PRAKTYCZNE SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI

ZASILANIA I JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Katarzyna Strzałka-Gołuszka – doktorantka WEAIiE AGH

Jan Strzałka – Oddział Krakowski SEP

1. WSTĘP

W ostatnich latach coraz większego znaczenia nabiera problematyka jakości energii

elektrycznej, a przyczyną tego jest rosnąca liczba odbiorników wymagających zasilania

energią elektryczną o odpowiednich parametrach.

Zasilanie odbiorników energii elektrycznej powinno przebiegać w sposób ciągły, gdyż

awarie i niespodziewane wyłączenia zasilania mogą powodować występowanie znacznych

szkód i strat materialnych oraz powstawanie niebezpieczeństwa dla ludzi i dla urządzeń.

Prawidłowe działanie urządzeń elektrycznych wymaga, aby wartość napięcia

zasilającego zawierała się w określonym przedziale wokół wartości znamionowej. Znaczna

część odbiorników obecnie użytkowanych, szczególnie elektronicznych i komputerowych,

wymaga wysokiej jakości energii. Z kolei te same odbiorniki są często przyczyną

odkształceń napięcia zasilającego w instalacji, gdyż z powodu nieliniowości swoich

charakterystyk pobierają niesinusoidalny prąd przy sinusoidalnym napięciu zasilającym.

Energia elektryczna ulega degradacji pod wpływem zaburzeń elektromagnetycznych, a

więc zjawisk, które sprawiają, że wartości wybranych liczbowych wskaźników – cech

jakości energii – różnią się od znamionowych, odnoszących się do stanów ustalonych z

przebiegami sinusoidalnie zmiennymi, występującymi w symetrycznych układach

trójfazowych.

W Biuletynie Technicznych O/Kr SEP nr 4 (45) w artykule [1] omówiono parametry

jakościowe energii elektrycznej, wymagania przepisów w zakresie jakości energii oraz

wpływ pogorszenia parametrów jakościowych na pracę urządzeń elektrycznych i skutki złej

jakości energii elektrycznej.

W niniejszym artykule stanowiącym kontynuację tematu omówiono sposoby poprawy

niezawodności zasilania i praktyczne sposoby poprawy jakości energii elektrycznej.

2. SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA

2.1. Wprowadzenie

Jednym z parametrów służących do oceny jakości dostarczanej energii elektrycznej

jest niezawodność zasilania. Jest to podstawowy parametr, jako że odnosi się do przerw w

zasilaniu, czyli do sytuacji, kiedy odbiorca jest pozbawiony dostawy energii.

Zróżnicowane wymagania dotyczące niezawodności zasilania są powodem

wprowadzenia określonych klasyfikacji odbiorców w tym zakresie, przy czym odrębne

klasyfikacje istnieją dla odbiorców:

przemysłowych,

komunalnych, czyli odbiorców zasilanych z publicznych sieci rozdzielczych,

zwykle na napięciu nie wyższym od 1 kV.

Odbiorniki przemysłowe dzieli się na trzy kategorie, w zależności od skutków, jakie może

powodować przerwa w pracy tych urządzeń, a są to:

kategoria I – o najwyższej pewności zasilania,

kategoria II – o zwiększonej pewności zasilania,

kategoria III – o zwykłej pewności zasilania.

Kategorie odbiorników powinny być ustalone w zakładzie wspólnie przez projektanta

– elektryka oraz technologa. Do odbiorników I kategorii zalicza się urządzenia, których

przerwa w pracy może powodować zagrożenia dla życia ludzi lub bardzo poważne straty

materialne. Szczególnie ważne jest ustalenie dopuszczalnego czasu przerwy w pracy tych

urządzeń i w zależności od tego wybór określonego układu zasilania rezerwowego.

Odbiorniki I kategorii wymagają pełnego rezerwowania zasilania. Zasilanie rezerwowe

powinno być w pełni niezależne od zasilania podstawowego.

Odbiorniki II kategorii to urządzenia, których przerwa w pracy powoduje przestój w

produkcji podstawowej, a więc spowodowane tym straty gospodarcze. Wymaganą rezerwę

zasilania tych urządzeń ustala się przeważnie w granicach 30 – 60 % w warunkach pracy

niezakłóceniowej.

Odbiorniki III kategorii, to odbiorniki nie zaliczone do kategorii I i II. Nie wymagają

one zasilania rezerwowego, chociaż w przypadku niektórych z nich może to być

uzasadnione, w szczególności gdy nie powoduje to istotnego zwiększenia kosztów

wykonania układu zasilania.

Należy zwrócić uwagę, że zapewnienie określonego stopnia pewności zasilania

zakładu przemysłowego jest związane nie tylko z zastosowanie odpowiedniej liczby źródeł

zasilania rezerwowego, lecz i z wyborem określonej struktury wewnątrzzakładowej sieci

rozdzielczej.

Obecnie większość odbiorców przemysłowych ustala indywidualnie warunki zasilania

ze spółką dystrybucyjną, określając m.in. szczegółowe warunki dotyczące niezawodności

zasilania. Wielu odbiorców przemysłowych decyduje się indywidualnie na instalację w swej

sieci zakładowej urządzeń zasilania rezerwowego, co często wynika ze skutków

doświadczonych przerw w zasilaniu i z rachunku ekonomicznego opłacalności produkcji.

Odbiorcy zasilani z publicznych sieci rozdzielczych, nazywani powszechnie

odbiorcami komunalnymi, to oprócz budynków mieszkalnych większość budynków i

obiektów użyteczności publicznej, takich jak szpitale, banki, urzędy administracji, kina,

teatry, obiekty sakralne, stadiony sportowe, dworce kolejowe i lotnicze, obiekty handlowe.

W kraju w zasadzie brak jest klasyfikacji tej grupy odbiorców w zależności od wymaganej

pewności zasilania. W tabeli 1 zamieszczono taki podział w oparciu o literaturę niemiecką

[4].

Tabela 1. Kategorie odbiorców energii elektrycznej w zależności od stopnia niezawodności

zasilania

Kategoria Wymagania

dotyczące

niezawodności

Możliwe rozwiązanie Przykładowi odbiorcy

I

podstawowa

Dopuszczalne

stosunkowo długie

przerwy w zasilaniu,

rzędu wielu minut.

Zasilanie pojedynczą

linią promieniową z

sieci

elektroenergetycznej.

Brak wymogu zasilania

rezerwowego

Domy jednorodzinne na

terenach wiejskich i w rzadkiej

zabudowie miejskiej, nieduże

bloki mieszkalne.

II

średnia

Przerwy w zasilaniu

nie powinny

przekraczać kilku

dziesiątek sekund.

Agregat prądotwórczy.

Oświetlenie awaryjne.

Wysokie budynki mieszkalne.

III

wysoka

Przerwy w zasilaniu

nie powinny

przekraczać 1 sekundy.

Dwie niezależne linie

zasilające z systemu

elektroenergetycznego

i system zasilania

rezerwowego z pełną

Duże hotele, szpitale, stacje

radiowe i telewizyjne, dworce

kolejowe i porty lotnicze.

automatyką sterowania

zasilania rezerwowego

IV

najwyższa

Zasilanie

bezprzewodowe.

Niedopuszczalna jest

przerwa w zasilaniu

wybranych urządzeń

Zasilanie

bezprzerwowe ze

źródła rezerwowego.

Agregat prądotwórczy

przystosowany do

długotrwałego

zasilania.

Wybrane odbiory w obiektach

wymienionych w kategorii III,

np. sale operacyjne szpitali,

systemy komputerowe

banków, giełdy.

2.2. Metody i środki poprawy niezawodności zasilania

Zapewnienie warunków niezawodnego zasilania w odniesieniu do omówionych

kategorii odbiorników i odbiorców wymaga zastosowania odpowiednich źródeł zasilania

rezerwowego. Wybór danego rodzaju źródła zasilania rezerwowego wymaga rozważenia

jego istotnych parametrów, do których zalicza się:

moc źródła i maksymalny czas, w jakim jest ono zdolne dostarczać energię,

czas przełączenia, czyli czas upływający od chwili zaniku napięcia na źródle

zasilania podstawowego do chwili zasilenia odbiorów ze źródła rezerwowego,

sprawność,

koszty instalacji i utrzymania.

Idealnym źródłem zasilania rezerwowego byłoby takie, które ma nieograniczony zasób

energii, czyli nieograniczony czas zasilania rezerwowego, dostatecznie dużą moc, zerowy

czas przełączania i niskie koszty eksploatacji. Ponieważ źródło takie w praktyce nie istnieje,

rozwiązania praktyczne polegają na wyborze rozwiązań optymalnych dla danych

warunków. Wybór parametrów urządzenia zależy od rodzaju obiektu i przyjętych założeń.

Wśród środków i urządzeń służących do poprawy niezawodności zasilania można

wyróżnić:

- klasyczne metody bądź urządzenia rezerwowego zasilania (tabela 2.),

- urządzenia bazujące na niekonwencjonalnych i nowatorskich źródłach energii,

znajdujące się w chwili obecnej niejednokrotnie w fazie badań.

Tabela 2. Klasyczne metody i urządzenia rezerwowego zasilania i ich podstawowe cechy [4].

Rodzaj

metody/urządzenia

Zasób mocy

zasilania

Czas gotowości do załączenia

po wyłączeniu zasilania

rezerwowego

Koszt

instalacji

rezerwowa, niezależna

linia zasilająca z sieci el-en

nieograniczony od ułamka sekundy do

pojedynczych sekund

bardzo wysoki

agregat prądotwórczy praktycznie

nieograniczony

od kilku minut do ułamka

sekundy

od średniego

do wysokiego

baterie akumulatorów średni od kilku sekund do

bezprzerwowego

niski

układy zasilania

bezprzerwowego (UPS)

średni od kilku sekund do

bezprzerwowego

od średniego

do wysokiego

kompresyjne zasobniki

energii

od niskiego do

dużego

od kilku minut do ułamka

sekundy

od średniego

do wysokiego

Urządzenia i obiekty wymagające podwyższonej lub dużej pewności zasilania powinny

być zasilane co najmniej z dwóch niezależnych źródeł z automatyką samoczynnego

załączania rezerwy (SZR). Podstawowym źródłem zasilania jest zwykle linia energetyki

zawodowej, źródłem rezerwowym może być inna linia sieci rozdzielczej lub agregat

prądotwórczy o mocy wystarczającej do zasilania odbiorników, dla których

niedopuszczalna jest przerwa o czasie trwania powyżej pojedynczych sekund. W obiektach

o szczególnie dużych wymaganiach pod względem pewności zasilania agregat

prądotwórczy jest zwykle drugim rezerwowym źródłem zasilania, włączającym się

samoczynnie w przypadku braku lub znacznego obniżenia się napięcia w obydwu liniach.

W przypadku obiektów, w których występują systemy teleinformatyczne, urządzenia

teletechniczne i układy komputerowego sterowania produkcją wrażliwe na bardzo krótkie,

bo trwające ułamki sekundy ale niedopuszczalne przerwy w zasilaniu oraz zapady napięcia,

odbiorniki takie powinny być zasilane poprzez układy bezprzerwowego zasilania UPS. Są

to nowoczesne, sterowane mikroprocesorami urządzenia zabezpieczające przed przerwami

w dostawie energii oraz poprawiające jakość dostarczanej energii elektrycznej podczas

normalnej pracy. Przykład zasilania instalacji elektrycznej w budynku o dużych i

szczególnie dużych wymaganiach dotyczących pewności zasilania przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Przykład układu zasilania instalacji elektrycznej dotyczących pewności zasilania.

Istotne znaczenie w układach o większej pewności zasilania odgrywają agregaty

prądotwórcze, czyli prądnice napędzane najczęściej silnikiem spalinowym wysokoprężnym,

rzadziej turbiną gazową, gotowe przejąć obciążenie na czas od kilku godzin nawet do kilku

dni. Układy te wyposażone są zwykle w autonomiczny system automatycznej regulacji

prędkości obrotowej i synchronizacji z zewnętrzną siecią zasilającą lub z innymi

jednostkami prądotwórczymi. Produkowane są w bardzo szerokim zakresie swych mocy

znamionowych, od kilkunastu kW do kilku MW. Wyróżnić można cztery podstawowe

rozwiązania zespołów prądotwórczych, z punktu widzenia ich gotowości do pracy od chwili

wyłączenia zasilania podstawowego (rys.2.).

Rys. 2. Różne układy zespołów prądotwórczych: 1 – silnik spalinowy wysokoprężny z

urządzeniem rozruchowym, 2 – sprzęgło, 3 – generator, rozdzielnica z urządzeniami

sterowania pracą zespołu, 5 – koło zamachowe, 6 – silnik elektryczny napędzający

generator i silnik spalinowy.

a)układ sterowany ręcznie, b) układ uruchamiany automatycznie, gotowy do przejęcie

obciążenia po określonym czasie rozruchu trwającym od kilkudziesięciu do ok. 180 sekund,

c) i d) układy wyposażone w koło zamachowe, napędzane w sposób ciągły silnikiem

elektrycznym, gotowe do obciążenia w czasie 0,5-2 sekund (c) i o zasilaniu

bezprzerwowym (d). [4].

Grupa I (rys. 2a), to agregaty załączane ręcznie w przypadku zaniku napięcia

zasilającego. W zależności od mocy jednostki czas gotowości do obciążenia może zmieniać

się od 6-15 sekund dla mocy kilkudziesięciu kW do ok. 180 sekund dla mocy rzędu kilku

MW. Wiele zespołów prądotwórczych posiada układ stałego podgrzewania silnika

wysokoprężnego lub turbiny gazowej tak, aby urządzenia te w możliwie krótkim czasie

osiągnęły swą pełną moc.

Grupa II (rys. 2b), to agregaty jak w grupie I, lecz z w pełni automatycznym

sterowaniem w chwili zaniku zasilania podstawowego. Sterowanie takie instaluje się na

ogół dla jednostek o większych mocach oraz tam, gdzie jest to uzasadnione koniecznością

uzyskania możliwie krótkiej przerwy w przełączeniu układu na zasilanie rezerwowe.

Grupa III i IV, to agregaty wyposażone w koło zamachowe, sprzęgnięte na stałe z

generatorem. W rozwiązaniu pierwszym (rys. 2c) silnik elektryczny (6) stale napędza

generator wraz z kołem zamachowym, przy rozłączonym sprzęgle (5). Generator w tym

rozwiązaniu pracuje na biegu jałowym. W przypadku zaniku napięcia podstawowe źródła

zasilania układ automatyki załącza sprzęgło dokonując bardzo szybkiego rozruchu silnika

spalinowe. W ten sposób przejęcie pełnego obciążenia elektrycznego jest możliwe w czasie

od 0,5 do 2s od chwili zaniku napięcia. Układ przedstawiony na rys 9d) tym się różni od

układu z rys. 2c), że silnik (6) napędzający generator ma na tyle dużą moc, że napędzany

generator zasila stale część odbiorów zaliczonych w danym układzie do priorytetowych, o

najwyższej kategorii zasilania.

Wielorakie zastosowanie w rezerwowym zasilaniu odbiorów energii elektrycznej mają

baterie akumulatorów. Baterie stanowią wyposażenie układów bezprzerwowego zasilania

(UPS), są używane również do zasilania podzespołów agregatów prądotwórczych oraz są

stosowane jako autonomiczne źródła rezerwowego zasilania odbiorników prądu stałego lub

odbiorników, które mogą być zasilane zarówno napięciem stałym jak i przemiennym, np.

układy oświetlenia ewakuacyjnego. Istnieją dwa układy baterii akumulatorów do zasilania

rezerwowego:

- układ, w którym w normalnym stanie pracy bateria jest stale doładowywana,

natomiast podczas przerwy w zasilaniu podstawowym obciążenie jest przyłączane na

zasilanie bateryjne,

- układ, w którym ten sam układ prostownikowy zasila jednocześnie odbiory i

doładowuje baterię, która bezprzerwowo zasila odbiory w sytuacji awaryjnej.

Wadą pierwszego z układów jest krótka przerwa w zasilaniu odbiorników podczas

przełączenia z zasilania podstawowego na rezerwowe. Jego zaletą jest odrębny układ

ładowania baterii akumulatorów, co zwiększa niezawodność całego zestawu. Zalecany jest

do stosowania w układach zasilania oświetlenia bezpieczeństwa i dróg ewakuacyjnych.

Zaletą drugiego z układów jest praktycznie bezprzerwowe zasilanie odbiorników, a więc

posiada cechy układy UPS. Prostownik zasilający powinien posiadać moc wystarczającą do

zasilania odbiorów i do pokrycia zapotrzebowania na maksymalny prąd ładowania baterii.

Układy bezprzerwowego zasilania (un-interruptible power supply, UPS) są

przeznaczone do zasilania najwyższej kategorii odbiorów. Wyróżnia się trzy zasadnicze

typy rozwiązań układów UPS:

- układy o biernej gotowości (passive standby, klasa VFD),

- układy liniowo interaktywne (linie interaktywne, klasa VI),

- układy o podwójnej konwersji (double conversion, klasa VFI).

Układy o biernej gotowości są najprostszymi zasilaczami, w których podczas

normalnych warunków zasilania bateria akumulatorów jest stale doładowywana, natomiast

w przypadku konieczności zasilania rezerwowego odbiory są przełączane na zasilanie z

baterii poprzez falownik (rys. 3.). Typowy czas zasilania rezerwowego przewidziany jest na

ok. 3 godzin, przy czym czas poprzedniego ładowania baterii akumulatorów jest dwukrotnie

dłuższy, czyli ok. 6 godzin.

Rys. 3. Schemat blokowy układy UPS o biernej gotowości zasilania.

Układy liniowo interaktywne są zasilane z sieci podczas normalnej pracy w ten sposób,

że część pobieranej energii zużywana na stałe doładowywanie baterii akumulatorów, która z

kolei dostarcza energię do odbiornika, wspomagając w ten sposób ciągły podstawowy układ

zasilania (rys.4.). Częstotliwość wyjściowa układu prostownik-falownik jest równa

częstotliwości siłowej. W przypadku przerwy w zasilaniu podstawowym odbiory zasilane są

w sposób ciągły z baterii akumulatorów poprzez przekształtnik, pracujący teraz jako

falownik.

Rys. 4. Uproszczony schemat blokowy układu liniowo interaktywnego UPS.

Układy UPS o podwójnej konwersji to najbardziej rozbudowane układy zasilania

bezprzerwowego. W czasie normalnej pracy energia jest przetwarzana dwukrotnie: raz z

prądu przemiennego na prąd stały, a następnie z prądu stałego na prąd przemienny (rys.5.).

W obwodzie pośredniczącym prądu stałego zasilone jest bateria akumulatorów, która w

przypadku zasilania rezerwowego staje się źródłem prądu. Zaletą tych układów jest:

- całkowicie płynne i zupełnie nie odczuwalne dla odbiornika przejście z zasilania

podstawowego na rezerwowy,

- możliwość pracy układu odbiornika na częstotliwości innej niż częstotliwość układu

zasilającego ( w tym przypadku nie ma obwodu obejściowego by-pass).

Rys. 5. Schemat blokowy układu UPS o podwójnej konwersji z połączeniem

obejściowym.

Do niekonwencjonalnych źródeł energii w układach rezerwowego zasilania należy

zaliczyć przede wszystkim:

- koła zamachowe,

- super-kondensatory,

- nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (SMES).

Sposoby te znajdują się aktualnie w początkowej fazie rozwoju, głównie na etapie

badań.

Bliższe omówienie niekonwencjonalnych źródeł i zasobników energii można znaleźć w

[4] i [5].

O ich praktycznym wykorzystaniu w warunkach krajowych decydować będą z pewnością

zarówno względy techniczne, jak i w szczególności względy ekonomiczne.

Biorąc pod uwagę koszty tych źródeł należy sądzić, że tylko nieliczne z nich znajdą

ekonomiczne uzasadnienie do zastosowania w naszych warunkach.

3. ANALIZA PRAKTYCZNYCH SPOSOBÓW POPRAWY JAKOŚCI ENERGII

3.1. Ograniczanie wahań napięcia

Podstawową przyczyną wahań napięcia jest zmiana w czasie, głównie mocy biernej

odbiorników. Należą do nich między innymi piece łukowe, regulowane napędy elektryczne

(np. walcownicze, maszyn wyciągowych), spawarki elektryczne, bojlery, piły i młoty

elektryczne, pompy i kompresory, windy, dźwigarki, a więc ogólnie odbiorniki o zmiennym

obciążeniu, których moc jest znaczna w relacji do mocy zwarciowej w punkcie ich

przyłączenia.

Skutki zmian wartości napięcia uzależnione są przede wszystkim od ich amplitudy, a

także od ich częstości występowania.

Na amplitudę zmian ma m.in. wpływ układ zasilający odbiorniki niespokojne, natomiast

częstotliwość wahań zależy od rodzaju odbiornika niespokojnego i charakteru jego pracy.

Tak więc na częstotliwość zmian (wahań) napięcia wpływa proces technologiczny.

Aby ograniczyć skutki wahań napięcia stosuje się metody ograniczania amplitud

zaburzenia, rzadziej ingeruje się w proces technologiczny. Do tych ostatnich działań np. w

przypadku pieca łukowego można zaliczyć:

- dodanie szeregowe dławika (również o zmiennym stopniu nasycenia),

- właściwa praca automatyki przesuwu elektrod,

- segregacja i wstępne przygotowanie wsadu,

- domieszkowanie elektrod.

Zgodnie z zależnością:

II

k0 S

Q

U

U

(1)

gdzie: ΔU – zmiana napięcia na zaciskach odbiornika,

U0 – napięcie na zaciskach odbiornika,

Q – moc bierna odbiornika,

II

kS – moc zwarcia w punkcie przyłączenia odbiornika.

amplitudę wahań napięcia możemy ograniczyć na dwa sposoby:

I. Zwiększając moc zwarcia w punkcie przyłączenia odbiornika niespokojnego ( w

relacji do mocy odbiornika). W praktyce oznacza to:

przyłączenie urządzenia do szyn o coraz wyższym napięciu,

wydzielenie specjalnych dedykowanych linii bezpośrednio z sieci WN do

zasilania tej kategorii odbiorników, zasilanie odbiorników spokojnych i

niespokojnych z oddzielnych uzwojeń transformatorów trójuzwojeniowych

lub z oddzielnych transformatorów (separacja odbiornika niespokojnego),

zwiększenie mocy transformatora zasilającego odbiornik niespokojny,

instalowanie kondensatorów szeregowych.

II. Zmniejszając zmiany mocy biernej w sieci zasilającej poprzez instalację

kompensatorów (stabilizatorów dynamicznych).

Dynamiczne stabilizatory powodują przepływ prądu/mocy biernej

podstawowej harmonicznej, powoduje to spadki napięcia na impedancjach sieci

zasilającej. W zależności od charakteru prądu biernego (indukcyjny lub

pojemnościowy) występuje wzrost lub zmniejszenie wartości skutecznej

napięcia w punkcie wspólnego przyłączenia (PWP).

Na rys. 6. przedstawiono klasyfikację dynamicznych stabilizatorów napięcia.

Rys. 6. Klasyfikacja dynamicznych stabilizatorów napięcia

Jako dynamiczne stabilizatory napięcia mogą być wykorzystywane:

- kompensatory wirujące (maszyny synchroniczne),

- kompensatory statyczne.

Są to urządzenia i układy najczęściej trójfazowe przeznaczone do nadążnej

stabilizacji napięcia w punktach węzłowych rozdzielczych sieci przemysłowych

lub stabilizacji napięcia dla poszczególnych odbiorników lub grup odbiorników

w PWP. Bardzo często spełniają także funkcję dynamicznych kompensatorów

mocy/prądu biernego podstawowej harmonicznej.

3.2.Sposoby łagodzenia zapadów napięcia

Za główne przyczyny zapadów napięcia należy uznać: zwarcia w systemie zasilającym

lub w instalacjach odbiorców, procesy łączenia odbiorników dużej mocy ( w szczególności

rozruchy silników elektrycznych), zmiany konfiguracji sieci, pracę odbiorników o

zmiennym obciążeniu (szczególnie biernym).

Wśród technicznych działań zmierzających do zmniejszenia negatywnych skutków

zapadów napięcia można wyróżnić:

Redukcja liczby zwarć - całkowite wyeliminowanie zwarć jest niemożliwe, jednakże

istnieją sposoby pozwalające zasadniczo zmniejszyć ich liczbę, a w konsekwencji także

częstość występowania zapadów napięcia. Jest to bardzo efektywny sposób poprawy jakości

zasilania i wielu odbiorców proponuje jako oczywisty ten rodzaj działań w przypadku

występowania rozważanych zaburzeń. Przykładami są:

- zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi,

- stosowanie izolowanych przewodów w liniach napowietrznych,

- stosowanie regularnych przecinek drzew w strefie linii przesyłowej, instalowanie

osłon przed zwierzętami,

- ekranowanie przewodów napowietrznych poprzez instalowanie dodatkowych

przewodów ekranujących,

- zwiększenie poziomu izolacji, instalowanie liniowych ograniczników przepięć,

- zwiększenie częstości remontów i przeglądów technicznych, mycie izolatorów.

Redukcja czasu eliminacji zwarć - oznacza tylko złagodzenie skutków liczby zwarć,

szybka eliminacja nie wpływa także na liczbę zapadów napięcia lecz może znacząco

ograniczyć czas ich trwania.

Podstawowy sposób redukcji czasu zwarcia polega na stosowaniu bezpieczników z

ograniczeniem prądu. Są one zdolne do eliminacji zwarcia w czasie jego półokresu.

Zmniejszenie prądu zwarcia i skrócenie jego czasu występowania zasadniczo ogranicza czas

trwania zapadu napięcia (rzadko więcej niż jeden okres).

Zmiana konfiguracji systemu zasilającego – można dzięki temu uzyskać redukcję

„ostrości” zjawiska. Podstawową metodą przeciwdziałania zwarciom jest instalowanie

elementów redundacji. Szczególnie odpowiednie dla zapadów napięcia należą metody:

- instalowanie generatorów w pobliżu czułych odbiorów, podtrzymują one napięcie

podczas odległych zwarć,

- zwiększenie liczby szyn i rozdzielni w celu ograniczenia ilości odbiorców, którzy

mogą potencjalnie doświadczyć skutków zaburzenia,

- instalowanie dławików zwarciowych w strategicznych punktach systemu w celu

zwiększenia „elektrycznej” odległości od miejsca zwarcia. Nie należy jednak

zapominać, że to działanie może uczynić większym zapad napięcia dla innych

odbiorców,

- zasilanie szyn z czułymi odbiorcami z kilku rozdzielni. Zapad napięcia w jednej z

nich będzie redukowany poprzez wpływ pozostałych. Im bardziej niezależne są

rozdzielnie, tym działanie jest skuteczniejsze. Najlepszy efekt redukcji można

osiągnąć poprzez zasilanie z dwóch różnych systemów przesyłowych.

Wprowadzenie drugiego zasilania zwiększa liczbę zapadów, lecz redukuje ich

wartość (czas i amplitudę).

Włączenie specjalnych urządzeń pomiędzy sieć zasilającą i zaciski czułego sprzętu

(stabilizatory napięcia) – najpowszechniejszym sposobem redukcji skutków rozważanych

zaburzeń jest stosowanie dodatkowych urządzeń – stabilizatorów napięcia.

Działanie takich urządzeń, przyłączonych pomiędzy zaburzone źródło zasilania i czuły

sprzęt, polega na szybkim dostarczeniu energii z alternatywnego źródła lub na adaptacji ich

trybu pracy do krótkiej przerwy lub do ograniczonej wartości dostarczonej energii,

gwarantując równocześnie krytycznemu odbiornikowi poprawne warunki zasilania.

Można wyodrębnić swa rodzaje stosowanych rozwiązań technicznych:

- układy gromadzące energię – jest ona wykorzystywana do zasilania krytycznego

sprzętu podczas zaburzenia, stosowane mogą być w przypadku zapadów napięcia

o dowolnej wartości napięcia resztkowego. Poziom odporności sprzętu

uzależniony jest od wartości zgromadzonej energii i wymagań energetycznych

chronionego procesu. Przykładem tych rozwiązań mogą być: bezprzerwowe

układy zasilające (UPS), nadprzewodnikowe zasobniki energii elektrycznej

(SMES), układy z kołem zamachowym, zespoły silnik-generator.

- układy nie posiadające możliwości gromadzenia energii – stosowane jedynie w

celu redukcji skutków zapadów napięcia (nawet do 50%). Różnią się między sobą

wartością zapadu napięcia, który może być skompensowany. W tych

rozwiązaniach czas trwania zapadu nie jest krytycznym parametrem. Ich koszt jest

z reguły mniejszy niż rozwiązań gromadzących energię. Przykładami takich

rozwiązań mogą być:

transformatory stabilizujące (w tym także ferrorezonansowe);

energoelektroniczne układy szybkiego przełączania źródeł zasilania –

FTS.

statyczne generatory prądów i napięć podstawowej harmonicznej.

Zwiększenie odporności urządzeń – stosowanie urządzeń o dostatecznym poziomie

odporności, właściwym dla środowiska pracy, w którym one są dedykowane, jest jednym z

najkorzystniejszych rozwiązań ze względów technicznych i ekonomicznych. Jest to

efektywna metoda eliminująca niepożądane wyłączenia będące skutkiem zapadów napięcia.

Skutki zapadów i przerw w zasilaniu powinny być wzięte pod uwagę na etapie

konstruowania urządzenia, istnieje możliwość projektowania i produkcji sprzętu bardziej

odpornego na omawiany rodzaj zaburzenia. Posiadanie informacji pozwala zastosować

właściwe, z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia (bez ponoszenia nadmiernych

kosztów) sposoby uzyskania właściwego stopnia odporności.

Można sformułować kilka podstawowych zasad zwiększenia odporności urządzeń, do

których należą:

- w przypadku urządzeń elektronicznych, komputerów i sprzętu pomiarowo-

regulacyjnego instalowanie w obwodzie zasilaczy, kondensatorów o większej

wartości,

- dla urządzeń jednofazowych stosowanie zasilaczy DC/SC o bardziej

wyrafinowanej konstrukcji, dopuszczających przy zachowaniu poprawności

działania, znacznie większy przedział zmian napięcia wejściowego,

- konstruowanie urządzeń z elementów składowych o określonym wysokim

poziomie odporności na zaburzenia – np. odpowiednie przekaźniki, styczniki itp.

3.3. Sposoby ograniczania asymetrii

Asymetryczne stany pracy sieci elektroenergetycznej spowodowane są głównie przez

pracę niesymetrycznych obciążeń. Większość odbiorników niskiego napięcia oraz niektóre

odbiorniki średniego napięcia jak np. trakcja elektryczna lub piece indukcyjne,

wykonywane są jako jednofazowe. Praca takich urządzeń w sieci trójfazowej prowadzi do

asymetrii prądów obciążenia, a to z kolei powoduje niesymetryczne spadki napięcia w

poszczególnych fazach układu zasilającego i asymetrię napięcia w węzłach sieci.

Odbiornikami 3-fazowymi szczególnie kłopotliwymi z punktu widzenia jakości energii

elektrycznej są piece łukowe.

Prądy kolejności przeciwnej i zerowej płynące w sieci elektroenergetycznej powodują

ograniczenie przepustowości linii dla prądów składowej zgodnej oraz dodatkowe straty

mocy w systemie zasilającym i przyłączonych do niego urządzeniach. Szczególnie

wrażliwymi na ten rodzaj zaburzenia są: silniki asynchroniczne, generatory synchroniczne i

prostowniki.

Ograniczanie asymetrii sprowadza się do wyeliminowania lub ograniczenia składowej

zerowej i składowej przeciwnej napięcia zasilającego. Składowa zerowa występuje w

sieciach czteroprądowych (z przewodem neutralnym), natomiast składowa przeciwna w

sieciach trójprzewodowych oraz czteroprzewodowych. Ograniczenia tych składowych

dokonuje się poprzez zastosowanie odpowiednich rozwiązań technicznych.

Pierwszym i zarazem najprostszym sposobem jest symetryczne rozłożenie obciążeń

jednofazowych na poszczególne fazy.

Jeżeli asymetria jest wywołana odbiornikami o stałej wartości mocy, wówczas można

zastosować tzw. symetryzatory (rys. 7).

Rys. 7. Schemat urządzenia niesymetrycznego z urządzeniem symetryzującym.

Włącza się je równolegle do niesymetrycznego odbiornika. Urządzenie symetryzujące

wywołuje przepływ prądów IAK, IBK, ICK, które dodając się do prądów odbiornika IA0, IB0,

IC0 dają w efekcie symetryczny układ prądów źródła zasilania IA, IB, IC.

Do kompensacji asymetrii wywołanej odbiornikami o zmiennym obciążeniu (np. piece

łukowe, trakcja kolejowa) stosuje się tzw. statyczne kompensatory mocy biernej SVC (static

var compensator). Kompensatory te służą także do kompensacji mocy biernej, jak i

ograniczania wahań napięcia. Najczęściej stosowanymi układami tego typu są

kompensatory ze stałą baterią kondensatorów (FC ang. Fixed Capacitor) i regulowanym

prądem dławika (ang. TCR – Thyristor Controlled Reactors), tzw. kompensator FC/TCR.

Do ograniczania asymetrii służą także transformatory o specjalnym wykonaniu:

Transformator Scotta – składa się on dwóch jednofazowych transformatorów, o

specjalnej grupie połączeń, wpiętych w system trójfazowy. Uzwojenia połączone są w

taki sposób, że na wyjściu uzyskuje się otrogonalne napięcie dwufazowe, pozwala to na

połączenie dwóch jednofazowych układów. Skutkuje to zrównoważeniem mocy

trójfazowej po stronie sieci.

Transformator Steinmetza – jest to transformator trójfazowy z dodatkowym obwodem

symetryzującym, w skład którego wchodzi kondensator i cewka, o wartościach

proporcjonalnych do balansowanego obciążenia jednofazowego. Gdy stosunek mocy

biernej układu LC jest równy mocy czynnej odbiornika, dzielonej przez 3 , sieć

trójfazowa „widzi” obciążenie jako symetryczne. Moc trójfazowa transformatora równa

jest wtedy mocy czynnej odbioru jednofazowego. Należy jednak zwrócić uwagę na fakt,

że symetryzacja jest idealna tylko w przypadku, gdy moc czynna odbiornika równa się

wartości przyjętej przy projektowaniu systemu.

3.4. Wybrane sposoby ograniczania wyższych harmonicznych

Powszechnie przyjętą miarą odkształcenia przebiegów czasowych napięć i prądów są

wartości wyższych harmonicznych, definiowanych jako składowe przebiegu o

częstotliwości będącej całkowitą krotnością częstotliwości podstawowej.

Wśród występujących w systemie elektroenergetycznym źródeł harmonicznych można

wyróżnić trzy grupy urządzeń: (a) urządzenia z rdzeniami magnetycznymi, np.

transformatory, silniki, generatory itp.; (b) urządzenia łukowe, np. piece łukowe,

wyładowcze źródła światła, urządzenia spawalnicze itp.; (c) urządzenia elektroniczne i

energoelektroniczne.

Obecność wyższych harmonicznych jest przyczyną szeregu niekorzystnych i niepożądanych

zjawisk, wśród których można wymienić w szczególności:

wzrost strat mocy i wzrost temperatury uzwojeń generatorów, transformatorów i

silników powodujące przyspieszone starzenie,

dodatkowe momenty harmoniczne i oscylacje mechaniczne silników i generatorów,

przeciążenia kondensatorów,

przeciążenie przewodu neutralnego w instalacjach trójfazowych,

skrócenie żywotności żarowych źródeł światła,

zmniejszenie zdolności łączeniowej łączników,

błędy czujników i przyrządów pomiarowych,

zakłócenia w pracy zabezpieczeń oraz elementów diagnostyki.

Wymienione wyżej urządzenia wprowadzają do obwodów odbiorczych wyższe

harmoniczne, mające niekorzystny wpływ na pracę instalacji elektrycznych. Rosnąca liczba

odbiorników nieliniowych, które nie były uwzględnione w trakcji projektowania instalacji,

powoduje pogorszenie jakości zasilania. Użytkownicy eksploatujący te urządzenia są w

stanie ograniczyć harmoniczne, które niejako sami generują.

Podstawowym sposobem ograniczania wyższych harmonicznych jest ich filtracja, czyli

stosowanie filtrów, które tłumią sygnały leżące poza określonym pasmem częstotliwości, a

przepuszczają tylko te pożądane przez użytkownika.

Pasmo przepustowe to częstotliwości, które filtr przepuszcza bez tłumienia, a pasmo

zaporowe są to częstotliwości tłumione przez określony filtr. Pasmo przepustowe i

zaporowe są oddzielone częstotliwością nazywana częstotliwością graniczną.

Ze względu na położenie pasma przepustowego wyróżniamy filtry: dolnoprzepustowe,

górnoprzepustowe, pasmowe oraz zaporowe.

Metody, które można wykorzystać już w istniejących obwodach można podzielić na:

filtrację bierną (pasywną),

filtrację aktywną.

Filtry bierne (pasywne)

Filtr pasywny to układ składający się z indukcyjności i pojemności połączonych

równolegle lub szeregowe i włączony w obwód pomiędzy źródłem a odbiornikiem. Jego

zasadniczą rolą jest redukcja wpływu prądów wyższych harmonicznych poprzez ich

zamknięcie między filtrem a urządzeniem odbiorczym. Dzięki takiej konfiguracji prądy

harmoniczne, na które zaprojektowany został filtr są ograniczone, co wiąże się

bezpośrednio ze zmniejszeniem spadków napięć dla tych harmonicznych. W większości

zastosowań instalowane są filtry szeregowe, których zasada działania oparta jest na

rezonansie napięć.

Odpowiedni dobór wartości elementów biernych LC filtru powoduje, że stanowi on

gałąź o małej impedancji bocznikującą impedancję sieci zasilającej, które spełniają

podwójną rolę: odciążają system zasilający od wh prądu oraz są źródłem potrzebnej do

kompensacji mocy biernej podstawowej harmonicznej. Wszystkie konfiguracje filtrów dla

tej harmonicznej mają charakter pojemnościowy.

Układ filtrów jest projektowany każdorazowo dla konkretnego punktu zasilania systemu

tak, aby uzyskać pożądany przebieg częstotliwościowej charakterystyki impedancyjnej.

Na rys. 8 przedstawiono schemat zastępczy oraz typowe charakterystyki impedancyjne

filtru rezonansowego pojedynczej harmonicznej (filtru prostego) oraz układu filtr prosty-

sieć zasilająca.

Rys. 8. Schemat zastępczy filtru prostego (a) oraz jego typowe charakterystyki

impedancyjne: filtru (b) i filtru wraz z siecią zasilającą (c).

Filtry są w zasadzie tak projektowane, aby każda z filtrowanych częstotliwości miała

swój własny obwód filtracyjny dostrojony – poprzez odpowiedni dobór wartości

indukcyjności i pojemności – do rezonansu szeregowego dla wybranej częstotliwości

filtrowanej harmonicznej.

Znając wartości harmonicznych prądowych występujących w miejscu przewidywanego

zainstalowania filtrów, zakłada się ich eliminację licząc od najmniejszej występującej

harmonicznej, sprawdzając następnie kolejno współczynnik odkształcenia napięcia, aż do

uzyskania pożądanego ograniczenia jego wartości. Do współpracy z układem

przekształtnikowym stosuje się najczęściej filtry 5-tej harmonicznej, rzadziej głównie przy

dużych mocach układów tyrystorowych – filtry 5- i 7-ej harmonicznej.

W tym ostatnim przypadku istotny jest optymalny – z punktu widzenia przyjętego

kryterium np. minimum strat, kosztów lub gabarytów itp. – rozdział mocy biernej dla

harmonicznej podstawowej w poszczególnych filtrach.

Filtry bierne (pasywne) posiadają szereg wad, do których należą:

1. System energetyczny wraz z filtrami pasywnymi stanowi słabo tłumiony układ RLC

wymagający na etapie projektowania uważnej analizy charakterystyk

częstotliwościowych w celu wykluczenia zjawisk rezonansowych.

2. Skuteczność działania filtru zależy bardzo silnie od impedancji systemu w punkcie

jego przyłączenia. Zwykle jej wartość nie jest dokładnie znana i zmienia się wraz ze

zmianą konfiguracji systemu.

3. Filtry ulegają rozstrojeniu na skutek zmian częstotliwości zasilania oraz zmian

wartości elementów składowych LC. Negatywny tego efekt można zredukować m.in.

dostrojenie filtru lub zmniejszenie jego dobroci. Ten ostatni sposób daje jednakże

wzrost strat mocy czynnej oraz wzrost niefiltrowanej harmonicznej w napięciu.

Idealna filtracja przy pomocy filtrów pasywnych nie jest więc możliwa szczególnie w

przypadku niestacjonarnych wh.

4. W prądzie filtru zawarte są również wh płynące pod wpływem wh napięcia źródła

zasilania. Możliwy jest przypadek rezonansu szeregowego filtru z impedancją

systemu.

5. Filtrowaniu podlegają tylko wybrane wh o dominujących wartościach. Nie są

filtrowane harmoniczne uznane za niecharakterystyczne dla odbiornika (również

subharmoniczne), które mogą jednakże wystąpić w jego prądzie zasilającym. W

konsekwencji może wystąpić zjawisko prądowego przeciążenia kondensatorów.

6. Filtry pasywne stanowią duży i kosztowny element systemów kompensacji. W

przypadku filtrów pojedynczych harmonicznych ich liczba odpowiada ilości

filtrowanych wh. Stosowanie ich w miejsce filtrów wyższych rzędów w praktyce

obniża skuteczność filtracji, wymaga elementów składowych o dużych mocach oraz

obniża sprawność instalacji.

Filtry aktywne

Ogólna zasada działania filtrów aktywnych jest prosta i była znana już stosunkowo

dawno, jednak dopiero rozwój i obniżenie kosztów produkcji podzespołów elektronicznych

pozwolił na ich szersze zastosowanie. Szeroki dostęp do tranzystorów IGBT oraz

procesorów cyfrowych przetwarzających sygnał, powoduje popularność tego rozwiązania.

W filtrach aktywnych stosuje się zasilacze elektroniczne, które generują prądy harmoniczne

pobierane przez obciążenie nieliniowe. Cały układ zasilany jest prądem składowej

podstawowej, ponieważ urządzenia odbiorcze nie pobierają już harmonicznych z sieci.

Pomiar prądu obciążenia jest dokonywany w przekładniku, a następnie zmierzona wartość

jest analizowana w procesorze. Na podstawie tej analizy generator harmonicznych

wytwarza takie harmoniczne, jakie są pobierane od strony zasilania. Praktyka pokazuje, że

można w ten sposób ograniczyć prądy wyższych harmonicznych nawet o 90%. Cały proces

jest sterowany cyfrowo, więc można go zaprogramować tak, aby filtrował tylko wybrane

harmoniczne.

Zasada filtracji za pomocą równoległego filtru aktywnego przedstawiona została na rys. 9.

Rys. 9. Zastosowanie równoległego filtru aktywnego do kompensacji trójfazowego

prostownika.

Oprócz omówionych wyżej układów filtrów pasywnych i aktywnych istnieją inne

możliwości techniczne rozwiązań mających na celu redukcję wartości generowanych

harmonicznych, do których należy:

- powiększenie poziomu mocy zwarciowej w PWP,

- odpowiednie skojarzenie uzwojeń transformatorów,

- redukcja wartości wh w prądzie odbiornika np. stosowanie układów

wielopulsacyjnych przekształtników, dla których wzrost liczby pulsów wpływa na

eliminację harmonicznych o niższych rzędach.

4. PODSUMOWANIE I WNIOSKI

Jednym z podstawowych kryteriów oceny jakości dostawy energii elektrycznej jest

niezawodność zasilania.

Wymagania odbiorców w zakresie zapewnienia niezawodności dostawy energii są

zróżnicowane i zależą od tzw. kategorii odbiorników stosowanych w przemyśle lub

kategorii odbiorców komunalnych.

Konieczność stosowania niezawodnego rezerwowania zasilania występuje tam, gdzie

przerwy w zasilaniu są niedopuszczalne ze względu na funkcjonowanie (np. telefonia

komórkowa, sieci komputerowe), bezpieczeństwo ( np. szpitale, banki) oraz straty (np.

chłodnie i niektóre procesy technologiczne).

Dla poprawy niezawodności zasilania można stosować odpowiednio dobrane

klasyczne metody bądź urządzenia rezerwowego zasilania lub będące we wstępnej fazie

rozwoju niekonwencjonalne źródła energii w układach rezerwowego zasilania.

Poprawa jakości energii i niezawodności zasilania powinna polegać na wyborze

rozwiązań optymalnych pod względem technicznym i ekonomicznym.

Warunkiem utrzymywania właściwej jakości energii jest współpraca dostawcy i

odbiorcy energii elektrycznej. Coraz częściej właśnie odbiorcy stają się odpowiedzialni za

wprowadzanie zakłóceń do sieci elektroenergetycznej, pogarszając w ten sposób

dostarczaną dla siebie i innych energię elektryczną.

W celu dotrzymania właściwych poziomów jakościowych energii elektrycznej w

praktyce istotne znaczenie odgrywa właściwy dobór środków służących do poprawy jakości

energii i ograniczenia zakłóceń.

LITERATURA

1. Strzałka-Gołuszka K., Strzałka J.: Jakość energii elektrycznej i jej wpływ na pracę

urządzeń elektrycznych. Biuletyn Techniczny Oddziału Krakowskiego SEP, Nr 4 (45),

Kraków, 2010, str. 30-50.

2. Hanzelka Zb.: Jakość energii elektrycznej. www.twelvee.com.pl, www.lpqi.org

3. Hanzelka Zb.: Jakość energii elektrycznej. Rozdz. 30 Poradnika Vademecum

Elektryka. COSiW SEP, Warszawa 2009

4. Klajn A., Markiewicz H.,: Jakość energii i niezawodność zasilania w instalacjach

elektrycznych. Dodatek do miesięcznika INPE, Zeszyt 14, marzec 2007.

5. Koseda H.: Urządzenia i środki poprawy jakości energii w sieciach

elektroenergetycznych. Sympozjum „Problemy jakości energii elektrycznej w sieciach

dystrybucyjnych i odbiorczych”. Poznań, 28-29.06.2004.

6. Kuśmierczyk Z.: Harmoniczne w systemach elektroenergetycznych. Przegląd

Elektrotechnicznych nr 6, 2006.

7. Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Jakość energii elektrycznej – parametry, pomiary i

ocena. Seminarium nt zaburzeń w napięciu zasilającym. Łódź 2003.

8. Markiewicz H., Klajn A.: Metody i sposoby zapewniające pożądaną niezawodność

zasilania energią elektryczną. Seminarium „Pewność i jakość zasilania”. Kraków

2003.

9. PN-EN 50160:2002 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach

rozdzielczych.

10. Praca zbiorowa pod red. J. Strzałki: Instalacje elektryczne i teletechniczne. Wyd.

Verlag Dashofer. Warszawa 2009 (z ciągłą aktualizacją).

11. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 04.05.2007r. w sprawie szczegółowych

warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

12. Strzałka-Gołuszka K., Szepielak M.: Wyższe harmoniczne w sieciach i instalacjach

elektrycznych. Biuletyn Technicznych O/Kr SEP nr 2(43), 2009. Kraków 2009.