PRAKTYCZNE SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA I JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Transkrypt

1 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.

2 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 % 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 Możliwe rozwiązanie Przykładowi odbiorcy I podstawowa II średnia III wysoka niezawodności Dopuszczalne stosunkowo długie przerwy w zasilaniu, rzędu wielu minut. Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać kilku dziesiątek sekund. Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać 1 sekundy. Zasilanie pojedynczą linią promieniową z sieci elektroenergetycznej. Brak wymogu zasilania rezerwowego Agregat prądotwórczy. Oświetlenie awaryjne. Dwie niezależne linie zasilające z systemu elektroenergetycznego i system zasilania rezerwowego z pełną Domy jednorodzinne na terenach wiejskich i w rzadkiej zabudowie miejskiej, nieduże bloki mieszkalne. Wysokie budynki mieszkalne. Duże hotele, szpitale, stacje radiowe i telewizyjne, dworce kolejowe i porty lotnicze.

3 IV najwyższa Zasilanie bezprzewodowe. Niedopuszczalna jest przerwa w zasilaniu wybranych urządzeń automatyką sterowania zasilania rezerwowego 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 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 od ułamka sekundy do pojedynczych sekund od kilku minut do ułamka sekundy rezerwowa, niezależna nieograniczony linia zasilająca z sieci el-en agregat prądotwórczy praktycznie nieograniczony baterie akumulatorów średni od kilku sekund do bezprzerwowego układy zasilania średni od kilku sekund do bezprzerwowego (UPS) bezprzerwowego kompresyjne zasobniki od niskiego do od kilku minut do ułamka energii dużego sekundy Koszt instalacji bardzo wysoki od średniego do wysokiego niski od średniego do wysokiego od średniego do wysokiego

4 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.).

5 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

6 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.

7 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).

8 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),

9 - właściwa praca automatyki przesuwu elektrod, - segregacja i wstępne przygotowanie wsadu, - domieszkowanie elektrod. Zgodnie z zależnością: U U Q II 0 S k (1) gdzie: ΔU zmiana napięcia na zaciskach odbiornika, U 0 napięcie na zaciskach odbiornika, Q moc bierna odbiornika, S moc zwarcia w punkcie przyłączenia odbiornika. II k 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

10 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

11 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:

12 - w przypadku urządzeń elektronicznych, komputerów i sprzętu pomiaroworegulacyjnego 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 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).

13 Rys. 7. Schemat urządzenia niesymetrycznego z urządzeniem symetryzującym. Włącza się je równolegle do niesymetrycznego odbiornika. Urządzenie symetryzujące wywołuje przepływ prądów I AK, I BK, I CK, które dodając się do prądów odbiornika I A0, I B0, I C0 dają w efekcie symetryczny układ prądów źródła zasilania I A, I B, I C. 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 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.

14 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 prostysieć zasilająca.

15 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

16 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.

17 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 Hanzelka Zb.: Jakość energii elektrycznej Hanzelka Zb.: Jakość energii elektrycznej. Rozdz. 30 Poradnika Vademecum Elektryka. COSiW SEP, Warszawa Klajn A., Markiewicz H.,: Jakość energii i niezawodność zasilania w instalacjach elektrycznych. Dodatek do miesięcznika INPE, Zeszyt 14, marzec Koseda H.: Urządzenia i środki poprawy jakości energii w sieciach elektroenergetycznych. Sympozjum Problemy jakości energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych i odbiorczych. Poznań, Kuśmierczyk Z.: Harmoniczne w systemach elektroenergetycznych. Przegląd Elektrotechnicznych nr 6, Mieński R., Pawełek R., Wasiak I.: Jakość energii elektrycznej parametry, pomiary i ocena. Seminarium nt zaburzeń w napięciu zasilającym. Łódź Markiewicz H., Klajn A.: Metody i sposoby zapewniające pożądaną niezawodność zasilania energią elektryczną. Seminarium Pewność i jakość zasilania. Kraków 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 r. 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), Kraków 2009.