieniu silników

energooszczędnych (wysokosprawnych), upowszechnienie wiedzy o możliwościach w zakresie stosowania efektywnych energetycznie

rozwiązań napędowych i korzyściach z tego wynikających, zaprojektowanie i uruchomienie mechanizmów, dla wdrażania energooszczędnych rozwiązań

napędowych. Bezpośrednie działania objęte Projektem Uruchomienie i finansowanie działalności Centrum Wspierania Wdrożeń (Centrum PEMP). Realizacja programu rabatowego sprzedaży elektrycznych silników energooszczędnych. Realizacja projektów demonstracyjnych. Zaprojektowanie i doprowadzenie do uruchomienia mechanizmów wykonawczych do polityki

państwa w zakresie efektywności energetycznej.

Instytucje realizujące i finansujące projekt oraz ich zadania Globalny fundusz środowiska GEF (Global Environment Facility - GEF) powstał w 1991 roku jako mechanizm finansowy początkowo zarządzany przez 3 agendy ONZ: Bank Światowy, UNEP oraz UNDP. Dołączyły do nich UNIDO, FAO oraz regionalne banki rozwoju. Celem Funduszu jest osiągnięcie poprawy stanu środowiska naturalnego w tak kluczowych dziedzinach jak: ochrona bioróżnorodności, ochrona wód międzynarodowych czy zapobieganie zmianom klimatycznym. Od 1992 roku Polska otrzymała pomoc finansowaną z funduszu o wartości ponad 70 mln USD w ramach małych, średnich i dużych projektów. Jednocześnie do tych projektów zmobilizowano wielokrotnie więcej funduszy z finansowania równoległego www.gefweb.org 1 FEWE Katowice

Szymon Liszka


Program Narodów Zjednoczonych ds. Rozwoju UNDP UNDP tworzy w ramach Organizacji Narodów Zjednoczonych globalną sieć na rzecz rozwoju, promując zmiany na lepsze i umożliwiając krajom wymianę doświadczeń, wiedzy i zasobów, które mają pomóc mieszkańcom globu w tworzeniu lepszego świata. W Polsce UNDP wspiera m.in. rozwój gospodarczo-ekonomiczny i społeczny. UNDP obecne jest w 166 krajach, współpracuje z ich przedstawicielami nad rozwiązaniem problemów rozwojowych tak na narodowym jak i globalnym poziomie. Przedstawicielstwo UNDP w Polsce zostało otwarte 1 sierpnia 1990 r. w Warszawie. Na jego czele stoi Stały Przedstawiciel UNDP, pełniący jednocześnie funkcję Stałego Koordynatora Systemu ONZ w Polsce. www.undp.org.pl Krajowa Agencja Poszanowania Energii KAPE SA powstała w 1994 r. prowadzi działalność o charakterze użyteczności publicznej nie nastawioną na maksymalizację zysku. W swojej działalności koncentruje się na zadaniach związanych z efektywnością energetyczną, wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii i ochroną środowiska. KAPE S.A., w ramach wdrażania na poziomie narodowym zasad zrównoważonej polityki energetycznej, prowadzi działalność edukacyjną, doradczą, ekspercką i szkoleniową związaną z racjonalizacją gospodarki energetycznej przy zachowaniu zasad ochrony środowiska. Inicjuje przedsięwzięcia proekologiczne związane z wytwarzaniem, przesyłaniem i użyciem energii. W znaczącej części swoją działalność opiera na realizacji programów międzynarodowych, w tym głównie Unii Europejskiej. www.kape.gov.pl Fundacja na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii FEWE powstała w 1990 roku jako organizacja niezależna, pozarządowa i nie tworząca zysku. Fundacja podjęła misję promowania racjonalnego wykorzystania energii oraz przyjaznego środowisku jej wytwarzania, a od 1999 roku również misję tworzenia nowych miejsc pracy. FEWE jest uznaną w kraju i za granicą organizacją prowadzącą działalność w zakresie szeroko rozumianej gospodarki energetycznej. Tworzy i doprowadza do praktycznego stosowania nowoczesne rozwiązania techniczne, ekonomiczne, finansowe i organizacyjne, stąd swoje działania i pomoc kieruje zarówno do decydentów politycznych, działaczy społecznych, jak i producentów, dostawców i konsumentów energii. W celu zapewnienia sobie stałości finansowania Fundacja podejmuje również działalność gospodarczą. www.fewe.pl Zarządzanie projektem

Agencja wykonawczai wdrażająca KAPE S.A.

UNDP / GEF

Podwykonawcy

KomitetSterujący

Finansowanie

Doradztwo, opiniowanie, nadzór

PMU

II Agencja wdrażającaFEWE

Centrum PEMP

PMU - Jednostka kierująca projektem

POLSKI PROGRAM EFEKTYWNEGO …


Powiązania i działania agencji wdrażających projekt

Tło projektu Produkcja energii w Polsce oparta jest głównie na wykorzystaniu węgla kamiennego i brunatnego. Dziewięćdziesiąt pięć procent energii elektrycznej jest wytwarzane w elektrowniach wykorzystujących węgiel oraz w opalanych węglem elektrociepłowniach. Skutkiem tego, procentowy udział dwutlenku węgla emitowanego przy wytwarzaniu energii elektrycznej w łącznej krajowej emisji dwutlenku węgla stanowi 38 procent z czego 50% jest przypisywane elektrycznym układom napędowym (tzn. 60 milionów ton CO2 w skali roku). W 2001 roku, roczna emisja CO2 w Polsce wyniosła 318 milionów ton CO2.

Agencja wykonawczai wdrażająca KAPE S.A.

Zaprojektowanie i doprowadzeniedo uruchomienia mechanizmów wykonawczych

do polityki państwa w zakresie efektywnościenergetycznej

Realizowane zadania

PMU

II Agencja wdrażającaFEWE

Centrum PEMP

PMU - Jednostka kierująca projektem

Zaprojektowanie i pomocw uruchomieniu mechanizmów

wspierających wdrażanie energooszczędnychrozwiązań napędowych

Zapewnienie funkcjonowaniaCentrum PEMP po zakończeniufinansowaniaz funduszu GEF

Realizacja programurabatowego sprzedaży elektrycznych

silników energooszczędnych

Upowszechnieniewiedzy o możliwościachw zakresie stosowania

efektywnych energetycznierozwiązań napędowych

i korzyściach z tegowynikających

Realizacjaszeregu projektówdemonstracyjnych

dostarczanie informacjii usług związanych z energooszczędnymi

układami napędowymi

Szymon Liszka


Elektryczne układy napędowe (obejmujące silniki, napędy, pompy, wentylatory oraz układy sterowania) wykorzystują 40 do 50 procent całej energii elektrycznej zużywanej w Polsce. Ten udział rozkłada się różnie w poszczególnych sektorach gospodarki: począwszy od 40-90 procent w sektorze produkcyjnym do 20-40 procent sektorze gospodarstw domowych i gospodarki komunalnej. Największe udziały w zużyciu energii elektrycznej w Polsce, które wynoszą 122.8 TWh rocznie posiadają: działalność wytwórcza (35 procent), zaopatrzenie w energię, gaz, ciepło i wodę (17 procent) oraz gospodarstwa domowe (17 procent).

Polska - roczna emisja CO2 318 mln ton

19%

19%62%

W wyniku produkcji energii elektrycznej na potrzeby napędów elektrycznychW wyniku produkcji energii elektrycznej na pozostałe potrzeby

Najbardziej znaczącym zastosowaniem układów elektrycznych napędowych (60 procent zużycia energii elektrycznej) jest ich wykorzystanie do podnoszenia ciśnienia, tłoczenia i przesyłu cieczy i gazów przy użyciu pomp, wentylatorów, kompresorów, itp. w trzech sektorach przemysłu: sektorze wytwórczym, sektorze energetycznym (zaopatrzenie w energię, gaz, ciepło i wodę) oraz w górnictwie i kopalnictwie. Ocenia się, iż potencjał techniczny oszczędności energii elektrycznej w elektrycznych układach napędowych, w ich zastosowaniach we wspomnianych sektorach, wynosi 3.9 TWh/rok. Pozostałe 40 procent zużycia energii elektrycznej przez elektryczne układy napędowe następuje w transporcie pasażerów i ładunków oraz przy przetwarzaniu surowców. Łączny potencjał techniczny oszczędności jest szacowany na 6.3 TWh/rok (stanowi to 5.1 procent całkowitego zużycia energii elektrycznej w Polsce). Mimo że efektywne wykorzystanie energii jest obszarem priorytetowym polskiej polityki energetycznej i polityki ochrony klimatu Ziemi, udział rynkowy energooszczędnych układów napędowych wyposażonych w wysokosprawne silniki elektryczne, układy regulacji i energooszczędne urządzenia napędzane, jest obecnie bardzo niski za przyczyną szeregu barier. „Polski program efektywnego wykorzystania energii w napędach elektrycznych” - PEMP ma na celu pokonanie istniejących barier oraz upowszechnienie stosowania energooszczędnych rozwiązań napędowych. Działania związane z realizacją projektu PEMP będą dotyczyć kluczowych technologii i sektorów przedstawionych w „Założeniach Polityki Energetycznej Polski” ze szczególnym uwzględnieniem przemysłu wytwórczego, sektora energetycznego (energia cieplna), gospodarki komunalnej (zaopatrzenie w wodę oraz odprowadzanie i oczyszczanie ścieków), a także górnictwa i kopalnictwa. Projekt PEMP przewiduje kompleksowe działania polegające na pokonaniu istniejących barier informacyjnych, finansowych, braku zdolności do realizacji projektów oraz barier instytucjonalnych.

POLSKI PROGRAM EFEKTYWNEGO …


Czas trwania projektu

Kto może być beneficjentem programu Producenci energooszczędnych silników, układów regulacji i efektywnych energetycznie

pomp, wentylatorów, sprężarek itp. przez programy rabatowe lub promocję energooszczędnych urządzeń,

Duży użytkownicy energii elektrycznej przedsiębiorstwa wodociągowe i oczyszczania ścieków, ciepłownicze, energetyczne, przemysłowe przez korzystne finansowanie projektów demonstracyjnych i pomoc techniczną w powielanych wdrożeniach

Średni i mali użytkownicy energii elektrycznej przez szkolenia, wzorcowe audyty energetyczne, serwis informacyjny, nowe sposoby finansowania itp.

Projektanci, konsultanci, audytorzy, firmy usługowe itp. przez poradniki, szkolenia, serwis informacyjny, umożliwiający wejście na nisze rynkowe,

Instytucje naukowo-badawcze przez współpracę w tworzeniu programów i materiałów szkoleniowych, dostęp do informacji oraz definiowanie i aplikowane projektów badawczo-rozwojowych do innych źródeł finansowania.

Kontakt z nami: Krajowa Agencja Poszanowania Energii KAPE SA Tadeusz Skoczkowski, Ryszard Zwierchanowski - KAPE, ul. Pożaryskiego 28, 04-703 Warszawa Fundacja na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii FEWE Sławomir Pasierb, Szymon Liszka - FEWE, ul. Wierzbowa 11, 40-169 Katowice Szczegółowa oferta oraz bieżące informacje o realizacji programu dostępne są na stronach internetowych www.fewe.pl i www.kape.gov.pl

Szymon Liszka


EMINARIUM TARGOWE


ZARZĄDZANIE ENERGIĄ W SYSTEMACH FOTOWOLTAICZNYCH

Jerzy CHOJNACKI1

Janusz TENETA2 Tomas DURIS3

STRESZCZENIE W artykule poruszone zostaną zagadnienia związane z zarządzaniem przepływami energii w wydzielonych systemach fotowoltaicznych. Uwaga skupiona zostanie na regulatorach ładowania, ich zadaniach podstawowych i funkcjach dodatkowych. Poruszony zostanie problem śledzenia maksymalnego punktu mocy generatora fotowoltaicznego i dopasowania generatora do obciążenia w różnych warunkach oświetleniowych. Następnie zostaną omówione zaawansowane metody zarządzania energią w systemie. Na koniec pokazane będzie przykładowe rozwiązanie rozproszonego sterowania, pozwalające na dynamiczną rekonfigurację systemu fotowoltaicznego. STRUKTURA WYDZIELONEGO (AUTONOMICZNEGO) SYSTEMU FOTOWOLTAICZNEGO Fotowoltaiczny system wydzielony, to system który nie posiada połączenia z publiczna siecią energetyczną. Aby omówić strukturę takiego systemu najlepiej posłużyć się jego ogólnym schematem blokowym przedstawionym na rysunku 1. Schemat z rys. 1 ma zastosowanie do wszystkich klasycznych konfiguracji wydzielonych systemów PV . Oczywiście w konkretnych aplikacjach, pewne elementy mogą nie występować (np. generator pomocniczy lub inwerter dla obciążenia zmiennoprądowego). Regulator ładownia znajduje się w samym centrum systemu sterując przepływem energii. Jedyny przypadek gdy to urządzenie okazuje się zbyteczne zachodzi, kiedy system pracuje bez banku energii (bezpośrednie podłączenie obciążenia do baterii słonecznych). Wynika z tego jasno, że podstawową funkcją regulatora ładowania jest nadzór nad akumulatorem, a w szczególności: • zabezpieczenie akumulatora przed zbyt głębokim rozładowaniem • zabezpieczenie akumulatora przed przeładowaniem • dobór odpowiedniej metody ładowania uwzględniającej typ akumulatora, jego temperaturę

i aktualny stopień naładowania Granica bezpiecznego rozładowania akumulatora wyznaczana jest na podstawie jego napięcia lub analizy poprzednich cykli ładowania/rozładowania. Często stosuje się zmienne poziomy

1 Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki

i Elektroniki, Katedra Automatyki 2 Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki

i Elektroniki, Katedra Automatyki 3 Slovak University of Technology in Bratislava, Faculty of Electrical Engineering and Information

Technology

Jerzy Chojnacki, Janusz Teneta, Tomas Duris


Rys. 1. Ogólny schemat hybrydowego, wydzielonego systemu fotowoltaicznego

napięciowe zależne od aktualnego prądu rozładowującego. Najczęściej spotykane akumulatory kwasowo-ołowiowe nie powinny być rozładowywane głębiej niż do 80% pojemności nominalnej. Nie powinny też długo pozostawać w stanie rozładowania (zaleca się co najmniej jedno pełne ładowanie co 2-3 tygodnie). Dlatego bardziej zaawansowane regulatory, w okresie zimowych niedoborów energii słonecznej (rozpoznawanym w procesie samouczenia) zmieniają automatycznie granicę bezpiecznego rozładowania do poziomu ok. 60%. Należy tutaj również zwrócić uwagą na różnice w procesach ładowania i rozładowania akumulatorów otwartych (z płynnym elektrolitem) i akumulatorów żelowych. Końcowe napięcie ładowania tych pierwszych wynosi ok. 2,27V/celę i wymagane jest okresowe ładowanie z gazowaniem (ok. 2,42V/celę). Dla akumulatorów żelowych (zamkniętych) końcowe napięcie ładowania wynosi ok. 2,35V/celę i niedopuszczalne jest ładowanie gazujące. Niestety większość regulatorów oferowanych do pracy z oboma wspomnianymi typami akumulatorów, przy akumulatorach żelowych wyłącza jedynie funkcję gazowania, pozostawiając końcowe napięcie ładowania równe 2.27V/celę. W efekcie akumulator żelowy pracuje w stanie ciągłego niedoładowania, co drastycznie skraca jego żywotność. Stosowanie w regulatorach szybkich elementów przełączających (tranzystory FET) pozwala na używanie podczas ładowania metod PMW (modulacji szerokości impulsu), które to znakomicie przyspieszają ten proces. Regulator ładowania ma za zadanie również informowanie obsługi o aktualnym stanie pracy systemu. Może to robić na wiele sposobów – od prostej sygnalizacji diodami LED do wielofunkcyjnych wyświetlaczy LCD. Spotyka się również regulatory ładowania wyposażone w wewnętrzną pamięć pozwalającą na rejestrowanie istotnych parametrów systemu w długich okresach czasu, ich późniejszy odczyt i analizę.

Rys 2. Przykłady wizualizacji danych przez regulatory ładowania (od lewej: Panelectron PRS4A, Steca

PR1010, Neste Genio NCC9 ze zdalnym panelem operatorskim)

ZARZĄDZANIE ENERGIĄ …


Spotyka się również implementowanie w regulatorach ładowania innych funkcji (np. załącznika zmierzchowego), upraszczających budowę systemów oświetleniowych. W przypadku fotowoltaicznych systemów hybrydowych, najczęściej na regulatorze ładowania spoczywa też sterowanie generatorem pomocniczym (uruchamianie, regulacja mocy, zatrzymanie). ŚLEDZENIE MAKSYMALNEGO PUNKTU MOCY Ponieważ projektowanie (wymiarowanie) wydzielonych systemów fotowoltaicznych, przeprowadza się dla spodziewanych najgorszych warunków oświetleniowych (zima), dlatego istotnym problemem jest najefektywniejsze wykorzystanie mocy znamionowej generatora. Należy sobie jasno powiedzieć, że parametry baterii słonecznych (moc i sprawność) podawane przez producentów na tabliczkach znamionowych, niewiele mają wspólnego z ich zachowaniem podczas normalnej pracy. Moduły PV cechuje się w warunkach testu standardowego (STC): promieniowanie słoneczne o natężeniu 1000W/m2 i widmie AM 1.5 , temperatura modułu (a właściwie temperatura złącz półprzewodnikowych w module ) 25 oC. W rzeczywistych warunkach pracy moduł osiąga znacznie wyższe temperatury (w naszym klimacie ok. 50oC), a promieniowanie słoneczne rzadko dochodzi do 1000W/m2. Występują również inne zjawiska (np. kierunkowość promieniowania) powodujące obniżenie rzeczywistej sprawności. Dlatego też projektowanie systemu fotowoltaicznego jedynie w oparciu o parametry znamionowe modułów jest dużym błędem.

Rys. 3. Charakterystyki prądowo napięciowe modułu Shell Solar ST40 (moc znamionowa 40W)

Na rys 3 przedstawiono charakterystyki prądowo-napięciowe modułu ST40 dla warunków zbliżonych do rzeczywistej pracy (temperatura 45oC, oświetlenie 400 i 800W/m2). Z rysunku wynika że po uwzględnieniu zredukowanego oświetlenia (prąd modułu jest w zasadzie liniowo proporcjonalny do oświetlenia) uzyskujemy mniej niż 90% mocy znamionowej modułu. Jeśli założymy, że nasze obciążenie ma charakter rezystancyjny, to jego optymalna wartość dla oświetlenia 800W/m2 wyniesie R=UMPP800/IMPP800≈8 Ω. Jeśli jednak przy takim samym obciążeniu, oświetlenie spadnie do poziomu 400W/m2, to znajdziemy się na charakterystyce w punkcie PLOAD.



Oznacza to, że uzyskamy z modułu moc stanowiącą ok. 60% mocy możliwej do uzyskania (PMAX400) przy takim oświetleniu. Aby zapobiegać przeciążaniu modułu prądem większym niż ten odpowiadający punktowi mocy maksymalnej, regulator ładowania musi posiadać wewnętrzną przetwornicę DC-DC (wzmacniacz prądu). Ponieważ regulator ładowania nie dostaje dokładnych informacji o poziomie oświetlenia oraz nie ma predefiniowanych charakterystyk prądowo napięciowych podłączonych do niego modułów PV, poszukiwanie chwilowej mocy maksymalnej odbywa się dynamicznie, najczęściej poprzez zaburzanie punktu pracy i obserwowanie wzrostu (spadku) mocy wyjściowej modułu. Funkcja ta określana jest w parametrach regulatora jako „śledzenie punktu mocy maksymalnej” (ang. MPP tracking). Przykładem regulatora, który wykorzystuje tą funkcję do ładowania akumulatorów jest NESTE GENIO NCC9 przedstawiony na rys 2.

ZAAWANSOWANE ZARZĄDZANIE ENERGIĄ W SYSTEMIE FOTOWOLTAICZNYM. W większości typowych, fotowoltaicznych systemów wydzielonych, do zarządzania energią wystarcza klasyczny regulator ładowania. Im bardziej jednak krytyczne stają się zagadnienia pewności i ciągłości dostaw energii do obciążenia, tym bardziej złożony jest problem optymalnego rozdysponowywania dostępnej w systemie energii. W takich przypadkach stosuje się specjalizowane układy zarządzania energią (Energy Management Systems). Zadania realizowane przez EMS można podzielić na kilka kategorii: o zarządzanie energią (szacowanie chwilowo dostępnej i potrzebnej energii)

określanie stopnia naładowania akumulatorów prognozowanie potrzeb odbiorników prognozowanie dostępnej energii (prom. słoneczne, inne źródła) sterowanie generatorami pomocniczymi gromadzenie rezerw energii (awaryjne i długoterminowe)

o zarządzanie odbiornikami (rozdysponowywanie dostępnej energii) załączanie czasowe załączanie czujnikowe ustalanie priorytetu działania sterowanie mocą

o stabilizowanie pracy systemu (kontrola stanu) nadzór nad algorytmami ładowania akumulatorów uwzględnianie nieelektrycznych form gromadzenia energii uwzględnianie stanów przejściowych przy załączaniu i wyłączaniu odbiorników oraz

generatorów pomocniczych monitorowanie poziomu paliwa w generatorach pomocniczych automatyczna kontrola poprawności działania poszczególnych komponentów systemu

o integracja z otoczeniem funkcje komunikacyjne współpraca z sąsiednimi systemami umożliwienie zdalnego nadzoru

o inne funkcje specjalne (zależne od konkretnej aplikacji) Aby możliwa była realizacja powyższych funkcji EMS musi dostawać znacznie więcej informacji o pracy systemu niż zwykły regulator ładowania ( w szczególności informacje o wszystkich prądach w systemie). Od strony sprzętowej EMS realizowany jest najczęściej poprzez specjalizowane układy mikroprocesorowe (mikrokontrolery) i posiada budowę zcentralizowaną lub rozproszoną (poszczególne zadania realizowane są przez współpracujące ze sobą podsystemy).



Rys. 4. Schemat fotowoltaicznego systemu oświetleniowego wyposażonego w EMS

Efekty działania EMS przedstawione zostaną na przykładzie fotowoltaicznego systemu oświetleniowego dla wiaty na przystanku autobusowym. Pod względem energetycznym jest to najtrudniejsza do realizacji kategoria systemów fotowoltaiczych, ponieważ występuje tu całkowita rozbieżność czasowa i ilościowa pomiędzy dostępną energią słoneczną a potrzebami odbiornika. Uproszczony schemat systemu przedstawiono na rys.4. System posiada 3 źródła światła, oświetlające odpowiednio: miejsce oczekiwania podróżnych, rozkład jazdy i tablicę reklamową. Oświetlenie główne (miejsce oczekiwania) ma najwyższy priorytet. Oświetlenie rozkładu jazdy jest impulsowe i załączane ręcznie. Oświetlenie tablicy reklamowej ma najniższy priorytet i jest załączane jedynie przy dużych zapasach energii w akumulatorze. Przypatrzmy się działaniu EMS w odniesieniu do oświetlenia głównego i porównajmy jego pracę z klasycznym systemem sterowanym regulatorem ładowania. Założenia projektu są następujące: przystanek użytkowany jest głównie przez młodzież szkolną, a system ma zapewnić oświetlenie w dwóch okresach: porannym (od godziny 5 rano do świtu) i wieczornym (od zmierzchu do godziny 2 w nocy). Maksymalny czas świecenia wynosi 10 godzin (w grudniu). EMS uczy się samodzielnie rozpoznawać sezonowe cykle długości dnia i nocy na podstawie zachowania fotogeneratora. Każdego popołudnia EMS oblicza ilość wyprodukowanej w ciągu dnia w generatorze PV energii, szacuje rezerwy w akumulatorze i znając długość nocy skraca w razie konieczności wieczorny cykl świecenia aby zapewnić pełny cykl poranny (ze względu na uczniów ma on większe znaczenie). Na rysunkach 5 i 6 pokazano działanie dwóch wariantów omawianego sytemu oświetleniowego (z klasycznym regulatorem i z EMS) w okresie zimowym (listopad). W pierwszym przypadku światło załączane jest na maksymalny czas aż wyczerpią się zapasy energii w akumulatorach ( od 1 do 6 listopada). Następnie (od 7 listopada) czas świecenia będzie zależny jedynie od energii wyprodukowanej. W efekcie system pracuje niestabilnie, przerywając okresowo działanie (17, 28 listopada), a akumulatory są ciągle niedoładowywane, co prowadzi do ich uszkodzenia.



0

50

100

150

200

250

300

350

400

01. L

is

03. L

is

05. L

is

07. L

is

09. L

is

11. L

is

13. L

is

15. L

is

17. L

is

19. L

is

21. L

is

23. L

is

25. L

is

27. L

is

29. L

is

0

2

4

6

8

10

12

Pro

dukc

ja e

nerg

ii [W

h/d]

Wyprodukowana energiaCzas załączenia lamp

Cza

s św

iece

nia

[h]

Rys. 5. Przebieg dziennego czasu załączenia lamp i produkcji energii a generatorze PV, w instalacji

oświetleniowej bez systemu EMS, dla typowych warunków pogodowych w listopadzie (Źródło: Fraunhofer ISE, Freiburg, Germany; Solarpraxis AG, Berlin, Germany)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

01. L

is

03. L

is

05. L

is

07. L

is

09. L

is

11. L

is

13. L

is

15. L

is

17. L

is

19. L

is

21. L

is

23. L

is

25. L

is

27. L

is

29. L

is

0

2

4

6

8

10

12

Pro

dukc

ja e

nerg

ii [W

h/d]

Cza

s św

iece

nia

[h]

C zas za łączenia lampW yprodukowana energia

Rys. 6. Przebieg dziennego czasu załączenia lamp i produkcji energii a generatorze PV, w instalacji

oświetleniowej z systemem EMS, dla typowych warunków pogodowych w listopadzie (Źródło: Fraunhofer ISE, Freiburg, Germany; Solarpraxis AG, Berlin, Germany)



Działanie EMS w drugim przypadku (rys 6) będzie polegało na sukcesywnym skracaniu okresów świecenia według klucza priorytetowego oraz względem aktualnej produkcji energii z generatorze PV i stanu rezerw w akumulatorach. W efekcie nie następuje całkowita przerwa w dostawach zasilania do lampy w najistotniejszym okresie porannym a akumulatory są ładowane w poprawny sposób. STEROWANIE ROZPROSZONE W SYSTEMACH FOTOWOLTAICZNYCH W ostatnich latach obserwuje się tendencje odchodzenia od zcentralizowanych systemów pomiarowo kontrolnych na rzecz układów rozproszonych. Pozwala to na stosowanie prostszych, specjalizowanych komponentów i na budowanie różnych konfiguracji przy użyciu tych samych podstawowych „klocków”. Tendencja ta dotarła też do fotowoltaiki. Przykładem takiego rozwiązania jest pokazany na rys. 7 system STECA SOLARIX TAROM.

Rys. 7. Główne elementy systemu STECA SOLARIX TAROM (od lewej): regulator ładowania, czujnik

prądu HS200, zdalny wyłącznik PA15, datalogger TARCOM Rodzina STECA TAROM obejmuje następujące główne moduły kontrolno-pomiarowe: • - R 235/245/30 - programowalny regulator ładowania (patrz rys.9 i 10) • - PA 15 - zdalny przełącznik • - HS200 - indukcyjny czujnik prądowy • - TARCOM - zewnętrzny datalogger z interfejsem do komputera PC Na rysunku 8 pokazano przykładowy schemat wydzielonego systemu fotowoltaicznego zbudowanego w oparciu o urządzenia STECA SOLARIX TAROM. Filozofia działania systemu opiera się na pomiarach dokonywanych przez regulator ładowania bezpośrednio lub pośrednio (z użyciem czujnika HS200). Odpowiednio przetworzone dane



Rys. 8. Przykład konfiguracji systemu STECA SOLARIX TAROM

pomiarowe wysyłane są w postaci komunikatów cyfrowych (kluczowana fala dużej częstotliwości) na prądowe linie łączące regulator z akumulatorami. Zdalne przełączniki PA15 podpięte do tych linii odbierają komunikaty i w zależności od ustawionej funkcji podejmują odpowiednie działania. Ponieważ w prezentowanym systemie istnieje możliwość pobierania i/lub dostarczania prądu z /do akumulatora bez udziału regulatora ładowania, niezbędne staje się zastosowanie czujnika prądowego HS200 bezpośrednio za zaciskach akumulatora. Przekazuje on informacje do regulatora ładowania pozwalając na pełny bilans prądów i stosowanie sterowania opartego na faktycznym stopniu naładowania akumulatorów (SOC).

Rys. 9. Układ menu regulatora Steca Solarix Tarom



Rys. 10. Okna informacyjne regulatora Steca Solarix Tarom

Przełącznik PA15 posiada następujące tryby pracy: • SOC MANAGER - decyduje o momencie podpięcia i odpięcia dodatkowych obciążeń

w oparciu o aktualny stan naładowania akumulatora. Niezależne ustawienie poziomu załączania i wyłączenia pozwala na nadawanie różnych priorytetów poszczególnym urządzeniom zasilanym przez system fotowoltaiczny.

• GENERATOR MANAGER - załącza generator pomocniczy w chwili gdy akumulatory zostaną rozładowane poniżej ustalonego poziomu. W zależności od typu konkretnego generatora może wystąpić konieczność zastosowania dodatkowego przekaźnika wykonawczego.

• SOLAR MANAGER - pozwala na automatyczne rekonfigurowanie macierzy ogniw słonecznych zasilających system. Przy dużych prądach obciążenia i niecałkowitym naładowaniu akumulatora dodatkowe podsystemy fotowoltaiczne mogą być podpinane bezpośrednio do akumulatora. Każdy podsystem identyfikowany jest odrębnym znacznikiem determinującym maksymalny stopień naładowania akumulatora, przy którym podsystem musi już być odłączony. Końcowa faza ładowania akumulatora odbywa się zawsze poprzez moduły fotowoltaiczne podpięte bezpośrednio do regulatora ładowania. Dołączanie dodatkowych baterii słonecznych do systemu za pośrednictwem PA15 wymaga zastosowania dodatkowego przekaźnika wykonawczego.

• EXCESS MANAGEMENT - zapobiega traceniu nadmiaru energii z baterii słonecznych. W przypadku pełnego naładowania akumulatorów i zaspokojenia wszelkich potrzeb energetycznych obciążenia, w chwilach silnego nasłonecznienia ogniwa słoneczne mogą posiadać jeszcze zapas produkcji energii. Aby go nie tracić przełącznik PA15 pracujący w trybie EXCESS załącza wtedy zasilanie dodatkowych urządzeń posiadających możliwość gromadzenia energii (np. podgrzewanie wody w zbiorniku). Można w ten sposób również chwilowo zasilać urządzenia normalnie zasilane z innych źródeł energii (np. pompy wodne). Maksymalne wykorzystanie energii dostępnej z baterii słonecznych znacząco podnosi współczynniki statystycznej sprawności całego systemu fotowoltaicznego.

• NIGHTLIGHT - funkcja wyłącznika zmierzchowego. Regulator ładowania badając charakterystyki prądowo-napieciowe podpiętych do niego modułów PV rozpoznaje nadejście nocy. Odpowiednią informację wysyła w formie komunikatu cyfrowego na linie prądowe akumulatora. Przełącznik PA15 odbierając taki komunikat może pełnić rolę wyłącznika zmierzchowego, załączającego konkretne obciążenie jedynie w godzinach nocnych. Sposób rozpoznawania czy spadek promieniowania słonecznego jest wynikiem nastania nocy czy tylko chwilowymi warunkami pogodowymi jest bardziej złożony i stanowi zaimplementowaną funkcje regulatora ładowania. Istnieje również możliwość ustawienia opóźnienia czasowego pomiędzy wykryciem spadku/wzrostu oświetlenia a wysłaniem odpowiedniego komunikatu.



Należy dodać, że zdalny przełącznik PA15 posiada (wyłączaną) sygnalizację dźwiękową ułatwiającą ustawianie progów zadziałania oraz ostrzegającą wcześniej o mającym nastąpić wyłączeniu podpiętego do niego obciążenia. Dodatkową funkcją PA15 jest możliwość wymuszenia zmiany stanu jego wyjścia poprzez chwilowe zwarcie odpowiednich zacisków sterujących. Pobieżną analizę pracy systemu fotowoltaiczego umożliwia prosty, wbudowany w regulator ładowania datalogger. Jednak dopiero podpięcie zewnętrznego dataloggera TARCOM, będącego jednocześnie interfejsem do komputera PC i wykorzystanie firmowego oprogramowania konfiguracyjno-pomiarowego otwiera pełne możliwości analityczne.

Rys. 11. Okno programu narzędziowego Steca Solarix Tarcom

Rys. 12. Wizualizacja i analiza danych

PODSUMOWANIE Podstawowym urządzeniem odpowiedzialnym za kontrolę przepływów energii w wydzielonych systemach fotowoltaicznych jest regulator ładowania. Na przestrzeni lat zmieniały się zadania stawiane temu urządzeniu. Rozwój techniki mikroprocesorowej spowodował, że dzisiejsze regulatory ładowania realizują znacznie więcej funkcji niż tylko pierwotnie przypisana im ochrona akumulatorów. Czasem jednak złożoność zadań stawianych całemu systemowi fotowoltaicznemu wymaga stosowania specjalistycznych układów zarządzania energią (EMS) wyposażonych we własne, zaawansowane algorytmy decyzyjne. Fotowoltaika poddała się również ogólnemu



trendowi w konstrukcji systemów pomiarowo – kontrolnych, czyli odejściu od układów centralnych, na rzecz systemów rozproszonych. Ułatwia to znakomicie adaptację instalacji fotowoltaicznej do konkretnych potrzeb przy wykorzystaniu standardowych, specjalizowanych komponentów systemu. LITERATURA [1] Lugue A., Hegedus S. “Handbook of Photovoltaic Science and Engineering” John Wiley&

Sons Ltd. 2003, West Sussex , England [2] J. Benz; Energiemanagement für autonome Photovoltaik-Systeme, Proceedings Photovoltaisch

versorgte Geräte und Kleinsysteme, OTTI Energie-Kolleg, Regensburg, Germany, 2001, Page 373 –389

[3] Dokumentacja STECA SOLARIX TAROM http://www.stecasolar.com/bedienung/TAROM_E.pdf http://www.stecasolar.com/bedienung/PA15_E.pdf http://www.stecasolar.com/bedienung/TarCom_E.pdf http://www.stecasolar.com/bedienung/PAHS200%20_E.pdf



EMINARIUM TARGOWE


SYSTEMY FOTOWOLTAICZNE W INFRASTRUKTURZE DROGOWEJ

Jerzy CHOJNACKI1

Łukasz WIĘCKOWSKI2

WSTĘP W ostatnich kilku latach obserwuje się coraz powszechniejsze zastosowania różnego rodzaju systemów fotowoltaicznych w bardzo wielu obszarach ludzkiej działalności. Niewątpliwym dowodem na wyżej sformułowane stwierdzenie, jest gwałtowny przyrost zapotrzebowania na moduły fotowoltaiczne (zwane także ogniwami słonecznymi). W ostatnich trzech latach, roczne przyrosty produkcji modułów fotowoltaicznych, wynoszą 36% i mają ciągle tendencję wzrostową. Tak wielki przyrost zapotrzebowania, spowodował bardzo poważne braki na rynku. Obecnie wszyscy czołowi producenci mają wypełnione portfele zamówień do końca przyszłego roku. Przedstawiona tu sytuacja, wynika z wielu czynników. Najważniejszy z nich, to konieczność poszukiwania nowych, alternatywnych źródeł energii. Energia otrzymywana z ogniw słonecznych, jako rezultat bezpośredniego przetworzenia energii promieniowania słonecznego w energię elektryczną, jest najbardziej obiecującą formą produkcji energii elektrycznej, która w żaden sposób nie zagraża środowisku naturalnemu. Taki sposób wytwarzania energii elektrycznej, pozwala między innymi na specyficzne zastosowania np. w układach wymagających zasilania a oddalonych od źródeł konwencjonalnych oraz w przypadkach, gdy nie jest uzasadnione budowanie linii zasilających ze względu na koszty. Interesującym i intensywnie rozwijanym obszarem zastosowań fotowoltaiki, jest tzw. infrastruktura drogowa, rozumiana jako wyposażenie w odpowiednie znaki informacyjne i organizujące ruch: dróg, autostrad i wszelkiego rodzaju skrzyżowań. KLASYFIKACJA SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH Podstawowym elementem każdego systemu fotowoltaicznego, jest generator fotowoltaiczny, czyli struktura złożona z odpowiedniej ilości połączonych szeregowo ogniw słonecznych, zwanych jednostkowymi, tworzących tzw. moduł fotowoltaiczny, czyli element o określonych parametrach charakterystycznych, takich jak napięcie, prąd i moc. Cechy te charakteryzują każdy rodzaj modułu wykonanego na bazie krzemu, niezależnie od zastosowanej technologii [1]. Systemy fotowoltaiczne z punktu widzenia ich konstrukcji, najogólniej można podzielić na dwie zasadnicze grupy: • stacjonarne, • nadążne. Z punktu widzenia zastosowań systemów fotowoltaicznych, w układach infrastruktury drogowej interesujące są tylko układy stacjonarne. Układy takie będą pracowały jako systemy autonomiczne, zasilające konkretne odbiorniki, na ogół stałoprądowe. 1 Katedra Automatyki, AGH Kraków, [email protected] 2 Dział Techniczny, AGH Kraków

Jerzy Chojnacki, Łukasz Więcławski


Stacjonarne systemy fotowoltaiczne Podstawowy schemat systemu fotowoltaicznego stacjonarnego przedstawiono na Rys. 1.

Rys. 1. Schemat prostego systemu fotowoltaicznego - stacjonarnego System stacjonarny, pokazany na Rys. 1, składa się z kilku zasadniczych elementów: • generatora fotowoltaicznego (GF), o mocy elektrycznej dobranej do konkretnego odbiornika, • regulatora (R), pod tym pojęciem będziemy rozumieć urządzenie elektroniczne, które

w zależności od przeznaczenia może pełnić w systemie wielorakie funkcje, np. regulacyjne, przełączające itp.,

• baterii akumulatorów (BA), pełniących funkcje magazynu energii elektrycznej, potrzebnej do zasilania odbiornika w okresach, kiedy generator fotowoltaiczny nie jest oświetlony,

• odbiornika (O), czyli elementu, który musi być aktywny w ściśle określonych przedziałach czasowych.

Istotną cechą układów stacjonarnych (stąd zresztą wywodzi się ich nazwa), jest sposób montażu generatora fotowoltaicznego. Najczęściej generator fotowoltaiczny zainstalowany jest w stałym położeniu względem powierzchni Ziemi i skierowany na południe (jeżeli nie znajduje się poziomo względem powierzchni Ziemi). Typowe sposoby montażu generatorów fotowoltaicznych przedstawiono schematycznie na Rys 2.

Rys. 2. Sposoby montażu generatorów fotowoltaicznych Oczywiście w pewnych przypadkach układ stacjonarny może być tak skonstruowany, że jest możliwość niewielkiej modyfikacji kąta nachylenia generatora fotowoltaicznego, w stosunku do płaszczyzny horyzontu. Na ogół tego rodzaju korekcji nachylenia dokonuje się ręcznie. Przypadki takie zostaną omówione w dalszej części artykułu.

R O

BA

SYSTEMY FOTOWOLTAICZNE …


Podstawowe założenia do projektowania stacjonarnych systemów fotowoltaicznych Projektowanie systemu fotowoltaicznego jest procesem wieloetapowym, wymagającym spełnienia kilku podstawowych warunków. Najistotniejsze jest precyzyjne określenie zapotrzebowania na energię elektryczną w ciągu doby. Następny etap projektowania to wybór rodzaju modułu fotowoltaicznego i określenie jego powierzchni i w konsekwencji mocy elektrycznej. Ważnym etapem, z punktu widzenia zastosowań jest określenie wielkości magazynu energii, czyli pojemności akumulatora. Dobór właściwego rodzaju obciążenia wynika z przeznaczenia systemu fotowoltaicznego. W układach stosowanych w infrastrukturze drogowej, są to najczęściej różnego rodzaju źródła światła, montowane na znakach drogowych i różnego rodzaju tablicach ostrzegawczych i informacyjnych. Obecnie są to na ogół diody o dużej intensywności świecenia i relatywnie bardzo małym poborze prądu. Ma to swoje konsekwencje w coraz szerszym stosowaniu źródeł fotowoltaicznych, do zasilania różnych urządzeń, mimo relatywnie niewielkiej sprawności tych generatorów energii. Funkcje spełniane przez system fotowoltaiczny, determinują złożoność elementu systemu nazwanego regulatorem. Jest to w istocie układ elektroniczny, często o dość złożonej budowie, który spełnia przede wszystkim funkcje regulatora napięcia ładowania akumulatora. Jest to niezwykle istotne, ponieważ trwałość akumulatora zależy w głównej mierze od procedur jego ładowania i rozładowania. Inne funkcje układu elektronicznego będą zależały od przeznaczenia całego systemu. Jak już wspomniano wyżej, projektowanie systemu fotowoltaicznego jest procesem wymagającym wielokrotnego powtarzania, ze względu na konieczność osiągnięcia kompromisu pomiędzy często sprzecznymi wymaganiami. Należy zwrócić uwagę na to, że projektowanie może być zrealizowane metodami przybliżonymi, lub z użyciem specjalizowanych pakietów do projektowania systemów fotowoltaicznych np. programu PVSYST. Zastosowanie specjalizowanych pakietów nie zwalnia jednak projektanta od niezbędnej ostrożności i dokładnej analizy uzyskanych rezultatów. Trzeba, bowiem pamiętać, że do symulacji przyjmowane są wyidealizowane parametry niektórych elementów. Parametry modułów fotowoltaicznych, przyjmowane są dla standardowych warunków, w jakich powinny one pracować. Są to tzw. warunki STC (Standard Test Conditions), określające natężenie promieniowania słonecznego na poziomie 1 000 W/m2, temperaturę pracy na poziomie 250C oraz tzw. współczynnik masy powietrza AM = 1,5[2]. Sposób, w jaki został zdefiniowany współczynnik AM zobrazowano na Rys. 3.

. Rys. 3. Definicja pojęcia masy powietrza AM [2]



Wzór, można stosować dla kąta zenitalnego 0 ≤ zΘ ≤ 700. W przypadku większych kątów, należy uwzględniać krzywiznę ziemi. Należy podkreślić, że rzeczywiste warunki, w jakich pracuje generator fotowoltaiczny są zawsze odmienne od tych zdefiniowanych jako STC. Już choćby zachmurzenie, zanieczyszczenia atmosfery, zmieniają często w znaczącym stopniu poziom rzeczywistego promieniowania słonecznego i w konsekwencji ilość energii dopływającej do generatora fotowoltaicznego. Jest oczywiste, że rozkład natężenia promieniowania słonecznego jest różny w różnych porach roku. Mogą również występować okresy (kilka do kilkunastu dni), całkowitego zachmurzenia, kiedy promieniowanie słoneczne jest na bardzo niskim poziomie albo nie ma go wcale. Wszystkie te czynniki muszą być uwzględniane w procesie projektowania dowolnego systemu fotowoltaicznego. Ze względu na ograniczone ramy artykułu nie jest możliwe przedstawienie całej procedury projektowania, zainteresowanym można polecić literaturę zamieszczoną na końcu artykułu. PRZYKŁADY ZASTOSOWAŃ Nawiązując do tematu mniejszego artykułu, można zaprezentować najciekawsze, powszechnie już stosowane autonomiczne systemy fotowoltaiczne, które znalazły zastosowanie w infrastrukturze drogowej. Pod użytym tutaj pojęciem infrastruktury drogowej będziemy rozumieć wyposażenie, w odpowiednie znaki informacyjne, organizujące i zabezpieczające ruch: dróg, autostrad i wszelkiego rodzaju skrzyżowań. Istnieją przypadki w których, możliwość zasilenia urządzeń ze stacjonarnych źródeł energii jest niemożliwa, a w przypadku konieczności oświetlenia znaków informacyjnych, ostrzegawczych, szczególnie w nocy dla użytkowników dróg, systemy fotowoltaiczne rozwiązują ten problem. Jako pierwsze rozwiązanie tego typu, można przedstawić tablice informacyjne produkowane przez firmę Solartech [3]. Informacja przekazywana jest użytkownikowi drogi w postaci graficznej. Matryca diod świetlnych, Rys. 4, umożliwia wyświetlenie między innymi do trzech linii tekstu, symboli graficznych stałych lub ruchomych, strzałek itp. Istnieje też możliwość zdefiniowania własnych symboli graficznych lub znaków.

Rys. 4 Tablice informacyjne firmy Solartech [3]



Tablice informacyjne są urządzeniami mobilnymi projektowanymi z myślą o przenoszeniu ich z miejsca na miejsce (na platformie jezdnej, na konstrukcji stojącej jako element samodzielny, lub jako urządzenie mocowane na pojeździe). Cały system informacyjny zasilany jest z generatora fotowoltaicznego (GE), o mocy 225, 300, 375 lub 450 [W], instalowanego na szczycie tablicy informacyjnej której wysokość wynosi ok. 2.5m Bateria akumulatorów (BA) składa się z 4 akumulatorów o pojemności 600Ah i napięciu znamionowym 12[V], każdy. Akumulatory zainstalowane są w podstawie konstrukcji, chronione przed wpływami atmosferycznymi odpowiednią obudową. System posiada regulator ładowania akumulatora posiadający wskaźnik, pokazujący stan aktualnego napięcia baterii, poziom jej naładowania oraz inne istotne parametry systemu.

Rys. 5. Panel sterujący Konstruktorzy rozwiązania, dostarczają do tablicy informacyjnej, panel sterujący Rys. 5, z przyjaznym dla użytkownika interfejsem, umożliwiający zaprogramowanie wyświetlanych komunikatów. Panel jak i całość prezentowanego rozwiązania jest również odporny na działania czynników atmosferycznych oraz mechanicznych ważnych ze względu na zastosowanie. Dokładne dane techniczne prezentowanych tablic informacyjnych oraz osprzętu zamieszczone są na stronie producenta [3]. Podobne rozwiązania promuje tajwańska firma Whalite [4], która w swoim asortymencie oferuje autonomiczne systemy organizujące i zabezpieczające ruch drogowy. W ofercie firmy można znaleźć między innymi: • podświetlane znaki drogowe, • podświetlane tablice informacyjne (zastosowanie typowe dla autostrad, dworców, ulic itp.), • sygnalizatory świetlne dla organizacji ruchu skrzyżowań, • sygnalizatory ostrzegawcze zapór kolejowych, a także, systemy oświetlenia ulicznego i dodatkowego: • światła punktowe, mocowane w nawierzchni jezdni (znajdują zastosowanie w podświetlaniu

płyt pasów startowych na lotniskach) Rys. 6, • światła dekoracyjne i użytkowe, • systemy oświetlenia dróg ewakuacyjnych, • systemy oświetlenia ulicznego. Wszystkie wyżej wymienione rozwiązania są systemami całkowicie samodzielnymi, nie wymagającymi podłączenia do stacjonarnych źródeł energii elektrycznej.



Rys. 6. Oświetlenie punktowe nawierzchni jezdni - produkty firmy Whalite [4]

Światła punktowe, pomimo małych rozmiarów (średnica 168 mm, wysokość 66mm) zamknięte w obudowie o klasie szczelności IP 68, są małymi układami fotowoltaicznymi Zbudowane są jak każdy mały system tego typu z miniaturowego generatora fotowoltaicznego (GF), akumulatora (BA) oraz regulatora (R). Odbiornikiem energii (O), jest tutaj układ 6 diod świecących LED, który regulator załącza przy progu oświetlenia zewnętrznego o wartości poniżej 300 Lux-ów. Układ zaprojektowany jest do pracy w trybie 12-godzinym. Podstawowe parametry techniczne urządzenia zaprezentowane zostały w celach poglądowych w tabeli nr 1.

Rys. 7.

Urządzenie będzie pracować niezawodnie, nawet przy zakładanym 15-dniowym okresie słabego nasłonecznienia. W tym przypadku założenia takie jak: precyzyjne określenie zapotrzebowania na energię elektryczną w ciągu doby, wybór rodzaju modułu fotowoltaicznego, określenie pojemności magazynu energii, właściwy wybór zastosowanego obciążenia zostały spełnione przez projektanta.



Tabela 1. Parametry techniczne – oświetlania punktowego nawierzchni jezdni

Napięcie w punkcie mocy maksymalnej [V] 3.5 Moduł fotowoltaiczny (GE) Prąd w punkcie mocy maksymalnej [mA] 75 Napięcie znamionowe [V] 2 Akumulator (BA) Pojemność [Ah] 2,5

Odbiornik energii (O) 6 diod LED Zużycie energii [mWS] 16,3

Następny przykład to systemy oświetlenia ulicznego zasilane energią słoneczną, rysunki 7 i 8. Jak widać cechą charakterystyczną tego typu układów jest moduł fotowoltaiczny instalowany na szczycie w sposób umożliwiający odpowiednie jego zorientowanie na promieniowanie słoneczne. Energia z generatora fotowoltaicznego podczas dnia magazynowana jest w akumulatorze znajdującym się u podstawy lampy. Odbiornikiem zmagazynowanej energii i źródłem światła, jest tutaj układ 240 diod świetlnych. Nad rozpływem i prawidłowym poziomem energii w systemie czuwa regulator. Regulator również załącza układ oświetlenia przy odpowiednio niskim progu oświetlenia zewnętrznego ustawianym przez użytkownika (zazwyczaj jest to zakres rzędu 50-300 Lux-ów). Obsługa techniczna systemu ogranicza się do prostych okresowych czynności mycia modułu fotowoltaicznego i sprawdzenia stanu połączeń elektrycznych lampy ulicznej. Tu również projektanci założyli 12 godzinny tryb pracy lamp, oraz przewidywali możliwość wystąpienia 15-dniowego okresu słabego nasłonecznienia. Poniżej w tabeli nr 2 zaprezentowane zostały parametry techniczne urządzenia.

Rys. 8.

Tabela 2. Parametry techniczne – oświetlania ulicznego

Napięcie w punkcie mocy maksymalnej [V] 20 Moduł fotowoltaiczny (GE) Prąd w punkcie mocy maksymalnej [mA] 1500 Napięcie znamionowe [V] 12 Akumulator (BA) Pojemność [Ah] 50

Odbiornik energii (O) 240 diod LED Zużycie energii [mWS] 3888



Zaprezentowane w artykule przykłady, wskazują na coraz powszechniejsze zastosowania różnego rodzaju systemów fotowoltaicznych. Jest to jednak mały wycinek światowego rynku, w którym fotowoltaika znajduje już zastosowanie. Artykuł ma na celu zaciekawienie tematem polskich projektantów i konstruktorów i dystrybutorów urządzeń. LITERATURA [1] T. Markvart, L.Castaňer - Photovoltaics Fundamentals and Applications, Elsevier, 2003r., [2] Z. Pluta – „Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej”, Wydawnictwo

Politechniki Warszawskiej 2000r. [3] SolarTech - www.solartechnology.com. [4] Whalite - www.whalite.com.tw.

EMINARIUM TARGOWE


TENDENCJE ROZWOJOWE OGNIW PALIWOWYCH

Piotr TOMCZYK1 Dorota OBŁĄKOWSKA2

STRESZCZENIE W ostatnim dziesięcioleciu nastąpił burzliwy rozwój technologii ogniw paliwowych. Jednocześnie, w miarę opracowywania prototypów stosów ogniw paliwowych, ciągle zmienia się planowany obszar ich zastosowań. O ile, na początku lat 1990 przewidywano budowę dużych zespołów generatorów ogniw paliwowych, mających zastąpić lokalne elektrownie, o tyle obecne prace ukierunkowane są głównie na urządzenia energetyki rozproszonej, samochody i zasilanie urządzeń przenośnych. KRÓTKI OPIS ZASADY DZIAŁANIA I TYPÓW OGNIW PALIWOWYCH Kilkanaście lat temu tylko entuzjaści i nieliczni specjaliści wiedzieli co to są ogniwa paliwowe, o tyle obecnie są one przedmiotem szerokiego zainteresowania, wiadomości na temat ich funkcjonowania i zastosowań rozpowszechniane są w audycjach telewizyjnych i radiowych a nawet artykułach prasy codziennej. Sprzyja temu pozorna prostota zasady działania ogniw paliwowych i bezpośrednie odniesienie do efektywności wykorzystania paliw i surowców energetycznych w okresie stale rosnących cen benzyny, gazu ziemnego i węgla.

Tabela 1. Podstawowe rodzaje ogniw paliwowych wodorowo-tlenowych

1 Wydział Paliw i Energii, Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-059 Kraków, al. Mickiewicza 30 2 Wydział Paliw i Energii, Akademia Górniczo-Hutnicza, 30-059 Kraków, al. Mickiewicza 30

Ogniwo paliwowe Polimerowe Alkaliczne Z kwasem fosforowym Węglanowe Tlenkowo-

ceramiczne Skrót angielski PEFC lub PEMFC AFC PAFC MCFC SOFC

Elektrolit Membrana polimerowa

Rozcieńczony lub stężony NaOH lub

KOH H3PO4

Stopiony eutektyk (Li/Na)2CO3 lub

(Li/K)2CO3

Najczęściej ZrO2+Y2O3

(YSZ) Jon przewodzący

w elektrolicie H+ OH- H+ CO32- O2-

Temp. pracy 60-90 °C 60-220 °C 200-230 °C 650 °C 1000 °C

Materiał elektrod Pt

Pt Anoda: Ni Raney’a

Katoda: na bazie Ag

Pt

Anoda: Ni

Katoda: NiO+Li2O

Anoda: Ni/ZrO2Katoda: na bazie La2O3

lub MnO2

Materiał elementów składowych

Materiały węglowe Materiały węglowe

Materiały grafitowe Stal nierdzewna Materiały

ceramiczne

Piotr Tomczyk, Dorota Obłąkowska


Ogniwa paliwowe (OP) są to ogniwa galwaniczne, do których substancje elektroaktywne (paliwo i utleniacz), biorące udział w reakcjach elektrodowych, dostarczane są z zewnątrz ogniwa. W tradycyjnych ogniwach jednorazowych (tzw. bateriach), substancje te zmagazynowane są wewnątrz urządzenia, a po ich wyczerpaniu ogniwo nadaje się, co najwyżej, do recyklingu. W akumulatorach substancje elektroaktywne odnawiane są w trakcie cyklu ładowania. Tak więc, w przeciwieństwie do ogniw jednorazowych i akumulatorów, ogniwa paliwowe działają, przynajmniej w teorii, tak długo jak długo dostarczane są do nich paliwo i utleniacz. Ogniwa paliwowe są wysokosprawnymi generatorami energii elektrycznej. Działają cicho, nie wytwarzając prawie substancji szkodliwych w trakcie pracy. Chociaż koncepcja ogniw paliwowych narodziła się już w połowie wieku XIX-tego, to ich szybki rozwój miał miejsce dopiero od połowy XX wieku i wiązał się z zastosowaniem wodoru jako paliwa. W tym okresie wyodrębniono pięć podstawowych rodzajów ogniw paliwowych wodorowo-tlenowych, przy czym kryterium podziału związane było z typem zastosowanego elektrolitu. Podstawowe właściwości ogniw paliwowych, uszeregowanych według tego podziału, przedstawione zostały w Tabeli 1. WCZESNE KONCEPCJE ZASTOSOWAŃ CYWILNYCH – GENERATORY STACJONARNE Od czasu pierwszego doświadczenia W. Grove’a z ogniwem paliwowym, przeprowadzonego w roku 1836, idea ta nie znalazła praktycznych zastosowań na szerszą skalę i co najwyżej była demonstrowana jako ciekawostka na uniwersyteckich kursach fizyki i chemii. Niewątpliwą przyczyną małej intensywności badań nad elektrochemicznymi źródłami energii w tym okresie była dominacja prądnicy jako wygodnego i niezawodnego źródła prądu dużej mocy (pierwsza prądnica samowzbudna była skonstruowana w roku 1866 przez W. Siemensa). Dopiero w latach 1950-tych przypomniano sobie o ogniwach paliwowych – sztuczne satelity ziemi, a później statki kosmiczne wymagały stosowania lekkiego i wysokowydajnego generatora energii elektrycznej o dużej mocy właściwej. Nie bez znaczenia były również potrzeby wojska, które w obliczu możliwej konfrontacji militarnej NATO i Państw Układu Warszawskiego w okresie zimnej wojny, gwałtownie unowocześniało swoje uzbrojenie, wprowadzając coraz więcej sprzętu elektronicznego. Duża część tego sprzętu wymagała zasilania z niestacjonarnych, wydajnych źródeł prądu o parametrach zbliżonych do parametrów generatorów stosowanych w statkach kosmicznych.

Generatory stacjonarne z OP z kwasem fosforowym Z początkiem lat 1990-tych zainteresowanie cywilnymi zastosowaniami ogniw paliwowych wyraźnie wzrosło. W okresie 40-tu lat wysiłek uczonych i inżynierów, poparty znacznymi środkami finansowymi (najczęściej z funduszy rządowych), zaowocował zwiększeniem niezawodności działania ogniw paliwowych, a przede wszystkim zmniejszeniem kosztów ich wytwarzania. Czynnikiem przełomowym było zastosowanie tanich materiałów węglowych jako materiałów konstrukcyjnych samego ogniwa oraz jego elementów pomocniczych. W pierwszej kolejności elementy wykonane z węgla lub pochodnych węgla zostały zastosowane do OP z kwasem fosforowym: elektrody zostały wykonane z sadzy, na której osadzono rozproszony katalizator platynowy, do elektrod przylegała warstwa papieru węglowego, służącego jako kolektor prądu, płynny elektrolit został umieszczony wewnątrz porowatej matrycy z węglika krzemu. W pierwszej kolejności rozpoczęto pracę nad dużymi, stacjonarnymi generatorami energii elektrycznej, o mocy powyżej 100 kW, upatrując szansy ich zastosowania w miejsce klasycznych elektrowni cieplnych. W okresie tym elektrownie cieplne pracowały z reguły ze współczynnikiem sprawności nie większym niż 30%. Oczekiwano, że sprawność generatorów z OP fosforowym wyniesie ok. 40 %. Pierwszy pomyślny test polowy instalacji PAFC o mocy 1 MW został przeprowadzony w roku 1977 w South Windsor, Connecticut; następna instalacja o mocy 4,5 MW miała zostać zbudowana

TENDENCJE ROZWOJOWE …


i wypróbowana w budynku na Manhattanie, prace jednak zostały skutecznie zahamowane przez przepisy licencyjne i zastrzeżenia straży pożarnej. W efekcie nigdy ich nie ukończono. Następne próby na dużą skale prowadzono już w Japonii, która przejawiała coraz większe zainteresowanie nową technologią. Tam też miała miejsce, po wstępnym teście instalacji 4,5 MW, budowa największej elektrowni działającej na zasadzie ogniwa paliwowego - o mocy nominalnej 11 MW [1]. Zespół ogniw paliwowych umieszczono na terenie elektrowni cieplnej w Goi nad Zatoką Tokijską, jako wspólne przedsięwzięcie IFC, Toshiba i Tokyo Electric Power Co. (TEPCO). Na budowę instalacji, w skład której wchodziło 18 jednostek wyprodukowanych przez IFC o mocy 670 kW każda, potrzebny był okres 13 miesięcy (od stycznia 1989 do lutego 1990), testy trwały od kwietnia 1991 do marca 1994. W sumie elektrownia przepracowała pod pełnym obciążeniem 9272 godziny. Sprawność elektryczna wyniosła 41,8%, odzysk ciepła odpadowego 32,2% a zawartość NOx w gazach wylotowych mniej niż 3 ppm. Zachęcające wyniki prób jak również zdobyte doświadczenie zaowocowały wprowadzeniem na rynek w roku 1992 pierwszego komercyjnego generatora ze stosem ogniw paliwowych z kwasem fosforowym o mocy elektrycznej 200 kW, PC-25 [2]. Oprócz energii elektrycznej jednostka dostarczała 264 kW ciepła przy temperaturze czynnika grzewczego 60°C lub opcjonalnie [132 kW (120°C) + 132 kW (60°C)]. PC-25 jest kompaktowym urządzeniem, przystosowane do bezpośredniego zasilania gazem ziemnym, składającym się z konwertora paliwa, stosu ogniw paliwowych, falownika zamieniającego prąd stały na prąd przemienny i szeregu urządzeń kontrolnych i sterujących. Zmodyfikowane modele PC-25 dostosowane zostały również do innego paliwa zasilającego niż gaz ziemny: biogazu pochodzącego z fermentacji metanowej z oczyszczalni ścieków i odpadów poprodukcyjnych z browarów oraz metanolu odpadowego pozyskiwanego z przemysłu elektronicznego [3-5]. Pomimo tego, że cena jednostki PC-25 nie była niska – wynosiła ok. 900,000 USD - to w ciągu kilku lat sprzedano do 19 krajów około 300. sztuk trzech sukcesywnie produkowanych wariantów jednostki PC-25. Jeszcze w roku 2001, w samych tylko Stanach Zjednoczonych, zainstalowano 17-cie nowych jednostek PC-25. Powoli jednak okres dominacji ogniw paliwowych z kwasem fosforowym zaczął przemijać. Powodem były problemy z eksploatacją w zmiennych warunkach i spodziewane obniżenie kosztów wytwarzania polimerowych ogniw paliwowych (PEFC). Specjaliści twierdzą również, ze trudno będzie istotnie poprawić parametry eksploatacyjne jednostek PAFC. Generatory stacjonarne z OP z elektrolitem polimerowym Od połowy lat 1990, czołowy wytwórca stosów ogniw paliwowych dla motoryzacji, firma Ballard, prowadziła badania nad generatorem prądotwórczym z OP polimerowym o mocy 250 kW. Począwszy od roku 1999, rozpoczęto próby polowe tej instalacji, miedzy innymi w Naval Surface Warfare Center, Crane, IN (USA), Berlinie, Hanowerze, Basel (Szwajcaria), Tokio i Oberhausen Podstawowe parametry pracy tego generatora podane zostały w Tabeli 2.

Tabela 2. Podstawowe parametry pracy generatora stacjonarnego f-my Ballard z OP polimerowym

PPllaannoowwaannaa mmoocc 225500 kkWW PPaarraammeettrryy pprraaccyy ppoojj.. ooggnn.. 00..7788 VV pprrzzyy 333300 mmAA//ccmm22

LLiicczzbbaa ooggnniiww ww ssttoossiiee 668888 NNaappiięęcciiee pprraaccyy 553355 VV DDCC NNaappiięęcciiee bbeezz oobbcciiąążżeenniiaa 770000 VV DDCC PPllaannoowwaannaa sspprraawwnnoośśćć 3366 %% WWyymmiiaarryy 11..4411 mm xx 11..6688 mm xx 22..1166 mm MMaassaa 55008800 kkgg CCiiśśnniieenniiee rroobboocczzee 551177 kkPPaa ZZaassiillaanniiee GGaazz zziieemmnnyy ((pprrooppaann,, wwooddóórr))

Od ok. 2 lat f-ma Ballard wstrzymała rozprowadzanie tych jednostek.



Generatory stacjonarne z OP ze stopionymi węglanami Kolejnym ogniwem paliwowym, bliskim komercjalizacji, jest węglanowe ogniwo paliwowe (MCFC), którego temperatura pracy wynosi ok. 650°C. Problemy z awaryjnością i spadkiem mocy urządzenia w trakcie długotrwałej eksploatacji stały się główną przyczyną opóźnienia w komercjalizacji MCFC. Zgodnie z programem prac prowadzonych w latach 1990-tych, planowano wprowadzenie do sprzedaży w roku 2000 pierwszych firmowych urządzeń działających na zasadzie ogniwa paliwowego ze stopionymi węglanami. Data ta jednak uległa przesunięciu o około 5-7 lat [1] . Producentami stosów węglanowych ogniw paliwowych są głównie firmy amerykańskie i japońskie. Z ich inicjatywy przeprowadzono dwa spektakularne testy dużych instalacji polowych: w latach 1996/7 w Santa Clara (Stany Zjednoczone) badano generator wyprodukowany przez Energy Research Corporation (obecnie Fuel Cell Energy) [6] zaś w 2000 r. w Kawagoe (Japonia) testowano generatory wyprodukowane przez Ishikawajima-Harima Heavy Industries (IHI) wraz z Hitachi [7]. Projektowane moce testowanych urządzeń wynosiły, nominalnie, 2 i 1 MW. Jednak obie próby nie przebiegały bez pewnych komplikacji. Elektrownia w Santa Clara dostarczyła ok. 1710 MWh energii do sieci energetycznej, a współczynnik sprawności wytwarzania energii elektrycznej wyniósł 0.436. Instalacja w Kawagoe dostarczyła 2103 MWh energii uzyskanej przy współczynniku sprawności 0.467.

Rys. 1. Generator stacjonarny z OP ze stopionymi węglanami, f-my MTU o mocy 240 kW

Z wielu firm podejmujących badania i prace wdrożeniowe nad węglanowymi ogniwami paliwowymi w latach 1990-tych (oprócz wymienionych wyżej również M-C Power w St. Zjednoczonych, Ansaldo i ECN w Europie), pozostały obecnie jedynie najsilniejsze: Fuel Cell Energy w St. Zjednoczonych i jego przedstawiciel w Europie MTU Friedrichschafen GmbH oraz IHI w Japonii. Firmy te przygotowują się do komercyjnej produkcji nowych modeli, z których szczególną uwagę specjalistów przyciąga tzw. „Hot Module” (MTU) z poziomym ułożeniem stosu o mocy 250 kW i wewnętrzną konwersją paliwa (schemat tej instalacji pokazany został na Rys. 1.) [8]. Wstępne testy wykazały, że jego sprawność elektryczna wynosi ponad 45% a sprawność zintegrowana cieplna i elektryczna ok. 75%.



Generatory stacjonarne z OP stałotlenkowym Rozwój ogniw paliwowych z elektrolitem rurowym ze stałych tlenków jest opóźniony w stosunku do PEMFC i MCFC o 2-6 lat. W roku 1998, gdy prace nad 250 kW jednostką stacjonarną PEMFC były już bardzo zaawansowane, a test generatora MCFC w Santa Clara ukończony, w Westervoort (Holandia) przystępowano do prób generatora prądu działającego na zasadzie SOFC o mocy 100 kW. Urządzenie wyprodukowane zostało przez konsorcjum Siemens Westinghouse, lidera tej technologii na rynku światowym. Test przeprowadzony w latach 1998/2000 wykazał wysoką niezawodność badanej jednostki (16612 godzin pracy, w tym przez 12600 godzin działania w sposób ciągły) i wysoką sprawność (elektryczna ok. 46%, zintegrowana elektryczna i cieplna ok. 75%). Sukces tej próby spowodował gwałtowne przyspieszenie prac konstrukcyjnych i rozwojowych w f-mie Simens Westinghouse nad jednostkami o mocy powyżej 200 kW, wyposażonymi dodatkowo w system z turbiną gazową, która podnosi współczynnik sprawności elektrycznej urządzeń o 10-15%. W roku 2003 planowane były próby jednostek hybrydowych SOFC/turbina gazowa o mocy 220 i 250 kW zaś prace projektowe prowadzone są nad jednostkami o mocy 0.5 MW. Prawdopodobnie, trudności techniczne związane z podniesieniem skali przedsięwzięcia okazały się na tyle duże, że do dzisiaj nie podano do wiadomości uzyskanych wyników prób z tymi jednostkami. W tym miejscu nasuwa się ogólniejsza refleksja. Największy konkurent stacjonarnych generatorów energii elektrycznej z ogniwami paliwowymi – elektrownie cieplne, w ostatnich latach znacznie podniosły sprawność przetwarzania energii. Sprawność ta wynosi obecnie średnio dla krajów UE ok. 48% (a więc jest porównywalna z zespołami testowanych ogniw paliwowych), również w Polsce wzrosła ona do 38%. Oznacza to, że nawet w warunkach energetyki rozproszonej, wytwórcom generatorów stacjonarnych z ogniwami paliwowymi (na razie o mocy rzędy kilowatów), będzie w przyszłości coraz trudniej konkurować o pozyskanie odbiorców energii elektrycznej. Oprócz trudności technologicznych, może to być jedna z przyczyn obniżonej w ostatnich latach aktywności w zakresie rozwoju i budowy stacjonarnych generatorów prądu z ogniwami paliwowymi. ZASTOSOWANIE OP W PRZEMYŚLE SAMOCHODOWYM O ile w ostatnich latach widać, że firmy wykazują coraz mniejsze zainteresowanie stosowaniem ogniw paliwowych w generatorach stacjonarnych, o tyle znaczne ożywienie można zauważyć w pracach nad zastosowaniem tych urządzeń do napędu pojazdów. Nowe perspektywy pojawiły się w momencie rozwiązania głównych problemów technologicznych PEMFC, niskotemperaturowego ogniwa o dużej mocy jednostkowej. Historia ogniw paliwowych zawsze zawierała w sobie próby ich zastosowania w samochodach – stosowano więc taki typ ogniwa jaki w danym momencie osiągnął najwyższy poziom technologiczny. Jednym z koncernów samochodowych mających najdłuższą tradycję w zastosowaniu ogniw paliwowych jest koncern General Motors, który już w roku 1966 wyprodukował pierwszy pojazd - Electrovan, zasilany paliwem wodorowym. Electrovan był wyposażony w alkaliczne ogniwo paliwowe (AFC), maksymalna prędkość tego pojazdu wynosiła 110 km/h, zaś pokonywana odległość 240 km. Kolejny milowy krok w technologii ogniw paliwowych dokonał się w roku 2001, w którym wyprodukowano Chevroleta S-10 zasilanego ogniwem paliwowym PEMFC o mocy 25 kW. Samochód ten uzyskał wysoką, prawie 40 % sprawność przetwarzania energii chemicznej na elektryczną, poprzez zastosowanie reformera benzyny o wysokiej sprawności, wynoszącej 80 %. Czas rozruchu samochodu został skrócony poniżej 3 min, co w porównaniu do okresu wynoszącego 12-15 min. dla samochodów zasilanych ogniwami paliwowymi poprzedniej generacji, stanowiło bardzo znaczące osiągnięcie. W międzyczasie, w 1998 r., wyprodukowano Opla Zafirę, zasilanego energią elektryczną, pochodzącą ze stosu polimerowych ogniw paliwowych o mocy 50 kW. Opel osiągał maksymalna



prędkość wynoszącą 120 km/h, zaś jeden bak paliwa wodorowego pozwalał na przejechanie dystansu ok. 480 km. W roku 2000 wyprodukowano auto o nazwie HydroGen 1 zasilane stosem ogniw paliwowych o mocy 75 kW, którego maksymalna prędkość wynosiła 140 km/h zaś zasięg 400 km. W roku 2001 prototyp ten został zastąpiony przez nowy model, HydroGen 3 o maksymalnej prędkości wynoszącej 150 km/h, mocy 129 kW i zasięgu wynoszącym odpowiednio 400 km [9,10]. Ewolucję pojazdów produkowanych przez znane koncerny samochodowe przedstawia Tabeli 3

[9,10]

Tabela 3. Parametry samochodów osobowych zasilanych ogniwami paliwowymi

Koncern Moc stosu OP Zasięg Prędkość Paliwo Uwagi DAIMLER CHRYSLER

NECAR 1 (1994) NECAR 2 (1996) NECAR 3 (1997) NECAR 4(1999)

NECAR 4 Advanced (2000) NECAR 5 ( 2001)

50 kW 50 KW 45 kW 70 KW 85 kW 85 kW

130 km 250 km 400 km 450 km 482 km 482 km

90 km/h 110 km/h 120 km/h 145 km/h 145 km/h 150 km/h

wodór wodór

metanolwodór wodór

metanol

PMFC

Mercedes Benz Sprinter 55 KW 150 km 120 km/h wodór FORD

P2000 (1999) Focus FC5 (

Focus FCV ( 2001)

67 kW 65 kW 75 kW

160 km 160 km 160 km

128 km/h128 km/h128 km/h

wodór

metanolwodór

MAZDA Demio FC-EV (1997)

Premacy FC-EV (2001)

20 kW 65 KW

170 km

-

90 km/h 125km/h

wodór

metanol

AC-40 KW

NISSAN Rnessa FCV (1999) Xterra FCV ( 2001)

10 kW 75 kW

- -

70 km/h 120 km/h

metanolwodór

HONDA FCX-V1 (1999) FCX-V2 (1999) FCX-V3 (2000) FCX-V4 (2001) FCX-V5 (2002)

60 kW 60 kW 62 kW 78 kW 85 kW

177 km

- 173 km 330 km 355 km

130 km/h130 km/h130 km/h140 km/h150 km/h

wodór

metanolwodór wodór wodór

CITROEN (2000)

30 kW

300 km

95 km/h

wodór

PEUGOT Cab (2001)

5,5 kW

300 km

95 km/h

wodór

RENAULT Fever (1997)

Laguna Estate (1998)

10 kW 30 kW

500 km 400 km

120 km/h

-

wodór wodór

VOLKSWAGEN Bora (2000)

Bora Hy (2002)

75 kW 28 kW

350 km 150 km

140 km/h115 km/h

wodór wodór

FIAT Seicento Elettra (2001) Seicento Elettra (2003)

75 kW 40 kW

140 km 220 km

100 km/h130km/h

wodór wodór

HYUNDAI Santa Fe SUV (2001)

75 kW

160 km

124 km/h

wodór



Koncern Moc stosu OP Zasięg Prędkość Paliwo Uwagi TOYOTA

RAV4 (1996) FCHV 3 (2001) FCHV 4 (2001) FCHV 5 ( 2001)

20 kW 90 kW 90 kW 90 kW

175 km 300 km 350 km 290 km

100 km/h150 km/h150 km/h>150km/h

wodór wodór wodór

benzyna

O ile opracowywanie i badanie prototypów samochodów osobowych napędzanych silnikami elektrycznymi zasilanymi przez ogniwa paliwowe jest bardzo efektownym, ale stale dość odległym od powszechnego zastosowania sektorem działalności koncernów motoryzacyjnych, o tyle na ulicach kilku miast (Vancouver, Chicago, Frankfurt) już obecnie widoczne są autobusy zasilane wodorem. Wynika to z: • relatywnie niższego udziału kosztów stosu ogniw paliwowych w całkowitym koszcie

wyprodukowania autobusu, • możliwością tankowania autobusu wodorem przez wykwalifikowaną obsługę na niedostępnych

dla ogółu mieszkańców stacjach, ulokowanych w zajezdniach, • efektem ekologicznym i psychologicznym – pojazd nie emituje spalin w trakcie postoju

w korkach ulicznych na ulicach miast, • krótkim czasem amortyzacji. Zestawienie firm i marek autobusów, w których systemy zasilania oparte są o ogniwa paliwowe przedstawia Tabeli 4 [9,10].

Tabela 4. Parametry autobusów zasilanych ogniwami paliwowymi

Producent ogniwa Nazwa autobusu Moc ogniw Zasięg Prędkość Paliwo Uwagi

BALLARD 32 Food Bus (1993) Phase Two Bus (1995) Phase Three Bus (1998) Georgetown Bus (2000) Evobus Citaro (2001)

90 kW 205 kW 205 kW 100 kW 250 kW

-

400 km-

560 km300 km

160km/h

- -

105 km/h80 km/h

wodór wodór wodór wodór

-

DAIMLER CHRYSLER NEBUS (1997)

250 kW

250 km

80 km/h

wodór

62 pasażerów

DAIMLER CHRYSLER NEBUS (1997)

250 kW

250 km

80 km/h

wodór

UTC Irisbus (2001) Thor Bus (2001)

60 kW

-

- -

60 km/h

-

Wodór

-

PROTON MOTOR Neoplan Bus (2000)

80 kW

-

80 km/h

wodór

SIEMENS Man Bus (2000)

120kW

250 km

80 km/h

wodór

DE NORA Neoplan Bus (1999) Scania Bus (2001) Man Bus (2001)

120 kW 60 kW

120 kW

600 km250 km300 km

50 km/h

- 75 km/h

wodór

- -

TOYOTA Hino Bus (2001)

90 kW

300 km

80 km/h

wodór



PRZENOŚNE SYSTEMY OGNIW PALIWOWYCH Przenośne systemy ogniw paliwowych mogą dostarczyć energię elektryczną o większej gęstości, niż standardowe akumulatory i baterie. Cechuje je również o wiele wyższa sprawność oraz stabilna charakterystyka pracy. Systemy zasilające elektronikę nie wymagają długiego, bezawaryjnego czasu pracy, jak większe instalacje. Do zasilania urządzeń elektronicznych stosowane są najczęściej ogniwa paliwowe z elektrolitem polimerowym PEMFC lub ogniwa z kwasem fosforowym PAFC (np. NEC Corporation), które jako paliwa używają metanolu lub wodoru. System w zasadzie powinien pracować bezobsługowo, z wyjątkiem oczywiście, uzupełnienia paliwa od czasu do czasu. Żywotność systemu stosowanego np. do zasilania telefonów komórkowych przewidywana jest na okres ok. dwóch lat. Ogniwa stosowane w mikroelektronice pracują w niskich temperaturach (nie wymagają wydajnych systemów chłodzenia), co pozwala na ich szybki rozruch i umożliwia ciągłą pracę. Do dzisiaj nie udało się w pełni rozwiązać problemu magazynowania paliwa –wodoru. Często więc korzysta się z wtórnego nośnika energii jakim jest metanol, który może być przechowywany w lekkich pojemnikach z tworzyw sztucznych. Systemy zasilania stosowane w mikroelektronice składają się z zbiornika paliwa, stosu ogniwa paliwowego, oraz, w razie konieczności, układu stabilizującego napięcie. Miniaturyzacja ogniwa, która umożliwia jego wbudowanie w obudowę urządzenia, pozwoliła na zastosowanie go m.in. w prototypowej ładowarce do telefonów komórkowych.

Rys. 2. Ładowarka do telefonów komórkowych, firmy Manhattan Scientifics.

[archiwum: Manhattan Scientifics]

„Pojemność" (energia uzyskiwana z jednego pojemnika paliwa) nowych ogniw paliwowych jest ok. 10 razy większa od pojemności konwencjonalnych akumulatorów. Nowe ogniwa paliwowe (pojedyncze ogniwo o powierzchni około 6 cm2 i grubości mniejszej niż 2 mm) są zasilane metanolem. Ogniwa metanolowe typu DMFC można łatwo instalować w obecnych i przyszłych urządzeniach elektronicznych i takie „baterie” zastosowane na przykład w telefonie komórkowym mogą go niezawodnie zasilać przez ponad miesiąc, eliminując jednocześnie potrzebę stosowania ładowarek. Porównując parametry pracy zwykłych akumulatorków stosowanych w telefonach komórkowych oraz parametry pracy mikroogniwa paliwowego zasilanego metanolem możemy stwierdzić, że w mikroogniwie istnieje możliwość zgromadzenia od 6 do 7 razy więcej energii, niż w baterii- ogniwie litowo- jonowym, o tej samej masie, dla przykładu



Czas rozmowy Czas czuwania Czas ładownia Koszty Bateria Li-Ion do 5 h

11 dni 30-60 minut 10 – 16 $

Ogniwo DMFC

18-27 h 41 dni >1 minuta 37 $ prototyp 5 $ komercyjnie

Systemy mikroogniw paliwowych (do 100 mW) są jednym z najszybciej rozwijających się zastosowań ogniw paliwowych. Pierwszy prototyp kapsuły, wypełnionej ciekłym metanolem, zademonstrowała Motorola w 2000 r i miała ona dostarczać paliwa do zasilania laptopów, telefonów komórkowych i innych urządzeń elektronicznych przez czas 10-krotnie dłuższy niż konwencjonalne baterie. Firma Toshiba opracowała miniaturowe ogniwo paliwowe typu DMFC o masie 130 g zasilane metanolem, które w przyszłości może znaleźć zastosowanie jako źródło zasilania telefonów komórkowych i palmtopów (Rys.3). Taka miniaturyzacja ogniwa paliwowego była możliwa dzięki dwóm innowacjom: stosowania metanolu o większym stężeniu oraz redukcji wymiarów innych elementów wspomagających pracę ogniwa. Urządzenie może dostarczać moc 1 W w czasie pracy 20. godzin, co można porównać z wydajnością sześciu baterii litowych, wykorzystywanych obecnie w telefonach.

Rys. 3. Zdjęcie zasilacza, opartego o ogniwa typu DMFC oraz telefonu, firmy Toshiba

[archiwum: Toshiba].

Moc Wielkość mm Masa Czas

pracy Objętośćmetanolu Masa naboju Wielkość naboju

mm Zasilacz

ogniwo DMFC 1 W 100x60x30 130 g 20 h 25 cm3 30 g 30x60 x 20

We wrześniu 2003 roku na międzynarodowej wystawie WPC Expo, firma NEC za-demonstrowała laptop o masie 2 kg z wbudowanym ogniwem paliwowym. typu DMFC. Zbiornik paliwa o pojemności 300 ml, wystarcza na zasilanie laptopa przez 5 godzin (docelowo 40 godzin).

Rys. 4. Zdjęcie notebooka, z ogniwem paliwowym typu DMFC (10% ), firmy NEC

[archiwum NEC]



Moc Napięcie Masa ogniwa

Masa paliwa

Masa całkowita

Wymiary notebooka

mm

Pojemność naboju

Czas pracy

Zasilanie notebooka 14 W 12 V 900 g 300 g 2 kg 270x270x40 50 cm3 5h

Wiele innych firm sygnalizowało również zaawansowanie prac badawczych i rozwojowych nad tego typu zasilaczami. INNE, NISZOWE, ZASTOSOWANIA OGNIW PALIWOWYCH Oprócz wymienionych powyżej zastosowań OP, coraz więcej firm i przedsiębiorstw podejmuje badania i wdrożenia systemów: a) awaryjnego zasilania (UPS) b) tzw. grzewczych ogniw paliwowych (GOP), umożliwiających kogenerację energii elektrycznej

i cieplnej bezpośrednio u użytkownika Do grupy zastosowań niszowych, można zaliczyć również wykorzystanie OP do napędu: 1) okrętów transportowych i bojowych okrętów podwodnych; 2) lekkich samolotów turystycznych i sportowych 3) pojazdów szynowych WNIOSKI W ostatnich dwóch latach ogniwa paliwowe znalazły zastosowanie głównie w jednostkach napędowych samochodów osobowych i autobusów, w małych generatorach do zasilania przenośnych urządzeń elektrycznych (telefoniczne aparaty komórkowe, komputery) oraz zasilaczach awaryjnych, tzw. UPSach. Rozpatruje się również możliwości ich użycia w innych, niszowych zastosowaniach (transport morski, lotniczy i szynowy). Można natomiast zauważyć spadek intensywności prac nad stacjonarnymi generatorami o mocy powyżej 100 kW. LITERATURA [1] K. Kordesch, G. Simader, Fuel Cells, VCH, Weinheim, 1996. [2] F. A. Brammer, „Das Brennstoffzellensystem ONSI PC25A/C“ w Offentliche Enerieversorgung und

Hausenergiesysteme mit Brennstoffzellen, H. Wendt, F. Brammer W. Weise (Ed.), Expert Verlag,Renningen, 1999, str. 23–44.

[3] “Anarerobic Gas Fuel Cell Shows Promise” Modern Power Systems, 1997. [4] U. Langnickel, Fuel Cells Bulletin, 22 (2000) 10-12. [5] S. Thyberg Naumann, C. Myren, J. Power Sources, 56 (1995) 45-49. [6] C. Bentley, M. Farooque, J. Leitman, “Direct fuel cell commercialization” w Fuel Cell Seminar –

Powering the 21st Century, Portland, 2000, str. 456-459. [7] T. Ishikawa, H. Yasue, J. Power Plant 86 (2000) 145-150. [8] http://www.mtu-friedrichshafen.com/mtu800.html (2003) [9] Fuel Cell Technology Handbook (Ed. G. Hoogers), CRC Press, Boca Raton, 2003. [10] Handbook of Fuel Cells. Fundamentals, Technology and Applicationsm(ed. W. Vielstich, A. Lamm,

H.A. Gasteiger), Wiley, Chichester, 2003 (Praca finansowana z badań statutowych AGH 11.11.210.62)

EMINARIUM TARGOWE


ŹRÓDŁA ODNAWIALNE PRACUJĄCE W UKŁADACH HYBRYDOWYCH

Antoni DMOWSKI1

Tomasz DZIK2 Mariusz KŁOS3

STRESZCZENIE Referat dotyczy możliwości wykorzystania pierwotnych, odnawialnych źródeł energii do produkcji energii elektrycznej. Zostaną omówione układy hybrydowe bazujące na OZE i zasobnikach energii (np.: bateria chemiczna, ogniwo paliwowe), umożliwiające zasilanie indywidualnych odbiorców (praca „wyspowa”) jak też układy pracujące na sieć energetyczną. Zostanie przedstawione rola energoelektronicznych urządzeń przetwarzających oraz systemów sterowania i nadzoru bez których praca tego typu układów nie jest możliwa.

WSTĘP Ciągły wzrost cen pierwotnych nośników energii (ropa, węgiel, gaz ziemny) oraz względy ochrony środowiska spowodowały duże zainteresowanie odnawialnymi źródłami energii. Pierwotne źródła energii odnawialnej wykorzystują bezpośrednio energię słońca, wiatru i przepływającej wody do produkcji energii elektrycznej. Podstawową ich wadą jest silna zależność ilości produkowanej energii od aktualnych warunków pogodowych [1]. W konsekwencji prognozowanie ilości energii produkowanej przez te źródła jest bardzo trudne. W celu zwiększenia możliwości wykorzystania tych źródeł do produkcji energii elektrycznej zaczęto stosować układy hybrydowe. Jedną z pierwszych idei było połączenie dwóch źródeł odnawialnych np.: baterii słonecznej z generatorem wiatrowym. Taka jednostka wytwórcza nie okazała się w pełni dyspozycyjna nie zapewniając ciągłości zasilania. Kolejną ideą było łączenie źródeł odnawialnych z klasycznymi systemami wytwórczymi np.: baterię słoneczną z generatorem z silnikiem Diesla. W układzie tym, przy odpowiednich warunkach atmosferycznych odbiornik był zasilany z baterii słonecznej. Natomiast generator z silnikiem Diesla zasilał odbiornik w chwili gdy źródło fotowoltaiczne nie było wystarczająco wydajne. Jako pewną odmianę w/w układu hybrydowego można potraktować baterię słoneczną współpracującą z baterią chemiczną. Wadą tego układu jest możliwość magazynowania i oddawania energii tylko w krótkich odstępach czasu. Wadę tą można ograniczyć zastępując baterię chemiczną ogniwem paliwowym [2]. Sprawność obecnych układów hybrydowych z odnawialnymi źródłami energii oraz dalszy ich rozwój w zasadniczym stopniu zależą od stosowanych układów energoelektronicznych i elektroniki sterującej. Układy energoelektroniczne umożliwiają poprawną pracę części energetycznej elektrowni hybrydowej i zwiększają jej wydajność. Układy elektroniki sterującej umożliwiają właściwą pracę całego systemu oraz współpracę elektrowni z systemem energetycznym. Problemy te zostały opisane w dalszej części referatu. 1 Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki [email protected] 2 Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki [email protected] 3 Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki [email protected]

Antoni Dmowski, Tomasz Dzik, Mariusz Kłos


RODZAJE ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII Odnawialne źródła energii, które głównie są wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej w Polsce to: • Energia promieniowania słonecznego (konwersja fotowoltaiczna), • Energia wiatru, • Energia wody przepływającej.

W znacznie mniejszym stopniu do produkcji energii elektrycznej są wykorzystywane: • Biomasa, • Biogaz. Na rysunek nr 1 jest przedstawiona instalacja do produkcji energii elektrycznej w której paliwem jest biogaz.

Rys. 1. Schemat instalacji, w której do produkcji energii elektrycznej używany jest biogaz 1-zamknięte komory fermentacyjne, 2-izobaryczny zbiornik gazu, 3-kotłownia gazowa, 4-wymiennik ciepła woda technolog.-osad, 5-centralne ogrzewanie budynków, 6-silnik gazowy zespołu prądotwórczego, 7-wymiennik ciepła, płyn chłodzący-woda technolog., 8–wymiennik ciepła, spaliny-woda technolog., 9-rezerwowa chłodnica zewnętrzna, 10-generator asynchroniczny zespołu prądotwórczego, 11-sieć elektryczna

Źródła geotermalne występujące w Polsce mają za niską temperaturę i nie nadają się do produkcji energii elektrycznej. Natomiast biomasa może być używana jako dodatek do paliw stałych w kotłach energetycznych. Powoduje to obniżenie zawartości szkodliwych dla otoczenia substancji wchodzących w skład spalin.

ŹRÓDŁA ODNAWIALNE PRACUJĄCE …


ENERGIA POCHODZĄCA ZE ŹRÓDEŁ FOTOWOLTAICZNYCH I WIATROWYCH Rysunek nr 2 przedstawia schemat blokowy elektrowni fotowoltaicznej współpracującej z siecią energetyczną. [2]

Rys. 2. Schemat blokowy elektrowni słonecznej współpracującej z siecią energetyczną

Rysunek nr 3 przedstawia schemat elektrowni fotowoltaicznej pracującej na sieć wydzieloną (praca wyspowa). [2]

Rys. 3. Schemat blokowy elektrowni słonecznej

Rysunek nr 4 przedstawia wartość energii uzyskiwaną z tej elektrowni w funkcji intensywności promieniowania słonecznego w ciągu roku. [2]



Rys. 4. Roczna produkcja energii w elektrowni słonecznej

W układach współpracujących z siecią energetyczną niedobór energii może być pokrywany z systemu energetycznego. Należy pamiętać że moc elektrowni fotowoltaicznej musi być dostosowana do możliwości przesyłowych systemu energetycznego. Jeśli system taki nie będzie dostatecznie duży w stosunku do mocy elektrowni fotowoltaicznej to niestabilność parametrów energii produkowanej przez elektrownie fotowoltaiczną może się odbić na stabilnej pracy tego systemu (wahania napięć). W przypadku energetyki rozproszonej, do współpracy z ogniwem fotowoltaicznym, konieczny jest chwilowy magazyn energii np: ogniwo chemiczne (akumulator). Akumulator jest także niezbędny do pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w godzinach nocnych. Na przedstawionym rysunku nr 4 wykresie średniej produkcji energii przez elektrownię fotowoltaiczną można zauważyć wyraźny deficyt energii w miesiącach zimowych. Rozwiązaniem problemu byłby tu „magazyn” energii, który mógłby zmagazynować nadmiar energii w miesiącach letnich i oddać tę energię w miesiącach zimowych. Sprawność tego typu układów zależy, w znacznym stopniu, od sprawności zastosowanych urządzeń energoelektronicznych. Sprawności tą można poprawić dobierając odpowiedni typ urządzenia przetwarzającego energię do danej instalacji oraz poprawiając sprawność samego układu energoelektronicznego.

ENERGIA ELEKTRYCZNA POCHODZĄCA Z MAŁYCH ELEKTROWNI WODNYCH Z uwagi na bezpieczeństwo powodziowe i dający się odczuć brak wody w wielu regionach kraju stanie się konieczna odbudowa i budowa nowych małych zbiorników wodnych. Woda z tych zbiorników może być użyta jednocześnie do produkcji energii elektrycznej. Produkcja tej energii będzie możliwa, jeśli woda nie będzie potrzebna jednocześnie do produkcji rolnej, zwierzęcej lub dla celów konsumpcyjnych. Jest to wadą omawianego źródła energii, ponieważ lokalni właściciele zbiorników wodnych będą sami decydować o przeznaczeniu wody, która dopiero, jeśli będzie jej w nadmiarze zostanie użyta do produkcji energii elektrycznej. Z tego powodu energetyka zawodowa może w małym stopniu liczyć na dostarczanie w sposób planowy energii z tych źródeł. Może to prowadzić do określonych niestabilnych stanów w pracy systemu energetycznego, który będzie współpracował z wieloma małymi elektrowniami wodnymi. Opisaną poprzednio wadę



małych elektrowni wodnych można by znacznie ograniczyć lub całkowicie zlikwidować gdyby udało się opracować długookresowy magazyn energii elektrycznej. Energia pobierana z tego magazynu mogła w sposób stały być doprowadzona do odbiornika niezależnie od stanu wody. W przypadku nadmiaru energii wodnej, wytworzona w tym czasie energia elektryczna, mogłaby być magazynowana. ELEKTROWNIE WIATROWE Obecnie instalowane elektrownie wiatrowe mają znacznie większe moce niż elektrownie fotowoltaiczne (0,1 - 4,5 MVA). W warunkach polskich elektrownie wiatrowe charakteryzują się czasem wykorzystania mocy zainstalowanej około 1500 - 2000 h na rok. Podobnie jak jest to w elektrowniach fotowoltaicznych, w wyniku zmian prędkości wiatru następują znaczne zmiany w ilościach produkowanej energii. W przypadku dołączania dużej liczby elektrowni wiatrowych do sieci energetycznej mogą powstać problemy związane z niestabilnością systemu energetycznego (wahania napięć). Problem ten można częściowo złagodzić stosując w elektrowni wiatrowej złożone systemy maszyn elektrycznych pracujące w połączeniu z układami energoelektronicznymi jak przedstawiają to rysunki nr 5 i nr 6.

Rys. 5. Turbina wiatrowa z prądnicą synchroniczną, prostownikiem i falownikiem

Rys. 6. Turbina wiatrowa z maszyną dwustronnie zasilaną (pierścieniową) i układem

energoelektronicznym



Są to jednak rozwiązania znacznie droższe niż układy z maszyną asynchroniczną i tylko częściowo rozwiązują problem. Ze względu na negatywny wpływ elektrowni wiatrowych, wraz z wzrastającą ich mocą, na sieć energetyczną w Polsce koniecznym jest włączenie tych elektrowni do sieci WN. Jednak w tym przypadku wzrasta koszt aparatury łączeniowej. Najlepszym rozwiązaniem problemu w tym przypadku jest wyposażenie sieci elektrycznej w tzw. lokalne zasobniki energii, które mogłyby w sposób natychmiastowy magazynować nadwyżki energii z elektrowni wiatrowych i oddawać te nadwyżki do sieci w przypadku braku energii z elektrowni wiatrowych.

ELEKTROWNIE HYBRYDOWE Pewnym rozwiązaniem w miarę stabilnego przekazywania energii do odbiornika lub sieci energetycznej wydaje się łączenie elektrowni wykorzystujących źródła odnawialne w elektrownie hybrydowe. Rysunek nr 7 przedstawia schemat blokowy hybrydowej elektrowni słoneczno - wiatrowej.

Rys. 7. Hybrydowa elektrownia słoneczno – wiatrowa

Przeprowadzone badania wykazały, że w układzie jest stosunkowo łatwo realizować zasadę „maksimum energii ze źródła najtańszego”. Niestety system nie pokrywa zapotrzebowania na energię przez cały czas. Wynika to z faktu, że w warunkach polskich występują znaczne przedziały czasu, w których brak jest jednocześnie dostatecznego promieniowania słonecznego i wiatru.

MAGAZYNY DO DŁUGOTRWAŁEGO PRZECHOWYWANIA ENERGII Rysunek nr 8 przedstawia blokowy schemat układu, który zapewnia zapotrzebowania w energię domu mieszkalnego. Maksymalne wykorzystanie energii produkowanej przez elektrownię fotowoltaiczną jest możliwe w wyniku wprowadzania „magazynu wodoru”. Pełne zaopatrzenie w energię budynku jest jednak możliwe przy współpracy z siecią elektryczną i gazową.



Rys. 8. Zaopatrzenie w energię domu mieszkalnego

Rysunek nr 9 przedstawia inny przypadek zastosowania „magazynu - wodoru” dla usprawnienia pracy układu z turbiną wiatrową.

Rys. 9. Elektrownia wiatrowa z magazynem wodorowym



Na rysunku nr 9 przedstawiono elektrownie wiatrową, w której dla wydłużenia czasu wykorzystania energii elektrycznej produkowanej przez turbinę wiatrową użyto elektrolizera, zbiornika wodoru i turbiny napędzanej wodorem sprzężonej z generatorem energii elektrycznej. Na obecnym etapie rozwoju ogniw paliwowych turbinę gazową i elektrolizer można zastąpić rewersyjnym ogniwem paliwowym. Ogniwo paliwowe może pracować jako przetwornik energii zawartej w wodorze na energię elektryczną lub jako ogniwo rewersyjne tzn. produkując wodór i zamieniając wodór w energię elektryczną. Ta zamiana odbywa się w tym samym ogniwie. OGNIWA PALIWOWE Rysunek nr 10 przedstawia schemat blokowy najprostszej wersji ogniwa zasilanego wodorem.

Rys. 10. Zasada działania ogniwa paliwowego

Przez zastosowanie odpowiedniego przemiennika chemicznego zwanego reformerem ogniwo paliwowe zasilane wodorem może być zasilane np.: gazem ziemnym lub metanolem. Tabela nr 1 zawiera zestawienie różnego rodzaju ogniw paliwowych.

Tabela 1. Porównanie różnych typów ogniw paliwowych

Typ ogniwa paliwowego „Zestalone tlenki” Stopione

węglany Kwasowy Zasadowy Z membraną

wymiany protonów

Elektrolit Ceramika Stopiona sól H3PO4 KOH Polimer Temperatura

pracy 1000 °C 650 °C 190 °C 80 – 120 °C 80 – 140 °C

Paliwo Wodór

Tlenek węgiel Produkty reformowania

Wodór Produkty

reformowania

Wodór Produkty

reformowaniaWodór

Wodór Produkty

reformowania

Reformowanie Zewnętrzne, wewnętrzne

Zewnętrzne, wewnętrzne Zewnętrzne Zewnętrzne

Sprawność > 60% > 60% 40 – 50 % 40 – 50 % 40 – 50 %

Zakres mocy > 100MW > 100MW 200kW do 10MW

100W do 20kW

10W do 10MW



Rysunek nr 11 przedstawia przykładowe porównania sprawności energetycznej elektryczną. Porównanie to wypada na korzyść ogniwa paliwowego.

Rys. 11. Porównanie sprawności różnych przetworników energii

Sprawność układu można zwiększyć wykorzystując ogniwo paliwowe w tak zwanym układzie skojarzonym.

UKŁADY ELEKTRONICZNE W SYSTEMACH ZE ŹRÓDŁAMI ODNAWIALNYMI I OGNIWAMI PALIWOWYMI W skład układów ze źródłami odnawialnymi i ogniwami paliwowymi wchodzi dzisiaj wiele urządzeń energoelektronicznych i elektronicznych (układy energoelektroniczne) umożliwiających współpracę odnawialnych źródeł między sobą z układami energetyki rozproszonej lub z siecią energetyczną. Rysunek nr 12 przedstawia schemat blokowy typowego układu energoelektronicznego umożliwiającego przekazywanie energii z ogniwa paliwowego do sieci energetycznej.

Rys. 12. Schemat blokowy układu przyłączającego ogniwo paliwowe do sieci



Zadaniem układu jest: • zamiana napięcia stałego z ogniwa paliwowego na przemienne napięcie sieci energetycznej

umożliwiając przesyłanie energii z ogniwa paliwowego do tej sieci • ochrona ogniwa paliwowego od przeciążeń.

Stosowane tu przetwornice energoelektroniczne są podobne do przetwornic stosowanych w innych układach energoelektroniki. Układy energetyki ze źródłami odnawialnymi i ogniwami paliwowymi są dzisiaj przygotowane do pracy w bezobsługowych układach energetyki rozproszonej. Oznacza to, że jedno centrum sterująco - serwisujące będzie nadzorowało pracę kilku lub kilkunastu układów energetyki rozproszonej. Takie sterowanie i nadzorowanie nie będzie możliwe bez wykorzystanie nowoczesnych mediów komunikacyjnych a w tym: sieci telekomunikacyjnych • sieci GSM • sieci LAN • internet itp. SYSTEMY ENERGETYCZNE Z WIELOMA RODZAJAMI ŹRÓDEŁ ENERGII ELEKTRYCZNEJ Rysunek nr 13 przedstawia schemat lokalnego systemu energetycznego z wieloma źródłami energii zaproponowany do zastosowania w energetyce niemieckiej [7]. W skład układu wchodzą zarówno źródła odnawialne jak i klasyczne. Właściwa współpraca tych źródeł z lokalną siecią energetyczną będzie możliwa jedynie dzięki urządzeniom energoelektronicznym. Urządzenia te umożliwiają sterowanie przepływu energii między źródłami a odbiorcami, zapewniając stabilną pracę całego systemu.

Rys. 13. Struktura sieci komunikacyjnej w elektrycznych sieciach rozdzielczych z rozproszonymi

źródłami energii



Możliwe to będzie jedynie pod warunkiem, że poszczególne jednostki wytwórcze zostaną włączone do centralnej sieci sterującej, tak jak to pokazano na rysunku nr 14.

Rys. 14. Struktura sieci komunikacyjnej z centralną siecią sterującą

(zaczerpnięte z Otto-von-Guericke-University Magdeburg, Germany-prof.dr.hab.Z.A.Styczynski)

Medium komunikacyjnym będą tu różnego rodzaju systemy telekomunikacyjne. Jest to przykład współpracy wielu źródeł energii z urządzeniami energoelektronicznymi i urządzeniami elektroniki informacyjnej. Rysunek nr 15 przedstawia podobny system nadzoru opracowany na Politechnice Warszawskiej.

Rys. 15. System sterowania i nadzoru w układach z odnawialnymi źródłami energii i ogniwem

paliwowym



Rysunek nr 16 przedstawia opracowany wspólnie przez PW Instytut Energetyki oraz firmę APS Energia przykładowy zasilacz z wodorowym ogniwem paliwowym wchodzący w skład takiej sieci. Przyjęta modułowa koncepcja zasilacza umożliwia bezprzerwowe zasilanie odbiorników energii o mocy od 2,5 do kilkudziesięciu kilowatów. Układ tego zasilacza nie wymaga stosowania baterii chemicznych jak i też źródeł energii elektrycznej z silnikami spalinowymi.

Rys. 16. System zasilania z ogniwem paliwowym typu PULSAR

WNIOSKI Odpowiednie wykorzystanie pierwotnych odnawialnych źródeł energii szczególnie zwiększenie ich dyspozycyjności jest możliwe dzięki wprowadzeniu na szeroką skale przetwarzających urządzeń energoelektronicznych. Budowa wieloźródłowych systemów energetycznych będzie możliwa jedynie przy zastosowaniu do celów sterowania i nadzoru układów elektroniki informacyjnej.

LITERATURA [1] Europa auf dem Weg zur Energiewende Solarbrief 1/98 [2] Dmowski, Biczel, Kras: „Stand-alone telecom power system supplied by PEM fuel cell and renewable

sources”. International Fuel Cell Workshop 2001, str.244, Kofu, Japonia, 12-13 listopada 2001 [3] Dmowski, Biczel, Kras: Aspekty techniczno-ekonomiczne wykorzystania wybranych odnawialnych

źródeł energii w energetyce. Ekologiczne Aspekty Wytwarzania Energii Elektrycznej, Warszawa,14-16.11.2001

[4] Christian Wunderlich and Franz Reichenbach, PEM Fuel Cell Cogeneration Power Plant Optimization –On the way to a commercial product, Fuel Cell Home, Lucerne/Switzerland, 2001

[5] Szczupak: Optymalizacja układów energoelektronicznych hybrydowej elektrownii z baterią słonecznąi turbiną wiatrową. Rozprawa doktorska Politechniki Warszawskiej, Warszawa, kwiecień 2001

[6] Buchholz, Styczyński: Elektryczne sieci rozdzielcze z rozproszonymi źródłami energii. VIIMiędzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna „Nowoczesne urządzenia zasilające w energetyce”Kozienice,10-12 marca 2004r

[7] Biczel P., Paska J., 2003. Układ zarządzania źródłami w elektrowni słonecznej z ogniwem paliwowym.IV Ogólnopolska Konferencja Naukowo_Techniczna „Postępy w Elektrotechnice Stosowanej PES-4,Kościelisko,23-27czerwiec 2003r.

EMINARIUM TARGOWE


IDENTYFIKACJA PÓL ELEKTRYCZNYCH I MAGNETYCZNYCH O CZĘSTOTLIWOŚCI SIECIOWEJ

W OTOCZENIU OBIEKTÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

Wiesław NOWAK1

STRESZCZENIE: W referacie przedstawiono wybrane zagadnienia pól elektrycznych i magnetycznych o częstotliwości sieciowej, które są wytwarzane przez obiekty elektroenergetyczne. Scharakteryzowano pomiarowe i obliczeniowe metody identyfikacji rozkładów pól, jak również ich aplikacje do oceny narażeń. Zastosowania powyższych metod zilustrowano przykładami. WSTĘP Pola elektromagnetyczne, towarzyszące pracy urządzeń elektroenergetycznych w normalnych warunkach działania oraz w warunkach zakłóceniowych (to jest w stanach zwarć i przepięć), stanowią w otaczającej przestrzeni narażenia dla ludzi i sąsiadujących obiektów. Wśród ogólnych zagadnień związanych z tą tematyką wyróżnić można cztery podstawowe grupy problemów: 1. identyfikacja pól elektromagnetycznych. 2. oddziaływanie na organizmy żywe, 3. oddziaływanie na obiekty techniczne, 4. ochrona przed polem elektromagnetycznym.

Zagadnienia identyfikacji dotyczą pomiarów i obliczeń zarówno pól elektromagnetycznych wolnozmiennych, to jest stałych oraz o częstotliwości sieciowej, jak i pól szybkozmiennych na przykład o charakterze przejściowym, związanych z czynnościami łączeniowymi w systemie elektroenergetycznym lub wyładowaniami atmosferycznymi. Przedmiotem badań w drugiej grupie problemów jest z kolei wpływ pól elektromagnetycznych w aspekcie efektów biologicznych i ryzyka zdrowotnego organizmów żywych, a także ustalenie związków jakościowych i ilościowych pomiędzy obserwowanymi efektami, a wartościami charakterystycznymi pola oraz czasem ekspozycji. Trzecia grupa problemów związana jest z oddziaływaniem pól elektromagnetycznych na naziemne i podziemne obiekty technicznych, jak na przykład inne linie elektroenergetyczne, obwody pomocnicze w stacjach elektroenergetycznych, linie telekomunikacyjne, rurociągi, struktury metaliczne jak dachy, płoty, itp., obwody sygnalizacyjne i pomiarowe, urządzenia elektroniczne i wiele innych. Efektem oddziaływania jest indukowanie napięć i prądów, mogących stanowić zagrożenie dla organizmów żywych (oddziaływanie niebezpieczne) albo spowodować uszkodzenie lub zakłócenie w pracy rozważanych obiektów (oddziaływanie zakłócające). Zagadnienia te należą do szeroko rozumianego problemu kompatybilności elektromagnetycznej. 1 Katedra Elektroenergetyki AGH Kraków

Wiesław Nowak


Do grupy czwartej zalicza się problemy dotyczące środków ochrony przed polem elektromagnetycznym, jak również zagadnienia przepisów, norm i zaleceń dotyczące wartości granicznych oraz czasu ekspozycji, jak na przykład wymagania polskie [1, 2, 3]. Analiza efektów oddziaływań pól elektromagnetycznych o częstotliwości sieciowej, jak i zastosowania odpowiednich środków ochronnych, wymaga identyfikacji obrazów składowej elektrycznej (pola elektrycznego) oraz składowej magnetycznej (pola magnetycznego) w otoczeniu urządzeń elektroenergetycznych. Identyfikacja pola elektrycznego i magnetycznego o częstotliwości sieciowej w otoczeniu linii i stacji elektroenergetycznych może być przeprowadzana metodami pomiarowymi lub obliczeniowymi. Pomiary możliwe są tylko dla obiektów istniejących, a wskutek dostępności odpowiednich przyrządów i wypracowanej metodyki, nie istnieją praktycznie żadne trudności w ich wykonywaniu w otoczeniu linii i na terenie stacji. Obliczenia natężenia pola elektrycznego mają zastosowanie dla obiektów istniejących, jak i projektowanych, dzięki zaangażowaniu obecnie odpowiedniego aparatu metod numerycznych, głównie metody elementów skończonych lub elementów brzegowych. CHARAKTERYSTYKA POLA ELEKTRYCZNEGO I MAGNETYCZNEGO O CZĘSTOTLIWOŚCI SIECIOWEJ Cechą charakterystyczną pola elektromagnetycznego o częstotliwości sieciowej jest możliwość oddzielnego rozpatrywania składowej elektrycznej i składowej magnetycznej, a w dalszej konsekwencji wykorzystanie do opisu pola elektrycznego i magnetycznego praw elektrostatyki oraz magnetostatyki. Przy powyższym założeniu, w przyjętym układzie współrzędnych prostokątnych 0xyz w otoczeniu obiektu elektroenergetycznego, wektor natężenia pola elektrycznego posiada trzy składowe, które jako funkcje czasu można wyrazić zależnościami [4]:

( ) ( )xxmx tEtE ϕ+ω= sin (1)

( ) ( )yymy tEtE ϕ+ω= sin (2)

( ) ( )zzmz tEtE ϕ+ω= sin (3) gdzie Exm, Eym, Ezm są amplitudami wektorów składowych, natomiast ϕx, ϕy, ϕz ich fazami. Wektor wypadkowy w punkcie przestrzeni P(x,y,z) opisuje więc w przestrzeni elipsę, a tym samym pole elektryczne ma polaryzację eliptyczną. Ilustruje to rysunek 1 przedstawiony dla przypadku dwuwymiarowego, to jest dla Ez(t) = 0.

x

y

Rys. 1. Polaryzacja eliptyczna pola elektrycznego, Em – maksymalna wartość natężenia

IDENTYFIKACJA PÓL ELEKTRYCZNYCH …


Wartość chwilową wektora wypadkowego określa więc następująca zależność:

( ) ( ) ( ) ( )tEtEtEtE zyx222 ++= (4)

Należy zaznaczyć, że eliptyczna polaryzacja pola elektrycznego nie pozwala posługiwać się amplitudą i fazą wektora wypadkowego, pojęcia te dotyczą bowiem tylko jego składowych. Również w przypadku pola magnetycznego składowe wektora są funkcjami harmonicznymi [4]:

( ) ( )xxmx tHtH ψ+ω= sin (5)

( ) ( )yymy tHtH ψ+ω= sin (6)

( ) ( )zzmz tHtH ψ+ω= sin (7) a więc pole magnetyczne również charakteryzuje się polaryzacją eliptyczną, z której wynikają takie same wnioski, jak wymienione uprzednio dla pola elektrycznego. Wartość chwilową wektora wypadkowego określa zależność:

( ) ( ) ( ) ( )tHtHtHtH zyx222 ++= (8)

POMIAROWE METODY IDENTYFIKACJI Pole elektryczne Do pomiarów natężenia pola elektrycznego [4, 5, 6] w otoczeniu obiektów elektroenergetycznych powszechne zastosowanie znalazły mierniki dipolowe, złożone z odizolowanych od siebie elektrod – rysunek 2.

E E Ea) b) c)

I

Rys.2. Mierniki dipolowe [4]: a) dipol sferyczny w kształcie dwóch półczasz, b) w kształcie jednostronnie otwartych prostopadłościanów, c) złożony z dwóch płyt, między którymi znajduje się

dwustronnie otwarty prostopadłościan Zasada pomiaru miernikiem dipolowym oparta jest na zależności między prądem wywołanym przepływem ładunku indukowanego w obydwu elektrodach, a natężeniem zewnętrznego – pierwotnie niezakłóconego obecnością przyrządu – przemiennego pola elektrycznego. Dla najczęściej stosowanego miernika w postaci dipola sferycznego funkcja przetwarzania I = f(E)

Wiesław Nowak


może być określona analitycznie. W przypadku przedstawionym na rysunku 3a, gdy oś dipola pokrywa się z kierunkiem jednostajnego pola pierwotnego o natężeniu:

( ) ( )ϕ+ω= tEtE m sin (9) wartość skuteczna prądu I wynosi:

skEm

ksk EkErI =ωπε=2

3 20 (10)

gdzie rk jest promieniem dipola, a Esk wartością skuteczną natężenia pola (9).

E

E

a) b)Ed

oś dipola

α

Rys.3. Dipol sferyczny w zewnętrznym, pierwotnie niezakłóconym jednostajnym polu elektrycznym o natężeniu E: a) oś dipola i kierunek pola pokrywają się, b) oś dipola i kierunek pola przecinają się

W przypadku, gdy oś dipola i kierunek pola przecinają się pod kątem α (rysunek 3b) funkcja przetwarzania przyjmuje postać:

skdEskEsk EkEkI =α= cos (11)

Wzór (11) określa związek między prądem a składową wektora pola elektrycznego w kierunku osi dipola. W polu elektrycznym o polaryzacji eliptycznej funkcja przetwarzania określa związek między prądem dipola a wartością rzutu wektora pola elektrycznego na oś dipola. W celu pomiaru wartości maksymalnej pola należy więc tak orientować położenia miernika w przestrzeni, aby jego wskazanie było największe. Wówczas oś dipola i kierunek osi wielkiej elipsy pokrywają się. Mierniki natężenia pola elektrycznego mają średnice od kilku do kilkunastu centymetrów, przy czym przerwa izolacyjna pomiędzy elektrodami winna być jak najmniejsza. W współczesnych przyrządach stosuje się umieszczone wewnątrz elektrod elektroniczne układy detekcji prądu. Wskaźnik odczytowy (najczęściej cyfrowy), wyskalowany w wartościach skutecznych natężenia pola elektrycznego (kV/m), bywa umieszczany również wewnątrz miernika lub też może stanowić oddzielne urządzenie, połączone z miernikiem przewodem światłowodowym. Podstawowym warunkiem prawidłowego pomiaru jest zachowanie odległości nie mniejszej niż 2,5 m pomiędzy obserwatorem a miernikiem. Wówczas błąd pomiaru spowodowany zaburzeniem przez obserwatora mierzonego pola jest nie większy niż 3%. Pomiarów nie należy wykonywać podczas opadów deszczu lub śniegu oraz podczas mgieł i mżawek. Wszelkie konstrukcje wsporcze, drążki izolacyjne podtrzymujące mierniki winny być czyste i suche w trakcie wykonywania pomiarów. Ponadto dodatkowymi źródłami błędów pomiarowych są: niejednostajność pola elektrycznego,



oddziaływanie pola magnetycznego, harmoniczne pola o częstotliwościach większych niż podstawowa, wpływ temperatury. Skalowanie mierników natężenia pola elektrycznego [7] przeprowadza się w polu elektrycznym jednostajnym (praktycznie jednostajnym) o znanej wartości i kierunku. Norma [6] zaleca skalowanie mierników w układzie kondensatora płaskiego o wymiarach przedstawionych na rysunku 4.

kV

R

R

∼ E

Rys.4. Układ dwóch płyt równoległych (kondensator płaski)

do skalowania mierników natężenia pola elektrycznego Kondensator skalujący wykonany jest z dwóch równoległych metalowych płyt w kształcie kwadratu o długości boku 1,5 m i odstępie międzyelektrodowym 0,75 m. Wymiary te zapewniają dostatecznie duży obszar pola jednostajnego w środkowej części układu dla przeprowadzenia skalowania mierników o średnicy nie większej niż 0,23 m, z błędem mniejszym od 1%. Wymiary elektrod mogą być powiększone lub zmniejszone przy skalowaniu mierników o średnicach odpo-wiednio większych lub mniejszych niż 0,23 m. Odstęp krawędzi elektrod kondensatora od sąsiednich uziemionych płaszczyzn (ściany, podłoga, itp.) oraz innych obiektów musi wynosić co najmniej 0,5 m. Przy spełnieniu wymienionych wymagań pole elektryczne w środkowej części kondensatora skalującego jest określone zależnością E = U/d, gdzie: U – napięcie międzyelektrodowe, d – odstęp międzyelektrodowy. Omówioną wyżej zasadę pomiaru natężenia pola elektrycznego przy pomocy dipola sferycznego, wykorzystuje się również do budowy mierników trzech składowych natężenia pola. Powierzchnie pomiarowe takich mierników są wówczas wycinkami sfery. Umożliwiają one pełną identyfikację parametrów elipsy pola elektrycznego. Istnieją również mierniki elektrooptyczne, których zasada działania wykorzystuje zjawisko Pockelsa. Pole magnetyczne Do pomiarów natężenia pola magnetycznego stosowane są najczęściej mierniki wyposażone w sondę zwojową – rysunek 5. Zasada pomiaru oparta jest na zależności między prądem płynącym w obwodzie złożonym z cewki sondy i układu detekcji prądu, a natężeniem mierzonego pola magnetycznego.

oś sondy

Hc

α

cewka sondy

H = H sin( t + ) ω m ψ

układ detekcjiprądu cewki

Rys. 5. Sonda zwojowa do pomiaru natężenia pola magnetycznego

Wiesław Nowak


W układzie z rysunku 5 siła elektromotoryczna indukowana w cewce sondy pod wpływem jednostajnego, zmiennego w czasie pola magnetycznego wynosi [4]:

( ) ( )[ ]StHdtdz

dtdzte m ⋅α⋅ψ+ωµ−=Φ

−= cossin0 (12)

gdzie: z – liczba zwojów cewki sondy, Φ – strumień wektora indukcji magnetycznej, objęty powierzchnią cewki, µ0 – przenikalność magnetyczna próżni, S – powierzchnia cewki. Zakładając, że impedancja obwodu pomiarowego wynosi Z, funkcję przetwarzania określającą związek między wartością skuteczną prądu, a skuteczną wartością mierzonego natężenie pola magnetycznego, można przedstawić w postaci:

skcHskHm

sk HkHkHZ

SzI =α=α⋅⋅ωµ

= coscos2

0 (13)

Powyższe rozważania prowadzą do wniosku, że w polu magnetycznym o polaryzacji eliptycznej, funkcja przetwarzania będzie określać zależność między prądem układu pomiarowego, a wartością rzutu wektora pola magnetycznego na oś sondy. Mierniki pola magnetycznego, podobnie jak mierniki pola elektrycznego, wyposażone są w elektroniczne układy detekcji prądu. Mierniki skalowane są dla wartości skutecznych natężenia pola, ale bardzo często spotyka się mierniki wyskalowane w jednostkach indukcji magnetycznej. W odróżnieniu od mierników pola elektrycznego, obecność obserwatora (podobnie jak i innych obiektów niemagnetycznych) nie ma praktycznie żadnego wpływu na odkształcenie mierzonego pola, a tym samym na wynik pomiaru. Z tego względu przyrządy te mogą być trzymane w ręce osoby wykonującej pomiar. Natomiast niezmiernie istotne jest właściwe ekranowanie elektrostatyczne sondy zwojowej, celem niedopuszczenia do indukowania w niej prądów przez pole elektryczne. Dodatkowymi źródłami błędów pomiaru mogą być również harmoniczne pola o częstotliwościach większych niż podstawowa oraz wpływ temperatury. Skalowanie przeprowadza się przez umieszczenie miernika w polu magnetycznym praktycznie jednostajnym, o znanym kierunku i wartości. Do wytworzenia takiego pola może być wykorzystana cewka w kształcie prostokąta o wymiarach 2a × 2b i liczbie zwojów n (rysunek 6). Składowa w kierunku osi z wektora natężenia pola magnetycznego w punkcie P(x,y,z) jest określona wzorem [8]:

( )( )[ ] ( )∑

=+ ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

+−

−+

−

π=

4

111

14 j

jjj

j

jj

jj

jj

zgrr

C

Crr

gInH (14)

gdzie: xaCCxaCCbyggybgg −=−=+=−=−==+== 32414321 ,,,

P(x,y,z)

r4r3

r1

r22a

2bx

y

z

I

0

Rys. 6. Cewka do skalowania mierników natężenia pola magnetycznego



Miernik pola magnetycznego umieszczany jest w punkcie P(0,0,0). Pole magnetyczne generowane przez cewkę jest faktycznie polem niejednostajnym. Jednak niejednostajność ta, przy realnych wymiarach mierników, jest praktycznie do pominięcia, jeżeli wymiary cewki są nie mniejsze niż 1 m × 1 m. Zasadę pomiaru przy pomocy sondy zwojowej, wykorzystuje się również w miernikach trzech składowych natężenia pola magnetycznego. Sondę takiego miernika stanowią wówczas trzy wzajemnie prostopadłe cewki. Należy nadmienić, że oprócz metody sondy zwojowej stosowane są również przyrządy z przetwornikiem Halla, które mogą być stosowane także do pomiaru statycznych pól magnetycznych. Przykłady identyfikacji Na rysunku 7 przedstawiono wyniki pomiarów natężenia pola elektrycznego o częstotliwości 50 Hz na obszarze proponowanej lokalizacji budynku wielorodzinnego, w bezpośrednim sąsiedztwie dwutorowej linii przesyłowej 110 kV. Budynek o szerokości 15 m, długości 8 m oraz wysokości 13,25 m posiada taras o szerokości 5 m, biegnący przez całą szerokość budynku. Orientacja budynku zapewnia niemal równoległy przebieg ściany elewacji południowo-wschodniej z osią linii przesyłowej. Odległość od najbliższego przewodu fazowego do krawędzi budynku wynosi 10,3 m. Krawędź budynku znajduje się ok. 6,7 m od krawędzi podstawy słupa wsporczego typu ML52 ON150 linii 110 kV. Pomiary przeprowadzono na wysokości 1,8 m n.p.t. w obszarze o wymiarach 16 m × 12 m. Otrzymany rozkład natężenia pola elektrycznego (rysunek 7) wskazuje na brak obszarów, w których przekroczona jest wartość 1 kV/m. W okolicy południowo-zachodniego krańca budynku wyznaczone wartości wynoszą 0,25 kV/m. Na rysunku 8 przedstawiono natomiast obraz pola elektrycznego w rozdzielni 110 kV, która wykonana jest jako rozdzielnia z podwójnym niesekcjonowanym systemem szyn zbiorczych. Łączna liczba pól wynosi 16, przy czym: • pola nr 2 i 8 są polami zasilającymi transformatory nr 1 i nr 2 110/15/15 kV 40 MVA, pola

nr 1, 3, 5 i 7 są polami liniowymi linii napowietrznych, • pola nr 9, 11, 13 i 15 są polami liniowymi linii kablowych, • pole nr 6 jest polem sprzęgła, • w polu nr 4 zainstalowane są uziemniki szyn, • pola nr 10, 12, 14 oraz 16 pozostają niewykorzystane.

Natężenie pola elektrycznego mierzono na wysokości 1,8 m nad powierzchnią ziemi, poszukując na terenie rozdzielni wartości granicznych 5 kVm/, 10 kV/m oraz 20 kV/m. Indukcję pola magnetycznego mierzono również na wysokości 1,8 m, poszukując w danym polu wartości największej. Na terenie analizowanej rozdzielni 110 kV nie występują obszary, w których natężenie pola elektrycznego przekraczałoby wartość 20 kV/m. Występują natomiast obszary, w których natężenie pola elektrycznego zawiera się w przedziale od 10 kV do 20 kV/m oraz 5 kV do 10 kV/m (rysunek 8). Największa zmierzona wartość natężenia pola elektrycznego w polach od nr 1 do nr 8 wynosi 15 kV/m, a w polach nr 9, 11, 13, 15 największa zmierzona wartość wynosi 17 kV/m. Największą wartość indukcji magnetycznej na terenie rozdzielni 110 kV zmierzono w polu liniowym nr 15. Otrzymany wynik przy obciążeniu roboczym przeliczono na największe spodziewane obciążenie pola nr 15, co pozwala oszacować największą wartość indukcji pola magnetycznego wynoszącą 73 µT. Wartości tej odpowiada wartość natężenia pola magnetycznego 59 A/m.

Wiesław Nowak


Rys. 7. Obraz natężenia pola elektrycznego w otoczeniu dwutorowej linii o napięciu 110 kV



strefa ochronna pośrednia (5 – 10 kV/m) strefa ochronna zagrożenia (10 – 20 kV/m)

Rys.8. Obszary występowania stref ochronnych na terenie rozdzielni 110 kV stacji A

Wiesław Nowak


KOMPUTEROWE METODY IDENTYFIKACJI Analiza pola elektromagnetycznego wymaga rozwiązywania odpowiednich równań różniczkowych cząstkowych, przy uwzględnieniu odpowiednich warunków brzegowych. Otrzymanie rozwiązania na drodze analitycznej jest w praktycznych przypadkach najczęściej niemożliwe, co powoduje konieczność zastosowania odpowiednich metod numerycznych, takich jak metoda różnic skończonych, elementów skończonych, elementów brzegowych czy ładunków symulowanych. Obliczenia natężenia pola elektrycznego są stosowane dla obiektów istniejących, jak i projektowanych. W otoczeniu linii elektroenergetycznych nie nastręczają trudności w przypadku analizy w przestrzeni 2D i dla wyidealizowanych konfiguracji dają na ogół dobrą zgodność z wynikami pomiarów. Obliczenia pola w otoczeniu bądź na terenie stacji elektroenergetycznych są zagadnieniem o znacznym stopniu komplikacji z powodu konieczności analizy w przestrzeni 3D oraz złożonej geometrii elementów stacji. Wymagają więc zastosowania metod numerycznych, wśród których szczególne miejsce zajmuje metoda ładunków symulowanych [9, 10]. Stosując metodę ładunków symulowanych do obliczeń natężenia pola elektrycznego przy częstotliwości sieciowej, rzeczywisty rozkład ładunków na powierzchniach przewodników o zadanych wartościach potencjałów, jest zastępowany zbiorem ładunków fikcyjnych (symulujących) tak, aby ich pole elektryczne było identyczne z polem wyjściowym. Jako ładunki symulujące przyjmuje się najprostsze pod względem geometrycznym elementy, takie jak ładunki punktowe, ładunki liniowe rozłożone równomiernie na odcinku linii prostej, pierścieniach, odcinkach pierścieni czy też ładunki powierzchniowe rozłożone równomiernie na krzywoliniowych elementach trókątnych i prostokątnych. Umożliwiają one modelowanie różnych elementów stacji, takich jak oszynowanie, konstrukcje wsporcze, kadzie transformatorów itp. Ładunki symulujące umieszczane są na powierzchniach przewodników lub też są w nich nieznacznie zanurzone. Ich wartości dobiera się w taki sposób, żeby w wybranych punktach na powierzchni przewodników — zwanych punktami konturowymi — otrzymać zadane wartości potencjałów, co przy zastosowaniu zasady superpozycji potencjału można zapisać w postaci układu równań [9, 10]:

[ ] [ ] [ ]VQP =⋅ (15) gdzie [V] są zespolonymi wartościami zadanych potencjałów w n punktach konturowych, [Q] — zespolonymi wartościami n poszukiwanych ładunków symulujących, [P] — macierzą współczynników potencjalnych, której elementy są obliczane na podstawie geometrii rozważanego układu. Otrzymane w wyniku rozwiązania równania (15) ładunki są podstawą obliczeń potencjału i natężenia pola elektrycznego w dowolnym punkcie (x,y,z) w przyjętym układzie współrzędnych:

( ) ( )∑=

⋅=n

iii QzyxPzyxV

1,,,, (16)

( ) ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡∂

∂∂

∂∂

∂−=

zzyxV

yzyxV

xzyxVzyxE ),,(,),,(,),,(,,

r (17)

W metodzie ładunków symulowanych wartości potencjałów na powierzchniach przewodników w punktach innych niż punkty konturowe, mogą być różne od wartości zadanych, co prowadzi do błędu obliczeń. Dokładność obliczeń zależy natomiast od takich parametrów, jak: rodzaj, ilość i rozmieszczenie ładunków symulujących oraz umiejscowienie punktów konturowych.



Analizie poddano rozdzielnię 220 kV, której fragment przedstawia rysunek 9. Analizowana rozdzielnia posiada podwójny system szyn zbiorczychi wyposażona jest w dwa pola liniowe (nr 1 i nr 2) oraz jedno pole transformatorowe (pole nr 3). Odłączniki szynowe obu systemów są ustawione szeregowo pod fazami środkowymi szyn zbiorczych. Jest to więc tzw. kilowy układ rozdzielni, w której występują tylko dwa poziomy prowadzenia przewodów. Szyny zbiorcze są zawieszone na wysokości 14,00 m, a przewody odejścia są prowadzone na izolatorach odłączników. Pomiędzy odłącznikami umieszczone są uziemniki. Oszynowanie rozdzielni wykonane jest przewodami typu AFL–8 525 mm2. Oszynowanie i konstrukcje odwzorowano układem liniowych ładunków symulowanych — rysunek 10. Otrzymane wyniki obliczeń w obszarach oznaczonych na rysunku 9 jako O1 i O2, przedstawiono na rysunkach 11a oraz 12a w postaci obrazów, które stanowią izolinie jednakowej wartości natężenia pola elektrycznego na wysokości 1,8 m. Obliczenia poddano następnie weryfikacji pomiarowej, a jej wyniki zawierają obrazy na rysunkach 11b i 12b. Porównując obrazy otrzymane z obliczeń i pomiarów można stwierdzić dość dobrą ich zgodność, a maksymalne błędy obliczeń wynoszą 23% w obszarze O1 i 14% w obszarze O2. Błędy większe niż 20% w obszarze O1 dotyczą punktów, gdzie natężenie pola nie przekracza wartości 1,5 kV/m. Tym samym, opracowane na podstawie przedstawionej metody oprogramowanie stanowi cenne narzędzie w projektowaniu i optymalizacji stacji elektroenergetycznych w zakresie wartości natężenia pola elektrycznego

O1

O2

Pole nr 3autotransf. 220/110 kV, 160 MVA

Pole nr 2linia 220 kV

Pole nr 1linia 220 kV

I

II

Rys. 9. Fragment rozdzielni 220 kV

Wiesław Nowak


Rys. 10. Model rozdzielni - układ liniowych ładunków symulowanych

a)

O1

b)

O1

Rys. 11. Obrazy natężenia pola elektrycznego o obszarze O1 (izolinie co 0,2 kV/m):

a) obliczenia, b) pomiary

a)

O2 b)

O2 Rys.12. Obrazy natężenia pola elektrycznego o obszarze O2 (izolinie co 0,5 kV/m):

a) obliczenia, b) pomiary



W oparciu o metodę ładunków symulowanych opracowywane są również uproszczone algorytmy komputerowe do analizy dwuwymiarowego pola elektrycznego i magnetycznego. Przykładem jest program LAJKONIK opracowany w Katedrze Elektroenergetyki AGH (rysunek 13), przeznaczony do analizy natężenia pola elektrycznego i magnetycznego w otoczeniu linii elektroenergetycznych. Pomimo przyjętych założeń upraszczających w tej wersji oprogramowania, program ten umożliwia również badanie rozkładów pól odkształconych na przykład wpływem budynków. Analiza numeryczna z wykorzystaniem metody elementów skończonych i programu ANSYS, została wykorzystana m. in. do określenia wartości natężenia pola w przestrzeni, w której usytuowany ma być budynek na rysunku 7. Celem obliczeń było określenie rozkładu natężenia pola elektrycznego w przestrzeni, której granice wyznacza obrys budynku.

Rys. 13. Program komputerowy LAJKONIK do analizy rozkładów natężenia pola elektrycznego i magnetycznego w otoczeniu linii elektroenergetycznych

Do modelowania zastosowano metodę elementów skończonych uwzględniającą geometrię konstrukcji wsporczej słupa i trójfazowy charakter źródeł pola, geometrycznie niesymetryczny układ przewodów fazowych wynikający z załomu linii na słupie zlokalizowanym w sąsiedztwie lokalizacji budynku. Przyjęto, że przewody fazowe, konstrukcja wsporcza oraz powierzchnia ziemi mają zerowy potencjał. Wyznaczony rozkład natężenia pola elektrycznego przedstawiono na rysunku 14. Największe natężenie pola elektrycznego występuje przy południowej krawędzi dachu i osiąga tam wartości rzędu 0,48 kV/m. Na uwagę zasługuje zgodność wyników pomiarów kontrolnych z wynikami analizy numerycznej rozkładu natężenia pola elektrycznego.

Wiesław Nowak


Rys. 14. Rozkład natężenia pola elektrycznego (kV/m) w przestrzeni,

w której usytuowany ma być budynek w otoczeniu dwutorowej linii 110 kV PODSUMOWANIE Przestrzeń wokół obiektów elektroenergetycznych, takich jak linie lub stacje wysokiego napięcia, jest obszarem działania pola elektromagnetycznego. Jego składowe: elektryczna i magnetyczna przy częstotliwości 50 Hz mogą być traktowane oddzielnie, i takie też podejście występuje w badaniach oraz jest reprezentowane w przepisach i normach. Badania w dziedzinie pól elektromagnetycznych koncentrują się między innymi wokół zagadnień identyfikacji rozkładów pól elektrycznych i magnetycznych w otoczeniu obiektów elektroenergetycznych, głównie dla celów jakie wynikają z potrzeby oceny ich oddziaływań na środowisko. Realizacji tego celu wymaga kompleksowego opisu wartości wektorów natężenia pola elektrycznego i magnetycznego, co obecnie może być również realizowane w szerokim zakresie – dzięki rozwojowi technik informatycznych – przez zastosowanie modelowania numerycznego. LITERATURA [1] Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska. (Dz. U. Nr 62, poz. 627) [2] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 30 października 2003 r. w sprawie

dopuszczalnych poziomów pól elektromagnetycznych w środowisku oraz sposobów sprawdzania dotrzymania tych poziomów (Dz. U. Nr 192, poz. 1883)

[3] Rozporządzenie Ministra Pracy i Polityki Społecznej z dnia 29 listopada 2002 r. w sprawie najwyższych dopuszczalnych stężeń i natężeń czynników szkodliwych dla zdrowia w środowisku pracy (Dz. U. Nr 217, poz. 1833)

[4] Nowak W., Włodek R.: Pole elektromagnetyczne w otoczeniu linii – modelowanie i pomiary w „Inżynieria wysokich napięć w elektroenergetyce”, tom I, praca zbiorowa pod red. H. Mościckiej–Grzesiak. Wyd. Politechniki Poznańskiej 1996, str. 86–104

[5] Praca zbiorowa (red. R. Kosztaluk): Technika badań wysokonapięciowych. Tom II. WNT, Warszawa 1985

[6] IEC Publication 833. Measurement of Power–Frequency Electric Fields. 1987



[7] Florkowska B., Nowak W.: Wzorzec do skalowania mierników natężenia pola elektrycznego 50 Hz. IV Konferencja Naukowo-Techniczna nt. „Pola elektromagnetyczne 50 Hz a energetyka i środowisko”, Szczyrk, 1998. Materiały konferencyjne, str. 75–82

[8] A report prepared by the Working Group on Electrostatic Effects of Transmission Lines: Measurement of Electric and Magnetic Fields from Alternating Current Power Lines. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1978, Vol. PAS–97, No.4, str. 1104–1114

[9] Nowak W.: Obliczenia natężenia pola elektrycznego w stacjach elektroenergetycznych. Biuletyn Techniczny SIECI ELEKTROENERGETYCZNE, BSiPE Energoprojekt Kraków SA, 2/1996, str. 63–66

[10] Nowak W.: Analiza pola elektrycznego w stacjach elektroenergetycznych. V Ogólnopolskie Sympozjum „Inżynieria Wysokich Napięć” IW-2000, Poznań–Kiekrz, 22-24 maja 2000. Materiały konferencyjne, str. 305–310

Wiesław Nowak


EMINARIUM TARGOWE


ZUŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SZKOŁACH POWIATU NOWOSĄDECKIEGO – BENCHMARKING

Andrzej RAŹNIAK1

Ryszard JAŚKIEWICZ2 Mariusz FILIPOWICZ3

STRESZCZENIE W artykule zostanie przedstawiona metoda porównania efektywności użytkowania energii elektrycznej w budynkach szkolnych - tzw. benchmarking energetyczny. Porównanie obejmie całkowite zużycie, względne zużycia na jednostkę powierzchni i jednego ucznia (wydatek energii elektrycznej na „proces kształcenia”) oraz rozbicie zużycia na poszczególne odbiorniki ze szczególnym uwzględnieniem oświetlenia. Zestawienia te pozwolą przypisać szkołom stopień efektywności wykorzystania energii elektrycznej. Autorzy przewidują, że w przypadku dorównania standardom nasycenia szkół elektronicznym sprzętem dydaktycznym i spełnienia wymagań norm (np. oświetlenie) zużycie energii będzie wzrastać. Omówiony zostanie przykład zastosowania Internetu do realizacji automatycznego benchmarkingu energetycznego. Nasycenie polskich szkół elektronicznym sprzętem dydaktycznym nie dorównuje standardom krajów rozwiniętych, zużycie energii. Autorzy przewidują, że w przypadku dorównania standardom nasycenia szkół elektronicznym sprzętem dydaktycznym i spełnienia wymagań norm (np. oświetlenie) zużycie energii będzie wzrastać. WSTĘP Ażeby racjonalnie gospodarować energią niezwykle istotne jest zidentyfikowanie miejsc gdzie ta energia jest użytkowana w sposób efektywny oraz miejsc gdzie jest marnowana. Najbardziej obrazowe i przekonujące dla przeciętnego użytkownika jest zobrazowanie pokazujące na przykładach –ile on zużywa energii na osiągnięcie tego samego celu a ile zużywają osoby, instytucje, budynki najbardziej racjonalnie wykorzystujące energię. Liczy się na to, że takie zobrazowanie uruchomi naturalny mechanizm psychologiczny użytkownika i wyzwoli w nim dążenie jeśli nie do bycia najlepszym (w tym wypadku zużywającym najmniej energii) to na pewno nie do pozostawania na „szarym końcu”. Stąd zrodziła się metoda nazywana benchmarkingiem a oznaczająca porównywanie się do innych – w tym wypadku pod względem zużycia energii.

1 Wydział Fizyki i Informatyki Stosowanej, AGH 2 Zakład Energetyczny Nowy Sącz 3 Wydział Paliw i Energii, AGH

Andrzej Raźniak, Ryszard Jaśkiewicz, Mariusz Filipowicz


METODOLOGIA BADAŃ Na terenie powiatu nowosądeckiego (grodzkiego i ziemskiego) znajduje się ok. 160 szkół podstawowych i gimnazjów. Z tej liczby przebadaliśmy połowę, przebadane obiekty posiadały bardzo różne parametry: • liczba uczniów w szerokim przedziale od 15-1000, • lata budowy 1880-2002, • powierzchnia użytkowa od mniej niż 100 m2 do kilku tysięcy m2, • bardzo różna wielkość, technologia, bryła, konstrukcja i rozwiązania architektoniczne. Dane odnośnie zużycia energii elektrycznej uzyskane zostały z dwu źródeł: • odczyty zużycia przeprowadzane przez Zakład Energetyczny Nowy Sącz, • badania ankietowe. Treść pytań ankiety była uzgadniania z Władzami Oświatowymi powiatu oraz przedyskutowana, na ogólnym spotkaniu, z gminnymi przedstawicielami szkół.. Ankieta zawiera w sumie ok. 50-ciu pytań zgrupowanych w bloki obejmujące: • charakterystykę obiektu, • charakterystykę systemu grzewczego, • charakterystykę użytkowania obiektu, • charakterystykę systemu oświetleniowego oraz • występowania nietypowych sytuacji. Odpowiedzi uzyskaliśmy z połowy placówek. Do wielu ankiet (w odpowiedzi na naszą prośbę) zostały dołączone załączniki w postaci kopii dokumentacji budowlanych, kopie rachunków za energię, fotografie i in. dokumenty, co pozwoliło zgromadzić nam pokaźną ilość informacji. Informacje uzyskane z ZE Nowy Sącz pozwoliły na zweryfikowanie części odpowiedzi ankietowych, tak, że możliwa była częściowa kontrola poprawności podawanych w ankietach danych. W przeprowadzonej analizie nie uwzględnialiśmy szkół (nieliczne przypadki) ogrzewanych energią elektryczną.

WYKONANE ANALIZY Na podstawie otrzymanych informacji została stworzona komputerowa baza danych pozwalająca na automatyczne przetwarzanie informacji i generowanie wielu zestawień. W niniejszym opracowaniu zostaną przedstawione niektóre z nich. • Zużycie energii elektrycznej przez budynki szkół w roku 2003, histogram tego zużycia

pokazany jest na rysunku poniżej (rys. 1). Roczne zużycia zostały przeanalizowane dla trzech lat: 2001, 2002, 2003. Togo typu histogram podaje informację o bezwzględnym zużyciu, możemy na jego podstawie zorientować się w wielkości zużycia energii przez dany obiekt. Widoczne zróżnicowanie jest efektem różnej skali badanych szkół. Charakteryzuje bardziej obiekt niż efektywność gospodarki energetycznej w tym obiekcie. W celu prześledzenia stopnia racjonalności wykorzystania energii właściwe jest użycie wskaźników względnych – odniesionych do jednego ucznia czy jednostki powierzchni. W ten sposób możliwe jest porównywanie obiektów o różnych wielkościach.

ZYŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ …


0

5

10

15

20

25

30

35

Lic

zba

szkół [

szt]

0-3 3-6 6-10 10-15 15-20 20-25 25-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90

Zużycie [MWh/rok]

Zużycie średnie roczne

Rys. 1. Histogram zużycia energii elektrycznej przez badane szkoły w roku 2003

• Zużycie względne odniesione do jednego ucznia Histogram ten został przedstawiony na rysunku 2. Widoczne jest, że średnie zużycie wynosi ok. 80 kWh/ucznia w ciągu roku, jednakże są szkoły gdzie to zużycie jest kilkukrotnie niższe i o wiele wyższe. Widać tutaj w których szkołach należy dokładnie sprawdzić w jaki sposób energia elektryczna jest zużywana, jednakże większe wskaźniki zużycia wcale nie muszą od razu oznaczać marnotrawstwa, rozbieżności mogą być spowodowane różnym nasyceniem sprzętem elektronicznego, audiowizualnym i częstszym jego użytkowaniem. Zatem wskaźnik ten po uwzględnieniu dodatkowej informacji może być zarówno miernikiem efektywności użytkowania energii jak i stopnia „nowoczesności” szkoły nasycenia sprzętem elektronicznym (komputery, projektory, audio wideo) i w jakim stopniu ten sprzęt jest wykorzystywany.



Rys. 2. Histogram zużycia energii elektrycznej na jednego ucznia

• Względne zużycie na jednostkę powierzchni (m2) Histogram jest przedstawiony na rysunku 3 – widać, że wartość średnia wynosi 10 kWh/m2, a rozbieżność jest też dość spora.

Rys. 3. Histogram zużycia energii elektrycznej na jednostkę powierzchni



Dla danych przedstawionych na rysunkach 2 i 3 możemy skonstruować korelacje pomiędzy zużyciem energii elektrycznej a liczbą uczniów i powierzchnią użytkową. Wyniki przedstawione są na dwóch rysunkach poniżej (rys 4 i 5):

y = 60,6x + 2984R2 = 0,64

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

0 200 400 600 800 1000 1200

Liczba uczniów

Zuży

cie

ener

gii e

lekt

rycz

nej w

200

3 [k

Wh]

Rys. 4. Korelacja zużycia energii elektrycznej i liczby uczniów

y = 10,4x + 3354R2 = 0,63

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

powierzchnia [m2]

zuż

ycie

ene

rgii

elek

tryc

znej

w 2

003

roku

[kW

h]

Rys. 5. Korelacja zużycia energii elektrycznej i powierzchni użytkowej



Na podstawie korelacji z rysunków 4 i 5 można powiedzieć, że w przypadku braku uczniów zużycie energii byłoby równe ok. 3000 kWh rocznie a przy zerowej powierzchni ok. 3300 kWh. Przyrost zużycia energii na kolejnego ucznia wynosi 60 kWh/rocznie a przyrost energii na wzrost powierzchni to ok. 10 kWh/m2 rocznie. Oczywiście wzrost liczby uczniów jest skorelowany ze wzrostem powierzchni szkoły ale na podstawie takiej prostej i przybliżonej analizy możemy wyciągnąć już pewne wnioski: • Przyrost dobowego zużycia energii na ucznia wynosi ok. 0.3 kWh, struktura tego zużycia

w ogólności jest bardzo zróżnicowana, przedstawia to rysunek 6, • Przyrost zużycia 10 kWh na każdy metr kwadratowy powierzchni można wytłumaczyć

głównie pracą oświetlenia (średnio 935 h/rocznie po ok. 10 W/m2 – patrz rysunki 10 i 11). Natomiast wartość ok. 3000-3300 kWh rocznie (przecięcie linii trendu z rysunków 4 i 5 z osią zużycia) można interpretować w przybliżeniu jako energię zużywaną na funkcjonowanie zaplecza szkoły (nie związanego z dydaktyką) np. sterowanie i kontrola ogrzewania, instalacje alarmowe, portiernia, stand-by różnych urządzeń, itp. Można z tej analizy wyciągnąć wniosek że pewne zużycia nie zależne od powierzchni i liczby uczniów (np. Odbiorniki energii elektrycznej w szkołach W poniższych rozważaniach postaramy się odpowiedzieć na pytanie jaki sprzęt dominuje w badanych szkołach i jak jego praca składa się na końcowe zużycie energii przez szkołę. W badanych szkołach wyróżniliśmy 29 rodzajów urządzeń elektrycznych. Na rysunku poniżej (rysunek 6) przedstawione są najczęściej występujące urządzenia i generowane przez nie zużycie energii elektrycznej. Najczęściej występującym sprzętem są urządzenia audiowizualne służące do dydaktyki i administracji:: komputery, telewizory, rzutniki, kopiarki, istotny pobór generują czajniki elektryczne wykorzystywane przez nauczycieli podczas przerw. W części szkół istotną część energii pobierają elektryczne podgrzewacze wody.

Rys. 6. Rozbicie zużycia energii elektrycznej (na ucznia) wg głównych odbiorników energii dla wybranych placówek szkolnych

0

50

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

Kolejne placówki

Zuży

cie

ener

gii e

lekt

rycz

nej p

rzez

urząd

zeni

e [W

h/do

bę u

czni

a]

Zużycie prądu przez komputer na ucznia [Wh/dobę ucznia] Zużycie prądu przez rzutnik na ucznia [Wh/dobę ucznia]Zużycie prądu przez kopiarke na ucznia [Wh/dobę ucznia] Zużycie prądu przez TV na ucznia [Wh/dobę ucznia]Zużycie prądu przez czajnik na ucznia [Wh/dobę ucznia] Zużycie prądu przez lodówkę na ucznia [Wh/dobę ucznia]



Rolę ważnego konsumenta energii odgrywa sprzęt komputerowy (rysunek 6) co implikuje, że należy w tej kategorii stosować sprzęt energooszczędny oraz nie należy lekceważyć poprawnej konfiguracji ustawień oszczędności energii. W wielu przypadkach zużycie pochodzące od komputerów stanowi 50% a nawet więcej całkowitego zużycia wśród tego typu odbiorników dlatego danym dotyczącym komputerów w szkołach poświęcimy fragment naszego opracowania. Dane przez nas zebrane pozwoliły stworzyć zestawienia mówiące o nasyceniu nowosądeckich szkół podstawowych i gimnazjalnych nowoczesnym sprzętem dydaktycznym, i tak odpowiedni histogram liczby komputerów przedstawiony jest na rysunku 7.

Rys. 7. Histogram liczby komputerów

Przeciętnie szkoła posiada ich 12, a biorąc pod uwagę średnią moc zestawu równą ok. 300 W i średni czas pracy komputera w szkole 4.4 h/dobę dostaniemy średnie zużycie energii na poziomie 10 kWh/dobę - histogram tego zużycia przedstawiony jest na rysunku poniżej (rysunek 8).

Rys. 8. Histogram zużycia energii elektrycznej przez komputery



Czy takie nasycenie komputerami w szkole jest duże? Odpowiedź na to pytanie stanowi rysunek poniżej (rysunek 9) przedstawiający histogram liczby uczniów na jeden komputer.

Rys. 9. Histogram liczby uczniów przypadających na komputer

Widzimy, że średnio na jeden komputer przypada 24 uczniów (ok. 1-2 godziny tygodniowo zajęć z komputerem dla przeciętnego ucznia). Biorąc pod uwagę rozwój nowoczesnych metod kształcenia, zwiększanie liczby godzin informatyki, szersze korzystanie z zasobów Internetu to zużycie będzie rosnąć (miejmy nadzieję!) osiągając poziom krajów rozwiniętych. Implikować to może znaczny wzrost konsumpcji energii elektrycznej przez szkoły.

Oświetlenie Celem zbadania aspektów konsumpcji energii elektrycznej na cele oświetleniowe pytano o rodzaj stosowanego oświetlenia, liczbę lamp i ich moc oraz o przeciętny czas użytkowania oświetlenia w poszczególnych porach roku dla trzech wybranych, przeciętnych sal lekcyjnych. Wyniki analizy odpowiedzi pokazują, że najczęściej stosowane są klasyczne świetlówki (ok. 74%), zwykłe żarówki (24%) oraz żarówki kompaktowe (CFL) ok. 2% wszystkich przypadków. Uzyskane wyniki pozwoliły obliczyć wskaźnik mocy zainstalowanej w oświetleniu przypadający na jednostkę powierzchni. Wskaźnik ten w pośredni sposób może być użyty do oszacowania poziomu natężenia oświetlenia i oceny dostosowanie poziomu oświetlenia do wymagań Polskich Norm. Histogram tego wskaźnika pokazany jest na rysunku 10 (dla świetlówek – 10a i dla żarówek – 10b). Wartość średnia wynosi 10.3 W/m2 co zgadza się z daną literaturową zawartą w [1]. Dla mocy powyżej 10 W/m2 zainstalowanej w świetlówkach można przyjąć, że prawdopodobnie spełnione są normy oświetleniowe. Dla oświetlenia żarowego średnia moc wynosi ok. 14 W/m2



Rys. 10. Histogramy mocy zainstalowanego w salach oświetlenia na jednostkę powierzchni dla: a) świetlówek, b) żarówek tradycyjnych

Znając wydajność świetlną żarowych źródeł światła (w przypadku tradycyjnych żarówek wynosi 8-18 [lm/W]) możemy stwierdzić, że to oświetlenie jest stanowczo niewystarczające. Średnia krajowa w tym przypadku wynosi 60 W/m2 1. Takie dane mają znaczenie dla rozważania potencjału oszczędności energii w przypadku zamiany źródeł światła na energooszczędne. Instalując nowe oświetlenie musimy zapewnić jego natężenie zgodne z normą co często będzie się wiązać z koniecznością zwiększenia mocy źródeł światła (nawet jeśli zwykłe oświetlenie żarowe zastąpimy energooszczędnym), żeby w pierwszej kolejności wypełnić wymagania normy. W celu oszacowania zużycia oprócz zainstalowanej mocy potrzebny jest czas pracy oświetlenia. Przeprowadzone badania pozwoliły na wyznaczenie histogramu liczby godzin pracy oświetlenia w przeciągu roku. Jest on pokazany na rysunku poniżej (rys. 11)

Rys. 11. Histogram czasu pracy oświetlenia w roku szkolnym



W badanych obiektach średnia ta wyniosła 935 godzin, jednakże zmienia się w dość szerokim przedziale. Jest to zrozumiałe ze względu na różne godziny użytkowania obiektu, wielkość okien, usytuowanie itp. PRZEGLĄD ZASTOSOWANIA BENCHMARKINGU ENERGETYCZNEGO Naturalnym środowiskiem do funkcjonowania benchmarkingu jest Internet. Witryny internetowe pozwalają zainteresowanej instytucji (np. szkole) na wprowadzenie (często anonimowo) własnych parametrów (w tym danych o zużyciu energii) i szybkim on-line porównaniu się z innymi. Np. w skład jednego z Brytyjskich portali promującego oszczędność energii [2] wchodzi witryna benchmarkingowa. Poniżej przedstawiono wygląd tej witryny, sposób wprowadzania danych i prezentowane wyniki.

Rys. 12. Widok formularza służącego do wprowadzania danych o rocznym zużyciu energii przez szkołę [2]

Na zamieszczonym poniżej rysunku (rys. 13) widzimy efekt porównania „przeciętnej szkoły” z naszych badań (zob. rysunek 3) z bazą danych dla obiektów szkolnych w Wielkiej Brytani - zużycie energii elektrycznej na jednostkę powierzchni w przypadku przeciętnej szkoły nowosądeckiej jest mniejsze niż nawet bardzo oszczędnej szkoły angielskiej.



Rys. 13. Przykładowe wyniki porównań benchmarkingowych [2] Autorzy niniejszego opracowania na bazie zebranych wyników zamierzają stworzyć analogiczny portal dla wszystkich chętnych przedstawicieli polskich szkół, którzy dla dobra promowania efektywności energetycznej byliby skłonni podzielić się swoimi danymi. WNIOSKI Widzimy, że nawet takie proste analizy na podstawie danych dla kilkudziesięciu szkół pozwalają na wysunięcie pewnych interesujących cech. Jednakże w tym przypadku liczba przebadanych placówek pozwala nam przeprowadzać tylko jedno wymiarowe analizy. Dla zbadania zależności od większej liczby parametrów (2 i więcej wymiarowe analizy) wymagane jest zgromadzenie znacznie większej ilości danych. Brak dodatkowych parametrów może powodować wyciąganie zbyt pochopnych wniosków. Np. słaba korelacja zużywanej energii i liczby uczniów może być tłumaczona na szereg sposobów: bardzo zróżnicowanym nasyceniem sprzętu elektronicznego i jego wykorzystaniem (np. komputery), różną energochłonnością i czasem używania oświetlenia i inne. Przedstawione tu zestawienia nie wyczerpują wszystkich możliwości wykorzystania bazy danych. Przewiduje się, że metoda benchmarkingu energetycznego w najbliższych latach zyskiwać będzie coraz większą popularność m.in. ze względu na plany wprowadzenie etykiet efektywności energetycznej budynków. PODZIĘKOWANIA Autorzy dziękują za umożliwienie przeprowadzenia badań władzom powiatu Nowy Sącz a w szczególności Dyrektorowi Wydziału Edukacji Kultury i Sportu mgr inż. Zbigniewowi Czepelakowi oraz wszystkim osobom zaangażowanym w wypełnienie ankiet. Profesorowi Adamowi Gule dziękujemy za pomoc i cenne uwagi. LITERATURA [1] J. Bąk, „O oświetleniu w szkole“, Materiały XI Krajowej Konferencji Oświetleniowej – Polski

Komitet Oświetleniowy SEP – Warszawa Listopad 2002 [2] Witryna o adresie http://217.10.129.104/energy_benchmarking/schools/default.htm (ostatni

dostęp 20.10.2004)



Mgr inż. Andrzej Raźniak w roku 2004 ukończył Wydział Paliw i Energii Akademii – Górniczo Hutniczej im. Stanisława Staszica w Krakowie specjalność Gospodarka Paliwami i Energią. Jest Doktorantem na Wydziale Fizyki i Informatyki Stosowanej Akademii – Górniczo Hutniczej, specjalność Energetyka.

Mgr inż. Mariusz Filipowicz - absolwent Wydziału Fizyki i Techniki Jądrowej AGH (1991), tutuł doktora uzyskał w roku 1998. Specjalizacja fizyka jądrowa i zagadnienia efektywnego wykorzystania energii. Zaangażowany w projekty dotyczące m.in. nowych metod finansowania przedsięwzięc energooszczędnych. Autor szeregu publikacji naukowych i popularnych.

EMINARIUM TARGOWE


MOŻLIWOŚCI ZDALNEGO MONITORINGU WIZYJNEGO ROZPROSZONYCH OBIEKTÓW ENERGETYKI

Paweł KRÓL1

Typowe systemy alarmowe bazujące na czujnikach ruchu itp. Mają jedną podstawową wadę. Nawet jeśli maja możliwość zdalnego powiadamiania, to operator otrzymuje tylko informacje, iż została naruszona strefa, natomiast nie ma precyzyjnej informacji o tym co się stało. W związku z tym nie ma możliwości podjęcia decyzji czy wysłać ekipę interwencyjną lub zgłosić zdarzenia na policję. Zdalny monitoring wizyjny pozwala zapewnić podgląd zdarzeń na każdym obiekcie podłączonym do sieci monitoringu. ZDALNY MONITORING W SIECIACH TCP/IP Jeszcze niedawno systemy monitoringu wizyjnego wykorzystując kamery oraz inne urządzenia służyły tylko do zapisu i podglądu lokalnego. Wymagało to zaangażowania operatora który będąc na miejscu nadzorował pracę systemu. Szybki spadek cen urządzeń opartych o zapis cyfrowych, a zwłaszcza pojawienie się kart zapisu cyfrowego, spowodowało iż w sposób naturalny zaczęto wykorzystywać możliwości udostępnienia danych z tych kart w sieci komputerowej. Obecnie, poza kartami PCI montowanymi w komputerze, możliwość pracy w sieci komputerowej posiadają niektóre rejestratory cyfrowe. W systemach monitoringu zaczęto też stosować powszechnie, urządzenia które nie pozwalają na zapis obrazu, a ich jedynym celem jest zdigitalizowanie obrazu i udostępnienie w sieci komputerowej. Są to tzw. webserwery. ZALETY PRACY W SIECI Praca sieciowa pozwala na zdalny podgląd zdarzeń na obiektach z jednego miejsca. Wykorzystaniem wejść alarmowych oraz detekcji ruchu (które są dostępne na kartach monitoringu, webserwerach czy rejestratorach), zwalnia operatora od ciągłej obserwacji obrazów, zmniejszając jej obciążenie psychiczne i zwiększając skuteczność jej działania. Zdalny monitoring wizyjny rozproszonych obiektów energetyki z wykorzystaniem sieci transmisji danych wiąże się z następującymi problemami: • przesył wizji w sieciach transmisji danych wymaga zapewnienia odpowiedniego pasma, • urządzenia muszą wykorzystywać protokół TCP/IP, • każdy obiekt musi mieć dostęp do sieci transmisji danych, • sieć musi zapewniać pewien podstawowy poziom bezpieczeństwa. Wybór protokołu TCP/IP jest podyktowany dostępnością, niską ceną i możliwościami urządzeń posiadających taki interfarce sieciowy. Dodatkowo, ta sama sieć może być wykorzystywana także do innych celów. 1 Dipol Sp. z.o.o. Kraków

Paweł Król


STOSOWANY SPRZĘT Obecnie największe możliwości zdalnego monitoringu mają karty montowane do komputerów. Zazwyczaj posiadają oprogramowanie działające w systemie Windows, aczkolwiek są też karty (np. Adacs AD0400 http://www.dipol.com.pl/sklep/m8384.htm) będące samodzielnym komputerem działającym pod kontrolą systemu Linux. Karty pozwalają na zapis obrazów z kamer na dysku komputera, na zdalne podgląd on-line, na przeglądanie nagrań archiwalnych, na wykorzystanie detekcji ruchu, na obsługę wejść alarmowych. Jednym z ciekawszych przykładów takich kart są Hicap 50 (http://www.dipol.com.pl/sklep/m8350.htm) firmy Comart oraz AD-10016B (http://www.dipol.com.pl/sklep/m8340.htm) firmy Adacs wyposażone w 16 wejść i możliwość przechwytywania 50 i 100 klatek/sekundę. Zaletą kart jest łatwość budowy systemów o rozproszonej lokalizacji. Przykładem może być budowa sieci monitoringu CCTV nadzorującego wiele obiektów. Dodatkowo karty, mogą zrealizować znacznie więcej funkcji niż rejestratory. Oprogramowanie umożliwia zazwyczaj podgląd zdalny z dowolnego miejsca za pomocą standardowych przeglądarek lub dodatkowych programów klienta zdalnego. Również mnogość dodatkowych funkcji, które na początku mogą się wydawać się zbędne bardzo często są przydatne, a nawet wręczy wymagane w wielu instalacjach np. ukrywanie kamer, definiowanie wielu stref detekcji ruchu, czy definiowaniu makr – które pozwalają na samodzielne podejmowanie decyzji wykonawczych przez system odciążając operatora systemu (załączanie dodatkowych urządzeń). Obecnie coraz większą popularność zdobywają samodzielne urządzenia rejestrujące wyposażone w dysk twardy oraz w interfarce sieciowy, np. YK-9616-0 (http://www.dipol.com.pl/sklep/m8512.htm) firmy Yoko czy DG516 (http://www.dipol.com.pl/sklep/m8530.htm) firmy Dynacolor także wyposażone w 16 wejść. Podstawowym argumentem przemawiającym za rejestratorem jest to, że urządzenie te mają własny system operacyjny. Zapewnia to z jednej strony dużą stabilność pracy instalacji, z drugiej strony daje pewność instalatorowi, że użytkownik nie „uszkodzi systemu”. Takie sytuacje „ingerencji” w system operacyjny w przypadku systemów do rejestracji opartych na kartach są przyczyną 60% przypadków nieprawidłowego działania systemu. Poza tym nie trzeba dokonywać nieco czasochłonnej konfiguracji sprzętu komputerowego, co ma miejsce w przypadku kart rejestracji. Prosty w instalacji rejestrator jest bardzo dobrym rozwiązaniem w przypadku budowy prostych instalacji CCTV w małych obiektach np. podstacje transformatorowe itp. MONITORING W SIECIACH BEZPRZEWODOWYCH (RADIOWYCH) WLAN Jakkolwiek zdecydowanie najlepszym medium do budowy sieci transmisji danych które będą wykorzystywane w celu zapewnienia zdalnego podglądu jest światłowód, to dość często nie ma do niego dostęp, a budowa sieci kablowej jest kosztowna lub wręcz niemożliwa. Rozwiązaniem tego problemu mogą być sieci bezprzewodowe WLAN, które choć pierwotnie pomyślane raczej jako sieci typowo biurowe, obejmujące niewielkie obszary, stały się sieciami obejmującymi swym zasięgiem osiedla czy miasta. Ich podstawową zaletą jest niezwykła łatwość montażu, a także możliwość pokrycia obszaru całej np. elektrowni siecią bezprzewodową słuzącą nie tylko do celów monitoringu. Warto zauważyć, że sieci WLAN są stosowane jako sieci dostępowe, jako tzw. ”last mile”. Zastosowanie radiowych sieci transmisji danych w monitoringu wizyjnym obiektów energetyki pozwala na dołączenie odległych obiektów do centrum monitoringu, choć ze względu na uwarunkowania prawne preferowane jest pasmo 5,6 GHz pozwalając na pracę z większa mocą ERP (1W) niż pasmo 2,4 GHz (0,1W), które na dodatek jest bardzo zatłoczone. Ważną alternatywą dla łączności radiowej jest bezprzewodowa łączność optyczna wykorzystująca wiązkę laserową. Taka łączność jest, obecnie nielicencjonowana, a jej zasięg sięga 2km przy prędkościach od 2 do 34Mb/s i więcej.

MOŻLIWOŚĆ ZDALNEGO MONITORINGU …


LITERATURA [1] Transmisja wizji światłowodami - http://www.dipol.com.pl/bib78.htm [2] Monitoring światłowodowy - http://www.dipol.com.pl/bib77.htm porównanie rozwiązań różnych

producentów. [3] Internetowy kurs telewizji przemysłowej - http://www.dipol.com.pl/bib21.htm- Vademecum dla tych,

którzy zaczynają - poparty Przykładami Zastosowań - http://www.dipol.com.pl/bib21a.htm [4] Ostatnia Mila – wybrane metody dostępu do Internetu - http://www.dipol.com.pl/bib80.htm [5] WLAN – profesjonalne instalacje wewnątrz budynków - http://www.dipol.com.pl/bib87.htm

Paweł Król


EMINARIUM TARGOWE


NOWOCZESNE SYSTEMY ZASILANIA INSTALACJI I URZĄDZEŃ ELEKTRYCZNYCH

Jacek ŚWIĄTEK1

Grzegorz GRZEGRZÓŁKA2 Michał SEMENIUK3

WSTĘP Wybór koncepcji układu zasilania jest zwykle kompromisem pomiędzy niezawodnością zasilania i jakością dostarczonej energii, a nakładami na inwestycje i kosztami eksploatacji. W ostatnich latach nastąpił burzliwy rozwój urządzeń energoelektronicznych zmieniających mocno podejście do projektowania systemów zasilania zwłaszcza zasilania gwarantowanego. PODZIAŁ ODBIORCÓW ENERGII. Poniższa tabela przedstawia kategorie odbiorców energii elektrycznej w zależności od niezbędnego stopnia niezawodności zasilania [4].

Kategoria Wymagania dotyczące niezawodności Możliwe rozwiązania Przykładowi odbiorcy

I - podstawowa Dopuszczalne stosunkowo długie przerwy w zasilaniu, rzędu wielu minut.

Zasilanie pojedynczą linią z sieci elektroenergetycznej. Brak wymogu zasilania rezerwowego.

Domy mieszkalne 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 automatyką sterowania zasilania rezerwowego.

Duże hotele, szpitale, stacje radiowe i telewizyjne, dworce kolejowe i porty lotnicze.

IV - najwyższa Zasilanie bezprzerwowe. 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 i giełdy.

1 APS Energia Sp. z o.o. 2 APS Energia Sp. z o.o. 3 APS Energia Sp. z o.o.

Jacek Świątek, Grzegorz Gżegżółka, Michał Semeniuk


Wiedza na temat systemów zasilania dla odbiorów zaliczonych do I, II i III kategorii jest ogólnie znana. Dlatego nie będziemy jej omawiać w tym artykule. Omówimy szerzej układy zasilania bezprzerwowego dla odbiorów kategorii IV.

NAPIĘCIE ZASILAJĄCE Urządzenia elektryczne są tak konstruowane aby pracowały poprawnie w normalnych warunkach zasilania, tj. napięcie zasilające i jego częstotliwość a także poziom obecnych zakłóceń nie przekraczały dopuszczalnych norm. Nie ma potrzeby przytaczać większości norm dotyczących jakości dostarczanej energii. Przytoczymy jednak zaleceniach IEEE co do jakości napięcia zasilającego, z uwagi na jego fundamentalne znaczenie dla układów napięcia gwarantowanego. Na rys. 1 przedstawione są wymagania określone tym zaleceniem.

Rys. 1. Zalecane przez IEEE wymagania dotyczące jakości napięcia zasilającego (Napięcie w procentach napięcia znamionowego, czas znormalizowany – ilość okresów)

Analiza tego rysunku dostarcza bardzo ciekawe wnioski. A mianowicie każde urządzenie powinno być tak skonstruowane, aby pracowało poprawnie przy: 1. Napięciu znamionowym określonym z dopuszczalną tolerancją. 2. Przerwie beznapięciowej o czasie trwania równym połowie okresu, tj. 10 ms. 3. Krótkotrwałym wzroście napięcia (20 us) do poziomu 400% napięcia znamionowego. Pojawiający się czasami czas przerwy beznapięciowej równy 10 ms w wymaganiach dotyczących parametrów gwarantowanych wynika właśnie z tego zalecenia. RODZAJE ZAKŁÓCEŃ NAPIĘCIA ZASILAJĄCEGO Z uwagi na złożoność sieci zasilającej, pojawiają się w niej różne dodatkowe zjawiska będące zakłóceniami. Dostępna literatura [2] wyróżnia kilkanaście rodzajów zakłóceń napięcia zasilającego:

1. Przerwy w zasilaniu >10 ms. 2. Szybkie zmiany wartości napięcia, <16ms. 3. Krótkotrwałe przepięcia, 4-16 ms. 4. Zapady napięcia. 5. Długotrwały wzrost napięcia. 6. Oddziaływanie przepięć atmosferycznych. 7. Impulsy przepięciowe <4ms. 8. Wahania częstotliwości. 9. Odkształcenia krzywej napięcia. 10. Duża zawartość harmonicznych napięcia.

NOWOCZESNE SYSTEMY ZASILANIA …


Znajomość tych zjawisk jest niezbędna przy projektowaniu systemów zasilania napięciem gwarantowanym. SYSTEM ZASILANIA NAPIĘCIEM GWARANTOWANYM Typowy schemat systemu zasilania wraz z układem zasilania gwarantowanego opartego na UPS przedstawiony jest na rys. 2.

Rys. 2. Typowy schemat systemu zasilania wraz z układem zasilania gwarantowanego

KLASYFIKACJA UKŁADÓW UPS Norma PN-EN 62040-3. rozróżnia 3 rodzaje UPS, przy czym za podstawę klasyfikacji przyjęto wzajemną zależność wartości napięcia wyjściowego i jego częstotliwości od parametrów napięcia wejściowego. Są to: • VFD (output Voltage and Frequency Dependent from mains supply) – wartość I częstotliwość

napięcia wyjściowego są zależne od parametrów napięcia zasilającego. • VI (output Voltage Independent from mains supply) – wartość napięcia wyjściowego jest

zależna od parametrów napięcia zasilającego; • VFI (output Voltage and Frequency Independent from mains supply) – wartość i częstotliwość

napięcia wyjściowego są niezależne od napięcia zasilającego. Przekładając tą klasyfikację na występujące w praktyce topologie układów UPS możemy dokonać następującego przyporządkowania: VFD – układy UPS o biernej gotowości. VI – układy UPS liniowe interaktywne. VFI – układy UPS o podwójnej konwersji.



Tabela 2. Porównanie właściwości UPS [2]

Topologia układy o biernej gotowości

układy liniowo interaktywne

układy o podwójnej konwersji

Regulacja napięcia brak ograniczona jest Regulacja częstotliwości brak brak jest

Czas przełączania krótki zero zero Koszt niski średni wysoki

Tabela 2 przedstawia podstawowe właściwości UPS.

Rys. 3. UPS o podwójnej konwersji napięcia

Fotografia 1. Zdjęcie UPS typu MODULA wykonanego w topologii

układu o podwójnej konwersji napięcia



Do konstrukcji systemów zasilania napięciem gwarantowanym nadają się tylko UPS typu VFI. Pozostałe dwie topologie mogą znaleźć zastosowanie tylko w prywatnych mieszkaniach (układy o biernej gotowości), służąc do podtrzymania zasilania pojedynczych komputerów, lub w małych biurach (układy liniowo interaktywne), służąc do zasilania niewielkich sieci komputerowych. Jeżeli w danym obiekcie występują inne odbiory niż komputery, należy zawsze dążyć do stosowania UPS w topologii podwójnej konwersji napięcia. Rys. 3 przedstawia typową topologię wewnętrzną UPS o podwójnej konwersji napięcia, a fotografia 1, zdjęcie UPS o najwyższych spotykanych parametrach wykonanego w tej topologii. ZALETY ORAZ ZAGROŻENIA WYNIKAJĄCE ZE STOSOWANIA UPS Podstawową zaletą UPS jest możliwość zasilania odbiorów także w przypadku zaniku napięcia na liniach zasilających. Umożliwia to kontynuowanie, lub bezpieczne zamkniecie trwających procesów. Ponadto zastosowanie UPS umożliwia ograniczenie lub wyeliminowanie większości zakłóceń występujących w sieci energetycznej. W poniższej tabeli przedstawiono zdolność eliminowania danego rodzaju zakłócenia w zależności od topologii UPS.

Tabela. 3. Możliwości eliminowania różnego rodzaju zakłóceń napięcia zasilającego w zależności od topologii UPS [2]

UPS o biernej gotowości

UPS liniowo interaktywny

UPS o podwójnej konwersji napięcia

przerwy w zasilaniu, >10 ms tak tak tak szybkie zmiany napięcia, < 16ms tak tak tak krótkotrwałe przepięcia 4-16 ms tak tak tak zapady napięcia nie tak tak długotrwały wzrost napięcia nie tak tak oddziaływanie przepięć atmosferycznych nie nie tak impulsy przepięciowe, < 4ms nie nie tak wahania częstotliwości nie nie tak odkształcenia krzywej napięcia nie nie tak harmoniczne napięcia nie nie tak

Jednak zastosowanie układów UPS niesie także liczne zagrożenia. W czasie gdy pojawiły się pierwsze UPS sądzono, że rozwiążą one wszystkie problemy związane z zasilaniem gwarantowanym. Życie pokazało jednak, że tak nie jest. UPS były i są nadal przyczyną wielu poważnych awarii, wynikających głównie z niewłaściwego doboru UPS do danego zastosowania. Zastosowanie UPS powoduje zastąpienie sieci energetycznej dysponującej bardzo dużą mocą zwarciową, lokalnym falownikiem o niewielkiej mocy i niewielkim prądzie zwarciowym. Musimy pamiętać, że UPS zasila najczęściej rozdzielnicę napięcia gwarantowanego. Sytuację tę przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Konfiguracja wyjściowa UPS.



Musimy tutaj przypomnieć o przytoczonym wcześniej zaleceniu IEEE odnośnie zalecanej jakości napięcia zasilającego. Może się zdarzyć, że w czasie pracy bateryjnej ( przy braku napięcia zasilającego UPS) dojdzie do zwarcia na którymś z wyjść rozdzielnicy napięcia gwarantowanego. Aby pozostałe odbiory mogły pracować prawidłowo, przepalenie zabezpieczenia odbioru na którym nastąpiło zwarcie powinno nastąpić w czasie poniżej 10ms. Aby było to możliwe, falownik UPS musi dysponować odpowiednio dużym prądem zwarciowym. Sytuację taką przedstawiono na rys. 5.

Rys. 5. Oscylogram napięcia wyjściowego przepalenia zabezpieczenia w przypadku właściwego doboru prądu zwarciowego falownika UPS

W wielu instalacjach napięć gwarantowanych w których nie dokonano właściwego doboru UPS może dojść do sytuacji, że falownik nie dysponuje właściwym prądem zwarciowym. Sytuację taką przedstawiono na rys. 6.

Rys. 6. Przykład niewłaściwego doboru prądu zwarciowego falownika UPS



W takim przypadku przerwa beznapięciowa przekracza wielokrotnie dopuszczalną wartość 10 ms i urządzenia dołączone do rozdzielnicy napięcia gwarantowanego tracą zasilanie. Należy dodać, że opisana tu sytuacja jest często spotykana i była przyczyną wielu awarii. Kolejnym elementem, który w przypadku niewłaściwej konstrukcji przysparza wielu problemów jest występujący na rys. 4 układ bypassu elektronicznego. W stosunku do tego układu obowiązują te same zalecenia. Tzn. musi on potrafić przełączyć zasilanie i synchronizować falownik UPS z siecią rezerwową w czasie poniżej 10 ms. Istnieją różnorodne rozwiązania konstrukcyjne układu bypass, od stycznikowych, przez mieszane stycznikowo-tyrystorowe do tyrystorowych. Czasami pojawiają się także układy tego typu wykonane na tranzystorach. Są one jednak bardzo drogie. Nie ma prostej metody oceny czy dana konstrukcja bypassu jest dobra czy zła. Jedynym kryterium oceny jest wykonanie kilku prób przełączeń zwłaszcza w sieciach o mocno odkształconych przebiegach i z dużą zawartością harmonicznych. BATERIA UPS może pracować po zaniku napięcia na liniach energetycznych dzięki posiadaniu baterii. Istnieją baterie wielu rodzajów, lecz najczęściej obecnie stosowaną jest bateria chemiczna ołowiowa typu VRLA. Bateria ta istnieje w olbrzymiej ilości wykonań charakteryzujących się różną pojemnością i różną deklarowaną żywotnością. Producenci baterii stworzyli klasyfikację (Eurobat) dzielącą baterie VRLA na pięć grup o różnej deklarowanej żywotności. Grupą o najniższej żywotności jest SC (Standard Comercial) 3-5 lat, a grupą o najwyższej żywotności jest LL ( Long Life) 12+ lat. Większość UPS posiada baterie o najniższej żywotności z uwagi na cenę. Z bateriami związane jest kilka elementów. Tutaj postaramy się zwrócić uwagę na dwa. 1. Jedyną skuteczną metodą oceny pozostałego w baterii ładunku jest rozładowanie kontrolne.

Pozostałe metody dają tylko wielkości szacunkowe. 2. Baterie VRLA są bardzo delikatnymi bateriami i do swojej obsługi potrzebują wysokiej jakości

prostowników tranzystorowych. Z próbą oceny pojemności baterii mamy dzisiaj bardzo często do czynienia, np. w laptopach lub telefonach komórkowych. Ile są one warte wiele osób przekonało się na własnej skórze. O ile w tego typu urządzeniach możemy pozwolić sobie na rozbieżność wskazań i stanu faktycznego, o tyle w przypadku systemów zasilania gwarantowanego jest to niedopuszczalne (Kolejna przyczyna wielu awarii). Przy doborze UPS do systemu zasilania gwarantowanego należałoby: 1. Zastosować baterie z najwyższej grupy żywotności. 2. Zastosować UPS z najnowszej generacji prostownikami tranzystorowymi. W obecnie

spotykanych UPS nadal królują prostowniki tyrystorowe, z uwagi na ich stanowczo niższą cenę. Prostowniki takie ( a tym samym i UPS) powinny być eliminowane gdyż nie zapewniają właściwej obsługi baterii VRLA.

SYSTEMY ZASILANIA NAPIĘCIEM GWARANTOWANYM Z WYKORZYSTANIEM PRĄDU STAŁEGO Istnieją instalacje w których nie można sobie pozwolić nawet na krótkotrwałe (milisekundy) zaniki napięcia. Przykładami takich instalacji są np. linie technologiczne do produkcji ciągłej, układy zabezpieczeń w energetyce zawodowej, układy zasilania silników pomp olejowych itp. W takich przypadkach układ zasilania oparty na UPS jest niewystarczający i stosujemy system zasilania przedstawiony na rys. 7 wykorzystujący prąd stały.



W skład tego systemu wchodzi: a) bateria stacjonarna wraz z wysokiej jakości prostownikiem do jej obsługi; b) rozdzielnica napięcia stałego c) rozdzielnica napięcia gwarantowanego wraz z falownikiem napięcia gwarantowanego. System ten zapewnia największą niezawodność jednak jest stosunkowo drogi. Występujący w układzie falownik napięcia gwarantowanego jest podobnym falownikiem jaki występuje w UPS jednak najczęściej o znacząco lepszych parametrach wyjściowych.

Rys. 7. Schemat systemu zasilania opartego na prądzie stałym

Na rysunku pojawił się jeszcze jeden element – system nadzoru. Dzisiejsze systemy zasilania stały się bardzo złożone i zawierają wiele elementów energoelektronicznych. W związku z tym niezbędne staje się zastosowanie układów monitorujących obecność napięcia, stanów łączników, stanów alarmowych itp. Systemy te poza funkcją monitorowania umożliwiają zwykle analizę i dzięki temu możemy przewidzieć niektóre zagrożenia. WNIOSKI Konstruowane obecnie systemy zasilania gwarantowanego, są układami bardzo niezawodnymi. Należy jednak pamiętać, że każde urządzenie może ulec uszkodzeniu. Dlatego przy opracowywaniu takiego systemu trzeba uwzględnić wszystkie możliwe przypadki i wybrać rozwiązania najbardziej odpowiednie do danego zastosowania. LITERATURA [1] PN-EN 62040-3. Norma definiująca UPS. [2] European Copper Institute – „Pewność zasilania, Układy rezerwowego zasilania odbiorców”. [3] Antoni Dmowski – „Elektroniczne układy zasilania prądem stałym w telekomunikacji

i energetyce”, WNT 1998. [4] Seip G. – „Elektrische Installationstechnik. T1. Berlin –Munchen, Siemens –

Aktiengesellschaft 1993. [5] APS Energia Sp. z o.o. - Karty katalogowe produktów

EMINARIUM TARGOWE


EUROPEJSKI PROJEKT "LEONARDO POWER QUALITY INITIATIVE"

I JEGO KONTYNUACJA "LEONARDO ENERGY"

Roman TARGOSZ1

WPROWADZENIE Problemy związane z jakością energii kosztują gospodarkę światową prawdopodobnie kilkaset miliardów €uro rocznie. Skutki niedostatecznej jakości energii mają tendencję rosnącą, zwłaszcza w odniesieniu do tych sektorów przemysłu i usług, które w dużym stopniu zależą od systemów i sieci komputerowych np. instytucji finansowych, biur, centrów biznesowych. Problemy te są stosunkowo nowe i choć adekwatne rozwiązania techniczne łagodzące lub eliminujące ich skutki są rozwijane całkiem szybko, wiedza o nich nie dociera równie szybko do osób, które mogą rozwiązanie takie skutecznie wdrażać. Inicjatywa Jakości Zasilania Leonardo wychodzi naprzeciw temu wyzwaniu i stanowi platformę edukacyjną dla tych, od których zależą skutki problemów jakości energii. DLACZEGO JAKOŚĆ ZASILANIA Ilość problemów technicznych mających związek z jakością zasilania w ciągu ostatnich dwudziestu lat dramatycznie wzrosła. Problemy te dotyczą niezawodności pracy urządzeń i jakości napięcia w sieci zasilającej. Można je podzielić następująco: 1 Polskie Centrum Promocji Miedzi, Wrocław

Roman Targosz


• ciągłość zasilania; krótkie i długie przerwy w zasilaniu powodują przerwanie procesu produkcyjnego i często długą i kosztowną operację jego wznowienia,

• zapady napięcia; skutkują zakłóceniami w pracy urządzeń zwłaszcza sprzętu informatycznego w tym elementów sterowania oraz napędów z płynną regulacją prędkości obrotowej,

• szybkie (tzw. fliker) lub wolne zmiany napięcia zasilającego, niesymetria napięć, przepięcia, problemy z uziemieniem; powodujące zmiany natężenia strumienia świetlnego i związany z tym dyskomfort dla personelu, przegrzanie, uszkodzenie lub niestabilną pracę urządzeń elektrycznych, zakłócenia elektromagnetyczne wysokoczęstotliwościowe np. w transmisji danych,

• harmoniczne napięć i prądów i całą gamę związanych z tym problemów min. awarie silników i transformatorów, dodatkowe straty energii, przegrzanie i upalenie przewodów zwłaszcza neutralnego, zakłócenia w pracy urządzeń i systemów zwłaszcza sterowanych elektronicznie.

Głównym powodem takiego stanu rzeczy jest dynamiczny rozwój energoelektroniki. Obecnie trudno sobie właściwie wyobrazić branże, w których można się całkowicie obejść bez różnych elementów energoelektronicznych, takich jak zasilacze impulsowe, prostowniki i falowniki. W ostatnich latach coraz częściej energoelektronika wkracza również w obszar wytwarzania energii. W nowoczesnych elektrowniach wiatrowych, gdzie napięcie generatora posiada częstotliwość inną od sieciowej, czy ogniwach fotowoltaicznych wytwarzających prąd stały układy energoelektroniczne służą do przekształcenia takiego prądu przemiennego lub stałego na prąd przemienny o częstotliwości 50 Hz. Można się spodziewać coraz powszechniejszego stosowania takich układów z konsekwencjami dla jakości energii w sieci. LEONARDO W 2001 roku rozpoczęto realizację projektu Leonardo. Zanim to nastąpiło czekaliśmy na kontrakt z Komisją Europejską na sponsorowanie projektu w ramach projektu edukacyjnego Leonardo. Komisja zgodziła się sponsorować projekt na wartość ponad 600 tysięcy €uro. Kontrakt jak i cały projekt składał się z dwóch zasadniczych części. Jedna to odpowiednio dobrana wiedza o praktycznych i optymalnie do problemu dobranych rozwiązaniach problemów jakości energii. Druga część projektu to stworzenie systemu upowszechniania wiedzy – rezultatu części pierwszej. Do projektu przystąpiło 12 partnerów. Ponad połowa z nich to uniwersytety techniczne, których zadaniem w projekcie jest rozwijanie części pierwszej a więc wiedzy. Pomagają w tym inne uczelnie ale też instytucjonalni i afiliowani partnerzy przemysłowi, którzy dołączają do projektu przez cały czas jego trwania. Międzynarodowe Partnerstwo LPQI dzisiaj liczy łącznie ponad 70 partnerów i już od blisko roku wykracza poza Europę. Główne narzędzia LPQI to: • Poradnik Jakości Zasilania, unikalne źródło informacji publikowane w częściach. Wydano już

23 części - zeszyty a w różnych fazach procesu redakcyjnego jest kolejne ponad 30 zeszytów. Części poradnika w polskiej wersji językowej dołączane są w miarę ich publikowania do magazynu „Elektroinfo”,

• Strona internetową, www.lpqi.org, z sekcją dotyczącą nauki przez internet stanowiącą wersją „html” poradnika z odwołaniami do słownika oraz innych części poradnika oraz testami, weryfikującymi postęp nauczania. Inne ważne sekcje strony internetowej to biblioteka z dokumentami poszerzającymi i pogłębiającymi zakres prezentowanej wiedzy oraz zdjęciami, forum dyskusyjne w tym sekcja najczęściej zadawanych pytań,

• Programy seminaryjne omawiające podstawowe zagadnienia jakości energii, z założenia stanowiące zaproszenie i punkt wyjściowy do korzystania z innych narzędzi Leonardo.

EUROPEJSKI PROJEKT „LEONARDO POWER …” …


PORADNIK JAKOŚCI ZASILANIA Poradnik składa się z sześciu rozdziałów (pierwsza cyfra numeru) oznaczających kolejno: 1. Materiał wprowadzający 2. Koszty niskiej jakości zasilania 3. Harmoniczne 4. Odporność i niezawodność 5. Zapady napięcia (i inne odkształcenia napięcia) 6. Uziemienia i kompatybilność elektromagnetyczna Druga cyfra oznacza kategorię tematyczną każdego z rozdziałów. I tak kolejno: 1. Przyczyny i skutki 2. Pomiar. Wielkości 3. Metody likwidacji i łagodzenia zaburzeń 4. Normy 5. Poradnictwo Można przyjąć, że dwa pierwsze rozdziały mają charakter mniej techniczny i przeznaczone są dla osób mających kluczowy wpływ na podejmowanie decyzji o sposobach reagowania na problemy jakości energii. Z kolei kategorie tematyczne od 3 do 5 przeznaczone są przede wszystkim dla projektantów i osób, zajmujących się w praktyce wdrażaniem różnych rozwiązań.

Rys. 1. Poradnik Jakości Zasilania

Roman Targosz


Poniżej przedstawiono wszystkie dotychczas wydane części poradnika: 1.1 Wstęp 1.2 Poradnik samodzielnej oceny jakości zasilania 2.1 Koszty niskiej jakości zasilania 2.5 Analiza inwestycyjna rozwiązań w dziedzinie jakości zasilania 3.1 Przyczyny powstawania i skutki działania 3.1.1 Interharmoniczne (w przygotowaniu do wydania polskiego) 3.1.2 Kondensatory w środowisku o dużej zawartości harmonicznych 3.2.2 Rzeczywista wartość skuteczna - jedyny prawdziwy wyznacznik 3.3.1 Filtry pasywne 3.3.3 Filtry aktywne 3.5.1 Wymiarowanie przewodu neutralnego 4.1 Odporność, Pewność, Redundancja Zasilania 4.3.1 Układy rezerwowego zasilania odbiorców 4.5.1 Niezawodnie zasilanie dużego budynku biurowego 5.1 Zapady napięcia - Wprowadzenie 5.1.3 Wprowadzenie do asymetrii 5.2.1 Obsługa zapobiegawcza - Klucz do jakości zasilania 5.3.2 Zapobieganie zapadom napięcia 5.4.2 Norma EN50160 – Charakterystyka napięcia w sieciach rozdzielczych sN

(w przygotowaniu do wydania polskiego) 5.5.1 Studium przypadku – ciągłe procesy produkcyjne 5. 2B Analiza techniczno ekonomiczna metod redukcji skutków zapadów napięcia 6.1 Systemowe Podejście do Uziemienia 6.3.1 Systemy uziemień – Podstawy obliczeń i projektowania 6.5.1 Uziemienia – podstawy konstrukcyjne STRONA INTERNETOWA http://www.lpqi.org Strona jest administrowana w 11 wersjach językowych. Główne sekcje to: • Informacja o projekcie; co nowego, informacje prasowe, • Wydarzenia; szczegóły programów seminaryjnych, konferencji, targów w dziedzinie jakości

energii lub związanej z jakością energii, • Nauka przez internet; nauczanie przez internet za pomocą poradnika jakości zasilania

z elementami interaktywnymi, • Klub jakości zasilania – sekcja redagowana przez krajowe Partnerstwa jakości zasilania,

rodzaje aktywności, nowości, • Biblioteka; w tym poradnik w wersji elektronicznej, biblioteka obrazów i innych dokumentów

elektronicznych, • Forum dyskusyjne; platforma dyskusyjna typu „pear to pear” w tematach zgodnych

z rozdziałami poradnika i innymi związanymi.

2 tzw. background note- ang. Zeszyt do pogłębiania wiedzy, publikacja wyłącznie elektroniczna w jęz. angielskim



Rys. 2. Strona internetowa Leonardo

CYKL SEMINARYJNY LEONARDO 2003 W 2003 roku Polskie Partnerstwo Jakości Zasilania, w którego skład wchodzili: • Polskie Centrum Promocji Miedzi Sp. z o.o. • Akademia Górniczo Hutnicza w Krakowie • Politechnika Wrocławska • Medcom Sp. z o.o. • Instytut Szkoleniowy Schneider Electric, a później Schneider Electric Polska wspomagane przez Oddziały Regionalne Stowarzyszenia Elektryków Polskich, zakłady energetyczne; Warszawa Teren, Tarnów, Wrocław oraz firmę ELMA CAPACITORS, COSIW oraz Politechnikę Łódzką, Warszawską i Gdańską zorganizowały cykl seminariów na temat jakości energii i kompatybilności elektromagnetycznej. W całym cyklu, składającym się z ośmiu seminariów – tabela 1, udział wzięło prawie 1200 uczestników. Program seminarium składał się z wykładów (prowadzonych głównie przez pracowników uczelni) oraz prezentacji lokalnych dostawców lub użytkowników energii dotyczących sposobów rozwiązywania różnych zagadnień

Roman Targosz


technicznych w dziedzinie jakości zasilania. Każde seminarium trwało około 6-7 godzin i zawierało 10-12 prezentacji, także producentów urządzeń do pomiaru lub redukcji skutków zaburzeń mających związek z tematem seminarium.

Tabela 1 Cykl seminaryjny 2003

LP Seminarium LPQI miejsce Termin Ilość uczestników Tematyka

1 Kraków I 01.04.2003 107 Niezawodność 2 Łódź 09.06.2003 153 Odkształcenia napięcia zasilającego 3 Konstancin (Warszawa) 30.06.2003 272 Niezawodność i inne 4 Gdańsk 21.11.2003 150 EMC 5 Kraków II - Chemobudowa 20.11.2003 123 Ogólne w tym ciągłość zasilania 6 Tarnów 25.11.2003 100 Odkształcenia prądów i napięć, ciągłość

zasilania 7 Olsztyn 10.12.2003 95 Kompensacja mocy biernej 8 Wrocław 27.01.2004 160 Jakość energii a automatyzacja

W trakcie seminariów rozdawano uczestnikom ankietę, której celem była ocena stopnia wiedzy i uświadomienia w problematyce jakości energii oraz wpływu zagrożeń wynikających z niedostatecznej jakości energii na funkcjonowanie przemysłu. Pomysłodawcą ankiety była Akademia Górniczo-Hutnicza, która działała ze wsparciem Polskiego Centrum Promocji Miedzi. Ankietowani w ponad 95% przypadków wypełnili ankietę na miejscu, w kilkunastu jedynie przypadkach nadesłali ją pocztą organizatorom seminarium. Łącznie ankietę wypełniło 307 osób. Poniżej przedstawiono zestawianie odpowiedzi na kilka pytań ankiety.

Rys. 3. Ankieta cyklu seminaryjnego Leonardo 2003

Przyczyna głównych problemów odbiorców jakości energii elektrycznej

0,00% 10,00

% 20,00% 30,00

% 40,00% 50,00

%

braki danych

przerwy w zasilaniu o czasie krótszym niż 1 minuta

przerwy w zasilaniu o czasie powyżej 1 minuty

zapady napięcia, przepięcia, stany przejściowe

harmoniczne napięć i prądów

migotanie światła / wahania napięcia

wartość napięcia

asymetria napięcia

zmiany częstotliwości

jakość instal. odb. (np. przeciąż przewodów, nadwrażliwe zab., uziemienie)



KONTYNUACJA LEONARDO Główni partnerzy projektu zadecydowali o jego kontynuowaniu po formalnym zakończeniu kontraktu z Komisją Europejską. Zakończono projekt pomyślnie przekazaniem raportu Komisji w lipcu 2004 roku. Rozszerzeniu inicjatywę w fazie II na nowe obszary powiązane z jakością energii. Są to: • racjonalne wykorzystanie energii • bezpieczeństwo elektryczne i telemedycyna • rozproszone i odnawialne źródła energii Obszary te oprócz związków z jakością energii stanowią niewątpliwe wyzwania dla Europejskich programów badawczych i wdrożeniowych w dziedzinie energii. Leonardo, wykorzystując

Główne źródła problemów jakości energii

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

braki danych

Przekształtniki, napędy bezstopniowe

Układy bezprzerwowego zasilania UPS

Komputery

Źródła światła

Silniki elektryczne (np. w czasie rozruchu)

Spawarki

Inne

Odbiorniki najbardziej czułe na zasilanie energią o złej jakości

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

braki danych

Przekształtniki, napędy bezstopniowe

Układy bezprzerwowego zasilania UPS

Komputery

Baterie kondensatorów

Silniki elektryczne

Aparatura łączeniowa (styczniki, przekźniki)

inne

Roman Targosz


istniejące narzędzia projektu, włączy się do popularyzacji wiedzy na te tematy na poziomie praktycznym. Powstała już nawet pierwsza wersja planu edytorskiego nowych poradników poświęconych tej tematyce. Formuła działania partnerów w projekcie jest nieco zmieniona. Oprócz redakcji poradnika utworzono zespoły robocze, które tworzą nowe oblicze projektu, bardziej nastawione na kreowanie nowych pomysłów niż edukację. Zespoły te, to: • Badanie i Analiza Rynku • Komunikacja – upowszechnianie wiedzy • Bezpieczeństwo i Telemedycyna • Pomiar jakości energii • Administracja i Promocja strony internetowej Leonardo • Rozwiązania i Przyłącza Szerzej nawet niż poszerzona Inicjatywa LPQI sięga Leonardo Energy. Jest to sieć partnerów akademickich i przemysłowych rozwijająca kompetencje w jeszcze innych dziedzinach użytkowania energii elektrycznej. Głównym obszarem zainteresowania LE jest oszczędne gospodarowanie energią elektrycznej ale Leonardo Energy sięga szerzej, w tym po tematy dotychczas będące domeną LPQI. Leonardo Energy jest niejako odpowiedzią dla tych, którzy chcą się wypowiadać w dziedzinach związanych z energią elektryczną, ale dla których jakość energii stanowiła pewien „gorset”.

Rys. 4. Leonardo Energy – http://www.leonardo-energy.org

PODSUMOWANIE Coraz szerszego i większego znaczenia nabiera zastosowanie energii elektrycznej w rozwoju nowoczesnego społeczeństwa. Wzrasta zatem waga jej jakości. Potwierdzają to różne wyniki projektu w tym wspomnianej ankiety. Jakość energii jest ciągle rzadkim przedmiotem regularnych studiów technicznych. Wiedza o dostępnych technikach eliminacji i łagodzenia skutków złej jakości energii nie dociera do jej adresatów bez przeszkód. Projekt Leonardo jest źródłem edukacji o jakości energii o międzynarodowym zasięgu w wielu aspektach nowoczesnym i innowacyjnym.



Polskie Partnerstwo Jakości Zasilania bardzo aktywnie realizuje „Inicjatywę”. W 2003 roku zrealizowało cykl seminaryjny, przeprowadziło dyskusję o nauczaniu jakości energii na Konferencji EPQU’03, porównało nauczanie tradycyjne z uczeniem się przez internet, przeprowadziło ankietę jakości energii. Na tym nie koniec. Projekt będzie kontynuowany wykorzystując istniejące narzędzia projektu ale wprowadzane są też zmiany służące zdynamizowaniu Inicjatywy. Rozszerza się też zakres międzynarodowego partnerstwa Leonardo, które liczy już ponad 70 partnerów a przykładem wyjścia Leonardo poza Europę jest współpraca z EPRI PEAC. Dodatkowo, szerzej jeszcze niż dotychczas Leonardo, sięga projekt Leonardo Energy. Leonardo Energy polega na rozwijaniu kompetencji w dziedzinie energii elektrycznej i komunikowaniu o tym w obiektywny i pożądany przez zainteresowane środowiska sposób.

Roman Targosz


EMINARIUM TARGOWE


STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI ODBIORCÓW – STAN PRAWNY I REALIZACJA W ENION S.A.

ODDZIAŁ W KRAKOWIE

Janusz OLEKSA1 WSTĘP W dobie przemian politycznych i gospodarczych w naszym kraju coraz istotniejsze znaczenie nabierają właściwe relacje dostawców energii elektrycznej z ich klientami, w szczególności w zakresie standardów jakościowych obsługi odbiorców a jeszcze bliżej parametrów jakościowych energii elektrycznej. Coraz częściej klient spółki dystrybucyjnej zainteresowany jest nie samym dostarczaniem energii elektrycznej jako towaru, lecz świadczeniem przez zakład energetyczny usługi, skutkiem której lodówka chłodzi artykuły spożywcze w niej zgromadzone, golarka akurat goli zarost wtedy gdy jest to potrzebne, żarówka świeci wtedy kiedy przychodzi zmrok, a brama do garażu otwiera się automatycznie na pilota wtedy gdy zamierzamy wjechać lub wyjechać z niego. Aby klient spółki dystrybucyjnej mógł z tych usług korzystać to nie tylko, że musi otrzymywać ciągłe, niezawodne dostawy energii elektrycznej, ale musi to być również energia o konkretnych parametrach. Łatwo jest zauważyć, że komputer, na którym gromadzimy przez wiele godzin z mozołem dane komputerowe, może ulec zawieszeniu, w przypadku kiedy dojdzie do zapadów napięcia spowodowanych działaniem automatyki sieciowej czy innymi zjawiskami. Logiczne jest, że jeśli jesteśmy w trakcie jakiegoś cyklu produkcyjnego (jak np. wytapianie metali czy uplastycznianie pewnych tworzyw) i zabraknie energii elektrycznej, niestety musimy liczyć się z tym, że nie tylko sam produkt ulegnie zniszczeniu ale bywa, że i maszyny służące do wytwarzania tego produktu. O ile zabezpieczenie przed takimi skutkami leży właściwie po stronie odbiorcy energii elektrycznej to nie zmienia to faktu, że nie jest on zadowolony z takiej formy dostawy towaru (energii elektrycznej). Pomimo pozornej rozbieżności interesów tj. z jednej strony oczekiwaniami klienta niezawodnego, ciągłego dostarczenia energii o bardzo dobrych parametrach jakościowych a z drugiej strony możliwościami spółek dystrybucyjnych, właściwie można tu mówić jednak o wspólnym celu, gdyż funkcjonowanie jednego podmiotu bez drugiego właściwie nie ma racji bytu. Ażeby te relacje były zachowane na pewnym minimalnych wymaganym poziomie ustawodawca zdefiniował jakie warunki musi spełnić dostawca ażeby uznać energię elektryczną za towar o właściwych parametrach. Minimalne wymagania zostały określone w kilku różnych dokumentach. Jednym z nich jest Rozporządzenie (zwane potocznie przyłączeniowym) 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 sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców” wprowadzone do stosowania 28 września 2000r. Rozporządzenie to wprowadzało następujące wielkości w ramach standardów jakościowych obsługi odbiorców i parametrów jakościowych energii elektrycznej. 1 ENION – Oddział Kraków

Janusz Oleksa


STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI ODBIORCÓW W przywołanym wyżej rozporządzeniu znajdujemy następujące zapisy:

§ 32. 1. Jeżeli strony nie ustaliły w umowie sprzedaży standardów jakościowych energii elektrycznej,

obowiązują je następujące standardy jakościowe: 1) częstotliwość 50 Hz z maksymalnymi odchyleniami od -0,5 Hz do +0,2 Hz, 2) dopuszczalne odchylenie napięcia od znamionowego w czasie 15 minut w przedziale od

-10% do +5% w sieciach o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV i w sieci o napięciu 400 kV oraz o 10% w sieciach o napięciu znamionowym 110 i 220 kV,

3) współczynniki odkształcenia napięcia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej podstawowej nie mogą przekraczać odpowiednio: a) 1,5% i 1,0% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym

wyższym niż 110 kV, b) 2,5% i 1,5% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie

wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV, c) 5,0% i 3,0% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie

wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV, d) 8,0% i 5,0% - dla miejsc przyłączenia leżących w sieci o napięciu znamionowym nie

wyższym niż 1 kV,

4) warunkiem utrzymania napięcia w granicach określonych w pkt 1-3 jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tg δ, nie większym niż 0,4.

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

3. Czas trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej dla grup przyłączeniowych IV i V nie może 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.

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 sprzedaży lub umowa przesyłowa.

Wyżej wymienione standardy jakościowe obsługi odbiorców – pomimo, że Rozporządzenie cytowane powyżej uznane zostało za uchylone dn. 1 stycznia 2004 r. – jest w dalszym ciągu podstawą działania Zakładu Energetycznego Kraków. Jak łatwo zauważyć wymienione wyżej standardy nie obejmują istotnych parametrów mających wpływ na komfort korzystania z energii elektrycznej, między innymi takich jak zapady napięcia, flikery itd., czyli takich, które mają wpływ na poprawną pracę automatyki (każde chwilowe wyłączenie zasilania powoduje z reguły rozstrojenie zegarów elektronicznych, zawieszenie komputerów i potencjalną utratę danych). Są one natomiast określone w Polskiej Normie PN-EN 50160 (EN 50160:1999) z dnia 6 grudnia 2002r. Zakres parametrów jakościowych energii elektrycznej określony przywołaną normą znacząco przewyższa wykaz i zakres parametrów określonych rozporządzeniem. Dylemat polega na tym, że

STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI …


norma jako taka nie jest dokumentem obowiązującym obligatoryjnie. Jest dokumentem do dobrowolnego stosowania, w związku z czym do niedawna spółki dystrybucyjne, w tym również Zakład Energetyczny Kraków, posługiwały się wyłącznie parametrami jakościowymi zdefiniowanymi w rozporządzeniu przyłączeniowym. Wynikało to również z faktu, że przeprowadzone w Zakładzie Energetycznym Kraków przez Akademię Górniczo – Hutniczą badania parametrów jakościowych energii elektrycznej w wybranych, reprezentatywnych punktach sieci potwierdziły, że parametry te są na właściwym poziomie. Aczkolwiek zawsze powstaje dyskomfort klienta, który ma dużo większe oczekiwania i chce mieć gwarancje, że jakiś dokument prawny do obowiązkowego stosowania narzuca dostawcy pewne wymagania, w oparciu o które będzie on mógł przedstawić swoje roszczenia w sytuacjach konfliktowych, spornych i temu podobnych. Takim aktem prawnym, który jest obecnie w fazie projektu jest Projekt nowelizowanego Rozporządzenia „Przyłączeniowego” Ministra Gospodarki z dnia 16 października 2003r. „w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych”, które to rozporządzenie określa standardy jakościowe, podobnie jak Polska Norma PN-EN 50160. W projekcie rozporządzenia przyłączeniowego [3] czytamy:

§ 33. 1. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II ustala się następujące standardy

jakości energii elektrycznej w normalnych warunkach pracy sieci: 1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach przyłączenia,

powinna być zawarta w przedziale: a) 50 Hz + 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 95% tygodnia, b) 50 Hz + 4%/-6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia;

2) w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń: a) +10% napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV, b) +5% / -10% napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 400 kV;

3) przez 95% czasu każdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania światła Plt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od 0,8;

4) w ciągu każdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, powinno mieścić się w przedziale od 0% do 1% wartości składowej kolejności zgodnej;

5) w ciągu każdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli 1

6) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 3%;

7) warunkiem utrzymania dolnych parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w pkt 1-6 jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4.

2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II ustalone w ust. 1 standardy jakości

energii elektrycznej dostarczanej z sieci mogą być zastąpione w całości lub w części innymi warunkami określonymi przez strony w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej.

Janusz Oleksa


Tabela 1. 10-minutowe wartości skuteczne dla harmonicznych napięcia zasilającego § 33 pkt. 1. 5.

Harmoniczne nieparzyste Harmoniczne parzyste

nie będące krotnością 3 będące krotnością 3

Rzą

d ha

rmon

iczn

ej

(h)

Wartość względna napięcia

w procentach składowej

podstawowej (uh)

Rzą

d ha

rmon

iczn

ej

(h)

Wartość względna napięcia

w procentach składowej

podstawowej (uh)

Rzą

d ha

rmon

iczn

ej (h

)

Wartość względna napięcia w

procentach składowej

podstawowej (uh)

5 2% 3 2% 2 1,5%

7 2% 9 1% 4 1%

11 1,5% 15 0,5% >4 0,5%

13 1,5% >21 0,5%

17 1%

19 1%

23 0,7%

25 0,7%

>25 h255,02,0 ⋅+

3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III-V ustala się następujące standardy

jakości energii elektrycznej: 1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund, powinna być zawarta

w przedziale: a) 50 Hz + 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 95% tygodnia, b) 50 Hz + 4%/-6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia;

2) w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno, wyłączając przerwy w zasilaniu, mieścić się w przedziale odchyleń ± 10 % napięcia znamionowego;

3) przez 95% czasu każdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania światła Plt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od 1;

4) w ciągu każdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, powinno mieścić się w przedziale od 0% do 2% wartości składowej kolejności zgodnej;

5) w ciągu każdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli 2



Harmoniczne nieparzyste nie będące krotnością 3 będące krotnością 3

Harmoniczne parzyste R

ząd

harm

onic

znej

(h

)

Wartość względna napięcia w procentach składowej

podstawowej (uh)

Rzą

d ha

rmon

iczn

ej

(h)

Wartość względna napięcia w procentach składowej

podstawowej (uh)

Rzą

d ha

rmon

iczn

ej

(h)

wartość względna napięcia w procentach składowej

podstawowej (uh)

5 6% 3 5% 2 2% 7 5% 9 1,5% 4 1% 11 3,5% 15 0,5% >4 0,5% 13 3% >15 0,5% 17 2% 19 1,5% 23 1,5% 25 1,5%

6) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający

wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 8%; 7) warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w pkt

1-6 jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4.

4. Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia należy doprowadzić do wartości 230/400V.

W okresie przejściowym do końca roku 2008 dopuszcza się przedział napięć 230/400kV +6%-10%, a po tym okresie 230/400V +10% -10%.

5. Dla grupy przyłączeniowej VI standardy jakości energii elektrycznej dostarczanej z sieci określa umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa.

§ 35.

1. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-III i VI dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy awaryjnej w dostarczaniu energii elektrycznej z sieci oraz dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych określa umowa sprzedaży energii elektrycznej energii elektrycznej lub umowa przesyłowa.

2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania: 1) jednorazowej przerwy awaryjnej w dostarczaniu energii elektrycznej z sieci nie może

przekroczyć 24 godzin; 2) w ciągu roku wyłączeń awaryjnych, liczony dla poszczególnych wyłączeń od momentu

uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne informacji o wystąpieniu przerwy w dostarczaniu tej energii do chwili przywrócenia dostaw energii, nie może przekroczyć 48 godzin.

Janusz Oleksa


UKŁADY PRACY SIECI, A ELEMENT NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA Jednym ze standardów jakościowych obsługi odbiorców jest zapewnienie pewności zasilania, które oznacza z reguły: - ze strony dostawcy energii elektrycznej (ZEK) – gotowość do przesyłu/dostaw energii

elektrycznej przynajmniej jednym z przyłączy, które pozostaje pod napięciem,

- ze strony odbiorcy – stosowanie automatyki umożliwiającej przełączanie zasilania urządzeń pomiędzy różnymi przyłączami.

Jednym ze składników standardów jakościowych obsługi odbiorców są przerwy w zasilaniu. Ilość i czas ich trwania zależy nie tylko od stanu technicznego sieci ale również od układu w jakim pracuje. Można tu wyróżnić układy: zależne od spółki dystrybucyjnej: a) promieniowe, b) pętlowe, c) dwupromieniowe i dwuliniowe. zależne od odbiorcy: d) stopień realizacji warunków przyłączenia (etapowanie lub pełna realizacja) e) stawiane dostawcy wymagania realizacji dostaw przy:

- najniższej pewności zasilania, - zwiększonej pewności zasilania, - najwyższej pewności zasilania.

Układy o najniższej pewności zasilania odbiorców to: promieniowy - jednostronny układ bez możliwości rezerwowania zasilania na wypadek

zakłócenia w pracy sieci (awarii) na poziomie napięcia zasilania odbiorcy; w układzie tym brak napięcia na przyłączu oznacza jednoznacznie brak możliwości dostaw energii elektrycznej ze strony ZEK S.A. do czasu usunięcia awarii. układy promieniowe w sieci nn

np. linia nn napowietrzna

linia nn ZEK odbiorca

B linia SN

linia nn ZEKodbiorca nn

A transf. SN/nn

obwody nn

C

odbiorca

linia nn ZEK

obwody nn



Układy zwiększonej pewności zasilania odbiorców pętlowy otwarty - układ z możliwością rezerwowania zasilania na wypadek zakłócenia w pracy

sieci (awarii) na poziomie napięcia zasilania odbiorcy poprzez czynności łączeniowe w sieci zasilającej, niezależnie od podejmowanych czynności naprawczych; układ ten nie umożliwia automatycznego (np. układ SZR) przełączania zasilania u odbiorcy na drugie źródło. W układzie tym brak napięcia na przyłączu oznacza jednoznacznie brak zasilania z możliwością wznowienia dostaw energii elektrycznej ze strony ZEK w wyniku zmiany lokalizacji przerwy z układu normalnego pracy sieci na układ awaryjny.

układ pętlowy otwarty w sieci nn

Układy najwyższej pewności zasilania odbiorców dwupromieniowy oraz dwuliniowy - układy z możliwością automatycznego rezerwowania

przez odbiorcę zasilania na wypadek zakłócenia w pracy sieci (awarii) na poziomie napięcia zasilania odbiorcy - bez konieczności zmiany lokalizacji przerwy w układzie normalnym pracy sieci. Z reguły jedno przyłącze pełni rolę tzw. podstawowego, a drugie (i kolejne) rezerwowego zasilania. Układy ten gwarantują gotowość ZEK SA do przesyłu energii elektrycznej przynajmniej jednym przyłączem w danej chwili oraz umożliwia automatyczne (np. układ SZR) przełączanie zasilania przez odbiorcę na wybrane źródło. układy dwupromieniowe w sieci nn

odbiorca

stacja SN/nn

A

ciąg liniowy SN

np. SZR odbiorcy

uwaga: przerwa w układzie normalnym pracy sieci

ciąg liniowy SN SN/nn

układ dwupromieniowy pośredni - zasilanie odbiorcy następuje z dwóch źródeł poprzez złącza zasilające innych odbiorców

Janusz Oleksa


układy dwuliniowe w sieci nn

B linia nn ZEK lub odbiorcy

np. SZR odbiorcy

linia nn ZEK SA lub odbiorcy ciąg liniowy

SN

układ dwupromieniowy bezpośredni - zasilanie odbiorcy następuje z dwóch źródeł bezpośrednio z szyn rozdzielni nn

stacja SN/nn

A ciąg liniowy nn-1 ZEK

np. SZR odbiorcy

ciąg liniowy nn-2 ZEK ciąg liniowy

SN

stacja SN/nn

ciąg liniowy SN

układ dwuliniowy - zasilanie odbiorcy następuje z dwóch ciągów liniowych nn pośrednio (poprzez inne złącza nn) lub bezpośrednio z szyn rozdzielni nn

B

rozdzielnia nn

rozdzielnia nn



W zależności od wymagań odbiorcy energii elektrycznej oraz możliwości przyłączenia odbiorcy w jednym z wyżej wymienionych układów można mówić o możliwości gwarantowania ciągłości zasilania i skrócenia czasu przerw w zasilaniu do określonego poziomu, uzasadnionego względami technicznymi. Przykładowe czasy przerw (należy odróżnić je od czasu awarii) dla odbiorców grupy III i VI zasilanych z sieci SN ujęto w tabeli nr 1 – są one wynikiem symulacji czasu reakcji służb energetyki dla typowych przypadków.

Tabela nr 1 Przykładowe czasy trwania przerw w zasilaniu

dla odbiorców Grupy III-V wg rodzaju układu zasilania

czas trwania jednorazowej przerwy

awaryjnej dla sieci [h]

łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku dla sieci

[h] Układ zasilania

SN nn SN nn 1. 2. 3. 4. 5.

1. dwupromieniowy oraz dwuliniowy (podstawowe i rezerwowe)

1 3 5 10

2. pętlowy kablowy napowietrzny

3 6

5 10

15 45

25 45

3. promieniowe 36 36 60 60

Uwaga: czasy przerw w zasilaniu określane w umowie zależą również od innych czynników, w tym stanu technicznego sieci elektroenergetycznej, warunków terenowych itp.

DIAGNOSTYKA Jak wspomniałem na wstępie dotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej wiąże się z kontrolą tych parametrów w czasie eksploatacji. Takie pomiary są wykonywane w Zakładzie Energetycznym Kraków na poziomie sieci średniego i niskiego napięcia w wybranych punktach sieci, na podstawie interwencji klientów lub na podstawie własnego harmonogramu pomiarów. W wielu przypadkach okazuje się, że zarówno wartość odchylenia napięcia jak i wyższych harmonicznych przekracza dopuszczalne wartości określone zarówno rozporządzeniem [1] jak i normą [2], lecz co charakterystyczne, trudno zdefiniować w tym wypadku winnego danej sytuacji. Z jednej strony dostawca zakupuje energię elektryczną w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych albo w elektrowniach o właściwych parametrach jakościowych. Niestety dla dostawcy jakim jest Zakład Energetyczny Kraków to urządzenia odbiorcze wprowadzają zakłócenia zarówno w zakresie wyższych harmonicznych, często zapadów a i często odchyleń napięcia, gdyż pobór energii niezgodnie z umową tj. z reguły o mocy obciążenia większej jak w umowie powoduje właśnie występowanie spadków napięć w sieciach projektowanych w okresie powszechnej elektryfikacji na znacznie mniejsze moce obciążeniowe. ŚRODKI ZARADCZE W zakresie spadków napięć sprawa poprawy parametrów jakościowych energii jest dość prosta technicznie aczkolwiek skomplikowana prawnie. Prosta technicznie, dlatego że na warunki poprawy składają się następujące działania: • dobudowa stacji transformatorowej w pobliżu końców obwodów niskiego napięcia, która

skutkuje skróceniem obwodu istniejącego z reguły o ponad połowę, co przy zachowaniu istniejących przekrojów przewodów poprawia generalnie wartości napięć u odbiorców a w sytuacji awaryjnej zmniejsza liczbę odbiorców pozbawionych zasilania oraz zwiększa skuteczność lokalizacji awarii ze względu na krótsze znacznie odcinki,

Janusz Oleksa


• wymiana przewodów o mniejszym przekroju na przewody o większym przekroju z reguły w technologii przewodów izolowanych,

• dobudowa drugiego i kolejnych torów przewodami z reguły samonośnymi ASXs; jest to często doprowadzenie drugiego toru np. na środek istniejącego obwodu i przejęcie końcówki. Wtedy na odcinku dobudowanego obwodu nie występuje dodatkowe obciążenie istniejącymi przyłączami, w związku z czym spada sama wartość prądów obciążenia, a poprzez zwiększenie przekroju przewodów i zmniejszenie rezystancji również zmniejszenie spadku napięcia u odbiorców końcowych z tego obwodu,

• zabudowa regulatorów napięcia lub tzw. autotransformatorów, które działają podobnie jak transformator regulacyjny zwiększając napięcie w szczycie obciążenia, kiedy występują największe spadki napięć i obniżając w tzw. dolinie energetycznej.

Co prawda z powodu natury prawnej - zgody wejścia w teren - te działania modernizacyjne, ulepszeniowe trwają niekiedy przez kilka lat. Sytuacja gorsza przedstawia się w zakresie wyższych harmonicznych, gdyż jak wspomniałem wcześniej z reguły sami odbiorcy generują te harmoniczne poprzez stosowanie urządzeń oświetleniowych jak świetlówki lub źródła światła kompaktowe, stosowanie odbiorników dzisiaj powszechnie z zasilaczami niemal wyłącznie impulsowymi, stosowanie różnych rozwiązań z automatyką opartą na tyrystorach. Czasem odbiorcy występują z roszczeniami do dostawcy energii elektrycznej nieświadomi faktu, że sami są źródłem tych zakłóceń. Bywały przypadki jak niżej opisane gdzie odbiorca zwrócił się z roszczeniem z tytułu uszkodzeń jakie ponosi w wyniku awarii sprzętu komputerowego, elektronicznego. Dokonane pomiary potwierdziły obawy. Współczynnik THD był na poziomie około 62, przy czym okazało się, że po wyłączeniu urządzeń jakimi były piece oporowe, elektryczne - aczkolwiek sterowane tyrystorowo - współczynnik THD spadł do poziomu poniżej 1,5. Oczywiście w takiej sytuacji odbiorca otrzymał stosowne zalecenia dla realizacji celem ograniczenia generowania wyższych harmonicznych. W innym przykładzie była to jednostka wojskowa, gdzie również skarżono się na błędne działanie urządzeń elektronicznych, przy czym po szczegółowej analizie obciążenia i wszystkich dostępnych parametrów jak obciążenie, napięcie, harmoniczne itp. okazało się, że sam odbiorca jest źródłem tych zakłóceń. Energia dostarczana z linii średniego napięcia na niskie posiadała bardzo dobre parametry jakościowe. Nie zawsze w przypadku analiz obciążenia sieci potrafimy udowodnić odbiorcy, że jest źródłem zakłócenia. Bywa że zakłócenie jakim jest np. spadek napięcia jest skutkiem działania wszystkich odbiorców energii elektrycznej, a w zasadzie poboru mocy przez odbiorniki przez nich włączane. W takich przypadkach spółka dystrybucyjna zobligowana jest na wniosek odbiorcy udzielić stosownych upustów np. w przypadku odchyleń napięcia do ceny energii elektrycznej (wzór nr 1 i 2) na podstawie §41 rozporządzenia [4]. Jest to dzisiaj najczęstszy powód – i dotychczas właściwie jedyny - udzielania upustów. W pewnym sensie poziom niezadowolenia klienta z energii elektrycznej i jej parametrów przekłada się na liczbę reklamacji w tym zakresie i wypłacanych upustów. Ilości te w ostatnich kilku latach przedstawia tabela nr 2 niniejszego referatu.

Wzór nr 1 Jeżeli wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych nie przekracza 10 %, odbiorcy przysługuje upust w wysokości obliczonej według wzoru:

TT

2

UT C*A*10%

U W ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=



gdzie poszczególne symbole oznaczają: WUT - wysokość upustu dla odbiorcy w danym okresie doby [w zł]; U - wartość odchylenia napięcia znamionowego od dopuszczalnych, określonych

w odrębnych przepisach, wartości granicznych [w %]; AT - ilość energii elektrycznej dostarczoną odbiorcy w danym okresie doby [w jednostkach

energii]; CT - cenę energii elektrycznej określoną w taryfie dla danego okresu doby, w którym nastąpiło

odchylenie napięcia znamionowego [w zł za jednostkę energii];

Wzór nr 2 Jeżeli wartość odchylenia napięcia znamionowego od dopuszczalnych wartości granicznych przekracza 10 %, odbiorcy przysługuje upust uwzględniający bonifikatę, w łącznej wysokości obliczonej według wzoru: gdzie poszczególne symbole oznaczają: brT - ustaloną w taryfie bonifikatę za niedotrzymanie poziomu napięcia znamionowego

w danym okresie doby [w zł za godzinę]; tT - łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia znamionowego w danym okresie doby

[w godzinach].

Tabela nr 2. Liczba udzielonych upustów w latach 2000 - 2004

rok 2000 2001 2002 2003 2004

3 15 7 11 28

Same liczby mówią jeszcze niewiele. Ktoś może pomyśleć, że są to dość duże wielkości, aż tylu odbiorców, którym płaci się upusty. Jednak zważywszy na fakt, że zasilamy ponad 800.000 odbiorców, że dostarczamy energię poprzez ponad 8000 stacji transformatorowych, to można stwierdzić, że jest to faktycznie bardzo mały, wręcz znikomy ułamek procenta klientów niezadowolonych. PODSUMOWANIE Tam, gdzie występuje zależność między dwoma podmiotami np. w przypadku samego Zakładu Energetycznego i klienta, jakim jest odbiorca energii elektrycznej, brak uregulowań prawnych – wzorowanych na przepisach Unii Europejskiej - utrudnia życie zarówno jednej jak i drugiej stronie. Fakt możliwości dostarczania energii o właściwych parametrach jakościowych stwarza pewien komfort pracy spółkom dystrybucyjnym. Ten komfort może również ulec zwiększeniu wtedy, kiedy będą zdefiniowane dokładnie parametry na podstawie nowelizacji rozporządzenia przyłączeniowego. Jest to szczególnie istotne w odniesieniu do warunków pracy sieci. W końcu zdecydowana grupa odbiorców są to odbiorcy zasilani z sieci napowietrznych przebiegających w różnym terenie trudnym, narażonym na oddziaływanie szadzi, wiatrów, wysokich i niskich temperatur oraz tego czego nie spodziewają się nasi klienci, samej natury żywej jak ptaki. Należy pamiętać, że sieć energetyczna napowietrzna jest to sieć, której izolację stanowi powietrze. Ptak, który lubi siadać na wysokich punktach w terenie, bardzo często wykorzystuje słupy energetyczne do tego celu aby mieć lepsze widoki przed sobą. Bardzo często dochodzi w ten sposób do zwarcia fazy z konstrukcją słupa. Dochodzi do częstych przypadków tzw. SPZ-ów (Samoczynne Ponowne

Tt*b C*A W rTTTUT +=

Janusz Oleksa


Załączenie) odbieranych przez klienta jako zabawa z siecią przez pracowników energetyki. Są to na tyle częste zjawiska, że są uciążliwe zarówno dla odbiorców energii elektrycznej jak i dla zakładów energetycznych. Ale jest to pewnego rodzaju specyfika budowy tej sieci i dopóki sieć napowietrzna istnieje dopóty takie zjawiska będą następowały. Ograniczamy je natomiast konkretnymi działaniami. Takim konstruowaniem linii, taką technologią, aby do minimum ograniczyć te zjawiska; jak budowa linii z przewodami izolowanymi systemie PAS lub na niskim napięciu w systemie AsXS, jak osłony przeciw ptakom. To wszystko skutkuje poprawą ciągłości zasilania i parametrów energii elektrycznej. Mam nadzieję, jako pracownik Zakładu Energetycznego Kraków, że te działania o jakich wspomniałem i te warunki pracy sieci, które zostały przytoczone, świadczą dobrze o Zakładzie Energetycznym Kraków, który otrzymał w roku 2003 certyfikat jakości. LITERATURA [1] 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 sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców” wprowadzone do stosowania 28 września 2000r. (zwane potocznie przyłączeniowym),

[2] Polska Norma PN-EN 50160 (EN 50160:1999) z dnia 6 grudnia 2002r. [3] Projekt nowelizowanego Rozporządzenia „Przyłączeniowego” Ministra Gospodarki z dnia 16

października 2003r. „w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych”.

[4] ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI, PRACY I POLITYKI POŁECZNEJ z dnia 23 kwietnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

EMINARIUM TARGOWE


WPŁYW ROZWOJOWYCH TRENDÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

NA POZIOM JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Jerzy SZKUTNIK1 STRESZCZENIE W referacie przedstawiono badania wpływu strategii rozwojowych sieci, związanych z dobudową stacji oraz linii elektroenergetycznych na poziom bezpieczeństwa dostaw energii oraz zdolności przesyłowej sieci. Przeprowadzone analizy obejmują horyzont do 2015 roku , co pozwala ocenić trendy w tym zakresie w kontekście prawidłowej polityki inwestycyjnej. Prezentowane w referacie zagadnienia mają decydujący wpływ na zdobycie przewagi konkurencyjnej przedsiębiorstw dystrybucyjnych na zliberalizowanym rynku energii elektrycznej. WSTĘP Polski sektor energii elektrycznej w ostatnich latach przechodzi gruntowne zmiany. Występują one we wszystkich segmentach , a więc wytwarzaniu, przesyłaniu oraz dystrybucji. Podjęte przez rząd kroki zmierzają do utworzenia w Polsce sektora energetycznego, mogącego z powodzeniem konkurować z firmami zagranicznymi. Oparte są one o następujące podstawowe analizy i akty prawne[1÷4] 1. Założenia polityki energetycznej państwa do 2020 roku, Ministerstwo Gospodarki Pracy

i Polityki Społecznej, 2004 r. 2. Program realizacji polityki właścicielskiej Ministra Skarbu państwa w odniesieniu do sektora

elektroenergetycznego, dokument rządowy przyjęty przez Radę ministrów w dniu 28 stycznia 2003 r.

3. Aktualizacja programu wprowadzania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce, Ministerstwo Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej, dokument przyjęty przez radę Ministrów na posiedzeniu w dniu 28 stycznia 2003 r.

4. Doktryna zarządzania bezpieczeństwem energetycznym (projekt), Ministerstwo Gospodarki i Pracy, Warszawa , maj 2004.

Główne cele społeczno-gospodarcze polityki energetycznej państwa nadal pozostają aktualne. Zostały one wyrażone w ustawie Prawo energetyczne, zdefiniowane jako [5] "...tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz ochrony interesów odbiorców i minimalizacji kosztów.". Dlatego też za kluczowe elementy polskiej polityki energetycznej uznaje się:

1 Instytut Elektroenergetyki Politechniki Częstochowskiej, e-mail: [email protected]

Jerzy Szkutnik


• bezpieczeństwo energetyczne, rozumiane jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię, w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska (wg art. 3 pkt. 16 Prawa energetycznego). Integralnym elementem bezpieczeństwa energetycznego państwa jest bezpieczeństwo dostaw nośników energii z importu, które można osiągnąć wyłącznie na drodze długoterminowej dywersyfikacji dostępu do złóż gazu ziemnego i ropy naftowej.

• poprawę konkurencyjności krajowych podmiotów gospodarczych oraz produktów i usług oferowanych na rynkach międzynarodowych, jak też rynku wewnętrznym,

• ochronę środowiska przyrodniczego przed negatywnymi skutkami oddziaływania procesów energetycznych, m.in. poprzez takie programowanie działań w energetyce, które zapewnią zachowanie zasobów dla obecnych i przyszłych pokoleń.

Przed sieciowymi przedsiębiorstwami energetycznymi pojawia się m.in. zadanie pilnego opracowania takich planów rozwojowych, w których priorytet będą miały działania inwestycyjne eliminujące bariery techniczno-technologiczne w funkcjonowaniu rynków lokalnych i które w pierwszej kolejności uwzględnią potrzeby i warunki życia społeczności lokalnych. Dostępne obecnie rozwiązania techniczne (systemy automatyki i sterowania oraz informatyki i telekomunikacji) dają gwarancję sprostaniu zadaniom. Kolejnym priorytetowym zagadnieniem jest koordynacja działań zmierzających do istotnego obniżenia energochłonności we wszystkich sektorach gospodarki, także w sektorze gospodarstw domowych i w sektorze użyteczności publicznej. TRENDY ROZWOJOWE SEKTORA ENERGETYCZNEGO Przedstawione poniżej przebiegi dla Polski zostały opracowane na podstawie [6] i przedstawiają nasz kraj na tle innych państw, przy czym charakterystyki dotyczą przebiegów uśrednionych dla danej grupy państw, ponadto do porównań zostało włączonych kilka państw europejskich. Ostatecznie, porównania sytuacji w kraju dokonano w odniesieniu do : państw EU -15, państw EU – 25, państw ACC ( państw akcesyjnych ), Austrii, Francji, Niemiec oraz Włoch. Pierwszy, porównawczy rysunek ( Rys.1 ) analizuje przebiegi energochłonności

y = -13,103x + 26735R2 = 0,9008

y = -2,2963x + 4761,3R2 = 0,9971

0100200300400500600700800

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

lata

E/PK

B

Polska

EU-15

EU

ACC

Liniowy (Polska)

Liniowy (EU-15)

Rys.1. Przebieg energochłonności w Polsce na tle państw 15-tki, Unii Europejskiej i w państwach akcesyjnych Źródło: Opracowanie własne na podstawie: European Energy and Transport Trends to 2030, European

Commission, Directorate-General for Energy and Transport, Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003,

EU-15

Polska

WPŁYW ROZWOJOWYCH TRENDÓW …


Z rysunku wynika znaczna różnica w poziomie energochłonności Polski i innych krajach ACC oraz państwach Unii Europejskiej. Przebiegi dotyczące EU-15 i EU praktycznie się ze sobą pokrywają. Przebiegi dla Polski oraz ACC nieco się od siebie różnią. Można mówić że mamy do czynienia aktualnie z sytuacją w której występuje ogromna różnica w energochłonności pomiędzy Polska , a także krajami ACC.I tak energochłonność ta wynosiła w poszczególnych państwach na następującym poziomie: EU 15 – 170, EU – 184, Polska – 462, ACC- 501. Porównania te świadczą o znacznym dystansie Polski w stosunku do państw europejskich, energochłonność w Polsce była bowiem 2,7 razy większa niż w krajach 15-tki. Polska jednak w tym roku charakteryzowała się mniejszą energochłonnością w stosunku do państwa akcesyjnych,. Pokazane na rysunku trendy zmian przy pomocy prostych regresyjnych dla Polski oraz państw EU-15 wskazują na zdecydowane zmniejszanie się dystansu. Rysunek 2 przedstawia planowane przebiegi w sferze produkcji energii elektrycznej. I w tym segmencie kraje niedawno włączone do Unii jak też Polska mają duży dystans do odrobienia. Trendy wskazują, że nie stanie się to szybciej jak po roku 2040, jednak jest to możliwe ponieważ trend dla Polski rośnie szybciej ( dolny) niż ten dla EU-15.

y = 143,1x - 282182R2 = 0,9196

y = 102,7x - 198628R2 = 0,9988

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

lata

kWh/

mie

szkańc

a

Polska EU-15 EUACC Liniowy (Polska) Liniowy (EU-15)

Rys.2. Przebieg jednostkowej produkcji energii elektrycznej w Polsce na tle państw 15-tki,

Unii Europejskiej i w państw akcesyjnych Źródło: Opracowanie własne na podstawie: European Energy and Transport Trends to 2030, European

Commission, Directorate-General for Energy and Transport, Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003,

Powyższe rysunki przedstawiają istotę zagadnienia, które starano się przedstawić w niniejszym referacie. Mianowicie w odniesieniu do powyższych prognoz w horyzoncie do 2030 roku określono wymagany rozwój w odniesieniu do infrastruktury energetycznej, stanowiącej system elektroenergetyczny składający się z elementów: • elektrowni, • sieci systemowych – 220, 400. 750 kV, tworzących sieci przesyłowe energii elektrycznej, • sieci 110 kV, sieci średnich napięć, sieci niskich napięć, tworzących sieci dystrybucji energii

elektrycznej.

EU-15

Polska

Jerzy Szkutnik


Analizy , które przeprowadzono odnoszą się do dwóch sektorów systemu, a mianowicie sieci przesyłowych i rozdzielczych. Parametrem od którego uzależniano przebiegi jest jednostkowa produkcja energii elektrycznej. Taki parametr był brany pod uwagę w dotychczasowych badaniach. Ponieważ, sieć przesyłowa i rozdzielcza przenosi energię zużytą brutto, należało na wstępie przeanalizować współzależność pomiędzy tymi parametrami. Wystarczająco duży współczynnik korelacji pomiędzy tymi parametrami, w tym przypadku pozwalać będzie na badanie rozwoju sieci w funkcji energii produkowanej w elektrowniach. Analizy przebiegów dla produkcji brutto na 1 mieszkańca oraz zużycia globalnego energii na jednego mieszkańca (zee), prezentuje rysunek 3, opracowany na podstawie materiałów za lata 1980-2003 [7].

y = 46,339x - 88727R2 = 0,7318

y = 45,6x - 87331R2 = 0,7182

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

lata

pee zee Liniowy (pee) Liniowy (zee)

Rys.3. Przebieg jednostkowej produkcji energii elektrycznej oraz jednostkowej energii zużytej dla Polski w latach 1980 – 2003 Źródło: Opracowanie własne

Analizy przedstawione na rysunku 5.40 świadczą, że przebiegi jednostkowego zużycia i jednostkowej produkcji energii elektrycznej praktycznie się ze sobą pokrywają, trendy pee i zee. Dodatkowym wskaźnikiem zamienności przy analizach powyższych parametrów jest obliczony współczynnik korelacji pomiędzy nimi, wynosi on:

994,0=−zeepeer Wszystkie te warunki pozwoliły na przeprowadzenie analiz, zmierzających do określenia następujących trendów rozwojowych poszczególnych elementów systemu elektroenergetycznego:

)( peefLNN = (1)

pee

zee



)(110 peefL = (2)

)( peefL nNSN =+ (3)

)( peefFNN = (4)

)(/110 peefF SN = (5)

)(/ peefF nNSN = (6) gdzie:

NNL - długość sieci systemowej ( przesyłowej), km

110L - długość sieci 110 kV, km

nNSNL +- długość sieci średniego i niskiego napięcia, km

NNF - liczba stacji zasilających sieć 110 kV, szt.

SNF /110- liczba stacji zasilających sieć średniego napięcia, szt.

nNSNF /- liczba stacji zasilających sieć niskiego napięcia, szt

pee - produkcja energii elektrycznej, kWh/mieszkańca Na rysunkach 4 i 5 przedstawiono zależności pomiędzy produkcją energii elektryczne a elementami systemu elektroenergetycznego, pierwszy z nich dotyczy linii elektroenergetycznych, drugi zasilających poszczególne stopnie sieci.

y = 3,851x - 2315,6R2 = 0,8506

y = 0,8054x + 16,279R2 = 0,8592

y = 1,3748x + 1278,6R2 = 0,8822

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1500 2000 2500 3000 3500 4000pee, kWh/mieszkańca

L, k

m

Sieć systemowa Sieć 110 kVSieć SN i nN Liniowy (Sieć systemowa)Liniowy (Sieć 110 kV) Liniowy (Sieć SN i nN)

Rys. 4. Zależności pomiędzy produkcją energii elektrycznej a długością linii

Źródło: Opracowanie własne Analizując przebiegi z rysunku 4 zwracają uwagę pewne nieregularności w jednostkowej produkcji w zakresie 3500 ÷3700 kWh mieszkańca. Obciążenia te dotyczą kresu lat 1990-1995,

NN

SN +nN

110 kV

Jerzy Szkutnik


kiedy na wskutek przekształceń gospodarczych w Polsce nastąpiło zmniejszenie produkcji energii elektrycznej, oraz jej zużycie. Inwestycje w tych latach nadal postępowały i nadał obserwuje się przyrost majątku sieciowego. Przedstawione przebiegi aproksymowano liniami prostymi, których dopasowanie do rzeczywistego stanu jest na bardzo dobrym poziomie, współczynniki korelacji dla wszystkich rodzajów linii powyżej R=0,85.

y = 0,0358x - 47R2 = 0,9216

y = 0,0452x - 51,896R2 = 0,8572

y = 0,061x - 33,667R2 = 0,8087

0

50

100

150

200

250

1500 2000 2500 3000 3500 4000pee, kWh/mieszkańca

N, s

zt

Stacje NN Stacje 110 kV Stacje Sn/nNLiniowy (Stacje NN) Liniowy (Stacje 110 kV) Liniowy (Stacje Sn/nN)

Rys. 5. Zależności pomiędzy produkcją energii elektrycznej a liczbą stacji zasilających Źródło: Opracowanie własne

Podobnie jak dla linii przebiegi stacji dla lat dziewięćdziesiątych są także nieregularne, niemniej jednak otrzymano istotne związki korelacyjne, współczynnik R dla wszystkich funkcji jest większy od 0,80. Funkcje korelacyjne przedstawione na rysunkach 4 i 5 posłużyły do określenia wymaganej infrastruktury sieciowej w odniesieniu do planowanego zużycia energii elektrycznej w perspektywicznym okresie. OCENA PARAMETRÓW JAKOŚCIOWYCH Analizy przeprowadzono dla dwóch stanów: rok 2000 i rok 2015 dla , wykaz danych zestawiono w tablicy 1. W tablicy występują gęstości poszczególnych rodzajów linii i stacji zasilających odniesione do powierzchni kraju. Ponadto wprowadzono trzy parametry charakterystyczne dla systemu logistycznego dystrybucji energii elektrycznej, są to przeciętne (średnie ) długości linii 110 kV, średniego i niskiego napięcia, zdefiniowane są w sposób następujący:

SN/nN

110 kV

NN



Tablica. 1. Zestaw danych do określanie efektywności systemu logistycznego dystrybucji energii elektrycznej

Rok Parametr 2000 2015

NNLσ , km/km2 0,04122 0,0633

110Lσ , km/km2 0,1033 0,1485

SNLσ , km/km2 0,8902 1,2228

nNLσ , km/km2 1,2469 1,7128

NNFσ , szt/km2 3,006 x 10-4 5,008 x 10-4

SNF /110σ , szt/km2 4,183 x 10-3 6,646 x 10-3

nNNSNF /σ , szt/km2 0,7018 1,0135

ol11 , km 85,86 73,03

SNl , km 21,28 18,40

nNl , km 0,5922 0,4021

Źródło: Opracowanie własne

NNNN nFLl⋅

= 110110

(7)

110/110 nFLlSN

SNSN ⋅

= (8)

SNnNSN

nNnN nF

Ll⋅

=/

(9)

gdzie:

110l - przeciętna długość pojedynczej linii 110 kV

SNl - przeciętna długość pojedynczej linii średniego napięcia

nNl - przeciętna długość pojedynczej linii średniego napięcia

NNn , 110n , SNn - przeciętne liczby wyjść liniowych ze stacji zasilającej sieci 110 kV, SN, I nN,

przyjęto do obliczeń: NNn = 4, 110n =10, SNn = 3 [8] Z punktu widzenia jakości energii elektrycznej, która staje się jednym z najważniejszych problemów elektroenergetyki [9], wśród najbardziej istotnych wskaźników ze względu na bezpieczeństwo dostaw należy wymienić łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych, czas ten można określić analitycznie wg [7]:

rnNnNrnNSNrSNSNnNSNa TqlTqTqlt ••+•+••=− / (10)

Jerzy Szkutnik


gdzie:

nNaSNt −- łączny czas przerwy trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych dla odbiorcy zasilanego

z linii niskiego napięcia, h/a

SNq - jednostkowy wskaźnik zakłóceniowej niezdatności linii średniego napięcia do pracy

nNSNq /- jednostkowy wskaźnik zakłóceniowej niezdatności stacji SN/nN do pracy

nNq - jednostkowy wskaźnik zakłóceniowej niezdatności linii niskiego napięcia do pracy

rT - czas roczny pracy – 8760, h

Wskaźniki q zostały obliczone w oparciu o wskaźniki podstawowe, przy uwzględnieniu faktu, że sieci zarówno średniego jak i niskiego napięcia są wykonane jako napowietrzne i kablowe, wartości są następujące:

SNq = 7,8 • 10-5 , nNSNq / = 2,4 • 10-5, nNq = 145,75 • 10-5

Łączny czas przerwy obliczony z zależności 10 dla 2000 roku wynosi:

anNt = 22,31 h/a .

Czas ten jest niższy, niż ten określony przez Rozporządzenie nawet dla 2005 roku, trzeba jednak dodać, że jest to czas przeciętny, dla przeciętnych długości linii, które mogą być znacznie dłuższe, dla takich torów czas przerwy może osiągać wartość ok. 65-70 h. Dla omawianego obszaru niezawodności dostaw, zdefiniowano oraz określono wskaźniki strukturalne efektywności systemu logistyki dystrybucji dla bezpieczeństwa dystrybucji energii elektrycznej, są to: • wskaźnik bezwzględny efektywności bezpieczeństwa dystrybucji, zdefiniowany jako

nNaSNteslbdeeW−

= δ (11)

gdzie:

anNtδ - różnica łącznego czas przerwy trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych dla

stanu roku 2015 i 2000

• wskaźnik względny efektywności bezpieczeństwa dystrybucji, zdefiniowany jako

swnNaSN

eslbdeeeslbdee t

Ww−

= (12)

gdzie: swnNaSNt − - łącznego czas przerwy trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych dla

stanu wyjściowego ( 2000 rok) Określone przez wzory 11 i 12 efektywności bezpieczeństwa dystrybucji wskazują na poprawę sytuacji do roku 2015. Należy zaznaczyć także że bezwzględne czasy przerw awaryjnych będą w przyszłości dodatkowe zmniejszane na skutek modernizacji sieci i wyposażania jej w mniej zawodne elementy, co będzie prowadziło do zmniejszania jednostkowych wskaźników



zakłóceniowej niezdatności do pracy q . Wpływ na sumaryczny czas nNSNat −

prezentuje rysunek 6

0

5

10

15

20

25

30

35

ta, h/a

25 50 75 100 125 150

2

6

10

14

qnN

qSN

0-5 5-10 10-15 15-20 20-25 25-30 30-35

Rys. 6. Zależność ),( nNSNnNaSN qqft =− Źródło: Opracowanie własne

Z rysunku wynika istotny wpływ wskaźników jednostkowych zawodności linii niskiego i średniego napięcia na czas trwania przerwy w zasilaniu. Należy dodać, że uwzględniono na nim także wpływ struktury sieci średniego napięcia na ostateczny wynik. W dotychczasowych analizach przyjęto, że sieć jest rezerwowana, jednak może się zdarzyć, a jest tak w praktyce , że linie średniego są promieniowe (nierezerwowane), wtedy należy przyjąć wyższy wskaźnik q – dla linii średniego napięcia jest wtedy q = 13,84 x 10-5 [10] Odległość „różnica strukturalna” pokazuje wpływ rozwiązania infrastruktury sieciowej na przerwy w zasilaniu odbiorców. Zagadnienia bezpieczeństwa dostawy energii elektrycznej są jednym z najważniejszych elementów w całym łańcuchu logistycznym dystrybucji energii elektrycznej. Właściwie skonstruowana sieć dystrybucji, zmieniająca się wg trendów zaproponowanych w pracy zapewniać będzie podnoszenie tego bezpieczeństwa wraz z upływem czasu. PODSUMOWANIE Przeprowadzona w referacie ocena struktury sieciowej polskiego systemu elektroenergetycznego pod względem ciągłości zasilania energią elektryczna, wskazuje na rosnąca poprawę w tym obszarze dystrybucji energii elektrycznej. Przedstawiona metodologia może stanowić jednej z elementów przy strategicznym planowaniu rozwoju sieci dystrybucyjnej dostosowując ją do wymogów legislacji europejskiej.

X 10-5

Sieć SN rezerwowana

Sieć SN

nierezerwowa

Różnica struktural

na

Jerzy Szkutnik


LITERATURA [1] Założenia polityki energetycznej państwa do 2020 roku, Ministerstwo Gospodarki Pracy i Polityki

Społecznej, 2004 r. [2] Program realizacji polityki właścicielskiej Ministra Skarbu państwa w odniesieniu do sektora

elektroenergetycznego, dokument rządowy przyjęty przez Radę ministrów w dniu 28 stycznia 2003 r. [3] Aktualizacja programu wprowadzania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce,

Ministerstwo Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej, dokument przyjęty przez radę Ministrów na posiedzeniu w dniu 28 stycznia 2003 r.

[4] Doktryna zarządzania bezpieczeństwem energetycznym (projekt), Ministerstwo Gospodarki i Pracy, Warszawa , maj 2004.

[5] Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. [6] European Energy and Transport Trends to 2030, European Commission, Directorate General for

Energy and Transport, Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003

[7] Elektroenergetyka Polska, Centrum Informatyki Energetyki, Warszawa 1980-1994,Statystyka Elektroenergetyki Polskiej, Warszawa 1996-2003, Agencja Rynku Energii S.A.

[8] Horak J. Straty sieciowe, Seria Monografie nr.8, Politechnika częstochowska, Częstochowa 1989 [9] Hnzelka Z. Jakość energii w warunkach rynku energii, Biuletyn URE Warszawa 5/2003 [10] Horak J. Sieci elektryczne Politechnika Częstochowska, Częstochowska 1984

EMINARIUM TARGOWE


WPŁYW ELEKTROWNI WIATROWYCH NA JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Maciej MRÓZ1

WSTĘP Turbiny lub farmy wiatrowe, z uwagi na własności konstrukcyjne i charakter pracy, mogą być źródłem zaburzeń jakości energii elektrycznej w sieciach, do których zostały przyłączone. Dlatego też niezwykle ważnym zagadnieniem staje się kontrola parametrów jakości energii elektrycznej, w miejscu przyłączenia instalacji wiatrowej do sieci. Analizując wpływ pracujących już wiatrowych sieci elektrowni wiatrowych, wykonano serię pomiarów wskaźników charakteryzujących jakość energii. Na tej podstawie opierając się o obowiązujące przepisy stanowiące standardy jakościowe, dokonano oceny wpływu instalacji na system elektroenergetyczny. OBIEKT POMIAROWY Obiektem, na którym dokonano pomiarów była farma wiatrowa Zagórze zarządzana przez EPA sp. z o.o. a przyłączona do sieci 110 kV energetyki Szczecińskiej. Farma wiatrowa składa się z 15 turbin wiatrowych typu Vestas V 80 – 2.0 MW. Każda turbina wyposażona jest w podwójnie zasilany asynchroniczny generator z przekształtnikiem IGBT w obwodzie wirnika. PROCEDURA POMIAROWA Rejestracji dokonano za pomocą rejestratora jakości energii Simeas Q, zamontowanego w budynku rozdzielni GPZ Recław (punkt przyłączenia farmy). Sygnały pomiarowe pochodziły ze stron wtórnych uniwersalnego przekładnika napięciowo-prądowego zabudowanego w polu transformatora blokowego farmy 15/110 kV. Podczas pomiarów rejestrowano następujące wielkości: • wartość średnią mocy czynnej, • wartość średnią mocy biernej, • wartość średnią energii czynnej, • wartość średnią energii biernej, • częstotliwość, • wartość średnią 10-minutową z wartości skutecznych napięć przewodowych, • wartość średnią 10-minutową z wartości skutecznych prądów fazowych, • harmoniczne prądu i napięcia ( do 19 rzędu) oraz współczynnik THD, • krótkookresowy współczynnik migotania światła Pst, • długookresowy współczynnik migotania światła Plt.

1 ENION S.A. Oddział w Krakowie

Maciej Mróz


Aby umożliwić pełną ocenę poszczególnych wskaźników jakości zasilania przyjęto tygodniowe okresy pomiarowe. Większość wartości wskaźników charakteryzujących jakość energii podawana jest za okres tygodnia. Uzyskane wyniki pomiarów poddano analizie krótkoterminowej (za okres tygodnia) a także długoterminowej obejmującej pełne zebrane tygodniowe okresy pomiarowe w okresie od marca do czerwca 2004 roku. Dla każdego z powyższych tygodni pomiarowych opracowano ocenę oddziaływania farmy wiatrowej Zagórze na system elektroenergetyczny. Szczegółowa ocena polegała na porównaniu otrzymanych wyników pomiarów z dokumentami normującymi dopuszczalne wartości wskaźników charakteryzujących jakość energii w sieciach rozdzielczych. Podstawowymi dokumentami określającymi standardy jakości energii elektrycznej w sieciach zasilających są: • norma IEC 61400-21, zawierająca definicje oraz wielkości wskaźników charakteryzujących

jakość energii w odniesieniu do przyłączania siłowni wiatrowych, procedury pomiarowe służące do określenia wskaźników jakościowych pojedynczych turbin jak i całych farm,

• norma IEC 1000-3-7:1996, określająca dopuszczalne poziomy wahań napięcia zasilającego w sieciach średnich, wysokich i najwyższych napięć,

• norma IEC 100-3-6:1996, definiująca dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych, • norma PN-EN 50160:1998, zawierająca parametry napięcia zasilającego w sieciach niskich

i średnich napięć, • Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 25.09.2000 roku, tzw. „rozporządzenie

przyłączeniowe”, określające standardy jakości energii elektrycznej w sieciach rozdzielczych, • Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP), • Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej (IRiESR). WYNIKI POMIARÓW Dla określenia warunków pracy elektrowni oraz wyznaczenia wartości mocy generowanej i pobieranej z sieci zamieszczono tygodniowy przebieg mocy czynnej i biernej.

Rys. 1. Moc czynna i bierna w okresie pomiarowym od 21.04 do 27.04 2004

WPŁYW ELEKTROWNI WIATROWYCH …


Współpraca systemu elektroenergetycznego z instalacją wiatrową wiąże się z ciągłymi zmianami w produkcji i poborze zarówno energii czynnej jak i biernej. Problemem, może być wysoki pobór mocy biernej podczas pracy turbin wiatrowych. Jest to efekt zakładanej już dziś, przyszłej rozbudowy farmy wiatrowej. Duży przekrój zastosowany w liniach kablowych średniego napięcia oraz duże długości przy stosunkowo małym obciążeniu skutkują generacją mocy biernej. Natomiast w czasie kiedy generacja mocy czynnej do sieci wzrasta, następuje zmiana z generacji mocy biernej na pobór znacznych ilości mocy biernej. Pobór mocy indukcyjnej z sieci zasilającej wynika z rodzaju zastosowanego generatora wraz z układem przekształtnikowym, a także ze sposobu sterowania. Zasadne wydaje się zatem przeprowadzenie analizy techniczno – ekonomicznej zastosowania układu do kompensacji mocy biernej. Analizując przebieg napięcia zauważono, iż znamionowy poziom napięcia w sieci zasilającej, 110 kV jest przekroczony w całym okresie pomiarowym. Wyraźnie widać dobową zmienność napięcia oraz poranne i wieczorne szczyty obciążenia. Poziom napięcia w godzinach nocnych jest średnio o około 2 kV wyższy niż w okresie dnia. Zarejestrowane podczas pomiarów wartości napięcia na szynach 110 kV mieściły się w określonym w przepisach przedziale ±10% napięcia znamionowego. Zmiany rozpływu mocy w punkcie przyłączenia i w węzłach sąsiednich sieci, spowodowane pracą instalacji wiatrowych mogą skutkować zmianami napięcia w sieci zasilającej. W celu zbadania wpływu generacji mocy na zmianę napięcia wykonano wykres korelacyjny napięcia przewodowego U12 oraz prądu fazowego I1.

Rys. 2. Przebiegi napięcia przewodowego U12 i prądu fazowego I1 od 19.05 do 25.05 2004

Wykres przedstawiony na rysunku 2 wskazuje na słabą korelację pomiędzy przebiegami napięć przewodowych i prądów fazowych. Wyraźnie widać, iż okresy generacji mocy czynnej (duże wartości prądów) przypadają na doliny w przebiegu napięcia zasilającego. Zauważono to już wcześniej, iż przebieg napięcia wyraźnie wskazuje na dobowy przebieg zmienności.

Maciej Mróz


Praca elektrowni wiatrowej może być źródłem odkształceń harmonicznych w przebiegu prądu i napięcia. Poziom emisji odkształceń zależy od rodzaju zastosowanych urządzeń (odbiorników) i poziomu mocy generowanej. Urządzenia, które potencjalnie mogą być źródłem odkształceń to: • generator, • przekształtnik energoelektroniczny, • transformator Zarejestrowane przebiegi poszczególnych harmonicznych napięcia rzędów nieparzystych przedstawia rysunek 3.

Rys. 3. Przebiegi napięcia przewodowego U12 i prądu fazowego I1 od 19.05 do 25.05 2004

Z rysunku 3 wyraźnie wynika, iż udział harmonicznych, rzędów nieparzystych jest znaczny. W prezentowanym przebiegu wyróżnia się wyraźny udział 5 i 7 harmonicznej. Na rysunku 3 zaznaczono dni wolne od pracy. Wyraźnie widać iż duże wartości odkształceń przypadają w okresach weekendu i godzin wieczornych. Taki przebieg wskazuje, na istotny wpływ na poziom odkształceń w sieci zasilającej odbiorców komunalnych. Wartości obliczonych percentyli CP95% dla 5 harmonicznej przekraczają wartości dopuszczalne (2% dla 5 harmonicznej) zawarte w odpowiednich przepisach. Odkształcenie napięcia tymi harmonicznymi ma charakter niemal stały i nie zależny od pracy farmy, co potwierdzają wartości obliczonych percentyli CP95% dla różnych okresów pomiarowych (rysunek 4). Konieczne jest rozstrzygnięcie czy duży udział harmonicznych w przebiegu napięcia zasilającego jest wynikiem pracy elektrowni wiatrowej czy też zaburzenia pochodzą od strony sieci 110kV. Aby to zbadać należy skorelować przebiegi czasowe prądu fazowego z przebiegami czasowymi napięcia piątej i siódmej harmonicznej (rysunek 5). Korelacja czasowa przebiegów napięcia piątej harmonicznej z przebiegami prądów fazowych przedstawiona na rysunku 5 wykazała, iż odkształcenia napięcia nie są wynikiem pracy farmy wiatrowej lecz przenoszą się od strony sieci zasilającej. Jak widać w okresach generacji mocy czynnej wartości piątej harmonicznej napięcia mieszczą się w granicach ustalonych przedziałów. Wzrost wartości piątej harmonicznej notowany jest w okresach szczytu obciążenia w systemie



elektroenergetycznym. Przekroczenia odpowiednich poziomów wartości piątej harmonicznej obserwujemy w godzinach popołudniowych i wieczornych, a także podczas dni wolnych od pracy. Można zatem stwierdzić, iż farma wiatrowa nie jest źródłem znaczących emisji harmonicznych.

Rys. 4. Harmoniczne napięcia – zmienność wartości dominujących w wybranych tygodniach za okres

od 03 do 06 2004

Rys. 5. Korelacja czasowa przebiegu napięcia piątej i siódmej harmonicznej oraz prądu. Przebiegi dla

IL1 oraz U12_5 i U12_7 od 19.05 do 25.05 2004

Maciej Mróz


Pojedyncza turbina wiatrowa jak i cała farma jest potencjalnym źródłem wahań napięcia. Wynika to z charakteru pracy turbiny jako źródła energii. Ciągłe zmiany mocy generowanej przez farmę wynikające ze zmiany momentu obrotowego na skutek niejednakowej prędkości wiatru na różnych wysokościach, a także efekt przesłaniania łopat śmigła przez wieżę, mogą być przyczyną generacji wahań napięcia. Istnieje zatem konieczność rozeznania możliwości współpracy turbiny z siecią, aby siłownia wiatrowa nie była źródłem dodatkowych zaburzeń w systemie. Farmy wiatrowe w efekcie procesów łączeniowych (załączenie, wyłączenie, zmiana konfiguracji uzwojeń stojana generatora, zmiana liczby biegunów generatora, itd) mogą być także źródłem szybkich zmian napięcia powodujących zjawisko migotania światła.

Rys. 6. Krótkookresowy współczynnik migotania światła Pst w wybranych tygodniach

za okres od 03 do 06 2004 Miarą uciążliwości migotania światła są wskaźniki Pst (krótkookresowy – 10 min) i Plt (długookresowy –120 min). Zgodnie z normą IEC 1000-3-7 w warunkach normalnej pracy systemu poziom kompatybilności dla, krótkookresowego współczynnika migotania światła w sieciach wysokich napięć, wynosi 0,8. Jak wynika z rysunku 6, wartości zarejestrowane podczas pomiarów są dużo niższe od dopuszczalnych co świadczy o małym poziomie wahań napięcia w analizowanym miejscu sieci. Warto także ocenić emisje migotania światła od farmy jako pojedynczego źródła zaburzenia. W tym przypadku dopuszczalny poziom emisji wahań jest dużo niższy i dla współczynnika krótkookresowego migotania światła przyjmuje się za wartość dopuszczalną Pst=0,35. Na rysunku 6 widać, że otrzymane wartości są dużo niższe od dopuszczalnych. Informację o wahaniach napięcia w dłuższym okresie czasu uzyskano na podstawie wartości długookresowego wskaźnika migotania światła. Podczas rejestracji uzyskano wartości percentyli CP95% przedstawione na rysunku 7. Poziom kompatybilności dla długookresowego współczynnika migotania światła według normy IEC 1000-3-7 wynosi 0,6.



Rys. 7. Długookresowy współczynnik migotania światła Plt w wybranych tygodniach

za okres od 03 do 06 2004 Jak widać z rysunku 7 zarejestrowane wartości współczynnika Plt w całym okresie pomiarowym, nie przekraczają poziomu dopuszczalnego. Natomiast analizując wymagania stawiane poszczególnym źródłom wahań napięcia, czyli oceniając poziom emisji, należy posłużyć się ostrzejszym warunkiem. W tym przypadku wymagane jest, aby długookresowy wskaźnik migotania światła był mniejszy od 0,25. Posługując się wartościami percentyli CP95% obliczonymi dla poszczególnych napięć przewodowych można stwierdzić, ten warunek jest również spełniony. PODSUMOWANIE Przeprowadzone pomiary wskaźników jakości energii elektrycznej w punkcie przyłączenia farmy wiatrowej Zagórze do sieci miały wskazać rzeczywiste oddziaływanie instalacji wiatrowej na sieć zasilającą. Jak wykazały pomiary praca tej farmy wiatrowej nie wpływa znacząco na jakość energii w sieci 110 kV, do której farma została przyłączona. Podczas rejestracji napięcie sieci jak i częstotliwość utrzymywały się na dopuszczalnym poziomie. Zanotowano jedynie przekroczenie dopuszczalnych wartości harmonicznych napięcia, szczególnie dla 5 harmonicznej, jednakże odkształcenia napięcia zasilającego nie są udziałem farmy a przenoszą się od strony sieci. Podczas pomiarów nie zanotowano przekroczeń dopuszczalnych wartości współczynników charakteryzujących wahania napięcia zarówno dla poziomów kompatybilności w sieci, jak i planowanych poziomów emisji od pojedynczego źródła. Należy jednak podkreślić iż pomiary dotyczyły nie tylko oddziaływania samej farmy a przedstawiają wyniki rejestracji wskaźników jakościowych dla danego węzła sieci 110 kV i zawierają oddziaływanie farmy jak i pozostałe zaburzenia pochodzące od innych źródeł.

Maciej Mróz


EMINARIUM TARGOWE


WPŁYW POLA ELEKTROMAGNETYCZNEGO EMITOWANEGO PRZEZ URZĄDZENIE DO REZONANSU

MAGNETYCZNEGO NA SPRZĘT STOSOWANY W ŚRODOWISKU SZPITALNYM

Andrzej TONIA1

Krzysztof TROJAK2 WSTĘP Środowisko szpitalne jest miejscem szczególnym pod względem warunków jakie muszą spełniać wszystkie instalowane tam urządzenia. Sprzęt szpitalny, pośrednio lub bezpośrednio przyczynia się do ratowania ludzkiego życia, dlatego też jego wadliwość powinna być jak najmniejsza. Na problemy z poprawną jego pracą składa się wiele czynników. Jednym z nich jest zasilanie energią elektryczną. W dalszej części pracy starano się wskazać różne aspekty związane z tym zagadnieniem.

REZONANS MAGNETYCZNY Urządzenia do rezonansu magnetycznego to jedne z bardziej skomplikowanych systemów diagnozy stosowanych w medycynie. Wytwarzają one zmienne pole magnetyczne tworząc dwu lub trójwymiarowy obraz ciała. Zarejestrowane obrazy, z pamięci komputera są nanoszone na przezroczystą kliszę w formie zdjęcia możliwego do odczytu dla lekarzy. System do rezonansu magnetycznego jest połączeniem urządzeń elektronicznych i elektromechanicznych. Urządzenie może wytwarzać znaczące zaburzenia, wpływając na pracę wrażliwego sprzętu elektronicznego. Obrazy ciała pacjenta wytwarzane przez system rezonansu magnetycznego są następnie poddawane cyfrowej obróbce przy użyciu komputerów wyposażonych w klasyczne monitory CRT3. Zmiany pola magnetycznego mogą powodować nieprawidłowe działanie tego typu monitorów oraz innych urządzeń. Pole magnetyczne powoduje zaburzenia wyświetlania obrazu wzdłuż lewej i prawej pionowej krawędzi monitorów. Jest to typowy efekt wpływu interferencji obcych pól magnetycznych. Typowe oddziaływanie na obraz to np. „trzęsienie się” obrazu (gwałtowne ruchy obrazu w górę i w dół), „taniec brzucha” (wolne, faliste ruchy pionowych linii), „kwitnienie” (zmiany kolorów oraz utrata spójności kolorów) i zniekształcenia (skrzywiony lub ściśnięty obraz). Obraz większości monitorów drga pod wpływem pola o sile od 0,01 do 0,015 G4. Tak więc, nawet niska wartość indukcji pola magnetycznego może powodować błędy w działaniu wrażliwego sprzętu elektronicznego. Sprzęt do rezonansu magnetycznego zawiera przekaźnik

1 AGH Kraków 2 AGH Kraków 3 Ang. – cathode ray tube – monitor z kineskopem elektronowym. 4 Indukcja magnetyczna jest mierzona w Teslach [T] lub Gaussach [G]. Jedna tesla odpowiada

dziesięciu tysiącom gaussów. Jako odniesienie można podać, że pole magnetyczne ziemi to około 0,5 G czyli 0,00005 T. Typowy poziom pola magnetycznego wytwarzanego w urządzeniach do rezonansu magnetycznego to w przybliżeniu 50 do 200 G co po przeliczeniu daje od 0,005 do 0,02 T. Jest to pole mocniejsze 100 do 400 razy od pola magnetycznego ziemi.

Andrzej Tonia, Krzysztof Trojak


z wbudowanym oscylatorem lub generatorem częstotliwości, modulatorami i wzmacniacz mocy. Oscylator generuje sygnał o częstotliwości radiowej (ang. RF5) i niewielkiej mocy, który jest wzmacniany przez szereg wzmacniaczy liniowych. Następnie sygnał zostaje wzmocniony przez wzmacniacz mocy 15 kW. Tak mocny sygnał może oddziaływać nawet w dużej odległości od systemu rezonansu; może też powodować interferencje o częstotliwości radiowej. Urządzenia do rezonansu często nie posiadają odpowiednich zabezpieczeń chroniących przed "wyciekiem" generowanej energii. Urządzenie rezonansu może na przykład generować częstotliwość 63,5 MHz, która znajduje się niebezpiecznie blisko częstotliwości stacji telewizyjnej kanału 5 w USA, a skutkiem mogą być interferencje tych sygnałów. Sygnał o częstotliwości radiowej w urządzeniu do rezonansu magnetycznego jest załączany i wyłączany w określonych momentach, podczas procedury automatycznego testowania. Kiedy urządzenie nie jest używane, pobierany jest prąd w celu utrzymania aparatu w stanie gotowości. Urządzenia chroniące przed częstotliwościami radiowymi w rezonansie magnetycznym, zapobiegają wydostawaniu się na zewnątrz sygnałów z przekaźnika oraz przeciwdziałają wpływowi zewnętrznych sygnałów radiowych, które mogłyby powodować interferencje i zakłócać sygnały potrzebne do wykonywania zdjęć medycznych. Błędy w działaniu generatora częstotliwości, kontrolera obwodów lub wzmacniacza częstotliwości rezonansu magnetycznego mogą wpływać na pracę całego laboratorium. Jeżeli nieprawidłowe funkcjonowanie będzie zdarzało się częściej, obsługa rezonansu magnetycznego może nie być w stanie zarejestrować odpowiedniej jakości zdjęcia, które mogłyby posłużyć lekarzom do postawienia diagnozy. OPIS STWIERDZONYCH NIEPRAWIDŁOWOŚCI Podczas badania pacjentów, zaobserwowano nieprawidłowości w działaniu urządzenia do rezonansu magnetycznego. W wielu przypadkach trzeba było ponownie uruchomić oprogramowanie systemowe z powodu "zawieszania się" komputera diagnozującego. Jako źródło zaburzenia w działaniu rezonansu magnetycznego rozważano wpływ układu zasilającego. Analiza warunków zasilania Podczas testu zarejestrowane na monitorach obrazy zawierały zniekształcenia. Były one na tyle znaczące, że nie można było rejestrować obrazów z powodu ich niskiej jakości. W czasie gdy zdarzały się zniekształcenia, urządzenie do rezonansu magnetycznego nieregularnie „zawieszało się”. Podłączono urządzenie rejestrujące do linii zasilającej aparaturę medyczną (napięcie 480 V). Zarejestrowane przebiegi pokazywały nagłe zmiany w napięciu zasilającym, które mogły być przyczyną błędnego działania urządzenia (rys. 1).

Rys. 1. Przykładowe zaburzenia w napięciu zasilającym urządzenie do rezonansu magnetycznego

zarejestrowane podczas nieprawidłowej pracy aparatu [2]

5 Ang. – radio frequency – częstotliwość radiowa.

WPŁYW POLA ELEKTROMAGNETYCZNEGO …


Na rysunku 2 przedstawiono powiększenie obszaru zaznaczonego na rysunku 1(b). Można zauważyć bardzo krótki czas wzrostu napięcia i dłuższy czas jego opadania.

Rys. 2. Powiększenie fragmentu z rysunku 1(b) [2]

Porównując przebiegi z rysunku 1 można dojść do wniosku, że załamania napięcia zdarzają się w różnych chwilach przebiegu sinusoidy. Podczas dobowego cyklu pomiaru wykryto załamania występujące w losowych miejscach przebiegu czasowego napięcia. Częstość występowania zaburzeń wskazuje, że ich przyczyną mogą być inne odbiorniki zasilane z tej samej linii co system rezonansu magnetycznego. Dla ustalenia, które z urządzeń w budynku generuje zaburzenia, zadecydowano, aby kolejno wyłączać wszystkie urządzenia zasilane z tych samych szyn co urządzenie do rezonansu magnetycznego. Źródło nieprawidłowości zostało zidentyfikowane. Okazał się nim być podgrzewacz w urządzeniu klimatyzacyjnym. Kiedy został on wyłączony ustały wszelkie nieprawidłowości związane z pracą aparatu do rezonansu magnetycznego. Zalecenia pozwalające uniknąć nieprawidłowości w działaniu systemu rezonansu magnetycznego o przenieść wyłącznik zasilający podgrzewacz na szyny zasilające, do których nie są przyłączone

wrażliwe urządzenia elektroniczne, o przełączyć aparat do rezonansu magnetycznego na zasilanie wolne od urządzeń mogących

generować groźne odkształcenia napięcia zasilania, o zainstalować urządzenia do poprawy jakości zasilania (ograniczniki przepięć, itp.), o zainstalować urządzenie do bezprzerwowego zasilania (ang. UPS). Urządzenie tego typu

będzie stanowić barierę ochronną zabezpieczając zasilane urządzenia przed zaburzeniami w napięciu zasilającym, w tym także przed krótkimi przerwami w dostawie energii elektrycznej.



OGÓLNE ZALECENIA DOTYCZĄCE WRAŻLIWYCH URZĄDZEŃ ELEKTRONICZNYCH PRACUJĄCYCH W ŚRODOWISKU SZPITALNYM o Przyłączyć urządzenie rejestrujące parametry napięcia zasilającego w rozdzielnicy zasilającej

wrażliwe urządzenia w celu ustalenia ewentualnych zaburzeń, które mogłyby zakłócić ich działanie. Zalecane jest, aby czas rejestracji obejmował co najmniej jeden cykl pracy urządzenia, tzn. około siedem dni. Dłuższa rejestracja jest zalecana w przypadku, gdy zaburzenia przytrafiają się przypadkowo lub sezonowo,

o Korzystnym może okazać się początkowa instalacja rejestratora w proponowanej rozdzielni mającej zasilać przyszłe urządzenia rezonansu magnetycznego w celu uzyskania ogólnego obrazu warunków zasilania,

o Rejestrator można przyłączyć do rozdzielni zasilającej odbiornik podejrzewany o wytwarzanie zaburzeń. Zaburzenia mogą być wytwarzane na przykład przez system ogrzewania, lub klimatyzacji,

o Sprawdzić zaburzenia w pracy innych urządzeń szpitala, sprawdzić dokumentacje usterek poszukując korelacji w nieprawidłowej pracy urządzeń,

o Sprawdzić poprawność wykonania instalacji zasilającej, o Sprawdzić czy dostępne urządzenia do poprawy warunków zasilania spełniają kryteria

zasilania wrażliwych urządzeń elektronicznych. Ewentualną instalację takiego urządzenia należy skonsultować z lokalnym dostawcą energii elektrycznej. Należy przy tym zastosować urządzenie które zabezpiecza tylko przed przypadkami zarejestrowanymi przez urządzenia pomiarowe, gdyż dodatkowe funkcje takich urządzeń wiążą się z ich wyższą ceną,

o Przed zakupem urządzenia do rezonansu magnetycznego należy sprawdzić dokumentację producenta i ustalić, czy nabywane urządzenie jest odporne na zarejestrowane zburzenia i czy nie będą one wpływać na jego pracę i uzyskiwane wyniki badań,

o Należy również sprawdzić czy środowisko elektromagnetyczne i obszar wzajemnego oddziaływania na urządzenie odpowiada następującym kryteriom:

czy urządzenie to jest wrażliwe na różnego rodzaju zaburzenia lub emisje radiacyjne lub

przewodzone? jeśli tak, na jaki typ zaburzeń (amplituda, częstotliwość)? czy znane jest negatywne oddziaływanie urządzenia, które mogłoby powodować wadliwą

pracę innych urządzeń? jeśli urządzenie do poprawy warunków zasilania jest dostarczane oddzielnie, należy

sprawdzić, czy zawiera ono odpowiednią dokumentację niezbędną do jego właściwej instalacji,

jeśli urządzenie do poprawy warunków zasilania nie jest dostarczane przez producenta aparatu do rezonansu magnetycznego wówczas należy skorzystać z wykonanych pomiarów i dokonać wyboru właściwego urządzenia, które będzie utrzymywało zadane parametry zasilania w podanych przez producenta sprzętu medycznego przedziałach.

Przedstawiony przypadek zarejestrowano w środowisku szpitala amerykańskiego. Podobne badania zostały przeprowadzone w krakowskim szpitalu gdzie były mierzone parametry zasilania, które później oceniane były według wskaźników jakości zasilania zawartych w obowiązujących normach PN 50160 oraz opisującej parametry zasilania w środowisku szpitalnym PN-IEC 61000-2-4.



Mierzono wartości skuteczne napięć: Faza A

- wartości skuteczne prądów, Faza A

Faza B

Przedział max i min wartości skutecznej napięcia wg normy PN-EN 50160

piątek

sobota

niedziela poniedziałek

wtorek

środa



Faza B

- przebiegi czasowe prądu

Faza A Faza B Faza C

czas pracy urządzenia

początek - wtorek 06:04:12 koniec - wtorek 15:44:16



- częstotliwość - współczynnik asymetrii napięcia

min i max dopuszczalna wartość częstotliwości określona w normie PN-EN 50160



- wahania napięcia Współczynnik PLT Faza A Faza B Faza C - współczynnik odkształcenia napięcia THDU i wartości dominujących harmonicznych.

Faza A Faza B Faza C

Dopuszczalny poziom odkształcenia napięcia wg normy PN-EN 50160 oraz rozporządzenia ministra

Dopuszczalny poziom odkształcenia napięcia wg normy PN-IEC 61000-2-4



- wartości względne poszczególnych harmonicznych napięcia odniesione do harmonicznej podstawowej . Faza A Faza B Faza C Współczynnik odkształcenia prądu THDI i wartości dominujących harmonicznych Faza A Faza B Faza C



- oraz widmo harmonicznych THDI dla poszczególnych faz

Faza A

Faza B



Faza C

PODSUMOWANIE Pomiary przeprowadzone w krakowskim szpitalu były przeprowadzone w momencie konfliktu między szpitalem a producentem urządzenia. Pomiar pozwolił odpowiedzieć na pytanie po której stronie była wina zdarzających się usterek. Okazało się bowiem, że wina leży po stronie producenta gdyż wskaźniki jakości energii elektrycznej spełniały wszystkie obowiązujące normy i rozporządzenia. LITERATURA [1] Hanzelka Z Publikacje dostarczone przez autora. [2] Power Quality Database Electric Power Research Institute. [3] PN-EN 50160: Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. [4] PN-IEC 61000-2-4: Electromagnetic compatibility (EMC). Part 2 Environment. Section 4:

Compatibility levels in industrial plants for low-frequency conducted disturbances. [5] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000r. w sprawie szczegółowych

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

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

[7] Metody poprawy jakości energii elektrycznej w środowisku szpitalnym – analiza wybranychprzypadków z wykorzystaniem specjalistycznego oprogramowania



EMINARIUM TARGOWE


BADANIE KOMPATYBILNOŚCI ELEKTROMAGNETYCZNEJ

WEDŁUG OBOWIĄZUJĄCYCH NORM

Piotr KRZYŻOSTANIAK1 Kompatybilność elektromagnetyczna urządzenia elektrycznego lub elektronicznego polega na zdolności do prawidłowego funkcjonowania urządzenia w swoim środowisku elektromagnetycznym. Urządzenie jest kompatybilne wtedy, gdy emituje zaburzenia elektromagnetyczne w stopniu nie zakłócającym pracy innych urządzeń oraz nie jest zakłócane zaburzeniami emitowanymi przez inne urządzenia. Ze względu na powszechność i ciągle rosnącą role sprzętu elektrycznego i elektronicznego, istnieje potrzeba badania odporności i emisyjności w sensie elektromagnetycznym. Oferta producentów i dystrybutorów sprzętu pomiarowego jest bogata jednak firma Schaffner zapewnia kompletne systemy pomiarowe pod klucz i pełną zgodność z aktualnym wymaganiami norm. Całością instrumentów pomiarowych zarządza specjalnie zaprojektowane oprogramowanie. Niezaprzeczalną zaletą instrumentów firmy Schaffner jest ich jakość, niezawodność i łatwość dołączania kolejnych elementów tworząc coraz pełniejsze stanowiska pomiarowe. POMIAR EMISJI ELEKTROMAGNETYCZNEJ PN-EN 61000-6-3 PN-EN 61000-6-4 -Emisja przewodzona (conducted emission) Częstotliwość pomiarowa: 9kHz..30MHz Poziom zakłóceń elektromagnetycznych emitowanych do środowiska przez obiekty zależy nie tylko od parametrów i właściwości, ale również od parametrów dołączonych do nich linii zasilających oraz sygnałowych. Dołączone przewody mogą stanowić źródło promieniowania, jeżeli ich długości są porównywalne z długościami fal rozprzestrzeniających się po nich zakłóceń; mogą być swoistego rodzaju liniami transmisyjnymi przewodzącymi zakłócenia do dołączonych do nich innych obiektów lub też na skutek sprzężeń indukcyjnych i pojemnościowych, zakłócenia mogą przenikać do innych nawet nie dołączonych obiektów. Z doświadczeń i praktyki wynika, że w zakresie częstotliwości do 30MHz przewodzenie przez dołączone przewody jest podstawowym sposobem emisji zakłóceń elektromagnetycznych do środowiska. ELEMENTY SYSTEMU: • Pomiarowy odbiornik zakłóceń (Receiver). Zgodny z wymogami CISPR 16, co zapewnia powtarzalność i porównywalność pomiarów. Przygotowany tak by pokryć pasmo pomiarowe w zakresie emisji przewodzonej i promieniowanej. Najczęściej wyposażony jest w detektor quasi-szczytowy (Quasi-peak) oraz detektory: wartości szczytowej (Peak), średniej (Average) lub szczytowej (RMS).

1 ASTAT sp. z o.o. Poznań

Piotr Krzyżostaniak


Dostępne modele: - SCR 3501 . zakres pomiarowy: 9kHz do 1GHz - SCR 3502 . zakres pomiarowy: 9kHz do 2,75GHz - SMR 4518 . zakres pomiarowy: 9kHz do 18GHz • Sieć sztuczna (Line Impedance Stabilising Network - LISN). zapewnia stabilizację warunków pomiarów napięć i prądów zakłóceń w elektrycznych obwodach zewnętrznych dołączonych do badanego obiektu (Equipment Under Test . EUT). np. obwody zasilania, sterowania lub sygnalizacji oraz umożliwienie podłączenie miernika zakłóceń. Jednak najczęściej stosowane są w liniach zasilania urządzenia badanego. Dostępne modele w zależności od typu zasilania: Jednofazowe - NNB 41 . zakres pomiarowy: 9kHz do 30MHz Trójfazowe - NNB 42 . zakres pomiarowy: 9kHz do 30MHz • Napięciowa sonda pomiarowa (Voltage probe). umożliwia pomiar napięcia zakłóceń bezpośrednio na zaciskach badanego obiektu lub przewodach sieci zasilającej. Jest szczególnie przydatna podczas pomiaru zakłóceń emitowanych do środowiska przez wysokonapięciowe sieci zasilające, w których płyną duże prądy. Charakteryzuje się stosunkowo dużym tłumieniem oraz znaczną impedancją wejściową. Dostępne modele: - TK 9420. zakres pomiarowy: 9kHz do 30MHz - TK 9417. zakres pomiarowy: 9kHz do 30MHz - Emisja promieniowana (radiated emission) Częstotliwość pomiarowa: 30MHz do 1GHz..(wg życzenia klientów) Poziom zakłóceń promieniowanych do środowiska, podobnie jak przewodzonych, zależy nie tylko od parametrów urządzeń, systemów i instalacji (obiektów), ale również od parametrów dołączonych do linii zasilających i przewodów sygnałowych. Poziom promieniowanych zakłóceń definiuje się przez określenie wartości promieniowanego przez dany obiekt natężenia pola elektromagnetycznego lub też promieniowanej mocy. Pomiar emisyjności sprowadza się do określenia natężenia pola elektromagnetycznego na kierunku maksymalnego promieniowania.

BADANIE KOMPATYBILNOŚCI …


ELEMENTY SYSTEMU: • Pomiarowy odbiornik zakłóceń (Receiver) . Zgodny z wymogami CISPR 16, co zapewnia powtarzalność i porównywalność pomiarów. Przygotowany tak by pokryć pasmo pomiarowe w zakresie emisji przewodzonej i promieniowanej. Najczęściej wyposażony jest w detektor quasi-szczytowy (Quasi-peak) oraz detektory: wartości szczytowej (Peak), średniej (Average) lub szczytowej (RMS). Dostępne modele: - SCR 3501 . zakres pomiarowy: 9kHz do 1GHz - SCR 3502 . zakres pomiarowy: 9kHz do 2,75GHz - SMR 4518 . zakres pomiarowy: 9kHz do 18GHz • Komory pomiarowe - Większość norm przyjmuje, że pomiary natężenia pola elektromagnetycznego powinny być wykonywane na otwartym poligonie pomiarowym. Stosowanie innych stanowisk pomiarowych, w tym również komór bezodbiciowych, jest uwarunkowane uzyskaniem przez nie odpowiedniego atestu zgodności. Takie atesty posiadają wszystkie komory oferowane przez firmę Schaffner. A wybór komory uzależniony jest od konkretnych potrzeb klienta wynikających m.in. z gabarytów obiektu badanego, wymaganego pasma pomiarowego czy też metody. Dostępne modele: - Bezodbiciowa (Full anechoic chamber) . pomieszczenie, w którym dzięki zastosowaniu materiałów pochłaniających energię fal elektromagnetycznych i ekranu zabezpieczającego przed wpływem zewnętrznych pól elektromagnetycznych oraz przed emisją pól na zewnątrz . uzyskuje się przestrzeń (w której umieszcza się testowany obiekt) o znanych i kontrolowanych warunkach propagacji fal elektromagnetycznych. Do pomiaru w komorze bezodbiciowej używa się standardowych anten to testów emisji. - GTEM (Gigahertz transverse electromagnetic) . alternatywna metoda do badań na otwartej przestrzeń (Open area test site . OATS) wynikająca z rozwinięcia klasycznej komory TEM Crawford.a ale z ciągłym wygładzaniem geometrii sygnałów ginących w hybrydowych absorberach. Przeciwdziała rezonansom wzdłużnym. Jest strukturą całkowicie zamkniętą z wewnętrznym septum pochłaniająco-promieniującym.



- Klatka Farady.a (Faraday cage) . panelowa budowa komory umożliwia wykonanie komory w krótkim czasie zapewniając jednocześnie wysoką skuteczność tłumienia. Warunkiem odpowiedniego tłumienia jest użycie odpowiednich materiałów ekranujących (uszczelnienia w.cz. . paneli i drzwi) oraz staranny montaż. Jednak podstawową wadą tej przestrzeni pomiarowej jest niejednorodność pola, w przypadku pomiarów odporności, wynikająca z odbić fali od ścian klatki. • Anteny . szerokopasmowe anteny stosowane do pomiaru pola elektromagnetycznego promieniowanego spełniają poniższe warunki: Są spolaryzowane liniowo, tłumią składową o polaryzacji ortogonalnej co najmniej 20dB, współczynnik fali stojącej w przewodzie antenowym łączącym antenę z pomiarowym odbiornikiem zakłóceń jest nie większy niż 2, krzywa kalibracji anteny umożliwia pomiar natężenia pola z błędem nie większym niż ±3dB. W zakresie częstotliwości 9kHz..150kHz dominującą rolę odgrywa składowa magnetyczna pola elektromagnetycznego, w zakresie częstotliwości 150kHz..30MHz dokonuje się pomiaru obu składowych, natomiast powyżej 30MHz już tylko składowej elektrycznej. Dostępne modele: - CBL 6111C . zakres pomiarowy: 30MHz do 1GHz - CBL 6112B . zakres pomiarowy: 30MHz do 2GHz - LLA 6142 . zakres pomiarowy: 9kHz do 30MHz - HLA 6120 . zakres pomiarowy: 9kHz do 30MHz • Cęgi absorbcyjne (Absorbing clamp). najczęściej stosowane są do pomiaru mocy promieniowanej z przewodów. Pomiar ten wymaga poziomego umieszczenia, najczęściej na wysokości 0,8m, przewodu promieniującego i przesuwania po nim nałożonych cęgów absorbcyjnych. Aby wyeliminować wpływ obsługi na wynik pomiarów, cęgi na stole pomiarowym są przesuwane za pomocą dielektrycznej linki do położenia, w którym na częstotliwości pomiarowej występuje maksimum promieniowania. Dostępne modele: - AMZ 41 . zakres pomiarowy: 30MHz do 1GHz POMIAR ODPORNOŚCI ELEKTROMAGNETYCZNEJ Odporność . zdolność pracującego urządzenia lub systemu do zachowania swoich właściwości poprawnego działania, podczas oddziaływania określonych zakłóceń elektromagnetycznych lub umownych sygnałów zakłócających. Odpowiedni poziom odporności można zapewnić uwzględniając wpływ zakłóceń zewnętrznych jak i wewnętrznych już w fazie projektowania urządzeń i systemów elektronicznych. Często jednak pozorny zysk i krótkowzroczność decyduje o pewnych .oszczędnościach.. Po to by nie dochodziło do lekceważenia rzeczywistych zagrożeń opracowane zostały normy dotyczące odporności elektromagnetycznej. Testy przeprowadza się wprowadzając umowne impulsy lub ciągi impulsów do przewodów zasilania, transmisji danych i sygnalizacji czy też poprzez narażenia polem elektromagnetycznym. PN-EN 61000-4-2 (IEC 1000-4-2) - ESD Odporność na impulsy elektryczności statycznej (Electrostatic discharge – ESD).Powstawanie ładunku elektrycznego jest wynikiem pocierania o siebie dwóch różnych materiałów. Spacerując po syntetycznym chodniku w butach ze skórzaną podeszwą ładujemy ciało ludzkie ładunkiem elektrycznym. Dotykając dowolnego urządzenia powodujemy przepływ tego ładunku z kondensatora o pojemności ok. 100..250pF jaki stanowi ciało ludzkie, do urządzenia. Ponieważ ciało ludzkie może naładować się do potencjału 25kV, w zależności od warunków, więc proces rozładowania jest bardzo gwałtowny i można go zaobserwować jako iskrę. Kształt i parametry elektryczne impulsów elektrostatycznych zależą od wielu czynników zewnętrznych. Jednym z nich jest kształt elektrody inicjującej impuls. W testach wykorzystujemy dwa typy elektrod



i przez to otrzymujemy dwa typy wyładowań elektrostatycznych: dotykowe (poprzez dotyk bezpośredni do EUT) i powietrzne. Urządzenia i systemy pomiarowe (PN-EN 61000-4-2): • NSG 435 – generator impulsów ESD w pełni zgodny z wymaganiami normy PN-EN61000-4-2. Amplitudę impulsu testowego można ustawiać w zakresie 200V..16,5kV, w krokach co 100V dla wyładowań powietrznych i 200V..9kV przy rozładowaniu dotykowym. Ten ergonomiczny przyrząd – „pistolet” umożliwia pełne sterowanie parametrami testu z panelu lub wyzwalania impulsu dołączonym światłowodem. System posiada wbudowane baterie akumulatorów, zapewniające 3 godziny pracy przy pełnym wykorzystaniu możliwości generatora lub też możliwość pracy przy zasilaniu sieciowym. • MODULA 6000 – kompaktowy system do testów odporności na zakłócenia m.in. ESD. Pokrywa wymagania normy: PN-EN 61000-4-2 (ESD) PN-EN 61000-4-4 (Burst) PN-EN 61000-4-5 (Surge) PN-EN 61000-4-8 (Power line magnetics – pole magnetyczne sieć.) PN-EN 61000-4-9 (Pulsed magnetics – pole magnetyczne impul.) PN-EN 61000-4-11 (AC supply dips/drops – zapady i zaniki napięcia) PN-EN 61000-4-29 (DC supply dips/drops – zapady i zaniki napięcia) Skupiając w jednym przyrządzie 7 specyfikacji z zakresu EMC, pozwala znacznie zredukować koszty związane wyposażeniem laboratorium. Przygotowany nie tylko do wykonywania testów w jednostkach akredytujących, ale przede wszystkim w szeroko rozumianym przemyśle. Już w etapie konstruowania i w fazie dalszego rozwoju produktu. W związku z wymaganiami z zakresu odporności elektromagnetycznej zawartymi w Dyrektywie Niskonapięciowej (LVD), system staje się idealnym sprzętem pomiarowym zapewniającym podstawę do posługiwania się znakiem CE. PN-EN 61000-4-3 (IEC 1000-4-3) – RADIATED RF Odporność na promieniowane pole RF. Standard precyzuje częstotliwość generowanego pola elektrycznego w zakresie 80..1000MHz, z krokiem nie przekraczającym 1%podstawowego sygnału i czasem przebywania EUT w obszarze testu, wystarczającym na jego reakcję. Testy wykonuje się dla każdej z 4 stron urządzenia badanego, każdej płaszczyźnie i dla obu płaszczyzn anteny. Przestrzeń, w której wykonuje się tego typu pomiary jest zazwyczaj komora bezodbiciowa lub komora GTEM. Jednym z kryteriów wyboru komory są gabaryty EUT, jego charakter i mnogość urządzeń peryferyjnych.



- Bezodbiciowa (Full anechoic chamber) – pomieszczenie, w którym dzięki zastosowaniu materiałów pochłaniających energię fal elektromagnetycznych i ekranu zabezpieczającego przed wpływem zewnętrznych pól elektromagnetycznych oraz przed emisją pól na zewnątrz – uzyskuje się przestrzeń (w której umieszcza się testowany obiekt) o znanych i kontrolowanych warunkach propagacji fal elektromagnetycznych. Do pomiaru w komorze bezodbiciowej używa się standardowych anten to testów emisji. - GTEM (Gigahertz transverse electromagnetic) – alternatywna metoda do badań na otwartej przestrzeń Open area test site – OATS) wynikająca z rozwinięcia klasycznej komory TEM Crawford’a ale z ciągłym wygładzaniem geometrii sygnałów ginących w hybrydowych absorberach. Przeciwdziała rezonansom wzdłużnym. Jest strukturą całkowicie zamkniętą z wewnętrznym septum pochłaniająco-promieniującym. Wymaganą jednorodność pola gwarantuje wykonana wcześniej kalibracja. Generator sprzęgnięty ze wzmacniaczem mocy, zapewnia sygnał o parametrach pozwalających na uzyskania odpowiedniego (sprecyzowanego w normach przedmiotowych) natężenia pola. Promieniująca pole antena, dobierana jest tak by przenieść wymaganą moc w testowym paśmie częstotliwości. Poniższy wzór pozwala na oszacowanie natężenia pola elektrycznego wytworzonego przez układ wzmacniacza o znanej mocy P i dołączonej do niego anteny o wzmocnieniu g w odległości od anteny d. Obowiązuje założenie, że w układzie nie występują odbicia.

( )

dgP

mVE

××≡⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ 30

ELEMENTY SYSTEMU: • Generator sygnałowy (Signal generator) • Wzmacniacz mocy (Power amplifier) Dostępne modele: - CBA 9426 (50W) . zakres pomiarowy: 80MHz do 1GHz - CBA 9413B (100W) . zakres pomiarowy: 80MHz do 1GHz - CBA 9433 (200W) . zakres pomiarowy: 80MHz do 1GHz - CBA 9477B (15W) . zakres pomiarowy: 150kHz do 1GHz • Antena (Antenna) Dostępne modele: - CBL 6140A . zakres pomiarowy: 26MHz do 2GHz - CBL 6141A . zakres pomiarowy: 30MHz do 2GHz - CBL 6143 . zakres pomiarowy: 30MHz do 3GHz - CBL 6144 . zakres pomiarowy: 25MHz do 3GHz - VHBA 9123 . zakres pomiarowy: 30MHz do 300MHz - UPA 6109 . zakres pomiarowy: 200MHz do 1GHz • Miernik mocy (Power meter) • Sonda pola (Field probe) Dostępne modele: - EMC 20 . zakres pomiarowy: 100kHz(10kHz) do 3GHz - EMC 200 . zakres pomiarowy:100kHz(10kHz) do 18GHz(26,5GHz) • Sprzęgacz kierunkowy (Directional coupler) Dostępne modele: - DCP 0100 . zakres pomiarowy: 10kHz do 1GHz - CHA 9652B . zakres pomiarowy: 80MHz do 1GHz



PN-EN 61000-4-4 (IEC 1000-4-4) - BURST Odporność na serię szybkich elektrycznych zakłóceń impulsowych (Electrical Fast transient - EFT). Impulsy są efektem wyłączania obwodów o charakterze indukcyjnym lub pojemnościowym poprzez klucze najczęściej mechaniczne (przekaźnik, stycznik). W momencie przerywania prądu mamy do czynienia z nieskończenie dużą wartością pochodnej di/dt. Naturalną cechą obwodów elektrycznych jest występowanie parametrów pasożytniczych skończonych wartości indukcyjności czy pojemności wynikających z występowania przewodów, złącz itp. Dlatego w momencie przerwania przepływu prądu pojawia się napięcie zależne od szybkości przerywania prądu i wartości indukcyjności opisane zależnością

dtdiLU ×−=

To chwilowe napięcie dodaje się do wartości napięcia standardowo występującego w obwodzie i wywołuje zwarcie styków klucza i ponowny przepływ prądu. Ze względu na szybkość zachodzącego zjawiska w praktyce dochodzi do wygenerowania paczek impulsów nanosekundowych o malejącej amplitudzie. Jako umowny sygnał testujący stosuje się impulsy w postaci paczki impulsów grzebieniowych.

Pojedynczy impuls grzebieniowy zwany również impulsem typu .Burst., według IEC powinien charakteryzować się czasem narastania 5ns i czasem opadania (do półszczytu) 50ns. Częstotliwość impulsów w serii powinna wynosić 2,5 lub 5kHz, czas trwania serii 15ms, natomiast okres powtarzania serii 300ms. Amplitudy umownych impulsów zależą od typu sieci. Zgodnie z normą IEC w obwodach zasilania i uziemienia występują impulsy o amplitudach do 4kV, natomiast w obwodach interfejsowych o amplitudach do 2kV. Dostępne modele: - NSG 2025 . niezależny generator impulsów .Burst. o amplitudzie maksymalnej 8kV. Możliwość sprzęgania zakłóceń do linii 1 i 3 fazowych w zależności od wybranej wersji (przy dopuszczalnym prądzie ciągłym 30A/fazę). Sterowanie można przeprowadzać poprzez wygodne i bardzo wszechstronne oprogramowanie WIN2025 lub z panelu czołowego na przyrządzie. System pokrywa w pełni wymagania norm: IEC, EN, ASNSI-IEEE tak by sprostać potrzebom wszystkich odbiorców. - NSG 3025 . przenośny generator impulsów .Burst. o amplitudzie maksymalnej do 4,8kV. Sprzęganie impulsów w liniach jednofazowych przy prądzie ciągłym do 16A. Sterowanie przyrządem odbywa się na drodze programowej poprzez oprogramowanie WIN 3025 dostosowane do standardu PC lub z panelu czołowego instrumentu. System zgodny z wymaganiami norm EN, IEC itp.



- NSG 2050 . modułowy system pomiarowy idealni spełniający wymagania laboratoriów EMC. Oparty na ramie bazowej, umożliwia tak doposażyć system wyjściowy by pokrywał wymagania wielu norm w jednym, zintegrowanym systemie. Do podstawowych należą: IEC 61000-4-4, 61000-4-5, 61000-4-11 itp. W skład systemu wchodzą: Rama bazowa, rozszerzenie ramy, generatory impulsów, układy sprzęgające, anteny, oprogramowanie oraz peryferia. Jest to obecnie jedno z najwszechstronniejszych rozwiązań w zakresie sprzętu do badania odporności na zakłócenia przewodzone i pole magnetyczne (sieciowe i impulsowe). Największą zaletą jest łatwość rozbudowy bez konieczności dublowania elementów dokładając tylko kolejne moduły. - MODULA 6000. kompaktowy system do testów odporności na zakłócenia m.in. Burst. Pokrywa wymagania norm: PN-EN 61000-4-2 (ESD) PN-EN 61000-4-4 (Burst) PN-EN 61000-4-5 (Surge) PN-EN 61000-4-8 (Power line magnetics . pole magnetyczne sieć.) PN-EN 61000-4-9 (Pulsed magnetics . pole magnetyczne impul.) PN-EN 61000-4-11 (AC supply dips/drops . zapady i zaniki napięcia) PN-EN 61000-4-29 (DC supply dips/drops . zapady i zaniki napięcia) Skupiając w jednym przyrządzie 7 specyfikacji z zakresu EMC, pozwala znacznie zredukować koszty związane z wyposażeniem laboratorium. Przygotowany nie tylko do wykonywania testów w jednostkach akredytujących ale przede wszystkim w szeroko rozumianym przemyśle. Już w etapie konstruowania i w fazie dalszego rozwoju produktu. W związku z wymaganiami z zakresu odporności elektromagnetycznej zawartymi w Dyrektywie Niskonapięciowej (LVD), system staje się idealnym sprzętem pomiarowym zapewniającym podstawę do posługiwania się znakiem CE. PN-EN 61000-4-5 (IEC 1000-4-5) - SURGE Odporność na udar (Surge). Źródłem impulsów zakłócających występujących w liniach zasilających są wyładowania atmosferyczne, wybuchy nuklearne, procesy łączeniowe, włączanie lub odłączanie znacznych obciążeń lub bloku kondensatorów poprawiających współczynnik mocy. Reakcja linii zasilającej na impuls elektromagnetyczny w dużym stopniu zależy od jej rozmiarów. Odpowiedź nieskończenie długiego przewodu umieszczonego w polu impulsu elektromagnetycznego ma charakter impulsu unipolarnego. Obwód otwarty (1,2/50µs)



Obwód zwarty (8/20µs) Czasy narastania i opadania tych impulsów są na ogół dłuższe w porównaniu z odpowiednim czasami impulsu pobudzającego. Klasycznym impulsem testowym jest impuls o czasie narastania 1,2µs i czasie opadania 50µs (1,2/50µs) zdefiniowany dla obwodu otwartego i impuls o czasie narastania 8µs i czasie opadania 20µs (8/20µs) zdefiniowany dla obwodu zwartego. Amplitudy impulsów zależą od typów linii (linie wewnątrz budynków, linie napowietrzne, przyłącza itp.) oraz ich długości. Norma IEC zaleca dla linii zasilających prądu przemiennego i prądu stałego oraz linii kontrolnych stosowanie impulsu napięciowego 1,2/50µs o amplitudzie 4kV dla linii rozwartej i impulsu prądowego 8/20µs o amplitudzie 2kV dla linii zwartej. Dostępne modele: - NSG 2050 . modułowy system pomiarowy idealni spełniający wymagania laboratoriów EMC. Oparty na ramie bazowej, umożliwia tak doposażyć system wyjściowy by pokrywał wymagania wielu norm w jednym, zintegrowanym systemie. Do podstawowych należą: IEC 61000-4-5, 61000-4-4, 61000-4-11 itp. W skład systemu wchodzą: Rama bazowa, rozszerzenie ramy, generatory impulsów, układy sprzęgające, anteny, oprogramowanie oraz peryferia. Jest to obecnie jedno z najwszechstronniejszych rozwiązań w zakresie sprzętu do badania odporności na zakłócenia przewodzone i pole magnetyczne (sieciowe i impulsowe). Największą zaletą jest łatwość rozbudowy bez konieczności dublowania elementów dokładając tylko kolejne moduły. - MODULA 6000. kompaktowy system do testów odporności na zakłócenia m.in. Burst. Pokrywa wymagania orm: PN-EN 61000-4-2 (ESD) PN-EN 61000-4-4 (Burst) PN-EN 61000-4-5 (Surge) PN-EN 61000-4-8 (Power line magnetics . pole magnetyczne sieć.) PN-EN 61000-4-9 (Pulsed magnetics . pole magnetyczne impul.) PN-EN 61000-4-11 (AC supply dips/drops . zapady i zaniki napięcia) PN-EN 61000-4-29 (DC supply dips/drops . zapady i zaniki napięcia) Skupiając w jednym przyrządzie 7 specyfikacji z zakresu EMC, pozwala znacznie zredukować koszty związane z wyposażeniem laboratorium. Przygotowany nie tylko do wykonywania testów w jednostkach akredytujących ale przede wszystkim w szeroko rozumianym przemyśle. Już w etapie konstruowania i w fazie dalszego rozwoju produktu. W związku z wymaganiami z zakresu odporności elektromagnetycznej zawartymi w Dyrektywie Niskonapięciowej (LVD), system staje się idealnym sprzętem pomiarowym zapewniającym podstawę do posługiwania się znakiem CE.



PN-EN 61000-4-6 (IEC 1000-4-6) - CONDUCTED RF Odporność na zakłócenia przewodzone o częstotliwości RF. Obecność sygnałów zakłócających o częstotliwości radiowej wynika z działania urządzeń celowo emitujących fale o tej częstotliwości (nadajniki radiowe, anteny urządzeń przenośnych, systemy łączności bezprzewodowej) i sprzętu, który oprócz swojej głównej funkcji użytkowej jest niestety obiektem wprowadzającym tego typu przebiegi do otoczenia (silniki komutatorowe, przekształtniki częstotliwości, łączniki elektryczne itp.). Dla częstotliwości aż do wartości, przy której wymiary urządzenia badanego (EUT) zbliżają się do ćwierć długości fali zakłócającej, większość sprzężeń z EUT odbywa się na zasadzie wstrzykiwania zakłóceń do przewodów. Dlatego też jedną ważniejszych prób EMC jest badanie odporności na zakłócenia o częstotliwości radiowej sprzęgane z przewodami. Do każdego typu przewodów, interfejsów, magistral powinien być przygotowany odpowiedni typ układu sprzęgający zakłócenia, uwzględniający ich charakterystyczne parametry. Jednocześnie układ taki powinien zapewnić dopasowanie impedancyjne z uwzględnieniem ziemi odniesienia i izolować urządzenia peryferyjne od prądów RF. Standardowe częstotliwości sygnałów zakłócających dotyczą przedziału 150kHz..80MHz (230MHz). System testowy składa się z generatora sygnału podłączonego do odpowiedniej mocy wzmacniacz oraz układu sprzęgająco-odsprzęgającego. Pomiędzy wzmacniacz a układ sprzęgający montuje się tłumik chroniący wzmacniacz o zmiennym współczynniku wyjściowym VSWR przed efektami niedopasowania. Wzmacniacze. dostępne modele: - CBA 9424 (20W) . zakres pomiarowy: 150kHz do 230MHz - CBA 9425 (30W) . zakres pomiarowy: 150kHz do 230MHz - CBA 9477B (15W) . zakres pomiarowy: 150kHz do 1GHz - Karta doboru wzmacniaczy . wykaz parametrów wzmacniaczy Układy sprzęgające zakłócenia z przewodami: • CDN (Coupling/decoupling network). najpopularniejszy sposób sprzęgania zakłóceń (sprzężenie pojemnościowe) z przewodami. Sygnał zakłócający jest rozdzielony do każdego z przewodów jednocześnie tak, że zakłócenia pojawiają się jako sygnał wspólny. Oprócz funkcji sprzęgania celowo wytworzonych przebiegów, należy również ochrona sygnału doprowadzonego do EUT przed pasożytniczymi impulsami czy przebiegami z sąsiednich urządzeń lub linii zasilających. • Cęgi elektromagnetyczne (EM calmp). Alternatywna metoda dla układów CDN. Cęgi składają się z dzielonych pierścieni ferrytowych (o różnej impedancji . ferryty LF i RF) obejmujących przewód badanego urządzenia. Jest to metoda nie inwazyjna i może być stosowana do wszystkich typów przewodów. Sygnał doprowadzony jest do przewodu wzdłuż całej długości cęg od wszystkich rdzeni. W układzie jest wytarzane i przekazywane do przewodu jednocześnie napięcie RF . sprzężenie pojemnościowe i prąd RF . sprzężenie indukcyjne. • Sonda prądowa do wstrzykiwania indukcyjnego (CIP. Current injection probe). Metoda bardzo wygodna jednak rzadziej stosowana niż metody oparte na CDN lub EM Clamp ze względu na mniejszą skuteczność. CIP to szczególnego rodzaju zatrzaskiwany transformator prądowy, który może być stosowany do wszelkich typów kabli. Sprzęganie sygnału odbywa się tylko na drodze indukcyjnej bez sprzężeń pojemnościowych. Najczęściej używany w badaniach sprzętu wojskowego i samochodowego ze względu na możliwość przenoszenia dużych mocy. Jedną z podstawowych wad jest brak izolacji od peryferyjnych urządzeń, nie uwzględnianie impedancji wspólnej przewodów oraz znaczna tłumienność sygnału pociągająca za sobą konieczność stosowania wzmacniaczy o większej mocy. Wszystkie niezbędne opisy poszczególnych urządzeń dostepne są w formacie PDF (Acrobat Reader) na naszych stronach internetowych http://www.astat.com.pl

EMINARIUM TARGOWE


ASYMETRIA PRĄDÓW I NAPIĘĆ W SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH

Waldemar L. SZPYRA1

W referacie przedstawiono w skrócie przyczyny i skutki asymetrii obciążenia. Omówiono wybrane sposoby ograniczania asymetrii w liniach niskiego napięcia

oraz ocenę ich efektywności.

WPROWADZENIE Przyczyny asymetrii Obliczenia i analizy sieci elektroenergetycznych wykonywane są najczęściej przy założeniu symetrii parametrów elementów sieci, napięć zasilających sieć oraz prądów płynących w przewodach linii i innych urządzeń. Założenie to bardzo ułatwia wykonanie obliczeń, jednak w praktyce w wielu przypadkach jest nieprawdziwe. W ustalonych stanach pracy sieci można wyróżnić dwa rodzaje asymetrii [4]: 1) asymetrię wewnętrzną (własną) – wynikającą z różnic impedancji własnych i wzajemnych

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

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

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

Odbiornikami powodującymi asymetrię napięć w sieci są:

zespoły odbiorników jednofazowych przyłączonych do linii trójfazowej, np. piece indukcyjne, spawarki transformatorowe, trakcja jednofazowa,

odbiorniki trójfazowe o asymetrycznym obciążeniu chwilowym, jak np. piece łukowe w okresie topienia wsadu,

liczne, nierównomiernie rozmieszczone odbiorniki jednofazowe włączone między przewody fazowe i neutralny, występujące np. u odbiorców komunalnych zasilanych z sieci niskiego napięcia.

W liniach niskiego napięcia występuje zewnętrzna asymetria przestrzenna, której przyczyną są nierównomiernie rozłożone na poszczególne fazy odbiorniki jednofazowe przyłączone w różnych punktach linii (często są to odbiory o mocy od kilkuset W do kilku kW takie jak czajniki 1) Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Katedra Elektroenergetyki, al. Mickiewicza 30,

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

Waldemar Szpyra


elektryczne, żelazka, pralki automatyczne, kuchnie, przepływowe podgrzewacze wody itp.) oraz niesymetryczne obciążenie poszczególnych faz u odbiorców z przyłączami trójfazowymi. W sieciach średniego napięcia spółek dystrybucyjnych w stanach ustalonych występuje w zasadzie tylko asymetria wewnętrzna, której wpływ na pracę sieci jest pomijalny. Miara asymetrii Miarą asymetrii napięć i prądów w układzie trójfazowym są współczynniki niezrównoważenia napięć i prądów kolejności przeciwnej i zerowej, które określa się z zależności: – współczynniki niezrównoważenia napięć:

kolejności przeciwnej: 1

22 U

UnU = , (1)

kolejności zerowej: 1

00 U

UnU = , (2)

– współczynniki niezrównoważenia prądów:

kolejności przeciwnej: 1

22 I

InI = , (3)

kolejności zerowej: 1

00 I

InI = , (4)

w których: 021 UUU , , – odpowiednio wartości skuteczne składowej symetrycznej kolejności zgodnej,

przeciwnej i zerowej napięcia, 021 ,, III – odpowiednio wartości skuteczne składowej symetrycznej kolejności zgodnej,

przeciwnej i zerowej prądu. Korzystanie ze współczynników niezrównoważenia napięć i prądów wyrażonych wzorami (1) ÷ (4) jest niewygodne ze względu na konieczność stosowania specjalnych przyrządów do pomiarów parametrów jakości energii elektrycznej. W pracy [11] J. Sozański zaproponował wykorzystanie do oceny asymetrii napięć współczynnika obliczonego na podstawie pomiaru napięć fazowych:

[%]100 ⋅−+−+−

=U

UUUUUUA CBA

U , (5)

gdzie: CBA UUU , , – wartości skuteczne napięć fazowych,

U – wartość średnia napięć fazowych obliczona z zależności:

3CBA UUUU ++

= . (6)

W podobny sposób określa się wskaźnik asymetrii kątowej:

120120120120 ,,, −α+−α+−α

= ACCBBAAo , (7)

gdzie: ACCBBA ,,, ,, ααα – kąty między wektorami napięć fazowych.

ASYMETRIA PRĄDÓW I NAPIĘĆ …


Wymagania przepisów w zakresie asymetrii Wymagania odnośnie jakości energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców są zawarte w: 1) Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych

warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców zwanym w skrócie „rozporządzeniem przyłączeniowym” [10].

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

Wymagania w zakresie asymetrii zawarte w normie EN 50160 są następujące:

W odniesieniu do sieci niskiego napięcia punkt 2.10 normy stanowi: „W normalnych warunkach pracy, w ciągu każdego tygodnia, 95 % ze zbioru 10-minutowych, średnich wartości skutecznych składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale od 0 do 2 % wartości składowej kolejności zgodnej. Na pewnych obszarach, na których występują instalacje odbiorców przyłączonych częściowo jednofazowo lub między dwie fazy, niesymetria w sieci trójfazowej osiąga wartość do około 3%”

W odniesieniu do sieci średniego napięcia (punkt 3.10): „W normalnych warunkach pracy, w ciągu każdego tygodnia, 95 % ze zbioru 10-minutowych, średnich wartości skutecznych składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale od 0 do 2 % wartości składowej kolejności zgodnej. Na pewnych obszarach występuje niesymetria do 3%”

Norma nie podaje wymagań odnośnie dopuszczalnej wartości współczynnika niezrównoważenia napięć składowej kolejności zerowej stwierdzając, że „ta składowa nie jest istotna z punktu widzenia możliwego zakłócenia pracy urządzeń przyłączonych do sieci”. Obowiązujące obecnie „rozporządzenie przyłączeniowe” nie określa dopuszczalnych wartości współczynników niezrównoważenia napięć, a norma nie znajduje się w wykazie norm obowiązujących. Projekt nowego „rozporządzenia przyłączeniowego”(wersja z dn. 23 czerwca 2003 roku) [9] w § 33 punkt 1 ust. 4 zawiera wymagania sformułowane analogicznie jak w normie EN 50160. Skutki asymetrii Z punktu widzenia odbiorcy energii elektrycznej uciążliwość asymetrii zależy od rodzaju zasilanych odbiorników. W przypadku zasilania odbiorników trójfazowych istotna jest wartość współczynnika niezrównoważenia napięć kolejności przeciwnej. Duża wartość tego współczynnika pogarsza warunki pracy tych odbiorników. Dotyczy to w szczególności silników elektrycznych, w których pojawia się moment hamujący pochodzący od składowej symetrycznej kolejności przeciwnej. Z kolei z punktu widzenia operatora sieci istotna jest asymetria prądów. Asymetryczne włączenie odbiorów do sieci powoduje: a) obciążenie jej mocą pozorną większą niż ta, która byłaby pobierana z sieci przez symetrycznie

włączone do sieci odbiory pobierające taką samą moc czynną b) pogorszenie się współczynnika mocy, c) dodatkowe straty mocy i energii w sieci, d) różne spadki napięcia w poszczególnych fazach, e) niepełne wykorzystanie obciążalności urządzeń.

Waldemar Szpyra


Ad. a). Moc pozorna S przesyłana symetryczną linią trójfazową przy sinusoidalnych przebiegach napięcia U i prądu I, zmieniających się z jednakową częstotliwością, określona jest wzorem:

ϕ=+=⋅⋅=

cos3 22 PQPIUS . (8)

Moc czynna pobierana przez odbiór symetryczny równa jest sumie trzech mocy fazowych Pf o jednakowej wartości:

ϕ⋅⋅=ϕ⋅⋅=⋅= cos3cos33 IUIUPP fff , (9) gdzie: Uf – wartość skuteczna napięcia fazowego, If – wartość skuteczna prądu płynącego w przewodzie fazowym, – kąt miedzy wektorem napięcia i prądu. Moc pozorną SD trójfazowego odbioru asymetrycznego można obliczyć z zależności:

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

lub na podstawie składowych symetrycznych napięć i prądów:

( ) ( )⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅⋅+++⋅⋅+⋅=

2

20

20

22

21

22

21 933

f

ND R

RIIIIUUS , (11)

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

NI – prąd płynący w przewodzie neutralnym. D – moc „asymetrii”,

NR – rezystancja przewodu neutralnego,

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

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅+⋅⋅=

2

20

22 313

f

Nf R

RIIUD . (12)

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

22

2

22

222

1QP

D

QP

DQPS

Sk DA +

+=+

++== . (13)



Współczynnik asymetrii kA określa wzrost mocy pozornej w stosunku do mocy pobieranej przez odbiór na skutek niejednakowego rozdziału obciążeń na poszczególne fazy i jest nazywany współczynnikiem nierównomierności obciążenia. Ad. b). W obciążonym symetrycznie obwodzie trójfazowym współczynnik mocy jest równy liczbowo cosinusowi kąta przesunięcia fazowego między napięciami i prądami. Kąty te w każdej fazie są jednakowe. Współczynnik mocy wyraża się wzorem:

SSQP

PSPk ϕ=

+== cos

22. (14)

W obwodzie trójfazowym obciążonym niesymetrycznie prądy, napięcia i przesunięcia fazowe między prądami, a napięciami w poszczególnych fazach są różne. Współczynnik mocy w przypadku odbioru asymetrycznego można zdefiniować przez analogię do odbioru symetrycznego (wzór 14), jako stosunek całkowitej mocy czynnej do całkowitej mocy pozornej pobieranej przez odbiór:

A

S

A

SD kk

k

QPDQP

P

DQP

Pk ϕ=⋅=

++

⋅+

=++

=cos

1

1

22

222222. (15)

Współczynnik mocy kD asymetrycznego odbioru trójfazowego nie jest równy cosinusowi kąta przesunięcia między prądem, a napięciem i można go wyrazić jako iloraz współczynnika mocy odbioru symetrycznego kS przez współczynnik nierównomierności obciążenia kA. Ponieważ

1≤Sk , a 1>Ak , to przy asymetrycznym obciążeniu zawsze 1<Dk (nawet wówczas, gdy poszczególne fazy będą obciążone tylko mocy czynną. Ad. c). Przy symetrycznym obciążeniu linii niskiego napięcia wartości skuteczne prądów płynących w przewodach poszczególnych faz są takie same, a prąd płynący w przewodzie neutralnym jest równy zero. Straty mocy w odcinku linii oblicza się wówczas z zależności: ffCfBfAsym RIRIRIRIP ⋅⋅=⋅+⋅+⋅=∆ 222 3 . (16)

Przy niesymetrycznym obciążeniu prądy płynące w przewodach poszczególnych faz są różne, a w przewodzie neutralnym płynie prąd. Straty mocy w odcinku linii można w tym przypadku obliczyć sumując straty w poszczególnych przewodach: ( ) NNfCBANNfCfBfAasym RIRIIIRIRIRIRIP ⋅+⋅++=⋅+⋅+⋅+⋅=∆ 22222222 . (17)

Z porównania zależności (16) i (17) wynika, że przy przesyle takiej samej mocy, większe straty wystąpią przy obciążeniu niesymetrycznym. Wzrost strat mocy wynikający z asymetrii można określić na podstawie współczynników niezrównoważenia składowych symetrycznych prądów. W przypadku linii czteroprzewodowej zasilanej symetrycznym napięciem przy niesymetrycznych prądach poszczególnych faz można skorzystać się z zależności [2]:

Waldemar Szpyra


⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅++=∆δ

222 311

02f

NII R

RnnP (18)

Dokładne obliczenie strat mocy i energii w liniach niskiego napięcia przy obciążeniu asymetrycznym jest praktycznie niemożliwe ze względu na przestrzenny i losowy charakter zjawiska. Wpływ asymetrii obciążenia na straty mocy w linii niskiego napięcia można oszacować np. na podstawie wykresów pokazanych na rys. 1. Wykresy te podają ile razy większe są straty mocy w linii przy asymetrycznym obciążeniu asymP∆ od strat jakie wystąpiłyby przy obciążeniu symetrycznym symP∆ w funkcji stosunku prądu w przewodzie neutralnym do średniego prądu

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

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

CBA

N

f

N

IIII

II

++⋅

=3 . (19)

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

Rys. 1. Wpływ asymetrii obciążenia na wzrost strat mocy w linii niskiego napięcia [5]

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

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

5,0=fN ss

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

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

unek

stra

t prz

y ob

ciąż

eniu

nie

sym

etry

czny

m d

o st

rat p

rzy

obciąż

eniu

sym

etry

czny

m ∆

P asy

m/∆

P sym



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

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

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

Układ połączeń Yy0

Układ połączeń Yz5

Stos

unek

stra

t prz

y ob

ciąż

eniu

nie

sym

etry

czny

m d

o st

rat p

rzy

obciąż

eniu

sy

met

rycz

nym

Pas

ym/∆

P sym

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

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

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

Godzina

Spad

ek n

apię

cia,

w %

Faza AFaza BFaza C

Waldemar Szpyra


Ad. d). Efektem asymetrii prądowej jest również zróżnicowanie wartości spadków napięcia w poszczególnych fazach prowadzące do asymetrii napięć (rys. 3). W skrajnych przypadkach spadek napięcia w najmniej obciążonej fazie może przyjmować wartości ujemne, a spadek napięcia w fazach najbardziej obciążonych może przyjmować wartości powodujące przekroczenie dopuszczalnych odchyleń napięcia, co może być podstawą do żądania przez odbiorców bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych dostarczanej energii. Ad. e). Urządzenia elektroenergetyczne dobierane są m.in. na obciążalność długotrwałą prądem roboczym. Przy znacznej asymetrii obciążenia poszczególnych faz może się zdarzyć, że prąd najbardziej obciążonej fazy ociągnie wartość dopuszczalną długotrwale (lub wartość znamionową), a prądy pozostałych faz będą znacznie mniejsze. Wytrzymałość cieplna urządzenia nie może być w pełni wykorzystana. MOŻLIWOŚCI OGRANICZANIA ASYMETRII Sposoby ograniczania asymetrii Zupełne wyeliminowanie asymetrii obciążenia w sieci niskiego napięcia jest praktycznie niemożliwe ponieważ odbiory jednofazowe są załączane w różnych punktach linii w dodatku w sposób losowy (urządzenia do symetryzacji musiałyby być zainstalowane praktycznie na każdym przyłączu). Skutki asymetrii obciążenia można zmniejszyć poprzez: 1) równomierny rozkład odbiorów jednofazowych na poszczególne fazy na etapie projektowania

i budowy sieci lub poprzez przełączenie odbiorów jednofazowych na inne fazy, 2) zwiększenie przekroju przewodu neutralnego, 3) instalację urządzeń do symetryzacji obciążenia, 4) dokonanie przeplecenia przewodów fazowych. Ocenę efektywności (z punktu widzenia operatora sieci rozdzielczej) pierwszych trzech spośród wymienionych wyżej sposobów ograniczania skutków asymetrii przedstawiono w [5], natomiast czwarty sposób był przedmiotem referatu na konferencji OPE’03 [12]. Z podanych w [5] przykładów wynika m.in., że: 1. Dokonując przełączeń odbiorów na inne fazy można osiągnąć zysk na stratach energii rzędu

1000 zł/rok. Jednak określenie, które odbiory należałoby przełączyć na inne fazy dla zmniejszenia asymetrii może być trudne ze względu na:

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

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

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

3. Zastosowanie transformatorów regulacyjnych lub symetryzatorów, ze względu na wysokie koszty, może być rozwiązaniem doraźnym (na czas konieczny dla wykonania pomiarów, analiz i przełączeń odbiorów na inne fazy) w przypadku gdy współczynniki niezrównoważeni napięć przekraczają wartości dopuszczalne podane w [7], lub przy przekroczeniu dopuszczalnych odchyleń napięcia od wartości znamionowej.

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



Wyniki obliczeń symulacyjnych Obliczenia symulacyjne wykonano na modelu napowietrznej linii niskiego napięcia z przewodami aluminiowymi o przekroju 4×50 mm2. Przyjęto, że jest to linia, składająca się z 20 przęseł o długości od 35 do 45 m (łącznie 800 m). Założono, że na każdym słupie linii znajduje się przyłącze trójfazowe. Prąd płynące z linii do każdego przyłącza losowano niezależnie dla każdej z faz z zakresu od 0 do 12 A. Do dalszych obliczeń przyjmowano te zestawy wylosowanych obciążeń przyłączy, dla których występowała wyraźna asymetria prądów wpływających do linii z transformatora SN/nN, (tj. takie, przy których stosunek prądu przewodu neutralnego do średniego prądu fazowego spełniał warunek: 5,0>fN II ). Dla każdego z tak wylosowanych zestawów obciążeń przyłączy wykonano obliczenia prądów płynących w poszczególnych odcinakach linii oraz spadków napięcia w tych odcinkach. Dla każdego z zestawów wykonano obliczenia dla następujących przypadków: a) bez przepleceń, b) przy jednym przepleceniu, c) przy dwóch przepleceniach – oba „do przodu”, d) przy dwóch przepleceniach – jedno „do przodu” i jedno „do tyłu” e) przy trzech przepleceniach – wszystkie „do przodu”. Dla zapewnienia tego samego kierunku wirowania silników trójfazowych przepleceń dokonywano tak by zachować kolejność następstwa faz. Sposób wykonania ww. przypadków przepleceń pokazano na rys. 3. Wyniki obliczeń dla trzech zestawów obciążeń przyłączy (o różnych łącznych wartościach mocy wpływającej do linii) zestawiono w tablicy 1. Dla każdego zestawu obciążeń i dla każdego z pięciu wymienionych wyżej przypadków w tablicy podano: − wartości prądów wpływających do przewodów fazowych IA, IB, IC, − prądu w przewodzie neutralnym IN, − wartość stosunku prądu w przewodzie neutralnym do średniej wartości prądów w przewodach

fazowych fN II , − straty mocy w linii ∆PL, − wartości fazowych spadków napięcia na końcu linii ∆UA0, ∆UB0, ∆UC0, − wartości współczynników asymetrii napięć AU obliczone z zależności (3) . Pogrubioną czcionką wyróżniono minimalne wartości IN, stosunku fN II , strat mocy w linii ∆PL oraz współczynnika asymetrii napięć AU. Z analizy otrzymanych wyników wynika, że zastosowanie przepleceń może być skutecznym środkiem zmniejszenia negatywnych skutków nierównomiernego obciążenia poszczególnych faz linii. Liczba i rodzaj przepleceń, przy których uzyskuje się najlepsze efekty zależy od rozkładu obciążenia wzdłuż linii i wielkości asymetrii. Na podstawie wykonanych obliczeń symulacyjnych można jedynie stwierdzić, że dla uzyskania znaczących efektów w zakresie zmniejszania asymetrii konieczne jest dokonanie przynajmniej dwóch przepleceń. Otrzymane wyniki nie dają jeszcze podstaw do wyciągnięcia bardziej szczegółowych wniosków.

Waldemar Szpyra


Rys. 3. Ilustracja sposobów przepleceń faz linii niskiego napięcia

A

B

C

A

B

C

A

B

C

a) bez przepleceń

A

B

C

b) jedno przeplecenie

C

A

B

A

B

C

c) dwa przeplecenia – oba „w przód”

C

A

B

B

C

A

A

B

C

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

C

A

B

A

B

C

A

B

C

e) trzy przeplecenia – wszystkie „w przód”

C

A

B

zestaw obciążeń jednego przyłącza



Tablica 1. Zestawienie wyników obliczeń symulacyjnych

Prąd wpływający do linii Straty mocy Spadek napięcia Wsp.

asymetrii

IA IB IC IN IIN

∆PL ∆UA ∆UB ∆UC AU Ze

staw

ob

ciąż

eń/m

oc

[kW

]

Przy

pade

k

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

119,0 d 90,1 90,8 116,6 26,2 0,26 4,842 6,3 9,3 14,8 10,39 e 80,7 104,1 112,7 28,7 0,29 4,888 4,4 11,5 14,5 12,81

a 104,2 84,7 55,0 42,9 0,53 4,225 15,5 11,6 -0,1 19,98 II b 98,7 58,2 87,0 36,1 0,44 4,114 14,5 0,1 12,3 19,43 c 68,3 75,2 100,4 29,3 0,36 4,085 2,2 7,8 16,9 17,41

97,6 d 77,6 77,0 89,3 12,0 0,15 3,593 9,6 9,4 8,0 2,24 e 80,3 91,6 72,0 17,0 0,21 3,735 8,8 14,0 4,2 10,95

a 80,5 71,6 46,8 30,2 0,46 2,535 13,0 7,6 0,0 14,79 III b 71,7 54,3 72,9 18,0 0,27 2,370 9,1 0,9 10,7 12,91

c 54,9 72,9 71,1 17,2 0,26 2,200 2,9 9,3 8,5 8,59 79,6 d 69,2 61,8 67,9 6,8 0,10 2,187 10,3 4,5 6,0 7,20

e 60,6 70,7 67,6 9,0 0,14 2,118 7,2 8,0 5,5 3,08 Zastosowanie przepleceń w rzeczywistej linii niskiego napięcia Dla sprawdzenia skuteczności zaproponowanej metody ograniczania negatywnych skutków asymetrii dokonano przepleceń w linii niskiego napięcia na terenie działania ZE Kraków S.A. Wybrana do badań linia jest linią napowietrzną z przewodami aluminiowymi o przekroju 4×50 mm2. Linia wyprowadzona jest ze stacji SN/nN krótkim odcinkiem kabla, po czym rozgałęzia się w dwóch kierunkach. Jedno odgałęzienie o długości 400 m zasila 17 przyłączy, a drugie o długości 650 m zasila 37 przyłączy. Przed dokonaniem przepleceń wykonano pomiary prądów wpływających do linii ze stacji zasilającej oraz wartości napięć fazowych w stacji zasilającej linię oraz na końcu dłuższego odgałęzienia. Podobne pomiary zostały wykonane po dokonaniu dwóch przepleceń w tym odgałęzieniu. Na rys. 4a pokazano wykresy spadków napięcia w poszczególnych fazach na końcu dłuższego odgałęzienia przed wykonaniem przepleceń, a na rys. 4b po dokonaniu dwóch przepleceń w tym odgałęzieniu. Średni (w ciągu doby) współczynnik asymetrii napięć na końcu dłuższego odgałęzienia wynosił: − przed przepleceniem: AU = 9,84 %, − po przepleceniu AU = 3,25%. Otrzymane wyniki należy traktować jako orientacyjne, ze względu na odległość w czasie pomiędzy dokonaniem pomiarów przed przepleceniem (28 lutego), a wykonaniem przepleceń i ponownymi pomiarami (22 maja). W tym okresie nastąpiło zmniejszenie obciążenia linii, mogła także nastąpić zmiana rozkładu obciążeń na poszczególne fazy.

Waldemar Szpyra


Rys. 4. Przebieg zmian spadków napięcia w ciągu doby w linii niskiego napięcia: a) przed wykonaniem przepleceń, b) po wykonaniu przepleceń.

Z analizy wyników pomiarów oraz pokazanych wyżej wykresów wynika, że przed wykonaniem przepleceń faza C była najmniej obciążona w ciągu całej doby (najmniejszy spadek napięcia). Po dokonaniu przepleceń obciążenie faz w szczycie rannym i wieczornym jest bardziej wyrównane, natomiast w dolinie nocnej faza C jest w dalszym ciągu najmniej obciążona. Z punktu widzenia jakości napięcia oraz strat energii, większa asymetria w dolinie nocnej jest mniej uciążliwa niż w strefach szczytowych. Kilkukrotne zmniejszenie wskaźnika asymetrii oraz zmiana rozkładu obciążenia na poszczególne fazy w stacji zasilającej wskazują, że przeplecenia mogą być skutecznym środkiem zmniejszania skutków asymetrii w obwodach niskiego napięcia. Koszt wykonania przepleceń nie przekracza kilkuset złotych.

a)

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

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

Godzina

Spad

ek n

apię

cia,

w %

Faza A przed przepl.Faza B przed przepl.Faza C przed przepl.

b)

-2

0

2

4

6

8

10

12

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

Godzina

Spad

ek n

apię

cia,

w %

Faza A po przepl.

Faza B po przepl.

Faza C po przepl.



PODSUMOWANIE W referacie przedstawiono w skrócie przyczyny i skutki asymetrii obciążenia. Omówiono wybrane sposoby ograniczania asymetrii w liniach niskiego napięcia oraz ocenę ich efektywności. Z przeprowadzonych dotychczas badań wynika, że: 1. Przeplecenia mogą się okazać tanim i skutecznym środkiem zmniejszenia asymetrii napięć

oraz wynikającym z tego powodu przekroczeniom dopuszczalnych odchyleń napięcia w obwodach niskiego napięcia.

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

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

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

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

Warszawa 1985. [2] Kochel M.: Niesymetryczne obciążenia w miejskich sieciach elektroenergetycznych. Praca

doktorska, Pol. Warszawska, Warszawa 1966. [3] Kozicki F.: Możliwości zmniejszenia strat w sieciach rozdzielczych do osiągnięcia w ramach

działalności eksploatacyjnej i przy niewielkich nakładach finansowych; Materiały Konferencji naukowo – technicznej „Straty energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych” Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Poznań, 17-18. 05.1999, str. 239 – 263

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

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

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

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

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

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

[10] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. Ustaw z dnia 17.10.2000 r Nr 86 poz. 857.

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

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

Waldemar Szpyra


EMINARIUM TARGOWE


OGRANICZENIE ZAPADÓW NAPIĘCIA W SIECIACH NISKIEGO NAPIĘCIA Z GENERACJĄ

ROZPROSZONĄ

Rozmysław MIEŃSKI1 Ryszard PAWEŁEK2

Irena WASIAK3 Piotr GBURCZYK4

STRESZCZENIE W referacie zaprezentowano możliwości wykorzystania rozproszonych źródeł energii elektrycznej (DG) dla ograniczenia zapadów napięcia powstających w sieciach niskiego napięcia na skutek zwarć w sieciach średniego i wysokiego napięcia. Dla integracji lokalnego źródła energii z siecią niskiego napięcia zastosowano inwerter VSI z modulacją szerokości impulsów (PWM). W warunkach zakłóceniowych źródło lokalne (DG) wytwarza moc bierną o wartości zależnej od głębokości zapadu. Pokazano wpływ mocy źródła DG oraz mocy transformatora rozdzielczego (SN/nn) na efekt kompensacji zapadu napięcia. Do obliczeń symulacyjnych wykorzystano program PSCAD/EMTDC. WSTĘP Zakłócenia, a w szczególności zwarcia, w sieciach średniego i wysokiego napięcia powodują zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu odbiorców przyłączonych do sieci niskiego napięcia. Są to zjawiska, które w ostatnich latach stanowią poważną troskę odbiorców [1, 2, 3, 4, 5]. Z sieci niskiego napięcia zarówno przemysłowych jak i komunalno-bytowych zasilane są urządzenia wrażliwe na zapady napięcia i krótkie przerwy, jak np.: systemy komputerowe, układy sterowania procesami przemysłowymi itp. Wielu odbiorców doświadcza skutków będących rezultatami tych zjawisk. Przerwy i zakłócenia w przemysłowych procesach produkcyjnych mogą powodować utratę lub pogorszenie jakości produkcji, a w konsekwencji ogromne straty ekonomiczne. Zapady napięcia charakteryzowane są przez ich głębokość i czas trwania. Głębokość zapadu napięcia w danym punkcie sieci zależy od rodzaju zwarcia i jego lokalizacji, konfiguracji sieci oraz parametrów elementów sieciowych (linii i transformatorów). Czas trwania zapadu wynika z czasu wyłączenia zakłócenia, który jest zdeterminowany przez nastawy zabezpieczeń. Wartość napięcia podczas zapadu zawiera się w przedziale od 90 % do 1 % wartości znamionowej napięcia sieci [6]. Czas trwania zapadu wynosi około 0,2 s w sieci wysokiego napięcia (WN) i od 0,4 do 0,6 s. w sieci średniego napięcia (SN) [7].

1 Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej 2 Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej 3 Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej 4 Instytut Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej

Rozmysław Mieński, Ryszard Pawełek, Irena Wasiak, Piotr Gburczyk


Wraz z rozwojem odnawialnych źródeł energii i systemów generacji rozproszonej powstają nowe problemy związane z ich eksploatacją. Jednym z nowych zadań jest wykorzystanie tych nowych źródeł energii w celu poprawy jakości energii elektrycznej i ciągłości zasilania odbiorców. Głównym celem badań przedstawionych w referacie jest oszacowanie możliwości i efektywności kompensacji zapadów napięcia za pomocą źródeł rozproszonych przyłączonych do sieci za pośrednictwem inwerterów VSI. Chociaż w zasadzie podstawowym celem takich źródeł jest wytwarzanie mocy czynnej o zadanej wartości, to przy odpowiednim sposobie sterowania inwertera mogą one redukować głębokość zapadów i tym samym poprawiać jakość zasilania. Ograniczenie zmienności napięcia, głębokości zapadów i krótkich przerw wymaga pracy inwertera w układzie kontroli napięcia. Podtrzymanie napięcia jest realizowane na drodze wprowadzania dodatkowej składowej biernej prądu do sieci. SIEĆ TESTOWA Wybrana do badań sieć elektroenergetyczna pokazana została na rysunku 1. Sieć niskiego napięcia (0,4 kV) jest siecią promieniową. Parametry sieci odpowiadają typowym sieciom wiejskim w Polsce. Sieć ta jest zasilana z transformatora SN/nn o układzie połączeń Dy11. Sieć średniego napięcia (20 kV) również pracuje jako promieniowa. Sieć wysokiego napięcia (110 kV) jest siecią zamkniętą. Na rysunku 1 jest ona reprezentowana przez dwie linie przesyłowe zasilające podstację (GPZ) 110/20 kV. Pozostała część sieci WN jest reprezentowana przez źródła zastępcze o reaktancjach odpowiadających mocy zwarciowej w punkcie ich przyłączenia. Inwerter źródła lokalnego jest przyłączony do sieci niskiego napięcia stacji transformatorowej SN/nn.

20/0,4 kV 50 Hz400 kVA10 %

110/20 kV 50 Hz10 MVA10 %

Rk = 0,2 om/kmXk = 0,4 om/kml = 1100 m

Rk = 0,2 om/kmXk = 0,4 om/kml = 100 m

Rk = 0,2 om/kmXk = 0,4 om/kml = 100 m

Rk = 0,12 om/kmXk = 0,4 om/kml = 5000 m

Rk = 0,12 om/kmXk = 0,4 om/kml = 20000 m

110 kV

110 kV

110 kV 20 kV 20 kV 0,4 kV

P = 3 MWtg O = 0,4

P = 3 MWtg O = 0,4

Load

Load

DG source

A B C D E

Rys. 1. Schemat badanej sieci elektroenergetycznej

MODEL SIECI Sieć przedstawiona na rys. 1 została zamodelowana w środowisku programu PSCAD/EMTDC [8]. Linie przesyłowe i rozdzielcze zostały odwzorowane za pomocą elementów typu π, uwzględniających ich rezystancje, indukcyjności i pojemności. Jedynie dla linii niskiego napięcia pojemności zostały zaniedbane. W analogiczny sposób odwzorowano transformator. Model źródła lokalnego zawiera dwa elementy: źródło napięcia stałego (odwzorowane jako bateria akumulatorów) oraz inwerter PWM przyłączony do sieci prądu przemiennego poprzez reaktancję transformatora pośredniczącego lub dławika. Dodatkowo zastosowano szerokopasmowy filtr pasywny w celu ograniczenia odkształcenia napięcia powodowanego przez pracę inwertera.

STEROWANIE INWERTERA Zadaniem inwertera jest przekazywanie mocy czynnej z zasobnika energii (baterii) oraz stabilizacja napięcia na szynach niskiego napięcia stacji SN/nn. Inwerter pracuje ze stałą

OGRANICZENIE ZAPADÓW NAPIĘCIA …


częstotliwością przełączania zaworów, będącą nieparzystą wielokrotnością częstotliwości sieciowej. Do sterowania pracą inwertera zastosowano typowy układ zawierający dwa obwody regulacji:

sterowania mocą czynną realizowane poprzez zmianę przesunięcia fazowego pomiędzy napięciami inwertera i sieci,

sterowanie napięciem realizowane poprzez zmianę amplitud napięcia inwertera niezależnie w poszczególnych fazach.

Schemat układu sterowania pokazano na rysunku 2.

PWM inverter

Measurement unit

33 u(t) i(t)

U (t) 3 P(t)

Active power PI controler

VoltagePI controlers3

Phase modulation

PLL

PLLSix

Pulse

3

3 6

6

Amplitude modulation6

shift 3

FiringBlock6

mu

6

12

- +

MV/LV loads

+

+ U ref

P ref -

-

LD

Rys. 2. Schemat obwodu sterowania pracą inwertera

WYNIKI BADAŃ Podstawowym celem badań była ocena możliwości zastosowania inwertera do ograniczania zapadów napięcia powstających w sieci niskiego napięcia na skutek zwarć w sieciach średniego i wysokiego napięcia. W badaniach rozważono wpływ parametrów transformatora rozdzielczego na efekt kompensacji zapadów napięcia. Zakładając takie same napięcia zwarcia transformatora przyjęto, że transformator o dużej mocy znamionowej odpowiada sztywnemu połączeniu pomiędzy sieciami niskiego i średniego napięcia, natomiast transformator o małej mocy stanowi połączenie słabe. Przepustowość (zdolność wytwórcza) źródła lokalnego (DG) zależy od dławika (transformatora) łączącego inwerter z siecią niskiego napięcia. Zakres dopuszczalnych wartości indukcyjności dławika zawiera się od LDmin, odpowiadającej warunkom akceptowanego odkształcenia napięcia sieci do wartości LDmax reprezentującej dopuszczalne nachylenie charakterystyki prądowo-napięciowej inwertera. W referacie rozpatrzono zjawiska związane ze zwarciami symetrycznymi i niesymetrycznymi w sieci wysokiego napięcia.

Zwarcia symetryczne Badania symulacyjne zostały wykonane dla inwertera o dużej przepustowości (reprezentowanej przez dławik o indukcyjności 0,5 mH) i dla inwertera o małej przepustowości (dławik o indukcyjności 1,0 mH). W obu przypadkach rozważane były sztywne i słabe połączenie z siecią SN.



Aby uzyskać zapady napięcia o różnych głębokościach symulowano zwarcia w różnych miejscach linii 110 kV (rys. 1). Na rysunku 3 pokazano efekt kompensacji zapadów napięcia przez źródło lokalne z inwerterem o dużej przepustowości (dławik 0,5 mH). Linia „a” na rys. 3 odpowiada wartościom napięcia na szynach niskiego napięcia w warunkach zwarć występujących wzdłuż linii 110kV. Linie „b” i „c” ilustrują, w jakim stopniu inwerter może zredukować zapady napięcia w przypadku transformatora rozdzielczego o mocy 160 kVA (słabe połączenie pomiędzy sieciami niskiego i średniego napięcia) i transformatora o mocy 400 kVA (sztywne połączenie pomiędzy tymi sieciami). Dla obu transformatorów przyjęto procentowe napięcie zwarcia uz% = 10 %. Analogiczne wyniki obliczeń uzyskane dla inwertera o małej przepustowości (LD = 1,0 mH) są pokazane na rysunku 4. Rysunki 3 i 4 ilustrują znaczący wpływ mocy znamionowej transformatora rozdzielczego na zdolność inwertera do ograniczania głębokości zapadów. Stosując źródło lokalne z inwerterem o relatywnie dużej przepustowości w sieci ze słabym połączeniem z siecią średniego napięcia można wyeliminować zapady napięcia wynikające ze zwarć na znacznym obszarze sieci wysokiego napięcia. Pokazuje to pozioma linia, która wskazuje obszar sieci WN, dla którego napięcie w sieci niskiego napięcia jest utrzymywane powyżej 90 % wartości nominalnej. Dla dodatkowej ilustracji zjawiska zapadu napięcia na rysunkach 5, 6 i 7 pokazano odpowiednio przebiegi napięć i zmiany wartości skutecznej napięcia oraz mocy biernej i czynnej inwertera w czasie symetrycznego zwarcia w środku linii 110 kV. Prezentowane przebiegi dotyczą układu z transformatorem o mocy 160 kV i dławikiem o indukcyjności LD = 1.0 mH reprezentującym inwerter o małej przepustowości. W czasie zwarcia źródło lokalne wytwarza moc bierną zależną od głębokości zapadu i ograniczoną przez układ sterowania inwertera do dwukrotnej wartości mocy znamionowej transformatora rozdzielczego. Jednocześnie wytwarzanie mocy czynnej jest utrzymywane na zadanym poziomie.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20distance of short-circuit location from the station A (Fig. 1) [km]

u LV

[pu] a

b c

area of the efective compensation

Rys. 3. Kompensacja trójfazowych zapadów napięcia za pomocą źródła lokalnego połączonego z siecią

nn poprzez inwerter o dużej przepustowości (LD = 0.5 mH): a) bez kompensacji, b) z kompensacją w sieci z transformatorem o mocy 400 kVA,

c) z kompensacją w sieci z transformatorem o mocy 160 kVA

Zwarcia niesymetryczne Analogiczne badania wykonano dla zwarć niesymetrycznych uwzględniając sztywność powiązania pomiędzy sieciami niskiego i średniego napięcia. Rezultaty badań symulacyjnych pokazują, ze proces kompensacji zapadów napięcia jest podobny jak w przypadku zwarć symetrycznych, chociaż zakres głębokości zapadów jest w tym przypadku



inny. Minimalna wartość napięcia w czasie zapadów symetrycznych (wynikających ze zwarć symetrycznych) jest równa zeru, a w przypadku zwarć niesymetrycznych wynosi 50 % napięcia znamionowego. Wyniki badań odpowiadające prezentowanym na rys. 3 i 4, a dotyczące zwarć jednofazowych i dwufazowych są pokazane odpowiednio na rys. 8 i 9. Na rys. 10 i 11 pokazano zmiany napięcia na szynach niskiego napięcia podczas zwarć jednofazowego i dwufazowego zlokalizowanych w odległości 2 km od stacji B (rys. 1).

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2


u LV

[pu] a b c


Rys. 4. Kompensacja trójfazowych zapadów napięcia za pomocą źródła lokalnego połączonego z siecią

nn poprzez inwerter o małej przepustowości (LD = 1,.0 mH): a) bez kompensacji, b) z kompensacją w sieci z transformatorem o mocy 400 kVA,


a) b)

- 0 .5 0

- 0 .2 5

0 .0 0

0 .2 5

0 .5 0

0 .0 0 .2 0 .4 0 .6 0 . 8 1 .0 1 .2 1 .4

t im e [ s ]

u(t)

[V]

- 0 .5 0

- 0 .2 5

0 .0 0

0 .2 5

0 .5 0

0 .0 0 .2 0 .4 0 .6 0 . 8 1 .0 1 .2 1 .4

t im e [ s ]

u(t)

[V]

Rys. 5. Przebiegi napięcia w czasie zapadu a) bez kompensacji, b) z kompensacją

a) b)

0 .0

0 .2

0 .4

0 .6

0 .8

1 .0

1 .2

0 .0 0 . 2 0 .4 0 . 6 0 .8 1 .0 1 .2 1 .4

t im e [ s ]

Pc [M

W]

0 .0 0

0 .2 0

0 .4 0

0 .6 0

0 .8 0

1 .0 0

1 .2 0

0 . 0 0 .2 0 .4 0 . 6 0 . 8 1 .0 1 .2 1 .4

t im e [ s ]

Pc [M

W]

Rys. 6. Zmiany wartości skutecznej napięcia w czasie zapadu a) bez kompensacji, b) z kompensacją



moc bierna moc czynna

- 0 .1

0 .0

0 .1

0 .2

0 .3

0 .4

0 .5

0 .6

0 .0 0 .2 0 .4 0 .6 0 .8 1 .0 1 .2 1 .4

t im e [ s ]

Qc

[MVA

r]

0 .0 0

0 .0 5

0 .1 0

0 .1 5

0 .2 0

0 . 0 0 .2 0 .4 0 . 6 0 . 8 1 .0 1 .2 1 .4

t im e [ s ]

Pc [M

W]

Rys. 7. Moce inwertera w czasie zapadu a) bez kompensacji, b) z kompensacją

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2


u LV

[pu]

a

b

c


Rys. 8. Kompensacja jednofazowych zapadów napięcia za pomocą źródła lokalnego połączonego

z siecią nn poprzez inwerter o małej przepustowości (LD = 1,.0 mH): a) bez kompensacji, b) z kompensacją w sieci z transformatorem o mocy 400 kVA,


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2


u LV

[pu]

ab c


Rys. 9. Kompensacja dwufazowych zapadów napięcia za pomocą źródła lokalnego połączonego z siecią

nn poprzez inwerter o małej przepustowości (LD = 1,.0 mH): a) bez kompensacji, b) z kompensacją w sieci z transformatorem o mocy 400 kVA,




a) b) 1 - p h a s e fa u l t (2 k m )

0 .0

0 .2

0 .4

0 .6

0 .8

1 .0

1 .2

1 .4

1 .0 1 .2 1 .4 1 .6 1 .8 2 .0 2 .2 2 .4

t im e

U [p

u]

1 -p h a s e fa u l t (2 k m )

0 .0

0 .2

0 .4

0 .6

0 .8

1 .0

1 .2

1 .4

1 .0 1 .2 1 .4 1 .6 1 .8 2 .0 2 .2 2 .4

t im e

U [p

u]

Rys. 10. Zapad napięcia na szynach niskiego napięcia podczas zwarcia jednofazowego w sieci

wysokiego napięcia w odległości 2 km od stacji B: a) bez kompensacji, b) z kompensacją

a) b) 2 -p h a s e fa u l t (2 k m )

0 .0

0 .2

0 .4

0 .6

0 .8

1 .0

1 .2

1 .4

1 .0 1 .2 1 .4 1 .6 1 .8 2 .0 2 .2 2 .4

t im e

U [p

u]

2 -p h a s e fa u l t (2 k m )

0 .0

0 .2

0 .4

0 .6

0 .8

1 .0

1 .2

1 .4

1 .0 1 .2 1 .4 1 .6 1 .8 2 .0 2 .2 2 .4

t im e

U [p

u]

Rys. 11. Zapad napięcia na szynach niskiego napięcia podczas zwarcia dwufazowego w sieci wysokiego

napięcia w odległości 2 km od stacji B: a) bez kompensacji, b) z kompensacją

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

voltage dips without compensation U[pu]

volta

ge d

ips

with

com

pens

atio

n U

[pu]

transformer400 kVA

transformer160 kVA

LD = 0.5 mHLD = 1.0 mH

Rys. 12. Kompensacja zapadów napiecia



Zagregowane wyniki badań Wyniki badań symulacyjnych pokazane na rys. 3, 4, 8 i 9 zostały połączone i przedstawione w postaci wspólnego wykresu na rysunku 12. Wykres ten ilustruje możliwości redukcji głębokości zapadów za pomocą lokalnego źródła energii połączonego z siecią za pomocą inwertera PWM. Z prezentowanych wyników badań jasno wynika, że zapady napięcia są najlepiej ograniczane (kompensowane) za pomocą inwertera o większej przepustowości pracującego w sieci o słabym powiązaniu z siecią średniego napięcia. WNIOSKI Badania symulacyjne wykazały, że inwertery PWM mogą być wykorzystane do kompensacji zapadów napięcia. Badania te jasno pokazują, że inwertery łączące lokalne źródła energii z siecią niskiego napięcia skutecznie mogą redukować zapady napięcia będące wynikiem zwarć w sieciach nadrzędnych (średniego i wysokiego napięcia). Inwetery o większej przepustowości są bardziej efektywne, chociaż możliwości skutecznej kompensacji zapadów napięcia przez inwertery źródeł lokalnych zależą od wielu innych czynników [9, 10]. Źródło o odpowiedniej mocy musi być aktywne w czasie zapadu, dlatego źródła okresowo wytwarzające moc czynną jak np. źródła fotowoltaiczne nie powinny być w tym celu wykorzystywane. Zastosowanie dodatkowych zasobników energii o odpowiedniej mocy, np. w postaci baterii akumulatorów może usunąć to ograniczenie. Zastosowany system sterowania musi monitorować napięcie sieci i szybko reagować na pojawienie się zapadu. Dla danego inwertera efektywność kompensacji zapadów napięcia zależy od impedancji łączącej sieci niskiego i średniego napięcia, określonej przez parametry zwarciowe transformatora rozdzielczego. Mogą wystąpić również ograniczenia prawne. Właściciel lokalnego źródła energii musi mieć prawo, możliwości i być skłonny użyczyć swoje urządzenie w celu ograniczenia zapadów napięcia. Ponadto przepisy powinny pozwalać operatorowi sieci wykorzystywać lokalne źródła energii do utrzymywania odpowiedniej jakości energii.

LITERATURA [1] Bollen M.H.J.: Understanding power quality problems. Voltage sags and interruptions, New

York: IEEE Press, 2000. [2] Dugan R.C., McGranaghan M.F., Beaty H.W.: Electrical Power Systems Quality, McGraw-

Hill, 1996. [3] Mienski R., Pawelek R., Wasiak I.: A Simulation Method for Estimating Supply Voltage

Dips in Electrical Power Networks, Proc. 9th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Orlando, Florida (USA), September 1-4..2000, pp. 739-744.

[4] Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Compatibility between equipment and supply with regards voltage dips and short interruptions. Part I: Determination of the supplying network characteristic. Electrical Power Quality and Utilisation, vol. 7, pp. 57-61, No. 2, 2001.

[5] Mieński R., Pawełek R., Wasiak I: A simulation method for stochastic assessment of supply voltage dips and short interruptions, Proc. 6th IASTED International Conference on Power and Energy Systems, Rhodes (Greece), July 3-6, 2001, pp. 366-371.

[6] EN 50160: Voltage Characteristics of Electricity Supplied by Public Distribution Systems, European Committee for Electrotechnical Standardisation (CENELEC), November 1994.

[7] Mienski R., Pawelek R., Wasiak I.: A Simulation Method for Evaluation of Short-Circuit Influence on Quality of the Supply Voltage”, Proc. 9th International Symposium on Short-Circuit Currents in Power Systems, Cracow (Poland), September 11-13, 2000, pp. 83-88.



[8] Introduction to PSCAD/EMTPDC, Manitoba HVDC Research Centre INC, March 31, 2000 [9] Espie P., Foote C.E.T., Burt G.M., McDonald J.R., Wasiak I., Mienski R.: Improving

Electrical Power Quality Using Distributed Generation: Part 1 – Assessing DG Impact & Capability, Proc. 7th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation, Cracow (Poland), September 17-19, 2003, pp. 593-600.

[10] Wasiak I., Mienski R., Pawelek R., Gburczyk P., Espie P., Burt G.M.: Improving Electrical Power Quality Using Distributed Generation: Part 2 – Case Studies, Proc. 7th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation, Cracow (Poland), September 17-19, 2003, pp. 601-608.



EMINARIUM TARGOWE


STRUKTURY WEWNĘTRZNE REGULATORÓW ŁADOWANIA DLA AUTONOMICZNYCH SYSTEMÓW PV

Wojciech GRZESIAK1

Słowa kluczowe: moduł fotowoltaiczny, akumulator, regulator ładowania Przedmiotem niniejszego opracowania są regulatory ładowania akumulatorów, stosowane w autonomicznych systemach PV, a w szczególności ich struktury wewnętrzne. Przedmiotem projektu jest rodzina regulatorów ładowania znajdujących zastosowanie w każdej autonomicznej instalacji fotowoltaicznej. Rola tych regulatorów jest zbliżona do roli regulatorów w elektrycznych instalacjach samochodowych, lecz w praktyce znacznie szersza, gdyż oprócz nadzoru stanu akumulatora obejmuje kontrolę i ewentualne przetwarzanie energii przychodzącej z modułu fotowoltaicznego, kontrolę wpływu obciążenia instalacji, kompensację wpływów temperatury, zależności czasowe włączania i wyłączania obciążenia za pośrednictwem własnego czujnika zmierzchowego itd. Te i wiele innych jeszcze funkcji regulatorów można elektronicznie realizować na wielorakie sposoby z pomocą tańszej techniki analogowej oraz droższej, choć bogatszej w możliwości – techniki cyfrowej. Z uwagi na zróżnicowane potrzeby rynku zespół badawczy w Krakowskim Oddziale ITE prowadzi równoległe prace nad realizacją rozwiązań analogowych i cyfrowych. Zespół ten dysponuje doświadczeniem i wiedzą w zakresie projektowania układów regulacji i ładowania, datującymi się jeszcze z okresu opracowywania regulatorów samochodowych. Regulator noszący potoczną nazwę regulatora ładowania, jest podstawowym elementem każdej autonomicznej instalacji fotowoltaicznej, służącym do powiązania ze sobą źródła energii, jakim jest moduł fotowoltaiczny oraz akumulatora energii elektrycznej, czyli przeważnie kwasowego akumulatora ołowiowego. Przez termin „powiązanie” rozumie się taki sposób wzajemnego połączenia modułu i akumulatora oraz takie środki do realizacji tego sposobu, które gwarantują maksymalną sprawność wykorzystania i gromadzenia pozyskiwanej energii fotowoltaicznej przy zachowaniu optymalnych dla akumulatora warunków ładowania i nadzoru stanu naładowania. Nadzór ten obejmuje z kolei także i energię elektryczną pobieraną z wyjścia instalacji, powodując w razie konieczności odcięcie poboru tej energii w przypadkach grożących nadmiernym rozładowaniem akumulatora, a w konsekwencji – jego zasiarczeniem. Każdy regulator ładowania winien zatem realizować wyżej wymienione główne zadania, oprócz których – zależnie od wymagań, stopnia skomplikowania i ceny – może dysponować funkcjami kompensacji temperatury, obecnością przetwornic DC/DC oraz wyłączników zmierzchowych, możliwościami dowolnej regulacji lub programowalności parametrów oraz mniej lub bardziej rozbudowanym systemem sygnalizacji stanu parametrów całej instalacji. Wspomniane wzajemne połączenie modułu fotowoltaicznego z akumulatorem, dokonywane za pośrednictwem regulatora – jest przedstawione blokowo na Rys.1. 1 Instytut Technologii Elektronowej – Oddział Kraków, ul. Zabłocie 39, 30-701 Kraków

Wojciech Grzesiak


Akumulator

WY

WY=

PrzetwornicaDC/AC

Regulatorładowania

Rys. 1.

W uproszczeniu zatem energia elektryczna prądu stałego wytworzona w module zostaje przekazana w sposób możliwie najbardziej racjonalny i bezstratny zarówno do akumulatora, jak i do obciążenia dołączonego do wyjścia WY. W razie potrzeby wyjście to może być wykorzystane do zasilania wejścia przetwornicy DC/AC, oferującej użytkownikowi napięcie przemienne np. 230V w zastępstwie napięcia sieci energetycznej. Praktykowane są również specjalne rozwiązania takiej przetwornicy umożliwiające przekazywanie i sprzedaż energii elektrycznej do tej sieci. Wyróżnić można wiele podziałów regulatorów ładowania z punktu widzenia zróżnicowania rozmaitych ich cech. Może więc chodzić tu o sposób regulacji wartości prądu przekazywanego do akumulatora i do obciążenia, o metody zabezpieczające akumulator przed nadmiernym rozładowaniem lub przed rozładowaniem prądem zwrotnym, o specjalne kształtowanie przebiegu prądu ładowania akumulatora w funkcji stanu naładowania oraz o bardzo ważną i obszerną problematykę optymalizacji wykorzystania mocy elektrycznej generowanej przez moduł, a przetwarzanej przez regulator. Osobnych podziałów regulatorów można dokonywać pod względem obecności lub braku określonych cech technicznych i funkcji, co jednak wiąże się już ze specjalistycznym punktem widzenia i potrzebami. Pod względem sposobu połączenia modułu i akumulatora oraz metody regulacji prądu w tak powstałym obwodzie wyróżnić można dwa podstawowe systemy, szeroko rozpowszechnione w praktyce (Rys.2.) W pierwszym z nich (a) zwanym równoległym akumulator ładowany jest pełnym prądem oferowanym przez moduł, gdy styk W jest otwarty. Warunkiem nieodzownym zaistnienia przepływu prądu ładowania jest przewyższenie SEM modułu powiększonej o spadek napięcia na diodzie D ponad SEM akumulatora. Dioda D jest niezbędnym zabezpieczeniem przed prądem zwrotnym, jaki mógłby popłynąć z akumulatora n.p. w warunkach niewielkiego oświetlenia modułu lub braku oświetlenia. Bardzo istotną jest rola styku W, którego zwarcie odcina dopływ prądu ładowania nawet mimo pełnego oświetlenia modułu, a rozwarcie umożliwia dopływ pełny. Regulacja średniej wartości tego prądu jest realizowana metodą szybkich kolejnych zwarć i rozwarć styku W, zachodzących z częstotliwością powtarzania zwykle od kilkudziesięciu do kilkuset Hz, przy czym zmienny i regulowany jest stosunek czasu zwarcia styku W do okresu powtarzania zadziałań. Oczywiście przy stosunku tym bliskim jedności prąd ładowania bliski jest zeru i na odwrót, a płynna zmiana tego stosunku od zera do jedności umożliwia też płynną regulację prądu ładowania od 100 do 0%.

STRUKTURY WEWNĘTRZNE REGULATORÓW …


Akumulator

D

W

Akumulator

W

a) b)

Rys. 2.

W drugim z systemów (b), zwanym szeregowym, pozornie prostszym układowo, warunkiem zaistnienia przepływu prądu ładowania jest zwarcie styku W i – oczywiście – przewyższenie SEM modułu nad SEM akumulatora. Przy rozwarciu styku W brak jest zarówno prądu ładowania jak i możliwości popłynięcia prądu zwrotnego. Podobnie jak i w przypadku ad a. średnia wartość prądu ładowania może być regulowana stosunkiem czasu zwarcia styku W do okresu powtarzania zadziałań, przy czym prąd średni rośnie wraz ze wzrostem tego stosunku i na odwrót. W praktyce w przypadkach zarówno ad a. jak i ad b. styk W zostaje zastąpiony bezinercyjnym elektronicznym elementem stykowym t. zn. tranzystorem typu MOS-Fet o rezystancji zwarcia rzędu miliomów, a rozwarcia – wielu MΩ, przy czym straty mocy przełączania są sprowadzone do minimum dzięki stromości przebiegu kluczowania. Zasadnicze znaczenie ma tu okoliczność, że do sterowania elektronicznej wersji klucza W zastosowana zostaje technika PWM (Pulse Width Modulation) polegająca na regulacji czasu trwania zwierania styku W, czyli ogólnie – regulacji czasu trwania pewnych roboczych impulsów sterujących tranzystor MOS-Fet. Czas ten jest funkcją określonego sygnału elektrycznego, wytworzonego na podstawie kontrolnego pomiaru napięcia akumulatora. Napięcie to oddziaływuje zwrotnie na czas zwierania styku wzgl. tranzystora W w kierunku pożądanym z punktu widzenia stanu naładowania akumulatora. Realizacja tego właśnie oddziaływania odbywać się może na drodze techniki analogowej lub cyfrowej z identycznym skutkiem, lecz za pomocą odmiennych metod. Od strony praktycznej systemy ad a. i ad b. działają bardzo podobnie w ostatecznym efekcie, lecz inny jest stopień trudności w elektronicznej realizacji styków W, mniejszy w systemie ad a. W tym z kolei mało „eleganckim” układowo, chociaż dopuszczalnym i często praktykowanym, jest bezpośrednie zwieranie modułu, dozwolone dzięki stosunkowo znacznej rezystancji wewnętrznej tego ostatniego, lecz nie preferowane przez producentów modułów. System ad b. jest wolny od strat mocy, wynikających z obecności diody wentylowej D, cechuje się jednak trudnościami układowymi w wysterowaniu tranzystora spełniającego rolę styku W. Zaletą jego jest mniejsze termiczne obciążenie modułu, aniżeli ma to miejsce w systemie ad a. Wspomniane analogowe lub cyfrowe drogi realizacji sterowania PWM są powszechnie stosowane w konstrukcji regulatorów ładowania, przy czym wersje tańsze i o uboższych innych jeszcze możliwościach stosują system równoległy oraz analogowe jego sterowanie. Przykładem może tu być popularny regulator typu RSS-02 opracowany w ITE O/Kraków, ceniony na rynku z racji bardzo dobrych parametrów i umiarkowanej ceny. Jego schemat blokowy przedstawia Rys.3, a widok zewnętrzny Rys.4.

Wojciech Grzesiak


Akumulator

Analogowy układkontrolno-sterujący

WY

Rys. 3.

Rys. 4.

Regulator RSS-02 jest urządzeniem uniwersalnym, stosowanym zarówno w instalacjach o znamionowym napięciu wyjściowym 12V jak i 24V. Przełączenie regulatora i dostosowanie do napięcia znamionowego danego systemu solarnego odbywa się automatycznie. Zadaniem regulatora jest: • nadzór nad procesem ładowania akumulatorów i niedopuszczenie do ich przeładowania • odłączanie obciążenia systemu z chwilą osiągnięcia minimalnego dopuszczalnego poziomu

naładowania akumulatora, co zapobiega procesowi pełnego rozładowania i zasiarczenia • załączanie obciążenia dopiero z chwilą osiągnięcia przez akumulator pewnego określonego

wymaganego poziomu naładowania

Dane techniczne: 12V lub 24V napięcie pracy regulatora 30A maks. wartość prądu ładowania z ogniwa fotowoltaicznego 30A maks. wartość prądu w odbiorniku energii 5mA maks. własny pobór prądu przez regulator



13,7±0,2V (27,4±0,4V) końcowe napięcie ładowania 11,1±0,2V (22,2±0,4V) napięcie odłączenia obciążenia 12,6±0,2V (25,2±0,4V) napięcie włączenia obciążenia 30A bezpiecznik topikowy -25OC÷+50OC zakres temperatury pracy 95x45x135mm wymiary ok. 500g waga

Wstępnie opracowane w ITE wersje regulatorów ładowania z mikroprocesorowymi układami kontrolno-sterującymi przedstawiono na Rys.5 i 6. Rys.5 pokazuje opracowanie wykorzystujące system a. regulacji prądu ładowania (Rys.2), natomiast Rys. 6 – system b., przy czym uwidoczniona tam dioda D1 jest użyta wyjątkowo z ubocznych powodów układowych.

Rys. 5.

Rys. 6.

Wojciech Grzesiak


Omówione pokrótce analogowe i cyfrowe układy z Rys.Rys.3,4 i 5 należą w sposób oczywisty do grupy konstrukcyjnej, w której SEM modułu fotowoltaicznego nie wiele przewyższa wzgl. jest rzędu nominalnego napięcia ładowanego akumulatora, współpracującego z danym regulatorem. W grupie tej zachodzi najprostszy, naturalny sposób przekazywania energii fotowoltaicznej do akumulatora, przy czym łatwo wykazać, że z reguły przekazanie to nie odbywa się z wykorzystaniem 100% energii oferowanej przez moduł. Szczególnie przy silnych oświetleniach modułu sprawność tego przekazania jest rzędu 70-80%, co wynika z energetycznego niedopasowania źródła tj. modułu oraz obciążenia czyli akumulatora. Warunkiem pełnego dopasowania byłoby zastosowanie elementu transformacji, jakim jest transformator w przypadku prądów przemiennych, a pewna wysokosprawna przetwornica DC/DC w przypadku opisywanym. Właśnie tego typu przetwornicą jest działający na zasadzie „step - down” układ źródła E, indukcyjności L, zwieracza Z, pojemności C oraz 2-ch diod D (Rys.7).

E

Z L

D

D

C Wy

Rys. 7.

Jego cechą jest wytwarzanie na wyjściu Wy napięcia proporcjonalnego do stosunku czasu zwarcia styku Z do okresu powtarzania tego zwierania, napięcia regulowanego od zera do 100%E ze sprawnością liczoną stosunkiem mocy wejściowej do wyjściowej przekraczającą 90%. Układ taki jest tym samym doskonałym transformatorem mocy DC/DC, nie wiele ustępującym klasycznemu transformatorowi w przypadku prądu przemiennego. Wprowadzenie zatem takiego układu do regulatorów wg.Rys.Rys.5 i 6 umożliwia dobranie zawsze optymalnego dopasowania mocy modułu i cech akumulatora, oczywiście pod warunkiem, że pewien skomplikowany mikroprocesorowy układ pomiarowy zrealizuje stosowne wysterowanie czasu zwierania styku Z (Rys. 7) na drodze wspomnianego już procesu PWM. Owo optymalne dopasowanie mocy nosi nazwę MPPT (Maximal Power Point Tracking) i stanowi aktualnie ostatnie słowo techniki niemal pełni oferowanej cennej energii fotowoltaicznej. Właśnie tego rodzaju własne opracowanie ITE o sprawności rzędu 93% przedstawia Rys. 8

Rys. 8.



Szczególną, choć oczywistą cechą wszystkich poprzednich regulatorów jest okoliczność, że proces ładowania akumulatora może zostać zapoczątkowany wyłącznie w warunkach, gdy SEM modułu fotowoltaicznego przewyższa SEM akumulatora. Praktyka uczy jednak, że energia fotowoltaiczna potencjalnie oferowana przez moduł słabiej oświetlony, a nie wykorzystywana z przyczyn jak wyżej – mogłaby pozwolić na znacznie wcześniejsze zapoczątkowanie ładowania akumulatora o świcie oraz znacznie późniejsze zakończenie o zmierzchu, gdyby tylko dokonać stosownej transformacji napięcia modułu na poziom przewyższający SEM akumulatora. Proces taki wymagałby zatem znów zastosowania układu elektrycznego, będącego odpowiednikiem transformatora dla napięć przemiennych, a powodującego podwyższanie stałego napięcia wyjściowego w stosunku do wejściowego. Takim układem jest zestaw z Rys.9 wykorzystujący efekt somoindukcji w cewce L w warunkach przerywania obwodu prądu stałego zwieraczem. Zaistniałe przepięcia poddane detekcji szczytowej w układzie D i C składają się na napięcie wyjściowe, mogące osiągać wartości znacznie przewyższające wejściowe ze sprawnością mocy również przekraczającą 90%

E Z

L D

C

Rys. 9.

Stosunek czasu zwierania styku Z do okresu zwierania decyduje o napięciu wyjściowym i regulowany jest podobnie jak w przypadku z rys.7 – sygnałem z mikroprocesorowego układu kontroli napięć modułu i akumulatora. Kompletny mikroprocesorowy układ regulatora ładowania o możliwościach ładowania w warunkach niskiego poziomu oświetlenia modułu, a zarazem z zachowaniem kryteriów MPP przedstawia rys.10. To opracowanie ITE nosi cechy pełnej oryginalności i nic zbliżonego nie udało się napotkać w odnośnej literaturze.

Rys. 10.

Wojciech Grzesiak


LITERATURA [1]. Wojciech Grzesiak, Tomasz Maj, Jerzy Początek, Jan Koprowski, „DC/AC and DC/DC Inverters”

Proc. XXIV IMAPS Conf. , Rytro 25-29.09.2000, p. 329-334. [2]. Wojciech Grzesiak, Tomasz Maj, Jerzy Początek, „An Intelligent Electronic System of a Reserve

Mains Voltage Source” Proc. XXIV IMAPS Conf. , Rytro 25-29.09.2000, p.321-323. [3]. M.Ciez, W. Grzesiak, W. Kalita, T. Maj, J. Początek “Selected Applications of Microcomputers in

Electric Energy Transformations in Low and Medium Power Devices”,5th Symposium on Microelectronic Technologies, Microsystems and MEMS, Pitesti, 7-9.06.2001, p.78-83.

[4]. MM.Ciez, W. Grzesiak, W. Kalita, T. Maj, J. Początek „Wybrane zastosowania mikroprocesorów w układach przetwarzania energii elektrycznej w urządzeniach małej i średniej mocy”, Elektronizacja 3/2002 s.2-6

[5]. Cież M., Grzesiak W., Początek J, Maj T., Kalita W., Sabat W.: “Microcomputer Equipped Sine- and Trapezoidal Output Wave DC/AC Inverters – Comparison of Features.”, Proc. of XXVI International Conference of IMAPS Poland Chapter, Warszawa, 25-27 wrzesień 2002, p. 130- 133

[6]. Grzesiak W., Cież M., Początek J., Zaraska W., Wietrzny K., Koprowski J.: “Photovoltaic Systems as the Clean Energy Source for the Present and for To-Morrow.”, Proc. of the 27th Int. Conference and Exhibition IMAPS - Poland 2003, Podlesice-Gliwice, Poland, 16-19 Sept. 2003 p. 303-311.

[7]. Grzesiak W., Początek J., Witek K., Wietrzny K., Koprowski J.: “Complete Solar Systems of Output Equipped with 230V 50Hz DC/AC Inverters.”, Proc. of the 27th Int. Conference and Exhibition IMAPS - Poland 2003, Podlesice-Gliwice, Poland, 16-19 Sept. 2003 p.162-164.

[8]. Grzesiak W., Początek J., Zaraska W., Wietrzny K.: ”Solar Home Station Systems.”, Proc. of the 27th Int. Conference and Exhibition IMAPS - Poland 2003, Podlesice-Gliwice, Poland, 16-19 Sept. 2003 p.165-167.

[9]. W.Grzesiak, M.Cież, S.Nowak, J.Początek, W.Zaraska, K.Wietrzny, “Zastosowanie diod elektroluminescencyjnych o wysokiej luminacji w systemach oświetleniowych, zwłaszcza fotowoltaicznych”, Konferencja LED, Warszawa 21.03.2003, publikacja na CD-ISBN 83-917944-0-7

[10]. Grzesiak W., Cież M., Początek J., Zaraska W., Wietrzny K., Koprowski J.:” Systemy fotowoltaiczne jako źródło czystej energii na dzisiaj i na jutro”, XVII Szkoła Optoelektroniki. "Fotowoltaika - ogniwa słoneczne i detektory", Kazimierz Dolny, 13-16.10.2003 (referat)

[11]. Grzesiak W., Cież M., Początek J., Zaraska W., Wietrzny K.: „Solar Electric Lighting Systems Utilizing Tungsten Bulbs or LED’s of High Brightness”, XVII Szkoła Optoelektroniki "Fotowoltaika - ogniwa słoneczne i detektory", Kazimierz Dolny, 13-16.10.2003

[12]. Grzesiak W., Początek J., Witek K., Wietrzny K., Koprowski J.: ”Complete Solar Systems of Output Equipped with 230V 50 Hz DC/AC Inverters” XVII Szkoła Optoelektroniki "Fotowoltaika - ogniwa słoneczne i detektory", Kazimierz Dolny, 13-16.10.2003

[13]. Grzesiak W., Początek J., Zaraska W., Wietrzny K.: ”Solar Home Station Systems”, XVII Szkoła Optoelektroniki "Fotowoltaika - ogniwa słoneczne i detektory", Kazimierz Dolny, 13-16.10.2003

[14]. Grzesiak W., Maj T., Początek J., Wietrzny K.:” Solar Regulators Equipped with One-chip Microcomputer”, XVII Szkoła Optoelektroniki "Fotowoltaika - ogniwa słoneczne i detektory", Kazimierz Dolny, 13-16.10.2003

[15]. W. Grzesiak, M. Cież, T. Maj, J. Początek, K. Witek, W. Zaraska: „Praktyczne aspekty zastosowania hiperjasnych diod LED w systemach oświetleniowych, zwłaszcza fotowoltaicznych”, 2 Konferencja LED publikacja na CD, ISBN 83-917-944-3-1, Warszawa, 12.03.2004 (referat)

[16]. W. Grzesiak, M. Ciez ,T. Maj, W.Zaraska, K. Wietrzny, „Solar Regulators Equipped With One-Chip Microcomputer”, 19th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Paris, France, 6-10.06.2004

[17]. WW. Grzesiak, M. Cież ,T. Maj, J. Początek, K. Wietrzny: „Applications of One-Chip Microcomputers in Solar Charge Controllers”, Proc. of the 28th Int. Conference and Exhibition IMAPS - Poland 2004, Wrocław, Poland, 26-29.09.2004, p. 245-248

[18]. W. Grzesiak, M. Cież , J. Początek, W. Zaraska, K. Wietrzny: „Solar Electric Lighting Systems Utilizing LEDs of High Brightness”, Proc. of the 28th Int. Conference and Exhibition IMAPS - Poland 2004, Wrocław, Poland, 26-29.09.2004, p.253-256

[19]. W. Zaraska, P. Thor, M. Lipiński, M. Cież, W. Grzesiak, J. Początek: „Design and Fabrication of Neurostimulator Implants Selected Problems”, Proc. of the 28th Int. Conference and Exhibition IMAPS - Poland 2004, Wrocław, Poland, 26-29.09.2004, p. 430-435



[20]. W. Grzesiak, M. Cież, T. Maj, J. Początek, K. Witek, W. Zaraska, K. Wietrzny: „Hiperjasne diody LED – nowe ekologiczne źródła światła”, Materiały konferencyjne, III Krajowa Konferencja Naukowo-Techniczna „Ekologia w Elektronice”, Warszawa, 30.09-1.10.2004,p.237-248 (referat)

[21]. www.iverter.pl

Wojciech Grzesiak


Documents

#10 Kraków