#8 Wrocław

“EAZ a LPQI”, Wrocław, 27 stycznia 2004 r.

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

LEONARDO

Roman TargoszPolskie Centrum Promocji Miedzi S.A.

NOWE SYSTEMOWE PODEJŚCIE DO WIEDZY NA TEMAT JAKOŚCI ZASILANIAInicjatywa wspierana przez Komisję Europejską, Europejski Instytut Miedzi, objęta PolskimPartnerstwem Jakości Zasilania

1. Co nas skłoniło do zainicjowania działań w sferze jakości zasilania w ramach programuLEONARDO?

Koszty niskiej jakości zasilania coraz częściej stają się sprawą najważniejszej wagi dlaprzemysłu i firm usługowych. Około 50% budynków doświadcza poważnych problemów z jakościązasilania. Praktycznie żaden budynek nie jest zasilany idealnie. Niska jakość zasilania kosztujeprzemysł europejski dziesiątki miliardów EURO rocznie.

2. Co to jest Inicjatywa LPQI?

Inicjatywa programu Leonardo dotycząca Jakości Zasilania jest programem edukacyjnymprzeznaczonym dla osób i instytucji decydujących o zastosowaniu różnych technologii w dziedzinieinstalacji elektrycznych. Dzięki temu programowi mogą one rozpoznać, zdiagnozować i ocenićproblemy związane z jakością zasilania oraz kompatybilnością elektromagnetyczną występujące winstalacjach niskiego napięcia.

1


3. Jakie są narzędzia LPQI?

♦ Poradnik Jakości Zasilania, unikalne źródło informacji publikowane w częściach, w sumieobejmujące ponad 40 zeszytów. Części wstępne poradnika są dostępne w sieci internetowej.

♦ Stronę internetową, www.lpqi.org, z możliwością nauki korespondencyjnej tj. wykładamipoświęconymi poszczególnym zagadnieniom, prezentacje ze slajdami oraz bibliotekę, a takżeporadnik w formie odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania (FAQ), forum dyskusyjne iporady specjalistów *.

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

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

4. Definicja jakości energii:

“Zbiór warunków, które umożliwiają funkcjonowanie systemów elektrycznych zgodnie z ichprzeznaczeniem bez widocznej utraty cech funkcjonalnych i trwałości.”

C. Sankaran

Wśród warunków, o których mowa w definicji jest znajomość zagadnień, które definiująsystemy elektryczne.

Pomimo wysiłków zmierzających do poprawy jakości energii ze strony jej dostawców,poprawy odporności i emisyjności urządzeń, lepszych rozwiązań w zakresie technik pomiarowych iwreszcie rozwiązań redukujących lub zapobiegających skutkom zaburzeń, problemy związane zjakością energii nie nikną a wręcz eskalują. Przyczyną takiego stanu rzeczy jest oczywiście rosnącaliczba obciążeń stwarzających takie problemy ale w nie mniejszym stopniu nie optymalnerozwiązywanie problemów jakości energii wiążące się z brakiem dostatecznej wiedzy na ten temat.

Wiedzę o jakości energii można scharakteryzować następująco:• luka edukacyjna dla dorosłych,• niedostatek praktycznych, niekomercyjnych i obiektywnych źródeł wiedzy o jakości energii, • brak platformy komunikacyjnej dla praktyków, specjalistów a z drugiej strony poszukujących

rozwiązań w dziedzinie jakości energii.

Reasumując; problemy tej natury są stosunkowo nowe. Wiedza na ich temat, choć bogatanie została dotąd we właściwy sposób upowszechniona. LEONARDO ma tę lukę uzupełnić.

5. Poradnik jakości zasilania

1.1 Wstep 1.2 Poradnik samodzielnej oceny jakości zasilania 2.1 Koszty niskiej jakosci zasilania

* efekty te, jak i projekt są rozwijane etapami i większość z nich będzie w pełni dostępna w 2003 i 2004roku.*

2


3.1. Przyczyny powstawania i skutki dzialania

3.2.2 Rzeczywista wartość skuteczna - jedyny prawdziwy wyznacznik 3.3.1 Filtry pasywne 3.3.3 Filtry aktywne3.5.1 Wymiarowanie przewodu neutralnego4.1 Odporność, Pewność, Redundancja Zasilania 4.3.1 Niezawodność zasilania4.5.1 Odporność w budynku z dużą ilością sprzętu IT 5.1 Zapady napięcia - Wprowadzenie 5.1.3 Wprowadzenie do asymetrii 5.2.1 Obsluga zapobiegawcza - Klucz do jakosci zasilania 5.3.2 Zapobieganie zapadom napięcia5.5.1 Studium przypadku – ciągłe procesy produkcyjne 6.1 Systemowe Podejście do Uziemienia 6.3.1. Systemy uziemień – podstawy projektowania

3


• Wstęp

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

• Poradnik zamodzielnej oceny jakości zasilania

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

• Koszty niskiej jakości zasilania

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

• Harmoniczne – Przyczyny powstawania i skutki działania

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

• Rzeczywista wartość skuteczna – jedyny prawdziwy wyznacznik

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

• Filtry pasywne

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

• Filtry aktywne

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

• Wymiarowanie przewodu neutralnego

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

• Odporność. Pewność i niezawodność zasilania

Co to jest niezawodność. Jak ją mierzymy i ile wynosi w praktyce. Jakiej niezawodnościnaprawdę potrzebujemy. Jak zwiększać niezawodność. Wprowadzenie do całego rozdziałuna ten temat.

• Niezawodność zasilania – informacje podstawowe

4


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

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

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

• Zapady napięcia

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

• Wprowadzenie do asymetrii

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

• Obsługa predyjcyjna – klucz do jakości energii. Filtry aktywne

Najlepszym sposobem minimalizacji kosztów jest zapobieganie negatywnym zjawiskom anie naprawa ich skutków. Ciągłe monitorowanie wielu parametrów może znacznie ułatwićwczesną diagnozę niektórych problemów jakości energii, które mogą wywoływać poważne wskutkach awarie

• Zapobieganie zapadom napięcia

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

• Studium przypadku – zapady napięcia w ciągłym procesie produkcyjnym

Zapady napięcia mogą katastrofalnie wpływać na niektóre procesy produkcyjne.Zilustrowano to na przykładzie procesu produkcji dzianiny. Ich zapobieganiu mogą służyćrozwiązania sieciowe i te w systemie zasilania odbiorcy. Analiza przypadku wymieniarozwiązania i analizuje pod względem ekonomicznym

• Systemowe podejście do uziemienia

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

• Systemy uziemień

5


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

6. Strona internetowa

W 11 wersjach językowych. Łącznie ponad 10.000 stron. Część ogólna i część z obszaremrezerwowanym – absolutnie bezpłatna.

7. Koszty jakości energii

Koszty jakości energii stały u podstaw inicjatywy edukacyjnej Leonardo. 8 czerwca 2000

roku odbyła się w Brukseli konferencja, na której sformułowano wniosek, że koszty zwiazane z

jakością energii mają oddziaływanie na tyle powszechne i na taką miarę, że potrzebna jest

inicjatywa edulkacyjna, która uruchomi praktyczne poradnictwo dla środowiska, które doświadcza

takich problemów i nie potrafi sobie z nimi w optymalny sposób poradzić.

Oblicza się, że problemy związane z jakością zasilania kosztują przemysł i handel Europejaki około

100 miliardów EURO rocznie, gdy tymczasem nakłady na środki zapobiegające powstawaniu tych

problemów są mniejsze niż 5% tych kosztów. Powstaje zasadnicze pytanie: „Ile pieniędzy należy

6

http://www.lpqi.org


zainwestować w działania zapobiegawcze, aby zminimalizować ryzyko awarii?", Odpowiedź na to

pytanie zależy od charakteru prowadzonej działalności. Po pierwsze trzeba zrozumieć naturę

problemu i ocenić jak dany problem wpływa na działalność firmy oraz jakie mogą być potencjalne

straty.

Rodzaje kosztów

Istnieje kilka podziałów kosztów. Z perspektywy użytkownika najbardziej oczywisty to podziął nakoszty wewnętrzne i zewnetrzne . Bardziej ogólny podział kosztów wygląda następująco

Zaburzenia a kosztyOddziaływanie różnych zaburzeń i odkształceń prądów i napięć nie jest jednakowe. Częstopowoduje przemijające ale dokuczliwe problemy. Nieraz doprowadza do natychmiastowej awarii,w innych przypadkach efekty się kumulują i awaria następuje później a jej następstwa sąpoważniejsze.

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

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

• Zmiany napięcia zasilającego • Niestabilność procesów przemysłowych, przedwczesne zużycie urządzeń

(również w efekcie niesymetrii), migotanie światła

7

Koszty odległe utraty przychoduKoszty utraty rynku i odtworzenia marki

Ewakuacja

Związane z produkcjąZwiązane z bezpieczeństwem osób i mieniaZwiązane ze stratami

Niedogodności związane z transportemStrata czasu na wypoczynekPogorszenie warunków bytowaniaNarażenie zdrowia lub strach

SPOŁECZNEGOSPODARCZE

BEZPOŚREDNIE

POŚREDNIE


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

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

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

Ryzyko ze strony problemów jakości zasilania jest bardzo poważne nawet dla sektorów niekorzystających z wysokorozwiniętych technologii, ponieważ naraża i takie sektory na duże stratyfinansowe. Z drugiej strony zapobieganie powstawaniu takich problemów jest stosunkowo tanie iobejmuje różne działania od zastosowania prostych i sprawdzonych reguł projektowych poinstalowanie szeroko dostępnych urządzeń, sytemów i rozwiazań jakości energii. Projekt Leonardotakie reguły projektowe i działania prezentuje.

8. WnioskiJakość energii to obszar bardzo szeroki, którego ranga ciągle wzrasta, obejmujący

kilkanaście a może kilkadziesiąt szeroko zarysowanych problemów, dla których można wymienićjeszcze większą liczbę rozwiązań. Tak ważne jest zatem systemowe podejście do jakości energii ikompleksowości tego zjawiska:§ poprzez wnikliwą analizę i zrozumienie jego istoty w każdym jednym przypadku§ przez szeroko rozumianą edukację i uwrażliwienie na zjawisko, aby w konsekwencji

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

elementów systemowego podejścia do jakości energii. Cykl seminaryjny został podzielony nanastępujące części:

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

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

8


Jakość energii elektrycznej (parametry, pomiary, ocena) wyzwaniem dla automatyki elektroenergetycznej

Zbigniew HanzelkaAkademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. Wprowadzenie

Energia elektryczna ulega degradacji pod wpływem zaburzeń elektromagnetycznych, a więczjawisk, które sprawiają, że wartości wybranych liczbowych wskaźników – cech jakości energii -różnią się od znamionowych, odnoszących się do stanów ustalonych z przebiegami sinusoidalniezmiennymi, występującymi w symetrycznych układach wielofazowych.

Zbiór podstawowych zaburzeń elektromagnetycznych składających się na współczesnerozumienie jakości energii zawiera: zmiany częstotliwości, zmiany wartości skutecznej napięcia,zapady i wzrosty napięcia, krótkie przerwy w zasilaniu, wahania napięcia, odkształcenieprzebiegów napięć i prądów oraz ich asymetrię. Przykłady najpowszechniejszych zaburzeńelektromagnetycznych przedstawiono na rysunku 1.

zapad napięcia krótka przerwa wzasilaniu

wahania napięcia

wzrost napięcia odkształcenie przebieguczasowego

asymetria

Rys. 1. Przykłady najczęściej rozważanych zaburzeń elektromagnetycznych

Zgodnie z rankingiem opracowanym przez ESKOM (Południowa Afryka) izaakceptowanym przez międzynarodowe grono ekspertów, za najważniejsze zaburzeniaelektromagnetyczne (mierzone wielkością technicznych i gospodarczych skutków) uznano: dlaodbiorców przemysłowych - zapady napięcia, przerwy w zasilaniu (długie i krótkie), wartośćnapięcia, harmoniczne, przepięcia, asymetrię, wahania napięcia, zmiany częstotliwości; a dlaodbiorców komunalnych – wartość napięcia, zapady napięcia, wahania napięcia, przerwy wzasilaniu, przepięcia, harmoniczne, asymetrię i zmiany częstotliwości.

W dalszej części artykułu ograniczono się do zapadów napięcia, jako zaburzeniawystępującego w obydwu rankingach na czołowym miejscu, starając się na jego przykładzie

9


wykazać znaczenie układów automatyki elektroenergetycznej w identyfikacji przyczyny orazeliminacji skutków.

W drugiej części artykułu poruszono zagadnienia pomiarów wskaźników jakości energii,pomiarów, które mogą być realizowane za pomocą wielu współczesnych układów automatykielektroenergetycznej.

2. Zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu

Przykładowy przebieg zapadu napięcia przedstawiono na rysunku 2. W większościprzypadków jako zapad napięcia przyjmuje się nagłe zmniejszenie wartości skutecznej napięcia dopoziomu zawartego pomiędzy 90 % i 10 % UN, po którym, po krótkim okresie czasu, następujepowrót do wartości znamionowej. Przyjmuje się także, że czas trwania zaburzenia wynosi od 10 msdo 1 min. (niekiedy 3 min.). Względna amplituda zapadu napięcia ( U %) jest definiowana jakoróżnica pomiędzy minimalną skuteczną wartością napięcia podczas zapadu (U) i napięciemznamionowym wyrażona w procentach.

Większość metod opisujących zapad napięcia stosuje dwa parametry ilościowe: amplitudę(napięcie resztkowe – minimalna wartość napięcia podczas zaburzenia) oraz czas trwaniazaburzenia.

Rys. 2. Przykładowy zapad napięcia i krótka przerwa w zasilaniu

2.1. Źródła zapadów napięcia

Główną przyczyną zapadów napięcia są zwarcia występujące w systemieelektroenergetycznym. Wywołują przepływ bardzo dużych prądów i w następstwie duże spadkinapięć na impedancjach sieci zasilającej. Systemy zabezpieczeń są tak projektowane, abyograniczyć liczbę odbiorców którzy doświadczają skutków tego zaburzenia. Działanie bezpiecznikalub wyłącznika odłącza część systemu od źródła zasilania. W przypadku radialnego systemu,oznacza to przerwę w zasilaniu dla wszystkich odbiorców poniżej punktu przerwania obwodu. Wprzypadku sieci oczkowej, dla eliminacji zwarcia, konieczna jest przerwa w więcej niż jednympunkcie. Odbiorcy przyłączeni do odłączonego segmentu sieci doświadczą przerwy w zasilaniu.

10


2.2. Czas trwania zapadu napięcia

Jest zdeterminowany głównie szybkością działania urządzeń zabezpieczających. Są nimibezpieczniki i wyłączniki sterowane za pomocą różnego rodzaju styczników i przekaźników.Charakterystyki i nastawy urządzeń zabezpieczających są stopniowane i koordynowane tak, abyzwarcie stwierdzone przez kilka urządzeń zabezpieczających zostało wyeliminowane w najbardziejwłaściwym punkcie systemu zasilającego (najczęściej najbliżej miejsca zwarcia). Wiele zwarć jesteliminowanych w czasie 100-500 ms. Krótsze czasy można osiągnąć w przypadku zwarć w liniachprzesyłowych, podczas gdy zwarcia w sieciach rozdzielczych mogą być eliminowane wolniej.

2.3. Wartość zapadu napięcia

Zależna jest od „elektrycznej” odległości rozważanego punktu systemu w relacji do miejscazwarcia i źródła (źródeł) zasilania. Im bliżej rozważanego punktu zlokalizowane jest miejscezwarcia, tym mniejsza jest wartość napięcia resztkowego. Z drugiej strony, im rozważany punktznajduje się bliżej źródła zasilania (ogólnie źródła energii, którym może być także bateriakondensatorów, akumulatorów, maszyna wirująca itp.) tym mniejsza jest redukcja napięcia podczaszaburzenia.

Niezależnie od działań izolujących miejsce zwarcia, podejmowane są często dalsze operacjełączeniowe, ręczne lub automatyczne, w celu redukcji liczby odbiorców doświadczających przerwyw zasilaniu. Tak więc pojedyncze zwarcie może rozpocząć złożoną sekwencje łączeń,powodujących u odbiorców serię przerw o różnym czasie trwania. W zależności od struktury sieci,lokalizacji indywidualnych odbiorców względem miejsca zwarcia i czasu działania zabezpieczeń,część odbiorców doświadczy niewielkich zapadów, natomiast część odzyska zasilanie dopiero pozakończeniu usuwania awarii, co niekiedy może trwać bardzo długo.

2.4. Automatyka samoczynnego powtórnego załączania (SPZ)

W celu zwiększenia niezawodności zasilania w systemach elektroenergetycznych stosowanesą układy samoczynnego powtórnego załączania. Doświadczenia eksploatacyjne napowietrznychsieci elektroenergetycznych pokazują, że liczba zwarć przemijających kształtuje się na poziomeokoło 70 % wszystkich zaistniałych zaburzeń o charakterze zwarciowym, a źródłem ich powstaniasą najczęściej wyładowania atmosferyczne. Zjawisko to zostało wykorzystane do budowy układówsamoczynnego powtórnego załączenia. Po wyłączeniu linii przez automatykę zabezpieczeniową,następuje jej ponowne załączenie po krótkiej beznapięciowej przerwie, potrzebnej na dejonizacjęprzestrzeni połukowej. W przypadku elektroenergetycznych sieci przemysłowych zastosowanieautomatyki SPZ ogranicza się praktycznie do głównych linii zasilających łączących GPZ-ty zenergetyką zawodowa. Przyczyną takiego stanu rzeczy jest fakt, że zazwyczaj elektroenergetycznasieć przemysłowa jest siecią kablową, a zwarcia na liniach kablowych maja charakter trwały(następuje trwałe uszkodzenie izolacji) i stosowanie SPZ powodowałoby w większości przypadkówpowtórne załączenie linii na zwarcie, co wyłącznie pogłębiłoby stan awaryjny.

Inaczej jest w przypadku sieci przesyłowej i rozdzielczej. Operacja ponownego załączeniamoże być ponawiana kilkakrotnie (w zależności od przyjętej praktyki eliminacji zwarć), aż dosamoczynnej eliminacji zwarcia lub do pozostawienia wyłącznika w stanie otwartym, jeżeli zwarciema charakter trwały. Należy jednakże zauważyć, że każda operacja łączenia systemu SPZ na zwartyobwód daje w rezultacie zapad napięcia (rys. 3)

11


Rys. 3. Zapady napięcia wywoływane działaniemSPZ

W większości znanych kontraktów na dostawę energii elektrycznej wzajemne zobowiązaniadostawcy względem odbiorcy uzależnione są (w Polsce – będą zależne w przyszłości) od liczbyzapadów. Tak więc działanie SPZ mogłoby być w tym kontekście niekorzystne z punktu widzeniadostawcy energii. Sposobem na eliminację tej niedogodności jest stosowanie agregacji czasowejzapadów. Ten rodzaj agregacji jest szczególnie ważny, bowiem rezygnacja z jego stosowaniamogłaby prowadzić do pogorszenia pewności zasilania na skutek zaniechania stosowania SPZ.

2.5. Agregacja czasowa

Polega na traktowaniu sekwencji zapadów napięcia występujących kolejno z określonąprzerwą czasową (w określonym przedziale czasu) jako jedno zaburzenie. Zwykle przyjmuje sięjako długość dopuszczalnej przerwy pomiędzy zaburzeniami, czas nie mniejszy niż cykl działaniaSPZ - (np. 100 ms jako odległość pomiędzy kolejnymi zapadami – Francja, 1,5 min – Szwecja, 3min. – Hiszpania). Dyskusja nad czasem „okna czasowego” jest ciągle aktualna. Odpowiedz zależyod celu dla którego ten rodzaj agregacji jest wprowadzany. Jeżeli jest nią chęć uniknięcia (usunięcieze statystyki) wielokrotnych zaburzeń spowodowanych automatycznym ponownym załączaniem,czasowa agregacja do kilku sekund powinna być wystarczająca. Jeżeli agregacja jest stosowana wcelu bardziej precyzyjnego przedstawienia wpływu na sprzęt, akceptowalne będzie „okno” do kilkuminut. Najczęściej stosuje się stały cykl obserwacji zaczynający się początkiem zaburzenia wpierwszej fazie. Od tego momentu liczony jest czas, którego wartość uzależniona jest międzyinnymi od sekwencji działania zabezpieczeń. W praktyce czas ten określony jest warunkamikontraktu, indywidualnie dla każdego odbiorcy. Dla przemysłu chemicznego może on wynosićnawet kilka dni. Jeżeli w tym czasie wystąpi zapad, nie ma on żadnego znaczenia, bowiem procestechnologiczny i tak nie jest realizowany. Odbiorca, u którego ponowny rozruch procesuprodukcyjnego trwa np. 5 h nie będzie ponosił dodatkowych kosztów związanych zzagwarantowaniem braku kolejnego zapadu napięcia 5 minut po pierwszym który przerwał proces.Z tej przyczyny to odbiorca powinien określić przedział czasu, który jest istotny w jego przypadku.

2.6. Redukcja czasu eliminacji zwarcia

Nie oznacza zmniejszenia liczby zwarć (tym samym zapadów napięcia), lecz tylkozłagodzenie ich skutków. Nie wpływa także na liczbę lub czas trwania przerwy w zasilaniu. Tenostatni jest bowiem zależny jedynie od szybkości z jaką następuje powrót zasilania.

12


Podstawowy sposób redukcji czasu zwarcia polega na stosowaniu bezpieczników zograniczeniem prądu. Są one zdolne do eliminacji zwarcia w bardzo krótkim czasie (jednegopółokresu). Zmniejszenie prądu zwarcia i skrócenie czasu jego występowania zasadniczo ograniczaczas trwania zapadu (rzadko więcej niż jeden okres napięcia).

Istnieją także wyłączniki, które nie oferują wprawdzie tak krótkich czasów reakcji, leczznacząco zmniejszają wartość prądu zwarcia w czasie 1-2 okresów. Istotnym ograniczeniemstosowania tych rozwiązań (tylko dla sieci nn i SN) jest ich maksymalne napięcie pracy -kilkadziesiąt kV. Obecny stan rozwoju łączników półprzewodnikowych stwarza realneperspektywy ich zastosowania w przyszłości także w obwodach WN. Czas eliminacji zwarcia to nietylko czas potrzebny na otwarcie wyłącznika. To także czas niezbędny dla wypracowania decyzjiodłączenia.

W sieciach najwyższych napięć stosowane są niekiedy dla eliminacji najbardziejpowszechnych zwarć jednofazowe SPZ (nie w Polsce). Po stwierdzeniu takiego charakteru zwarcianastępuje odłączenie tylko jednej zwartej fazy (opóźnienie około 100 ms) po czym po upływiepewnego czasu (np. około 1,5 s) następuje cykl pracy SPZ. System zabezpieczenia sieciprzesyłowych przed zwarciami jest oparty na zastosowaniu przekaźników odległościowych, którychzasada działania uzależnienia czas aktywacji od lokalizacji zwarcia w systemie. Obliczenieimpedancji pozwala określić odległość od miejsca zwarcia. W zależności od wyniku tych obliczeńwydawany jest rozkaz natychmiastowego wyłączenia (rozkaz pierwszego stopnia), jeżeli zwarcieznajduje się w pierwszych np. 80 % długości zabezpieczanej linii lub opóźniony rozkaz wyłączenia(drugiego stopnia), jeżeli zwarcie wystąpiło w większej odległości od rozważanego punktu.

2.7. Automatyka samoczynnego załączania rezerwy (SZR)

W sieciach przemysłowych podstawowym elementem zwiększającym niezawodnośćzasilania odbiorców jest układ SZR. Działanie tego układu polega na samoczynnym przełączaniuodbiorników z zasilania podstawowego na zasilanie rezerwowe w przypadku stwierdzenia przezukład kontroli napięcia jego obniżenia poniżej zadanej wartości progowej. Warunkami niezawodnejpracy układów SZR jest niezależność źródła rezerwowego przeznaczonego do pracy w SZR. Wpraktyce czasy przełączeń elektromechanicznych SZR zawarte są w przedziale od ułamków sekunddo pojedynczych sekund, w zależności od stosowanego rozwiązania technicznego i rodzajuzabezpieczanych odbiorców. Są to czasy, które dla wielu współczesnych odbiorników są zbytdługie i w efekcie SZR nie jest wstanie zapewnić ciągłości ich pracy. Korzystną alternatywą sąpółprzewodnikowe SZR.

2.7.1 Szybkie energoelektroniczne układy przełączające1

Rozwiązanie to jest stosowane w sieciach zarówno średniego jak i niskiego napięcia. Wukładzie jak na rysunku 4 łączniki półprzewodnikowe zastosowane w miejsce układówmechanicznych mogą wykonać operacja przełączenia pomiędzy alternatywnymi źródłami zasilaniaw czasie nie dłuższym niż 5 ms. W większości przypadków jest to czas wystarczający dlazagwarantowania nieprzerwanej pracy nawet bardzo czułych odbiorników podczas zaburzeńwystępujących w systemie zasilającym tj. zapady i wzrosty napięcia oraz krótkie przerwy wzasilaniu.1 Ang. static transfer switches – STS.

13


Rys. 4. Schemat ideowy energoelektronicznego SZR

Układ (rys. 4) zawiera łączniki półprzewodnikowe prądu przemiennego – dwa przeciw-równolegle połączone tyrystory2; mechaniczny bypass załączany automatycznie w stanachprzeciążeniowych lub w przypadku uszkodzenia łączników półprzewodnikowych oraz łączniki„izolacyjne” dla ochrony półprzewodników podczas prac serwisowych. W normalnych warunkachpracy krytyczny odbiornik jest zasilany z głównego źródła zasilania poprzez łącznikpółprzewodnikowy 1 (rys. 4). Łączniki bypass i łącznik alternatywnego źródła są otwarte. Wprzypadku wystąpienia zaburzenia w napięciach źródła podstawowego następuje automatycznewyłączenie łącznika 1 i po odpowiednim czasie zadanym przez układ sterowania następujezałączenie alternatywnego źródła zasilania łącznikiem 2. Przełączenie nie będzie realizowane,jeżeli system sterowania wykryje stan zwarcia lub nadmiernego wzrostu obciążenia, jeżeliwskaźniki jakości alternatywnego źródła zasilania są niewłaściwe, napięcia obydwu systemów niesą zsynchronizowane itp. Problem detekcji zaburzenia jest różnie rozwiązywany w oferowanychukładach.

Rysunek 5 przedstawia przykładowe przebiegi napięć odbiornika i zaburzonego zasilaniadla wybranej fazy podczas procesu łączenia. Widać wyraźnie szybkość i skuteczność działaniaomawianego rozwiązania.

Na rysunku 6 przedstawiono przykładowy układ oferowany na rynku o wartościachznamionowych (skutecznych) napięcia i prądu odpowiednio: 5-38 kV (międzyfazowe) i 200-1200A.

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

14

Łącznikbypass

Alternatywne źródło zasilaniaGłówne źródło zasilania

Krytyczne odbiorniki

Łączniki „izolacyjne”

Łącznikbypass 1 2


2.7.2. Wyłączniki półprzewodnikowe3

Przeznaczone są do przerywania przepływu prądu, także prądu zwarciowego, a więcrealizują inną, w porównaniu z STS, funkcję. Jeżeli w ich konstrukcji zastosowano tyrystory GTO,prąd może być wyłączony praktycznie w każdej chwili przebiegu czasowego. Nie ma potrzebyoczekiwania na naturalne przejście prądu przez wartość zerową. Cztery główne obszary ichstosowania to: funkcja STS w układzie jak na rysunku 7a; łączniki operacyjne i zabezpieczeniowew układach STATCOM i układach gromadzenia energii dużych i bardzo dużych mocy;ograniczniki prądów; łączniki międzysekcyjne (rys. 7).

Rys. 5. Przykładowe przebiegi napięcia wybranejfazy podczas procesu łączenia: zaburzone napięcie

zasilania głównego (góra), alternatywnego (środek) iodbiornika (dół)

Rys. 6. Przykładowe praktyczne wykonanieSTS [1]

Rys. 7. (a) Dwa SSB w układzie szybkiego przełączania; (b) SSB jako łącznik sekcyjny[1]

3 Ang. solid state breakers – SSB.

15

Źródło 1 Źródło 2

Odbiornik

SterowanieOdbiornik

Źródło 1 Źródło 2


2.7.3. Automatyka samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO)

Niektóre zakłady, ze względu na bezpieczeństwo prowadzonych procesów technologicznychsą szczególnie wrażliwe na przypadek całkowitej utraty zasilania, który może być związany z dużąawarią sieci lub załamaniem się systemu elektroenergetycznego. Zakłady tego typu zazwyczajdysponują własnymi źródłami zasilania w postaci np. elektrociepłowni przemysłowych. Pozwala tona stworzenie układu pracy wewnętrznej sieci elektroenergetycznej umożliwiającej bezpiecznewyłączenie instalacji technologicznych w przypadku awarii w zewnętrznym systemieelektroenergetycznym. Podstawą takiego rozwiązania jest układ SCO, który reaguje na spadekczęstotliwości sieci oraz kierunek przepływu mocy czynnej, powodując odcięcie sieci wewnętrznejod zewnętrznego systemu elektroenergetycznego oraz wyłączenie w odpowiedniej, ustalonejwcześniej kolejności, części odbiorników tak, aby zrównoważyć chwilowy bilans mocy zakładu izapewnić zasilanie najbardziej newralgicznym odbiorcom technologicznym.

2.8. Oddziaływanie zapadów napięcia na urządzenia automatyki

Nie należy zapominać, ze układy automatyki doświadczają także negatywne skutkiwystępowania zapadów. Stąd konieczność zagwarantowania tym systemom odpowiedniego stopniaodporności. A oto wybrane przykłady ilustrujące tę tezę.

Styczniki i przekaźnikiNiezależnie od aplikacji występuje zawsze problem, gdy stycznik/przekaźnik rozłączy się w

sposób nieplanowany podczas zaburzenia elektromagnetycznego. Prowadzi to zwykle doniekontrolowanego przerwania procesu. Wielu wytwórców podaje, że ich styczniki odpadają przy50 % napięcia znamionowego UN, jeżeli te warunki trwają dłużej niż jeden okres. Te danezmieniają się w zależności od producenta, lecz w praktyce nieprawidłowość ich działania występujeczęsto już przy 70 %UN lub więcej.

Sprzęt informatyczny/układy sterowania Układy mikroprocesorowe stosowane obecnie powszechnie do sterowania są wyjątkowo

czułe na zapady napięcia. Większość sprzętu informatycznego ma wbudowane detektory uszkodzeńi zewnętrznych zaburzeń w celu ochrony danych w wewnętrznej pamięci (w tym równieżprogramowo zapisaną procedurę reakcji na zapady i krótkie przerwy w zasilaniu gwarantującązachowanie danych i poprawną pracę po powrocie napięcia) lub ze względów bezpieczeństwa (braktransmisji lub błędne rozkazy w przypadku sterowania dużymi procesami).

Ten rodzaj sprzętu jest bardziej czuły na stopniowe zmiany napięcia (zmniejszanie) niż nanagłą przerwę zasilania. Niektóre detektory uszkodzeń nie reagują dostatecznie szybko nastopniowe zmniejszanie napięcia zasilającego. Wówczas stałe napięcie wyjściowe zasilaczy możezmniejszyć się do poziomu niższego niż minimalne dopuszczalne napięcie pracy, zanim detektoruszkodzenia zostanie pobudzony. W efekcie dane będą utracone lub błędne. Po powrocie napięciasprzęt taki może nie być zdolny do poprawnego ponownego startu i może wymagaćprzeprogramowania. O odporności sprzętu komputerowego na zmiany wartości skutecznej napięciainformuje tzw. charakterystyka ITIC4 (dawniej CBEMA5 - rys. 17). Zgodnie z tą charakterystyką

4 Information Technology Industry Council (ITIC) – http://www.itic.org.5 Computer Business Manufactureres.

16


sprzęt informatycznego (komputery, elementy sieci komputerowych itp.) powinien być zdolny dotolerowania ustalonych zmian napięcia zawartych w przedziale 90-110 % wartości znamionowej.

Sterowanie realizowane przez programowalne sterowniki logiczne PLC (ang.Programmable Logic Controller) można przedstawić w postaci czterech podstawowych krokówfunkcjonalnych: czytanie danych wejściowych (moduł wejściowy); rozwiązywanie programusterowania (CPU); samodiagnostyka (CPU); modyfikacja stanów wyjść zgodnie z programem(moduł wyjściowy). Zapady napięcia mogą oddziaływać na CPU, karty I/O i także na poziomylogiczne PLC podczas realizacji każdego z wyróżnionych kroków. Każde z tych potencjalnychmiejsc zakłócenia może przerwać ciągłość całego procesu. Czas cyklu, czyli czas potrzebny dorealizacji wszystkich czterech kroków może nie przekraczać kilkunastu ms, a więc może byćwspółmierny z czasem występowania zaburzeń.

Jednym ze „słabszych” elementów w PLC jest jego zasilacz. Jest to typowy układ zasilanynapięciem przemiennym, które przekształca (najczęściej impulsowo) w napięcie stałe zasilającepozostałe elementy PLC. Odporność zasilacza zależy głównie od wymaganego stopnia stabilizacjistałego napięcia wyjściowego oraz od energii zgromadzonej w jego kondensatorach. Niekiedyurządzenia I/O są lokalizowane w pobliżu urządzeń wykonawczych w celu minimalizacjiwymaganego okablowania, pracując np. jako koncentratory danych. Wówczas krytycznymipunktami stają się również ich zasilacze, tym bardziej, że w większości instalacji CPU manajczęściej gwarantowane bezprzerwowe zasilanie realizowane za pomocą UPS, natomiast niezawsze jest tak w przypadku koncentratorów.

System I/O tworzy interface pomiędzy urządzeniami peryferyjnymi – zewnętrznymi asterownikiem. Wejściowe urządzenia tj. przyciski, czujniki są hardwerowo połączone zsterownikiem. Powszechny jest dyskretny charakter wejść. Napięcia progowe w oparciu o któreustalona jest wartość sygnału logicznego – 0 lub 1 – nie są normalizowane. Np., jeżeli zapadnapięcia spowoduje w czasie kilku okresów obniżenie wartości sygnału wejściowego, możewyniknąć problem właściwego rozpoznania stanu logicznego.

3. Pomiary

Wymagają dużej liczby przyrządów, długiego czasu monitorowania w celu stworzeniawiarygodnej i użytecznej dla celów prognozowania bazy danych i są w związku z tym kosztowne.Ponieważ większość współczesnych urządzeń zabezpieczających i wiele systemów automatykiwyposażonych jest dodatkowo w opcje oceny jakości zasilania stanowią one nieocenioną pomocjako narzędzie ciągłego monitorowania warunków pracy sieci zasilającej6. W przypadku zapadównapięcia wykonują ciągłą rejestrację napięć w przypadku, gdy ich wartość przekroczy zadanepoziomy graniczne. Pomiar prądów fazowych (uzasadniony analizą innych zaburzeń np.harmonicznych) może dostarczyć wielu istotnych informacji np. pomóc w lokalizacji źródłazaburzenia. Jeżeli nastąpi przekroczenie wartości granicznych rejestrowane są wartości skutecznenapięć we wszystkich kanałach pomiarowych w czasie trwania zaburzenia oraz wartości chwilowenapięć z zadanej liczby okresów poprzedzających i następujących po początku i końcu zaburzenia.Korzystne jest, gdy pozyskane w ten sposób dane są następnie przekazywane do centralnegoservera i na bieżąco przetwarzane przez odpowiednie oprogramowanie wspomagające, a rezultatydostępne dla użytkownika on-line.

6 Istnienie opcji rejestracji wskaźników jakości zasilania warto przyjąć jako kryterium wyboru urządzeń automatyki naetapie ich instalowania.

17


3.1. Zasady pomiarów

Pomiary parametrów jakości energii elektrycznej to jeden z najważniejszych problemów wtej tak intensywnie rozwijającej się obecnie dziedzinie współczesnej elektrotechniki. Trudno wkrótkim czasie i w tekście o ograniczonej objętości przekazać wyczerpujące informacje dotyczącetych zagadnień. Dlatego za cel niniejszej publikacji przyjęto przedstawienie jedynie kilkuwybranych aspektów dotyczących pomiarowej identyfikacji stanu jakości energii ze szczególnymuwzględnieniem tych problemów, które między innymi musi rozstrzygnąć specjalista dokonującyzakupu miernika przeznaczonego do tego celu.

3.2. Rodzaje przyrządów

Pierwszym i zarazem zasadniczym problemem jest przyszły cel stosowania przyrządu.Warunkuje on bowiem wybór z pośród wielu oferowanych obecnie na rynku i ma zasadniczywpływ na cenę urządzenia. Potencjalny nabywca musi rozstrzygnąć, czy potrzebuje przyrząduprzeznaczonego do pomiaru jednego, wybranego parametru energii, czy też poszukuje miernikaumożliwiającego pomiar wielu (wszystkich?) wskaźników jej jakości. Może wybrać z pośródtrzech podstawowych rodzajów przyrządów pomiarowych. Są to mierniki:

- dla celów diagnostyki;- dla celów standaryzacji i opisu ilościowego zjawiska, również dla celów kontraktowych;- dla celów statystycznych.

Musi podjąć również drugą decyzję. Jaki przyrząd jest mu potrzebny, przyjmując za kryteriumdokładność realizowanego pomiaru. Z tego punktu widzenia mierniki możemy podzielić na (wg.IEC 61000-4-30):

- klasy A o dużej dokładności, przeznaczone do pracy w warunkach laboratoryjnych, jakoprzyrządy wzorcowe, do oceny spełnienia (lub nie spełnienia) warunków kontraktu nadostawę energii elektrycznej itp.

- klasy B, o mniejszej dokładności, traktowane jako wskaźniki stanu jakości energii.

3.3. Przyrządy przeznaczone do celów diagnostycznych

Ten rodzaj przyrządu monitoruje w dłuższym okresie czasu nietypowe stany siecizasilającej. Jeżeli one wystąpią, uruchamia wówczas rejestrację przebiegu (-ów) wybranejwielkości, umożliwiając często użytkownikowi zapoznanie się również ze stanem sieci tuż przedwystąpieniem zaburzenia. Specjaliści z dziedziny jakości energii stosują rejestracje dla realizacji co najmniej sześciu celów:

§ identyfikacji charakterystycznych cech zaburzenia które może powodować brakkompatybilności z czułymi odbiornikami;

§ identyfikacji przyczyny lub źródła zaburzenia;§ lokalizacji przyczyny lub źródła zaburzenia;§ wyboru odpowiedniego rozwiązania zabezpieczającego przed skutkami zaburzenia;§ weryfikacji poprawności pracy zastosowanego zabezpieczenia przed skutkami zaburzenia

18


§ prognozowania przyszłych potencjalnych problemów związanych z jakością energiielektrycznej i poprawy sytuacji jeszcze na wstępnym etapie, przed wystąpieniempoważniejszych skutków.

Często do realizacji tych celów stosowane bywają przyrządy umożliwiające wyłącznieprezentację aktualnego stanu sieci. Nie jest to właściwe postępowanie. Są to bowiem typowewskaźniki stanu - w danym miejscu i czasie - których pomiary obarczone są najczęściej dużymbłędem. Można je wykorzystać dla szybkiej oceny stopnia potencjalnego zagrożenia. Z pewnościąnie mogą pełnić roli właściwego przyrządu diagnostycznego7.

Przedstawione w dalszej części rejestracje są dokumentacją typowych przypadków zdziedziny jakości energii elektrycznej. Najbardziej powszechną ich formą są rejestracje przebiegówczasowych napięć i prądów. Inne sposoby prezentacji tj. np. histogramy itp. bywają równieżstosowane, lecz znacznie rzadziej. Skala czasu tych rejestracji zmienia się, w zależności odrozważanego przypadku, od około ms do 30 dni. Często przyrząd pomiarowy dokonujeautomatycznego wyboru czasu rejestracji dostosowując go do rozważanego przypadku związanegoz jakością energii w oparciu o jego cechy charakterystyczne oraz czas występowania.

Istnieje powszechna akceptacja dla stwierdzenia, że prawidłowa rejestracja winnaprzedstawiać przebieg rejestrowanego sygnału przed (około 25% całkowitej rejestracji), w trakcie ipo wystąpieniu zjawiska związanego z analizowanym zaburzeniem.

Rozważmy przykładowo prosty przypadek przedstawiony na rysunku 8. Typowa rejestracjatakiego przypadku prezentuje wartość skuteczną napięcia około 0,5s przed i kilka sekund powystąpieniu zaburzenia. Na podstawie tej rejestracji specjalista ds. jakości energii elektrycznejpowinien określić przyczynę/źródło zaburzenia: zwarcie w systemie zasilania, lokalne zwarcie uodbiorcy, rozruch silnika, wystąpienie przerwy w zasilaniu, duże obciążenie rezystancyjne itp.

Rys. 8. Zapad napięcia o określonej amplitudzie iczasie trwania

Założono, że zapad ma cechy typowe dla rozruchu dużego silnika. Specjalista powinienokreślić czy silnik jest przyłączony powyżej (w głębi systemu zasilającego (rys. 9, prąd malejepodczas zapadu) czy też poniżej punktu w którym dokonywana jest rejestracja (rys. 10, prąd narastapodczas zapadu). Jeżeli punkt ten jest równocześnie miejscem dokonywania rozliczeń pomiędzydostawcą i odbiorcą specjalista rozstrzyga odpowiedzialność jednej ze stron za skutki zaburzenia. Załóżmy, że silnik jest „wewnątrz” instalacji odbiorcy. Zarejestrowany przebieg zjawiska powinienbyć podstawą odpowiedzi na przykładowe pytania:

7 Faktem jest, że analizatory parametrów jakości energii działające on-line stają się coraz częściej standardowymwyposażeniem rozdzielni. Ich obecność jest odzwierciedleniem znaczenia problematyki jakości energii wewspółczesnej technice.

19


§ czy prąd rozruchu nie przekracza dopuszczalnej obciążalności prądowej instalacji wewnętrznejodbiorcy (rozwiązanie: np. zwiększyć przekrój przewodów);

§ czy moc transformatora nie jest zbyt mała (rozwiązanie: zwiększyć moc znamionowątransformatora);

§ czy zastosowanie np. „soft-startu” będzie odpowiednim rozwiązaniem;§ czy należy zastosować stabilizator napięcia np. transformator ferrorezonansowy. W przypadku

tego rozwiązania rejestracja jest również podstawą wyznaczenia pożądanej charakterystykitransformatora, a po jego zainstalowaniu podstawą oceny prawidłowości jego działania.

Rejestracje mogą być dla specjalisty źródłem wiedzy dla celów prognozowanianiebezpieczeństwa wystąpienia awarii np. uszkodzenia styków w przełączniku zaczepówtransformatora które wkrótce ulegną uszkodzeniu (rejestracja wskazuje na rozwijające się zjawiskołukowe), uszkodzenia (lecz jeszcze nie w stopniu eliminującym go całkowicie z pracy)przekształtnika w napędzie elektrycznym, itp.Mimo, że wielu specjalistów potrafi i często tak czyni, identyfikować typowe przypadki związane zjakością energii na podstawie tylko przebiegów napięcia, należy stwierdzić, że rejestracjeprzebiegów prądu mogą w znaczącym stopniu zwiększyć zakres i precyzję czynionych na ichpodstawie ustaleń. Rejestracje przedstawione na rysunkach 9 i 10 są tego najlepszym przykładem8.

Rys. 9. Przyczyna zapadu po stronie dostawcy energii Rys. 10. Przyczyna zapadu po stronie odbiorcy energii

Prawidłowe wnioskowanie na podstawie zarejestrowanych przebiegów nie zawsze jest łatwei jednoznaczne. Przyrząd nie rozwiązuje wszystkich problemów, zasadniczą rolę odgrywa tuwiedza i doświadczenie osoby interpretującej wyniki pomiaru, specjalisty ds. jakości energii. A otokilka przykładów stanowiących dowód tej tezy.

Rysunek 11 przedstawia typowy przypadek załamań komutacyjnych napięciaspowodowanych pracą przekształtnika. Problem ten jest rozwiązywany poprzez wprowadzeniereaktancji indukcyjnej pomiędzy zaciski napędu i system zasilający (dławik lub transformatorwejściowy). Nie zawsze jednakże stany przejściowe w napięciu są spowodowane pracąprzekształtników.

8 Rejestracja prądu jest również niezbędna do identyfikacji np. źródła wyższych harmonicznych w systemiezasilającym. Pozwala bowiem odpowiedzieć na pytanie, czy źródło to znajduje się poniżej czy powyżej punktuwykonywania pomiarów.

20


Rys. 11. Przykład stanów przejściowych w napięciuwywołanych pracą urządzeń energoelektronicznych.

Rysunek 12 przedstawia również przebiegi z zaburzeń w napięciu. Jednakże w tymprzypadku ich przyczyna jest zupełnie inna. Te zaburzenia zostały spowodowane złym połączeniemw transformatorze rozdzielczym. Należy zauważyć, że stany przejściowe nie występują w tychsamych chwilach czasu jak na rysunku 11. Czy z tego przebiegu wynika z całą pewnością, żeprzyczyną jest utrata połączenia? Wnioskując tylko na podstawie rysunku 12a nie jest tojednoznaczne. W rozważanym przypadku utrata połączenia ulegała dalszej destrukcji i wkrótceprzyczyna załamań była już bardziej ewidentna, jak widać na rysunku 12b. Po kilku dniachtransformator uległ zniszczeniu na skutek utraty wewnętrznego połączenia.

(a)(b)

Rys. 12. Stany przejściowe w napięciu spowodowane utratą galwanicznego połączenia: (a) stan początkowy; (b)dalsza degradacja połączenia

W wielu przypadkach informacja na temat potencjalnej groźby uszkodzenia może byćodczytana poprzez uważną obserwację prądu jak na rysunku 13. Można zauważyć, że zaburzenie wnapięciu występuje w tym samym czasie, w którym prąd przechodzi przez wartość zerową. Tasytuacja wskazuje na zanikanie prądu spowodowane utratą ciągłości obwodu elektrycznego. Widaćrównież, że stan ten trwa kilka stopni (licząc w mierze kątowej). Także napięcie nie jest zakłóconedokładnie przy jego przejściu przez zero ponieważ nie jest ono w fazie z prądem ze względu naindukcyjny współczynnik mocy typowy dla ogromnej większości odbiorników przemysłowych.Można podjąć próbę sformułowania ogólnej zasady pozwalającej rozpoznawać utratę ciągłościobwodu elektrycznego jako przyczynę zakłócenia.

Jeżeli zaburzenie w napięciu występuje w tym samym czasie, co przejście prądu przez wartośćzerową wówczas takie warunki wskazują na możliwość utraty połączenia galwanicznego lubrozwarcie obwodu elektrycznego.

21


Rys. 13. Przebiegi napięcia i prądu dlaprzypadku, w którym występuje utrata

ciągłości obwodu elektrycznego

Rys. 14. Stan przejściowy w napięciuwywołany uszkodzeniem izolacji kabla

Można modyfikować tę regułę dla obwodów z indukcyjnym (pojemnościowym)współczynnikiem mocy uznając, że utrata połączenia jest sygnalizowana wówczas gdy zakłóceniew napięciu występuje po (przed) przejściu przebiegu czasowego przez wartość zerową.

Inny przykład przedstawiono na rysunku 14, gdzie zaburzenie występuje w szczycienapięcia zasilającego. Ten szczególny przypadek był spowodowany uszkodzeniem izolacji kabla.Typowo, awaria takiego kabla zaczyna się małym prądem upływu i postępuje w miarę dalszejdegradacji izolacji. Ten proces może trwać wiele dni zanim nastąpi ostateczne jej zniszczenie.Doświadczenia wskazują, że taki przebieg zaburzający jest typowy dla początków zwarcia wkablach niskiego napięcia. Można więc sformułować tezę:

Gdy zaburzenia w napięciu występują w szczycie jego czasowego przebiegu zwykle jest tospowodowane uszkodzeniem izolacji.

Jest to logiczne, ponieważ największy napięciowy stres dla izolacji występuje właśnie wtym punkcie. Jednakże zanim ta bardzo wygodna reguła zostanie uznana za prawdziwą, należyrozważyć przebieg jak na rysunku 15a. Przedstawia on zaburzenie w napięciu podczas załączaniadużej baterii kondensatorów. W tym przypadku zaburzenie występuje także w szczycie napięcia,lecz związane jest z przebiegami oscylacyjnymi, co jest charakterystyczne dla tego procesułączeniowego. Rysunek 15b przedstawia to samo zjawisko, lecz „widziane” z pewnej odległości odmiejsca przyłączenia baterii. Tym razem nie towarzyszą mu oscylacyjne przebiegi ze względu na

22


tłumienie związane z „elektryczną odległością”. Stąd można wyciągnąć dość oczywisty i słusznywniosek, że w systemie elektroenergetycznym stosunkowo łatwo rozchodzą się zaburzenia niskichczęstotliwości, natomiast zaburzenia wysokich częstotliwości (powyżej 10 kHz) są zwykle silnietłumione wraz ze wzrostem odległości od miejsca ich zainicjowania.

Teraz dopiero można sformułować ostateczną regułę umożliwiającą identyfikacjęuszkodzenia izolacji. Będzie ona po tym doświadczeniu brzmiała:

Zaburzenie w napięciu, które występuje w pobliżu szczytowej wartości i powoduje nagłe jegozmniejszenie do wartości bliskiej zero może wskazywać na uszkodzenie kabli i innych rodzajówizolacji.

(a) (b)Rys. 15. (a) Typowe zaburzenie napięcia towarzyszące łączeniu baterii kondensatorów; (b) to samo zjawisko widziane

z pewnej „elektrycznej” odległości od miejsca przyłączenia

Istnieje jednakże wiele wyjątków od tej reguły. Rysunek 16 przedstawia przykładowyprzebieg czasowy napięcia na wyjściu zasilacza przeznaczonego do zasilania sprzętu biurowegomałej mocy (120V, 15A). Na jego podstawie działanie urządzenia uznano za nieprawidłowe.Jednakże, gdy przebieg ten został przesłany do producenta, ocenił on, że ten rodzaj zaburzenia niespowoduje zakłóceń w pracy komputerów. Nie wypowiedział się na temat poprawności pracyzasilacza.

Rys. 16. Przykładowy przebieg czasowynapięcia na wyjściu zasilacza sprzętu

biurowego

23


Podsumowując można stwierdzić, że pewne rodzaje zaburzeń mogą wywoływaćcharakterystyczne „znakami” w przebiegu czasowym napięcia. Jednakże równocześnie pewienrodzaj „znaków” może mieć wiele różnych możliwych przyczyn. Nie istnieją tu łatwe ijednoznaczne reguły.

Istotnym elementem podczas interpretowania zarejestrowanych przebiegów czasowych jestwiedza na temat lokalizacji przyrządu, sąsiednich odbiorników, a przede wszystkim wiedza idoświadczenie wykonawcy pomiarów.

3.4. Grupowanie wyników pomiarów

Niektóre przyrządy pomiarowe umożliwiają zbiorczą prezentację wszystkich przypadkówzaburzenia tego samego rodzaju. Wielu użytkowników uważa ten sposób za najwłaściwszy przycharakteryzowaniu jakości energii w dłuższym okresie czasu.

Przykładem takiej prezentacji mogą być zapady napięcia przedstawione przykładowo narysunku 17. Zwykle są prezentowane w układzie współrzędnych: amplituda – czas trwaniazaburzenia, co umożliwia ich porównanie z publikowanymi charakterystykami czułości sprzętu.Jedną z najbardziej popularnych jest charakterystyka dotycząca sprzętu informatycznego CBEMA.

Rys. 17. Zaburzenia w napięciu zasilającym na tle charakterystyki czułości sprzętu informatycznego (CBEMA)

Na rysunku 17 przedstawiono przykładowo 74 przypadki zapadów napięcia. 44 z pośródnich znajdują się poza obszarem bezpiecznej pracy wyznaczonym charakterystyką CBEMA. Możnawięc przypuszczać, że spowodują one zakłócenia w pracy sprzętu informatycznego. Niestety, możetu wystąpić wiele błędów interpretacyjnych. Np. niektóre przyrządy podają wyniki pomiarówoddzielnie dla każdej fazy. W efekcie tego jedno trójfazowe zaburzenie będzie przedstawiane nacharakterystyce trzy razy, jeżeli jego amplituda będzie mniejsza od założonej wartości progowej.

Bardzo istotne jest, aby sposób prezentacji zarejestrowanych wyników pomiarów byłzrozumiały i zgodny z oczekiwaniami użytkownika. Z tych powodów w omawianym przypadkuzapadów napięcia niektóre przyrządy umożliwiają realizację zadanej przez użytkownika agregacji(grupowania) wyników. Pozwala to opracowywać uzyskane wyniki pomiarów zgodnie z istotnymidla użytkownika kryteriami np. w odniesieniu do najgorszego „fazowego przypadku”. Jest tozagadnienie bardzo ważne z punktu widzenia kontraktów na dostawę energii elektrycznej).

24


3.5. Pomiary dla celów normalizacji i kontraktów

Ten rodzaj pomiarów wykonuje się głównie w celu dokładnego:

- określenia emisji zaburzeń badanego urządzenia (istotne z punktu widzenia producenta sprzętu iużytkownika);

- określenie odporności badanego urządzenia na zdefiniowany rodzaj i wartość zaburzenia(istotne z punktu widzenia producenta sprzętu i użytkownika);

- określenia wartości zaburzeń w wyróżnionym punkcie sieci zasilającej i porównanie zzadanymi normami i przepisami poziomami kompatybilności (istotne przy wydawaniuwarunków technicznych przyłączenia oraz przy rozstrzyganiu postanowień kontraktowych).

W takich przypadkach bardzo ważne jest precyzyjne i jednoznaczne określenie procedurypomiarowej, dokładności pomiaru, warunków środowiskowych itp., a więc opisanie wszystkichczynników wpływających na wynik pomiaru, które mogłyby różnicować jego rezultaty. W dalszej części przedstawiono, jako przykłady niezbędnej precyzji sformułowań, procedurępomiarową wybranej wielkości charakteryzującej jakość energii elektrycznej.

3.6. Pomiar wartości skutecznej napięcia9

Przyrząd mierzy wartość skuteczną napięcia TrmsU - w przedziale czasu T zgodnie z definicją:

-

T

Trms dttuT

U0

2)(1

gdzie u(t) jest przebiegiem czasowym. Dla przyrządu klasy A, na wejście którego przyłączonoreferencyjny sygnał napięciowy, wartość błędu nie powinna przekroczyć 0,1%. Dla przyrządu klasy B, na wejście którego przyłączono referencyjny sygnał napięciowy, wartośćbłędu powinna być określona przez producenta, lecz w żadnym przypadku nie powinna przekroczyć1,0%.

Sposób organizacji pomiaru

Powinny być zastosowane następujące przedziały pomiarowe (okna pomiarowe): 200 ms – 3 s – 10min – 2 h. Dla systemu jednofazowego otrzymywana jest jedna wartość skuteczna dla każdego zpodanych przedziałów. Dla systemów trójfazowych trójprzewodowych są to trzy wartościskuteczne dla każdego przedziału odpowiadające trzem napięciom międzyfazowym (sześć dlaukładu czteroprzewodowego).

200 ms pomiarCzas całkowania T jest równy 10 okresom 50 Hz-wego przebiegu czasowego. Poprzezpróbkowanie napięcia w przetworniku A/C, uzyskuje się N chwilowych wartości napięcia (u) w

9 Analogiczne wielkości należy zdefiniować dla prądu. Istnieją jednakże wątpliwości, co do traktowania prądu jakowielkości fizycznej związanej z jakością energii elektrycznej. Przeważa poglćd, że jakość energii to jakość napięcia.Prąd – w tym rozumieniu – jest jedynie wielkością ułatwiającą diagnostykę zaburzeń.

25


czasie każdego kolejnego, nie zachodzącego na poprzedni dwustumilisekundowego przedziałuczasu. Wartość skuteczna jest wyznaczana zgodnie z zależnością:

N

uU

N

imsrms

-- 1

2

200

Dla przyrządu klasy A:

§ Dla pomiaru jednofazowego, jeżeli wyznaczona wartość jest większa niż 150 %UN lubmniejsza niż 50 %UN wówczas ten wynik pomiaru jest oznaczany jako uzyskany wzaburzonych warunkach zasilania.

§ Dla pomiaru trójfazowego, jeżeli którakolwiek z wyznaczonych wartości jest większa niż150 %UN lub mniejsza niż 50 %UN wówczas wszystkie wyniki pomiaru są oznaczane jakouzyskane w zaburzonych warunkach zasilania.

3s pomiarWartość dla tego przedziału (3 s) jest wyznaczana na podstawie wartości skutecznych 200-

milisekundowych. Jest ona uaktualniana dla każdego kolejnego 3 s przedziału, przy czym oknapomiarowe nie zachodzą na siebie. Jeżeli osiem lub więcej z piętnastu dwustumilisekundowychwartości są prawidłowe (zmierzone w nie zaburzonych warunkach zasilania) wówczas pomiar 3-sekundowy jest traktowany jako prawidłowy i wyznaczany z zależności:

15

15

1

2200

3

--

-- imsrms

srms

UU

W przeciwnym przypadku wynik pomiaru powinien być oznaczony jako uzyskany w zaburzonychwarunkach zasilania.

10 min pomiarWartość dla tego przedziału (10 min) jest wyznaczana na podstawie wartości skutecznych 3-sekundowych. Jest ona uaktualniana dla każdego kolejnego dziesięciominutowego przedziału, przyczym okna pomiarowe nie zachodzą na siebie. Jeżeli 100 lub więcej z dwustu 3-sekundowychwartości są prawidłowe (zmierzone w nie zaburzonych warunkach zasilania) wówczas pomiardziesięciominutowy jest traktowany jako prawidłowy i wyznaczany z zależności:

200

200

1

23

min10

--

-- isrms

rms

UU

2h pomiarWartość dla tego przedziału (2h) jest wyznaczana na podstawie wartości skutecznych 10-minutowych. Jest ona uaktualniana dla każdego kolejnego dwugodzinnego przedziału, przy czymokna pomiarowe nie zachodzą na siebie. Jeżeli sześć lub więcej z dwunastu 10-minutowychwartości są prawidłowe (zmierzone w nie zaburzonych warunkach zasilania) wówczas pomiardwugodzinny jest traktowany jako prawidłowy i wyznaczany z zależności:

26


12

12

1

2min10

2

--

-- irms

hrms

UU

UWAGA - Dla przyrządów klasy B wejściowe sygnały mogą być poddane filtracji w celuwyeliminowania harmonicznych o rzędach powyżej 13.

Postanowienia kontraktowe

Czas pomiaru co najmniej jeden tydzieńSposób przyłączenia przyrządu dowolny lecz odpowiadający konfiguracji sieci zasilającej

Interpretacja wyników pomiaru z punktu widzenia kontraktu

Ocena powinna być oparta na 10-minutowych wartościach. Jako charakterystyczny indekswyliczana jest wartość min10--rmsU występująca w ciągu tygodnia z prawdopodobieństwem 95%.Wartość te jest porównywana z postanowieniami kontraktowymi.

Pomiar wartości skutecznej napięcia przedstawiono jedynie jako przykład. Pomiarpozostałych wskaźników, w tym w szczególności wahań napięcia i odkształcenia napięć iprądów wymaga oddzielnego omówienie.

3.7. Pomiary dla celów statystycznych

Pomiar zapadów napięcia i krótkich przerw w zasilaniu jest przykładem tej grupypomiarów która prócz znaczenia diagnostycznego, normalizacyjnego ma również znaczeniestatystyczne. Opracowane statystycznie wyniki tych pomiarów są obecnie w wielu krajachpodstawą formułowania postanowień kontraktowych. Do ich interpretacji wymagany jestrównocześnie cały zbiór danych dodatkowych. Bez szczegółowych informacji o konfiguracji siecizasilającej, zastępczych impedancjach poszczególnych elementów systemu, sposobie skojarzeniauzwojeń transformatorów itp. jest trudno (jeżeli w ogóle jest to możliwe) przewidzieć dokładnieskutki zapadów napięcia. Jedynym wiarygodnym sposobem pozostaje pomiar wykonany w miejscuplanowanego przyłączenia nowego urządzenia lub w węzłowych punktach rozważanej siecizasilającej. Znajomość liczby i kształtu zaburzeń jest zasadnicza dla analizy skutków, wyboruefektywnych środków zaradczych, kontroli warunków kontraktu na dostawę energii, analizyporównawczej stanu w różnych przedsiębiorstwach energetycznych itp.

Współczesny miernik zapadów napięcia jest obecnie prawie wyłącznie układem cyfrowym.Podstawowe urządzenie monitoruje w sposób ciągły, równocześnie trzy napięcia (w wersjitrójfazowej) i rejestruje zaburzone ich wartości. Użytkownik analizuje wyniki, często stosującdedykowany software w celu wyznaczenia czasu i amplitudy zapadów. Przyrząd luboprogramowanie realizuje także często analizę statystyczną wyników pomiaru. Może to byćrealizowane on- lub off-line. Znajomość statystyki zaburzeń jest bardzo istotnym przyczynkiem do

27


diagnostyki. Przykładowo, środki zaradcze będą różne w zależności od tego czy dominują krótkiezapady w dużej ilości, czy też długie niezbyt częste10.

Zastosowana w przyrządzie metoda pomiaru amplitudy i czasu trwania zaburzenia, detekcjiposzczególnych przypadków i liczenia zapadów powinna być odpowiednia dla jej standaryzacji (awięc powtarzalności z żądaną dokładnością). Powinny być również zaproponowane metodygrupowania wyników. Zwykle metody pomiarowe zapadów zawierają kilka modułówprzedstawionych schematycznie na rysunku 18.

Rys. 18 Schemat ideowy organizacji pomiaru zapadów napięcia

• W pierwszym etapie przebieg czasowy napięcia u(t) jest przekształcany w postać cyfrową(dyskretyzacja). Szybkość próbkowania nie musi być zbyt duża, ponieważ najczęściejrozważana jest jego składowa podstawowa. Stąd teoretycznie minimalna wartość to dwa razyczęstotliwość 50Hz11. W praktyce stosuje się częstotliwość próbkowania nie mniejszą niż 400Hz. Podczas zapadu przebieg czasowy napięcia może być odkształcony. Jeżeli stosuje sięwstępną filtrację (rzadko), wówczas głębokość zapadu wzrasta.

• W drugim etapie dla każdego okresu napięcia wyznaczana jest wartość skuteczna (uaktualniana

w każdym półokresie) - )2/1(rmsU wg zależności:

N

uU

N

irms

1

2

)2/1(

gdzie N jest liczbą próbek z przebiegu czasowego u(t). Następnie jest ona porównywana zwartością progową, wyrażoną zwykle w procentach ustalonej stałej wartości referencyjnej: gdywartość napięcia będzie mniejsza od zadanego progu rozpoczyna się rejestracja zaburzenia. Dlamierników wielofazowych procedura ta jest realizowana niezależnie na każdym wejściunapięciowym. W celu uniknięcia wielokrotnego inicjowania rejestracji w przypadku gdynapięcie jest równe lub bliskie wartości progowej, wprowadza się zwyczajowo histerezę oszerokości np. 1% napięcia referencyjnego.

- W trzecim etapie, gdy wartość napięcia wzrasta i przekracza wartość progową (napięcie wracado przedziału znamionowego, tu również wprowadza się histerezę) zaburzenie kończy się icałkowity czas jego trwania oraz maksymalna amplituda (lub wartość minimalna napięciapodczas zapadu) są zapisywane w pamięci przyrządu.

10 Analiza statystyczna, która ma być podstawą wiarygodnych prognoz wymaga, ze względu na charakter zaburzenia,bardzo długich pomiarów, których czas rośnie wraz ze wzrostem wymaganej trafności prognozy.

11 Min. czas trwania rejestrowanego zapadu napięcia wynosi 10ms.

28

Przebiegczasowynapięcia

dopasowywanie poziomufiltracja

(dyskretyzacja)

Obliczenia statystyczne

Analiza przypadku

Początek rejestracji


Dla układów jednofazowych zapad napięcia rozpoczyna się na początku pierwszego,czasowego okna pomiarowego dla którego wartość napięcia będzie mniejsza od przyjętego progu ikończy się na końcu ostatniego okna pomiarowego dla którego wartość napięcia jest większa niżwartość progowa (z uwzględnieniem histerezy).

Dla układów wielofazowych zapad napięcia rozpoczyna się na początku pierwszego,czasowego okna pomiarowego dla którego wartość napięcia będzie mniejsza od przyjętego progu wpierwszej zaburzonej fazie i kończy się na końcu ostatniego okna pomiarowego dla którego wartośćnapięcia jest większa niż wartość progowa (z uwzględnieniem histerezy) w ostatniej zaburzonejfazie.

W analogiczny sposób dla celów pomiarowych zdefiniowane są przerwy w zasilaniu12. Dlaukładów jednofazowych przerwa rozpoczyna się na początku pierwszego czasowego oknapomiarowego dla którego wartość napięcia będzie mniejsza od przyjętego progu (najczęściej 10%napięcia referencyjnego) i kończy się na końcu ostatniego okna czasowego dla którego wartośćnapięcia jest większa niż wartość progowa (z uwzględnieniem histerezy).

Dla układów wielofazowych przerwa zaczyna się gdy wystąpi ona równocześnie wewszystkich zaburzonych fazach i kończy się w chwili zakończenia w jednej z zaburzonych faz.

Różnice, które mogą wystąpić w różnych miernikach zapadów napięcia dotyczą międzyinnymi następujących zagadnień:

- Niektóre przyrządy umożliwiają użytkownikowi zadanie kilku wartości progowych (cechabardzo istotna z punktu widzenia statystyki zaburzeń i rozliczeń kontraktowych).

- Niektóre przyrządy mają możliwość rejestrowania podczas zaburzenia (i pewien określony czasprzed jego wystąpieniem – bardzo ważne z punktu widzenia diagnostyki) całego przebieguczasowego napięcia (wymaga to przy długich zaburzeniach dużej pamięci przyrządu lubstosowania programowych zabezpieczeń przed jej zbytecznym zapełnianiem, dotyczy toszczególnie przerw w zasilaniu).

- Niekiedy przyrząd wyznacza podczas zapadu wartość średnią napięcia, a nie minimalną.Możliwe są również inne algorytmy pomiarowe np. całkowanie powierzchni zapadu itp.wynikające najczęściej z postanowień kontraktu na dostawę energii.

- Metrologiczne cechy przyrządu mogą zmienić się zasadniczo w przypadku rejestracji trzech faz.Nieomal wszystkie trójfazowe przyrządy pomiarowe mierzą zapady napięcia oddzielnie wkażdej fazie na trzech niezależnych izolowanych wejściach13. W takim przypadku istotna jestodpowiedź na następujące przykładowe pytania: jakie wielkości liczbowe zostaną zapisane wpamięci przyrządu jako jednoznacznie charakteryzujące trójfazowe zaburzenia – czy są nimimaksymalna amplituda zapadu z pośród trzech faz, ich wartość średnia, maksymalny czastrwania zaburzenia z pośród trzech faz, całkowity czas trwania zaburzenia w trzech fazach lubinne wartości?14

12 Najczęściej przyjmuje się, że przerwa jest zapadem o amplitudzie większej od 90% (w rzadkich przypadkach 99%). 13 Taka metoda pomiaru nie rozróżnia trój- i jednofazowej przerwy w zasilaniu. Żadna z faz nie jest wyróżniona.

Alternatywnym rozwiązaniem jest, aby dla układów wielofazowych, pomiary w różnych fazach były synchronizowanenp. względem dodatniego przejścia przez zero napięcia w fazie uznanej za fazę prowadzącą pomiar.

14 Zapady napięcia mogą być proste lub złożone i mogą wpływać na jedną lub więcej faz. Zapad w większościprzypadków rejestrowany jest jako jeden przypadek niezależnie pod tego czy ma on skomplikowany czy też prostykształt lub czy występuje w jednej czy w trzech fazach. Zapady o złożonym kształcie opisywane są zazwyczaj przezmaksymalną amplitudę i całkowity czas występowania zaburzenia. Kiedy są one różne dla każdej fazy, rejestrowanesą zazwyczaj maksymalna amplituda i najdłuższy czas trwania zaburzenia dla każdej fazy oddzielnie. Wielofazowyprzypadek jest najczęściej traktowany jako jedno zaburzenie jeżeli zapady w poszczególnych fazach zachodzą nasiebie.

29


3.8. Predykcja zapadów

Nieomal wszystkie współczesne układy zabezpieczeń zwarciowych są wyposażone wsystemy rejestracji zdarzeń. To podstawowe narzędzie do analiz zwarciowych i prognozowaniazapadów w oparciu o metody statystyczne. Ujęcie statystyczne rozważanych zaburzeń prowadzi dokonkluzji:Odbiorca może spodziewać się w ciągu roku średnio X zapadów napięcia o amplitudzie większejniż Y.

Analiza statystyczna z reguły wymaga informacji o systemie zasilającym w postaci jegomodelu oraz informacji o historii zaburzeń (możliwie jak najdłuższej). Pożądane jest posiadanie dlakażdego wyłącznika w liniach przesyłowych (z możliwie długiego okresu czasu) historii jegodziałania w postaci danych o fizycznej lokalizacji zwarć, liczbie zaburzonych faz, impedancji zwarći czasie ich trwania itp. W bardziej zaawansowanych przypadkach analizy uwzględniane są takżemodele aparatury łączeniowej oraz charakterystyki czasowe zabezpieczeń. Jeżeli takie informacjesą dostępne można dokonywać wiarygodnych analiz i prognozowania. Ich brak zmusza doczynienia pewnych założeń upraszczających obniżających pewność prognozy.

Do zalet metod statystycznych można zaliczyć: szybkość pozyskania informacji, dokładnośćokreślania wartości zapadów napięcia na podstawie analizy zwarciowej, możliwość wyznaczaniaczasu trwania zaburzenia (jeżeli uwzględniane są modele urządzeń zabezpieczających), przydatnośćna etapie projektowania nowych systemów.

Nie należy zapominać, że dokładność rezultatów zastosowanej metody jest determinowanadokładnością modelu. Jeżeli on będzie błędny również otrzymane za jego pomocą estymacje będąnieprawidłowe. Drugim czynnikiem ograniczającym dokładność prognoz jest losowość zmiandanych wejściowych do modelu np. częstości występowania zwarć zależnej od sezonu, warunkówatmosferycznych, praktyki eksploatacji sieci itp.

4. Zakończenie

Niewielka objętość tekstu sprawia, że ograniczono się jedynie do jednego zaburzenia –zapadów napięcia – starając się na jego przykładzie przedstawić zadania układów automatykielektroenergetycznej w zakresie pomiarów, identyfikacji źródła zaburzenia oraz eliminacji jegonegatywnych skutków. Zasygnalizowano także negatywny wpływ tego zaburzenia na pracęukładów sterowania i zabezpieczeń. Dalsze informacje o tych i innych problemach z dziedzinyjakości zasilania zainteresowany Czytelnik może znaleźć w materiałach programu LPQI [4] oraz wwyszczególnionych w spisie literatury pozycji.

Literatura

1. Custom power. State of art. CIGRE, 205, 2002, (Electra no 203, August 2002).2. Gańczrczyk A.: Wymagania jakości zasilania dużego zakładu przemysłowego. Sympozjum

LPQI nt. Ciągłość i Jakość Zasilania, Tarnów, 25 listopada 2003.3. Griffith D.C.: Uninterruptible power supplies. Marcel Dekker, Inc.4. IEC 61000-4-30: 2003.5. Mueller D.: Understanding power quality measurements. Power Quality Assurance, August

1999, 30-49.6. www.lpqi.org

30


Ciągłość zasilania – zadanie dostawcy energii

Tomasz Kowalak Departament Taryf

Urząd Regulacji Energetyki

Ciągłość zasilania jest podstawowym (choć nie jedynym) parametrem charakteryzującymjakość obsługi odbiorców energii elektrycznej. Wynika to bezpośrednio ze skali kosztów będącychkonsekwencją niedostarczenia energii, ponoszonych przez odbiorców w rezultacie przerw wzasilaniu – zwłaszcza przerw niezapowiedzianych, których skutków nie można ograniczyćdziałaniami dostosowawczymi. Waga tego problemu rośnie z rozwojem automatyki,komputeryzacji, ogólnie z postępem technologii zaawansowanych, wrażliwych na zakłócenia wciągłości dostaw energii. Dodatkowo zaostrzają go ewentualne, niepożądane skutki uboczneregulacji. Naturalne monopole sieciowe, jakimi są spółki dystrybucyjne, są bowiem poddaneregulacji bodźcowej, której fundamentalnym narzędziem jest ograniczanie przychodówprzedsiębiorstwa do poziomu uzasadnionego w ocenie Regulatora. Jakość obsługi odbiorców musiwięc być monitorowana ze względu na zagrożenie, że przedsiębiorstwo, ograniczając wydatki,doprowadzi do obniżenia jej poziomu. Z drugiej strony przedsiębiorstwa sieciowe stają dobezpośredniej konkurencji, bowiem odbiorcy – na etapie analizy warunków lokalizacji swoichnowych przedsięwzięć – zaczynają coraz uważniej śledzić nie tylko koszty zaopatrzenia w energięale także ryzyka jej niedostarczenia.

Analizę problemu, z konieczności bardzo skrótową, przeprowadzono poniżej wedługnastępującego schematu: klasyfikacja przerw według przyczyn i długości trwania – oczekiwaniaodbiorców i możliwości techniczno-ekonomiczne ich spełnienia – aktualne regulacje prawne w tymzakresie – kierunki racjonalnych rozwiązań prawnych i technicznych. Analizę, ze względówoczywistych, przeprowadzono z pozycji organu ustawowo zobligowanego do równoważeniainteresów odbiorców i dostawców.

1. Klasyfikacja zjawiska

Należy odnotować, że definicje poszczególnych pojęć przedstawione poniżej zostałyzaproponowane przez autora na użytek niniejszego tekstu. Jest to próba „sfotografowania”rzeczywistości taką jaka jest, dokonana po to, by dopiero w dalszej części tekstu skonfrontować ją zodzwierciedleniem tej rzeczywistości zawartym w przepisach prawa.

Definicja przerwy w zasilaniu:alternatywnie: u spadek napięcia zasilania w miejscu dostarczania do zera (w praktyce do wartości bliskiej

zera), (zanik napięcia) lubu obniżenie wartości napięcia w miejscu dostarczania poniżej poziomu użytecznego dla

odbiorcy (zapad napięcia).

Klasyfikacja przerw w zasilaniu ze względu na długość trwania:mikroprzerwy – o czasie trwania do 3 sekund, spowodowane działaniem automatyki ruchowej,realizowanym w celu usunięcia zakłóceń przemijających (np. zadziałanie SPZ w wyniku przepięćpiorunowych, SZR)

31


przerwy krótkie – o czasie trwania do 3 minut – spowodowane usuwaniem zakłóceńprzemijających oraz zmianami układu pracy sieci podejmowanymi w celu ograniczenia zasięguskutków trwałych uszkodzeńprzerwy długie – o czasie trwania dłuższym niż 3 minuty, spowodowane koniecznością usuwaniaskutków uszkodzeń trwałych, ew. realizacją prac planowych,przerwy katastrofalne - o czasie trwania dłuższym niż 24 godziny, spowodowane koniecznościąodbudowy sieci po wystąpieniu siły wyższej (np. klęski żywiołowej)

Klasyfikacja przerw w zasilaniu ze względu na tryb powiadomienia odbiorcy:przerwy planowe – kiedy dostawca wypełnił postanowienia umowy regulujące tryb uprzedzeniaodbiorcy o przewidywanym terminie i długości przerwyprzerwy awaryjne – wszystkie przerwy, o których wystąpieniu odbiorca nie został uprzedzony wtrybie uregulowanym w umowie, zarówno będące wynikiem zakłóceń, jak i prac zaplanowanychprzez dostawcę – ale w warunkach zaniedbania trybu uprzedzenia odbiorcy. Należy odnotować, że w praktyce wszystkie mikroprzerwy i przerwy krótkie są przerwamiawaryjnymi. Pozostałe mogą, (ale nie muszą) być przerwami planowymi.

2. Oczekiwania odbiorców

W zależności od skali zagrożenia widzianego przez odbiorcę jako rezultat przerwy w zasilaniumożna wyróżnić następujące zakresy wrażliwości odbiorcy na zanik napięcia:• Możliwość zakłócenia procesu technologicznego z powodu§ mikroprzerwy § krótkiej przerwy• Możliwość zakłócenia sterowania procesem technologicznym z powodu mikroprzerwy• Możliwość zakłócenia pracy systemów podtrzymania napięcia w systemach monitoringu i

sterowania z powodu a) krótkiej przerwyb) długiej przerwy

• Konieczność zatrzymania procesu technologicznego skutkiem przerwy długiej lubkatastrofalnej

Każdy z ww. rodzajów zagrożeń wymaga ze strony odbiorcy zastosowania odmiennejstrategii przeciwdziałania im, ew. niwelowania ich skutków. Wybór tej strategii silnie zależy odrealnych, ekonomicznie uzasadnionych możliwości technicznych, zarówno po stronie odbiorcy jaki dostawcy.

3. Możliwości dostawców

Analiza zdolności przeciwdziałania przerwom w zasilaniu w zależności od długości ichtrwania prowadzi do wniosku, że najtrudniejszym - z punktu widzenia przedsiębiorstwaenergetycznego jest zakres przerw najkrótszych (mikroprzerw i przerw krótkich) i najdłuższych(przerw katastrofalnych). Przy czym liczba tych pierwszych jest wysoka i w praktyce wymyka sięstatystykom, drugie zaś noszą znamiona skutków działania siły wyższej. Technologia prac podnapięciem i odpowiednia konfiguracja układów sieciowych pozwalają natomiast w znacznymstopniu ograniczyć ryzyko wystąpienia przerw długich.

32


4. Aktualne ramy prawne i określone prawem konsekwencje dla dostawcy

Zagadnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej jest przedmiotem następujących aktów prawnychi normalizacyjnych :

• Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 ze zm.), zwanej dalej „ustawą – prawo energetyczne”.

• Rozporządzenia 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 (Dz. U. Nr 85, poz. 957), zwanego dalej „rozporządzeniem przyłączeniowym”.

• Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7), zwanego dalej „rozporządzeniem taryfowym”.

• Normy PN-EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych, zwana dalej „normą PN-EN 50160”.

• Normy PN-EN ISO 9001:2001.

Zgodnie z aktualnym stanem prawnym obowiązki dostawcy w zakresie ciągłości zasilaniaodbiorcy określa umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa o świadczenie usługprzesyłowych. W przypadku braku takich ustaleń dostawca energii elektrycznej zobowiązany jestdo przestrzegania w tym zakresie standardów zapisanych w § 33 rozporządzenia przyłączeniowego,który nakłada na dostawcę obowiązki w zakresie:

1. przyjmowania przez całą dobę zgłoszeń i reklamacji od odbiorców,2. bezzwłocznego usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej,

spowodowanych nieprawidłową pracą sieci,3. udzielania odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie

wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci,4. powiadamiania odbiorców, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem, o

terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, wformie:a) ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny

sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie - odbiorców zasilanych z siecio napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,

b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocąinnego środka telekomunikacji - odbiorców zasilanych z sieci o napięciuznamionowym wyższym niż 1 kV,

5. odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci, w celu umożliwieniabezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarzeoddziaływania tej sieci,

6. udzielania upustów, w wysokości określonej w taryfach, za niedotrzymanie ciągłościdostaw energii elektrycznej, o których mowa w § 32 rozporządzeniaprzyłączeniowego.

33


Za niedotrzymanie standardów ciągłości dostaw energii elektrycznej dostawca ponosikonsekwencje finansowe w postaci opłat na rzecz odbiorcy. Wysokość tych opłat również możebyć ustalona w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie o świadczenie usługprzesyłowych lub w przypadku braku takich ustaleń na podstawie aktualnie obowiązującej taryfydla energii elektrycznej. Opłaty zawarte w taryfie wylicza się w oparciu o przeciętne miesięcznewynagrodzenie w sektorze przedsiębiorstw w roku kalendarzowym poprzedzającym rokwprowadzenia nowej taryfy przyjmowane na podstawie obwieszczenia Prezesa Głównego UrzęduStatystycznego ogłaszane w Monitorze Polskim ( za 2002 r. wyniosło ono 2277,43 zł).Przykładowe opłaty dla roku taryfowego 2003/2004 zaprezentowano w poniższej tabeli :

a) za nie przyjęcie zgłoszeń lub reklamacji od odbiorcy 15,18 zł,b) za nieuzasadnioną zwłokę w usuwaniu zakłóceń w dostarczaniu energii

elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci 75,91 zł,c) za odmowę udzielenia odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym

terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej, przerwanego z powoduawarii sieci 7,59 zł,

d) za nie powiadomienie, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniemo terminach i czasie planowanych przerw w dostawie energii elektrycznej, wformie ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych,względnie w inny sposób przyjęty na danym terenie odbiorców zasilanych zsieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1kV

15,18 zł,e) za nie powiadomienie w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych,

telefonicznych lub za pomocą innego środka telekomunikacji, z co najmniejpięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw wdostawie energii elektrycznej odbiorców zasilanych z sieci o napięciuznamionowym wyższym niż 1kV

151,83 zł,

W przypadku braku określenia w umowie sprzedaży standardów ciągłości dostaw energiielektrycznej dostawcę obowiązuje zapis § 32 rozporządzenia przyłączeniowego. Zgodnie z tymzapisem łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych, liczony dla poszczególnychwyłączeń od zgłoszenia przez odbiorcę braku zasilania do jego przywrócenia, dla grupprzyłączeniowych IV i V nie może przekroczyć:

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

Czas trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej dla grupprzyłączeniowych IV i V nie może przekroczyć:

a) 48 godzin - w okresie do dnia 31 grudnia 2002 r.,b) 36 godzin - w okresie od dnia 1 stycznia 2003 r. do dnia 31 grudnia 2004 r.,c) 24 godzin - w okresie od dnia 1 stycznia 2005 r.

Dla grup przyłączeniowych I-III i VI dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu rokuwyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw, określa umowa sprzedaży lubumowa przesyłowa.

34


W przypadku niedotrzymania standardów związanych z niezawodnością dostawy i jakościądostarczanej energii elektrycznej dostawca ponosi konsekwencje finansowe w postaci bonifikaty iupustu dla odbiorcy. Za każdą nie dostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy przysługujebonifikata w wysokości pięciokrotności ceny energii elektrycznej za okres, w którym wystąpiłaprzerwa; ilość nie dostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa, ustalasię na podstawie poboru energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia, z uwzględnieniemczasu dopuszczalnych przerw określonych w umowie.

Zwraca uwagę, że przepisy obowiązującego prawa w niezwykle ułomny sposób regulujązagadnienie przerw w zasilaniu.

Po pierwsze: poza jakąkolwiek regulacją pozostawiono zagadnienie długości trwania przerwplanowych. Pod warunkiem stosownego uprzedzenia odbiorcy lokalny monopolista mógłby wpraktyce bezkarnie zaprzestać obsługi określonych grup odbiorców przyłączonych do jego sieci.Teoretycznie mógłby to być realny scenariusz „samoobrony” przedsiębiorstwa przed koniecznościąobsługi odbiorców deficytowych.

Po drugie: domyślać się można, ze poza regulacją pozostawiono także mikroprzerwy iprzerwy krótkie. Bowiem czas pomiędzy zgłoszeniem braku zasilania i jego przywróceniem wodniesieniu do przerw o czasie trwania do trzech minut w większości przypadków przybierałbywartość ujemną. Podobnie abstrakcyjne byłoby oczekiwanie pięciodniowego wyprzedzenia wprzypadku powiadamiania o mikroprzerwach.

Tym samym uzasadnione staje się przypuszczenie, że uwaga ustawodawcy skupiona byławyłącznie na przerwach długich. Stopniowe ograniczenie dopuszczalnego czasu trwaniajednorazowej przerwy awaryjnej wskazuje wyraźnie, że, zgodnie z intencja ustawodawcy, dopierowystąpienie przerwy katastrofalnej musi być odbiorcy odpowiednio skompensowane – tak jakbyprzerwy krótsze były mniej dotkliwe w skutkach.

Przywołane powyżej przepisy rozporządzenia przyłączeniowego oraz rozporządzeniataryfowego nie zamykają stronom kontraktu na dostawę energii elektrycznej drogi doindywidualnego kształtowania standardów jakościowych energii elektrycznej zgodnych zespecyficznymi wymaganiami w tym zakresie. W umowie sprzedaży energii elektrycznej w zakresieniezawodności dostawy energii elektrycznej strony mogą wykorzystać definicje i ustalenia normyPN-EN 50160 - Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. Norma tajest oficjalnym tłumaczeniem angielskiej wersji normy europejskiej EN 50160:1994 i od roku 1998ma status Polskiej Normy. Jej przedmiotem są między innymi definicje z zakresu ciągłości dostawenergii elektrycznej. W normie PN-EN 50160 przerwy w zasilaniu, zdefiniowane jako stany, wktórym napięcie w złączu sieci elektroenergetycznej jest mniejsze niż 1 % deklarowanego napięciazasilającego, są sklasyfikowane w sposób następujący :1. planowe, gdy odbiorcy są wcześniej poinformowani, a ich celem jest wykonanie

zaplanowanych prac w sieciach rozdzielczych,2. przypadkowe, spowodowane m np. trwałymi lub przemijającymi zwarciami, związanymi

głównie ze zdarzeniami zewnętrznymi, uszkodzeniami urządzeń lub zakłóceniami ich pracy.Przypadkowe przerwy norma PN-EN 50160 klasyfikuje jako : - długie przerwy (dłuższe niż trzy minuty), spowodowane trwałym uszkodzeniem,

- krótkie przerwy (do trzech minut), spowodowane uszkodzeniem przemijającym.Ponadto norma PN-EN 50160 podaje wartości odniesienia ( brak takich wartości odniesieniaw rozporządzeniu przyłączeniowym ):

35


- Roczna liczba krótkich przerw w zasilaniu mieści się w przedziale od kilkudziesięciudo kilkuset. Czas trwania około 70 % krótkich przerw w zasilaniu może być mniejszyniż jedna sekunda.

- Roczna częstość występowania przypadkowych długich przerw w zasilaniu,trwających dłużej niż trzy minuty, może być mniejsza niż 10 lub może zbliżać się do50 w zależności od konfiguracji i struktury sieci, skutków działania osób trzecich orazwarunków atmosferycznych na danym obszarze.

Jak widać przedmiotowa norma w znacznie lepszym stopniu odzwierciedla specyfikęzagadnienia, stanowiąc tym samym lepszą podstawę do kształtowania stosunków umownychpomiędzy dostawca i odbiorcą.

Należy przy tym podkreślić, że zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 14września 1999 r. w sprawie obowiązku stosowania niektórych Polskich Norm (Dz. U. Nr 80, poz.911 ze zm.) norma PN-EN 50160 nie jest normą przewidzianą do obowiązkowego stosowania. Wzwiązku z tym aby wspomniana norma stała się skuteczną podstawą ukształtowania tych stosunkówmusi być przytoczona w całości lub w części w kontrakcie zawartym pomiędzy indywidualnymodbiorcą a dostawcą energii elektrycznej.

Dodatkowym sposobem skutecznie wspomagający realizację zadań w zakresie ciągłościzasilania jest wdrożenie u dostawcy energii elektrycznej, zgodnego z polską normą PN-EN ISO9001:2001, Systemu Zarządzania Jakością w zakresie zakupu, przetwarzania, przesyłania isprzedaży energii elektrycznej. Ciągłe doskonalenie procedur takiego Systemu sprzyjaoptymalnemu spełnieniu potrzeb i oczekiwań odbiorcy energii elektrycznej oraz nadaje ramyczasowe wyznaczonym celom w zakresie ciągłości dostaw energii elektrycznej.

Norma PN-EN ISO 9001:2001 określa techniczne i inne kryteria, które mogą być podstawąustaleń zawartych w umowach stron. Raporty uzyskane w ramach procedur dotyczącychodpowiednich procesów np. procesu Technicznej Obsługi Klienta lub procesu Obsługi Reklamacjipozwalają ocenić, czy wyznaczone cele z zakresu ciągłości zasilania są realizowane właściwie.Ponadto zmniejszają ilość skarg związanych z tym zagadnieniem kierowanych do PowiatowychRzeczników Konsumentów lub do Rzecznika Odbiorców Paliw i Energii Urzędu RegulacjiEnergetyki.

5. Kierunki racjonalnych rozwiązań

Oczywistym oczekiwaniem wszystkich odbiorców jest dostawa bezprzerwowa. Jednak trzebarozróżnić skutki, jakie u różnych odbiorców generują przerwy różnej długości. Generalnie nawetwielodniowa przerwa w dostawie do domku letniskowego – w okresie kiedy nie jest użytkowany –przechodzi niezauważona, natomiast nawet kilkusekundowy zanik napięcia zasilającego ciągtechnologiczny do wyciągania tafli szklanych powoduje dyskwalifikację znacznej części produktu.Na odrębną analizę zasługują skutki zaników napięcia zasilającego skomputeryzowane układysterowania ciągami technologicznymi. Ocenia się, że straty z powodu niedostarczenia energiielektrycznej w państwach UE sięgają rocznie kwoty 10 mld euro.

Działania dostawców podejmowane celem zabezpieczenia odbiorców przed ryzykiemponiesienia skutków niedostarczenia energii też stanowią źródło kosztów, w sposób naturalnyprzenoszonych na odbiorców. Z uwagi na zróżnicowanie wrażliwości odbiorców na różne formypotencjalnych zakłóceń szczególnego znaczenia nabiera więc problem ograniczania ichwzajemnego subsydiowania, tj. nie przenoszenia na wszystkich odbiorców skutków działańniezbędnych z punktu widzenia jedynie niektórych. Tym samym tytułowa teza nie powinna mieć

36


charakteru normy absolutnie obowiązującej - przeciwnie, zasadne jest pytanie o racjonalne granicetego obowiązku.

Rozwiązanie tej „kwadratury koła” wymaga przede wszystkim uporządkowania zasadobowiązującego prawa.

W pierwszej kolejności należy uszczegółowić podstawy prawne kształtowania „ceny jakości”dostarczanej energii, będąca przedmiotem rozporządzeń „przyłączeniowego” i „taryfowego”.Bowiem wybiórcze bonifikowanie wybranych jedynie przejawów przerw w zasilaniu utrudniakształtowanie racjonalnych zachowań zarówno dostawców jak i odbiorców.

Bezwzględnego uregulowania wymaga również status przerw planowych, których dopuszczalnaliczba i czas trwania powinny podlegać regulacji analogicznej jak przerw awaryjnych.

Ponadto, niezbędnym wydaje się dostęp do informacji, których przygotowanie i publikacjapowinna być obowiązkiem dostawców, wynikającym z przepisów prawa.

Podstawą do oceny poziomu zagrożenia mikroprzerwami – niezbędnej dla odbiorcówpodejmujących działania celem zabezpieczenia się przed ich skutkami – powinna być obowiązkowapublikacja przez dostawców aktualnych statystyk takich zdarzeń.

Podobnie, na podstawie publicznie dostępnych statystyk, odbiorca powinien mieć możliwośćoceny poziomu zagrożenia przerwami długimi i katastrofalnymi, których skutki mogą byćkompensowane poprzez system ubezpieczeń lub stosowną rozbudową układów sieciowych bądźwłasnych źródeł rezerwowych.

37


38


Statystyka skuteczności EAZ w poprawie ciągłości zasilania

Krystyna PrzedmojskaInstytut Energetyki

1. Wprowadzenie

Wymagania stawiane Elektroenergetycznej Automatyce Zabezpieczeniowej (EAZ) z punktuwidzenia ochrony elementów sieci przed uszkodzeniem lub z punktu widzenia stabilności systemuelektroenergetycznego są zbieżne z wymaganiami z punktu widzenia ciągłości zasilania. Zamiastwięc troszczyć się o elementy sieci należące do różnych właścicieli, którzy - jak uważamy - samiczęsto niewłaściwie podchodzą do swojej własności, albo zamiast troszczyć się o stabilnośćsystemu i wysilać nad tłumaczeniem o co w niej chodzi, dbajmy o poprawę ciągłości zasilania.

Na treść referatu miały wpływ liczne awarie i zagrożenia elektroenergetyczne w Polsce, wEuropie i w USA. Celem referatu jest pokazanie: - jaka jest obecnie skuteczność EAZ w poprawie ciągłości zasilania, - jakie zakłócenia ciągłości zasilania stwarza system elektroenergetyczny, - jak zwiększyć skuteczność EAZ w poprawie ciągłości zasilania, - co poza EAZ może poprawić ciągłość zasilania.

Rozpatrywana będzie skuteczność w poprawie ciągłości zasilania następujących rodzajówEAZ:– EAZ prewencyjnej, zapobiegającej uszkodzeniom elementów systemu i zakłóceniom w

systemie,– EAZ eliminacyjnej, wyłączającej elementy systemu ze zwarciem lub innym uszkodzeniem,– EAZ restytucyjnej, próbującej przywrócić elementy systemu do pracy.

Dotychczas słowo „skuteczność” EAZ rozważano w odniesieniu do automatykizabezpieczeniowej restytucyjnej, czyli do przypadków Samoczynnego Ponownego Załączania(SPZ) elementów sieci i do przypadków Samoczynnego Załączania Rezerwy (SZR). Te dwarodzaje automatyki mają najbardziej bezpośredni związek z ciągłością zasilania odbiorów,ponieważ: - udany czyli skuteczny SPZ przywraca drogę dotychczasowego zasilania odbiorów,- udany czyli skuteczny SZR przywraca zasilanie odbiorów drogą rezerwową.

Można powiedzieć, że każdy odbiorca, który doznał przerwy w dostawie energiielektrycznej:albo dzięki EAZ restytucyjnej otrzyma z powrotem napięcie- drogą zasilania podstawowego: linia 110 V, transformator 110/ŚN, linia ŚN, transformator ŚN/nn,- lub drogą (drogami) zasilania rezerwowego po przełączeniach w sieci lub po zadziałaniu układuautomatyki SZR: inny transformator 110/ŚN, inna linia ŚN, inny transformator 15 /0,4 kV, albo jeśli nie ma akurat napięcia w zasilającej go sieci 110 kV - są wyłączone linie 110 kV lubtransformator NN/110 kV - musi oczekiwać do chwili, gdy to napięcie powróci.

39


W EAZ restytucyjnej są jeszcze pewne niewielkie możliwości poprawy ciągłości zasilania.Wydaje się, że spore możliwości poprawy ciągłości zasilania tkwią w EAZ prewencyjnej ieliminacyjnej oraz w działaniach organizacyjnych nie mających nic wspólnego z EAZ. Mówiącwprost trzeba zadbać, żeby odbiorca jak najrzadziej doświadczał przerwy w dostawie energiielektrycznej w swojej sieci nn i ŚN i żeby jak najrzadziej zdarzały się przypadki zbiorowegoniedostarczania energii elektrycznej z powodu zwarcia, czasem nawet tylko przemijającego, naliniach 110 kV. Przypadki niedostarczania energii elektrycznej z mocą ³ 4 MW są zawarte wcodziennych raportach dyspozytorów, części przypadków można by uniknąć, gdyby się postarać owiększą selektywność EAZ (np. przez uwspółbieżnianie zabezpieczeń).

2. Dostępne statystyki skuteczności EAZ w poprawie ciągłości zasilania

Wypada tu zacząć od stwierdzenia, że dostęp do jakichkolwiek statystyk działania EAZ jestmożliwy tylko dzięki kwartalnikowi Automatyka Elektroenergetyczna, Autorom artykułów iDyrekcjom Zakładów, zdecydowanie najczęściej Dyrekcji Zakładu Energetycznego Białystok, którarozumie i popiera nie tylko potrzebę szczegółowego analizowania działania EAZ ale i dzielenia sięswoimi doświadczeniami z kolegami z branży.

S t a t y s t y k i E A Z r e s t y t u c y j n e jNa podstawie artykułu [1] z danymi z 11 lat działania układów EAZ w sieci ŚN ZE

Białystok (1991-2001) można zauważyć na rys. 2, że średnia skuteczność SPZ dwukrotnego w sieciŚN wynosi ponad 81 %, natomiast z wyników próbnego załączenia po WZWZW „P” na rys. 3wynika, że uzasadnione jest zastosowanie trzeciego cyklu SPZ.

Z tabeli 6 wynika, że liczba zadziałań automatyki SZR w rozdzielniach 110/ŚN i ŚN wciągu 11 ww lat wynosiła średnio 237, a współczynnik skuteczności 98,36 %.

Różnica między współczynnikiem skuteczności SPZ i SZR jest zasadnicza. SPZ sprawdza,czy zwarcie, które było na linii minęło, czy nie. Natomiast SZR w przypadku zwarcia samoczynnieblokuje się, więc przypadki nieskuteczności nie dotyczą zwarć (może to być np. zbędne wyłączeniesprzęgła lub transformatora zasilającego już po zadziałaniu SZR).

Na podstawie artykułu [4] o działaniu EAZ w sieci 110 kV ZE Białystok S.A. w latach1986-1996 ożna stwierdzić niezwykle wysoki współczynnik skuteczności SPZ jednokrotnego w tejsieci, wynoszacy w różnych latach najmniej 71,56 % a najwięcej 89,90 %. Zwraca uwagę tabela 11,w sierpniu często liczba zakłóceń jest bliska połowy liczby zakłóceń w całym roku.

W ramach EAZ restytucyjnej skuteczność SPZ jest obliczana dla elementów siecizasilanych jednostronnie a nawet dla pojedynczych pól sieci zasilanej dwustronnie jako stosunekliczby przypadków przywrócenia do pracy elementu sieci (lub pojedynczego pola) do liczby próbprzywrócenia do pracy elementu (pola), czyli (S cykli WZ)*100% / (S cykli WZ i WZW).dla SPZjednokrotnego oraz (S cykli WZ i WZWZ)*100% / (S cykli WZ, WZW, WZWZ i WZWZW) dlaSPZ dwukrotnego.

Mówi się tu o elementach sieci a nie o liniach, chociaż znakomita większość przypadkówSPZ dotyczy linii. Zdarzają się jednak jednokrotne cykle SPZ transformatorów 110/ŚN, ich celemjest uniemożliwienie pracy z doziemieniem trwałym sieci ŚN z izolowanym punktem neutralnym[2]. Jeżeli brak wyłączenia doziemienia przez zabezpieczenia linii odpływowych, to po 3 snastępuje wyłączenie strony ŚN transformatora, równocześnie pobudzona zostaje jednokrotnaautomatyka SPZ transformatora. Skuteczność automatyki SPZ transformatora jest ponad 50 %, a 5% wyłączeń transformatorów jest spowodowane zwarciem w strefie nie objętej zabezpieczeniami

40


ziemnozwarciowymi linii. W związku z wymianą na lepsze zabezpieczeń ziemnozwarciowych naodejściach liczba zadziałań SPZ transformatorów (WZ i WZW) zmalała z 115 w 1992 roku do 38w 1997 roku.

Dla linii zasilanych dwustronnie o napięciu 220 i 400 kV skuteczność SPZ linii podzielonona skuteczność załączenia linii pod napięcie i skuteczność załączenia linii do pracy. Uwzględniającfakt, że po obu stronach linii AB mogą się zdarzyć pary dowolnych kombinacji z powtórzeniamitrzech typów zdarzeń: (1) wyłączenia bez SPZ, (2) cykle SPZ WZ i (3) cykle SPZ WZW, amianowicie:1. w stacji A wyłączenie, w stacji B wyłączenie 2. w stacji A wyłączenie, w stacji B cykl WZ3. w stacji A wyłączenie, w stacji B cykl WZW 4. stacji A cykl WZ, w stacji B wyłączenie5. w stacji A cykl WZ, w stacji B cykl WZ 6. w stacji A cykl WZ, w stacji B cykl WZW7. w stacji A cykl WZW, w stacji B wyłączenie 8. w stacji A cykl WZW, w stacji B cykl WZ9. w stacji A cykl WZW, w stacji B cykl WZW

Można zauważyć, że skuteczność samoczynnego przywrócenia linii pod napięcie (ale nie dopracy) to stosunek sumy zdarzeń typu 2, 4, 5, 6, 8 (co najmniej na jednym końcu linii jest WZ) dosumy wszystkich zdarzeń, w których dokonywano próby SPZ linii (tj. z wyjątkiem zdarzenia 1).Informacja o udanym podaniu napięcia na linię bardzo przyspiesza przywrócenie linii do pracy.Natomiast skuteczność samoczynnego przywrócenia linii do pracy to stosunek sumy zdarzeń typu 5(na obu końcach linii WZ) do sumy wszystkich zdarzeń, w których dokonywano próby SPZ linii (tj.z wyjątkiem zdarzenia 1).

W tabeli C z [3] podane są informacje o sposobach likwidacji zwarć na liniachprzesyłowych w 1993 rokuNa liniach 220 kV w 1993 roku na 80 zwarć 1-f 74 zwarcia zostały poddane próbie SPZ co dało wefekcie 43 przypadki (58 %) udanego załączenia napięcia na linię i 37 przypadków (50 %) udanegozałączenia linii do pracy.

Na liniach 400 kV w 1993 roku na 31 zwarć 1-f 28 zwarć zostało poddanych próbie SPZ codało w efekcie 24 przypadki (85,7 %) udanego załączenia napięcia na linię i 20 przypadków (71,4%) udanego załączenia linii do pracy.

Jak widać w przypadkach udanego załączenia napięcia na linię mieszczą się równieżprzypadki udanego załączenia linii do pracy.

S t a t y s t y k i E A Z e l i m i n a c y j n e j Będą rozpatrzone fragmenty statystyk działania EAZ eliminacyjnej, pokazujące związek

tych statystyk z zagadnieniem ciągłości zasilania.

Wracając do [1] widzimy w tabeli 5, że zabezpieczenia transformatorów 110/ŚN, którychZakład miał w 2001 roku 92 działały w latach 1991-2001 średnio 30,9 razy w roku zewspółczynnikiem prawidłowości 0,92 (w latach 1998, 1999 i 2001 współczynnik prawidłowościwynosił 1,0). Na podstawie tabeli 5 w artykule [5] wynika, że 42 % przypadków wyłączania przezzabezpieczenia strony ŚN transformatorów dotyczy zawiedzenia wyłączników odejść. Są todokładnie te przypadki, które powinny być wyeliminowane dla poprawy ciągłości zasilania.

Wracając do [3] w tabeli A widzimy ogólne zestawienie awarii podlegających samoczynnejlikwidacji przez EAZ, które wystąpiły w 1993 roku w sieci 220 (168 sztuk), 400 (78 sztuk) i 750kV (3 sztuki), razem na trzech wymienionych napięciach 249. Otóż w tych 249 przypadkach jest 56

41


czyli 22,5 % takich, w których awaria nie dotyczy obwodów pierwotnych, a polega na błędach iuszkodzeniach w obwodach i urządzeniach wtórnych. Wszystkie te przypadki są niebezpieczne dlasystemu, a część z nich osłabia ciągłość zasilania odbiorów.S t a t y s t y k i E A Z p r e w e n c y j n e j

Statystyki EAZ prewencyjnej są prowadzone sporadycznie u ich właścicieli i nie sąrozpowszechniane, szczególnie jeśli są to rozwiązania unikalne, niepowtarzalne, takie jak np.Automatyka Przeciwkołysaniowo Odciążająca (APKO) inna w każdej stacji przyelektrownianej.Można sądzić, że układ APKO wyłączający lub odciążający generatory niewiele ma wspólnego zciągłością zasilania odbiorów, ale znamy 2 przykłady, kiedy zadziałanie APKO raz przyspieszyłowygaszenie systemu (USA, 2 lipiec 1996) i raz zagroziło naszemu KSE (po zbędnym wyłączeniu 4bloków przez niesprawny układ APKO).

Statystyki EAZ prewencyjnej odciążającej system (SCO) nie są prowadzone z uwagi narzadkie okazje do jej działania. O układach SCO mówi się co kilka lub kilkanaście lat, przy okazjibraku ich zadziałania na jakiejś wydzielonej wyspie.

A n a l i z a e n e r g i i e l e k t r y c z n e j n i e d o s t a r c z o n e j o d b i o r c o m (n a p od s t a w i e r a p o r t ó w d y s p o z y t o r s k i c h)

Ogólnie panuje pogląd, że energia niedostarczona odbiorcom związana jest z zakłóceniamipo stronie ŚN. Tymczasem zakłócenia w sieci 110 kV a także wyższych napięć też powodująniedostarczanie energii odbiorcom, przy czym najwyższy udział ma w tym sieć 110 kV. Byłobyinteresujące porównać jak ma się energia niedostarczona odbiorcom przy zakłóceniach w sieci 110kV i NN do energii niedostarczonej przy zakłóceniach w sieci ŚN, ale na razie takich danych brak.W [6] przytoczyłam zsumowane z raportów dyspozytorskich wartości energii niedostarczonejodbiorcom przy zwarciach w sieci o napięciu 110 kV i wyższym, pokazując, że wartości te są zroku na rok wyższe i analizując powody tego zjawiska (w 1994 - 1671 MWh, w 1993 - 1785 MWh,w 1996 - 1831 MWh i 1997 - 1946 MWh). Obecnie, dla celów niniejszego referatu, na podstawieokoło 330 raportów dyspozytorskich z 1998 roku przeanalizowałam powody niedostarczeniaenergiiodbiorcom (energia niedostarczona jest przez dyspozytorów zapisywana, jeśli moc odbioru jest niemniejsza od 4 MW),dzieląc je na następujące grupy:– energia niedostarczona odbiorom zasilanym z odczepu transformatorowego na uszkodzonej linii,– energia niedostarczana odbiorom zasilanym stale lub okresowo jednostronnie, – energia niedostarczana odbiorom odciętym razem z uszkodzoną linią mimo, że teoretycznie nie

powinny zostać odcięte (podejrzenie lub pewność, że zabezpieczenia działały nieselektywnie),– energia niedostarczona odbiorom z powodu uszkodzenia na trasie innego niż ww (inne).

W badanym okresie niedostarczona ww grupom energia wynosiła odpowiednio: – dla odbiorów zasilanych z odczepu 115,3 MWh (7,9 %),– dla odbiorów zasilanych jednostronnie 407,2 MWh (27,8 %), – i dla odbiorów, którym jak się wydaje nie można pomóc (np. zasilanym ze stacji, która się

uszkodziła) 768,9 MWh (52,4 %).Razem niedostarczona energia wynosiła 1465,9 MWh (100 %), zakłóceń w sieci najczęściej

o napięciu 110 kV i sporadycznie o napięciu wyższym było 130. Jeżeli sieć 110 kV nazywa się siecią koordynowaną, to aż się prosi, żeby operator systemu

przesyłowego po każdym zakłóceniu, charakteryzującym się niedostarczoną energią pogadał zdyspozytorem zakładowym, skontaktował z zakładem kogoś z rozwoju, powiadomił specjalistę

42


zabezpieczeń. Gdyby ktoś na bieżąco ingerował w układy pracy, specjalista analizował działaniazabezpieczeń, to z pewnością wielu ograniczeń w dostawie energii udało by się uniknąć.

Zauważane przypadki braku selekcji zabezpieczeń pochodzą częściowo z przyjętegosposobu bezwarunkowego wydłużania szybkiej strefy za szyny następnej stacji. Jeśli pracująpołączone szeregowo 3 linie 110 kV AB o reaktancji 10 W, BC o reaktancji 3 W, CD o reaktancji10 W i zdarzy się zwarcie na środku drugiej linii BC, to wyłączą się pola A->B, B->C, C->B i D->C, ponieważ szybka strefa wydłużona w A->B i D->C wynosi 1,15 *10= 11,5 W i sięga dozwarcia, ewentualnie któreś starsze przekaźniki mogą nie zdążyć podać impulsu wyłączającego.Stacje B i C są na chwilę pozbawione napięcia. Następuje SPZ, który może też zawieść, potemskrócenie wydłużonych stref i ostatecznie zwarcie trwałe będzie wyłączone przez B->C i C->B.Takie rozwiązania są zawodne, bardzo stare, były stosowane już 50 lat temu i aż wstyd je stosować,szczególnie, gdy w polach już wiszą przekaźniki dostosowane do znacznie bardziejcywilizowanego sposobu współpracy. Jednym ze sposobów jest współpraca zabezpieczeńodległościowych przez łącze, a taniej przez kanał łącza, które może być używane do innych celów.Jeszcze tańsze rozwiązanie (bez łącza) dla zwarć 1-f polega na szybkim wyłączeniu gdyzabezpieczenie wyczuje, że w fazach zdrowych przestał płynąć prąd, co oznacza wyłączenie naprzeciwnym końcu. Można też stosować opóźnione wydłużenie strefy, Namawiam przedstawicieliproducentów zabezpieczeń do opisania w Automatyce Elektroenergetycznej dostępnych w ichzabezpieczeniach nowoczesnych sposobów współpracy zabezpieczeń, umożliwiających objęciecałej linii z czasem rzędu 0,1 s.

3. Przeciwdziałanie zakłóceniom ciągłości zasilania, które stwarza system elektroenergetyczny

W systemie elektroenergetycznym niezbędne są EAZ prewencyjne, przeciwdziałającezakłóceniom ciągłości zasilania, bez tych automatyk system elektroenergetyczny nie możepracować bezpiecznie. Są to EAZ prewencyjne: - Samoczynnego Częstotliwościowego Odciążania (SCO), - Samoczynnego Napięciowego Odciążania (SNO),- ostrzeżenia o przeciążeniu i samoczynnego odciążenia,- wykrywania kołysań i samoczynnej reakcji na kołysania.

S C OPo wydzieleniu się z systemu na „wyspę” elektrowni z grupą odbiorów o sumie obciążeń

przekraczającej sumę mocy produkowanych przez elektrownie - automatyka SCO powinnawyłączyć przewidziane do wyłączenia mniej ważne odbiory, aby dać szanse elektrowniomutrzymania się w pracy i zasilania odbiorów niewyłączonych. Skuteczność automatyki SCO dla poprawy ciągłości zasilania ujawnia się w chwili zadziałaniaukładów SCO, bo miarą skuteczności jest utrzymanie się elektrowni w pracy. Skuteczność grupyukładów SCO jest czymś więcej niż prawidłowość działania tej grupy, bo mimo prawidłowegodziałania układów SCO elektrownie mogą zostać „uduszone” przez odbiory. Dzieje się tak wtedy,gdy w wydzielonym obszarze stosunek obciążenia do mocy produkowanej jest większy niż 1,6̧ 1,7(być może wartość graniczna zależy od jakichś parametrów).

Otóż pamiętam, że po awarii, polegającej na „wygaszeniu” części systemuelektroenergetycznego, obejmującej 9 generatorów w 3 elektrowniach generujących razem 446MW i zasilającej odbiory o poborze 923 MW, która zdarzyła się w dniu 8 stycznia 1987 roku wpółnocno-wschodniej Polsce - zebrawszy materiały przyjechałam na konsultacje do IASE Wrocław.Mój znakomity rozmówca doc. dr Zbigniew Zieliński na początku rozmowy podzielił

43


zapotrzebowanie 923 MW przez generację 446 MW (=2,07) i wytłumaczył mi, że brak zadziałaniawielu układów SCO w wydzielonym obszarze nie jest ważny, bo z uwagi na obliczony stosunekzapotrzebowania do generacji i tak musiało dojść do wygaszenia systemu, nawet gdyby zadziałało100 % układów SCO. Pokazywał mi - o ile dobrze pamiętam - teoretyczne krzywe załamania iodbudowy częstotliwości w jakimś wydzielonym obszarze przy stosunku zapotrzebowania doprodukcji, wynoszącym kolejno 1,25; 1,5; 1,75; 2,0. Z porównania przebiegów f= funkcja (t [s])wynikało, że w rzeczywistości już przy stosunku zapotrzebowania do generacji wynoszącym 1,75można było stracić nadzieję na odbudowę częstotliwości.

S N ONowy rodzaj automatyki zabezpieczeniowej prewencyjnej: Samoczynne Napięciowe

Odciążanie (SNO) - znany jest w niektórych krajach Europy i Świata, a również w Polsce w tychZakładach Energetycznych, które umiały wyciągnąć wnioski z doświadczonych na swoim tereniezjawisk zapadu napięcia i zrealizowały odciążanie podnapięciowe, czynne stale lub okazjonalnie. Z obszarem sieci z zapadem napięcia trzeba się obchodzić bardzo ostrożnie, tj. można robić tylko toco go wzmacnia (np. zmniejszanie obciążenia), nie wolno robić tego co osłabia, np. nie wolnoprzerywać powiązań.

Mierzalna skuteczność automatyki SNO w poprawie ciągłości zasilania będzie polegała nawyjściu z zapadu napięcia, tj. doprowadzeniu do napięcia > 99 kV.

Trudno oceniać skuteczność automatyki SNO w niedopuszczeniu do wydzielenia wyspy iwygaszenia systemu na wyspie, bo zapad napięcia może, ale nie musi doprowadzić do wydzieleniai wygaszenia.

O s t r z e ż e n i e o p r z e c i ą ż e n i u i s a m o c z y n n e o d c i ą ż a n i eJeszcze inny rodzaj automatyki zabezpieczeniowej prewencyjnej: ostrzeżenie o przeciążeniu

elementu sieci, pozwala na zmianę płynącej mocy w kierunku jej zmniejszenia dla odciążeniaelementu sieci, przez co unika się wypadnięcia elementu z pracy i przeciążenia następnychelementów sieci, i w sumie do wygaszenia części systemu. Tu uwaga ! w rozpływ mocy możnaingerować przez zmniejszenie produkcji, przez zmniejszenie odbiorów (ręczne odciążenie napolecenie), przez dołożenie równoległego powiązania na zasilaniu ale nigdy przy przepływie mocyprzez różne tory równoległe nie wolno rozpinać tych torów: bo jeśli przepływ na jakimś z powiązańsię polepszy, to na innym musi się pogorszyć ! (to komentarz do awarii włoskiej w dniu 28września 2003 roku)

Mierzalna skuteczność automatyki ostrzegania o przeciążeniu w poprawie ciągłościzasilania będzie polegała na wyjściu elementu ze stanu przeciążenia i jego utrzymaniu w pracy, ażdo następnego sygnału o przeciążeniu.

W y k r y w a n i e k o ł y s a ń i s a m o c z y n n a r e a k c j a n a k o ł y s a n i aStosowane dawniej w stacjach przyelektrownianych automatyki przewencyjne typu APKO

są zastępowane przez zabezpieczenia od utraty synchronizmu przez generatory. Zagadnienie to pojawia się w energetyce rozproszonej. Wszystkie niewielkie generatory

wyposażane są przez wytwórców w zabezpieczenia Q mające reagujące na zmianę kąta generatoraw stosunku do sieci i okazuje się, że w niektórych rejonach kraju takie zabezpieczenia reagują naznacznie dalsze zakłócenia niż w innych rejonach (to zależy od mocniejszego lub słabszegopowiązania tych rejonów liniami NN). Ewentualne wyłączanie generatorów na wyspę inną niżwłasne potrzeby zakładu przemysłowego posiadającego generator jest możliwe tylko podwarunkiem, że te „inne odbiory” będą zasilane z szyn zainteresowanego zakładu przemysłowego.

44


4. Jak zwiększyć skuteczność EAZ w poprawie ciągłości zasilania

Skuteczność EAZ eliminacyjnej w poprawie ciągłości zasilania niezwykle zależy od cech tejautomatyki, takich jak selektywność, czułość i szybkość działania. Trzy przykłady pokażą wyraźnieznaczenie każdej z tych cech.S e l e k t y w n o ś ć d z i a ł a n i a

Brak selektywności powoduje wyłączenie z pracy elementów, które w niej powinnypozostać, to osłabia system i powoduje przeciążenia elementów pozostających w pracy. Otokrańcowy przykład do czego doprowadził brak selektywności: w dniu 2 lipca 1996 roku o godz.2:14 w USA linia 345 kV Jim Bridger-Kinport wyłączyła się z powodu zwarcia do drzewa i w tejsamej sekundzie linia do niej równoległa wyłączyła się nieselektywnie błędnie interpretując miejscezwarcia . To jedno nieselektywne wyłączenie uruchomiło lawinę wyłączeń (jak popchnięty klocek„domina”) i rozpętało awarię, w której 2 miliony odbiorców utraciło zasilanie, przywracane im wczasie od 5 minut do ponad 6 godzin; skutki awarii dotknęły 14 stanów USA, 2 prowincje Kanady ipn. część Baja Kalifornia w Meksyku.

C z u ł o ś ć d z i a ł a n i aBrak czułości kierunkowej zabezpieczeń LH1 w polach linii blokowych w R220 kV

Rogowiec (miały działać inaczej przy zwarciu na linii blokowej, a inaczej przy zwarciu „z tyłu” naszynach, ale okazało się, że przy zwarciu na szynach mając U bliskie zeru nie umiały rozróżnićkierunku) był przyczyną, że przy zwarciu na szynach 220 kV nastąpiło odwzbudzenie izatrzymanie generatorów i 6 minutowy zupełny brak napięcia na potrzebach własnych ElektrowniBełchatów w dniu 17.09.1985 roku, w tym napięcia dla obracarek.

S z y b k o ś ć d z i a ł a n i a Klienci energetyki życzą sobie, żeby w otrzymywanym napięciu wynikające ze zwarć

zapady napięcia (wartość między 1% i 90% Un) zdarzały się jak najrzadziej i były jak najkrótsze. Stąd zachodzi konieczność skracania czasu zwarć. Uwzględniając fakt podtrzymywania napięciaprzez silniki do około 100 ms - można powiedzieć, że przy zwarciach w sieci wyłączanych w czasiedo 100 ms, odbiory w zakładach przemysłowych na ogół nie odczuwają zaniżenia napięciazasilającego. Trwające długo zwarcie niszczy urządzenia, które wymagają naprawy, wymiany,zasilanie drogą rezerwową może pogorszyć warunki zasilania.

Dla elementów sieci przez które przepływają przy zwarciu duże prądy szybkość wyłączaniazwarć ma znaczenie kapitalne. Wymagania szybkości wyłączania przy zwarciach niektórychelementów sieci idą poniżej wspomnianych 100 ms. Tu muszę nawiązać do wyników analizywykonanej dla transformatorów blokowych 426 MVA 22kV/400kV Elektrowni Bełchatów, które wprzypadku zwarcia od strony górnego napięcia wymagają wyłączenia w czasie do 40 ms z uwagi naciśnienie wytwarzanego podczas zwarcia gazu, mogącego rozerwać kadź. I Elektrownia tewymagania spełniła. Chcę tu zaznaczyć, że mówienie o rozerwaniu kadzi przy zwarciu trwającymdłużej (np. 50 ms ¸ 100 ms), to nie jest straszenie, bo takie przypadki są nam znane.

Korzyści z krótkiego czasu trwania zwarcia są niezmierne. Nigdy nie zapomnę zwarcia naszynach 110 kV EC Żerań o mocy zwarcia blisko 5000 MVA, trwającego 50 ms (2,5 okresu),którego śladów nikt nie mógł znaleźć. Jedyne ślady to pobudzenia zabezpieczeń i 2,5 okresu prąduzwarcia na taśmach rejestratorów.

45


Dla klientów energetyki dalsze skracanie czasu trwania zwarcia ma wielkie znaczenie wzakresie bezpieczeństwa. W latach 60-tych przy uruchamianiu każdej stacji uproszczonejdoprowadzano do zamknięcia 1-f zwieracza i obserwowano skutki rozpływu prądu zwarcia przezlepiej lub gorzej wykonane uziemienie stacji, obserwowano zjawisko wynoszenia potencjału pozastację, były stawiane transformatory bezpieczeństwa, wyasfaltowano ogródek w przedszkoluprzylegającym do stacji. Zlikwidowanie zwieraczy nie uwolniło stacji 110 kV od zwarć 1-f, tylkospowodowało, że te zwarcia będą rzadziej. Mieszkając obok rozdzielni wnętrzowej 110/ŚNprzyjemniej wiedzieć, że czasy zwarć w niej są £ 50 ms a nie £ 100 ms.

5. Co poza EAZ może poprawić ciągłość zasilania

Konieczne jest poszerzenie wycinek na linie, walka z ptactwem metodamipsychologicznymi, skracanie czasu trwania zwarć, bardzo wnikliwe analizowanie wszelkichzauważonych nieselektywnych wyłączeń, budowanie bezpieczniejszych zasilań (niestosowaniezasilania z odczepów), więcej szacunku dla klientów energetyki, zaprzestanie myślenia: zrobi sięjakkolwiek, w razie czego ubezpieczyciel zapłaci. Poprawę ciągłości zasilania w sieci o napięci 110kV i wyższym da się monitorować na podstawie zapisów niedostarczonej energii w codziennychraportach dyspozytorów.

6. Bibliografia

[1] Jarosław Babiński, Cezary Wnorowski, Krzysztof Woliński: Ocena działania zabezpieczeń iautomatyki SPZ sieci średniego napięcia w latach 1991-2001 w ZE Białystok S.A.Automatyka Elektroenergetyczna, 2002, nr 4, s.34-38.

[2] Jacenty Węgliński: Praca sieci średnich napięć z izolowanym punktem neutralnym wZamojskiej Korporacji Energetycznej S.A., Automatyka Elektroenergetyczna, 1999, nr 3, s.22-26.

[3] Krystyna Przedmojska, Jan Kurek: Analiza zadziałań zabezpieczeń sieci 220-750 kV w 1993roku, Automatyka Elektroenergetyczna, 1994, nr 3, s. 37-38

[4] Krzysztof Woliński: Ocena działania zabezpieczeń i automatyki SPZ linii 110 kV na terenieZakładu Energetycznego Białystok S.A. w latach 1986-1996, AutomatykaElektroenergetyczna, 1997, nr 1 i 2, s. 27-28 i 16-18.

[5] Krzysztof Woliński: Analiza działania zabezpieczeń transformatorów 110/ŚN w latach 1987-1996 na terenie Zakładu Energetycznego Białystok S.A., Automatyka Elektroenergetyczna,1997, nr 3/4, s. 53-56.

[6] Krystyna Przedmojska: Wpływ zmian własnościowo-organizacyjnych w elektroenergetyce napogarszanie się niezawodności systemu elektroenergetycznego, APE’1999.

46


Pewność zasilania. Układy rezerwowego zasilania odbiorców.

Henryk MarkiewiczAntoni Klajn

Politechnika Wrocławska

WstępProjektowanie elektroenergetycznego układu zasilania, zwłaszcza w przypadku zasilania

odbiorców przemysłowych, jest kompromisem pomiędzy niezawodnością zasilania i jakościądostarczanej energii a nakładami na inwestycje i kosztami eksploatacji. Istnieje tu zawsze pewienwybór pomiędzy dążeniem do „idealnej” jakości użytkowanej energii elektrycznej a rozwiązaniembardziej oszczędnym, przy czym należy pamiętać, że zgoda na zbyt ubogi wariant wyposażeniaukładu zasilania i możliwości eksploatacyjnych może skutkować niedostatecznym poziomemniezawodności.

Urządzenia elektryczne są zaprojektowane tak, aby pracowały poprawnie w normalnychwarunkach zasilania, tj. napięcie zasilające i jego częstotliwość powinny być równe wartościomznamionowym, bądź nie przekraczać dopuszczalnych odchyleń od tych wartości znamionowej,powinna być zachowana symetria faz, a środowiskowe warunki eksploatacji nie powinny odbiegaćod określonych przez producenta. Niedotrzymanie tych parametrów może skutkowaćzwiększonymi stratami, obniżoną wydajnością odbiornika, bądź nawet jego uszkodzeniem.Znaczne odchylenia parametrów zasilania mogą ponadto powodować przerwy w pracy wskutekdziałania zabezpieczeń.

Zasadniczym parametrem warunkującym poprawną pracę urządzeń jest napięcie, którym sąone zasilane. Napięcie na zaciskach urządzenia to napięcie użytkowe, natomiast napięcie zasilaniarozumiane przez dostawcę, to napięcie w punkcie zasilania instalacji, np. w złączu. Należyzauważyć, że jakość napięcia użytkowego jest zwykle niższa od jakości napięcia zasilania, wskutekwystępowania spadków napięcia na impedancjach przewodów obwodów odbiorczych oraz wskutekinnych zakłóceń wprowadzanych przez odbiory zasilane z tej instalacji. Dotyczy to w szczególnościinstalacji zasilających urządzenia o nieliniowych charakterystykach obciążenia.

Zakłócenia w pracy urządzeń powodowane przerwami w zasilaniu bądź niedostatecznąjakością energii są zawsze niepożądane i mogą mieć różne, czasem bardzo poważne konsekwencje.Przykładowo w szpitalach mogą spowodować przerwę w operacji bądź w procesie intensywnejterapii. W budynkach użyteczności publicznej takich jak kina, teatry, hale wystawowe itp. gdzie jestzgromadzona znaczna liczba ludzi, przerwa w zasilaniu może być przyczyną paniki, a tym samymśmierci lub kalectwa wielu osób. W wielu gałęziach przemysłu, zwłaszcza tam, gdzie ma miejsceciągły proces technologiczny (przemysł papierniczy, hutnictwo), bądź gdzie odbywa się produkcjaoparta o zaawansowaną technologię (półprzewodniki), przerwa w zasilaniu jest przyczynąznacznych strat materialnych i długich przestojów związanych z cyklem wznowienia produkcji.

Dla większości odbiorców przemysłowych, bądź wydzielonych grup odbiorników u tychodbiorców, określa się indywidualne warunki dotyczące niezawodności zasilania i jakości energiielektrycznej. Zwykle są to wymogi bardziej zaostrzone niż dla odbiorców zasilanych z siecikomunalnej. Często wymagania te mogą być spełnione przy użyciu stosunkowo prostych środków,

47


takich jak niezależne, własne źródło rezerwowego zasilania bądź układ bezprzerwowego zasilania.Obecnie istnieje bogata oferta dostępnych na rynku różnorodnych urządzeń rezerwowego zasilania,a ich wybór zależny jest od właściwości zasilanego odbiornika oraz od dopuszczalnych tolerancjidotyczących rodzaju, czasu trwania i głębokości spodziewanych zakłóceń.

Tabela 1. Kategorie odbiorców energii elektrycznej w zależności od stopnia niezawodności zasilania [5]

KategoriaWymagania

dotycząceniezawodności

Możliwe rozwiązanie Przykładowi odbiorcy

I –podstawowa

Dopuszczalnestosunkowo długieprzerwy w zasilaniu,rzędu wielu minut.

Zasilanie pojedyncząlinią promieniową zsiecielektroenergetycznej.Brak wymogu zasilaniarezerwowego.

Domy jednorodzinne naterenach wiejskich i wrzadkiej zabudowiemiejskiej, nieduże blokimieszkalne.

II – średnia Przerwy w zasilaniunie powinnyprzekraczać kilkudziesiątek sekund

Agregat prądotwórczy.Oświetlenie awaryjne.

Wysokie budynkimieszkalne.

III – wysoka Przerwy w zasilaniunie powinnyprzekraczać 1 sekundy.

Dwie niezależne liniezasilające z systemuelektroenergetycznego isystem zasilaniarezerwowego z pełnąautomatyką sterowaniazasilania rezerwowego.

Duże hotele, szpitale,stacje radiowe itelewizyjne, dworcekolejowe i porty lotnicze.

IV -najwyższa

Zasilaniebezprzerwowe.Niedopuszczalna jestprzerwa w zasilaniuwybranych urządzeń.

Zasilanie bezprzerwoweze źródła rezerwowego.Agregat prądotwórczyprzystosowany dodługotrwałego zasilania.

Wybrane odbiory wobiektach wymienionychw kategorii III, np. saleoperacyjne szpitali,systemy komputerowebanków, giełdy.

Dyspozycyjność D układu zasilania określona jest zależnością:

- m

1i

n

1iFiBi

n

1iFi

tt

t1D

(1)gdzie:

tBi - czas i – tego okresu pracy pomiędzy przerwami zasilania,tFi - czas trwania i – tej przerwy zasilania,m - liczba okresów pracy pomiędzy przerwami zasilania,n - liczba przerw zasilania w rozpatrywanym czasie obserwacji. Czas trwania przerwy w zasilaniu powinien uwzględniać czas niezbędny do wznowienia

przerwanego procesu produkcyjnego, czyli czas upływający od chwili ponownego załączenia

48


zasilania do chwili osiągnięcia pełnej wydajności produkcyjnej. Proces ponownego uruchomieniaprodukcji po wystąpieniu przerwy w zasilaniu wymaga określonego czasu i zwykle trwa on przezpewien czas, ponieważ może być powiązany określoną sekwencją z innymi, wcześniejszymicyklami produkcyjnymi, co znacznie wydłuża czas ponownego osiągnięcia pożądanej wydajności.Na rys. 1 zilustrowano możliwy scenariusz takiego procesu, gdzie:ta – czas przerwy w zasilaniu,tae – zastępczy czas przerwy w zasilaniu określony na podstawie kosztów strat produkcyjnych,ts – czas niezbędny do uruchomienia procesu technologicznego,Ee – standardowa wydajność rozpatrywanego procesu.

EEe

ta tstae

t

Rys. 1. Przebieg wydajności produkcji podczas wystąpienia przerwy w zasilaniu. (Opis oznaczeń w tekście)

Typowy, rzeczywisty czas przerwy w zasilaniu ma przebieg przedstawiony na rys. 1, gdzieczas przerwy (ta) jest powiększony o czas (ts), odpowiadający scałkowanej, zakreskowanejpowierzchni. Z drugiej strony koszt przerwy w zasilaniu nie zawsze jest wprost proporcjonalny doczasu trwania przerwy, co ilustruje kilka przykładowych przebiegów na rys. 2.

1

2

Kos

zty,

oś

nies

kalo

wan

a

3

4

Czas, oś nieskalowanaRys. 2. Typowe charakterystyki zależności kosztów przerw w zasilaniu od czasu ich trwania

49


Pierwszy z nich (przebieg 1, rys. 2) to sytuacja, gdy koszty strat zawierają składnik stały,niezależny od czasu trwania przerwy w zasilaniu. Przykładem może tu być produkcja papieru, wktórej masa papierowa jest zamieniana w papier w efekcie wielokrotnego walcowania i kolejnychfaz suszenia, wymagających stałego sterowania naciągiem uzyskiwanej taśmy papieru. Awariaprocesu sterowania powoduje zatrzymanie procesu oraz konieczność usunięcia i likwidacji masyznajdującej się wewnątrz unieruchomionych maszyn – czynność wymagająca wielu roboczo-godzinpracy. W takim przypadku koszty strat są wysokie i jedynie w niewielkim stopniu zależne od czasutrwania przestoju.

Innym przykładem zależności kosztów strat od czasu przestoju jest krzywa 2 na rys. 2,ilustrującej handel detaliczny produktami nie ulegającymi łatwemu zepsuciu. Początkowe kosztystrat są w tym przypadku niewielkie i rosną w przybliżeniu proporcjonalnie do czasu trwaniaprzerwy w zasilaniu.

Lina 3 na rys. 2 reprezentuje koszty strat w przypadku awarii zasilania w systemieprzetwarzania danych. Taki obiekt posiada zwykle rezerwowe źródło zasilania bezprzerwowego(UPS), które przejmuje obciążenie w początkowym okresie po wystąpieniu awarii. Stądpoczątkowe koszty strat są niewielkie. Jeśli jednak czas awarii zasilania podstawowego przekraczamaksymalny czas zasilania rezerwowego należy przeprowadzić awaryjne zachowanie posiadanychinformacji i przerwać bieżącą obsługę systemu. W takiej sytuacji koszty awarii gwałtownie rosną,co ilustruje skokowa zmiana krzywej 3 na rys. 2. Powrót do stanu wyjściowego po przywróceniuzasilania podstawowego powoduje dodatkowy wzrost kosztów awarii.

Inny przebieg krzywej kosztów braku zasilania, której przykładem może być ferma drobiu,ilustruje krzywa 4 (rys. 2). Krótki czas przerwy, zwykle do kilku bądź kilkunastu minut, niepowoduje jeszcze strat. Jeśli natomiast przerwa jest dłuższa, wówczas straty spowodowane brakiemwentylacji i uduszeniem się drobiu gwałtownie rosną, proporcjonalnie do czasu utrzymywania sięprzerwy w zasilaniu.

Przedstawione scenariusze, choć reprezentują różne rodzaje procesów produkcyjnych, mająkilka cech wspólnych. Po pierwsze, jeśli czas trwania przerwy w zasilaniu osiągnie pewnąkrytyczną wartość, to koszty strat ponoszonych przez odbiorcę mogą osiągnąć wartość stawiającąpod znakiem zapytania opłacalność produkcji. Po drugie przerwa w zasilaniu i jej skutki mogąpowodować niezadowalającą jakość usług świadczonych przez odbiorcę dla swych klientów, a tymsamym być przyczyną utraty zaufania w przyszłości. Odnosi się to w szczególności do zasilaniaodbiorców prowadzących produkcję czy świadczących usługi w systemie „just in time”, jak np.druk prasy, gdzie cykl opracowania, pisania, druku i rozprowadzania trwa krótko, od jednego dokilku dni.

URZĄDZENIA ZASILANIA REZERWOWEGO

Wstęp

Do istotnych parametrów urządzeń zasilania rezerwowego zalicza się:• moc i ilość zgromadzonej energii,• czas przełączenia, czyli czas upływający od chwili zaniku napięcia na źródle zasilania

podstawowego do chwili zasilenia odbiorów ze źródła rezerwowego,

50


• maksymalny czas trwania zasilania rezerwowego,• sprawność,• koszty instalacji i utrzymania.

Idealnym źródłem zasilania rezerwowego byłoby takie, które ma nieograniczony zasóbenergii, dostatecznie dużą moc, zerowy czas przełączania, nieograniczony czas zasilaniarezerwowego i niskie koszty eksploatacji. Ponieważ źródło takie nie istnieje, rozwiązaniapraktyczne polegają na wyborze określonych kompromisów. Wybór parametrów urządzenia zależyod rodzaju obiektu i dostarczonych założeń. Przykładowo urządzenia przetwarzania danychwymagają rzeczywistego bezprzerwowego zasilania, tj. zerowego czasu przełączania, aby zapobiecutracie danych. Innym wymaganiem może być określony, minimalny czas pracy awaryjnejurządzenia z zerowym czasem przełączania, przykładowo 20 minut, po czym zasilanie rezerwowepowinno być zapewnione przez inne źródło zasilania zdolne do pracy przez znacznie dłuższy czas.Pierwszym z tych urządzeń może być przykładowo UPS z zerowym czasem przełączania, podczasgdy funkcję drugiego może spełniać agregat prądotwórczy wyposażony również w UPS niezbędnydo rozruchu silnika agregatu. Całkowicie odmienne założenia, co do zasilania rezerwowego, należyspełnić w przypadku odbiorców przemysłowych o dużej mocy zainstalowanych urządzeń.Przykładowo w fabryce papieru moc zainstalowanych silników elektrycznych jest na tyle duża, żezasilanie rezerwowe przy pomocy układu UPS nie zapewniłoby ciągłości produkcji w racjonalnieuzasadnionym okresie czasu. Dlatego w takich przypadkach niezbędna jest realizacja zasilaniarezerwowego przy pomocy niezależnej linii elektroenergetycznej.

Przedmiotem tego rozdziału jest omówienie metod i urządzeń zasilania rezerwowego,których wykaz zawarto w tabeli 2 i przedstawiono graficznie na rys. 3. Ponadto tabela 2 zawieraporównawcze zestawienie parametrów omawianych układów.

Niezależna linia elektroenergetyczna

Rezerwowe zasilanie przy pomocy niezależnej linii elektroenergetycznej stosowane jest wprzypadkach odbiorców pobierających znaczne wartości mocy, gdzie ma miejsce ciągły procestechnologiczny, a koszty budowy dodatkowej linii są ekonomicznie uzasadnione. Przykłademtakich odbiorców mogą być zakłady papiernicze lub stalownie. Przez niezależną linięelektroenergetyczną rozumie się rozwiązanie, w którym awaria, np. zwarcie występujące na jednejz linii nie powoduje równoczesnego wyłączenia drugiej, a wyłączenie obydwu z nich jest sytuacjąbardzo mało prawdopodobną. Oceny takiej należy dokonać w oparciu o topologię układu zasilania,a właściwe rozwiązanie wymaga niejednokrotnie budowy długiej, a tym samym kosztownej, liniielektroenergetycznej.

Zastosowanie drugiej, niezależnej linii elektroenergetycznej nie oznacza, że nie zachodzipotrzeba zastosowania innego, dodatkowego urządzenia zasilania rezerwowego. Znaczna liczbazaburzeń napięcia zasilającego to zapady powodowane zwarciami w systemie. Ze względu nakrótkotrwały i przemijający charakter tych zakłóceń, niejednokrotnie uzasadnione jest instalowanieinnych urządzeń poprawiających jakość napięcia zasilającego. Roli takiej nie może natomiastspełniać rezerwowa linia zasilająca, która zasadniczo służy do przejęcia obciążenia na dłuższyokres czasu.

51


Agregaty prądotwórcze

Agregaty prądotwórcze składają się z jednego bądź większej liczby wysokoprężnychsilników spalinowych będących źródłem energii mechanicznej, generatora służącego do zamianyenergii mechanicznej na elektryczną, regulatorów prędkości kątowej, układu sterowania irozdzielnicy elektrycznej. Urządzenia te są przystosowane do stosunkowo długiego czasu pracy,zwykle od kilku godzin do kilku dni, a w niektórych przypadkach nawet do pracy ciągłej. Agregatyprądotwórcze są dostępne w szerokim zakresie mocy znamionowych, przeciętnie od kilku kW dokilku MW. Większe jednostki, o mocach kilku MW i większych mogą być napędzane turbinamigazowymi i są stosowane również do pokrywania dobowych szczytów obciążenia w systemieelektroenergetycznym.

Tabela 2. Porównanie podstawowych właściwości urządzeń i metod rezerwowego zasilania.

Rodzajmetody/urządzenia

Zasób mocy Czas przełączenia Koszt instalacji

rezerwowa, niezależnalinia zasilająca z sieci el.-en.

nieograniczony bardzo krótki bardzo wysoki

agregat prądotwórczy praktycznienieograniczony

od długiego do bardzokrótkiego

od średniego dowysokiego

baterie akumulatorów średni bardzo krótki niskiukłady zasianiabezprzerwowego (UPS)

średni bardzo krótki średni do wysokiego

kompresyjne zasobnikienergii

niski dośredniego

bardzo krótki średni do wysokiego

sprê¿onepowietrze

G

CAES

bardzoszybkieprzełą-czenie

G 3

M

G 3 GM3

Agregaty prądotwórcze Baterie akumulatorów UPS

załączeniew czasie

kilku minut

załącze-nie

szybkie

zasilaniebezprzer-

woweoświetlenie awaryjne zasilanie bezprzerwowe

VFD VI VFI

Rys. 3. Rodzaje urządzeń zasilania rezerwowego

Agregaty prądotwórcze znajdują również szereg innych, specjalnych zastosowań jako źródłoenergii elektrycznej w miejscach gdzie nie ma dostępu do sieci elektroenergetycznej, jak to mamiejsce np. na statkach. Innym szczególnym zastosowaniem agregatów jest zasilanie urządzeńpobierających krótkotrwale, lecz jedynie raz na jakiś czas znaczną wartość mocy, jak to ma miejscenp. przy oświetleniu stadionów podczas zawodów sportowych. Zastosowania takie nie będąomawiane w tej części poradnika.

52


Agregaty prądotwórcze mogą posiadać dwa różne rozwiązania, oznaczone tu umownie jakogrupa I i grupa II.

Grupa I to agregaty, których uruchomienie następuje w chwili wystąpienia awarii (rys. 4 a,b). Do rozruchu silnika wysokoprężnego używana jest zwykle bateria akumulatorów. Czasprzełączenia ma w tym rozwiązaniu znaczne wartości i jest równy czasowi upływającemu od chwiliwystąpienia przerwy w zasilaniu do chwili osiągnięcia przez generator pełnej gotowości doobciążenia. W najprostszych rozwiązaniach agregaty są załączane ręcznie (rys. 4a). Obecnie jednakwiększość agregatów prądotwórczych zainstalowanych jako źródło zasilania rezerwowego jestzałączana automatycznie (rys. 4b), przy czym typowe czasy przełączania zawierają się w zakresieod 6 do 15 sekund dla małych jednostek, do ok. 180 s dla jednostek o znacznej mocy. W wielurozwiązaniach silniki spalinowe agregatów są w sposób ciągły podgrzewane podczas postoju dotemperatury roboczej, w celu skrócenia czasu trwania rozruchu, a tym samym czasu przełączeniaoraz zdolności do przejęcia pełnej mocy znamionowej w bardzo krótkim czasie.

odbiory

Zasilanie podstawowe z siecielektroenergetycznej

12 3

a)

odbiory

Zasilanie podstawowe zsieci elektroenergetycznej

b)

4

c)

odbiory


5

6

odbiory


5

d)

6

Rys. 4. Różne układy agregatów prądotwórczych.1 – silnik spalinowy z rozrusznikiem, 2 – sprzęgło, 3 – generator, 4 – rozdzielnica, 5 – koło zamachowe, 6 - silnikelektryczny do napędu generatora i koła zamachowego: a) z rozruchem ręcznym, b) z rozruchem automatycznym zczasami przełączenia od kilku sekund do ok. 180 s, c) i d) z kołem zamachowym, przy czasach przełączeniaodpowiednio 0,5 – 2 s i bezprzerwowo

53


Grupa II to agregaty o znacznie krótszych czasach przełączania: od ok. 2 s (rys. 4c) doprzełączenia bezprzerwowego (rys. 4d). Układy te są wyposażone w koła zamachowe o znacznejmasie, połączone na stałe z wirnikiem generatora. W normalnych warunkach zasilania generator ikoło zamachowe są stale napędzane przez silnik elektryczny z prędkością równą prędkościsynchronicznej maszyny. W rozwiązaniu z rys. 4.c, a silnik pokrywa jedynie straty biegu jałowegogeneratora i koła zamachowego. W chwili przerwy w zasilaniu podstawowym następujeautomatyczne połączenie koła zamachowego z silnikiem spalinowym poprzez sprzęgłoelektromagnetyczne. Dzięki energii mechanicznej zgromadzonej w kole zamachowym następujeszybki rozruch silnika, który zaczyna napędzać generator. Czas upływający od chwili rozruchusilnika spalinowego do gotowości generatora do obciążenia jest krótki i zawiera się w zakresie od0,5 s do 2 s.

W układzie widocznym na rys. 4d, w normalnych warunkach pracy odbiory są zasilane nie zsieci lecz z generatora, który jest napędzany przez silnik elektryczny o odpowiednio dużej mocy,zasilany z sieci. W przypadku przerwy w zasilaniu z sieci sprzęgło elektromagnetyczne łączy kołozamachowe z silnikiem spalinowym, który przejmuje napęd generatora. Odbiory zasilone sąpraktycznie bezprzerwowo, jedynie z niewielkim możliwym do wystąpienia obniżeniem napięcia wchwili przejmowania obciążenia przez silnik spalinowy. Na rys. 5 przedstawiono różne możliwerozwiązania układu z kołem zamachowym z rys. 4c i 4d.

M/G

Sieć

1

2

3 4

MG

Odbiory

Sieć

5 6

M/GG

Sieć

Odbiorygrupy 1

Odbiorygrupy 2

Odbiory

Rys. 5. Rozwiązania agregatów prądotwórczych wyposażonych w koła zamachowe z zerowym czasem przełączania.1. z generatorem pracującym w normalnych warunkach zasilania jako silnik 2. z generatorem napędzanym przez silnik elektryczny 3. z generatorem napędzanym w normalnych warunkach pracy przez maszynę silnik/generator.

Obciążenie 1 – część obciążenia zasilanego bezprzerwowo, Obciążenie 2 – część obciążenia, dla którego dopuszczalnajest krótka przerwa w zasilaniu podczas przełączania na zasilanie rezerwowe z maszyny silnik/generator lub powrotu dozasilania z sieci.

1 – silnik spalinowy lub turbina2 – sprzęgło elektromagnetyczne3 – koło zamachowe4 – generator synchroniczny przystosowany również do pracy jako silnik5 – generator6 – silnik elektryczny

Odpowiednio zaprojektowane i dobrane agregaty prądotwórcze spełniają dobrze większośćwymagań stawianych układom rezerwowego zasilania, włącznie z zasilaniem bezprzerwowym.Odpowiedni dobór parametrów generatora, przede wszystkim jego mocy i impedancji wewnętrznejzapewnia dobrą jakość dostarczanej energii elektrycznej. Z drugiej strony agregaty, zwłaszcza te owiększych mocach znamionowych, mają również swoje wady. Głośna praca (średnio 70-95 dB),znaczne masy i duże rozmiary, odpowiedniej wielkości zbiornik paliwa, układ zasilania

54


powietrzem i układ wydechowy – wszystko to powoduje, że urządzenia te powinny być instalowanew osobnych budynkach, z dala od budynków mieszkalnych bądź miejsc pracy ludzi.

Baterie akumulatorów

Baterie akumulatorów, to najczęstsze źródło zasilania stosowane w elektronicznychukładach UPS jak również w niektórych rozwiązaniach opisanych wyżej agregatówprądotwórczych jako źródło energii do rozruchu silników spalinowych i do sterowania układówautomatyki. Są one również szeroko stosowane jako autonomiczne źródła rezerwowego zasilanianiektórych obwodów, takich jak oświetlenie awaryjne, sprzęt bezpieczeństwa i układytelekomunikacyjne. Baterie akumulatorów są często stosowane do zasilania odbiorników prądustałego bądź odbiorników, które mogą być zasilane zarówno prądem stałym jak i przemiennym, np.źródła światła. Baterie akumulatorów stosowane do zasilania odbiorników prądu przemiennego sąwyposażane w układy falownikowe.

Przykładem innego zastosowania baterii akumulatorów są bateryjne zasobniki energiiinstalowane niekiedy w sieci rozdzielczej średniego napięcia i służące do pokrywania niedoborówmocy w dobowych szczytach obciążenia. Ten przykład zastosowania baterii akumulatorów nie jestjednak omawiany w tym poradniku.

Układy baterii akumulatorów jako autonomiczne źródła rezerwowego zasilania funkcjonujązwykle według dwóch sposobów działania. Pierwszy z nich polega na przełączeniu odbiorów nazasilanie bateryjne po zaniku napięcia źródła podstawowego (rys. 6a). W rozwiązaniu drugimobciążenie jest stale zasilane z baterii akumulatorów, która w sposób ciągły jest doładowywana zsieci podczas normalnego stanu pracy (rys. 6b).

Siećb)S1

2

Sieća)

OdbioryDC

S12

SiećSieć

OdbioryDC

OdbioryDC

OdbioryDC

Rys. 6. Różne rozwiązania zasilania odbiorników prądu stałego z użyciem układów prostownikowych i bateriiakumulatorów jako źródła rezerwowego

a) układ z łącznikiem S b) układ bezprzerwowego zasilania 1 – zasilanie z sieci w normalnym stanie pracy2 – zasilanie rezerwowe z baterii akumulatorów

55


W układzie na rys. 6a odbiory prądu stałego w normalnych warunkach pracy są zasilane zsieci poprzez prostownik, podczas gdy bateria akumulatorów jest stale doładowywana poprzezodrębny układ prostownikowy. W chwili zaniku napięcia na źródle zasilania podstawowego, lubgdy to napięcie odbiega od dopuszczalnych tolerancji, odbiory są przełączane na zasilanie z bateriiprzy pomocy łącznika S z krótkim, lecz większym od zera czasem przełączenia. Tego rodzajuukłady rezerwowego zasilania są przykładowo stosowane w instalacjach oświetlenia awaryjnego ioświetlenia bezpieczeństwa.

W układach z rys. 6b odbiory prądu stałego są podłączone bezpośrednio do układuprostowniczego równolegle z baterią akumulatorów. Podczas normalnego stanu pracy prostownikzasila odbiory oraz w sposób ciągły doładowuje baterię. W przypadku braku napięcia sieci odbioryzasilane są bezpośrednio z baterii. Czas przełączenia jest zerowy, dlatego takie rozwiązanie jeststosowane w układach, w których niedopuszczalne są najkrótsze nawet przerwy w zasilaniu, np. wzasilaniu sprzętu komputerowego. Układy tego typu są obecnie stosowane w wielu urządzeniachpowszechnego użytku wymagających podtrzymania zasilania jak np. odtwarzacze video czyodbiorniki radiowe z funkcją budzenia w celu poprawy ich funkcjonalności i komfortuużytkowania. Zerowy czas przełączania jest podstawową zaletą tych układów. Jednakniezawodność układu z rys. 6a jest wyższa w porównaniu z układem z rys. 6b, ponieważ bateria wukładzie pierwszym jest zasilana poprzez niezależny prostownik. Sprawność baterii akumulatorówjako źródeł rezerwowego zasilania jest szacowana w zakresie 90-97%.

Pojemność baterii powinna być wystarczająca do zasilania odbiorów aż do powrotu napięciasieci lub na cały wymagany czas ewakuacji bądź na założony czas trwania akcji ratowniczej.Ponieważ czas ładowania baterii znacznie przekracza czas jej rozładowania, dlatego cykl pracytakich układów jest stosunkowo krótki w porównaniu z wymaganym czasem ponownegoładowania. Czas ładowania całkowicie rozładowanej baterii nie powinien przekraczać 6 godzin.

Oświetlenie rezerwowe ma szczególne znaczenie w niektórych budynkach użytecznościpublicznej , takich jak np. hale wystawowe i sportowe, teatry, kina, duże budynki biurowe itp.Instalacje projektowane do zasilania oświetlenia awaryjnego, jako rozwiązanie standardowe mająprzewidziane zasilanie rezerwowe. Sale operacyjne w szpitalach mają podobne, choć bardziejzaostrzone wymagania co do rezerwowego zasilania oświetlenia. Źródła światła w oświetleniuawaryjnym są często tak dobrane, aby mogły być zasilane zarówno napięciem przemiennym ja istałym, a ciągłość zasilania jest warunkiem znacznie ważniejszym od jakości energii elektrycznej.Przykładowy układ oświetlenia awaryjnego przedstawiono na rys. 7.

Sieć

OdbioryAC/DC

Rys. 7. Układ zasilania odbiorników, które mogą pracować zarówno na napięciu przemiennym jak i stałym; bateriaakumulatorów jest rezerwowym źródłem zasilania; przełączenie następuje z krótkim czasem przerwy

56


UKŁADY ZASILANIA BEZPRZEROWEGO (UPS)

Klasyfikacja układów UPS

Układy UPS są obecnie powszechnie stosowane jako źródła zasilania rezerwowego przedewszystkim tam, gdzie czas przełączania powinien być bardzo krótki bądź zerowy. Statyczne układyUPS są obecnie produkowane w szerokim zakresie mocy znamionowych od 200 VA do 50 kVA(układy jednofazowe) i od 10 kVA do około 4000 kVA (układy trójfazowe). Chociażpodstawowym zadaniem UPS jest rezerwowe zasilanie, niektóre z tych układów są równieżstosowane do lokalnej poprawy jakości energii elektrycznej. Sprawność układów UPS jest bardzowysoka: straty mocy zawierają się od 3% do 10 %, zależnie od liczby przekształtników i rodzajuzastosowanej baterii akumulatorów.

Podstawowa klasyfikacja układów UPS jest określona w normie IEC 62040-3opublikowanej w roku 1999, przyjętej przez CENELEC jako norma EN 50091-3 [1]. Normarozróżnia trzy klasy układów UPS, przy czym za podstawę klasyfikacji przyjęto wzajemnązależność wartości napięcia wejściowego i jego częstotliwości od parametrów napięcia na wejściuukładu:• VFD (output Voltage and Frequency Dependent from mains supply) - wartość i częstotliwość

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

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

napięcia wyjściowego są niezależne od parametrów napięcia zasilajacego.

W praktyce ta klasyfikacja odpowiada innemu podziałowi układów UPS, uwzględniającegoich strukturę wewnętrzną:

• układy o biernej gotowości (passive standby)• układy liniowo interaktywne (line interactive)• układy o podwójnej konwersji (double conversion).

Podstawowe właściwości trzech wymienionych rozwiązań układów UPS wraz z ich krótkimopisem zawarto w tabeli 3.

Tabela 3. Klasyfikacja i podstawowe właściwości znormalizowanych klas układów UPS

Klasyfikacja wg EN 50091-3

VFD VI VFIUkłady o biernej

gotowościUkłady liniowo

interaktywneUkłady o podwójnej

konwersjiKoszt niski średni wysokiRegulacja napięcia brak ograniczona takRegulacjaczęstotliwosci

brak brak tak

Czas przełączenia krótki zero zero

57


Układy UPS o biernej gotowości (VFD)

W tym rozwiązaniu UPS (rys. 8) rozróżnia się dwa tryby pracy. W trybie pracy normalnej,tj. przy zasilaniu ze źródła podstawowego, odbiory zasilane są bezpośrednio z sieci (1, rys. 8),opcjonalnie poprzez układ filtrująco-kondycjonujący mający na celu eliminację składowychprzejściowych w napięciu wejściowym i stabilizację jego wartości. Bateria akumulatorów jest staledoładowywane poprzez prostownik (2, rys. 8). W trybie zasilania rezerwowego odbiory są zasilanez baterii akumulatorów poprzez falownik (3, rys. 8). Przełączenie z trybu pracy normalnej do trybuzasilania rezerwowego następuje poprzez przełączenie łącznika S (rys. 8) gdy parametry napięciasieci wykraczają poza dopuszczalne tolerancje zmian. Rozwiązanie takie wymaga określonegoczasu przełączenia, który jest zwykle bardzo krótki, lecz jego wartość nie jest znormalizowana.Typowy czas zasilania rezerwowego tych układów wynosi 3 godziny, podczas gdy ponowne, pełnenaładowanie baterii akumulatorów trwa 6 godzin.

Opisane rozwiązanie jest najprostszym układem UPS, o zwartej budowie i stosunkowoniskiej cenie. Do jego wad należy zaliczyć brak separacji odbiorników od zakłóceń napięcia siecioraz brak możliwości regulacji wartości napięcia wyjściowego i jego częstotliwości. Niezerowyczas przełączenia zasilania ze źródła podstawowego na rezerwowe oznacza, że istnieje krótka, leczokreślona przerwa zasilania podczas zmiany trybu pracy z normalnego na rezerwowy, przez corozwiązania te nie nadają się do stosowania w wielu instalacjach, w szczególności w systemachinformatycznych.

Sieć

Odb

ioryS

1

B2 3

Rys. 8. Schemat blokowy ilustrujący budowę i zasadę działania układu UPS o biernej gotowości (VFD).S – łącznik, B – bateria akumulatorów, 1 – tryb pracy w normalnych warunkach zasilania, 2 – ładowanie bateriiakumulatorów w normalnych warunkach pracy, 3 – tryb zasilania rezerwowego

Układy liniowo interaktywne (VI)

Topologię układu liniowo-interaktywnego przedstawiono na rys. 9. Przekształtnik jestukładem dwukierunkowym, tj. działa on jako prostownik do ładowania baterii akumulatorów wtrybie pracy normalnej, bądź jako falownik w trybie zasilania rezerwowego, gdy parametry napięciasieci wykraczają poza dopuszczalne tolerancje zmian.

Wyróżnia się trzy tryby pracy UPS liniowo interaktywnego. W trybie pracy normalnejodbiory zasilane są poprzez łącznik statyczny, energią kondycjonowaną. Przekształtnik pracujerównocześnie jako układ kondycjonujący napięcie wyjściowe i ładujący baterię akumulatorów.Częstotliwość wyjściowa jest równa częstotliwości sieci zasilającej. W trybie pracy awaryjnej

58


odbiory są zasilone z baterii akumulatorów poprzez przekształtnik pracujący jako falownik.Łącznik statyczny jest wówczas otwarty, aby odciąć drogę przepływu energii z powrotem do sieci.Układy te mogą być wyposażone ponadto w połączenie obejściowe (by pass), co daje możliwośćtrzeciego trybu pracy, czyli zasilenia bezpośrednio z sieci. Połączenie takie jest wykorzystywanesporadycznie, w sytuacjach awarii układu UPS lub w przypadku jego konserwacji bądź przeglądu.

Sieć

zasi

lają

ca

Głó

wny

tran

sfor

mat

or

Połączenie obejściowe(bypass)

12

Odb

ioryBateria

akumulatorów

Rys. 9. Struktura liniowo interaktywnego(VI) układu UPS z pojedynczym przetwarzaniem energii. 1 – pętla sterowania modulacją fazy i amplitudy, 2 – pętla sterowania ładowaniem baterii akumulatorów

S

2

B

Odb

iory

Sieć

Tr

1

punkt bilansowaniaenergii (PBP)

S2

S1

Rys. 10. Schemat blokowy UPS typu DELTA.1, 2 – przekształtniki, S – łącznik połączenia obejściowego (by pass), Tr – transformator, B – bateria akumulatorów,

PBP – punkt bilansowania energii

59


Układy liniowo interaktywne są rozwiązaniami tańszymi od omówionych dalej układów opodwójnej konwersji, lecz posiadają także określone wady. Nie jest w nich możliwa regulacjaczęstotliwości napięcia wyjściowego, a separacja od zakłóceń napięcia wejściowego takich jakprzebiegi przejściowe i przepięcia jest ograniczona. Możliwość kondycjonowania parametrówenergii odbiornika jest również ograniczona ze względu na topologię układu, w której główneźródło zasilania jest bocznikowane układem kondycjonującym.

Jednym z możliwych rozwiązań liniowo interaktywnego UPS jest tzw. układ DELTA,przedstawiony na rys. 10.

0 %

1

B

Sieć

zasi

lają

ca

Obc

iąże

nie

U 100%I 100%P 100%

Tr D

U 100%I 100%P 100%

PBP

U 100%I 100%P 100%

2

0 %

a) b)

c) d)

e)

1

B

Sieć

zasi

lają

ca

Obc

iąże

nie

U 85%I 115%P 100%

PBP

U 100%I 100%P 100%

2

U 100%I 115%P 115%

I 15%

I 15%

U 15%

1

B

Sieć

zasi

lają

ca

Obc

iąże

nie

U 115%I 85%P 100%

U 100%I 85%P 85%

PBP

U 100%I 100%P 100%

2

U 15%

I 15% I 15%

1

B

Sieć

zasi

lają

ca

Obc

iąże

nie

U 0%I 0%P 0%

PBP

U 100%I 100%P 100%

2

U 0%I 0%P 0%

P 100%

P 100%

1

B

Sieć

zasi

lają

ca

Obc

iąże

nie

U 100%I 110%P 110%

U 100%I 110%P 110%

PBP

U 100%I 100%P 100%

2

0 %

I 10%

I 10%

Tr D

Tr D Tr D

Tr D

Rys. 11. Ilustracja różnych trybów pracy układu UPS typu DELTA.U – napięcie, I – prąd, P – moc; pozostałe oznaczenia jak na rys. 10

60


UPS typu DELTA jest wyposażony w dwa przekształtniki DC/AC (rys. 10): przekształtnikdelta (1) i przekształtnik główny (2). Obydwa przekształtniki są podłączone do jednej bateriiakumulatorów (B). Moc znamionowa przekształtnika delta jest dobrana na ok. 30 % mocyodbiornika, natomiast moc przekształtnika głównego jest równa 100 % mocy odbiornika.Przekształtnik delta jest podłączony do uzwojenia wtórnego transformatora (Tr), którego uzwojeniepierwotne jest połączone szeregowo pomiędzy sieć zasilającą a wyjście UPS.

Przekształtnik główny (2) jest stabilizowanym źródłem napięciowym utrzymującym zadanąwartość amplitudy i kształtu napięcia w punkcie bilansowania energii (PBP, rys. 10). Napięcie napierwotnym uzwojeniu transformatora jest więc równe różnicy pomiędzy rzeczywistym napięciemsieci na wejściu UPS a zadaną wartością napięcia w punkcie PBP. Napięcie uzwojenia pierwotnegosteruje napięciem uzwojenia wtórnego.

Zadaniem przekształtnika delta jest wymuszenie takiego przepływu prądu w uzwojeniuwtórnym transformatora, aby w jego uzwojeniu pierwotnym wyindukować prąd o wartości,kompensującej różnicę pomiędzy napięciem na wejściu układu i napięciem w punkcie PBP.Ponadto przekształtnik delta koryguje współczynnik mocy utrzymując jego wartość w pobliżu 1, aprzekształtnik główny kompensuje wyższe harmoniczne w prądzie obciążenia. W ten sposób prądpobierany przez układ UPS z sieci ma przebieg sinusoidalny i jest w fazie z napięciem zasilającym.Pięć charakterystycznych trybów pracy UPS typu DELTA przedstawiono na rys. 11.

W normalnym stanie pracy, gdy napięcie sieci zasilającej jest równe zadanej wartościnapięcia w punkcie PBP, napięcie na uzwojeniu pierwotnym transformatora (Tr) jest równe zeru(rys. 11a). Obydwa przekształtniki (1) i (2) są włączone lecz nie są obciążone, a odbiornik jestzasilany energią płynącą bezpośrednio z sieci. W przypadku odbiorników pobierających moc biernąlub odbiorników o charakterystykach nieliniowych, obydwa przekształtniki współpracują korygującwspółczynnik mocy i prądy wyższych harmonicznych pobierane z sieci.

Jeśli napięcie sieci zasilającej jest niższe od napięcia w punkcie PBP, napięcie na uzwojeniupierwotnym transformatora (Tr) jest różne od zera (rys. 11b). Przekształtnik główny (2) obciążasieć dodatkowym prądem, a przekształtnik delta (1) generuje prąd w uzwojeniu wtórnymtransformatora (Tr) w celu zwiększenia prądu w uzwojeniu pierwotnym do wartości, którapomnożona przez napięcie uzwojenia pierwotnego da pożądaną wartość mocy na wyjściu UPS. Wten sposób zwiększony prąd jest pobierany z sieci kompensując jej obniżone napięcie, aby doodbiornika dostarczone było 100% mocy (rys. 11b).

Jeśli napięcie sieci jest wyższe od zadanej wartości napięcia w punkcie PBP (rys. 11c),polaryzacja napięcia różnicowego na uzwojeniu pierwotnym transformatora (Tr) jest przeciwna dotej, jaka była w poprzednim przypadku, zilustrowanym na rys. 11b. W tej sytuacji przekształtnikdelta (1) obciążony zmniejszonym prądem pobieranym z sieci wysterowuje przekształtnik główny(2) w ten sposób, że dodaje on prąd w punkcie PBP tak, aby na wyjściu UPS otrzymać pożądanąwartość prądu (rys. 11c). Napięcie uzwojenia pierwotnego transformatora (Tr) jest wysterowanenapięciem sieci, podczas gdy napięcie wyjściowe w punkcie PBP jest utrzymywane przezprzekształtnik główny (2) na stałej, zadanej wartości.

W przypadku przerwy w zasilaniu z sieci układ UPS-DELTA pracuje w trybie zasilaniarezerwowego (rys. 11d) dostarczając pełną moc obciążenia z baterii akumulatorów (B) poprzezprzekształtnik główny (2).

61


W normalnych warunkach pracy, niezależnie od wartości napięcia sieci zasilającej, bateriaakumulatorów (B) jest w sposób ciągły doładowywana (rys. 11e) poprzez przekształtnik główny (2)pobierający w tym celu zwiększony prąd z sieci. Dotyczy to w szczególności odnowienia ładunkubaterii po okresie pracy w trybie zasilania rezerwowego.

Układy o podwójnej konwersji (VFI)

Ogólna topologia UPS o podwójnej konwersji jest przedstawiona na rys. 12. Podwójnakonwersja polega na zamianie prądu pobieranego z sieci zasilającej na prąd stały, po czymprzekształcenie go ponownie na prąd przemienny i zasilenie odbiornika.

W trybie pracy normalnej odbiory są zasilane na drodze prostownik / ładowanie bateriiakumulatorów / falownik. Bateria jest ładowana w sposób ciągły.

W trybie zasilania rezerwowego odbiory zasilane są z baterii akumulatorów poprzezfalownik. Przejście z trybu pracy normalnej do zasilania rezerwowego następuje w sposóbcałkowicie nieodczuwalny dla odbiorów – zasilanie jest ciągłe, zmienia się jedynie źródło energii.Ze względu na całkowicie zerowy czas przełączenia UPS o podwójnej konwersji nadają się dorezerwowania zasilania odbiorników najbardziej wrażliwych na przerwę w zasilaniu.

W trybie pracy na połączeniu obejściowym (by pass) odbiory podłączone są do siecizasilającej przez łącznik statyczny (F, rys. 12) lub przez odpowiednie przełączenie łącznika (S).Ten sposób zasilania jest wykorzystywany w przypadku uszkodzenia układu bądź jego przeglądu.

SSieć

Odb

iory

B

F

Połączenie obejściowe (bypass)

Rys. 12. Podstawowa struktura układu UPS o podwójnej konwersjiB – bateria akumulatorów, F – filtr, S - łącznik

Zaletami układów o podwójnej konwersji są: separacja odbiorów od sieci zasilającej,dogodna możliwość regulacji napięcia, możliwość regulacji częstotliwości (o ile to pożądane) orazzerowy czas przełączenia. Należy zauważyć, że przy pracy z wykorzystaniem połączeniaobejściowego powinna nastąpić synchronizacja odbiornika z siecią oraz to, że nie ma wówczasmożliwości regulacji częstotliwości. Jeśli napięcie znamionowe odbiornika jest inne niż napięcieznamionowe sieci, przy połączeniu obejściowym należy dodatkowo zastosować transformator,dostosowujący odpowiednio te napięcia.

62


Wadą układów o podwójnej konwersji w porównaniu z wcześniej omówionymi układamiUPS jest wyższa cena i nieznacznie niższa sprawność.

Ograniczanie zakłóceń przy użyciu układów UPS.

Układy UPS mogą być również charakteryzowane stopniem separacji strony wejściowej odwyjściowej oraz możliwościami poprawy jakości dostarczanej energii elektrycznej. W diagramie narys. 13 wymieniono dziesięć rodzajów zakłóceń, które mogą być zredukowane przy użyciu układówUPS o określonej klasie.

Najprostszymi układami UPS są układy o biernej gotowości (VFD), które mogą eliminowaćjedynie pierwsze trzy rodzaje zakłóceń. Podstawową ich wadą jest krótka przerwa w zasilaniupodczas przełączania obciążenia z zasilania podstawowego na rezerwowe (rys. 8). Stanowi togłówne ograniczenie stosowania tych układów jedynie do odbiorników, gdzie taka przerwa możebyć tolerowana.

VFI

1 - przerwy w zasilaniu, >10 ms

2 - szybkie zmiany napięcia, <16 ms

3 - krótkotrwałe przepięcia, 4 - 16 ms

4 - zapady napięcia

5 - przepięcia długotrwałe(długotrwały wzrost napięcia)

6 - oddziaływania przepięćatmosferycznych

7 - impulsy przepieciowe, < 4 ms

8 - wahania częstotliwości

9 - odkształcenia krzywej napięcia

10 - harmoniczne napięcia

VFD

VI

Rys. 13. Klasyfikacja układów UPS w zależności od możliwości eliminacji wybranych zakłóceń w napięciu wejściowym

Do zasilania odbiorników mających wyższe wymagania co do jakości napięcia należystosować układy UPS klasy VI, które eliminują pięć rodzajów zakłóceń. Są to zwykle układyliniowo interaktywne, przykładowo o układzie połączeń zilustrowanym na rys. 9.

63


Odbiorniki wymagające najwyższej jakości energii elektrycznej należy zasilać układamiUPS klasy VFI, które eliminują wszystkie dziesięć rodzajów zakłóceń. Są to najczęściej urządzeniabezpośrednie o podwójnej konwersji, o typowym układzie pokazanym na rys. 12.

Zwiększenie dyspozycyjności systemu przy użyciu układów UPS

Statyczne układy UPS są urządzeniami o dużej niezawodności, lecz ich awaria możepociągać za sobą poważne konsekwencje. W celu zabezpieczenia odbiorników przed skutkamitakich sytuacji stosuje się połączenia obejściowe (by pass) umożliwiające bezpośrednie zasilanieodbiorów z sieci. Jest oczywiste, że łącząc odbiory przez połączenie obejściowe pozbawiamy jepraktycznie możliwości zasilania rezerwowego w przypadku awarii w sieci.

Większość układów UPS jest wyposażona w obwód obejściowy lub w łącznik obejściowy.Trzy typowe tryby pracy UPS przedstawione są na rys. 14. Łącznik obejściowy jest najczęściejłącznikiem ręcznym, załączanym w przypadku przeglądu urządzenia UPS.

c)

a)

Sieć Odbiory

Łącznik obejściowyb)

Łącznik obejściowy

Łącznik obejściowy

Sieć

Sieć Odbiory

Odbiory

Rys. 14. Ilustracja trzech trybów pracy układu UPS z zaznaczonymi drogami przepływu energii (linie kreskowane)a) zasilanie z sieci poprzez łącznik statyczny – praca normalna,b) zasilanie rezerwowe z baterii akumulatorów,c) zasilanie z sieci poprzez połączenie obejściowe (łącznik obejściowy)

64


a) b)Si

eć

Sieć

Odb

iory

Odb

iory

Rys. 15. Układ UPS pracujący jako równoległe połączenie szeregu mniejszych jednostek- z połączeniem obejściowym i łącznikiem statycznym w każdej jednostce,- z jednym łącznikiem statycznym i jednym połączeniem obejściowym dla wszystkich jednostek

Dyspozycyjność układów UPS istotnie wzrasta przez zastosowanie odpowiedniej ichstruktury, polegającej na równoległym połączeniu kilku mniejszych jednostek, zamiast jednejdużej, jak to zilustrowano na rys. 15. Ta koncepcja zwiększenia niezawodności jest szerzejwyjaśniona w części 4.1 tego Poradnika. Jeśli do zasilania odbiorników wymagane jest Njednostek, wówczas należy zainstalować N+1 jednostek. W ten sposób awaria pojedynczejjednostki nie ogranicza poprawnej pracy układu. Jeśli natomiast moc obciążenia wzrasta ponadmoc zainstalowanych jednostek, najprostszym rozwiązaniem jest dodanie następnej jednostki UPS.

ŻRÓDŁA ENERGII W UKŁADACH ZASILANIA REZERWOWEGO

Wprowadzenie

Zgodnie z danymi statystycznymi [6] około 97 % wszystkich przerw w zasilaniuwystępujących w sieciach rozdzielczych średniego napięcia to przerwy, których czas trwania nieprzekracza 3 sekund. Przyczyną ich są zakłócenia przemijające, głównie wyładowaniaatmosferyczne i następujące po nich zadziałanie układów samoczynnego powtórnego załączenia(SPZ) w czasie od 0,3 do 3 sekund. Przerwy w zasilaniu trwające dłużej niż 3 sekundy, to jedynieokoło 3% wszystkich przerw, i są zwykle powodowane trwałymi zwarciami w urządzeniach sieci.Czas trwania wyłączeń w takich przypadkach jest zdecydowanie dłuższy, od pojedynczych minutdo godzin a nawet dni. Warunki te narzucają dwa różne wymagania dotyczące źródeł zasilania, wzależności od tego, jaki rodzaj przerw w zasilaniu ma ono eliminować. Pierwszy rodzaj, to źródła oodpowiednio dużej energii, zdolne ja dostarczać w dłuższym czasie, zwykle około kilku godzin,podczas gdy drugi rodzaj źródeł, to źródła o znacznej mocy lecz gromadzące stosunkowo niedużąilość energii, zdolne dostarczyć ją w ciągu bardzo krótkiego czasu, zwykle rzędu kilku bądźkilkunastu sekund. Obydwa rodzaje źródeł zasilania powinny ponadto spełniać następujące,dodatkowe warunki:

- duża pojemność energii

65


- niski stopień samorozładowania- szybki przebieg ponownego ładowania- umiarkowane wymagania dotyczące utrzymania- wysoka sprawność- możliwie wysoka dynamika obciążenia (oddania energii).

W przypadku agregatów prądotwórczych zasobnikiem energii jest oczywiście zbiornikpaliwa, którego zaletą jest z pewnością duży stopień „zagęszczenia” energii, czyli stosunkowonieduża objętość w porównaniu do ilości możliwej do uzyskania energii. Inną zaletą jest możliwośćszybkiego uzupełnienia zapasu paliwa i możliwość praktycznie nieograniczonego czasu zasilaniarezerwowego.

Najczęściej stosowanym źródłem zasilania rezerwowego w statycznych układach UPS sąbaterie akumulatorów. Jednak w ostatnich latach pojawiły się nowe urządzenia do magazynowaniaenergii, takie jak koła zamachowe, super-kondensatory (supercapacitors) i nadprzewodnikowemagnetyczne zasobniki energii (superconducting magnetic energy storage), SMES. Choćurządzenia te w znacznej mierze znajdują się jeszcze w fazie badań, to szereg ich rozwiązańpojawiło się już na rynku. Zasadniczą różnicą pomiędzy bateriami akumulatorów i wymienionyminowymi rozwiązaniami jest czas w jakim przewiduje się ich pracę w trybie zasilania rezerwowego.Baterie akumulatorów są zdolne dostarczać energię zarówno w ciągu bardzo krótkiego czasu, wzakresie od kilkudziesięciu sekund do kilku minut, jak i w ciągu znacznie dłuższych okresówobciążenia, rzędu kilku godzin. Nowe rozwiązania są przeznaczone do zasilania rezerwowego wciągu bardzo krótkich okresów czasu, przede wszystkim podczas omówionych wcześniej krótkichprzerw w zasilaniu trwających zwykle do 3 sekund, lub do łagodzenia skutków zapadów napięcia.

Źródła zasilania rezerwowego są stale utrzymywane w gotowości do pracy w normalnychwarunkach zasilania, natomiast energia ich jest rozładowywana w czasie przerw w zasilaniu. Innymistotnym parametrem źródła jest czas potrzebny do ponownego naładowania. Idealnym byłobyźródło, które ma ten czas jak najkrótszy.

Zasadnicze parametry źródeł zasilania rezerwowego zostały omówione w następnychpodpunktach tego rozdziału.

Baterie akumulatorów

Wybór typu baterii akumulatorów jest najczęściej dokonany przez dostawcę urządzeniaUPS, lecz użytkownicy powinni być poinformowani o tym, jaką baterię zastosowano i jakie sąwymogi jej konserwacji – te parametry mogą wpłynąć na wybór wyposażenia. Stosowane rodzajebaterii akumulatorów i ich podstawowe właściwości podano w tabeli 4.

Tam, gdzie waga baterii nie jest istotna, stosuje się najczęściej baterie kwasowo-ołowiowe,ze względu na niską cenę.

Koła zamachowe

Tradycyjne koła zamachowe są używane w niektórych konwencjonalnych agregatachprądotwórczych w celu zgromadzenia energii mechanicznej, wykorzystanej następnie do rozruchusilnika spalinowego. W takim trybie pracy jedynie około 5% energii zawartej w kole zamachowym

66


jest wykorzystane do bezpośredniej zamiany na energię elektryczną, ze względu na szybka utratęprędkości, a tym samym spadek częstotliwości napięcia wytwarzanego przez generator agregatu.

Tabela 4. Zasadnicze rodzaje baterii akumulatorów i niektóre ich parametry.

Rodzaj akumulatora Szczelnyołowiowo-kwasowy

NiCd NiMH Li ion

Koszt niski średni wysoki bardzowysoki

Stopień kondensacji energii(Wh/kg)

30 50 75 100

Napięcie celki (V) 2,27 1,25 1,25 3,6Prąd ładowania mały bardzo duży średni wysokiLiczba cykliładowania/rozładowania

200 – 2 000 1 500 500 300 – 500

Stopień samorozładowania niski średni wysoki niskiMinimalny czas ładowania(godziny)

8 - 16 1,5 2 - 3 3 – 6

Maksymalny czas przestojubez obciążenia

180 dni 30 dni 90 dni bezograniczeń

Zagrożenie dla środowiska wysokie wysokie niskie wysokie

Koncepcja kół zamachowych stosowanych do magazynowania energii jest całkowicieodmienna. W normalnych warunkach zasilania sieci koło w sposób ciągły obciąża sieć w celuutrzymania swej prędkości kątowej. W chwili przerwy w zasilaniu energia mechanicznazgromadzona w kole jest zamieniana na energię elektryczną o zmiennej częstotliwości i napięciu, anastępnie przekształcana na energię o znamionowych wartościach częstotliwości i napięcia przyużyciu przekształtnika elektronicznego. Ponieważ energia mechaniczna zgromadzona w kole jestproporcjonalna do kwadratu jego prędkości obrotowej, około 50% energii może być zamienione naenergię elektryczną. Wyróżnia się dwie konstrukcje kół zamachowych: wysokoobrotowe iniskoobrotowe [7].

Koła wysokoobrotowe są wykonane ze szkła lub z włókna węglowego, ponieważ masawłaściwa tych materiałów jest znacznie większa niż masa właściwa stali. Koło jest połączonebezpośrednio z wirnikiem generatora. Ze względu na nagrzewanie i siły odśrodkowe wirnikgeneratora jest wykonany jako magnes stały. W celu zminimalizowania sił tarcia, koło i wirnikwirują w próżni i wyposażone są w łożyska magnetyczne. Prędkości obrotowe kółszybkoobrotowych zawierają się w zakresie od 10 000 do 100 000 obrotów na minutę. Obecniebudowane konstrukcje mają moc do 250 kW przy gromadzonej energii do 8 MWs.

Koła zamachowe wolnoobrotowe pracują przy prędkościach rzędu 6000 obrotów / minutę.Ze względu na znacznie mniejszą prędkość w porównaniu z kołami szybkoobrotowymi, masa koławolnoobrotowego jest dużo większa od masy koła szybkoobrotowego, aby uzyskać odpowiedniowiększy moment obrotowy i podobne wartości zmagazynowanej energii. Koła wolnoobrotowewykonane są ze stali, a do ich poprawnej pracy nie jest konieczne umieszczanie ich w próżni, lecz

67


wystarczy próżnia niepełna bądź rozrzedzony gaz, w celu zmniejszenia sił tarcia. W odróżnieniu odmagnesów stałych stosowanych w maszynach kół szybkoobrotowych, silnik / generator koławolnoobrotowego posiada uzwojony wirnik. Uzwojenia te są wprawdzie źródłem strat idodatkowego ciepła, lecz zaletą takiego rozwiązania jest możliwość regulacji wzbudzenia. Obecnieprodukowane przemysłowo koła wolnoobrotowe posiadają moce do 2 MVA i są zdolne dostarczaćenergię w czasie od 1 do 30 sekund.

Sieć

Odb

iory

Połączenie obejściowe (bypass)

G M/GEC

F

Rys.16. Schemat zespolonego układu agregat prądotwórczy – koło zamachoweF – koło zamachowe, G – maszyna silnik/generator koła zamachowego,M/G – maszyna silnik/generator agregatu prądotwórczego,C – sprzęgło elektromagnetyczne, E – silnik wysokoprężny lub turbina gazowa

Koła wolnoobrotowe są często stosowane w kombinowanych układach z tradycyjnymiagregatami prądotwórczymi. Typowy przykład takiego urządzenia przedstawiono na rys. 16. Wnormalnych warunkach zasilania maszyna (M/G) wiruje napędzana energią pobieraną z sieci,dostarczając niewielką ilość energii niezbędnej do podtrzymania pracy koła zamachowego. Koło zkolei dostarcza energię w chwilach krótkotrwałych zaników, zapadów i wahań napięcia,kondycjonując w sposób ciągły napięcie zasilające odbiory. W przypadku dłuższej przerwy wzasilaniu energia zgromadzona w kole wystarcza do rozruchu silnika spalinowego lub turbiny, pozamknięciu sprzęgła elektromagnetycznego (C). W układach takich koło zamachowe zdolne jestdostarczać energię w czasie od 1 do 30 sekund, natomiast silnik agregatu (stale podgrzewany) jestzdolny do pełnego obciążenia po czasie od 1 do 20 sekund.

Super-kondensatory

Super-kondensatory, nazywane również ultra-kondensatorami, to kondensatory oekstremalnie dużej pojemności uzyskiwanej dzięki zastosowaniu na ich okładki specjalnychmateriałów, takich jak: aktywny węgiel, aktywowane włókno węglowe lub dwutlenek rutenu RuO2.Materiały te cechują się znacznie większą aktywną powierzchnią elektryczną w porównaniu ztradycyjnymi materiałami stosowanymi na okładki kondensatorów, dzięki czemu super-kondensatory są zdolne gromadzić dużo większą ilość ładunku niż zwykłe kondensatory. Super-kondensatory gromadzą energię prądu stałego, która po przekształceniu na prąd przemienny jestdostarczana do sieci podczas krótkich przerw w zasilaniu lub zapadów napięcia. Stosowane sąrównież zespolone źródła energii rezerwowej w układach UPS złożone z super-kondensatorów ibaterii akumulatorów. Super-kondensator, jako urządzenie o znacznie lepszej dynamice obciążeniaw porównaniu z akumulatorem, przejmuje obciążenia krótkotrwałe (np. podczas zapadów

68


napięcia), natomiast bateria akumulatorów pokrywa zapotrzebowanie w czasie dłuższych przerw wzasilaniu. Rozwiązanie takie znacznie przedłuża żywotność baterii akumulatorów i super-kondensatory o stosunkowo niedużych pojemnościach są już stosowane w niewielkich układachUPS do zasilania urządzeń elektronicznych. Super-kondensatory o dużych pojemnościach są wciążw fazie badań i rozwoju technologicznego, a ich pojawienie się jest kwestią niedalekiej przyszłości.

Nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (SMES)Gromadzenie energii w nadprzewodnikowych układach magnetycznych polega na

przepływie prądu stałego w dużych cewkach schłodzonych do temperatury nadprzewodnictwa,który może być przekształcony na prąd przemienny w chwili oddawania energii.Niskotemperaturowe układy SMES chłodzone ciekłym helem są już obecnie dostępne na rynku.Układy tzw. nadprzewodnictwa wysokotemperaturowego, chłodzone ciekłym azotem znajdują sięnatomiast wciąż jeszcze w fazie badań rozwojowych i w niedalekiej przyszłości staną sięprawdopodobnie powszechnie dostępnymi źródłami zasilania rezerwowego.

W układach SMES prąd stały płynący w cewce, znajdującej się w stanie nadprzewodnictwa,wytwarza silne pole magnetyczne. Straty elektryczne są pomijalnie małe. W celu odebrania energiiz cewki jej obwód jest otwierany a następnie zamykany przy pomocy łącznika statycznego. Cewka,dzięki swej dużej indukcyjności zachowuje się jak źródło prądu, który może naładowaćkondensator do określonej wartości napięcia stałego, przekształcanego następnie na napięcieprzemienne. Układy SMES są urządzeniami o znacznych rozmiarach i mają moc od 1 do 100 MW,lecz czas, w którym są zdolne dostarczać energię jest bardzo krótki, i zawiera się w zakresie od 0,1do 1 sekundy.

Kompresyjne zasobniki energii (CAES)W układach CAES wykorzystuje się energię zgromadzoną w sprężonym powietrzu do

napędzania zestawu turbina powietrzna – generator. Zależnie od mocy i ilości sprężonegopowietrza urządzenia CAES mogą być używane do zasilania rezerwowego jak i do pokrywaniazapotrzebowania na moc szczytową w dobowym grafiku obciążenia sieci. Zastosowanie tychukładów jest bardzo zbliżone do zastosowań agregatów prądotwórczych. Zasób sprężonegopowietrza jest utrzymywany przez automatycznie załączający się kompresor, podczas normalnychwarunków zasilania. Zakres mocy zawiera się od kilkudziesięciu do kilkuset kVA.

Układy CAES używane jako źródła zasilania rezerwowego są wyposażone w odpowiedniezbiorniki sprężonego powietrza. Jednostki przeznaczone do pokrywania mocy szczytowej sąznacznie większe i wykorzystują często podziemne wyrobiska kopalniane usytuowane w gruncie oodpowiednich warunkach geologicznych, np. skała, wyrobiska po hydraulicznym wydobyciu soliitp. Ten rodzaj układów CAES nie jest jednak omawiany w tym referacie.

Porównanie różnych źródeł zasilania rezerwowegoŹródła zasilania rezerwowego mogą być użytkowane jako układy autonomiczne, bądź w

różnych układach kombinowanych. Jak już wcześniej wspomniano, super-kondensatory sąprzykładowo stosowane razem z bateriami akumulatorów, w celu przejmowania krótkotrwałegoobciążenia i wydłużenia czasu eksploatacji baterii. Każde źródło energii jest charakteryzowaneilością możliwej do zgromadzenia energii i mocą elektryczną, z których wynika czas, w jakimenergia może być dostarczana przez źródło. Na rys. 17 przedstawiono takie zestawienie dla różnychźródeł zasilania rezerwowego [7].

69


0,01

0,1

1

10

100

0,01 0,1 1 10 100 1000

1 sek.

1 min.

SC

LSFWSMES

Moc

[MW

]

Zgromadzona energia (netto) [MWs]

HSFWSB

Rys. 17. Charakterystyki mocy w funkcji ilości zgromadzonej energii dla różnych źródeł zasilania rezerwowego [7].Oznaczenia wyjaśniono w tabeli 5.

Źródła energii przystosowane do bardzo krótkich czasów obciążenia znajdują się wciąż wfazie rozwoju, dlatego ich koszt jest wciąż stosunkowo wysoki (rys. 18). Należy się jednakspodziewać stopniowego obniżenia się ich ceny, wraz z doskonaleniem konstrukcji, rozwiązańtechnologicznych jak i wraz ze zwiększającą się liczbą produkowanych urządzeń.

Sprawność źródeł zasilania rezerwowego stosowanych w układach UPS zależy nie tylko odstrat powodowanych ich ładowaniem i rozładowaniem, lecz również od strat biegu jałowego.Okazuje się, że straty biegu jałowego mają tu największy wpływ na sprawność , ponieważ układyUPS przez większość swego czasu eksploatacji pracują w trybie standby, czyli „oczekiwania” naobciążenie. Dlatego straty jednostkowe przypadające na jednostkę energii zgromadzonej w źródlerezerwowym stanowią istotny wskaźnik ich sprawności. Jak dotychczas, straty energii źródełprzystosowanych do krótko-czasowego obciążenia są bardzo duże w porównaniu ze źródłamitradycyjnymi, co ilustruje tabela 5. Jedynie straty w super-kondensatorach są porównywalne zestratami w bateriach akumulatorów.

200

400

600

00 10 20 30 40 50 60

Maksymalny czas dostarczania energii (s)

Kos

zt je

dnos

tkow

y (U

S$/

kW

)

SMES

SC

LSFW

HSFW

SB

Rys. 18. Jednostkowe koszty inwestycji dla różnych źródeł zasilania rezerwowego w zależności od czasu, w jakim sązdolne dostarczać energię [7]. Oznaczenia wyjaśniono w tabeli 5.

70


Tabela 5. Straty jednostkowe dla różnych źródeł zasilania rezerwowego [7]

rodzaj źródła rezerwowego straty jednostkoweprzypadające na Wh

Czassamorozładowania

Nadprzewodnikowe magnetycznezasobniki energii (SMES)

35 W 1,7 min

Koła zamachowe wolnoobrotowe (LSFW) 2,2 W 30 minKoła zamachowe szybkoobrotowe(HSFW)

1,2 W 50 min

Superkondensatory (SC) 0,026 W 1,6 dniBaterie akumulatorów (SB) 0,023 W Bardzo długi, powyżej

kilku miesięcy

GLinia elektro-

energetyczna 1

Ukł

ad s

amoc

zynn

ego

załą

czen

ia re

zerw

y 1

Zasilany obiekt

Roz

dzie

lnic

agł

ówna

Odb

iory

wym

agaj

ące

bard

zo d

użej

niez

awod

nośc

i zas

ilani

a

UPS

Odbiory wymagającedużej niezawodności

zasilania

Agregat prądotwórczy

Linia elektro-energetyczna 2

Ukł

ad s

amoc

zynn

ego

załą

czen

ia re

zerw

y 2

Rys. 19. Przykładowe rozwiązanie układu o dużej niezawodności zasilania.Przykładowe rozwiązanie układu zasilania rezerwowego

W praktyce zachodzi często potrzeba zastosowania określonej kombinacji układówrezerwowego zasilania (rys. 19) w celu zapewnienia odpowiedniego stopnia niezawodności.Ponadto celowym jest podzielenie odbiorników w danym obiekcie na dwie lub większą liczbę grup,zależnie od priorytetu zasilania. Przykładowo sprzęt informatyczny powinien należeć do grupy onajwyższym priorytecie zasilania (kategoria IV, tabela 1) i powinien być zasilany przy pomocyukładu UPS. Odbiory dla których dopuszczalna jest krótka, określona przerwa w zasilaniu mogąbyć ponownie załączone po uruchomieniu agregatu prądotwórczego. Operacje łączeniowe wukładach jak na rys. 19 są dokonywane przez układy samoczynnego powtórnego załączenia (SPZ).Przykład praktycznego rozwiązania układu SPZ niskiego napięcia przedstawiono na rys. 20.Napięcie wejściowe jest kontrolowane w panelu wejściowym i w zależności od jego wartościprzekaźnik główny steruje układem. Zamieszczony diagram ilustruje sekwencję pracyposzczególnych elementów układu SPZ.

WnioskiWiększość urządzeń elektrycznych, użytkowanych obecnie zarówno przez odbiorców

przemysłowych jak i komercyjnych, wymaga zasilania energią o wyższej jakości niż ta, jakadostępna jest bezpośrednio z sieci elektroenergetycznej. Poprawa jakości energii w sieci zasilającej

71


jest zadaniem zarówno trudnym jak i kosztownym, dlatego to właśnie w znacznej mierze zadaniemodbiorców jest podjęcie działań mających na celu ograniczanie skutków złej jakości energii.

Przekaźniksamoczynnego

załączeniarezerwy (SZR)

Układ kontrolinapięć

wejściowych

Odbiorykategorii I

Odbiorykategorii II

EGS

BCB

RCB

B R

S1 S2

BCBRCB

UB UR

UB

UR

EGS

0101010101 t1

t2

tG1

t3

t4

tG2

t

Rys. 20. Schemat blokowy układu samoczynnego załączenia rezerwowego zasilania niskiego napięcia wraz zdiagramem czasowym jego działania.B – źródło zasilania podstawowego, R – źródło zasilania rezerwowego, BCB, RCB – wyłączniki, odpowiedniopodstawowego i rezerwowego źródła zasilania, S1, S2 – łączniki załączające odpowiednio odbiory o wyższej i niższejkategorii zasilania, EGS – agregat prądotwórczy, UB, UR – zmierzone wartości napięć, odpowiednio źródłapodstawowego i rezerwowego.

Poprawa jakości energii nie ogranicza się do pojedynczego rozwiązania. Rozwiązanieoptymalne jest wynikiem analizy uwzględniającej wielkość mocy zapotrzebowanej, wymaganypoziom jakości i niezawodności zasilania, jakość i niezawodność energii dostarczanej z sieci,lokalizację geograficzną i koszty.

Istnieją rozwiązania odpowiednie dla różnych uwarunkowań. W oparciu o szczegółowąanalizę kosztów i założeń technicznych należy wybrać wariant optymalny pod względemekonomicznym, uwzględniający specyfikę warunków użytkowania i otoczenia.

72


Literatura

1. EN-50091 (IEC 62040) Uninterruptible power systems.2. Elektronizacja 11/2001.3. EN 50160 Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems.4. ABB Switchgear Manual, 10th edition, Dusseldorf, Cornelsen Verlag 1999.5. Seip G.: Elektrische Installationstechnik. T1. Berlin – Munchen, Simens – Aktiengesellschaft

1993. 6. UNIPEDE DISDIP, Measuring of power failures in MV grid in Europe.7. Darrelmann H.: Comparison of alternative short time storage systems. Piller GmbH-www site,

2002

73


74


Identyfikacja pomiarów jakości energii w systemach automatyki i nadzoru

Witold SzaniawskiELKOMTECH S.A.

Aktualnie w systemach dystrybucji energii elektrycznej występują dwa wzajemnie na siebiewpływające zjawiska. Z jednej strony, zarówno po stronie odbiorców przemysłowych jak igospodarstw domowych, rośnie ilość odbiorników energii elektrycznej wrażliwych na różneparametry źródła zasilania. Z drugiej strony obie te grupy konsumentów energii coraz częściejużywają urządzeń pogarszających wiele parametrów energii elektrycznej. Typowym przykłademtakich odbiorów są zasilacze komputerów, świetlówki i żarówki energooszczędne oraz wszelkiegorodzaju sterowniki tyrystorowe czy zespoły prostowników dużej mocy (trakcja elektryczna).Jednocześnie ze względu na intensywnie wprowadzane we wszystkich dziedzinach systemyregulacji automatycznej działające na ogół autonomicznie powyższe zjawiska mają charakterniestacjonarny i nakładając się w sposób przypadkowy mogą incydentalnie doprowadzić doistotnych zaburzeń ważnych parametrów energii elektrycznej. Straty tym spowodowane mogąrozciągać się od „zawieszenia się” komputera i utraty opracowywanego dokumentu do zakłóceniaparametrów ważnego procesu technologicznego z poważnymi skutkami ekonomicznymiwystępującymi natychmiastowo lub odłożonymi w czasie.

Z powyższych powodów wielu odbiorców energii elektrycznej a szczególnie ci którzy jużdoświadczyli problemów związanych parametrami energii, żąda źródeł energii odpowiedniejjakości. Płaszczyzną porozumienia pomiędzy dostawcami a odbiorcami jest w tym przypadkunorma PN-EN 50160. W normie tej zdefiniowanych jest wiele parametrów energii oraz sposób ichmierzenia, ale nadal pozostaje problem wiarygodnego, wygodnego ekonomicznego sposobu ocenyjakości energii elektrycznej. Obecnie istnieje wiele różnego rodzaju urządzeń służących do ocenyjakości energii, ale na ogół nie spełniają one wszystkich wyżej wymienionych postulatówjednocześnie. Większość stosowanych metod pomiaru jakości energii pozwala na jej ocenę wprzeszłości co może być podstawą do ewentualnych roszczeń lub działań zapobiegawczych, ale niepozwala na bieżącą kontrolę oraz na ewentualną reakcję operatora systemu. W szczególnościpożądana jest możliwość szybkiego ustalenia obiektu wpływającego na obniżenie jakości energii.Bieżąca kontrola jakości umożliwia również wykrycie występujących sporadycznie „dziwnych”zjawisk w sieci energetycznej skutkujących uszkodzeniami trwałymi lub przejściowymizakłóceniami struktury informatycznej i łącznościowej.

Aktualnie w systemie dystrybucji energii elektrycznej jedynymi parametramikontrolowanymi w sposób ciągły są częstotliwość oraz napięcie sieci. Istniejące systemy nadzoru isterowania (SCADA) oraz aparatura automatyki i sterowania na stacjach energetycznychumożliwiają ciągłą kontrolę i rejestrację tych parametrów. Na ogół istnieje również odpowiedniainfrastruktura łączności oraz doświadczony personel sprawujący nadzór. Właściwym więcrozwiązaniem jest uzupełnienie istniejącego systemu o funkcje związane z kontrolą jakości energiiniż budowa alternatywnego systemu realizującego tylko jedną funkcję. System Ex umożliwiarealizację powyższych postulatów poprzez rozwiązania funkcjonalne integrujące w istniejącychmodułach funkcje związane z pomiarem jakości energii.

Dla poziomu obiektu (np. stacji energetycznej WN/SN) opracowany został moduł sprzętowo –programowy do uniwersalnych zabezpieczeń typu Ex-BEL umożliwiający prowadzenie ciągłej

75


rejestracji jakości energii. Zostały do niego odpowiednio dostosowane koncentratory obiektowetypu Ex-MST oraz oprogramowanie w systemie dyspozytorskim Ex-WindEx.

Rejestrator jakości energii elektrycznej w zabezpieczeniach Ex-BEL

W systemie Ex-BEL moduł do kontroli jakości energii korzysta z pomiarówzmiennoprądowych wprowadzonych do zabezpieczenia lub telemechaniki, całej infrastrukturykomunikacyjnej oraz Systemów Dyspozytorskich wykorzystywanych do nadzoru nad stacjamienergetycznymi. W rezultacie koszty wprowadzenia tej funkcji są wielokrotnie mniejsze orazuzyskuje się szereg efektów dodatkowych. Wybrane parametry jakościowe (zapady o określonychparametrach, przekroczenia THD, przepięcia itp.) mogą tworzyć zdarzenia przekazywane poprzezsystem nadzoru do punku dyspozytorskiego, gdzie są rejestrowane oraz mogą na wydzielonymterminalu generować alarmy. Zdarzenia te mogą również wyzwalać wbudowany w moduły Ex-BELrejestrator zakłóceń, co pozwala na szczegółową analizę przyczyn powodujących naruszenieparametrów jakościowych. Ze względu na niski koszt opcji rejestratora jakości energii oraz wygodętransportu danych można wykorzystać tę funkcję w znacznie szerszym zakresie niż przytradycyjnym podejściu. Rejestracja jakości energii jest prowadzona zgodnie z normą PN-EN 50160.Rejestracji podlega: częstotliwość, wartość skuteczna, kształt przebiegu czasowego, symetrianapięć trójfazowych, harmoniczne (1 do 16) oraz THD, przy czym rejestrowane są wszystkiewbudowane kanały analogowe, częstotliwość oraz ewentualnie kanały „wyliczane” jak np.asymetria. Rejestrowane są również zdarzenia związane z zapadami napięcia, przepięciami,wahaniami napięcia oraz przerwami w zasilaniu. Na wyświetlaczu dostępne są zapamiętaneminimalne, maksymalne oraz średnie wartości każdego rejestrowanego parametru. Na rys. 1przykładowo pokazane są ekrany zabezpieczenia Ex-BEL z modułem pomiaru jakości energiipokazujące bieżące dane o jakości energii: przebieg czasowy napięcia fazy L1 z uwidocznionym izarejestrowanym zapadem napięcia oraz rozkład harmonicznych dla UL1.

Urządzenie może zapamiętać do 1008 okresów pomiarowych z maksymalnym czasemuśredniania do 10 min co odpowiada tygodniowemu okresowi rejestracji. Dane są zawszezapisywane w lokalnej pamięci modułu a jeżeli jest aktywny kanał łączności telemechaniki są

76

Rys.1. Przebieg czasowy i zawartość harmonicznych


automatycznie transportowane na wskazany serwer systemu WindEx. Mogą być równieżniezależnie pobierane przez kanał inżynierski. Struktura systemu oraz konfiguracja przepływudanych są pokazane na rys.2. Pierwotnym źródłem informacji są w tym przypadku obwody wtórnepól średniego napięcia. W zależności od możliwości i potrzeb w moduł rejestratora mogą byćwyposażone wszystkie pola SN lub tylko pola funkcyjne (transformator, pomiar napięcia itp.) orazwybrane pola liniowe. Przy takim podejściu, w stosunku do alternatywy polegającej na montażuniezależnych rejestratorów, następuje redukcja kosztów w zakresie sprzętu, kosztów instalacji orazserwisu i eksploatacji. Oprócz podstawowej funkcji automatyki zabezpieczeniowej terminale pólEx-BEL w sposób ciągły analizują dane pochodzące z obwodów wtórnych pola.

Rys. 2. Struktura automatycznego systemu transportu zarejestrowanych danych

Rejestrator pracuje w trybie ciągłym, to znaczy, że dane z każdego z kanałów są zbierane bezprzerw co gwarantuje wysoką wiarygodność danych. Zarejestrowane dane tworzą odrębne pakietydla każdego kanału i okresu uśredniania. Są one następnie transmitowane poprzez istniejącąinfrastrukturę systemu telemechaniki; koncentrator na stacji energetycznej, Rejonową DyspozycjęRuchu (RDR) do Zakładowej Dyspozycji Ruchu (ZDR). Wszystkie dane są gromadzone naserwerze w ZDR. Tworzy się tam strukturę katalogów odpowiadającą hierarchii zarządzanej sieci,to znaczy:

Zakład => Rejon => GPZ => Pole => Rejestrator Zakłóceń, Rejestrator Jak. Energii=> Rok => Miesiąc.

Na rys.3. pokazany jest panel diagnostyczny komunikacji. Można na nim dla każdego polaw rozdzielni ocenić status przesyłanych danych i ich kompletność. W tej samej strukturze i przypomocy tych samych narzędzi są przesyłane rejestracje z wbudowanych w terminale typu BELrejestratorów zakłóceń. Oznacza to, że na te elementy nie potrzebne są już żadne dodatkowenakłady sprzętowe i programowe. W rezultacie wszystkie rejestracje są automatycznie gromadzonew odpowiednich katalogach, skąd mogą być pobierane do przeglądarek. Struktura katalogów jestpokazana na rys.4. ; podział na odpowiednie katalogi uwzględnia strukturę terytorialną sieci orazpodział czasowy na miesiące i lata co znacznie ułatwia przeprowadzanie analiz. Przy dużej ilości

77


urządzeń zainstalowanych na obiektach energetycznych tylko przy wykorzystaniu tego typurozwiązań użytkownik jest w stanie zapewnić kompletność i spójność danych. Przy obecnychpojemnościach pamięci dyskowych w komputerach dysponujemy więc obszernymi, wiarygodnymioraz kompletnymi rejestracjami danych bieżących i historycznych. Ponieważ terminale BEL sąbardzo dokładnie synchronizowane w zakresie czasu to wszystkie rejestracje zarówno zakłóceń jaki jakości energii mogą być bardzo precyzyjnie porównywane pomiędzy różnymi, nawet odległymiobiektami.

Fakt automatycznego przesłania danych z urządzenia obiektowego do serwera nie oznaczanatychmiastowego usunięcia danych z pamięci rejestratora na obiekcie. Są one przechowywane wbuforze cyklicznym o tygodniowym zakresie pamiętania. Również przerwa w łączności krótsza niżtydzień nie prowadzi do utraty danych. Po odtworzeniu łączności brakujące dane zostanąautomatycznie pobrane. Ze względu na pakietowy charakter transmisji, przesyłanie rejestratorówzakłóceń i jakości energii nie degraduje podstawowych właściwości kanału telemechaniki.

78

Rys. 3. Konfiguracja przepływu danych w systemie rejestracji


Niezależnie od drogi transmisji poprzez kanał telemechaniki, rejestracje są dostępnepoprzez odrębny kanał inżynierski co może być użyteczne w miejscach gdzie nie jest możliwezapewnienie łącz trwałych. Łącze to może być utworzone jako komutowane lub przy pomocyusługi GPRS którą koncentrator obiektowy Ex-MST2 jest w stanie wykorzystywać bezpośrednio.

Będąca opcjonalnym elementem systemu Ex-WindEx przeglądarka rejestratora energiioprócz podstawowych funkcji prezentacji posiada również wiele funkcji analitycznych. Umożliwiato szybką ocenę danych. Niezależnie od tego dane zgromadzone na serwerze mogą być pobieranedo innych pakietów programowych jak np. Microsoft Excel. Rys. 5. pokazuje przebiegizarejestrowane w cyklu tygodniowym dla wybranych parametrów pola SN. Na wykresach widaćwyraźnie dobową i tygodniową zależność generowanego poziomu harmonicznych. Na rys.7.pokazane są 95% wartości współczynnika THD na uporządkowanym wykresie zgromadzonychpróbek. Z kolei rys.7. zawiera porównanie pomierzonych i dopuszczalnych (zgodnie z normą)95 procentowych wartości dla wszystkich harmonicznych. Na rys.8. widoczne są względne wartościwszystkich harmonicznych dla wszystkich faz w zobrazowaniu trójwymiarowym. Kompleksowainformacja analityczna jest zawarta na rys.9., gdzie w tabeli jest uwidoczniony raport tygodniowypodsumowujący ocenę jakości ze wskazaniem parametrów (kolor czerwony) które są naruszane.

Widać więc, że zaproponowana metoda pomiaru jakości energii umożliwia realizację tegozadania w sposób efektywny ekonomicznie i technicznie oraz z dużym stopniem wiarygodności,dając jednocześnie możliwość bieżącej reakcji operatora systemu na zagrożenia związane znaruszeniem wybranych parametrów jakościowych.

79

Rys. 4. Struktura katalogów rejestratora jakości energii


80

Rys. 6. Uporządkowane wartości THD

Rys. 5. Przebieg wartości skutecznych i THD w układzie tygodniowym

Rys. 8. Zarejestrowany w okresie uśredniania rozkład harmonicznych napięcia dla wszystkich faz (do 16 harmonicznej)


81

Rys. 7. Porównanie wartości harmonicznych z wartościami dopuszczalnymi


82

Rys. 9. Raport tygodniowy z analizy harmonicznych


Filtry aktywne środkiem samoczynnego ograniczania wpływuzakłoceń technicznych na jakość i parametry energii elektrycznej.Ograniczanie zakłóceń wprowadzanych do sieci przez odbiorniki

nieliniowe i niespokojne.

Józef BoreckiJerzy Leszczyński

Politechnika Wrocławska

W referacie omówiono zagadnienia oddziaływania odbiorników nieliniowych iniespokojnych na sieć elektroenergetyczną. Omówiono ogólnie „mechanizm”powstawania zniekształcenia przebiegów napięcia w sieci na skutek jej obciążenia przezww. odbiorniki. Przedstawiono możliwości naturalnego ograniczania zakłóceńwprowadzanych do sieci. Ponadto omówiono współczesne środki i metody poprawyjakości napięcia w sieci zasilającej.

Wstęp

Praca sieci elektroenergetycznej w znacznym stopniu zależy od charakteru jej obciążenia. Wprzeszłości sieć była obciążona w przeważającej mierze odbiornikami liniowymi o wolnozmiennymwspółczynniku mocy cos. Od co najmniej dwudziestu lat nastąpił ogromny wzrost liczbyodbiorników obciążających sieć prądem odkształconym. Oprócz tego wiele współczesnychodbiorników w tym układy energoelektroniczne obciążają sieć przy szybkozmiennym charakterzeobciążenia. Powodują one w sieci zakłócenia w postaci szybko- i głębokozmiennych wahańnapięcia.

1. Oddziaływanie odbiorników nieliniowych i niespokojnych na sieć elektroenergetyczną

Obciążenie sieci elektroenergetycznej odbiornikami nieliniowymi t.j. odbiornikamipobierającymi z sieci prąd odkształcony wywołują w niej odkształcenia napięcia. Odkształceniaprzebiegów napięć w sieci spowodowane pracą takich odbiorników zależą od jej parametrów ikonfiguracji. Są ono różne w poszczególnych węzłach sieci. Odkształcenie to wyrażone przezwspółczynnik odkształcenia napięcia rośnie w miarę zbliżania się do zacisków wejściowychodbiornika nieliniowego. Oznacza to również, że odkształcenie napięcia rośnie ze wzrostem mocytakiego odbiornika i wzrostem reaktancji sieci. W sieci, do której są włączone bateriekondensatorów, praca odbiorników nieliniowych może wywołać zjawisko rezonansowe prowadzącedo występowania przepięć w niektórych punktach sieci. Podobne zjawiska mogą występować wsieciach kablowych, które mają duże pojemności pomiędzy żyłami.

Można więc przyjąć, że odbiorniki nieliniowe włączone do sieci elektroenergetycznejstanowią źródło prądów wyższych harmonicznych. Powoduje to dodatkowe straty mocy, a takżezakłócenia w pracy innych odbiorników.

Prąd pobierany z sieci przez odbiorniki nieliniowe można ogólnie przedstawić jako sumęprądu składowej podstawowej i prądów wyższych harmonicznych:

2

11 )sin()sin(

tItIi Dmnl . (1)

Do analizy oddziaływania odbiorników nieliniowych na sieć zasilającą wykorzystanouproszczony schemat zastępczy węzła sieci elektroenergetycznej (rys. 1.).

83


Rys. 1. Uproszczony schemat zastępczy węzła sieci elektroenergetycznej

Sieć elektroenergetyczna jest scharakteryzowana dwoma elementami, t.j. źródłem napięcia es ireaktancją jLs.

Jak wiadomo, w sieci, w której nie występują zjawiska rezonansowe, oddziaływanieodbiorników nieliniowych na nią zależy głównie od jej mocy zwarciowej. Natomiast w sieci, wktórej występuje rezonans, analiza zjawisk zachodzących w niej na skutek oddziaływaniaodbiorników nieliniowych jest zwykle utrudniona. W tej sytuacji dokonuje się analizy współpracyodbiorników nieliniowych z siecią zasilającą po przyjęciu wielu założeń upraszczających.

Przyjmuje się, że napięcie w rozpatrywanym węźle sieci (np. na szynach zbiorczych) jestrówne w przybliżeniu wartości znamionowej. Odbiornik nieliniowy przyłączony jest zwykle doszyn zbiorczych przez określoną impedancję. Jest to impedancja zastępcza transformatora lubimpedancja dławika, włączonego szeregowo z odbiornikiem. Ma to istotne znaczenie, kiedyodbiorniki są zasilane poprzez przekształtniki energoelektroniczne.

Odkształcenia napięcia na szynach w określonym węźle sieci elektroenergetycznejspowodowane jest przepływem prądów odkształconych od nieliniowego odbiornika do sieci.Zobrazowano to na rys. 1., na którym prąd inL pochodzący od odbiornika nieliniowego wywołuje naimpedancji sieci spadek napięcia us = jLs inL.

Ten spadek napięcia w efekcie prowadzi do zniekształcenia napięcia us w rozpatrywanymwęźle sieci elektroenergetycznej. Odkształcone napięcie us jest wynikiem różnicy sinusoidalnegonapięcia es i spadku napięcia us na reaktancji systemu czyli:

sss ueu Δ- . (2)Parametrem charakteryzującym stopień odkształcenia napięcia jest wskaźnik zwanywspółczynnikiem zniekształcenia napięcia definiowany jako [1]:

su U

UTHD

2

2

, (3)

gdzie:U – napięcie -tej harmonicznej,Us – wartość skuteczna napięcia.

84

odbiorniknieliniowy kondensator filtr odbiorniki

liniowe

Ck

Lk

Us

C

Ls

es

∆us

inl

LT

Odb.

Sz

M3


Do najważniejszych odbiorników nieliniowych jako źródeł odkształcenia prądu w siecielektroenergetycznej należą:

- przekształtnikowe urządzenia napędowe,- urządzenia do obróbki elektrotermicznej- wyładowcze źródła światła,- urządzenia RTV i AGD,- urządzenia techniki biurowej.O stopniu oddziaływania tych odbiorników na sieć elektroenergetyczną decyduje ich moc

znamionowa, poziom odkształcenia prądu zwłaszcza dużych jednostek. Ponadto istotne znaczeniew tej dziedzinie mają odbiorniki małej mocy, których sumaryczna moc przyjmuje znaczne wartości.

Oprócz odbiorników nieliniowych poważny wpływ na pracę sieci elektroenergetycznejwywierają odbiorniki niespokojne. Są to odbiorniki obciążające sieć przy szybko- i częstogłębokozmiennym charakterze obciążenia. Wywołują one rozliczne, negatywne efekty w sieci,pogarszając w konsekwencji jakość dostarczanej energii. Powoduje to również uszkadzanie siębardziej wrażliwych odbiorników. Do głównych efektów należy zaliczyć także występowaniewahań i zniekształceń napięcia oraz przepięć.

Na rys. 2. pokazano charakterystykę obciążenia przykładowego odbiornika niespokojnego.

0

12

3

45

6

78

9

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120T [sec]

Q [Mv ar], P[MW]

0

5

10

15

20

25

30

35

40

tgfi[

-]

Q[Mvar]P[MW]Tg

Rys. 2. Zlinearyzowane przebiegi czasowe mocy czynnej, mocy biernej i współczynnika tg śr dla układu zasilania

maszyny wyciągowej w kopalni z silnikami prądu stałego, sterowanymi za pomocą prostownikówtyrystorowych

Odbiornik ten to napęd maszyny wyciągowej w kopalni [2]. Charakteryzują go m.in. głębokie ibardzo szybkie zmiany mocy odbiornika jak to zilustrowano np. na rys. 2. Pociąga to za sobąspadek napięcia na reaktancji sieci w takt tych zmian obciążenia. Występują wówczas wahanianapięcia Us na szynach zbiorczych, skąd zasilane są też inne odbiorniki. Zakłócenia powstałe w sieci elektroenergetycznej mogą w konsekwencji pociągnąć za sobą [1]:

- zjawisko rezonansu w sieci dla określonej harmonicznej. W efekcie może to wywołać przepięcie na elementach sieci lub ich prądowe przeciążenie,- przegrzewanie się oraz przeciążenie transformatorów czy kabli,- niepożądane pobudzanie zabezpieczeń,- zakłócenia pracy systemów transmisji sygnałów i układów regulacyjnych,- nieprawidłową pracę układów sterująco-sygnalizacyjnych.

85

P2

Obc.

id = Id

iP1

iP2

isUd

P1


2. Naruralne sposoby ograniczania zakłoceń wprowadzanych do sieci przez odbiornikinieliniowe

Najprostszym sposobem ograniczania wpływu odbiornika nieliniowego na sieć zasilającąjest zwiększenie reaktancji indukcyjnej w obwodzie zasilania. Włączenie reaktancji indukcyjnejpomiędzy sieć a odbiornik nieliniowy pozwala w naturalny sposób na zmniejszenie zawartościwyższych harmonicznych w prądzie odbiornika. Wiadomo bowiem, że reaktancja indukcyjna rośniez częstotliwością, a więc im wyższy jest rząd harmonicznej, tym większa jest wartość reaktancji.Ten sposób prowadzi zwłaszcza do ograniczenia poziomu zawartości prądów wyższychharmonicznych.

W przypadku układów prostownikowych zmniejszenie zawartości wyższych harmonicznychw prądzie pobieranym z sieci uzyskuje się w układach prostownikowych złożonych. Zilustrowanoto na rys. 3.

Rys. 3. Układ szeregowy dwóch mostków prostownikowych 3-fazowycha) schemat obwodu głównego; b) przebieg prądu zasilania mostka P1; c) przebieg prądu zasilania mostka P2;d) przebieg prądu is pobieranego z sieci.

W praktyce układy prostownikowe złożone są równoległym lub szeregowym połączeniemukładów prostownikowych prostych. Łączone ze sobą układy prostownikowe muszą mieć tę samąliczbę pulsów, a ich prądy znamionowe powinny być jednakowe. Jak to pokazano na rys. 3.d)kształt prądu pobieranego z sieci jest korzystniejszy niż prąd iP1 lub iP2 pobierany przezposzczególne układy prostownikowe P1 i P2 z rys. 3.

W rozpatrywanym przypadku np. harmoniczne rzędu 5. i 7. w prądach iP1 i iP2 są sobieodpowiednio równe, lecz są przesunięte względem siebie o 180el. Stąd kompensują się onewzajemnie. W tej sytuacji wypadkowy prąd is pobierany przez ten złożony układ prostownikowy niezawiera omawianych harmonicznych. W przypadku symetrycznej pracy omawianego układuprostownikowego prąd is pobierany z sieci zawiera harmoniczne rzędu 11. i 13.; 23. i 25. itd.

86

a)i1

i2

is

ωt

ωt

ωt

b)

c)

d)


W złożonych układach prostownikowych uzyskuje się dzięki powyższemu wydatneograniczanie ich oddziaływania na sieć elektroenergetyczną.

3. Ograniczanie zawartości wyższych harmonicznych w sieci elektroenergetycznej

Ograniczanie zawartości wyższych harmonicznych w sieci elektroenergetycznej uzyskuje sięwieloma drogami. Do jednej z nich należy zwiększanie mocy zwarciowej sieci. Wiąże się to zezmniejszaniem impedancji wzdłużnych sieci i dzięki temu w określonych jej węzłach napięcie ulegamniejszym wpływom na obciążenia odbiornikami nieliniowymi. W niektórych przypadkach istniejemożliwość zasilania szczególnie „uciążliwego” odbiornika nieliniowego z wydzielonej sieci. Możeto być sieć separowana za pomocą transformatora o zwiększonym w stosunku do pozostałychtransformatorów napięciem zwarcia. Dzięki temu istnieje możliwość wydatnego ograniczaniawpływu takiego odbiornika nieliniowego na inne odbiorniki.

Istotne znaczenie dla poprawy kształtu napięcia w określonych węzłach siecielektroenergetycznej maja pasywne filtry wyższych harmonicznych. Najprostszy filtr pasywnytworzy się w wyniku szeregowego połączenia reaktancji indukcyjnej i pojemnościowej zwanyfiltrem LC. Szeregowa gałąź LC dla danej harmonicznej stanowi praktycznie zwarcie, bowiemmoduły reaktancji ją tworzących są dla tej częstotliwości sobie równe. Oznacza to, że w tej gałęziwystępuje rezonans szeregowy. Filtracja napięcia w sieci wymaga stosowania w danym jej węźle conajmniej kilka takich gałęzi filtra LC. W typowej trójfazowej sieci elektroenergetycznej na skutekjej obciążenia odbiornikami nieliniowymi w napięciu pojawiają się harmoniczne 5.; 7.; 11.; 13 itp.Z tego powodu poprawnie dobrane filtry powinny obejmować ww. harmoniczne. Ponadto dlaharmonicznych dalszych rzędów stosuje się filtr szerokopasmowy HP. Zilustrowano to na rys. 4.

HP

5h 7h 11h 13h

Rys. 4. Schemat czterogałęziowego filtra LC i filtra szerokopasmowego HP

Ze względu na znaczne prawdopodobieństwo wzmocnienia pewnych niepożądanychskładowych nie dopuszcza się stosowania filtrów rezonansowych dla harmonicznych wyższychrzędów (np. = 11. i 13.) jeśli nie są filtrowane harmoniczne niższych rzędów (np. = 5.; 7).

Zaletą filtrów pasywnych jest niewątpliwie ich prostota budowy i skuteczność działania.Niestety wymagają one stosowania dławików o charakterystyce liniowej, które mają znacznegabaryty. W wielu przypadkach zastosowań jest to poważne utrudnienie.

Takich wad pozbawione są nowoczesne rozwiązania filtrów aktywnych. Praca takich filtrówpolega na wprowadzaniu do sieci przebiegów kompensujących zniekształcenia wywoływane przezodbiorniki nieliniowe. Generowane przebiegi kompensujące wytwarza się za pomocą układówenergoelektronicznych, dostosowanych do tego celu. Ogólny schemat blokowy filtra aktywnego AFzilustrowano na rys. 5. Zniekształcenia prądu odbiornika I0 są kompensowane za pomocą prądu IK

dodawanego do sieci z falownika F.Kształtowanie prądu Ik odbywa się w układzie sterowania falownika złożonego z prądowego

przetwornika sygnałowego UP, filtra 1-szej harmonicznej sygnału prądowego i sumatora S.Wytworzony w sumatorze sygnału S, sygnał wyjściowy podawany jest na człon sterowaniafalownika F. Sygnał ten odwzorowuje przebieg prądu I będący sumą harmonicznych prąduodbiornika z wyłączeniem podstawowej harmonicznej tego prądu.

87


-+

Is I0Ik

L Odb.

FSF1hUP

AF

Rys. 5. Ogólny schemat blokowy filtra aktywnego AF: UP – układ przetwornika sygnału prądowego, F1h – pomiarowyfiltr 1- harmonicznej, S – układ sumatora sygnałowego, L- indukcyjność

)(sin tIi m . (4)

Sterowany tym sygnałem falownik F wytwarza prąd Ik kompensujący prąd I. Dzięki temuprąd Is pobierany z sieci jest prądem pozbawionym składowych wyższych harmonicznych.

Niewątpliwą zaletą filtrów aktywnych są ich stosunkowo niewielkie gabaryty, duża ichskuteczność działania. Dlatego zyskują one szersze zastosowanie.

4. Kompensacja mocy biernej obciążeń szybkozmiennych

Przedstawione powyżej skutki dynamicznego obciążenia sieci mocą bierną wymagajązastosowania nadążnych kompensatorów mocy biernej. Aktualnie istnieje wiele różnych rozwiązańtechnicznych takich kompensatorów. Jednym z nich to układ quasi-nadążnego kompensatora mocybiernej o regulacji „krokowej”. Schemat blokowy takiego kompensatora pokazano na rys. 6.

Obc.ŁE ŁE ŁE

I stopień II stopień III stopień

Układ sterowaniaZad.

C 2C 4C

is

Us

idik is

Rys. 6. Schemat blokowy quasi-nadążnego kompensatora mocy biernej

W kompensatorze tym pojemności pogrupowane są wg kodu binarnego i w związku z tymgęstość jego regulacji wynosi 1C, a całkowita pojemność kompensatora wynosi 7C. Włączanie iwyłączanie danych stopni razem i osobno wynika z zapotrzebowania w sieci na moc biernąpojemnościową.

Największa częstość załączania poszczególnych stopni zależy z jednej strony odzapotrzebowania mocy biernej pojemnościowej, wymaganej do zrównoważenia poboru mocybiernej indukcyjnej odbiornika. Z drugiej zaś strony częstość włączania poszczególnych stopnikompensatora ograniczone jest koniecznością wybierania właściwego momentu załączania iwyłączania łącznika ŁE (łącznik energoelektroniczny). Zadziałanie łącznika ŁE jest tylko wtedymożliwe, kiedy różnica potencjałów pomiędzy kondensatorem i siecią jest w przybliżeniu równazeru. Natomiast wyłączenie łącznika ŁE odbywa się po usunięciu sygnału sterującego łącznik ŁE i

88


najbliższym przejściu prądu kondensatora przez „zero”. Powyższe czynniki decydują omaksymalnej częstości zmian mocy biernej wydawanej przez kompensator.

Innym rozwiązaniem, znajdującym zastosowanie w praktyce jest kompensator mocy biernejze sterownikiem prądu indukcyjnego. Jest on wyposażony w stałą baterię kondensatorów orazindukcyjność z układem do regulacji prądu. Schemat blokowy takiego układu kompensatorapokazano na rys. 7.

Tr

UP

RC

UR

A C

Sterownik

Odb

iorn

ikni

espo

kojn

y

X0

Xc

UABC

Rys. 7. Schemat rozwinięty tyrystorowego kompensatora mocy biernej dla obciążenia symetrycznego: UP – członpomiarowy mocy biernej do skompensowania, RC – rejestrator cyfrowy, A/C – przetwornik analogowo/cyfrowy,UR – człon regulacyjny, S – trójfazowy sterownik tyrystorowy

Obciążenie sieci stanowi odbiornik o charakterze indukcyjno – rezystancyjnym pobie-rający z sieci określoną moc bierną. Moc ta może ulegać szybkim zmianom w zakresie Q0min ¸Q0max. Bateria kondensatorów musi być tak dobrana aby kompensowała maksymalną moc biernąodbiornika, czyli: Q0max = Qc, gdzie: Qc jest mocą pojemnościową kondensatora.

Regulator UR prądu indukcyjnego powinien utrzymywać stałą wartość mocy biernejindukcyjnej, pobieranej z sieci, niezależnie od poboru mocy odbiornika.

Wynika z tego, że zmianom prądu biernego, pobieranego przez odbiornik powinnatowarzyszyć taka sama zmiana prądu indukcyjnego w sterowniku, aby suma tych prądów miałastałą wartość.

Istnieją również rozwiązania przekształtnikowych kompensatorów mocy biernej. Zasadadziałania takiego kompensatora zilustrowano na przykładzie mostkowego przekształtnikadwupulsowego. Schemat układu oraz przebiegi napięcia i prądu kompensatora pokazano na rys. 8.Układ kompensatora jest wyposażony w zawory energoelektroniczne w pełni sterowalne. Rys. 8.b)ilustruje prostownikowa pracę przekształtnika, a na rys. 8.c) pokazano działanie układu jakokompensatora mocy biernej. W przedziałach czasowych, gdy napięcie wyjściowe jest dodatnie, windukcyjności Ld akumuluje się energia elektromagnetyczna. Energia ta jest oddawana do sieci wprzedziałach czasowych gdy napięcie wyjściowe jest ujemne.

5. Podsumowanie

W referacie omówiono kilka zagadnień związanych ogólnie z jakością energii elektrycznej waspekcie zakłóceń wprowadzanych do sieci przez odbiorniki nieliniowe i niespokojne.Przedstawiono mechanizmy wprowadzania zakłóceń do sieci elektroenergetycznych przez ww.odbiorniki. Podano podstawowe sposoby ograniczania zakłóceń wprowadzanych przez wybranerodzaje odbiorników. Autorzy, przy tym przyjęli, iż ogólne wymagania dotyczące standardówjakościowych energii są powszechnie znane, a konieczność ich dotrzymywania jest oczywista.

Należy podkreślić fakt istnienia coraz większej liczby odbiorników wrażliwych naodkształcenia przebiegów w sieci elektroenergetycznej, do których przede wszystkim należyzaliczyć zwłaszcza urządzenia teleinformatyczne. Część z nich nie jest wyposażona w układy

89


zabezpieczające przed wpływem wyższych harmonicznych w sieci – wymagają one zatem zasilaniaz sieci, która przynajmniej spełnia określone normami standardy jakościowe.

Rys. 8. Przekształtnik dwupulsowymostkowy o komutacjiwymuszonej: a) – schemat układu, b) –przebiegi prądu pobieranego z sieci i napięcia wyprostowanego w pracy prostownikowej, c) – przebiegi jak w pkt. b), gdy układ pracuje jako kompensator mocy biernej

Powstają również problemy podczas transmisji sygnałów informacyjnych przez siecielektroenergetyczne. Wyższe harmoniczne zakłócają poprawność transmisji przesyłowychinformacji. Utrudnia to i komplikuje np. zdalna kontrolę wartości parametrów energetycznych wtym pracę systemów do rozliczeń energii elektrycznej.

Ograniczanie zakłóceń, niezależnie od stosowanych środków technicznych do icheliminowania, wymaga pełnego określenia ich parametrów na drodze pomiarowej. Istnieje całyszereg systemów pomiarowych do oceny wszystkich parametrów charakteryzujących jakość energiielektrycznej w tym odkształceń przebiegów, niemniej ich wykorzystanie w energetyce jestzdecydowanie niewystarczające. Zdaniem Autorów uporządkowanie istniejącej sytuacji w tymzakresie wymaga w pierwszej kolejności wprowadzenia monitoringu odkształceń w sieciachelektroenergetycznych. Autorzy przeprowadzili wiele pomiarów odkształceń, były one najczęściejwymuszone stanami awaryjnymi odbiorników lub elementów układów zasilających – jest to jednakdziałanie związane z fragmentarycznymi eliminacjami skutków bez istotnego wpływania naprzyczyny.

Istotny wpływ na jakość energii elektrycznej ma praca odbiorników niespokojnych. Opróczodkształceń, odbiorniki o szybkozmiennym poborze energii, powodują wprowadzanie do siecielektroenergetycznej innych zakłóceń – takich jak: np. zapady napięć czy flikery. Ta grupaodbiorników stwarza dodatkowo problemy w prawidłowej gospodarce mocą bierną. Również w tymprzypadku Energetyka w niewystarczającym stopniu wykorzystuje będące do dyspozycji przyrządydo bezpośredniego pomiaru szybkozmiennej ponadnormatywnej energii biernej .

Podkreślenie przez Autorów ważności przedstawionych w podsumowaniu zagadnień t.j.:monitoringu parametrów charakteryzujących jakość energii i pomiarów szybkozmiennejponadnormatywnej energii biernej ma na celu próbę wywołania dyskusji z nadzieją jejpozytywnego efektu.

90

T1

T2T4

T3

Ld

Ud

Us

is

a


Literatura

[1] Dán A. i inni: Jakość energii elektrycznej w sieciach nn. Zmiana zasad projektowania sieci dlapoprawy jakości energii elektrycznej. Wyd. Polskiego Centrum Promocji Miedzi w ramachprogramu Leonardo realizowanego we współpracy z European Copper Institute i Komisją UniiEuropejskiej. Wyd. trzecie poprawione. Wrocław 2002.

[2] Solarewicz M., Łapiński J.: Założenia techniczno – ekonomiczne układu do nadążnejkompensacji mocy biernej w GST SW1 Z.G. Sieroszowice. Opracowanie ZakładówBadawczych i Projektowych Przemysłu Miedziowego ‘CUPRUM’ NE 368. Wrocław 1988.

91


92


Środki techniczne automatyki elektroenergetycznej służące poprawieciągłości zasilania

Wilhelm RojewskiInstytut Elektroenergetyki Politechniki Wrocławskiej

Bohdan SynalKomitet Automatyki Elektroenergetycznej

1. WstępCiągłość zasilania energią elektryczną kojarzy się z brakiem przerw w zasilaniu odbiorców, a

więc ze stanem traktowanym jako normalny i pożądany. Do niedawna jakość energii elektrycznejtraktowano jako pojęcie odrębne od ciągłości zasilania i charakteryzowano wyłącznie przez takieparametry, jak: odchylenia napięcia, wahania napięcia, częstotliwość, udział harmonicznych isymetria układów wielofazowych. Obecnie pojęcie jakości energii rozumiane jest znacznie szerzej,jednakże nie doczekało się jeszcze jednolitej i przyjętej powszechnie definicji. Jedna z definicji,odpowiadająca współczesnym tendencjom i przyjęta przez grupę roboczą IEC [1] stwierdza, żejest to: „Zbiór parametrów określających energię elektryczną dostarczaną odbiorcy w normalnychwarunkach, w aspekcie ciągłości zasilania i charakterystyk napięcia (symetria, częstotliwość,amplituda i kształt krzywej)”. Upraszczając nieco zagadnienie można podać skróconą formą takiejdefinicji: jakość energii = ciągłość zasilania + jakość napięcia.

Rozważając różne rodzaje zaburzeń jakości energii rozróżnia się tzw. odchylenia lubwahania i zdarzenia. Odchylenia są zjawiskami ciągłymi, np. zmiany częstotliwości lub amplitudynapięcia w warunkach normalnych. Ich analizę wykonuje się metodami rachunkuprawdopodobieństwa, a wynikiem podlegającym ocenie są wartości średnie i odchyleniastandardowe. Zdarzenia są zjawiskami, które występują tylko okazjonalnie. Typowymi przykładamizdarzeń są przerwy w zasilaniu i zapady napięcia. Wiążą się one bezpośrednio z ciągłością zasilaniai są rozważane na gruncie niezawodności. Do analizy zdarzeń wykorzystuje się rachunekniezawodności, a wynikiem tej analizy są wskaźniki, bedące miarą poziomu niezawodności. Wsieciach rozdzielczych są to np.: średnia liczba przerw na rok na odbiorcę, średni czas brakuzasilania na rok na odbiorcę, czy średnia ilość niedostarczonej energii na odbiorcę w roku.

Różne zdarzenia wymagają różnych środków zapobiegawczych, dlatego pierwszym krokiemw rozwiązywaniu problemów ciągłości zasilania w określonym systemie powinno być lepszezrozumienie przyczyn i charakteru obserwowanych zjawisk, a następnie wybór stosownychśrodków. Poprawę w tym względzie można uzyskać przez ingerencję w układ zasilania, pozostającyw gestii dystrybutora, jak również w wyposażenie należące do odbiorcy. Każde z tychprzedsięwzięć wymaga stosownych inwestycji i chociaż analiza kosztów nie jest tematemniniejszego referatu, to warto wspomnieć, że poziom niezawodności zasilania wzrasta z nakładamifinansowymi wg krzywej z nasyceniem. Optymalny poziom niezawodności odpowiada sytuacji,gdy poniesione nakłady równoważą straty, jakich dzięki temu udaje się uniknąć.

W referacie przedstawiono charakterystyki zdarzeń napięciowych naruszających ciągłośćzasilania oraz omówiono różne metody i środki łagodzenia tych zjawisk. Na ich tle wskazanomożliwości, jakimi w tym względzie dysponuje automatyka elektroenergetyczna. Efekty różnychdziałań zmierzających do poprawy ciągłości zasilania zilustrowano przykładami obliczeniowymi.

93


2. Definicje i klasyfikacjeKlasyfikacja zdarzeń napięciowych nie została dotychczas ujednolicona. Występują pod tym

względem wyraźne różnice między standardami europejskimi IEC a amerykańskimi IEEE, co maodbicie w różnych definicjach spotykanych w literaturze fachowej. W referacie ograniczymy się dookreśleń zawartych dokumentach europejskich, a głównie w normie PN 50160. Przyjęta tamklasyfikacja zdarzeń napięciowych opiera się na założeniu, że każde zdarzenie może być opisanejedną wartością napięcia i jednym czasem trwania.

2.1. Przerwy w zasilaniuPrzerwa w zasilaniu jest to stan, w którym napięcie na zaciskach u odbiorcy jest bliskie zeru.

Napięcie „bliskie zeru” definiowane jest przez PN 50160, jako „mniejsze niż 1% napięciaznamionowego”.

Przerwy w zasilaniu zazwyczaj inicjowane są przez zwarcia, konsekwencją których sądziałania zabezpieczeń i wyłączenia. Występują również inne przyczyny przerw, jak np. zbędnedziałanie zabezpieczeń, zerwanie przewodu czy interwencje personelu. Przerwy można takżepodzielić na planowane i przypadkowe. Jednak zasadniczy podział przerw w zasilaniu dokonywanyjest wg czasu ich trwania, który to czas wynika ze sposobu przywracania zasilania. Rozróżnia sięzatem przerwy: a) likwidowane przez automatyczne przełączenia, b) likwidowane przez ręczneprzełączenia i c) likwidowane po naprawie lub wymianie uszkodzonego elementu.

Formalna klasyfikacja, zgodna z normą PN-50160, posługuje się określeniami: długieprzerwy dla przerw trwających dłużej od 3 minut i krótkie przerwy dla przerw, które trwają do 3minut.

Długie przerwy

Od wielu lat liczba i czas trwania długich przerw uznawana jest za miarę jakości zasilania.Wielu dystrybutorów zbiera stosowne dane, jednak rzadko są one publikowane. Wyjątkiem jestsprywatyzowany sektor energetyczny w Wielkiej Brytanii, który został zobowiązany do podawaniado publicznej wiadomości wskaźników niezawodnościowych. Jednak i tu podawane informacje niesatysfakcjonują w pełni odbiorców, których interesują przede wszystkim wskaźniki w określonychpunktach odbiorczych i to zarówno te aktualne, jak i oczekiwane w przyszłości. Takiej wiedzymoże dostarczyć analiza niezawodnościowa, która wykorzystując zachowanie systemu wprzeszłości określa jego prawdopodobne zachowanie w przyszłości. Danymi wejściowymi doanalizy są parametry niezawodnościowe różnych elementów systemu w postaci liczby wyłączeń(uszkodzeń) w jednostce czasu, najczęściej 1 roku. Autor publikacji [2] podaje takie dane uzyskanena podstawie szczegółowych studiów literaturowych z lat 90. Wybrane parametry podano w tabeli2.1, natomiast sposób ich wykorzystania w analizie niezawodnościowej zilustrowano naprzykładach w rozdziale 4.

Dane statystyczne publikowane w literaturze zagranicznej mogą nie odpowiadać w pełnisytuacji w polskich sieciach, jednak uwidaczniają pewne wspólne prawidłowości. I tak np. narys.2.1a. przedstawiono udział procentowy liczby przerw odczuwanych przez odbiorców wzależności od poziomu napięcia, na którym przerwy te zostały zainicjowane (tzn. wystąpiływyłączenia powodujące te przerwy). Wykres na rys.2.1b pokazuje analogiczną zależność ale dlaniedyspozycyjności układu, tzn. łącznego czasu trwania przerw w roku. Dane te pochodzą zWielkiej Brytanii [2]. Widać tu, że największy udział zarówno w liczbie przerw, jak i wniedyspozycyjności mają wyłączenia w sieciach średnich napięć (6,6 kV i 11 kV). Ma na to wpływduża rozległość tych sieci i brak rezerwowania. Sieci te pracują w układach promieniowych i każdewyłączenie elementu sieci powoduje przerwę w zasilaniu. Sieci 33 kV w Wielkiej Brytanii pracujączęściowo w układzie zamkniętym, stąd ich udział jest mniejszy.

94


Tabela 2.1. Średnie wskaźniki wyłączeń (uszkodzeń) różnych elementów systemu [2]Rodzaj elementu systemu Liczba wyłączeń na 1000 elementów i na rok

Transformatory SN/nn 1-2Transformatory SN/SN 10-12Transformatory WN/SN 14-25Wyłączniki SN i nn 0,2-1Odłączniki 1-4Przekaźniki elektromechaniczne 1-4Przekaźniki elektroniczne(pojedyncze)

5-10

Przekaźniki elektroniczne (zespoły) 30-100Bezpieczniki 0,1-1Przekładniki prądowe i napięciowe 0,3-0,5Agregaty prądotwórcze 20-75 na 1 agregat i na rokniemożność startu 0,5-2% - prawdopodobieństwo zdarzeniaGeneratory pracujące ciągle 0,3-1 na 1 generator i na rokUPS 30-100Kable podziemne 12-20*) na 100 km i na rokSzyny (1 sekcja) 0,5-2Linie napowietrzne 400kV ok. 1*) na 100 km i na rokLinie napowietrzne 220kV 2-3*) na 100 km i na rokLinie napowietrzne 110kV 2-6*) na 100 km i na rokLinie napowietrzne 15-30kV 20-100*) na 100 km i na rok*) dane polskie dostępne w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej.

Rys. 2.1. Wyłączenia w sieciach o różnym poziomie napięcia jako przyczyny: ogólnej liczby przerw odczuwanychprzez odbiorców-a) i łącznego czasu trwania przerw w roku (niedyspozycyjności) -b) wg [2]

Dla odbiorców zasadnicze znaczenie ma czas trwania przerwy, bo od niego zależąponoszone straty. Dla uproszczenia analizy niezawodnościowej z reguły zakłada się, że czas trwaniawyłączeń poszczególnych elementów jak i czas trwania przerw mają rozkład wykładniczy. Wpraktyce tak nie jest i np. według danych holenderskich [2] za lata 1991-1994 rozkład ten mapostać, jak na rys.2.2. Zdecydowana większość przerw ma czas trwania pomiędzy 30 minut a 2godziny.

Rys. 2.2. Rozkład czasu trwania przerw [2]

95

Inne3%

132 kV6%

33 kV12%

6,6/11 kV61%

Planow ane12%

Niskie napięcie

6%

33 kV8%

132 kV4%

Inne3%

6,6/11 kV51% Planow ane

20%

Niskie napięcie

14%a) b)

0

1

2

3

4

5

6

7

0 50 100 150 200 250 300

Czs trwania przerw w minutach

Pro

cento

wy u

dzia

ł prz

erw


Ważnym spostrzeżeniem w cytowanych pracach jest zależność czasu trwania przerw odpoziomu napięcia, na którym wystąpiło wyłączenie. Spośród przerw spowodowanych wyłączeniamiw sieciach przesyłowych ok. 75% przerw trwa krócej niż 30 minut, natomiast dla sieci średniegonapięcia wskaźnik ten wynosi 15%, a dla sieci niskiego napięcia tylko ok. 5%. Jest to wynikiemróżnych sposobów przywracania zasilania (lokalizacji uszkodzeń i przełączeń) w tych sieciach.

Straty ponoszone przez odbiorców ogólnie rosną z czasem trwania przerwy, jednakżezależność ta jest różna w poszczególnych branżach i działach gospodarki. Na rys.2.3. przedstawionowykres kosztów strat ponoszonych w wyniku przerwy wymuszonej zakłóceniem, przeliczonych na1 kW szczytowego obciążenia. Rozróżniono przerwy o czasie trwania: 2 minuty, 1 godzina, 4godziny i 8 godzin. Dane pochodzą z badań szwedzkich przeprowadzonych w roku 1993 napodstawie ankietowania 4000 odbiorców [2]. Na wykresie przedstawiono uśrednione straty,podczas gdy w rzeczywistości w ramach tej samej branży występowały znaczne różnice.

Rys. 2.3. Koszty przerw w $/kW dla różnych odbiorców [2]

Krótkie przerwyKrótkie przerwy mają te same przyczyny co długie przerwy, a mianowicie zwarcia

wyłączane przez zabezpieczenia. Różnica wynika stąd, że jeśli zasilanie przywracane jestautomatycznie, to mamy do czynienia z krótkimi przerwami. Automatyczna odbudowa zasilaniamoże się odbywać w cyklu SPZ, co ma miejsce w przypadku zwarć przemijających w sieciachnapowietrznych, albo przez przełączenie odbiorów na zasilanie rezerwowe za pomocą automatykiSZR. Przez wiele lat przerwy trwające krócej niż kilka minut dla większości odbiorców niestanowiły większego problemu. Obecnie to się zmienia, bowiem pojawia się coraz więcejróżnorakich urządzeń wrażliwych na bardzo krótkie zdarzenia napięciowe.

Monitorowanie i rejestracja krótkich przerw wymaga zastosowania specjalistycznegosprzętu, dokonującego automatycznie zliczania i klasyfikacji zdarzeń. Należałoby takie urządzeniainstalować nie tylko w wybranych węzłach systemu ale także w wielu liniach zasilających. Wświatowej literaturze fachowej publikowane są, podobnie jak dla długich przerw, częstość i czastrwania krótkich przerw zliczanych przez klika lat w różnych sieciach. Dane pochodzące z różnychźródeł są trudne do porównania z uwagi na niejednoznaczność definicji i różnice metodyczne wzliczaniu i klasyfikacji, niemniej obserwuje się pewne prawidłowości, a mianowicie:- liczba krótkich przerw wzrasta wraz z oddalaniem się od źródła zasilania, co jest zrozumiałe

bowiem wzrasta liczba wyłączników na drodze do odbiorów,- przerwy trwające kilka sekund lub dłużej mają swą przyczynę i występują głównie w sieci

niskiego napięcia,- częstość przerw trwających krócej niż jedną sekundę jest zbliżona w różnych punktach sieci, co

sugeruje, że przerwy te mają swą przyczynę na wyższych poziomach napięcia,

96

0

20

40

60

80

100

120

Odb

iorc

ydo

mow

i

Rol

nict

wo

Han

del i

usłu

gi

Dro

bny

prze

mys

ł

Prz

emys

łte

ksty

lny

Prz

emys

łch

emiz

cny

Prz

emys

łsp

ożyw

czy

Kos

zt p

rzer

wy

w $/

kW

2 minuty1 godzina4 godziny8 godzin


- w sieci średniego napięcia obserwuje się pewną liczbę bardzo krótkich przerw (trwających kilkacykli), dla których brak jest wytłumaczenia, tym bardziej, że nie zostały one wykazane w sieciniskiego napięcia (Są to prawdopodobnie zwarcia samogasnące, np. opalenie pędów drzew itp.).

Podobnie, jak dla długich również dla krótkich przerw dokonuje się ich predykcji w oparciuo dane statystyczne i rachunek niezawodnościowy. Określa się też analogiczne wskaźniki, np.średnią liczbę przypadków w roku, w których odbiorca doświadcza krótkich przerw w zasilaniu

Z uwagi na to, że odbiorca może doświadczyć kilka przerw w krótkim przedziel czasu (np.podczas wielokrotnego SPZ), to powstaje pytanie, czy należy taki przypadek traktować jakowielokrotne zdarzenie i zliczać wszystkie krótkie przerwy, czy też jako jedno zdarzenie. Wostatnich publikacjach rozpatruje się stosowanie okna 1-minutowego lub 5-minutowego. Oznaczato, że jeśli kilka zdarzeń wystąpi wewnątrz takiego okna, to będą one policzone jako jednozdarzenie. Stosowanie okna 5-minutowego powoduje zmniejszenie liczby zliczonych zdarzeń naweto ponad 30% w porównaniu z faktyczną ich liczbą.

Straty spowodowane krótkimi przerwami zależą głównie od czasu potrzebnego na ponowneuruchomienie przerwanego procesu produkcyjnego, a ten różni się zasadniczo dla rozmaitychdziedzin przemysłu i biznesu. Częściowo, dla przerw trwających ok. 2 minut, uwidacznia to rys.2.3.

2.2. Zapady napięciaWg normy PN 50160 zapad napięcia jest nagłym zmniejszeniem się napięcia zasilającego do

wartości z przedziału od 1% do 90% napięcia deklarowanego, w którym to przedziale pozostaje onoprzez czas od 10 ms do 1 minuty. Zapady napięcia powodowane są przede wszystkim przez zwarciaoraz rozruchy dużych silników asynchronicznych.

Zainteresowanie zapadami napięcia wzrosło ostatnio w związku z obserwowanymiproblemami w pracy niektórych rodzajów odbiorników. Szczególnie wrażliwe na zapady napięciasą: napędy sterowane elektronicznie, sprzęt komputerowy, sterowniki programowalne, lampywyładowcze o dużym natężeniu oświetlenia itp. Niektóre urządzenia przestają prawidłowo działać,jeśli napięcie (wartość skuteczna) obniży się do wartości mniejszej od 90% napięciaznamionowego na czas dłuższy od jednego lub dwóch okresów. Takie urządzenia mogą byćwyłączane dziesiątki razy w ciągu roku, co może się wiązać z dużymi stratami. Zapad napięcia niejest tak szkodliwy jak przerwa w zasilaniu, jednak z uwagi na to, że zapadów jest daleko więcej niżprzerw, to łączne straty mogą być większe. W latach 1993-1995 amerykański instytut EPRI(Electric Power Research Institute) zrealizował projekt badawczy, polegający na rejestracji iopracowaniu statystycznym zapadów napięcia i krótkich przerw [3]. Zainstalowano 277analizatorów w sieciach rozdzielczych średniego napięcia (w stacjach zasilających i w wybranychliniach) należących do 24 kompanii energetycznych na terenie całych Stanów Zjednoczonych izarejestrowano łącznie 107834 zdarzenia. Na rys.2.4. przedstawiono wybrane wyniki tych badań wpostaci wykresu słupkowego, przedstawiającego liczbę zapadów napięcia na punkt pomiarowy i na1 rok w funkcji wartości skutecznej napięcia z określonego przedziału. W analizie zarejestrowanychzdarzeń zastosowano okno 1-minutowe.

Rys.2.4. Wykres liczby zapadów napięcia w funkcji napięcia resztkowego wg [3].

97

0

2,5

5

7,5

10

12,5

15

0 d

o 5

5 d

o 1

0

10 d

o 15

15 d

o 2

0

20 d

o 25

25

do 3

0

30

do 3

5

35 d

o 40

40 d

o 45

45 d

o 5

0

50 d

o 55

55

do 6

0

60

do 6

5

65 d

o 70

70 d

o 75

75 d

o 8

0

80 d

o 8

5

85

do 9

0

Wartość skuteczna napięcia w %Un

Licz

ba z

apa

dów

nap

ięci

a n

a p

unkt

pom

iaro

wy

i na

1 r

ok


Przedstawioną na wykresie zależność liczby zapadów o określonym poziomie napięcia SR(V), przypadających na punkt pomiarowy w ciągu 1 roku, z bardzo dobrym przybliżeniem możnawyrazić wzorem:

25,1)1()(

V

VVSR

- dla 0,1 p.u. < V < 0,9 p.u.

Oprócz wartości skutecznej napięcia, drugim ważnym parametrem zapadu napięcia jest czasjego trwania. Czas ten zależy bezpośrednio od czasu działania zabezpieczeń wyłączających zwarcie.Z wielu publikacji, np. [4] wynika, że częstość występowania zapadów szybko maleje ze wzrostemczasu ich trwania. Przeważająca liczba zapadów (ok. 90%) to zapady trwające poniżej 0,2 s i onapięciu powyżej 70% napięcia znamionowego.

W zależności od indywidualnych cech linii technologicznych zapady napięcia mogąpowodować krótkie lub długie przerwy w produkcji. Według [3] szacunkowe straty produkcyjnewywołane pojedynczym zapadem napięcia mogą wynosić od kilku do kilkudziesięciu tysięcy USDw takich branżach jak tekstylia, tworzywa sztuczne czy szkło oraz od kilkuset tysięcy do kilkumilionów USD w przemyśle półprzewodnikowym.

Oprócz długotrwałego monitorowania sieci wykorzystuje się obliczeniowe metody predykcjizapadów napięcia. Najbardziej popularne są dwie metody [2]: jedna tzw. metoda „położeniamiejsca zwarcia” i druga -metoda „krytycznej odległości”. Obydwie bazują na analizie rozpływuprądu zwarcia w sieci i obliczaniu spadków napięcia. Obliczenia dostarczają informacji oprawdopodobnych wskaźnikach zapadów (częstość występowania, wartość napięcia) w określonympunkcie odbiorczym lub obszarze sieci. Pozwala to np. przyszłym inwestorom wybrać najbardziejkorzystną lokalizację zakłady produkcyjnego.

3. Sposoby i środki poprawy ciągłości zasilaniaUwzględniając charakter zwarć, wyposażenie i układ pracy sieci, sposób zasilania

odbiorców oraz dopuszczalne warunki pracy odbiorników, można wskazać następujące sposobypoprawy ciągłości zasilania (łagodzenia zdarzeń napięciowych):1) zmniejszenie liczby zwarć,2) skróceni czasu eliminacji zwarć,3) usprawnienie lokalizacji uszkodzeń,4) eliminacja zwarć za pomocą automatyki SPZ,5) zmiany w sieci w celu ograniczenia intensywności i zakresu oddziaływania zwarć,6) rezerwowanie zasilania,7) zwiększanie odporności odbiorników energii na zdarzenia napięciowe, 8) włączanie pomiędzy źródła zasilania a wrażliwe odbiory specjalnych urządzeń.

W dalszej części niniejszego rozdziału zostaną krótko scharakteryzowane wymienione tusposoby poprawy ciągłości zasilania stosowane w sieciach rozdzielczych, głównie średniegonapięcia. W wielu z tych sposobów, w większym lub mniejszym stopniu, wykorzystuje się środkinależące do elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Ich wpływ na łagodzenie zdarzeńnapięciowych będzie wielokrotnie komentowany w niniejszym referacie, natomiast już na początkuwarto wspomnieć o pewnych ograniczeniach tych środków. Otóż, oprócz niedoskonałościfunkcjonalnych, wynikających z zastosowanych kryteriów działania i algorytmów, urządzeniaautomatyki zabezpieczeniowej mają skończoną niezawodność. Ich uszkodzenia są też jedną zprzyczyn wyłączeń elementów systemu elektroenergetycznego. Rozróżnia się przy tym następującerodzaje nieprawidłowych działań (uszkodzeń) zabezpieczeń:- działania brakujące; w tym wypadku działają zabezpieczenia rezerwowe i wyłączają zwykle

oprócz elementu uszkodzonego także inne, zdrowe elementy,- działania zbędne niezależne; mają mniejszy zasięg, bowiem powodują jedynie wyłączenie

zabezpieczanego elementu,

98


- działania zbędne zależne-niewybiórcze; wyłączenia zbędne następują w sytuacji, gdy potrzebnejest działanie innego zabezpieczenia i w rezultacie wyłączane są jednocześnie dwa elementy,

- działania zbędne zależne-ruchowe; mogą być wywołane operacjami łączeniowymi idoprowadzić do wyeliminowania rezerwowego zasilania, a w przypadku większej liczbypodobnie reagujących zabezpieczeń-do wielu zbędnych wyłączeń.

Dokładne uwzględnienie tych zjawisk w analizie niezawodnościowej jest złożone i wymagawiarygodnych danych. Uproszczony sposób polega na określeniu tzw. wskaźnika działańbrakujących, będącego ilorazem liczby działań brakujących i liczby działań potrzebnych orazwskaźnika działań zbędnych, określonego przez iloraz liczby działań niepotrzebnych i liczbydziałań potrzebnych.

3.1. Zmniejszenie liczby zwarćJest to bardzo efektywna droga poprawy ciągłości zasilania odbiorców, niestety rzadko daje

się łatwo zrealizować. Można wskazać następujące przykłady przedsięwzięć zmierzających doograniczenia liczby zwarć:- Zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi, które charakteryzują się o rząd mniejszą

częstością zwarć. Można w ten sposób uzyskać wydatne zmniejszenie liczby zapadów napięcia iprzerw w zasilaniu, jednak wadą takich rozwiązań jest długi czas naprawy uszkodzeń.

- Stosowanie pokrytych przewodów w liniach napowietrznych. Nie chodzi tu o pełną izolację, ajedynie o pokrycie przewodu cienka warstwą izolacyjną- takie rozwiązania stosowane są zpowodzeniem w krajach skandynawskich.

- Rygorystyczne przestrzeganie okresów przycinania drzew.- Stosowanie odgromników.- Podwyższenie poziomu izolacji.- Zwiększenie dbałości podczas napraw i przeglądów.

3.2. Skrócenie czasu eliminacji zwarćZabieg ten wymaga zwykle zmiany rozwiązania zabezpieczeń i nie redukuje liczby zdarzeń, ajedynie ogranicza rozmiar ich oddziaływania. Nie zmniejsza też czasu trwania długich przerw wzasilaniu, który zdeterminowany jest czasem przywracania zasilania, natomiast zdecydowaniezmniejsza czas trwania zapadów napięcia.

Największą redukcję czasu wyłączenia zwarcia można uzyskać dzięki bardzo szybkimbezpiecznikom ograniczającym prąd zwarciowy. Czas wyłączenia wynosi tu mniej niż połowęokresu częstotliwości sieciowej, ale zastosowanie takich bezpieczników ogranicza się zwykle dozabezpieczenia odbiorów końcowych niskiego napięcia. Warto wspomnieć, że bezpieczniki bardzorzadko działają zbędnie. Ostatnio wprowadza się statyczne wyłączniki, których czas działania jestteż rzędu połowy okresu. Niestety są one jeszcze bardzo drogie i obecnie stosowane są głownie wsieciach niskiego, a rzadko - średniego napięcia.

Na czas likwidacji zwarcia składa się czas działania wyłącznika oraz czas podejmowaniadecyzji przez zabezpieczenie. W przypadku nadprądowych zabezpieczeń bezzwłocznych, łącznyczas wyłączenia zwarcia wynosi co najmniej 100 ms. W sieciach promieniowych selektywnośćzabezpieczeń uzyskuje się przez stopniowanie czasu, przy czym stopień t wynosi ok. 0,5 sekundyi często czas zwłoki zabezpieczeń w pobliżu stacji zasilającej jest rzędu 1...2 s i więcej. Wnowoczesnych cyfrowych przekaźnikach i przy szybkich wyłącznikach można skrócić czas t dook. 0,3 s, uzyskując częściową poprawę sytuacji. Pewnym rozwiązaniem, pozwalającym skrócićczas wyłączenia ciężkich zwarć (bliżej źródła), jest stosowanie przekaźników nadprądowych ocharakterystyce zależnej, chociaż i tutaj możliwe są czasy wyłączenia rzędu 1 sekundy. Dopierozabezpieczenia odcinkowe, np. różnicowe, pozwalają na szybkie podejmowanie decyzji i wpołączeniu ze statycznymi wyłącznikami umożliwiłyby skrócenie czasu wyłączenia do kilkuokresów częstotliwości sieciowej. Takie rozwiązania są jednak obecnie jeszcze zbyt drogie.Obecnie uzyskiwane są następujące czasy wyłączenia zwarć przez różnego rodzaju zabezpieczenia:

99


- bezpieczniki ograniczające prąd zwarcia : mniej niż jeden okres,- bezpieczniki gazo-wydmuchowe: 10-1000 ms,- zabezpieczenia odległościowe w I strefie: 70-150 ms,- zabezpieczenia odległościowe w II strefie: 200-500 ms,- zabezpieczenia różnicowe: 70-200 ms,- zabezpieczenia nadprądowe: 200-2000 ms i więcej.

Istnieje prawidłowość polegająca na tym, że im wyższe napięcie sieci tym krótszy czaseliminacji zwarć. Można zatem powiedzieć, że czas trwania zapadu napięcia jest tym dłuższy imniższy jest poziomie napięcia sieci, w której powstało zwarcie.

3.3. Usprawnienie lokalizacji uszkodzeń Czas przywracania zasilania zawiera kilka składników, a mianowicie:

- odebranie alarmu, kontakt lub przejazd do miejsca uszkodzenia (przełączenia),- lokalizacja zwarcia lub uszkodzonego elementu,- dokonanie koniecznych operacji łączeniowych,- przywrócenie zasilania.

Obecnie służby ruchowe mogą dysponować różnymi udogodnieniami polegającymi nawykorzystaniu nowoczesnych środków łączności, transportu i zdalnego sterowania łącznikami(telemechaniką). Pozwalają one zredukować czas ręcznego przywracania zasilania.

Od lat stosowane są w sieciach rozdzielczych średniego napięcia wskaźniki przepływuprądu zwarciowego instalowane w wielu punktach sieci. Dzięki nim możliwa jest szybszalokalizacja uszkodzonego odcinka w długich ciągach liniowych z licznymi rozgałęzieniami.Jednakże dopiero współczesne rozwiązania, umożliwiające połączenie we wspólną sieć (przezróżne łącza telekomunikacyjne) sygnalizatorów zainstalowanych w wielu punktach linii, pozwalająna lokalizowanie i selektywne wyizolowanie uszkodzonego fragmentu linii z jednego punktudyspozytorskiego, bez konieczności żmudnych poszukiwań. Urządzenia te współpracują zprzekładnikami prądowymi umieszczonymi na przewodach linii elektroenergetycznych i poprzekroczeniu nastawionej wartości prądu (fazowego lub zerowego), uruchamiają sygnalizacjęlokalną (optyczną) oraz zdalną, np. drogą radiową, informującą dyspozytora o stanie linii.Następnie, zastosowanie telemechaniki pozwala na dokonanie przełączeń w czasie kilku minut.

3.4. Eliminacja zwarć za pomocą automatyki SPZW terenowych sieciach średniego napięcia (napowietrznych i napowietrzno-kablowych)

powszechnie stosowana jest automatyka SPZ trójfazowego, najczęściej dwukrotnego. Działanieautomatyki SPZ pozwala uniknąć długich przerw w zasilaniu podczas zwarć przemijających i wtym sensie poprawia niezawodność i jakość zasilania. Zwarcia trwałe nadal prowadzą do długichprzerw, ale te w sieciach napowietrznych stanowią mniej niż 25% ogólnej liczby przerw.Zabezpieczenia nadprądowe (zwłoczne i bezzwłoczne) wraz z automatyką SPZ instalowane są napoczątku odejść ze stacji zasilającej, a w głębi sieci, w dalszych odcinkach linii i w odgałęzieniach,brak jest zabezpieczeń. W stacjach odbiorczych SN/nn zastosowane są zwykle bezpieczniki.Schemat fragmentu takiej sieci, składającej się z trzech linii napowietrznych pokazano na rys.3.1a, amechanizm powstawania zdarzeń napięciowych wywołanych przemijającym (podczas drugiejprzerwy) zwarciem w stacji A zilustrowano na rys.3.1b.

Kreską przerywaną przedstawiono na rys.3.1b poziom napięcia w punkcie B leżącym w liniizwartej L2, natomiast kreską ciągłą- poziom napięcia w liniach zdrowych L1 i L3. Na osi czasuzaznaczono chwilę wystąpienia zwarcia, sekwencję działania wyłącznika WL2 w linii zwartej orazmoment przeminięcia zwarcia. Wszystkie odbiory zasilane linią L2 przy zamkniętym wyłącznikuWL2 doznają głębokich zapadów napięcia, natomiast przy otwartym wyłączniku- krótkich przerw.Odbiory zasilane liniami L1 i L2 doznają zapadów napięcia, które trwają tak długo, jak długo prądzwarciowy płynie przez elementy sieci. W przypadku zwarcia trwałego cykl kończy się długąprzerwą dla wszystkich odbiorców zasilanych linią L2.

100


Rys. 3.1. Schemat fragmentu sieci terenowej- a) i zmiany napięcia w sieci podczas eliminacji zwarcia w cyklu SPZ – b)

Wskutek zastosowania automatyki SPZ większa część długich przerw, jakie byłybyodczuwane przez odbiorców zasilanych linią ze zwarciem, została zamieniona na zapady napięcia uodbiorców w całej sieci oraz krótkie przerwy u odbiorców w linii zwartej. Jeśli linia posiada liczne irozległe odgałęzienia, to znaczna liczba wygenerowanych krótkich przerw może być uciążliwa dlaniektórych odbiorców. Problem ten daje się złagodzić przez zastosowanie pełnowartościowychzabezpieczeń i analogicznej automatyki SPZ także w głębi sieci (na odcinkach głównego pnia linii iw odgałęzieniach). Z uwagi na wysoki koszt takie rozwiązania stosowane są rzadko, natomiastczęściową poprawę można uzyskać przez zastosowanie w to miejsce specjalnych wyłącznikówsieciowych o ograniczonej mocy wyłączalnej, tzw. reklozerów, wyposażonych w autonomicznezabezpieczenia (nie wymagające zasilania napięciem pomocniczym). Reklozery zasilane są zobwodów pierwotnych poprzez przekładniki prądowe i posiadają wbudowany układ zabezpieczeńnadprądowych oraz układ wielokrotnej automatyki SPZ. Przykładowe lokalizacje reklozerów wsieci terenowej pokazano na rys.3.2.

Rys. 3.2. Przykładowe lokalizacje reklozerów w sieci terenowej

101

1,0

0,5

0

U [p.u.]

czas

początekzwarcia

WL2otwarty

WL2SPZ-Z

WL2SPZ-ZW

WL2SPZ-ZWZ

zanikzwarcia

napięcie w Coraz w L1 i L3

napięcie w Bz udziałem silnika

b)

a)SN/0,4k

110kV/SN WL1

A

C

WL2

WL3

B

Reklozer ReklozerWyłącznik

Reklozer

Reklozer

Reklozer

Reklozer

Reklozer

Reklozernormalnieotwarty

Wyłącznik

Wyłącznik


Prawidłowe działanie układu wymaga odpowiedniej koordynacji nastawień zabezpieczeń wpolu zasilającym dany ciąg liniowy, zabezpieczeń reklozera i bezpieczników. Pełne wykorzystaniemożliwości reklozera występuje przy jego współpracy z automatycznymi rozłącznikamisekcjonującymi, tzw. sekcjonalizerami, instalowanymi zarówno w pniu linii, jak i w odgałęzieniach.Sekcjonalizery są napowietrznymi rozłącznikami zdolnymi do przerywania prądów obciążeniowychoraz do załączania na zwarcie i działają wg specyficznego algorytmu. W starszych rozwiązaniachwykorzystywano wyzwalacze elektromagnetyczne odwrotnego działania. Np. w przypadku zwarciatrwałego w odgałęzieniu wyposażonym w taki rozłącznik, po pierwszym bezzwłocznym wyłączeniulinii w stacji zasilającej następuje jej ponowne załączenie i prąd płynący przez sekcjonalizer pomałej zwłoce (np.0,3s) powoduje zazbrojenie wyzwalacza elektromagnetycznego. Jeśli zwarcie nieprzemija, to następuje drugie wyłączenie (już zwłoczne, z czasem 0,3s+Δt) wyłącznika w stacjizasilającej. Prąd zwarciowy zanika i w czasie tej przerwy bezprądowej następuje zadziałaniezazbrojonego wcześniej wyzwalacza i otwarcie rozłącznika w odgałęzieniu ze zwarciem. Następniepo drugiej, dłuższej przewie następuje ponowne załączenie linii i przywrócenie zasilania odbiorcóww zdrowej części sieci.

Nowoczesne sekcjonalizery wyposażane są w mikroprocesorowy układ sterowania i działająwg logiki czasowo-prądowej (zliczają przerwy bezprądowe) lub czasowo-napięciowej (zliczająprzerwy beznapięciowe). Np. w tym drugim rozwiązaniu, po ręcznym załączeniu do pracyrozłączniki pozostają zamknięte dopóki istnieje napięcie na ich zaciskach. W przypadku pojawieniasię zwarcia następuje otwarcie reklozera (lub wyłącznika współpracującego z SPZ) w stacjizasilającej a następnie otwarcie sekcjonalizerów w przerwie beznapięciowej. Po zamknięciuwyłącznika i pojawieniu się napięcia od strony źródła zasilania sekcjonalizery zamykają sięponownie. Progi napięciowe, czasy otwierania i zamykania oraz liczba cykli są nastawialne. Jeśli pozamknięciu rozłącznika odmierzany czas jego pozostawania w pozycji zamkniętej przekroczynastawioną wartość, to następuje wyzerowanie zegara danego rozłącznika, natomiast gdy wystąpiponowny zanik napięcia przed wyzerowaniem (po załączeniu rozłącznika na zwarcie), to następujejego otwarcie i zablokowanie. Zasady współpracy sekcjonalizerów z automatyką SPZ (zwyłącznikiem lub reklozerem) przedstawiono schematycznie na rys.3.3.

3.5. Zmiany w sieci

Wprowadzając zmiany w układzie pracy sieci można złagodzić skutki zdarzeń napięciowych,jednakże najczęściej wymaga to ponoszenia wysokich dodatkowych kosztów. Można wskazaćnastępujące przykłady podejmowanych działań:

1) Sekcjonowanie szyn w stacjach zasilających, w celu ograniczenia liczby, a raczej długości linii,„eksponowanych” na zwarcia.

2) Instalowanie dławików zwarciowych (lub statycznych ograniczników prądu zwarcia) wstrategicznych miejscach, w celu zwiększenia impedancji do miejsca zwarcia.

3) Ograniczanie liczby odbiorców poddawanych jednemu układowi SPZ (poprzez zwiększenieliczby SPZ-ów). W ten sposób można zmniejszyć częstość krótkich przerw w zasilaniu.

4) Zasilanie szyn do których przyłączone są wrażliwe odbiory jednocześnie z dwu lub większejliczby źródeł (stacji i generatorów). Zapady napięcia w jednej stacji łagodzone są przezpodparcia z drugiej. Im bardziej niezależne są stacje, tym silniejszy jest ten efekt. Z pracą sieciw takim układzie związany jest wzrost mocy zwarciowych, zmiany w rozpływie mocy orazwiększa liczba zapadów napięcia odczuwanych przez wszystkich odbiorców. Wymaga się tutakże stosowania podwyższonego standardu automatyki zabezpieczeniowej, sterowniczej iregulacyjnej [5].

102


Rys. 3.3. Likwidacja zwarcia w układzie z automatyką SPZ i rozłącznikami typu - sekcjonalizer.

3.6. Rezerwowanie zasilaniaRezerwowanie zasilania ma duży wpływ na liczbę i czas trwania przerw odczuwanych przez

odbiorców. Rezerwowanie może polegać na normalnej pracy równoległej poszczególnychelementów sieci oraz na przełączeniach. W tabeli 3.1 podano niektóre sposoby rezerwowania iodpowiadający im czas trwania przerw [2]. W praktyce zasilanie danego odbioru można nazwaćrezerwowym tylko wtedy, jeśli ten odbiór toleruje czas niezbędny na dokonanie przełączenia.

W dalszej części ograniczoo scharakteryzowania następujących sposobów rezerwowania:- przełączenia ręczne w punktach rozcięcia,- praca równoległa,- automatyka SZR,- lokalna generacja.

103

W S1

S2

S3

S4

Zwarcie za rozłącznikiem S2

2.

W S1

S2

S3

S4

Wyłącznik wyłączył linię.Wszystkie rozłączniki otwarte

3.

W S1

S2

S3

S4

Wyłącznik załączył linię.Wszystkie rozłączniki otwarte

4.

W S1

S2

S3

S4

Normalna praca sieci

1. W S1

S2

S3

S4

Rozłącznik S2 załączył

„na zwarcie”

6.

W S1

S2

S3

S4

Wyłącznik ponownie wyłączył linię.S

1- otworzył się ponownie

S2- zablokowany w poz. otwartej

S3, S

4- pozostają otwarte.

7.

W S1

S2

S3

S4

Wyłącznik ponownie załączył linię

8.

W S1

S2

S3

S4

Rozłącznik S1 zamknięty

Zegar wyzerowany

9.

W S1

S2

S3

S4

Rozłącznik S1 zamknięty

Zegar wyzerowany

5.

W S1

S2

S3

S4

S2- zablokowany w poz. otwartej

S3- zamknięty

S4- zamknięty, zegar wyzerowany

10.


Tabela 3.1. Różne rodzaje rezerwowania zasilaniaRodzaj rezerwowania Czas trwania

przerwyTypowe zastosowanie

Brak rezerwowania godziny do dni sieci nn na terenach rolniczychPrzełączenia zasilaniarezerwowego:- operacyjne na miejscu 1 godzina lub dłużej sieci rozdzielcze nn i SN- operacyjne zdalne 5 do 20 minut sieci przemysłowe i SN energetyki

zawodowej- automatyka SZR 1 do 60 sekund sieci przemysłowe i energetyki

zawodowej- SZR z łącznikiem statycznym 1 okres lub krócej przyszłościowe sieci przemysłoweRezerwowanie przez pracęrównoległą

brak przerwy- wystąpią zapadynapięcia

sieci przesyłowe i rozdzielczeprzemysłowe

Rezerwowanie zasilania przez przełączenia w punktach rozcięcia. Punkty rozcięcia są tomiejsca w sieci, w których zainstalowany jest łącznik pracujący normalnie w stanie otwartym, ajego przeciwległe bieguny połączone są z liniami pracującymi w rozciętej pętli lub zasilanymi zoddzielnych źródeł (np. z oddzielnych stacji lub z różnych sekcji szyn tej samej stacji). Taki układpracuje jako promieniowy i pozwala na stosowanie prostych i tanich zabezpieczeń nadprądowych.Każdy element sieci ma zapewnione zasilanie rezerwowe, a jednocześnie zapobiega się wzrostowimocy zwarciowej, charakterystycznemu dla układów stale zasilanych z dwóch źródeł. Należy sięjednak liczyć z możliwymi ograniczeniami wynikającymi z cech niezawodnościowych źródłarezerwowego oraz przepustowości linii, w której zorganizowano rozcięcie.

Czas potrzebny na przywrócenie zasilania w takich układach zależy od tego czy przełączeniadokonywane są lokalnie (w miejscu zainstalowania łączników), czy zdalnie, za pomocątelemechaniki. W pierwszym przypadku czas przerwy w zasilaniu wynosi 1 do 2 godzin natomiastw drugim- kilka do kilkunastu minut.

Praca równoległa. Może polegać na pracy równoległej par linii lub na pracy kilku odcinkówlinii w układzie pierścieniowym (w pętli). W każdym z tych układów występuje pojedynczerezerwowanie, przy czym układ pierścieniowy jest znacznie tańszy. Projektowanie układówrównoległych opiera się na tzw. kryterium (n-1), które oznacza, że system zawierający n elementówpowinien także poprawnie pracować z (n-1) sprawnymi elementami. Żadne pojedyncze zdarzenie(wyłączenie) nie może tu spowodować przerwy w zasilaniu odbiorców.

W układach równoległych uzyskuje się znaczną redukcję liczby przerw w zasilaniu i czasutrwania zapadów napięcia. Niestety zwiększa się tu ogólna liczba zapadów napięcia odczuwanychprzez wielu odbiorców, jak również zapady napięcia stają się głębsze, gdyż połączenia równoległezmniejszają impedancję do miejsca zwarcia. Co ważne, w takich układach konieczne jeststosowania droższych zabezpieczeń linii, np. kierunkowych i różnicowych. Automatyka SZR. Stosowanie automatyki SZR jest efektywnym sposobem skracania przerww zasilaniu, niestety liczba przerw nie ulega tu zmniejszeniu. Bardzo istotną kwestią jest czasprzełączania, który nie może prowadzić do niedopuszczalnych konsekwencji dla zasilanychodbiorów. Zaletą SZR, w porówniu z równoległą pracą źródeł zasilania jest możliwość stosowaniaprostych zabezpieczeń nadprądowych i niższy poziom prądów zwarciowych. Tak długo, jak odbiorytolerują czas przełączenia niezawodność zasilania jest tu podobna, jak w układzie równoległym.

104


Problemy ze stosowaniem SZR pojawiają się w przypadku odbiorów silnikowych. Przełączeniemusi tu nastąpić albo na tyle szybko (rzędu 100ms), aby nie zdążyły się rozchylić wektory napięciaresztkowego i systemowego, albo wolno tzn. dopiero po znacznym zmniejszeniu się napięciaresztkowego (zwykle po czasie rzędu 1 sekundy). Obydwa rozwiązania są stosowane, z tym, że topierwsze rzadziej z powodu wysokich kosztów.

Do niedawna tylko w sieciach niskiego napięcia stosowane były tzw. statyczne układy SZR.Obecnie są one dostępne również dla średnich napięć. Zasadę działania statycznego SZRprzedstawiono na rys.3.4. Układ składa się z dwóch par przeciwsobnie połączonych łącznikówtyrystorowych. W czasie normalnej pracy tyrystory pary I są ciągle wysterowane i przewodzą prądobciążenia (zachowują się jak zamknięty wyłącznik). Tyrystory pary II nie przewodzą w tym czasie,tzn. zachowują się jak otwarty wyłącznik. Po wykryciu zakłócenia w układzie zasilaniapodstawowego, para I przestaje być wysterowana (przestaje przewodzić), natomiast wysterowanajest i przewodzi para II. W rezultacie obciążenie zostaje przełączone na zasilanie rezerwowe wczasie znacznie krótszym od połowy cyklu częstotliwości sieciowej (kilka milisekund).

Rys. 3.4. Zasada działania statycznego układu SZR

Na rysunku 3.4. w sposób symboliczny przedstawiono zmiany napięcia w układzie. Wpunkcie A, w chwili 1, odczuwalny jest zapad napięcia lub przerwa w zasilaniu. Ten zapadnapięcia wystąpi także w punkcie C, z którego zasilany jest odbiór. Zakłada się, że zasilanierezerwowe jest niezależne. W chwili 2 zostanie wykryte zakłócenie po czym wyłączone zostanątyrystory pary I, a załączone tyrystory pary II. W tym momencie rozpocznie się także przełączanieprądu obciążenia ze źródła podstawowego na rezerwowe. W czasie komutacji, napięcia w punktachA, B i C są jednakowe (przyjmują wartość pośrednią), bowiem przez moment przewodzą obydwiepary tyrystorów jednocześnie. W chwili 3 przełączanie jest zakończone i napięcia w punktach B i Cwracają do wartości normalnych. Prąd płynący przez tyrystory w żadnym momencie nie przekraczaprądu obciążenia, nawet w przypadku zwarcia w pobliżu statycznego układu SZR.

Statyczne układy SZR eliminują wspomniany wcześniej problem przełączania odbiorówsilnikowych. W tym układzie wszystkie przełączenia są bowiem zsynchronizowane. W wieluprzypadkach układy takie mogą być preferowane w stosunku do układów równoległych.

Statyczny układ SZR jest bardzo efektywny w tłumieniu zapadów napięcia zainicjowanychw sieci rozdzielczej, natomiast mniej- w przypadku zapadów napięcia występujących w sieciprzesyłowej. Tutaj bowiem zapad napięcia może dotknąć obydwa źródła: podstawowe i rezerwowe.

Ograniczeniem w szerokim stosowaniu statycznych układów SZR jest brak danych na tematniezawodności układów komutacyjnych. Potencjalnym problemem może być także fakt, żenapięcia w układzie podstawowym i rezerwowym w normalnych warunkach nie są w fazie.Przełączenie na zasilanie rezerwowe wiąże się wtedy ze skokową zmianą kąta fazowego, co może

105

A B

C

Zasilaniepodstawowe Zasilanie

rezerwowe

I II

1

1 2 3

2 3


być źle znoszone przez wrażliwe odbiory. W rzeczywistych układach średniego napięcia notowanoskokowe zmiany kąta fazowego rzędu 6o, co nie stwarzało problemów.

Lokalna generacja. Lokalne źródła energii instaluje się w sieci rozdzielczej z dwóch głównychpowodów:- wytwarzanie energii blisko własnych odbiorów może być tańsze niż kupowanie jej od

dystrybutora, - dzięki lokalnym źródłom energii możliwa jest poprawa niezawodności zasilania odbiorów.

W referacie interesuje nas szczególnie ten drugi aspekt. Znaczący wpływ na ciągłośćzasilania, zazwyczaj tylko wybranych odbiorów, mogą mieć elektrownie przemysłowe z założeniabudowane w tym celu oraz w związku z zapotrzebowaniem na ciepło. Podstawowym warunkiemjest tu możliwość pracy takich źródeł na wydzielone odbiory, tzn. możliwość pracy wyspowej.

Obecnie coraz częściej mamy do czynienia z przypadkami włączania do sieci rozdzielczejmałych lokalnych źródeł energii, tzw. generacji rozproszonej (GR). Są to źródła wykorzystującerozmaite technologie i o szerokim zakresie mocy jednostkowej, najczęściej od kilkuset kilowatówdo kilku megawatów. Generację rozproszoną występującą w sieci publicznej można podzielić nadwie grupy: a)- taką, w której moc generowana zależy od nieprzewidywalnych zmian dopływuenergii pierwotnej (np. turbiny wiatrowe, ogniwa słoneczne) i b)- taką, w której powyższa zależnośćnie występuje (elektrownie wodne, turbiny gazowe, silniki Diesla). Z punktu widzenia możliwościpoprawy ciągłości zasilania interesująca jest w zasadzie tylko ta druga grupa. W korzystaniu z tejmożliwości istnieją jednak istotna przeszkoda, bowiem zgodnie z obecną praktyką źródłarozproszone z założenia mogą pracować tylko równolegle z systemem elektroenergetycznym izostają wyłączone natychmiast po stwierdzeniu utraty takiego połączenia. W takich warunkachobecność generacji rozproszonej w zasadzie nie wpływa na poprawę ciągłości zasilania.

Coraz częściej pojawiają się opinie o celowości przystosowania lokalnych układów źródło-sieć-odbiory do pracy samodzielnej, bez połączenia z systemem. Wtedy możliwa będzie poprawaniezawodności układu w stopniu zależnym od dyspozycyjności źródła oraz od relacji jego mocy doobciążenia w danej sieci. Do prawidłowego funkcjonowania takich układów konieczne sązazwyczaj zmiany w układach regulacji i zabezpieczeń samych źródeł jak i sieci rozdzielczej.Niezbędne są szybkie, czułe i selektywne zabezpieczenia, gwarantujące bezzwłoczną eliminacjezwarć w każdym (lub prawie każdym) punkcie sieci.

Lokalne źródło normalnie pracujące równolegle z systemem ma także korzystny wpływ nazapady napięcia. Ten wpływ jest bardziej zauważalny wtedy, gdy odbiory charakteryzują sięmniejszą wrażliwością (tolerują głębsze zapady).

3.7. Dodatkowe urządzenia łagodzące zdarzenia napięciowe

Szybki rozwój elementów elektronicznych dużej mocy umożliwił budowę nowej generacjiprzekształtników, które połączone z konwencjonalnymi układami i sterowane wg specjalnieopracowanych algorytmów stosowane są do łagodzenia problemów jakości energii. Takieurządzenia, znane pod nazwą „kondycjonerów mocy” [6], budowane są obecnie nawet dla mocyrzędu MVA-ów. Urządzenia te włącza się w ciągu zasilającym wrażliwe odbiory (w sieci niskiegoi średniego napięcia) szeregowo, równolegle lub na obydwa sposoby. Zasada ich pracy polega na„wstrzykiwaniu” energii w celu skompensowania jej ubytku w czasie zakłócenia. Przykłademurządzenia służącego do łagodzenia zapadów napięcia (oraz przepięć dorywczych) jest szeregowowłączane sterowane źródło napięcia, znane pod firmową nazwą Dynamic Voltage Restorer (DVD).Schemat ideowy takiego urządzenia pokazano na rys.3.5a. Układ składa się z zasobnika energii (np.

106


w postaci baterii akumulatorów), kondensatora utrzymującego niezmienny poziom napięcia stałego,falowników VSC odpowiednio sterowanych i z transformatora dodawczego TD.

Rys.3 .5. Schematy ideowe sterowanego źródła napięcia: a)- włączanego szeregowo , b)- włączanego równolegle

W celu łagodzenia przerw w zasilaniu mogą być stosowane równolegle włączane sterowaneźródła napięcia, których przykładem jest urządzenie o nazwie STATCOM (Static Compensator). Wnormalnych warunkach STATCOM pracuje jako źródło mocy biernej zapobiegając jej fluktuacjomlub harmonicznym w prądzie pobieranym przez odbiory. Zaopatrzenie urządzenia w zasobnikenergii pozwala także uzyskać pełne wsparcie w czasie przejściowych zaników zasilania. Schematideowy takiego urządzenia przedstawiono na rys.3.5b. Budowa urządzenia jest podobna doszeregowego źródła napięcia, jednakże tutaj wstrzykiwany jest prąd, który podnosi napięcie nazaciskach odbioru.

Ostanie osiągnięcia techniczne spowodowały tendencję do zmiany w podejściu dorozwiązywania omawianych tu problemów. Dużą popularność zyskują urządzenia, nad któryminadzór ma odbiorca. Przykładami takich urządzeń są: zasilacze typu UPS, agregaty prądotwórcze iprzekształtnikowe źródła napięcia, przekształcające napięcie stałe na zmienne.

3.8. Poprawa odporności odbiornikówBędzie to prawdopodobnie najbardziej skuteczny sposób rozwiązywania problemu zbędnych

wyłączeń odbiorów spowodowanych zapadami napięcia. Nie należy jednak oczekiwać, że stanie sięto w krótkim czasie, a jednym z powodów jest słabe współdziałanie producentów z indywidualnymiużytkownikami, np. urządzeń elektronicznych i brak informacji o wrażliwości określonychwyrobów. Współpraca taka znacznie częściej występuje w przypadku dużych urządzeńprzemysłowych, gdzie klient i dostawca mogą wspólnie określić wymagania dotyczące tolerancjinapięciowej wyposażenia.

Poprawa odporności odbiorników na przerwy w zasilaniu jest znacznie trudniejsza, w tymna długie przerwy jest wręcz niemożliwa. Najczęściej uważa się, ze odbiornik jest odporny na tegotypu zdarzenia, jeśli nie grożą one uszkodzeniem tego odbiornika

4. Obliczanie wskaźników niezawodności zasilania-przykłady4.1. Definicje wskaźników niezawodnościowych

Podstawową metodą analizy niezawodnościowej jest metoda sieci stochastycznych, w którejkażdy element systemu reprezentowany jest w postaci bloku o określonej częstości uszkodzeń λi ioczekiwanym czasie naprawy ri. Bloki łączone są szeregowo i/lub równolegle zgodnie zokreślonymi zasadami [7] i w ten sposób, uwzględniając ścieżki od źródła zasilania do odbiorców,określa się indywidualne wskaźniki niezawodnościowe w poszczególnych punktach odbiorczych.Są to następujące wielkości:- częstość (intensywność) przerw λ, określana w liczbie przerw w roku [przerw/rok],

107

VSC

Zasobnikenergii

TD

Szyna DC

Napięciezasilające

Napięciena odbiorach+ Napięcie

wstrzyknięte =a)

VSC

Zasobnikenergii

Szyna DC

Odbiory

Transformator zasilający SN

Sieć 110 kV

b)


- niedyspozycyjność, tzn. roczny czas trwania przerw U w punkcie odbiorczym, w [h/rok],- średni czas trwania przerwy r=U/λ w [h/przerwę].Na podstawie powyższych wskaźników oraz danych na temat liczby odbiorców i poboru mocy wpunktach odbiorczych wyznacza się szereg tzw. wskaźników systemowych. Poniżej podanodefinicje wybranych wskaźników systemowych, powszechnie akceptowanych w praktyce światowej[7] i stosowanych do oceny niezawodnościowej w sieciach rozdzielczych:· SAIFI - System Average Interruption Frequency Index

Jest to średnia częstość przerw przypadających na odbiorcę w ciągu jednego roku.

iNiNi

odbiorcówzasilanychliczbaaOgó

przerwodbiorcoliczbaaOgóSAIFI

S

S

)(

___

___

ln

ln w [przerwach/odbiorcę rok]

gdzie: λi – częstość przerw w i-tym punkcie odbiorczym, Ni – liczba odbiorców w i-tym punkcie.· SAIDI - System Average Interruption Durtion Index

Jest to średni czas trwania przerw na jednego przyłączonego odbiorcę w ciągu roku; średniczas, przez który co najmniej jeden odbiorca jest pozbawiony zasilania.

iNiNiU

odbiorcówzasilanychliczbaaOgó

przerwodbiorcowszystkichCzasówSAIDI

S

S

S

)(

___

___

lnw [h/odbiorcę rok]

gdzie: Ui – roczny czas trwania przerw w i-tym punkcie.· CAIDI – Customer Average Interruption Duration Index

Jest to średni czas trwania przerwy (na odbiorco-przerwę) dla tych odbiorców, którzyodczuwali przerwy w analizowanym okresie czasu, zwykle 1 roku.

)(

)(

___

___

iNi

iNiU

przerwodbiorcoliczbaaOgó

przerwodbiorcowszystkichCzasów

SAIFI

SAIDICAIDI

S

S

S

ln w [h/odbiorco-przerwę]

· CAIFI – Customer Average Interruption Frequency IndexJest to średnia liczba przerw dla tych odbiorców, którzy odczuwają przerwy w ciągu roku.

Wskaźnik ten oblicza się dzieląc roczną liczbę odbiorco-przerw przez liczbę odbiorcówodczuwających przerwy. Wskaźnik CAIFI różni się od SAIFI tylko mianownikiem.

przerwyychodczuwajacodbiorcówliczbaprzerwodbiorcoliczba

CAIFI____

___Ogólna

Ogólna w [przerwach/odbiorcę rok]

· ASAI – Average Service Availability IndexJest to stosunek liczby godzin w roku, w czasie których zasilanie było dostępne do liczby

godzin w roku, w czasie których zasilanie było pożądane:

8760)(8760

SS-S

i

iii

NNUN

ASAIniaego_zasilain_pożądaniorco_godzLiczba_odb

ia_w_rokuci_zasilanin_obecnosiorco_godzLiczba_odb

· ASUI – Average Service Unavailability IndexJest to stosunek liczby godzin w roku, w czasie których zasilanie nie było dostępne do liczby

godzin w roku, w czasie których zasilanie było pożądane:

8760

)(1

S

S-

iNiNiU

ASAIASUIniaego_zasilain_pożądaniorco_godzLiczba_odb

_rokuasilania_win_braku_ziorco_godzLiczba_odb

Podane wyżej wskaźniki są zorientowane na odbiorcę indywidualnego, natomiast dla odbiorcyprzemysłowego bardziej przydatne są wskaźniki dotyczące mocy i energii. Należą do nichwskaźniki:ENS – Total Energy Not Supplied

Określa całkowitą ilość niedostarczonej energii w ciągu roku.

108


)( )( iia ULENS S w [kWh],

gdzie: La(i) – średni pobór mocy w i-tym punkcie. AENS (EENS)– Average (Expected) Energy Not Supplied

Jest to średnia niedostarczona energia na odbiorcę w roku w [kWh/odbiorcę i rok]

iNiUiaL

AENSS

S

))((

dbiorcówsilanych_o_liczba_za Cakowita_roku na_wedostarczoEnergia_ni

.

Typowe akceptowalne wskaźniki niezawodnościowe w rozdzielczych sieciach miejskichmają wartości średnie: SAIFI=1,0 [przerw/odbiorcę i rok], SAIDI=1,0 [h/odbiorcę i rok], natomiastw sieciach terenowych są większe o ok. 50%.

4.2 Wpływ różnych czynników na niezawodność zasilania

W celu naświetlenia zagadnień związanych ze sposobami oceny niezawodności zasilania orazdla ukazania wpływu różnych czynników (układ pracy sieci, wyposażenie w aparaturę łączeniową iautomatykę elektroenergetyczną) na jej poziom przedstawiono kilka przykładów obliczeniowych.Jako podstawę przyjęto układ promieniowy przedstawiony na rys.4.1. Jest to układ uproszczony, dojakiego można sprowadzić typowy ciąg liniowy w sieci terenowej średniego napięcia.

Rys. 4.1. Schemat sieci promieniowej z zabezpieczeniem nadprądowym na początku linii

W stacji głównego zasilania (GPZ) w linii odejściowej zainstalowany jest wyłącznik W izabezpieczenia przekaźnikowe (nadprądowe). W odgałęzieniach a, b, c, i d brak jest zabezpieczeń,dopiero w punktach odbiorczych A, B, C i D transformatory SN/nn zabezpieczane sąbezpiecznikami. W pniu linii zastosowane są odłączniki O1, O2, O3 umożliwiające wyizolowanieodcinków linii 1, 2 , 3 i 4. Podobnie w odgałęzieniach zastosowano odłączniki Oa, Ob, Oc i Od. W tabeli 4.1. zamieszczono dane niezawodnościowe do przykładu. Intensywność uszkodzeń, któraw tym wypadku odpowiada średniej częstości występowania zwarć, wynika z pomnożeniaparametrów niezawodnościowych dla określonych typów linii (patrz tab.2.1.) przez długość danegoodcinka linii. Przyjęto średni wskaźnik częstości zwarć 20 zw/100km/rok oraz łączną długość linii zodgałęzieniami równą ok. 22 km. Czas naprawy określonego elementu układu jest rozumiany jakośredni czas niezbędny na zlokalizowanie i usunięcie uszkodzenia oraz przywrócenia danegoelementu do normalnej pracy (przyjęto 4 h). Czas przełączeń jest tu średnim czasem niezbędnym nazlokalizowanie miejsca uszkodzenia, dokonanie niezbędnych operacji łączeniowych w celuwyizolowania uszkodzonego odcinka i ponowne załączenie linii (przyjęto 2h).

W tabeli 4.2 zamieszczono dane dotyczące liczby odbiorców zasilanych z poszczególnychpunktów odbiorczych (łącznie 3000 odbiorców) oraz poboru mocy (stały średni pobór mocy przezwszystkich odbiorców 2500 kW).

109

GPZW 1 2 3 4

A B

C

D

a b

c

d

O1 O2

O3Oa Ob

Oc

Od


Tab.4.1. Dane niezawodnościowe układu Dane Częstość

zwarćCzas

naprawyCzas

przełączeńElement zw./rok h h

1 0,4 4 22 0,2 4 23 0,6 4 24 0,4 4 2a 0,4 4 2b 1,2 4 2c 0,8 4 2d 0,4 4 2

Tab.4.2. Dane obciążeniowe i liczba odbiorcówPunkt

odbiorczyLiczba

odbiorców NŚredni

pobór mocy- - kWA 1000 850B 800 650C 600 500D 600 500

Razem 3000 2500

Obliczenia wykonano dla następujących wariantów pracy układu z rys.4.1.1) układ podstawowy (bez SPZ),2) jak wyżej, ale z uwzględnieniem brakujących działań zabezpieczeń w liniach sąsiednich,3) układ, jak w 1) wyposażony we wskaźniki przepływu prądu zwarciowego,4) układ z automatyką SPZ w stacji głównego zasilania,5) układ z automatyką SPZ i rozłącznikami (sekcjonalizerami) w odgałęzieniach,6) układ z automatyką SPZ i rozłącznikami (sekcjonalizerami )w odgałęzieniach oraz w pniu linii,7) układ, jak w 1) z punktem rozcięcia na końcu linii, umożliwiającym zasilanie z sieci sąsiedniej:

a) bez wskaźników przepływu prądu zwarcia,b) ze wskaźnikami przepływu prądu zwarcia.,

8) układ, jak w 1) z lokalnym źródłem energii przyłączonym na końcu linii:a) generator jest zawsze dostępny i ma moc większą od szczytowego zapotrzebowania,b) generator jest zawsze dostępny, ale ma moc PG=1000 kW,c) generator jest dostępny tylko przez 25% czasu i ma moc PG=1000 kW.

Dla układu podstawowego podano pełny tok obliczeń, natomiast w pozostałych przypadkachograniczono się jedynie do krótkiego komentarza uzyskanych wyników. Wyniki obliczeń dlawszystkich rozważanych przypadków przestawiono w postaci wykresów: na rys. 4.2 i 4.3.(wskaźniki indywidualne w poszczególnych punktach odbiorczych) oraz na rys. 4.4. do 4.7.(wskaźniki systemowe).

Tryb eliminacji zwarcia w układzie podstawowym. Zakłada się, że po wyłączeniu zwarcia przezzabezpieczenia w GPZ podejmowana jest próba przywrócenia zasilania na drodze operacyjnegozałączenia wyłącznika. Dalej przyjmuje się, że próba ta jest w 80% udana (zwarcia przemijające) ipo przerwie trwającej kilka minut (np. 3-5 minut), którą odczuwają wszyscy odbiorcy, zasilaniezostaje przywrócone. W pozostałej części przypadków (20%) mamy do czynienia ze zwarciamitrwałymi i nastąpi ponowne wyłączenie związane ze znacznie dłuższą przerwą. W zależności od

110


miejsca zwarcia, dla jednych odbiorców czas trwania tej przerwy będzie określony czasem naprawy,a dla innych czasem przełączeń. W układzie podstawowym przyjmuje się, że wszystkie przełączeniaw głębi linii dokonywane są ręcznie w miejscu zainstalowania łącznika.

Wskaźniki niezawodnościowe dla poszczególnych punktów odbiorczych. Rozważmy najpierwzwarcia trwałe. Jeśli uszkodzonym elementem układu jest odcinek pnia linii, to po jegowyizolowaniu za pomocą przełączeń (odłączników O1...O3) zasilanie może zostać przywrócone poczasie 2h ale tylko odbiorcom leżącym bliżej stacji zasilającej niż pierwszy otwarty odłącznik.Wszyscy pozostali odbiorcy muszą czekać aż element uszkodzony zostanie naprawiony iprzywrócony do pracy (w tym wypadku 4 h). W przypadku zwarcia w odgałęzieniu odbiorcy wdanym punkcie odbiorczym będą pozbawieni zasilania przez 4 h, natomiast wszyscy pozostali tylkoprzez 2 h. Znając intensywność uszkodzeń j określonego (j-tego) elementu układu orazwyznaczony wg powyższych zasad, odpowiadający tym uszkodzeniom, czas przerwy rj w zasilaniuodbiorców, oblicza się dla każdego punktu odbiorczego wskaźniki indywidualne:

= S j, U = S(jrj) oraz r=U/.Ponieważ, jak założono, zwarć trwałych jest 20% dlatego wskaźniki intensywności zwarć

wzięte z tabeli 4.1. należy skorygować wg wzoru: trw=0,2. Ze względu na tryb likwidacji zwarć,w każdym przypadku przerwa wywołana zwarciem trwałym będzie poprzedzona przerwą trwającąnp. 3-4 minuty, który to czas wobec 2 lub 4 godzin niezbędnych na przełączenia czy naprawęmożna pominąć. Dwie takie następujące po sobie przerwy będą liczone jako jedno zdarzenie.

Dla zwarć przemijających częstość skorygowana wyniesie prz=0,8 i każde takie zdarzeniebędzie wywoływać przerwy odczuwane przez wszystkich odbiorców i trwające 0,06h (3,6 min).

Wyniki obliczeń wskaźników niezawodnościowych cząstkowych oraz sumarycznych dlaposzczególnych punktów odbiorczych zamieszczono w tabeli 4.3.

Tabela 4.3. Wskaźniki niezawodnościowe dla poszczególnych punktów odbiorczychUszkodzony Punkt odbiorczy A Punkt odbiorczy B Punkt odbiorczy C Punkt odbiorczy D

element zd./rok

rh

Uh/rok

zd./rok

rh

Uh/rok

zd./rok

rh

Uh/rok

zd./rok

rh

Uh/rok

(1..4)+(a..d) 3,52 0,06 0,21 3,52 0,06 0,21 3,52 0,06 0,21 3,52 0,06 0,211 0,08 4 0,32 0,08 4 0,32 0,08 4 0,32 0,08 4 0,322 0,04 2 0,08 0,04 4 0,16 0,04 4 0,16 0,04 4 0,163 0,12 2 0,24 0,12 2 0,24 0,12 4 0,48 0,12 4 0,484 0,08 2 0,16 0,08 2 0,16 0,08 2 0,16 0,08 4 0,32a 0,08 4 0,32 0,08 2 0,16 0,08 2 0,16 0,08 2 0,16b 0,24 2 0,48 0,24 4 0,96 0,24 2 0,48 0,24 2 0,48c 0,16 2 0,32 0,16 2 0,32 0,16 4 0,64 0,16 2 0,32d 0,08 2 0,16 0,08 2 0,16 0,08 2 0,16 0,08 4 0,32

Razem4,4 0,52 2,29 4,4 0,61 2,69 4,4 0,63 2,77 4,4 0,63 2,77

W rozważanym układzie każde zwarcie (zarówno trwałe, jak i przemijające) powodujeprzerwę w zasilaniu wszystkich odbiorców, dlatego intensywność przerw we wszystkich punktachodbiorczych jest taka sama i nie ma na nią wpływu zastosowany tryb likwidacji zwarcia. Łącznyczas wyłączeń U oraz średni czas trwania przerwy r zależą od lokalizacji punktu odbiorczego wstosunku do stacji zasilającej i są zazwyczaj tym większe im dalej położony jest punkt odbiorczy.

Wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw (U, r) byłyby pięciokrotnie większe, gdyby każdezwarcie wyłączane było jako zwarcie trwałe.

Wskaźniki systemowe. Na podstawie wskaźników określonych dla poszczególnych punktówodbiorczych (A, B, C i D) oraz danych odnośnie do liczby odbiorców (NA, NB, NC i ND) i obciążeń(PA, PB, PC i PD) w tych punktach (Tabela 4.2) określa się wskaźniki systemowe. Wybrane wskaźnikisystemowe będą tu miały następujące wartości:

SAIFI= 4,4 przerw/odbiorcę i rok,

111


SAIDI=2,59 h/odbiorcę i rok,CAIDI=0,588 h/odpiorco-przerwę.

AENS=2,155 kWh/ odbiorcę i rok.

Rys.4.2. Częstość długich przerw w poszczególnychpunktach odbiorczych, w różnych wariantach pracy linii

Rys.4.3. Łączny czas przerw w roku w poszczególnychpunktach odbiorczych, w różnych wariantach pracy linii

Rys.4.4. Średnia częstość przerw na odbiorcę w roku(SAIFI)

Rys.4.5. Średni czas trwania przerwy na odbiorcę i rok(SAIDI)

Rys.4.6. Średni czas przerwy na odbiorco-przerwę w roku(CAIDI)

Rys.4.7. Średnia ilość niedostarczonej energia na odbiorcęw roku (AENS)

Przedstawione wyniki dotyczą tylko przerw długich, tzn. trwających dłużej niż 3 minuty. Takiepodejście ma widoczne konsekwencje w wartościach wskaźników częstości przerw (λ, SAIFI). Wwariancie 1. (podstawowym) przyjęto tryb eliminacji zwarcia, polegający na próbie ręcznegoponownego załączenia wyłącznika linii po jego wyłączeniu przez zabezpieczenia. Czas operacjiłączeniowych przyjęto nieco dłuższy od 3 minut, przez co wszystkie zwarcia przemijające (80%wszystkich zwarć) powodowały tu długie przerwy. Analogiczna sytuacja jest w wariantach: 3., 7a.,7b., 8a, 8b. i 8c. Dopiero zastosowanie automatyki SPZ (wariant 4.) wyeliminowało 80% przerw

112

AENS [kWh/odb. i rok]

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7a. 7b. 8a. 8b. 8c.Wariant układu

Punkty odbiorcze w kolejności: A, B, C i D

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5


U [h

/rok]

CAIDI [h/odb.-przerwę]

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3


Punkty odbiorcze w kolejności: A, B, C i D

0

1

2

3

4

5

6


częs

tość

[z

d./ro

k]

SAIDI [h/odb. i rok]

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5


SAIFI [przerw/odb. i rok]

0

1

2

3

4

5

6



długich, zamieniając je na przerwy krótkie. Szersza automatyzacja sieci, polegająca na stosowaniurozłączników (sekcjonalizerów) w odgałęzieniach (wariant 5.), jak i w pniu linii (wariant 6.),pozwala na dalszą znacząca redukcje częstości przerw długich.

Na uwagę zasługuje wpływ awaryjności automatyki zabezpieczeń na częstość przerw. Wwariancie 2. uwzględnienie brakujących działań zabezpieczeń w pięciu liniach zasilanych z tejsamej sekcji szyn, spowodowało wzrost częstości przerw o 25% (w porównaniu z wariantem 1.).

Radykalne wyeliminowanie długich przerw wymaga stosowania rezerwowania zasilania wpostaci pracy równoległej lub automatycznego przełączania (SZR).

Wskaźniki dotyczące łącznego czasu trwania przerw w roku (U) wykazują zróżnicowanie wzależności od położenia poszczególnych punktów odbiorczych w linii. Z reguły jest tak, że im dalejod źródła zasilania tym wskaźnik ten przyjmuje większe wartości.

Wyniki uzyskane w poszczególnych wariantach potwierdzają znany fakt, że wskaźnikizwiązane z czasem trwania przerw (U, SAIDI, AENS), zależą głównie od sposobu lokalizacji iwyizolowania uszkodzonego elementu oraz dokonywania koniecznych przełączeń w celuprzywrócenia zasilania. Zastosowanie wskaźników przepływu prądu zwarcia (wariant 3. i 7b.)pozwoliło zmniejszyć czas trwania przerw na odbiorcę w roku (SAIDI) o ok. 50%, a dziękiukładom telemechaniki możliwa jest jeszcze dalsza redukcja tego czasu. Jeszcze lepsze rezultatyprzynosi zastosowanie automatycznych rozłączników (sekcjonalizerów), co uwidaczniają wynikiuzyskane w wariantach 5. i 6.

Omawiane tu wskaźniki systemowe odnoszone były do liczby wszystkich odbiorcówzasilanych z danego fragmentu sieci. Jeśli w obliczeniach uwzględni się tylko tych odbiorców,którzy faktycznie odczuwali dane przerwy, to uzyska się wskaźnik CAIDI, określający średni czastrwania pojedynczej przerwy (na odbiorco-przerwę) w roku. Ten wskaźnik jest wyraźnie większy odSAIDI w wariantach z SPZ (4., 5. i 6.) i to tym bardziej im większa jest redukcja częstości przerw( ) niż redukcja łącznego czasu ich trwania (U). Wskaźnik CAIDI jest interesujący z punktuwidzenia dystrybutora i informuje, jak szybko jego służby są w stanie przywrócić zasilanie.

W rozważanym układzie obecność lokalnego źródła, przyłączonego na końcu linii tylko wniewielkim stopniu wpływa na poprawę wskaźników niezawodnościowych. Wynika to z faktu, żejakkolwiek przyjęto możliwość pracy generatora na wydzielone odbiory, to jednak założono, żezarówno po utracie połączenia z systemem, jak i wskutek zwarcia w linii generator najpierwprzechodził do pracy na potrzeby własne, a dopiero potem możliwe jest załączanie odbiorów wsieci. Z uwagi na konfigurację linii nie jest bowiem możliwe takie rozwiązanie zabezpieczeń linii,które umożliwiłoby pracę wyspową generatora.

5. PodsumowanieCiągłość zasilania jest istotnym składnikiem jakości energii i w głównej mierze jest naruszana

wskutek zdarzeń losowych, jakimi są zwarcia. Zwarcia w systemie elektroenergetycznym zawszepowodują zapady napięcia u pewnej liczby odbiorców. Jeśli zwarcie wystąpi w sieci promieniowej,to niezbędna interwencja automatyki zabezpieczeniowej prowadzi nieuchronnie do wyłączeń iprzerwy w zasilaniu odbiorców.

Jeżeli przywracanie zasilania odbywa się przez ręczne przełączenia, to mamy do czynienia zdługimi przerwami. Czas ich trwania jest podstawowym czynnikiem decydującym o uciążliwościodczuwanej przez odbiorców i może być zmniejszony przez skrócenie operacji lokalizacji miejscazwarcia, wyizolowania uszkodzonych elementów i dokonania przełączeń. Służą temu takie środkitechniczne, jak: odpowiedni transport, wskaźniki przepływu prądu zwarcia, aparatura łączeniowasekcjonująca oraz łączność i zdalne sterowanie (telemechanika).

Liczbę długich przerw można wydatnie ograniczyć stosując rezerwowanie przez automatyczneprzełączanie (SZR) oraz rezerwowanie przez pracę równoległą elementów systemu (źródeł,transformatorów, linii). W sieciach napowietrznych, dzięki stosowaniu automatyki SPZ, ok. 80%długich przerw związanych ze zwarciami przemijającymi może być zamienionych na zazwyczajmniej uciążliwe krótkie przerwy i zapady napięcia.

113


Krótkie przerwy w zasilaniu mają tę samą przyczynę co długie przerwy, tzn. zwarcia. Różnicawynika ze sposobu przywracania zasilania, który to proces w tym wypadku odbywa sięautomatycznie. Możliwe są różne sposoby łagodzenia problemów związanych z krótkimi przerwamii zapadami napięcia, a mianowicie: zapobieganie zwarciom, skracanie czasu ich trwania,stosowania różnych form rezerwowania, stosowanie kondycjonerów mocy oraz „odwrażliwianie”odbiorów.

Różne sposoby łagodzenia zdarzeń napięciowych są w różnym stopniu skuteczne w stosunkudo zapadów napięcia i przerw w zasilaniu. Dlatego ich właściwy wybór musi być poprzedzonyzbadaniem wrażliwości określonego procesu (urządzeń) oraz porównaniem niezbędnych kosztów ioczekiwanych korzyści. Nakłady na poprawę niezawodności zasilania powinny równoważyć kosztstrat powodowanych wyłączeniami.

W przypadku problemów wynikających z krótkich przerw i dłuższych zapadów napięciawywoływanych zwarciami w sieci rozdzielczej SN stosunkowo tanim i efektywnym rozwiązaniemjest poprawa właściwości systemu i to zarówno układów pierwotnych jak i automatykielektroenergetycznej. Problemy z krótkimi i niezbyt głębokimi zapadami napięcia bardzo trudnowyeliminować przez ingerencję w systemie, dlatego należy w tych przypadkach dążyć dozwiększenia tolerancji odbiorów.

Literatura[1] Martzlof F.: Power quality work at the International Electrotechnical Commission, PQA-97

Europe, Lune 1997, Stockholm, Sweden, Elforsk:Stockholm, Sweden.[2] Bollen Math H.J.: Understanding power quality problems. Voltage sags and interruptions, The

Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., New York 2000.[3] Sabin D.D., Grebe T.E., McGranaghan M.F., Sudaram A.: Statistical analysis of voltage dips

and interruptions-final results from the EPRI distribution system power quality monitoringsurvey, 15th International Conference and Exhibition on Electricity Distribution, CIRED 1-4June Nice 1999.

[4] Dorr D.S., Hughes M.B., Gruzs T.M., Jurewicz R.E., McClaine J.L.: Interpreting recent powerquality surveys to define the electrical environment, IEEE Transactions on IndustryApplications, vol. 33, no 6, November 1997, pp. 1480-1487.

[5] Povh D., Weinhold M.: Improvement of power quality by power electronic equipment, CIGRESession 2000, paper 13/14/36-06.

[6] Rojewski W., Korejwo E., Synal. B.: Praca sieci przemysłowej SN w układzie zamkniętymwielostronnie zasilanym. Ciągłość zasilania za cenę wysokiego standardu EAZ, II Konferencjanaukowo-techniczna Diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych zakładów przemysłowych,Płock 4-6 kwietnia 2001.

[7] Billinton R., Allan R.N.: Reliability evaluation of power systems. Plenum Press. New York andLondon, 1990.

114


Praktyczne aspekty wpływu zakłóceń w sieci WN i SN na pracę instalacji odbiorników przemysłowych

Jacek FlorynMariusz Krajewski

Zakład Energetyczny Wrocław SA

W referacie opisano wpływ zakłóceń sieciowych na jakość zasilaniaodbiorców przemysłowych. Wskazano na istotną rolę, jaką spełniaodpowiednio rozwiązany sposób zasilania, w tym dobrze zaprojektowanyukład elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Przedstawionorównież niektóre z przedsięwzięć Zakładu Energetycznego Wrocław SAzmierzających do poprawy jakości dostarczanej energii.

Zakłócenia są nieodłączną cechą pracy każdej sieci elektroenergetycznej. Należy przy tymzauważyć, że większości zdarzeń awaryjnych mających miejsce w zamkniętej siecielektroenergetycznej towarzyszy występowanie określonych zjawisk fizycznych. Najbardziejwidocznym efektem tych zjawisk są zapady napięcia wyraźnie odczuwalne (szczególnie w pracyurządzeń elektronicznych) nawet w „zdrowych”, ale przyłączonych do tych samych szynfragmentach sieci. Z kolei występowanie w sieci elektroenergetycznej krótkotrwałych zanikównapięcia jest najczęściej skutkiem np. przemijających zwarć i wywołanych przez nie działańautomatyk sieciowych.

Innymi spotykanymi powszechnie zjawiskami występującymi w zamkniętym systemieelektroenergetycznym są przepięcia łączeniowe, będące następstwem zarówno zdarzeńzwarciowych zachodzących w pracy sieci, jak też normalnych, wynikających z potrzeb ruchowych,czynności łączeniowych. Jednak, na co szczególnie trzeba zwrócić uwagę, z technicznego punktuwidzenia nie mogą one, w przypadku sprawnie działających i zasilanych z odpowiedniozabezpieczonych instalacji odbiorczych, powodować uszkodzeń odbiorników energii elektrycznej.

Wymagany poziom napięcia w krajowych sieciach rozdzielczych niskiego napięcia (nn) iśredniego napięcia (SN) przedstawiony w normie PN-EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych [2] określa, że wartość średnia 10-minutowa napięcia wnormalnych warunkach, przez 95% tygodnia, powinna mieścić się w przedziale Un ±10%.

Bardziej rygorystyczne pod tym względem są zapisy Rozporządzeniem Ministra gospodarkiz dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do siecielektroenergetycznych, obrotu energia elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchusieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców [1], które podajenastępujące dopuszczalne zakresy odchyleń średniej 15-minutowej wartości napięcia:

- dla sieci o napięciu 110 kV i wyższym (Un±10%): 0.9Un ≤ U110kV ≤ 1.1Un

- dla sieci o napięciu niższym od 110 kV ( %5%10nU

- ): 0.9Un ≤ USN ≤ 1.05Un.Należy przy tym zauważyć, że zarówno w cytowanym wyżej Rozporządzeniu jak też

w normie nie określono wymagań dla poziomu napięcia w chwili wystąpienia zakłócenia. Ponadtozapisy normy uwzględniają możliwości występowania różnego rodzaju sytuacji awaryjnych w pracysystemu elektroenergetycznego, czego dowodem jest wykluczenie stosowania jej m.in. wnastępujących przypadkach:

115


- do pracy sieci po wystąpieniu zwarcia i do tymczasowych układów zasilania utworzonych wcelu zapewnienia ciągłości zasilania odbiorców podczas prac związanych z utrzymaniem ibudową sieci ani w celu zminimalizowania obszaru dotkniętego przerwą w zasilaniu, ani w celuzminimalizowania czasu trwania tej przerwy,

- w sytuacjach wyjątkowych pozostałych poza kontrolą dostawcy, a w szczególności:

- wyjątkowych warunków atmosferycznych i innych klęsk żywiołowych,- zakłóceń spowodowanych przez osoby trzecie,- sił wyższych [3].

Zatem sytuacje, w których występują zapady lub krótkotrwałe zaniki napięcia będącenastępstwem stanów zakłóceniowych występujących w pracy sieci, nie powinny być traktowanejako dostarczanie energii elektrycznej o niewłaściwych parametrach jakościowych.

Także problem zapewnienia ochrony przeciwprzepięciowej został prawnie uregulowany.Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12.04.2002 r. w sprawie warunków technicznych,jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz.U. nr 75/2002 poz. 690) mówi, żeinstalacja elektryczna w budynkach odbiorcy powinna zapewnić bezpieczeństwo użytkowania, aprzede wszystkim ochronę przed porażeniem prądem elektrycznym, ochronę przed przepięciamiłączeniowymi i atmosferycznymi, powstaniem pożaru, wybuchem i innymi szkodami. W myślzapisów § 183 pkt. 1 i 8 cytowanego Rozporządzenia, w instalacjach elektrycznych należy stosowaćurządzenia ochrony przepięciowej. [2]

Losowy charakter oraz duża przypadkowość zjawisk zakłóceniowych powodują, że żadendostawca energii elektrycznej nie jest w stanie przewidzieć czasu i miejsca ich wystąpienia, a tymsamym wcześniej uprzedzić lub zapobiec przerwom w dostawie energii elektrycznej, jak równieżochronić swoich Klientów przed ich skutkami.

Stąd tak wielką rolę w tej dziedzinie odgrywa elektroenergetyczna automatykazabezpieczeniowa. Ma ona za zadanie doprowadzić do możliwie najszybszego, selektywnegowyeliminowania uszkodzonego fragmentu sieci, zapobieżenia rozszerzenia zakłócenia orazprowadzić do jak najszybszego przywrócenia zasilania.

Powyższe względy decydują o tym, że praca sieci elektroenergetycznej w znacznej mierzeopiera się na wykorzystaniu układów automatyki - po pierwsze eliminacyjnej, mającej na celuskuteczne i selektywne wyłączenie uszkodzonego odcinka sieci (choćby tylko z tego powodu, żemoże to powodować zagrożenie dla ludzi) oraz, po drugie, restytucyjnej - mającej na celu możliwieszybką odbudowę zasilania dla odbiorców objętych awarią. Z kolei automatyka prewencyjna mazapobiec pogłębieniu i rozszerzeniu się zakłócenia.

Wizualnym efektem działania układów automatyki są krótkotrwałe zaniki napięcia - np.automatyka SPZ (samoczynnego ponownego załączania) ma na celu uniknięcie definitywnychwyłączeń odbiorców w przypadku powstania zwarć przemijających, spowodowanych chociażbypoprzez wyładowanie atmosferyczne, zaś automatyka SZR (samoczynnego załączania rezerwy)powoduje przełączenie na źródło rezerwowe (np. drugi transformator w stacji zasilającej)w przypadku trwałego uszkodzenia źródła podstawowego. Dla selektywnej pracy zabezpieczeńniezbędne są odpowiednie opóźnienia czasowe, które są praktycznie niezauważalne dla urządzeńoświetleniowych i niektórych napędowych, lecz jednocześnie krytyczne dla wszystkich procesówsterowanych urządzeniami komputerowymi.

Przyczynami mającymi istotny wpływ na pracę sieci elektroenergetycznej są zakłóceniazwarciowe. Zwarcia mogą być wywoływane różnorakimi czynnikami, spośród których wiele, oczym wspomniano już wcześniej, ma charakter losowy, niezależny od operatora systemu. Są tom.in.:

- uszkodzenia izolacji,

116


- wyładowania atmosferyczne,- opady atmosferyczne o wysokim natężeniu, - wiatry o ponadprzeciętnej sile,- zakłócenia powodowane przez osoby trzecie oraz zwierzęta,- pomyłki łączeniowe,- działanie innych czynników zewnętrznych.

Mimo nieprzerwanych starań prowadzonych w celu doskonalenia stanu technicznego sieci,całkowite wyeliminowanie zakłóceń sieciowych, które prowadzą do powstawania przerw wzasilaniu, zapadów, czy też krótkotrwałego obniżenia się napięcia jest niemożliwe.

Zakład Energetyczny Wrocław SA podejmuje ciągłe działania i przedsięwzięcia, którychcelem jest zmniejszenie częstotliwości występowania zakłóceń oraz stopnia ich dolegliwości dlaodbiorców. Odnoszą się one zarówno sfery technicznej jak i organizacyjnej i dotyczą:

- rozbudowy sieci,- remontów i modernizacji sieci,- optymalizacji układów pracy sieci,- stosowania nowoczesnej techniki w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,- stosowanie szybkiej i niezawodnej aparatury łączeniowej,- zmian sposobu pracy sieci SN z kompensacji ziemnozwarciowej na uziemienie przez rezystor,- stosowania coraz nowocześniejszych systemów łączności, sterowania i monitoringu pracysieci.

Działania te prowadzą w szczególności do:

- zmniejszenia prawdopodobieństwa powstania zakłócenia,- skrócenia czasu trwania zwarć,- zwiększenia zakresu identyfikowanych i eliminowanych zakłóceń,- rócenia czasu lokalizacji uszkodzonego odcinka sieci,- przyspieszania przywrócenia zasilania.

Prowadzone są modernizacje infrastruktury sieciowej, budowane są nowe elementy siecizwiększające bezpieczeństwo pracy sieci, pozwalające na rezerwowanie zasilania. Skracanie ciągówliniowych zwiększa pewność zasilania i ułatwia utrzymanie wymaganych poziomów napięcia.Zmiana sposobu pracy punktu zerowego sieci średniego napięcia na uziemiony przez rezystorprowadzi do zmniejszenia ilości zwarć wielobiegunowych, które wywołują zapady napięcia, orazpraktycznie eliminuje występowanie zwarć lawinowych. To ostatnie ma bardzo istotne znaczenie,gdyż podczas zwarć lawinowych niejednokrotnie dochodziło do uszkodzenia i wyeliminowania zruchu wielu elementów sieci, a więc powodowało ograniczenia w dostawie energii elektrycznej dlaznacznego obszaru. Zmiana sposobu pracy punktu zerowego sieci zmniejsza również narażeniaizolacji, co przyczynia się do zmniejszenia ilości jej uszkodzeń. Coraz powszechniej stosuje sięsygnalizatory przepływu prądu zwarciowego oraz lokalizatory miejsca zwarcia, co znakomicieskraca czas lokalizacji miejsca uszkodzenia. Dyspozytorzy kierujący pracą sieci wykorzystują coraznowocześniejsze narzędzia informatyczne w zakresie sterowania i nadzoru wspomagająceprowadzenie ruchu. Umożliwiają one szybszą identyfikację zakłócenia i ułatwiają podjęciewłaściwych i szybkich działań zmierzających do przywrócenia zasilania. Narzędzia informatycznezwiązane z systemem SCADA zapewniają prowadzenie systematycznej rejestracji i archiwizacjiniektórych parametrów jakościowych energii elektrycznej np. czasu trwania jednorazowych isumarycznych przerw w jej dostawie.

Nowoczesne urządzenia instalowane w polach rozdzielni (głównie zabezpieczenia cyfrowe)są źródłem dużego zakresu informacji o pracy sieci i aparatury. Daje to szerokie możliwościwykonywania obserwacji i analiz. Na podstawie prowadzonego monitoringu pracy sieci wnioskujesię wykonanie eksploatacyjnych czynności prewencyjnych, zapobiegających powstaniu awarii.

117


Szczególną uwagę w aspekcie zachowania wymaganych standardów jakościowych energiielektrycznej zwraca się na rozwój elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.Zastosowanie przekaźników wykorzystujących wyrafinowane kryteria identyfikacji zakłóceńumożliwia zwiększenie czułości, pewności i selektywności pracy zabezpieczeń i układówautomatyki. Dąży się do skracania czasu trwania zwarć, co jest możliwe dzięki stosowaniu nowejtechniki zabezpieczeniowej. Coraz częściej wykorzystuje się łącza teletechniczne dla realizacjiukładów telezabezpieczeń, zabezpieczeń odcinkowych linii 110kV, co prowadzi do skrócenia czasutrwania zwarć i większej selektywności eliminacji zakłóceń. Nowoczesne i coraz bardziejniezawodne regulatory napięcia realizujące bardziej skomplikowane algorytmy regulacji orazzłożone układy blokad mają ograniczyć możliwość wykroczenia poziomu napięcia pozadopuszczalny zakres. Stosuje się cyfrowe sterowniki realizujące automatyki SZR charakteryzującesię wyższą niezawodnością i elastycznością w dostosowaniu układu SZR do potrzeb.Zabezpieczenia cyfrowe zazwyczaj wyposażone w układy samokontroli dają wyższą niż poprzedniegeneracje zabezpieczeń niezawodność i pewność działania.

Coraz większą wagę przywiązuje się do monitoringu parametrów jakościowych dostarczanejenergii elektrycznej. I tak od ubiegłego roku wprowadza się do eksploatacji w stacjachelektroenergetycznych 110/SN rejestratory jakości energii. Rejestrują one przerwy w zasilaniu,zapady, wzrosty napięcia, szybkie zmiany napięcia, częstotliwość, zawartość poszczególnychharmonicznych, symetrię napięć. Informacje o przekroczeniach parametrów jakościowych sąbezpośrednio przekazywane kanałem telemechaniki do dyspozycji ruchu i tam archiwizowane.Dalsza analiza tych zapisów może być źródłem podejmowania działań zapobiegawczychi korygujących.

Wpływ zakłóceń w sieci operatora systemu rozdzielczego na pracę urządzeń u odbiorcówzależy od rodzaju, wielkości zakłócenia oraz czasu jego trwania. Należy jednak zwrócić uwagę, iżwielce istotnym czynnikiem determinującym stopień wrażliwości na zakłócenia jest sposóbrozwiązań sieci wewnętrznej odbiorcy, w tym przyjęte koncepcje w zakresie zastosowanejelektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Niejednokrotnie obserwowane są sytuacje, wktórych projekt układu zasilania zakładu przemysłowego, w tym dobór zabezpieczeń i ich nastaw,nie uwzględnia zjawisk zachodzących w sieci zasilającej. Wynika to prawdopodobnie z:

- nie rozpoznania przez projektantów zjawisk zachodzących w sieci,- nadmiernego ograniczania kosztów inwestycji związanych z przyłączeniem do sieci

i realizacji sieci (instalacji) zakładowej,- błędnego definiowania wymagań dotyczących pewności zasilania i jakości energii

w procesie przyłączania do sieci,- przenoszenia gotowych rozwiązań projektowych bez dostosowania do układu

i warunków pracy sieci zasilającej, do której projektowany obiekt ma zostać przyłączony.

Wykonanie prawidłowego projektu zasilania musi być bezwzględnie poprzedzone z jednejstrony wnikliwą analizą zjawisk zachodzących w sieci elektroenergetycznej, z drugiej zaśzdefiniowaniem wymaganej pewności zasilania. W przeciwnym wypadku można się będziespodziewać zastosowanie rozwiązań nie tylko nieoptymalnych, ale wręcz szkodliwych. Wielebłędnych rozwiązań udaje się rozpoznać podczas procesu uzgadniania dokumentacji. Głównymjednak celem procesu uzgodnień jest weryfikacja przyjętych założeń pod kątem ich wpływu napracę sieci Zakładu Energetycznego, a nie dostosowania projektu do wymagań stawianymurządzeniom odbiorczym. Część problemów jest oczywiście identyfikowana ale znacznie później,kiedy analizuje się przyczyny nie satysfakcjonującej jakości zasilania i wynikających z tego tytułustrat. Usunięcie ich wymaga niestety ponoszenia dodatkowych, częstokroć wysokich nakładówfinansowych. Kilka zanotowanych sytuacji ilustrujących powyższe stwierdzenia przedstawionoponiżej.

118


Znane są przypadki, kiedy projektowano zabezpieczenia podnapięciowe impulsujące naotwarcie wyłącznika głównego zasilania całej fabryki. Dobierano takie nastawienia, że przyjakimkolwiek zakłóceniu w sieci SN lub WN, nawet odległym o kilkadziesiąt kilometrów odmiejsca lokalizacji urządzeń odbiorczych, dochodziło do zbędnego zadziałania błędnie dobranego inastawionego zabezpieczenia. Prowadziło to w konsekwencji do niepotrzebnego zatrzymania całejlinii produkcyjnej. Oprócz błędnie dobranych nastaw dyskusyjny pozostaje cel stosowania takiegozabezpieczenia, odstawiającego zasilanie całej fabryki, a nie chroniącego faktycznie tylko tychurządzeń, które rzeczywiście są wrażliwe na zapady napięcia.

Inny przykład dotyczy obiektów, gdzie zaproponowano zabezpieczenia podnapięciowe,mające doprowadzić do odcięcia powiązania z siecią w przypadku wystąpienia zwarćwielkoprądowych. Nastawiono je bardzo czule, właściwie z punktu widzenia funkcji, jakiezabezpieczenie to miało spełniać. Czas opóźnienia zadziałania wynosił 100ms. Problem polegałjednak na tym, że przekaźniki podnapięciowe mierzyły napięcie fazowe po stronie SN. Każdedoziemienie, niezależnie od miejsca jego wystąpienia w sieci, które powoduje przecież wystąpienieasymetrii napięć fazowych, powodowało zadziałanie zabezpieczeń i niepotrzebne odcięcie obiektuod sieci Zakładu Energetycznego. Przyłączenie zabezpieczeń tak, by mierzyły one napięciamiędzyfazowe, które podczas doziemień pozostają symetryczne, pozwoliłoby na uniknięcieniepotrzebnych wyłączeń.

Kolejnym, niestety dość nagminnym przykładem pewnej niefrasobliwości projektantów, jestbudowanie układów sterowania procesem technologicznym z wykorzystaniem napięciasterowniczego pochodzącego bezpośrednio z sieci zasilającej. Prowadzi to do wyłączania całegociągu technologicznego bądź pojedynczych maszyn np. podczas zapadów napięcia wywołanychzwarciami zewnętrznymi, mimo że w istocie nie są one groźne dla odbiorów, i które mogłybypracować dalej.

Bardzo istotnym jest, by podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci właściwiesformułował swe wymagania dotyczące jakości i pewności zasilania. Okazuje się, że wnioski oprzyłączenie do sieci zawierają błędnie zdefiniowane, nie korespondujące z faktycznymi potrzebamiwymagania w tym zakresie. Dzieje się tak być może z braku dostatecznej wiedzy w zakresiezjawisk występujących w sieci oraz z chęci ograniczenia kosztów przyłączenia i ponoszeniadalszych opłat np. z tytułu zapewnienia mocy rezerwowej. Niestety można się też spotkać znierealnym oczekiwaniem, by jakość zasilania była niezmiennie idealna w każdej sekundzie dobyprzez wszystkie dni w roku. Kilkakrotnie spotkano się z następującymi sytuacjami, które ilustrująpowyższe. Podmioty, występując o warunki przyłączenia wskazują jako wystarczające standardowe,określone w „rozporządzeniu przyłączeniowym” wskaźniki jakościowe energii. W późniejszymczasie, po wielu miesiącach od uruchomienia fabryki okazuje się, że przerwa w zasilaniu, trwającadłużej niż kilka minut może doprowadzić do bardzo poważnych strat finansowych, a co więcej dogroźnego negatywnego oddziaływania na środowisko. Możliwości modernizacji układu zasilania sąwtedy zazwyczaj kosztowne i przewyższają nakłady, jakie należałoby ponieść budując od początkuoptymalnych układ w oparciu o właściwe założenia projektowe. I tak np. w sytuacji, gdzie zaniknapięcia w elektroenergetycznej sieci zasilającej może spowodować zagrożenie życia lub zdrowialudzi, poważne zagrożenie środowiska, a także znaczne straty materialne, należy wykonać zasilaniez co najmniej z dwóch niezależnych, samoczynnie załączających się źródeł energii elektrycznej [2].

W celu zachowania sprawności posiadanych urządzeń Zakład Energetyczny prowadzisystematyczne prace eksploatacyjne, remontowe i modernizacyjne. Warto przypomnieć, żepodmioty przyłączone do sieci winny dbać o utrzymanie należytego stanu urządzeń [1, 4] poprzezich okresową konserwację, kontrole, prowadzenie niezbędnych remontów i modernizacji. Niestetynie wszyscy kontrahenci przyłączeni do sieci wywiązuje się z tego obowiązku. Jaskrawym tegoprzykładem była awaria, której przyczyny należy upatrywać w zaniedbaniach eksploatacyjnychwłaściciela małej elektrowni wodnej. W wyniku awarii w sieci SN doszło do wydzielenia się dopracy samodzielnej generatora, którego zabezpieczenia, mające w takiej sytuacji doprowadzić do

119


odstawienia maszyny z ruchu, nie zadziałały prawidłowo. Samodzielna praca generatoradoprowadziła do zasilania wydzielonego fragmentu sieci energią elektryczną o niewłaściwychparametrach jakościowych. W skutek czego uszkodzeniu uległo wiele odbiorników energiielektrycznej zainstalowanych u odbiorców. Jak się później okazało, zabezpieczenia i układsterowania były niesprawne i nie były sprawdzane i konserwowane od momentu budowy i rozruchuobiektu.

Wnioski- Istotną rolę w zakresie poprawy jakości dostarczanej energii spełnia

elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Niewłaściwie zaprojektowanaautomatyka zabezpieczeniowa i sterownicza w instalacjach odbiorczych możepowodować poważne i w wielu przypadkach całkowicie nieuzasadnione perturbacje wzasilaniu energią elektryczną prowadzące w konsekwencji do powstania znacznychstrat materialnych.

- Wnioski o wydanie technicznych warunków przyłączenia obiektu przemysłowegopowinny być poprzedzone wnikliwą analizą potrzeb w zakresie jego wymagańdotyczących jakości dostarczanej energii elektrycznej. Pozwoli to na uniknięciepowstawania projektów i rozwiązań nie odpowiadających faktycznym potrzebom.

- Zakład Energetyczny Wrocław SA ze swej strony prowadzi ciągłe działaniazmierzające do zwiększenia dyspozycyjności pracy sieci i ograniczenia skutkówzakłóceń oraz częstotliwości ich występowania. Jest jednak oczywistym, że całkowitewyeliminowanie zdarzeń awaryjnych jest niemożliwe i nierealne. Natomiast planowewyłączenia energii elektrycznej są zawsze poprzedzane informacją na zasadachokreślonych w §33 Rozporządzenia „przyłączeniowego” .

- W przypadkach zastosowania w procesie technologicznym urządzeń wrażliwychnawet na krótkotrwałe zaniki (rząd milisekund) lub zapady napięcia należy rozważaćmożliwość instalowania w układach zasilających urządzeń podtrzymujących, np. UPS.

- Zgodnie z § 16 pkt. 2 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z 25.09.2000r. (Dz.U. nr85 poz. 975) tzw. Rozporządzenia przyłączeniowego, Odbiorca energii elektrycznejjest obowiązany do utrzymania należącej do Niego sieci, wewnętrznej instalacjizasilającej i odbiorczej w stanie technicznym zgodnym z wymaganiami określonymi wodrębnych przepisach.

- Odbiorniki energii elektrycznej starszej generacji były odporne na zakłóceniawystępujące w sieci elektroenergetycznej, natomiast urządzenia i sprzęt produkowanyobecnie (szczególnie komputery,) są bardzo wrażliwe i czułe, przez co wymagajązastosowania odpowiedniej ochrony przed skutkami związanymi z wystąpieniemprzepięć np. łączeniowych lub wpływów wyładowań atmosferycznych. Zatemw interesie użytkowników wrażliwych i częstokroć drogich urządzeń, leżyzastosowanie w elektrycznej instalacji odbiorczej ochrony przeciwprzepięciowej.

- Zakład Energetyczny Wrocław SA jest zawsze gotowy do współpracy ze swoimiKlientami w zakresie działań ukierunkowanych na identyfikację, poszukiwanie źródełi sposobów eliminacji wpływu niekorzystnych zjawisk towarzyszących stanomzakłóceniowym występującym w pracy systemu elektroenergetycznego.

120


Literatura

1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000r. w sprawie szczegółowychwarunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energiąelektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci orazstandardów jakościowych obsługi odbiorców, Dziennik Ustaw Nr 85/200, poz. 975,

2. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12.04.2002 r. w sprawie warunkówtechnicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie, Dziennik Ustawnr 75/2002 poz. 690,

3. Polska Norma PN-EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciachrozdzielczych,

4. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej, Zakład Energetyczny Wrocław SA,Wrocław 2002.

121


122


Automatyczna kontrola izolacji w sieciach z zakłóceniami

Maciej SałasińskiBiuro Projektów i Usług Inwestorskich PRO-MAC

1. Bezpieczeństwo elektryczne.

Ogólnie rzecz ujmując wszystkie instalacje elektryczne składają się z dwóch podsystemów.Jednym z nich jest system zasilania, którego celem jest dostarczenie energii elektrycznej oodpowiednich parametrach. Drugi system to system ochrony, którego podstawowym zadaniem jestgwarancja bezpieczeństwa ludzi, zwierząt oraz stosowanych procesów technologicznych.

W zależności od rodzaju obiektu, w którym instalacje są eksploatowane obie te funkcje:zasilania, a więc pewności oraz ochrony, a więc bezpieczeństwa muszą być odpowiednio wyważonei zrealizowane na możliwie najwyższym, uzasadnionym ekonomicznie i technicznie poziomie.

Jednym z podstawowych czynników, które są niezbędne do spełnienia obu tych warunkówjest odpowiednio wysoki stan izolacji elektrycznej. Na skutek różnych czynników eksploatacyjnych(przepięcia, przetężenia) jak i losowych (udary mechaniczne, wpływy chemiczne, gryzonie) jakośćizolacji stale pogarsza się, zwiększając zagrożenie porażeniowe i obniżając dyspozycyjnośćinstalacji elektrycznej. Degradacja izolacji jest procesem ciągłym i w pewnym momencie osiągniętyzostaje stan graniczny, w którym zabezpieczenia powodują awaryjne wyłączenie. Zdarzenie takiezawsze powoduje powstanie dodatkowych kosztów.

Rys.1. Wykres rezystancji izolacji w funkcji czasu

123


W wielu przypadkach wcześniejsza informacja o zbliżającym się zagrożeniu umożliwiapodjęcie skutecznej akcji serwisowej, która pozwoliłaby na uniknięcie wyłączenia awaryjnego izwiązanych z tym kosztów. Monitorowanie stanu izolacji możliwe jest dzięki przekaźnikomkontroli stanu izolacji, kontrolującym w sposób ciągły rezystancję izolacji sieci (w sieciach zizolowanym punktem neutralnym) lub prąd różnicowy (w sieciach uziemionych). Przekroczeniewartości nastawionych jako alarmowe daje nam informację o zbliżającej się możliwościwyłączenia awaryjnego. Sygnalizacja stanu zagrożenia pozwala uzyskać czas na podjęcieniezbędnych działań zapobiegawczych. Nowoczesne systemy pozwalają nie tylko kontrolowaćpoziom izolacji, ale również lokalizować obwody stanowiący potencjalne zagrożenie.

2. Sieci izolowane (IT)

Elektryczne sieci zasilające z izolowanym punktem neutralnym są wykorzystywanegłównie tam, gdzie szczególnie ważna jest niezawodność zasilania i bezpieczeństwoużytkowników. Sama konfiguracja takiej sieci powoduje, że zagrożenie porażeniowe jest tuzdecydowanie obniżone. Dlatego też w tych sieciach jako środek ochrony dopuszczona jestsygnalizacja wystąpienia jednofazowego doziemienia bez konieczności wyłączania zasilania.

Rys.2. Zagrożenie porażeniowe w sieci IT

Kontrola stanu izolacji w sieciach IT realizowana jest przez ciągły pomiar rezystancjiizolacji. Urządzeniami realizującymi ten pomiar są przekaźniki kontroli stanu izolacji zwaneizometrami.

Metody pomiaruStosowane pasywne metody kontroli stanu izolacji bazują na pojawieniu się asymetrii

napięć podczas doziemienia jednofazowego (tzw. metoda trzech woltomierzy lub żarówek):

Metoda bierna kontroli stanu izolacji ma jedną zaletę – jest szybka, ma jednak także istotnewady: nie dostarcza informacji o wartości rezystancji izolacji oraz nie jest w stanie wykryćdoziemień symetrycznych i wysokoomowych. Wady te spowodowały, że urządzeniawykorzystujące metodę bierną nie są uznawane przez normy jako urządzenia do kontroli stanuizolacji, a jedynie jako urządzenia pomocnicze wykrywające doziemienia jednofazowe.

124


Rys.3. Metoda bierna pomiaru

Metoda aktywna pomiaru rezystancji izolacji polega na przyłożeniu między przewody siecikontrolowanej, a przewód PE napięcia pomiarowego i analizie prądu pomiarowego płynącegoprzez rezystancję izolacji.

Rys.4. Metoda aktywna pomiaru.

Ponieważ metoda aktywna pozwala na ocenę wartości rezystancji izolacji i wykrywadoziemienia symetryczne i niesymetryczne, dlatego tylko urządzenia pracujące w oparciu o nią sąuznawane przez normy jako przekaźniki kontroli stanu izolacji.

O możliwościach zastosowania danego przekaźnika kontroli stanu izolacji decydujezastosowane napięcie pomiarowe. Podczas pomiaru należy bowiem uwzględnić zjawiskawystępujące w sieci kontrolowanej, które zakłócają pomiar. Główne zakłócenia, czyli:

• składowe stałe napięć i prądów w sieci,• pojemności doziemne,• zmiany napięcia i częstotliwości,

można wyeliminować stosując odpowiednie napięcie pomiarowe.W najprostszym przypadku jako napięcie pomiarowe można wykorzystać napięcie stałe.

Jednak rozwiązanie takie powoduje, że przekaźnik może być stosowany jedynie w czystychsieciach prądu przemiennego.

125


Rys.5. Powstawanie składowej stałej

Jeżeli do sieci dołączony zostanie prostownik i po stronie stałoprądowej wystąpidoziemienie, to do sieci przedostanie się składowa stała napięcia, która wpłynie na napięciepomiarowe: jeżeli napięcia się zsumują, wtedy doziemienie zostanie zasygnalizowane zbytwcześnie, jeżeli się odejmą – zbyt późno. Aby tego uniknąć napięcie pomiarowe powinno byćzmienne. Przykładowo w metodzie AMP opatentowanej przez firmę BENDER napięciepomiarowe ma kształt prostokątny.

W rzeczywistych sieciach przemysłowych bardzo rzadko można mieć pewność, że żaden zodbiorów nie wprowadza do sieci składowej stałej, ponieważ wytwarza ją większośćprzekształtników i zasilaczy impulsowych. Dlatego w instalacjach przemysłowych zalecane jeststosowanie przekaźników stanu izolacji niewrażliwych na składowe stałe i zakłócenia.

Kolejnym zjawiskiem utrudniającym przeprowadzenie pomiaru jest pojemność doziemnasieci kontrolowanej.

Rys.6. Zakłócenie pomiaru: pojemności doziemne

Każda sieć elektryczna posiada swoją pojemność doziemną. Pewna część prądu sieci iprądu pomiarowego przepływa przez te pojemności. W Europie jako parametr oceny stanu izolacjiprzyjmuje się wartość rezystancji, a nie całej impedancji izolacji. Dlatego w czasie pomiaru należyrozpatrywać tylko część czynną prądu płynącego przez izolację i nie należy uwzględniać prądówpojemnościowych. W metodzie AMP realizowane jest to w ten sposób, że dokonywany jestpomiar pojemności sieci, a przy pomiarach rezystancji izolacji uwzględniany jest wpływ ładowania

126


pojemności doziemnych prostokątnym napięciem pomiarowym. W ten sposób wynik pomiaruuwzględnia tylko czynną część prądu pomiarowego umożliwiając dokładny pomiar rezystancjiizolacji.

Kolejnym czynnikiem zakłócającym pomiar są zmiany napięcia i częstotliwości w siecikontrolowanej.

Rys.7. Zakłócenia napięcia sieci.

Zjawisko to jest istotne zwłaszcza w przypadku niektórych odbiorów np. przetwornicczęstotliwości, wprowadzających szczególnie dużo zakłóceń. Napięcie sieci może mieć tę samączęstotliwość, co napięcie pomiarowe, powodując błędne odczyty. Rozwiązaniem tego problemuw metodzie AMP jest adaptowanie okresu napięcia pomiarowego do panujących warunków,związanych ze zmianą częstotliwości napięcia sieci kontrolowanej lub z pojemnością tej sieci. Po„zaobserwowaniu” nietypowych odczytów układ sterowania odstraja nieco przebieg pomiarowysprawdzając, czy wpłynie to na kolejne wyniki pomiarów.

Metoda AMP stosowana jest w izometrach rodziny IRDH275/375 przeznaczonych dopracy w silnie zakłóconych sieciach przemysłowych. Typowym zastosowaniem jest kontrolaizolacji w układach napędowych dużej mocy. Instalacje takie zwykle pracują z dedykowanymtransformatorem i siecią w układzie IT po stronie wtórnej.

3. Sieci uziemione (TN, TT)

Większość sieci elektrycznych pracujących w przemyśle wykonana jest w układzie zuziemionym punktem neutralnym. Stan izolacji w takich sieciach oceniany jest na podstawiepoziomu prądów różnicowych. Urządzeniami do ich kontroli są przekaźniki różnicowoprądowe,sam pomiar dokonywany jest za pomocą przekładników Ferrantiego. Przekroczenie wartościzadanej generuje alarm, wartość bieżąca prądu różnicowego może być odczytana np. na linijcediodowej lub z dołączonego wskaźnika analogowego. Przekaźniki różnicowoprądowewykonywane są w trzech klasach, definiujących obszar ich zastosowań.

Najstarsze urządzenia wykonywane były w klasie AC i przeznaczone jedynie domonitorowania prądów różnicowych sinusoidalnych. Jednak ze względu na rosnący poziomzakłóceń zarówno w sieciach przemysłowych jak i komunalnych, którego efektem jest takżeodkształcenie prądów różnicowych zostały one praktycznie wyparte przez urządzenia klasy A.Takie aparaty mogą kontrolować prądy różnicowe sinusoidalne oraz pulsujące stałe, o ile składowastała w ich przebiegu nie przekracza 6mA. To ograniczenie wynika z faktu, że przekładnikipomiarowe mogłyby zostać nasycone w przypadku przepływu prądu stałego o większej wartości.Jeżeli w sieci kontrolowanej istnieje możliwość wystąpienia prądów różnicowych stałych, wtedy

127


jedynym wyborem są przekaźniki różnicowoprądowe klasy B. Urządzenia te przeznaczone są domonitorowania prądów różnicowych o dowolnym kształcie (sinusoidalnych, odkształconych igładkich stałych oraz ich kombinacji) z jednakową czułością.

W typowych instalacjach stosowanie wyłączników różnicowoprądowych jakozabezpieczenia przeciwporażeniowego stało się standardem. Próba zabezpieczenia w ten sposóbsieci, w której znajduje się przetwornica częstotliwości napotyka jednak kilka przeszkód. Zwykleprzy zastosowaniu zwykłych wyłączników różnicowoprądowych klasy A w chwili załączeniazasilania następuje zadziałanie wyłącznika. Spowodowanej jest to tym, że w pierwszej chwiliładowane są liczne pojemności doziemne wbudowane w przetwornicę (np. kondensatory filtruRFI). Ponieważ pojemności te mają różną wartość w stosunku do poszczególnych faz, co wynikachociażby z tolerancji powszechnie stosowanych elementów, dlatego prądy ładowania wposzczególnych fazach nie równoważą się, co powoduje zadziałanie wyłącznikaróżnicowoprądowego. Aby tego zjawiska uniknąć, aparat kontrolujący prąd różnicowy musi byćselektywny, a więc nieczuły na krótkotrwałe zakłócenia pomiarowe.

Kolejnym wymaganiem dotyczącym zabezpieczenia przeciwporażeniowego wprzetwornicach częstotliwości jest reakcja na różne rodzaje prądów różnicowych. W zależności odmiejsca, w którym wystąpi doziemienie, prąd różnicowy może mieć kształt sinusoidalny(doziemienie na wejściu przetwornicy), pulsujący lub gładki stały (doziemienie na szynie DC) lubsilnie odkształcony z bardzo dużą zawartością harmonicznych (wyjście przetwornicy). Zagrożenieporażeniowe pojawia się niezależnie od kształtu prądu, dlatego też, aby zabezpieczenie byłoskuteczne musi reagować jednakowo skutecznie przy osiągnięciu wartości alarmowej przez każdyz tych prądów lub przez ich sumę.

To wymaganie pokazuje, że do budowy takich zabezpieczeń powinny być stosowanejedynie aparaty różnicowoprądowe typu B – czułe na prądy różnicowe o dowolnym kształcie.

Przy okazji warto także zauważyć, że w przebiegu wyjściowym przetwornicy jest dużoskładowych o częstotliwościach znacznie wyższych, niż podstawowe 50Hz i warto zwrócić uwagę,jakie pasmo częstotliwości będzie widziane przez aparat monitorujący prądy różnicowe. Zbytnieograniczenie tego pasma spowoduje bowiem, że pominięta może być zbyt duża część prądówróżnicowych. Pasmo to powinno obejmować przynajmniej trzecią harmoniczną, czyli sięgać150Hz.

Kolejnym problemem napotykanym przy właściwym doborze zabezpieczeńróżnicowoprądowych jest fakt, że instalacje z przetwornicami częstotliwości charakteryzują się

128

0...1000Hz15...100Hz~50HzZakres częstotliwości

Gładki DC

Pulsujący DC(DC do 6mA)

Sinusoidalny

BAAC

Kształt prądu różnicowego

Klasa przekaźnika


wysokim poziomem prądu różnicowego. Wynika on z dużych pojemności doziemnychwprowadzanych przez kable zasilające i silnikowe (często ekranowane), kondensatory filtrówwejściowych RFI.

Rys. 8. Sieć z falownikiem.

Rys.9. Rozkład pojemności w sieciach z falownikami.

Szczególnie dla składowych prądu o wyższych częstotliwościach pojemności te stanowiąniskoimpedancyjną ścieżką upływu. Co gorsza, obliczenie poziomu tego prądu upływu przeduruchomieniem instalacji jest praktycznie niemożliwe – zależy on od długości, jakości i sposobuułożenia kabli, parametrów elementów filtra RFI, częstotliwości pracy przetwornicy. Abywłaściwie ustawić poziom zadziałania zabezpieczenia należy, więc najpierw określić ustalonypoziom prądu różnicowego a następnie ustawić poziom zabezpieczenia w stosunku do wartościustalonej, płynącej przy poprawnej pracy sieci.

129


Wynika stąd kolejne wymaganie stawiane aparatom do budowy zabezpieczeńróżnicowoprądowych instalacji z przetwornicami częstotliwości: powinny mieć możliwośćnastawialną wartości zadziałania.

Rozwiązaniem praktycznym budowy zabezpieczenia przeciwporażeniowego dlaprzetwornicy częstotliwości jest zastosowanie przekaźnika różnicowoprądowego klasy B, któryłącznie z odpowiednio pod względem mocy i szybkości działania dobranym wyłącznikiem stworzyzespół wyłącznika różnicowoprądowego selektywnego (minimalne opóźnienie przekaźników typuRCMA470 wynosi ok.70ms), reagującego na dowolny kształt prądu różnicowego i mającegomożliwość nastawiania wartości wyzwalającej.

Szczególnie z myślą o budowie takich zabezpieczeń zaprojektowany został przekaźnikRCMA473, który ma możliwość nastawy wartości wyzwalającej w zakresie 30…300mA aopóźnienie, zapewniające niezbędna selektywność, jest stałe i wynosi 130ms.

Wszystkie opisane w referacie urządzenia działają w sposób automatyczny, a informacje z nichmogą być przekazywane na czterech poziomach:

- sygnał binarny- przekroczenie wartości progowej sygnalizowane jest przełączeniem stykuprzekaźnika wyjściowego (jeden lub dwa)- proste izometry i przekaźnikiróżnicowoprądowe;- sygnał binarny i sygnał analogowy- jak wyżej oraz analogowo przekazywana wartośćrezystancji (sygnał 0...400μA lub 0/4...20mA);- magistrala RS485 jako port wyjściowy- generowanie bloku danych z informacjami owartości mierzonej, obu nastawach alarmowych oraz stanie alarmu i jego przyczynie;- magistrala RS485 z dwukierunkową komunikacją- pełna wymiana informacji pomiędzyurządzeniem lub układem monitoringu a systemem nadrzędnym, pełen dostęp do nastaw iwartości bieżących parametrów.

Dwa ostatnie poziomy dotyczą przede wszystkim rozbudowanych systemy lokalizacji doziemieńoraz lokalizacji prądów różnicowych.

130

Documents

#8 Wrocław