This series presents continuation of Zeszyty Naukowe Politechniki Poznańskiej Elektryka

Transkrypt

1

2 This series presents continuation of Zeszyty Naukowe Politechniki Poznańskiej Elektryka Editorial Board prof. dr hab. inż. RYSZARD NAWROWSKI (Chairman), dr hab. inż. JÓZEF LORENC, prof. nadzw., dr hab. inż. KONRAD SKOWRONEK, prof. nadzw., dr hab. inż. ANDRZEJ KASIŃSKI, prof. nadzw. Scientific Secretaries of the Conference ZKwE dr inż. ANDRZEJ TOMCZEWSKI (Scientific Secretary of the Conference) mgr DOROTA WARCHALEWSKA-HAUSER (Organising Secretary of the Conference) Reviewers PIOTR CZARNYWOJTEK, KONRAD DOMKE, DARIUSZ KURZ, WOJCIECH LIPIŃSKI, JÓZEF LORENC, ZBIGNIEW NADOLNY, RYSZARD NAWROWSKI, WŁADYSŁAW OPYDO, WOJCIECH PIETROWSKI, KRZYSZTOF SIODŁA, KONRAD SKOWRONEK, ANDRZEJ TOMCZEWSKI, GRZEGORZ TRZMIEL, GRZEGORZ TWARDOSZ, ROBERT WRÓBLEWSKI, MARIA ZIELIŃSKA Cover design PIOTR GOŁĘBNIAK Edition based on ready-to-print materials submitted by authors ISSN Edition I Copyright by POZNAN UNIVERSITY OF TECHNOLOGY, Poznan, Poland, 2013 PUBLISHING HOUSE OF POZNAN UNIVERSITY OF TECHNOLOGY Poznań, pl. M. Skłodowskiej-Curie 2 tel. +48 (61) , fax +48 (61) office_ed@put.poznan.pl, Sale of the publication: Poznańska Księgarnia Akademicka Poznań, ul. Piotrowo 3 tel. +48 (61) ; fax +48 (61) politechnik@politechnik.poznan.pl, Press: Binding and duplication in Perfekt Druk Poznań, ul. Świerzawska 1 tel

3 CONTENTS Preface Jerzy TCHÓRZEWSKI Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego. Część 1. Metamodele rozwoju Jerzy TCHÓRZEWSKI, Marcin HOŁOWIENKO Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego. Część 2. Komparatystyka metod identyfikacji Justyna MICHALAK Wpływ elektrowni jądrowych na środowisko Karol BEDNAREK Kompensacja mocy biernej i praca hybrydowa w systemach zasilania gwarantowanego (UPS) Robert JĘDRYCHOWSKI, Michał WYDRA Organizacja wymian danych z wykorzystaniem łączy LAN w obiektach elektroenergetycznych Damian GŁUCHY, Michał FILIPIAK Kierunek rozwoju energetyki: Polska, Unia Europejska, świat Łukasz DZIERŻANOWSKI, Michał TOMASZEWSKI Zastosowanie map cyfrowych w analizie awaryjności linii przesyłowych Robert WRÓBLEWSKI Kaskadowe układy obiegów cieplnych w mikrokogeneracji Ryszard FRĄCKOWIAK, Piotr PIECHOCKI Wpływ parametrów rozdzielni na dobór wartości czasu trwania zwarcia na liniach przesyłowych do obliczania skutków dynamicznych Rafał GASZ Identification of objects based on metric images as an effective diagnostic tool used in power engineering Bartosz OLEJNIK Wybrane funkcje zabezpieczeniowe sterownika polowego Sławomir CIEŚLIK Model matematyczny zagregowanego elementu układu elektrycznego w cyfrowych symulatorach pracujących w czasie rzeczywistym

4 4 Contents 13. Ryszard NAWROWSKI, Zbigniew STEIN, Maria ZIELIŃSKA Analiza wpływu przekraczania dopuszczalnych wartości współczynnika mocy w sieci NN na pracę systemu elektroenergetycznego Arkadiusz DOBRZYCKI Analiza parametrów energii elektrycznej w przedsiębiorstwie produkcyjnym branży aluminiowej Piotr MILLER, Marek WANCERZ Problematyka wyznaczania i ewidencji parametrów linii WN z wykorzystaniem baz danych Andrzej KSIĄŻKIEWICZ, Ryszard BATURA Thermal and electrodynamic characteristics of electrical contacts in steady state Robert WRÓBLEWSKI Wpływ zastosowania dwóch obwodów grzewczych o różnych temperaturach czynnika na efektywność energetyczną wykorzystania paliwa Grzegorz DOMBEK, Zbigniew NADOLNY, Piotr PRZYBYŁEK Porównanie estrów naturalnych i olejów mineralnych w aspekcie wykorzystania w transformatorach energetycznych wysokich napięć Grzegorz DOMBEK, Zbigniew NADOLNY Autorski układ do pomiaru przewodności cieplnej właściwej cieczy elektroizolacyjnych Łukasz NAGI, Piotr SCHNEIDER Wykorzystanie środowiska MATLAB w analizie promieniowania jonizującego wynikającego z wyładowań niezupełnych Filip POLAK, Wojciech SIKORSKI Wspomagana komputerowo lokalizacja wyładowań niezupełnych w transformatorze energetycznym Władysław OPYDO, Jerzy STAWICKI Analiza porównawcza próżni i sześciofluorku siarki jako izolacji wysokiego napięcia Dorota TYPAŃSKA, Łukasz PUTZ Szpitalny system przywoławczy jako przykład inteligentnej instalacji Damian GŁUCHY, Dariusz KURZ, Grzegorz TRZMIEL Zdecentralizowane źródła generacyjne w mikrosieci Bartosz CERAN Ogniwa paliwowe w generacji rozproszonej

5 Contents Tomasz BOCZAR, Marek SZMECHTA, Tadeusz SZCZYRBA System monitorowania elektrowni wiatrowych z wykorzystaniem technologii webowych Marek SZMECHTA, Tomasz BOCZAR, Tadeusz SZCZYRBA Analiza porównawcza możliwości systemów SCADA w wersji off-line i on-line na przykładzie turbiny wiatrowej TACKE TW Michał FILIPIAK, Damian GŁUCHY Analiza wybranych układów w technice bezprzewodowego przesyłu energii elektrycznej Radosław SZCZERBOWSKI Analiza energetyczna i ekonomiczna możliwości wykorzystania fotowoltaiki w systemach energetycznych Jarosław M. SZYMAŃDA, Jacek REZMER Telemetria parametrów badawczego systemu fotowoltaicznego w Politechnice Wrocławskiej Damian GŁUCHY, Dariusz KURZ, Grzegorz TRZMIEL Wpływ wiatru i śniegu na instalacje fotowoltaiczne w Polsce Grażyna FRYDRYCHOWICZ-JASTRZĘBSKA, Artur BUGAŁA Power and decorative solar façades Damian GŁUCHY, Dariusz KURZ, Grzegorz TRZMIEL Analiza wpływu losowych zanieczyszczeń na pracę modułu fotowoltaicznego Alicja GŁÓW, Dariusz KURZ Analiza opłacalności inwestowania w przydomowe instalacje fotowoltaiczne na przykładzie paneli i dachówek fotowoltaicznych Adam TOMASZUK Photovoltaic DC-DC converter test system Grażyna FRYDRYCHOWICZ-JASTRZĘBSKA, Artur BUGAŁA External conditions for using solar energy in photovoltaics Marek PALUSZCZAK, Wojciech TWARDOSZ, Grzegorz TWARDOSZ Monitorowanie parametrów pracy hybrydowego odnawialnego źródła energii elektrycznej Jan KURASZKIEWICZ, Grzegorz TWARDOSZ Infrastruktura inteligentnego opomiarowania elementem Smart Grid Tomasz JARMUDA Badanie termograficzne pomieszczenia z kominkiem opalanym biomasą w warunkach nieustalonych przebiegów temperatury Authors index

6

7 PREFACE The publication includes contents of selected lectures delivered during the debates of the Conference on Computer Application in Electrical Engineering that was held in Poznan on April 15-16, The Institute of Electrical Engineering and Electronics of the Poznan University of Technology organized the Conference on Computer Application in Electrical Engineering for the 18 th time. The first Conference was held in 1996 and, since that time, has been held every year. Total number of 3178 lectures have been published from 1996 to During the past eighteenth years about 3250 persons participated to the Conferences, inclusive of the workers of universities, research centres, and industry, also from Czech, Germany, Romania and Ukraine. The Conference is aimed at presenting the applications of existing computer software and original programs in the field of modelling, simulation, measurements, graphics, databases, and computer-aided scientific and engineering works related to electrical engineering. The following thematic groups are foreseen: 1. ELECTRICAL ENGINEERING a. Electromagnetic field, electromagnetic compatibility b. Theory of circuits and signals c. Bioelectromagnetism d. Power engineering, renewable energy e. Electronics and power electronics f. Electrical engineering of vehicles g. Electrical heating h. Electrical machines, electrical drive i. Materials technology j. Mechatronics k. Electrical and electronic metrology l. Microprocessor technology and control systems m. Lighting technology 2. DIDACTICS, EDUCATION AND SCIENTIFIC INFORMATION Chairman of the Organising Committee ZKwE'2013 Prof. Ryszard Nawrowski, DSc

8

9 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Jerzy TCHÓRZEWSKI* PARADYGMATY ROZWOJOWE W MODELACH SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO. CZĘŚĆ 1. METAMODELE ROZWOJU W przypadku badania prawidłowości rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) z punktu widzenia zmian stopnia wewnętrznej organizacji systemu oraz zmian poziomu sterowania wygodnie jest otrzymać katalog modeli kroczących stacjonarnych w postaci macierzy th lub w przestrzeni stanów (ss) [1-3, 5, 13]. Modele stanowią źródło informacji do uzyskania metamodeli rozwoju oraz do zbadania zmian macierzy th czy też macierzy A, B, C i D oraz ich elementów w czasie długim θ [6, 8-11]. Prawidłowości rozwoju stanowią podstawę do sformułowania paradygmatów rozwoju systemu KSE, a nawet praw jego rozwoju [6, 8-11]. Praca jest kontynuowana w pracy pod tym samym tytułem głównym oraz podtytułem: Część 2. Komparatystyka metod identyfikacji. 1. ROZWOJU SYSTEMU KSE W PRZESTRZENI STANÓW 1.1. Metamodele rozwoju systemu KSE w postaci macierzy th i ss W wyniki identyfikacji kroczącej z postępem jednego roku przeprowadzonej na bazie 30 lat danych liczbowych systemu KSE z lat (14 zmiennych wejściowych oraz 4 zmienne wyjściowe) uzyskano 33 modeli rozwoju w postaci macierzy th, przekształconej następnie na macierze A, B, C i D modeli zmiennych stanu. Uzyskane wyniki badań zostały opublikowane m. in. w pracach [8-11], a wybrane zamieszczone w tabelach 1 i 2. Następnie przeprowadzono proces identyfikacji wtórnej tym razem modelu KSE, w którym za zmienne wejściowe przyjęto wartości elementów członów B i (q), a za zmienne wyjściowe wartości elementów członu A(q) Na przykład dla wyjścia y 1 dotyczącego mocy osiągalnej w elektrowniach (ogółem) [MW] uzyskano model arx835 z dokładnością 96.04% (rys. 1) o następującej macierzy th [8-11,13]: Am ( q) ym ( ) Bm ( q) um ( ) em ( ) (1) gdzie: ( q) q 0.183q 13.85q 0.413q q A m q q q * Uniwersytet Przyrodniczo-Humanistyczny w Siedlcach. 7 8,

10 10 Jerzy Tchórzewski B1 m ( q) 22.54q, B2 m ( q) 15.46q, B3 m ( q) 15.49q, 4 ( q) 4.132q, B m B5 m ( q) 6.182q, B6 m ( q) 22.53q, 7 ( q) 5.755q. B m u7 u6 x21 x19 x22 x y1=x1 0.3 Measured and simulated model output u 5 u4 u 3 u2 x 17 x 18 x15 x16 x 13 x 14 x11 x x 2 x u 1 x 9 x x x x Time x x8 Rys. 1. Charakterystyka metamodelu arx835 modelu systemu KSE (zgodność metamodelu z systemem zmian modelu KSE 94.88%) Rys. 2. Schemat blokowy zmiennych stanu dla równań (2) i (3) Następnie w wyniku transformacji metamodelu arx835 na metamodel w przestrzeni stanów otrzymano metamodel o następującej postaci równań stanu [4, 6, 8-11, 13]: x x1 x x x x x x x x22, x 0.183x1 3, x x1 x4, x 2 x 0.413x1 5, x.2743x 4 x x x7 x x1 x x x x14, x.1511x x11 u 2, x12 x 11,, x, x1 7, 6 x x9 u 1, x10 x 9, x13 u 3, x14 x 13, x15 u 4, x16 x 15, x17 u 5, x18 x 17, x19 u 6, x20 x 19, x21 u 7, x22 x 21. (2)

11 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 1 11 oraz równanie wyjścia: y1 x 1, (3) A zatem w tym przypadku 22 zmiennych stanu opisuje metamodel systemu KSE, przy czym poszczególne zmienne stanu mają interpretację wynikającą z odpowiadającym im elementom członów wielomianów A m (q) oraz B1 m (q) (rys. 2). Tabela 1. Współczynniki występujące przy q -i w członach A(q) A(q) θ Okres q -1 q -2 q -3 q -4 q -5 q

12 12 Jerzy Tchórzewski Tabela 2. Współczynniki występujące przy q -i w członach B(q) B1(q) θ Okres q -1 q -2 q -3 q -4 q -5 q -6 q -7 q -8 q MODELE ROZWOJU ZUŻYCIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KSE W wyniku identyfikacji kroczącej dla kolejnego wyjścia (y 2 zużycie energii [kwh]) oraz dla 14 wejść (tabela 3) uzyskano katalog 33 modeli systemu KSE, spośród których wybrane wyniki dotyczące postępu co 5 lat zestawiono w tabeli 3.

13 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 1 13 Tabela 3. Zmienne wejściowe wykorzystane w procesie identyfikacji zatrudnienie w elektrowniach (ogółem) [osoby] moc zainstalowana w elektrowniach [MW] liczba turbozespołów [szt] Liczba kotłów energetycznych (ogółem) [szt.] liczba transformatorów w energetyce zawodowej [szt.] liczba stacji elektroenergetyczny ch [szt.], liczba wyłączników [szt.] długość linii elektroenergetyczny ch napowietrznych (ogółem wszystkie napięcia) [km] długość linii kablowych (z przyłączami kablowymi) [km], zużycie węgla kamiennego (ogółem) [tys. ton] zużycie węgla brunatnego (ogółem) [tys. ton] zużycie paliw gazowych (ogółem) [tys. m 3 ] zużycie innych surowców w elektrowniach zawodowych, w tym paliw ciekłych (ogółem) [TJ], import energii elektrycznej (ogółem) [GWh] u 1 u 2 u 3 u 4 u 5 u 6 u 7 u 8 u 9 u 10 u 11 u 12 u 13 u 14 Tabela 3. Wybrane modele systemu KSE dla wyjścia y 2 zużycie energii [kwh], u 1-14 (wielkości opisane w tabeli 2) Lata wielkości we-wy, model Model w postaci wielomianów macierzy th u 1, y 21 arx111 (90,067%) ans5 0,1786 A(q) = q^-1, B1(q) = 2.162q^-1, B2(q) = 5.626q^-1, B3(q )= 223.9q^-1, B4(q) = q^-1, B5(q) = 1.255q^-1, B6(q) = q^-1, B7(q) = q^-1, B8(q) = q^-1, B9(q) = 1.261q^-1, B10(q) = -2.09q^-1, B11(q) = q^-1, B12(q) = q^-1, B13(q) = 27.43q^-1, B14(q) = q^-1 A B C 1 1 D E , ( s )( s ) C, B ,9157 1,1125 u5, y25 arx113 (98,7166%) ans 5 1, ,2195 1,3345 A , ,4607 D , 0 0 A(q) = q^-1, B1(q) = q^-3, B2(q) = q^- 3, B3(q) = q^-3, B4(q) = q^-3, B5(q) = q^-3, B6(q) = q^-3, B7(q) = q^-3, B8(q) = q^-3 B9(q) = q^-3, B10(q) = q^-3, B11(q) = q^-3, B12(q) = q^-3, B13(q) = 6.395q^-3, B14(q) = q^ ,0532 0,3395 0,0570 0,3424 0,4439 0,3456 4, C 0 0 C E 5 0,0157 2, s ( s 1,5545) ,3946 0,923 u10, y210 arx112 (98,6244%) A(q) = q^-1, B1(q) = q^-2, B2(q) = 1, q^-2, B3(q) = 83.57q^-2, B4(q) = q^-2, B5(q) A = q^-2, B6(q) = q^-2, B7(q) = q^-2, 1 B8(q) = q^-2, B9(q) = q^-2, B10(q) = - C E 1 0,0354 s( s 1,7656) 2.324q^-2, B11(q) = q^-2, B12(q) = 2.762q^-2, B13(q) = 17.04q^-2,B14(q) = -4.71q^-2 ans 1 1, C , D , B10 0,0354 0, ,5675 1,5837 0,1385 0,0928 2,4637 0,0240 0,2675 2,3241 0,7672 2, ,0352 4,7102 u15, y215 A(q) = q^-1, B1(q) = 2.162q^-1, B2(q) = 5.626q^arx111 (90,067%) 1, B3(q) = 223.9q^-1, B4(q) = q^-1, B5(q) = 1.255q^ B6(q) = q^-1, B7(q) = q^-1, B8(q) = - C E 15 2,1620 ( s 0, 1786) q^-1, B9(q) = 1.261q^-1, B10(q) = -2.09q^-1, B11(q) = q^-1, B12(q) = q^-1, B13(q) = 27.43q^-1, ans B14(q) = q^ , D A, C B 15 2,162 5, ,8853 2,2886 1,2551 0, ,6557 0,0032 1,2615 2,0896 1,8219 4, , ,5515

14 14 Jerzy Tchórzewski B ,0157 1, , u20, y220 arx113(98,7166%) 1, A C E 1 0, s ( s 1,5545) , ,4607 0,0532 A(q) = q^-1, B1(q) = q^-3, B2(q) = q^- 3, B3(q) = q^-3, B4(q) = q^-3, B5(q) = q^-3, B6(q) = q^-3, B7(q) = q^-3 B8(q) = q^-3 B9(q) = q^-3, B10(q) = q^-3, B11(q) = ^-3, B12(q) = q^-3, B13(q) = 6.395q^-3, B14(q) = q^-3 ans 20 1, ,3395 0,057 0,3424 0,4439 C, D, u25, y225 arx111(90.067%) ,1620 ( s 0,1786) ans C E A 25 0, 1786 C 25 1 D , , ,3946 0,923 A(q) = q^-1, B1(q) = 2.162q^-1, B2(q) = 5.626q^-1, B3(q) = 223.9q^-1, B4(q) = q^-1, B5(q) = 1.255q^-1, B6(q) = q^-1, B7(q) = q^-1, B8(q) = q^-1, B9(q) = 1.261q^-1, B10(q) = -2.09q^-1, B11(q) = q^-1, B12(q) = q^-1, B13(q) = 27.43q^-1, B14(q) = q^-1 B 25 2,162 5, ,8853 2,2886 1,2551 0, ,6557 0,0032 1,2615 2,0896 1,8219 4, , ,5515 u30, y230, arx111(90,067%) A(q) = q^-1, B1(q) = 2.162q^-1, B2(q) = 5.626q^-1, B3(q) = 223.9q^-1, B4(q) = q^-1, B5(q) = 1.255q^-1, B6(q) = q^-1, B7(q) = q^-1, B8(q) = q^-1, B9(q) = C E 30 2,1620, ( s 0,1786) 1.261q^-1, B10(q) = -2.09q^-1, B11(q) = q^-1, B12(q) = q^-1, B13(q) = 27.43q^-1, B14(q) = q^-1 ans B30 2,162 5, ,8853 2,2886 1,2551 0, ,6557 0,0032 1,2615 2,0896 1,8219 4, , 4339 A30 0,1786, C30 1, D , u33, y233 arx112(98,6244%) A(q) = q^-1, B1(q) = q^-2, B2(q) = q^-2, B3(q) = 83.57q^-2, B4(q) = q^-2, B5(q) = q^-2, 1, B6(q) = q^-2, B7(q) = q^-2, B8(q) = q^-2, A B9(q) = q^-2, B10(q) = q^-2, B11(q) = q^-2 1 B12(q) = 2.762q^-2, B13(q) = 17.04q^-2, B14(q) = -4.71q^-2 C E 33 0,0354 s( s 1,7656) ans 33 1, B33 0, , ,5675 1,5837 0,1385 0,0928 D ,4637 0,0240 0, C, 0 0 2, ,7672 2, ,0352 4, WNIOSKI I PARADYGMATY ROZWOJOWE MODELI KSE W niniejszej pracy pokazano wyniki identyfikacji systemu elektroenergetycznego w układzie kroczącym prowadzące do uzyskania 33 modeli systemu KSE w latach Parametry uzyskanych modeli systemu KSE zostały wykorzystane w identyfikacji modelu rozwoju systemu KSE, co w konsekwencji pozwoliło otrzymać metamodel rozwoju systemu KSE. W modelach systemu KSE dla wyjścia y 2 (zużycie energii elektrycznej) można zauważyć następujące paradygmaty rozwojowe w ww. modelach kroczących z postępem 5 lat: utrzymywanie na stałym poziomie parametru na=1 dotyczącego liczby czynników związanych z sygnałem wyjściowym y (jeden współczynnik związany z q -1 ),

15 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 1 15 utrzymywanie na stałym poziomie parametru nb=1 dotyczącego liczby czynników związanych z poszczególnymi sygnałami wejściowymi u i (jeden współczynnik związany z q -1 ), niewielkie zmiany parametry nk (nk=1-3) dotyczącego opóźnienia sygnału wyjściowego w stosunku do wejściowego, występowanie w modelach zmiennych stanu tylu zmiennych ile wynika z parametru nk, a wiec od 1 zmiennej stanu do najwyżej 3 zmiennych stanu, występowanie macierzy D=0 oraz macierzy C o elemencie c 11 =1 i pozostałych (jeżeli występują) równych 0. Ponadto na uwagę zasługuje fakt, iż istnieje możliwość otrzymania metamodelu rozwoju systemu KSE w postaci macierzy th oraz w postaci równań w przestrzeni stanu i zbudowania dla nich schematu blokowego zmiennych stanu łatwo implementowanego w Simulinku, co może stanowić punkt wyjścia do dalszych badań nad paradygmatami rozwoju modeli KSE, a nawet do poszukiwania praw rozwoju modeli systemu KSE. W niniejszej pracy nie zajmowano się wyznaczaniem zakresów stabilności, a więc m.in. zbadaniem, czy w analizowanych okresach rozwoju zapewniono stabilność ruchu pierwiastków tak, aby podczas rozwoju nie przekroczyły osi rządnej Im(s) oraz czy utrzymano odpowiednie relacje między współczynnikiem wzmocnienia a stałymi czasowymi. Wyniki tego typu były prezentowane na wcześniejszych konferencjach ZKwE [8-11]. LITERATURA [1] Brown Do Coutto Filho M., Cesar Stacchini de Souza J., Forecasting-Aided State Estimation Part I: Panorama, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 24, No. 4, Nov. 2009, pp [2] Brown Do Coutto Filho M., Cesar Stacchini de Souza J., Sergio Freund R., Forecasting- Aided State Estimation Part II: Implementation, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 24, No. 4, Nov. 2009, pp [3] Cegielski M., Kremens Z., Soberajski M., Systemy elektroenergetyczne teraźniejszość i przyszłość. Archiwum Energetyki nr. 1-2/1997. [4] Kaczorek T., Dzielinski A., Dąbrowski W., Łopatka R., Podstawy teorii sterowania. WNT. Warszawa [5] Sobierajski M., Wikosz K., Sieci elektroenergetyczne a rynki energii elektrycznej. Problemy i Perspektywy. Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej. OW PWr. Wrocław [6] Staniszewski R., Sterowanie procesem eksploatacji. WNT. Warszawa [7] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej. Wydawnictwo Zjednoczenia Energetyków, Centrum Informatyki Energetyki, ARE S.A., Warszawa [8] Tchórzewski J., Identyfikacja i interpretacja rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego. Część 1. Model th. Poznan University of Technology. Academic Journal. Electrical Engineering. Wyd. PP, Poznań 2012.

16 16 Jerzy Tchórzewski [9] Tchórzewski J., Badanie prawidłowości rozwoju systemu elektroenergetycznego. Wybrane modele rozwoju. Computer Applications in Electrical Engineering. IEEE PP, EEC PAN, IEEE Poland Section, PP, Poznań [10] Tchórzewski J., Identyfikacja i interpretacja rozwoju systemu elektroenergetycznego. Część I Model TH. Electrical Engineering. Poznan University of Technology. Academic Journals. PP, Poznań 2012, pp [11] Tchórzewski J., Identyfikacja i interpretacja rozwoju systemu elektroenergetycznego. Część II Model ss. Electrical Engineering. Poznan University of Technology. Academic Journals. PP, Poznań 2012, pp [12] Zajczyk R.: Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badania elektromechanicznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych. Wyd. PG. Gdańsk [13] Zimmer A., Englot A.: Identyfikacja obiektów i sygnałów. Teoria i praktyka dla użytkowników MATLABA, Politechnika Krakowska. Kraków PARADIGMS DEVELOPMENT MODELS POWER SYSTEM. PART 1. META-MODEL OF DEVELOPMENT In the case of testing the correctness of the development of the national power system (NPS) from the point of view of the change in the internal organization of the system and changes in the level of control it is convenient to receive a catalog of models stationary rolling in th form of a matrix or in the state space (ss) [1-3, 5, 13]. Models are a source of information to obtain meta-models to examine the growth and changes in th matrix or a matrix A, B, C and D and their components in a long time θ [6, 8-11]. Laws of development are the basis for formulation of the NPS system development paradigms, and even the rights of its development [6, 8-11]. Work continues in the work of the same title and subtitle major: Part 2 Comparative methods of identification. In this paper, the assignment is not dealt with ranges of stability, and thus include examining whether the analyzed periods is the sustainability of the development of the elements of movement, so that the development does not exceed the ordinate axis Im (s) and were maintained appropriate strengthening the relationship between the ratio and time constants. Results of this type have been presented at previous conferences CAinEE [8-11].

17 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Jerzy TCHÓRZEWSKI* Marcin HOŁOWIENKO* PARADYGMATY ROZWOJOWE W MODELACH SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO. CZĘŚĆ 2. KOMPARATYSTYKA METOD IDENTYFIKACJI W pracy zamieszczono wybrane wyniki przeprowadzonych badań porównawczych metod i modeli identyfikacji rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE lub system KSE) na wybranym przykładzie danych liczbowych z lat [7]. Zaproponowano algorytmy identyfikacji, a następnie przeprowadzono identyfikację z wykorzystaniem m.in metody arx, armax, ar, bj uzyskując modele rozwoju KSE. Porównano też metody z punktu widzenia wykorzystania otrzymanych modeli do projektowania rozwoju systemu KSE. Do przeprowadzenia identyfikacji wykorzystano środowisko MATLABAi Simulinka z System Identification Toolboxem stosując metody identyfikacji takie jak: arx (ang. AutoRegressive with exogenous input) model autoregresji z zewnętrznym wymuszeniem, armax (ang. AutoRegressive Moving Average with exogeneus input), oe (ang. output error) model błędu wejściowego oraz bj model Box- Jenkinsa. Identyfikację przeprowadzono w 8 eksperymentach, a uzyskane wyniki wykorzystano do badań porównawczych, które przeprowadzono w Simulinku budując odpowiednie modele w postaci schematów blokowych. 1. PROJEKTOWANIE I SYMULACJA ROZWOJU KSE W Simulinku istnieje możliwość projektowania modeli dynamicznych rozwoju systemu KSE na bazie predefiniowanych bloków funkcjonalnych umieszczonych w bibliotekach lub na bazie zdefiniowanych bloków w postaci m-plików. Wykorzystując ww. unikatowe możliwości Simulinka dokonano komparatystyki uzyskanych wyników identyfikacji budując modele schematów blokowych rozwoju systemu KSE [3, 8-13]. Okazało się, że symulacja rozwoju systemu KSE z wykorzystaniem Simulinka umożliwia badanie poprawności modelu rozwoju systemu KSE oraz badanie jego wrażliwości. W celu pokazania możliwości wykorzystania metod identyfikacji opracowano schemat blokowy w Simulinku [3, 8-13] (rys. 1), którego celem było pokazanie, która z metod identyfikacji spośród metod arx, armax, bj, oe generuje model rozwoju systemu KSE najbardziej zbliżony do systemu rzeczywistego. * Uniwersytet Przyrodniczo-Humanistyczny w Siedlcach.

18 18 Jerzy Tchórzewski, Marcin Hołowienko Na bazie schematu blokowego o strukturze jak na rys. 1 przeprowadzono łącznie osiem eksperymentów symulacyjnych celem porównania zachowania się ww. czterech modeli między sobą oraz w stosunku do systemu KSE dla wyjścia y 1 reprezentującego liczbę odbiorców energii elektrycznej, przy różnej liczbie zmiennych wejściowych (zmienianej od jednego wejścia dla eksperymentu 1 aż dla ośmiu wejść dla eksperymentu 8) [3]: u 1 - przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemie KSE [osoby], u 4 - import energii elektrycznej [GWh], u 5 - produkcja energii elektrycznej [GWh], u 6 - liczba elektrowni [szt.], u 7 - liczba turbozespołów [szt.], u 8 - liczba kotłów [szt.]. Uzyskane wyniki komparatystyki wyników symulacji zamieszczono w tabeli 1. Eksperyment pierwszy identyfikacji KSE typu SISO (E1) przeprowadzony dla jednej wielkości wejściowej u 1 (przychody ogółem [tys. zł]) i jednej wielkości wyjściowej y 1 (liczba odbiorców elektrycznych [szt.]) pokazał, że najlepsze wyniki można otrzymać stosując metody: oe i bj. Podobne wynik dał eksperyment 2 (E2), gdzie wielkościami wejściowymi były: u 1 - przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW] a wielkością wyjściową y 1 - liczba odbiorców elektrycznych [szt.]. Rys. 1. Struktura schematu blokowego w Simulinku wykorzystywanego w poszczególnych 8 eksperymentach. Oznaczenia: t - czas, y 1 liczba odbiorców energii elektrycznej [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 liczba zatrudnionych osób w KSE [osoby], u 4 import energii elektrycznej [GWh], u 5 produkcja energii elektrycznej [GWh]), u 6 - liczba elektrowni [szt.], u 7 - liczba turbozespołów [szt.], u 8 - liczba kotłów [szt.] Okazało się w eksperymencie 3 (E3), gdzie wejściem były: u 1 - przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemach elektroenergetycznych [osoby] a wyjściem y 1 - liczba odbiorców elektrycznych [szt.], że metodą dającą najlepsze wyniki jest metoda armax. W eksperymentach 4-8 (E4-E8), gdzie wielkościami wejściowymi były: u 1 - przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku

19 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 2 19 [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemie KSE [osoby], u 4 - import energii elektrycznej [GWh], u 5 - produkcja energii elektrycznej [GWh], u 6 - liczba elektrowni [szt.], u 7 - liczba turbozespołów [szt.], u 8 - liczba kotłów [szt.] a wyjściem: y 1 - liczba odbiorców elektrycznych [szt.] okazało się, że metodą dającą najlepsze wyniki była metoda arx. 2. PORÓWNANIE METOD I MODELI IDENTYFIKACJI Porównanie metod i modeli identyfikacji przeprowadzono z wykorzystaniem 4 metod: arx (Auto-Regresive exogenous), armax (Auto-Regresive Moving Average exogenous), Wyjście-Error (oe), Model Box-Jenkins (bj) w dwóch wymiarach, w zakresie porównania wyników identyfikacji jako uzyskanych modeli w SIT oraz porównania samych modeli systemów zaprojektowanych w Simulinku [1-4, 8-13,15], przy czym okazało się, że najlepszymi okazały się w przypadku eksperymentu: E1 modele oe oraz bj (oba modele - 83,43 %), a najgorszy arx (76,24 %), E2 modele oe oraz bj (oba modele - 86,62 %), a najgorszy armax (76,24 %), E3 model ARMAX (89,04 %) a najgorszy oe (71,85 %) oraz model bj (71,85 %), E4 model arx (92,72 %) a najgorszy oe (70,12 %) oraz model bj (70,12 %), E5 model arx (96,58 %) a najgorszy oe (71,38 %) oraz model bj (71,38 %), E6 model arx (97,17 %) a najgorszy oe (81,77 %) oraz model bj (81,77 %), E7 model arx (96,69 %) a najgorszy oe (85 %) oraz model bj (85 %), E8 model arx (94,08 %) a najgorszy oe (85,9 %) oraz model bj (85,9 %). Tabela 1. Komparatystyka zmiennej wyjściowej modeli identyfikacyjnych w Simulinku E1 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla wejścia u 1. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modeli oe i bj w wysokości 83,43%. Oznaczenia: zielony - model rzeczywisty, żółty model arx lub armax, czerwony model oe, niebieski - model bj Oznaczenia: y 1 dane rzeczywiste (liczba odbiorców ee [szt.]), u 1 przychody ogółem [tys. zł], arxjeden441 model arx, amxjeden2221 model armax, bjjeden2221 model bj, oejeden221 model oe, simout1 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. Przebieg charakterystyk wyjściowych y 1 dla modeli oe i bj (charakterystyki się pokrywają). E2 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 2 wejść: u 1 oraz u 2. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modeli oe i bj w wysokości odpowiednio 86,62%. Oznaczenia: y1 liczba odbiorców ee [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], arxdwa441 model arx, amxdwa2221 model armax, bjdwa2221 model bj, oedwa221 model oe, simout2 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. E3 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 3 wejść: u 1, u 2 oraz u 3. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modelu armax w wysokości 89,04 %.

20 20 Jerzy Tchórzewski, Marcin Hołowienko Oznaczenia: y 1 liczba odbiorców ee [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3- liczba zatrudnionych osób w systemie EE [osoby]), arxtrzy441 model arx, amxtrzy2221 model armax, bjtrzy2221 model bj, oetrzy221 model oe, simout3 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. E4 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 4 wejść u 1, u 2, u 3 oraz u 4. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modelu armax w wysokości 92,72 %. Oznaczenia: y 1 liczba odbiorców ee [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3- liczba zatrudnionych osób w systemie EE [osoby], u 4 - import ee [GWh]), arxcztery441 model arx, amxcztery2221 model armax, bjcztery2221 model bj, oecztery221 model oe, simout4 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. E5 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 5 wejść u 1, u 2, u 3, u 4 oraz u 5. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modelu arx w wysokości 96,58 %. Oznaczenia: y 1 liczba odbiorców ee [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemie EE [osoby], u 4 - import ee [GWh], u 5 - produkcja ee [GWh]), arxpiec441 model arx, amxpiec2221 model armax, bjpiec2221 model bj, oepiec221 model oe, simout5 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. E6 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 6 wejść u 1, u 2, u 3, u 4, u 5 oraz u 6.. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modelu arx w wysokości 97,17 %. Oznaczenia: y 1 liczba odbiorców ee [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemie KSE [osoby], u 4 - import ee [GWh], u 5 - produkcja ee [GWh], u 6 - liczba elektrowni [szt.]), arxszesc613 model arx, amxszesc2221 model armax, bjszesc12221 model bj, oeszesc111 model oe, simout6 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. E7 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 7 wejść: u 1, u 2, u 3, u 4, u 5, u 6 oraz u 7.. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modelu arx w wysokości 96,69 %, simout7 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. Oznaczenia: y 1 - liczba odbiorców energii elektrycznej [szt.],), u 1 przychody ogółem [tys. zł],u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemach EE [osoby], u 4 - import eej [GWh], u 5 - produkcja ee [GWh], u 6 - liczba elektrowni [szt.], u 7 - liczba turbozespołów [szt.]), arxsiedem615 model arx, amxsiedem2221 model armax, bjsiedem12221 model bj, oesiedem111 model oe, E8 Komparatystyka modeli w stosunku do systemu KSE dla 8 wejść u 1, u 2, u 3, u 4, u 5, u 6, u 7 oraz u 8. Najwyższą zgodność z danymi rzeczywistymi otrzymano w wyniku zastosowania modelu arx w wysokości 94,08 %, simout8 nazwa pliku, do którego przenoszone są wyniki w Workspace. Oznaczenia: y 1 liczba odbiorców ee [szt.], u 1 przychody ogółem [tys. zł], u 2 - moc zainstalowana na koniec roku [MW], u 3 - liczba zatrudnionych osób w systemie EE [osoby], u 4 - import ee [GWh], u 5 - produkcja ee [GWh], u 6 - liczba elektrowni [szt.], u 7 - liczba turbozespołów [szt.], u 8 - liczba kotłów elektroenergetycznych [szt.], arxosiem514 model arx, amxosiem2221 model armax, bjosiem12221 model bj, oeosiem111 model oe. W wyniku komparatystyki ww. czterech modeli zaprojektowanych w Simulinku (arx, armax, bj, oe) najlepszym okazały się odpowiednio badane modele SISO oraz MISO [5, 6, 8-13]: arx dla modeli o czterech i więcej

21 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 2 21 wejściach, armax dla modeli z trzema wejściami, oe i bj dla modeli z jednym i dwoma wejściami oraz odpowiednio najgorszymi okazały się modele oe i bj dla modeli powyżej trzech wejść oraz model arx dla jednego wejścia i model armax dla dwóch wejść. Komparatystyka metod identyfikacji [3-4, 8-13, 15] potwierdziła, że najlepsze wyniki wynikają z zastosowania do identyfikacji metody arx (dla 8 wejść rys. 3). Rys. 3. Model rozwoju KSE uzyskany metodą arx dla 8 wielkości wejściowych (model arxosiem514) Tabela 2. Zestawienie wyników identyfikacji systemu KSE wielomian ARX ARMAX OE BJ arxy1415 amxy12221 oey1111 bjy q q -1-0,3089-0, A(q) q -2 2,708-0, q -3-0, q -4-0, q ,5 273,5 q B1(q) q q q , q ,6 67,74 67,74 q , B2(q) q q q

22 22 Jerzy Tchórzewski, Marcin Hołowienko q ,5-172,3-172,3 q ,2 0 0 B3(q) q q q -5-33, q ,8-16,05-16,05 q ,2 0 0 B4(q) q q q -5-62, q ,36 64,36 q ,9 0 0 B5(q) q q q -5-52, q q B6(q) q q q q q B7(q) q q q q q B8(q) q q q q C(q) q , ,9828 q , ,01715 q D(q) q ,164 q ,5305 q F1(q) q , q F2(q) q ,9954-0,9954 q F3(q) q ,3138 0,3138 q F4(q) q ,868-0,868 q F5(q) q ,637-0,637

23 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 2 23 q F6(q) q ,9984-0,9984 q F7(q) q ,9138-0,9138 q F8(q) q ,8132-0,8132 Błąd Loss function e+010 FPE e+010 Loss function 5.136e+019 FPE e+020 Loss function e+010 FPE e+010 Loss function e+010 FPE e+010 Zgodność 74,66% 83,64% 83,64% 83,64% 3. WNIOSKI I KIERUNKI DALSZYCH BADAŃ W modelowaniu rozwoju systemów technicznych, w tym systemu KSE wykorzystywane są różne metody analityczne [5-6, 15]. Jednakże w przypadku badania prawidłowości rozwoju systemu KSE okazujea się one niewystarczające. Wówczas jedyna metodą jest metoda modelowania eksperymentalnego nazywana po prostu identyfikacją [1-2. 4, 6-13,15]. Zaproponowane algorytmy identyfikacji, a następnie przeprowadzona identyfikacja z wykorzystaniem m.in metody arx, armax, ar, bj pokazało przydatność metod z punktu wykorzystania ich w identyfikacji rozwoju KSE [3, 8-13]. Porównanie ww. metod z punktu widzenia wykorzystania otrzymanych modeli do projektowania rozwoju systemu KSE pokazuje najwyższe walory metody arx. Identyfikację przeprowadzono w 8 eksperymentach, a uzyskane wyniki wykorzystano do badań porównawczych, które przeprowadzono w Simulinku budując odpowiednie modele w postaci schematów blokowych [3, 8-13]. W wyniku identyfikacji przeprowadzonej dla 8 eksperymentów identyfikacyjnych przy wykorzystaniu 4 metod identyfikacji arx, armax, bj i oe najlepsze wyniki otrzymano w wyniku zastosowania do identyfikacji ww. metody arx [3, 8-13]. Badanie modeli pokazało też pewne paradygmaty rozwoju, do których można zaliczyć m.in.: możliwość uwzględniania w modelach arx wpływu danych wejściowych u 1 -u 8 sprzed 5 lat na liczbę odbiorców energii elektrycznej wyrażonym przez człon B5(q) wielomianu związany z q -5 oraz liczba odbiorców w poszczególnych 5 latach poprzedzających prognozowany rok. Z porównania wpływu liczby zmiennych wejściowych na przebieg zmian liczby odbiorców w latach wynika wzrost szybkości i stopnia zgodności modelu systemu KSE w systemem rzeczywistym. Przy 8 zmiennych wejściowych uzyskuje się wysoki stopień dopasowania w modelu arx w wysokości 94,08%. Dalsze badania ww. zakresie powinny dotyczyć analizy wrażliwości wpływu poszczególnych zmiennych wejściowych na modele rozwoju.

24 24 Jerzy Tchórzewski, Marcin Hołowienko LITERATURA [1] Brown Do Coutto Filho M., Cesar Stacchini de Souza J., Forecasting-Aided State Estimation Part I: Panorama, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 24, No. 4, Nov. 2009, pp [2] Brown Do Coutto Filho M., Cesar Stacchini de Souza J., Sergio Freund R., Forecasting-Aided State Estimation Part II: Implementation, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 24, No. 4, Nov. 2009, pp [3] Hołowienko M., Komparatystyka metod identyfikacji rozwoju systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem System Identification Toolboxa. Praca magisterska napisana pod kierunkiem dr inż. Jerzego Tchórzewskiego na kierunku informatyka Wydziału Nauk Ścisłych UPH. Siedlce [4] Janiszewski K.: Identyfikacja modeli parametrycznych w przykładach. Wydawnictwo EXIT, Warszawa [5] Kaczorek T., Dzielinski A., Dąbrowski W., Łopatka R., Podstawy teorii sterowania. WNT. Warszawa [6] Staniszewski R., Sterowanie procesem eksploatacji. WNT. Warszawa [7] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej. Wydawnictwo Zjednoczenia Energetyków, Centrum Informatyki Energetyki, ARE S.A., Warszawa [8] Tchórzewski J., Identyfikacja i interpretacja rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego. Część 2. Model ss. Poznan University of Technology. Academic Journal. Electrical Engineering. Wyd. PP, Poznań [9] Tchórzewski J.: Identification of Electric Power System from the Point of View of Development. Polish Journal of Environmental Studies. Vol. 18, [10] Tchórzewski J.: Rozwój systemu elektroenergetycznego z punktu widzenia efektywności i bezpieczeństwa. OW PWr., Wrocław (monografia złożona do druku w 2009 r.). [11] Tchórzewski J., Paradygmaty rozwojowe w modelach system elektroenergetycznego. Część 1. Metamodele rozwoju. Poznan University of Technology. Academic Journals. OW PP. Poznań 2013 [12] Tchórzewski J., Badanie prawidłowości rozwoju systemu elektroenergetycznego. Wybrane modele rozwoju. Computer Applications in Electrical Engineering. IEEE PP, EEC PAN, IEEE Poland Section, PP, Poznań [13] Tchorzewski J., Electric Power System from the Point of View of Model Development. Part 1. Some Results for the Period of Computer Applications in Electrical Engineering. IEEE PP, EEC PAN, IEEE Poland Section, PP, Poznań 2010, pp [14] Zajczyk R.: Modele matematyczne systemu elektroenergetycznego do badania elektromechanicznych stanów nieustalonych i procesów regulacyjnych. Wyd. PG. Gdańsk [15] Zimmer A., Englot A.: Identyfikacja obiektów i sygnałów. Teoria i praktyka dla użytkowników MATLABA, Politechnika Krakowska. Kraków 2005.

25 Paradygmaty rozwojowe w modelach systemu elektroenergetycznego... Część 2 25 PARADIGMS DEVELOPMENT MODELS POWER SYSTEM. PART 2 COMPARATIVE METHODS FOR THE IDENTIFICATION The paper presents some results of comparative studies on the identification of methods and models applied to build a model for development of the power system (or system EEE EE) on the selected numerical example. Identification algorithms have been developed and were identified using the method m.in arx, ARMAX, ar, bj obtain models of KSE. It was also an attempt to compare the methods in terms of the use of models to design received the development of the EE. In order to carry out the experiments, identification numbers, data from the years published including in the annals of Polish Electrical Power Engineering Statistics and the Central Statistical Office. Used to carry out the identification of the MATLAB environment Identification System Toolbox. EE system identification was performed using the following identification methods such as arx (autoregressive with exogenous called input) autoregressive model with external forcing, armax (autoregressive called Moving Average with exogeneus input), for which a substitute in the equation nf = nd = 0, oe (called output error) model input error on = nc = nd = 0, bj Box-Jenkins model, at = 0 The identification was carried out in five experiments, and the results were used for comparative studies that were conducted in Simulink building appropriate models.

26

27 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Justyna MICHALAK* WPŁYW ELEKTROWNI JĄDROWYCH NA ŚRODOWISKO W artykule przedstawiono zagadnienia dotyczące wpływu elektrowni jądrowych na środowisko. Praca elektrowni jądrowej wywołuje wpływ na środowisko poprzez: wydzielanie produktów promieniotwórczych do środowiska, do wód zrzutowych oraz wydzielanie ciepła odpadowego do wody chłodzącej. Oprócz odpadów stałych, w trakcie eksploatacji elektrowni jądrowej powstają promieniotwórcze odpady gazowe i ciekłe. Wypalone paliwo jądrowe jest niebezpieczne dla człowieka, dlatego musi być trwale usunięte do przestrzeni, gdzie jego promieniowanie będzie niegroźne, bądź musi być długo przechowywane w sposób bezpieczny bądź też przerobione na produkty bezpieczne dla otoczenia. Istnieją różne sposoby przechowywania wypalonego paliwa np. w wyeksploatowanych, głębokich kopalniach soli lub w zbiornikach wodnych lub zbiornikach betonowych, chłodzonych powietrzem. 1. KLASYFIKACJA ODPADÓW PROMIENIOTWÓRCZYCH Odpady promieniotwórcze dzielą się ze względu na: postać fizyczną, aktywność, czas połowicznego rozpadu (czas po jakim poziom promieniowania emitowanego przez dany izotop zmniejszy się do połowy wartości pierwotnej). Ze względu na postać fizyczną wyróżniamy odpady: stałe, ciekłe, gazowe. Uwzględniając aktywność odpadów promieniotwórczych wyróżniamy odpady: nisko aktywne, średnio aktywne, wysoko aktywne. Pod względem czasu połowicznego rozpadu odpady promieniotwórcze dzielą się na: krótkożyciowe o okresie połowicznego rozpadu nie dłuższym niż 30 lat, długożyciowe, które pozostają promieniotwórcze przez setki, a nawet tysiące lat. * Politechnika Poznańska.

28 28 Justyna Michalak W różnych krajach różnie wygląda podział odpadów promieniotwórczych. W Polsce wyróżniamy trzy kategorie odpadów: I kategoria to odpady beta- i gamma- promieniotwórcze, należą do nich: odpady niskoaktywne, czyli odpady o poziomie promieniowania nie przekraczającym 1000 razy poziomu dopuszczalnego w środowisku; stanowią 80% odpadów, odpady średnioaktywne, czyli odpady o poziomie promieniowania przekraczającym dopuszczalny poziom w środowisku od 1000 do razy; stanowią 15% odpadów, odpady wysokoaktywne, czyli odpady o poziomie promieniowania przekraczającym dopuszczalny poziom w środowisku ponad razy; stanowią 5% odpadów, II kategoria to odpady alfa-promieniotwórcze, III kategoria to zużyte zamknięte źródła promieniotwórcze. 2. SPOSOBY ODDZIAŁYWANIA ENERGETYKI JĄDROWEJ NA ŚRODOWISKO Istnieją dwie drogi oddziaływania elektrowni jądrowej na środowisko. Pierwsza z nich to poprzez uwolnienia substancji promieniotwórczych do otoczenia. Druga poprzez upusty podgrzanej wody używanej jako woda chłodząca skraplacze pary (cieplne zanieczyszczenie środowiska wodnego). W przypadku normalnej pracy elektrowni jądrowej z reaktorem PWR dochodzi do uwalniania substancji radioaktywnych w postaci gazowej i ciekłej. Nie wszystkie pręty paliwowe, które znajdują się w rdzeniu (do kilkudziesięciu tysięcy) są w pełni szczelne, stąd część gazowych produktów rozszczepienia dostaje się do wody chłodzącej reaktora. Są to głównie izotopy gazów szlachetnych (krypton, ksenon) oraz lotne izotopy jodu. Gazy te po wydostaniu się z wody zbiera się i magazynuje przez jakiś czas, aby krótkożyciowe produkty rozszczepienia uległy rozpadowi, następnie przez komin i filtry ( zatrzymujące izotopy jodu) wypuszcza się stopniowo do atmosfery tak, aby uległy rozcieńczeniu w otaczającym powietrzu i nie stanowiły zagrożenia dla środowiska. Woda chłodząca może zawierać również produkty aktywacji neutronami cząstek powstających wskutek korozji i erozji materiałów konstrukcyjnych obiegu pierwotnego. Na skutek nieszczelności pomp, zaworów itp. W obiegu pierwotnym powstają wycieki wody z zawartością izotopów promieniotwórczych, które przez pewien czas magazynuje się, a następnie rozcieńcza i uwalnia do otoczenia lub zatęża i przygotowuje do usunięcia jako odpady promieniotwórcze [1]. Wielkość uwolnień produktów rozszczepienia z elektrowni jądrowych zależy między innymi od: poziomu mocy reaktora,

29 Wpływ elektrowni jądrowych na środowisko 29 liczby nieszczelnych prętów paliwowych, stopnia usunięcia substancji promieniotwórczych z uwalnianych gazów i cieczy. Nie ma problemu z utrzymywaniem ilości uwolnień substancji promieniotwórczych na poziomie zdecydowanie niższym niż poziom dopuszczalny. Gazowe produkty rozszczepienia mogą się dostać do organizmu ludzkiego kilkoma drogami: droga oddechową i pokarmową. Cieplne zanieczyszczenia środowiska wodnego są uzależnione od ilości i temperatury wody odprowadzanej z elektrowni. W otwartych obiegach chłodzenia zanieczyszczenie cieplne wód nie ma zwykle większego znaczenia, ponieważ podgrzana przez skraplacz woda chłodząca jest wypuszczana do mórz, jezior i dużych rzek, a więc akwenów wodnych o dużej objętości. Daje to podgrzanie wody o około 2 0 C. Może to jednak wywołać pewne zmiany w ekosystemie wodnym [1]. 3. CYKL PALIWOWY ELEKTROWNI JĄDROWEJ Cykl paliwowy elektrowni jądrowej to zamknięty lub otwarty cykl procesów technologicznych obejmujących: wydobycie rud uranowych zawierających materiały rozszczepialne, ich transport, przerabianie rud w celu uzyskania koncentratu o zawartości ok. 75% U 3 O 8, z którego wytwarzany jest związek lotny UF 6, wzbogacanie sześciofluorku uranu w celu uzyskania uranu zawierającego ponad 3% izotopu 235 U, przerabianie lotnego wzbogaconego UF 6 na dwutlenek uranu UO 2 z którego wyrabiane są pastylki paliwowe, produkcję elementów paliwowych, wytwarzanie paliwa jądrowego i wypalenie w reaktorze jądrowym, przerób paliwa wypalonego, przerób odpadów promieniotwórczych, składowanie odpadów promieniotwórczych [2]. Cykl paliwowy elektrowni jądrowej można podzielić na dwie części: początkowa część cyklu poczynając od wydobycia uranu do wyprodukowania zestawów paliwowych są to procesy prowadzone przy niskim poziomie promieniowania, końcowa część cyklu obejmuje operacje z wypalonym paliwem począwszy od wyładowania paliwa z rdzenia reaktora do usunięcia odpadów promieniotwórczych na składowiska są to procesy prowadzone przy wysokim poziomie promieniowania jądrowego [

30 30 Justyna Michalak Rys. 1. Cykl paliwowy elektrowni jądrowej [ Źródłem zanieczyszczenia środowiska substancjami radioaktywnymi są kopalnie uranu i zakłady wzbogacania uranu. Radioaktywne są odpady powstające podczas produkcji paliwa jądrowego. Reakcja rozszczepienia jądra uranu, plutonu lub toru następuje gdy po zderzeniu neutronu z jądrem pierwiastka następuje pochłonięcie neutronu. Powstają dwa jądra pierwiastków lżejszych, wydzielając energię cieplną i wyzwalając 0-8 neutronów. Część pozostałej energii wydziela się w postaci promieniowania gamma, dalsza część jako promieniowanie beta i gamma produktów rozszczepienia [2]. Wypalone paliwo jądrowe stanowi zagrożenie dla człowieka z racji swej promieniotwórczości i dlatego musi być ono albo:

31 Wpływ elektrowni jądrowych na środowisko 31 trwale usunięte do przestrzeni, gdzie jego promieniowanie jest niegroźne (gromadzenie wypalonego paliwa w głębokich, nieużytkowanych kopalniach soli lub pod dnem mórz), albo długo przechowywane w sposób bezpieczny (w zbiornikach wodnych lub zbiornikach betonowych, chłodzonych powietrzem), przerobione na produkty bezpieczne dla otoczenia (ma to na celu usunięcie produktów rozszczepienia i odzyskanie niewypalonego uranu i plutonu, pozostałego w paliwie). Możliwym źródłem skażenia środowiska może być transport materiałów promieniotwórczych, tj. wypalone elementy paliwowe i koncentraty uranu. Wypalone paliwo jądrowe musi być przewożone w stalowych pojemnikach, które uniemożliwiają promieniowanie na zewnątrz pojemników i zapewniają szczelność nawet w przypadku pożaru czy też bardzo ciężkich wypadków drogowych [2]. Ważny element w przypadku oddziaływania elektrowni jądrowych na środowisko stanowi kwestia wycofania elektrowni jądrowej z eksploatacji. W takiej sytuacji reaktor i obieg pierwotny elektrowni pozostają źródłem promieniowania, które musi zostać izolowane i wyłączone z użytkowania. 4. KONTROLA DOZYMETRYCZNA Promieniowanie jonizujące nie jest wykrywalne (odczuwalne) zmysłami ludzkimi. W celu wykrywania skażeń promieniotwórczych i do pomiaru dawek stosuje się przyrządy dozymetryczne. Wśród nich wyróżniamy: wskaźniki promieniowania, monitory i dawkomierze. Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 18 stycznia 2005 r. dotyczy granicznych dawek promieniowania. 5. PODSUMOWANIE Odpady promieniotwórcze można całkowicie usunąć z biosfery. Ich toksyczność zmniejsza się szybko z czasem. Bardzo istotną kwestią jest możliwość prostej i ciągłej kontroli ich toksyczności, są one wykrywalne bardzo łatwo i to w niezwykle małych ilościach. LITERATURA [1] Celiński Z., Energetyka jądrowa a społeczeństwo, PWN, Warszawa, [2] Kucowski J., Laudyn D., Przekwas M., Energetyka a ochrona środowiska, WNT, Warszawa, [3] Chmielniak T. J., Technologie energetyczne, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2004.

32 32 Justyna Michalak THE INFLUENCE OF NUCLEAR POWER PLANTS ON ENVIRONMENT Problems concerning influence of nuclear power plants on environment are presented in the article The work of nuclear power plants influences on environment through :emitting of radioactive products to environment and to waste water, and by release heat to cooling water. Aside from solid wastes, nuclear power plant emits during exploitation radioactive gaseous and liquid wastes. Burned nuclear fuel is dangerous for people, and for this reason it has to be safely stored for a long time or to be processed to products safe to environment. There exists various methods of storage of burned fuel, for example in deep, exhausted salt mines or in water tanks or concrete air cooled tanks.

33 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Karol BEDNAREK * KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ I PRACA HYBRYDOWA W SYSTEMACH ZASILANIA GWARANTOWANEGO (UPS) W pracy analizowana jest możliwość realizacji kompensacji mocy biernej, bez stosowania dodatkowych przetworników energoelektronicznych ani stałych elementów biernych, przez wewnętrzne bloki wejściowe systemu zasilania gwarantowanego (na przykładzie UPS EVER POWERLINE GREEN 33). Przedstawiono również rozważania związane z wprowadzeniem dodatkowej funkcjonalności UPS w postaci trybu pracy hybrydowej, umożliwiającego wydłużenie czasu podtrzymania zasilania odbiorników w określonym przedziale zmian wartości napięcia sieciowego. Zamieszczono wyniki przeprowadzonych pomiarów i obliczeń, zrealizowanych dla konkretnego układu fizycznego, a w końcowej części pracy podsumowano uzyskane rezultaty. 1. WPROWADZENIE Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej są nie tylko uciążliwe dla jej użytkowników ze względu na brak możliwości funkcjonowania urządzeń, ale mogą też wywoływać dotkliwe konsekwencje ekonomicznie, technicznie oraz informacyjne w postaci utraty danych w systemach informatycznych, uszkodzeń osprzętu elektrycznego, powstawania kosztownych przestojów w pracy urządzeń czy dyskomfortu związanego z brakiem możliwości zapewnienia właściwego ogrzewania pomieszczeń użytkowych (głównie w warunkach zimowych). Trafnym rozwiązaniem tego typu problemów jest zastosowanie systemów zasilania gwarantowanego, jakimi są zasilacze awaryjne UPS. W trybie pracy rezerwowej (załączanym w przypadku wystąpienia nieprawidłowych parametrów bądź zaników napięcia sieciowego) w urządzeniach tych wykorzystuje się zgromadzoną w zasobnikach (bateriach) energię elektryczną w celu zasilania w określonym czasie zabezpieczanych odbiorników (najczęściej o znaczeniu krytycznym), co umożliwia bezpieczne zakończenie realizowanych procesów [1]. Nieustanna potrzeba racjonalnego gospodarowania energią oraz wzrastające koszty energii elektrycznej zmuszają przedsiębiorców do ciągłej kontroli poziomu jej zużycia. Wszelkie oszczędności energetyczne mają zawsze nie tylko uzasadnienie ekonomiczne, ale również techniczne i gospodarcze. Jednym z elementów oszczędzania energii jest kompensacja mocy biernej. W zagadnieniu * EVER Sp. z o.o.

34 34 Karol Bednarek tym istotą jest udzielenie odpowiedzi na pytanie: jak zmniejszyć moc pozorną (całkowitą) pobieraną ze źródła zasilania nie zmieniając mocy czynnej (użytecznej) odbiorników? W niniejszej pracy stawiane jest to pytanie w nieco inny sposób: jak zmniejszyć moc całkowitą pobieraną z sieci przez system zasilania gwarantowanego, nie zmniejszając mocy użytecznej załączonych na wyjściu odbiorników oraz nie wprowadzając dodatkowych elementów ani urządzeń związanych z kompensacją mocy biernej? Jednym z najważniejszych parametrów użytkowych w zasilaczach UPS jest czas podtrzymania zasilania odbiorników w trybie rezerwowym (przy nieprawidłowościach napięcia sieciowego). Wydłużenie tego czasu uzyskuje się przez dołączanie dodatkowych modułów bateryjnych, czyli zwiększenie ilości magazynowanej energii w zasobnikach. Postawić można zatem kolejne pytanie: czy można w inny sposób wydłużyć czas podtrzymania zasilania odbiorników nie zmieniając pobieranej przez nie mocy? Okazuje się, że dodatkowym elementem związanym z wydłużeniem czasu autonomii w określonych warunkach pracy UPS jest wprowadzenie trybu pracy hybrydowej [1-4]. W artykule przedstawiono dwie nowe funkcjonalności systemów zasilania gwarantowanego w postaci kompensacji mocy biernej UPS oraz trybu pracy hybrydowej, dzięki którym użytkownik tych urządzeń osiąga korzyści zarówno ekonomiczne, jak i techniczne (eksploatacyjne). Zamieszczono również wyniki przeprowadzonych badań i obliczeń w zakresie rozważanych zagadnień dla obiektu fizycznego, jakim był UPS EVER POWERLINE GREEN SYSTEMY ZASILANIA GWARANTOWANEGO VFI (UPS ON-LINE) Systemy zasilania gwarantowanego VFI (on-line) są zasilaczami bezprzerwowymi, w których wartość i częstotliwość napięcia wyjściowego są niezależne od parametrów napięcia wejściowego (sieciowego). Najczęściej występującym charakterem pracy w tych zasilaczach jest tryb sieciowy (normalny). Energia pobierana z sieci ulega wówczas podwójnemu przetworzeniu: sieciowe napięcie przemienne doprowadzone na wejście UPS zostaje wyprostowane w układzie prostowniczym, następnie za pomocą magistrali stałoprądowej dostarczone do falownika, w którym zostaje przetworzone na napięcie przemienne o założonych parametrach (wartości i częstotliwości), a w rezultacie odpowiednio ukształtowane napięcie przekazywane jest do załączonych na wyjściu UPS zabezpieczanych odbiorników (rys. 1). Jednocześnie część energii z magistrali stałoprądowej jest wykorzystana do uzupełniania energii gromadzonej w akumulatorach. W przypadku wystąpienia nieprawidłowej wartości lub częstotliwości napięcia sieciowego bądź jego zaniku system automatycznie przełącza się w tryb rezerwowy (bateryjny). Odbiorniki zasilane są wówczas

35 Kompensacja mocy biernej i praca hybrydowa w systemach zasilania 35 niezaburzonym napięciem dzięki zasileniu falownika energią zgromadzoną w akumulatorach (do czasu wyczerpania zgromadzonej energii). Po przywróceniu prawidłowości napięcia sieciowego następuje samoczynny powrót do trybu sieciowego (po osiągnięciu przez akumulatory wymaganego ładunku minimalnego). Zmiana trybów pracy z sieciowego na rezerwowy i odwrotnie odbywa się całkowicie bezprzerwowo zmianie ulega tylko źródło energii dostarczanej do falownika [1, 2, 5-8]. Rys. 1. Schemat blokowy UPS VFI (on-line) Przykładowym rozwiązaniem systemu zasilania gwarantowanego VFI jest UPS EVER POWERLINE GREEN 33, którego dodatkowe funkcjonalności oraz rezultaty badań zamieszczono w dalszej części pracy [7, 8]. 3. KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ Odbiorniki energii elektrycznej, oprócz poboru mocy czynnej (użytecznej), charakteryzują się często również poborem mocy biernej (związanej z wytworzeniem określonych warunków fizycznych w układach, ze wzbudzaniem pól magnetycznych i elektrycznych, z gromadzeniem energii w tych polach itp.). W przypadku wykorzystania np. transformatorów bądź dławików układy, które zawierają te elementy, pobierają moc czynną oraz moc bierną indukcyjną. Do niedawna był to najczęściej spotykany charakter obciążenia (rezystancyjnoindukcyjny), występującego w zakładach przemysłowych i gospodarstwach domowych. Obecnie wiele urządzeń (w tym np. sprzęt informatyczny) bardzo często ma charakter rezystancyjno-pojemnościowy, a zatem sieć energetyczna obciążana jest oprócz mocy użytecznej także mocą bierną pojemnościową. Całkowitą moc czynną należy dostarczyć do odbiorników za pomocą sieci zasilającej (z czym połączone jest zawsze powstawanie strat energetycznych w urządzeniach wytwórczych oraz przesyłowych). Mocy biernej nie należy przesyłać, ponieważ powoduje to powstawanie dodatkowych strat, a ponadto wpływa na ograniczanie możliwości przesyłowych energii za pomocą istniejących

36 36 Karol Bednarek urządzeń. Pobór mocy biernej można wyeliminować na miejscu, załączając się do układu z urządzeniem obciążającym mocą bierną o przeciwnym charakterze niż pierwotnie pobierana mówi się wówczas o kompensacji mocy biernej. W praktyce kompensację mocy biernej można uzyskać przez: a) załączenie układów kondensatorów (w celu kompensacji mocy biernej indukcyjnej) bądź cewek (dla skompensowania mocy biernej pojemnościowej), b) wykorzystanie regulatorów elektromaszynowych, c) załączenie układów elektronicznych przesuwników fazowych, d) wyłączanie urządzeń będących w stanie jałowym, a pobierających moc bierną. Opłaty za ponadumowny pobór mocy biernej (czyli dowolnej wartości mocy biernej pojemnościowej oraz mocy biernej indukcyjnej przy współczynniku tg φ przekraczającym wartość umowną tg φ o ) są dla przedsiębiorstw bardzo wysokie. Ponieważ na wejściu systemu UPS występują układy zawierające kondensatory, to każdy taki zasilacz, oprócz poboru mocy czynnej (użytecznej), charakteryzuje się poborem mocy biernej pojemnościowej. Jeśli w układzie zasilania sieciowego pracuje dodatkowo dużo urządzeń posiadających np. zasilacze impulsowe na wejściu (takich jak komputery) bądź inne odbiorniki pobierające moc bierną pojemnościową, to łączne rachunki za pobór energii biernej mogą nawet przekraczać kwoty opłat za pobór mocy użytecznej. Kompensacja mocy biernej w UPS EVER polega na takim zarządzaniu prądem na wejściu zasilacza (pobieranego przez układ prostowniczy), że następuje pełna kompensacja mocy biernej pojemnościowej UPS-a, czyli współczynnik mocy takiego układu cos φ sprowadzany jest do 1, niezależnie od wartości pobieranej mocy czynnej. Uzyskuje się zatem pełną eliminację opłat z tytułu ponadumownego poboru mocy przez UPS, a zatem wymierne, realne oszczędności finansowe. Możliwe jest również poprzez ingerencję za pomocą specjalistycznego oprogramowania wprowadzenie odpowiednich nastaw kompensacyjnych w ten sposób, że dokonuje się kompensacji mocy biernej (zdeterminowanych wartości) w równolegle załączonych do tej samej sieci z UPS innych odbiorników. Ta wprowadzona nowatorska funkcjonalność systemu zasilania gwarantowanego została zgłoszona przez firmę EVER Sp. z o.o. do Urzędu Patentowego [7, 8]. 4. PRACA HYBRYDOWA W parametrach technicznych systemów zasilania gwarantowanego UPS deklarowane są zakresy zmian wartości oraz częstotliwości napięcia wejściowego, przyjmowane jako tolerowane, dla których ma miejsce praca sieciowa [1-3, 5-8]. Po przekroczeniu przez którykolwiek z parametrów wartości podanych zakresów UPS przechodzi do pracy bateryjnej i odbiorniki zasilane są dzięki energii zgromadzonej w akumulatorach do czasu wyczerpania tych zasobników. Czas podtrzymania zasilania odbiorników zależy głównie od ilości zmagazynowanej

37 Kompensacja mocy biernej i praca hybrydowa w systemach zasilania 37 energii (zasobności baterii) oraz mocy podłączonego obciążenia. W powszechnie stosowanych zasilaczach awaryjnych deklarowany zakres zmian wartości napięcia wejściowego jest wąski i po przekroczeniu wartości granicznych tego zakresu od razu w pełni obciążany jest zasobnik energii (układ bateryjny). W zasilaczach firmy EVER Sp. z o.o. wprowadzono szeroki zakres zmian napięcia wejściowego i możliwość realizacji trybu hybrydowego. Polega to na tym, że w celu dostarczenia zapotrzebowanej przez odbiorniki mocy (na wyjściu UPS) w chwilach zmniejszania się wartości napięcia sieciowego (mieszczącej się w zadeklarowanym zakresie) następuje zwiększanie prądu pobieranego na wejściu. Może się to odbywać do momentu osiągnięcia prądu maksymalnego I max dla obwodu prostownika. W tym czasie realizowana jest ciągle praca sieciowa UPS. Przy dalszym zmniejszaniu napięcia wejściowego (nadal utrzymującego się w ramach szerokiego okna napięciowego) realizowany jest tryb hybrydowy. Z sieci (o złych parametrach) pobierana jest moc wynikająca z iloczynu prądu maksymalnego i aktualnej wartości napięcia, a pozostała część zapotrzebowanej przez odbiorniki mocy pokrywana jest z modułów bateryjnych. Jak widać stąd, z akumulatorów pobierana jest tylko różnica mocy zapotrzebowanej przez odbiorniki, a dostarczonej z sieci o nieprawidłowych parametrach. Wynika z tego zatem, że czas podtrzymania zasilania odbiorników w trybie hybrydowym należy obliczać jak rozładowanie akumulatorów (w pracy rezerwowej), przy obciążeniu systemu tylko tą różnicą mocy. Uzyskuje się dzięki temu znaczne wydłużenie czasu podtrzymania zasilania odbiorników. W konwencjonalnych rozwiązaniach zamiast trybu hybrydowego realizowana jest w takich warunkach praca rezerwowa, wówczas cała energia oddawana do odbiorników pobierana jest z baterii i w rezultacie krócej zasilane są odbiorniki [7, 8]. 5. WYNIKI BADAŃ I ANALIZ Urządzeniem badanym był UPS EVER POWERLINE GREEN 33, zasilany trójfazowo oraz posiadający na wyjściu napięcie trójfazowe. Wyjściowa moc pozorna zasilacza wynosi 20 kva, natomiast moc czynna 16 kw. W urządzeniu tym, poza licznymi dodatkowymi funkcjonalnościami, wprowadzono możliwość realizacji kompensacji mocy biernej oraz dodatkowy tryb pracy hybrydowej. W trakcie badań, związanych z kompensacją mocy biernej, podłączono do sieci energetycznej regulowany trójfazowy odbiornik indukcyjny i dokonano pomiaru poszczególnych mocy na kolejnych jego fazach (rys. 2a). Potem załączono UPS z obciążeniem czynnym ustawionym na 100% P max i zrealizowano pomiary mocy pobieranych z sieci wyłącznie przez obciążony rezystancyjnie UPS (rys. 2b). Kolejny pomiar dotyczył mocy pobieranych łącznie przez UPS i odbiornik indukcyjny (rys. 2c). Następnie wprowadzono za pomocą oprogramowania serwisowego odpowiednie nastawy kompensacji mocy biernej całkowitego

38 38 Karol Bednarek układu. Na rys. 2d zamieszczono wyniki pomiarów mocy po wprowadzeniu nastaw do kompensacji mocy biernej. Najważniejszymi elementami podczas badań były moce czynna, bierna i pozorna zarówno poszczególnych faz, jak i całkowite, ale dokonywano również pomiarów współczynników mocy oraz prądów i napięć fazowych w odpowiednich układach. a) b) c) d) Rys. 2. Wyniki pomiarów mocy czynnej, biernej i pozornej (w fazach i całkowitych), prądów i napięć fazowych oraz współczynników mocy odpowiednio dla załączonych do sieci energetycznej: a) 3-fazowego odbiornika indukcyjnego, b) zasilacza UPS pracującego przy obciążeniu czynnym 100% P max, c) załączanych równolegle: UPS oraz odbiornika indukcyjnego, d) załączanych równolegle: UPS oraz odbiornika indukcyjnego po wprowadzeniu nastaw kompensacji mocy biernej Całą dotychczasową procedurę pomiarów powtórzono po załączeniu w miejsce obciążenia indukcyjnego trójfazowego regulowanego odbiornika o charakterze pojemnościowym i w analogiczny sposób na rys. 3 przedstawiono wyniki przeprowadzonych badań.

39 Kompensacja mocy biernej i praca hybrydowa w systemach zasilania 39 a) b) c) d) Rys. 3. Wyniki pomiarów mocy czynnej, biernej i pozornej (w fazach i całkowitych), prądów i napięć fazowych oraz współczynników mocy odpowiednio dla załączonych do sieci energetycznej: a) 3-fazowego odbiornika pojemnościowego, b) zasilacza UPS pracującego przy obciążeniu czynnym 100% P max, c) załączanych równolegle: UPS oraz odbiornika pojemnościowego, d) załączanych równolegle: UPS oraz odbiornika pojemnościowego po wprowadzeniu nastaw kompensacji mocy biernej Jako uzasadnienie przedstawionych rozważań dotyczących pracy hybrydowej zrealizowano obliczenia czasów podtrzymania zasilania odbiorników przez system UPS podczas wystąpienia nieprawidłowości napięcia sieciowego (przekroczenie dolnej wartości klasycznego zakresu napięciowego) dla przypadków: rozwiązania konwencjonalnego zasilacza awaryjnego (tryb rezerwowy) oraz UPS EVER POWERLINE GREEN 20 kva (tryb hybrydowy). Obliczenia zrealizowano dla wartości napięcia: 160 V oraz 120 V (w konwencjonalnych systemach przy takich parametrach realizowana jest praca rezerwowa). Uzyskane wyniki zamieszczono na rys. 4. Obliczane czasy podtrzymania zasilania mają wartości szacunkowe, ponieważ oprócz ilości zgromadzonej energii oraz mocy załączonego obciążenia

40 40 Karol Bednarek zależą w znacznym stopniu także od stanu, stopnia naładowania, rezystancji wewnętrznej i typu zastosowanych akumulatorów, jak również warunków eksploatacyjnych i środowiskowych. Rys. 4. Szacunkowe czasy podtrzymania zasilania odbiorników przez zasilacz bezprzerwowy w zależności od mocy obciążenia dla: pracy rezerwowej (bateryjnej) przy pojemności akumulatorów (a) 7 Ah oraz (b) 9 Ah; pracy w trybie hybrydowym UPS EVER przy wartości napięcia sieciowego 120 V i pojemności akumulatorów (c) 7 Ah oraz (d) 9 Ah; pracy w trybie hybrydowym UPS EVER przy wartości napięcia sieciowego 160 V i pojemności akumulatorów (e) 7 Ah oraz (f) 9 Ah 6. UWAGI PODSUMOWUJĄCE I WNIOSKI Układy zasilania gwarantowanego w wielu sytuacjach są ważnymi elementami systemu zasilania, pozwalającymi uzyskać prawidłowe funkcjonowanie zabezpieczanych odbiorników. Bardzo korzystną funkcjonalnością UPS jest możliwość wprowadzenia kompensacji mocy biernej. Osiąga się dzięki temu ewidentne korzyści ekonomiczne oraz oszczędności energii na wielu poziomach systemu zasilania. Na podstawie przeprowadzonych badań i analiz wykazano jednoznacznie, że dzięki wprowadzeniu trybu hybrydowego (szerokiego okna zakresu zmian napięcia wejściowego) osiąga się znaczne wydłużenie czasu pracy autonomicznej UPS VFI dla określonego przedziału zmian wartości napięcia sieciowego, a jednocześnie zwiększenie w tych okolicznościach żywotności wykorzystywanych akumulatorów (jako rezultatu częściowego odciążenia pracy baterii podczas trybu hybrydowego przez pokrycie pewnej ilości zapotrzebowanej energii z sieci o złych parametrach). Przy niższych wartościach mocy obciążenia w całym zadeklarowanym szerokim zakresie napięciowym całkowita energia dostarczana do odbiorników pobierana jest z sieci zasilającej (bez obciążania baterii).

41 Kompensacja mocy biernej i praca hybrydowa w systemach zasilania 41 Pominięcie zasilaczy bezprzerwowych UPS w systemach zasilania wrażliwych odbiorników może prowadzić do poważnych konsekwencji w postaci utraty przetwarzanych informacji, uszkodzeń bądź zakłócenia pracy podzespołów elektrycznych lub elektronicznych, zmiany parametrów technicznych oraz sprawności odbiorników, powstawania dodatkowych strat mocy, przedwczesnego starzenie się osprzętu, powstawania kosztownych przestojów w pracy urządzeń, utraty możliwości skorzystania z urządzeń kontroli dostępu, uniemożliwienia prawidłowego funkcjonowania systemów grzewczych, itp. LITERATURA [1] Bednarek K., Jakość, pewność i właściwa konstrukcja układu zasilania a bezpieczeństwo urządzeń elektrycznych, Elektro.info, nr 12, [2] Wiatr J., Miegoń M., Zasilacze UPS oraz baterie akumulatorów w układach zasilania gwarantowanego, seria Zeszyty dla elektryków, nr 4, DW MEDIUM, Warszawa, [3] Bednarek K., Kasprzyk L., Zasobniki energii w systemach elektrycznych, cz. 1 i 2, Academic Journals, Electrical engineering, No 69, Poznan Uniwersity of Technology, Poznań [4] Tomczewski A., Wykorzystanie kinetycznych magazynów energii do poprawy warunków współpracy turbiny wiatrowej z systemem elektroenergetycznym, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review), nr 6, [5] PN-EN 50160: 2010 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych. [6] Dz.U. nr 93/2007, poz. 623 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. [7] Opracowania wewnętrzne firmy EVER Sp. z o.o. [8] COMPENSATION OF REACTIVE POWER AND HYBRID OPERATION IN UNINTERRUPTIBLE POWER SYSTEMS (UPS) The paper presents analysis of possible compensation of reactive power by internal input blocks of Uninterruptible Power Systems, without the use of additional power electronic converters or stationary passive elements (on the example of UPS EVER POWERLINE GREEN 33). Additional UPS functionality is also considered that enables longer maintenance of the supply of the receivers within definite range of the network voltage values. Results of the measurements and calculations carried out for a concrete physical system are presented. Final part of the paper summarized the obtained results.

42

43 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Robert JĘDRYCHOWSKI* Michał WYDRA* ORGANIZACJA WYMIAN DANYCH Z WYKORZYSTANIEM ŁĄCZY LAN W OBIEKTACH ELEKTROENERGETYCZNYCH W referacie przedstawiono rozwiązania techniczne wykorzystywane do organizacji komunikacji pomiędzy urządzeniami technicznymi w obrębie stacji elektroenergetycznej. Praca współczesnych systemów sterowania i nadzoru oparta jest na różnych rozwiązaniach komunikacyjnych, które wykorzystywane były do ich tworzenia. Wzrost wymagań co do ilości danych oraz szybkości przekazywania informacji sprawił, że zaczęto poszukiwać nowych rozwiązań. W artykule zaprezentowane zostaną nowe standardy wymiany danych oparte na sieciach LAN oraz urządzenia, które mogą być zastosowane do tworzenia układów SCADA opartych na tej technologii. Na przykładzie fizycznego modelu komunikacyjnego zaprezentowana zostanie konfiguracja urządzeń tworzących szkielet sieci oraz korzystających z niego elementów telemechaniki. 1. WSTĘP Nowe standardy komunikacji pomiędzy urządzeniami elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), urządzeniami telemechaniki oraz elementami lokalnych systemów sterowania i nadzoru (SSiN) wymuszają zastosowanie komunikacji wywodzącej się z sieci LAN. Wprowadzenie sieci LAN opartych o standard Ethernet do nowych obiektów elektroenergetycznych odbywa się stopniowo od kilku lat. Przyczyniły się do tego wzrost szybkości działania sieci, zastosowanie nowych rozwiązań zwiększających bezpieczeństwo pracy oraz porządkujących wymianę danych pomiędzy urządzeniami. Dodatkowo w protokołach komunikacyjnych zarówno wykorzystywanych dotychczas w elektroenergetyce jak i nowych wprowadzono możliwość takiej komunikacji. Nowe wymogi techniczne zostały wprowadzone i dokładnie opisane w instrukcjach ruchu operatora sieci przesyłowej, a następnie operatorów sieci dystrybucyjnej 0. Stanowią one podstawę do projektowania i realizacji nowych stacji elektroenergetycznych i modernizowania już istniejących. Aby jednak w pełni ocenić możliwości współpracy automatyki z siecią LAN stworzono w Laboratorium Teletechniki Katedry Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń * Politechnika Lubelska.

44 44 Robert Jędrychowski, Michał Wydra Politechniki Lubelskiej model komunikacyjny łączący różne urządzenia współpracujące ze sobą 0. Model w pełni realizuje wymagania standardu IEC 61850, który stał się punktem odniesienia do oceny poprawności funkcjonowania sieci. Założenia standardu specyfikujące pracę sieci LAN zaprezentowane zostaną w pierwszej części artykułu. W dalszych częściach artykułu, przedstawione zostaną wykorzystane w modelu technologie komunikacyjne. Opisane zostaną połączenia w warstwie sprzętowej oraz komunikacyjnej. Przedstawiony zostanie również przykład konfiguracji urządzeń EAZ oraz telemechaniki współpracujących ze sobą przy wymianie informacji przystosowanych do pracy z siecią LAN. Artykuł ma na celu zaprezentowanie na przykładzie laboratoryjnego modelu komunikacyjnego zmian jakie zachodzą w organizacji obwodów komunikacyjnych w obrębie obiektów elektroenergetycznych różnej skali. 2. WYMAGANIA TECHNICZNE STAWIANE NOWYM SSIN Podstawą zarządzania siecią elektroenergetyczną przy generacji rozproszonej jest stworzenie systemu sterowania i nadzoru (SSiN) zdolnego do akwizycji danych opisujących stan sieci i pozwalający na sterowanie jej pracą oraz kontrolę pracy jednostek wytwórczych. W poszczególnych obiektach elektroenergetycznych rozmieszczone są jego elementy współpracujące ze sobą. Strukturę SSiN można opisać na trzech poziomach: pola, stacji i ośrodka nadrzędnego, dla każdego z nich instrukcje ruchu określają niezbędne elementy 0, 0. Na poziomie pola wymagane są: sterownik pola zapewniający akwizycję sygnałów w obrębie pola, panel sterowniczy będący interfejsem pozwalającym na prezentację danych lokalnych i wykonywanie sterowań. Na poziomie stacji wymagane są następujące elementy: sterownik stacji zapewniający akwizycję i wymianę sygnałów w obrębie stacji za pomocą odpowiednich łączy, sterownik może być uzupełniony o panel sterowniczy, komputer stacyjny - pracując w układzie redundantnym, realizuje niemal wszystkie zadania związane z centralnym przetwarzaniem danych i organizacją aplikacji dostępnych dla osób zarządzających, stanowisko HMI, stanowisko dyspozytorskie do sterowania całym obiektem, sterownik komunikacyjny lub koncentrator dla zabezpieczeń, urządzenia te pojawiają się jeżeli zachodzi potrzeba przyłączenia urządzeń o niekompatybilnych standardach komunikacyjnych, rejestrator stacyjny, automatyka stacyjna,

45 Organizacja wymian danych z wykorzystaniem łączy LAN serwer WEB - realizacja funkcji serwera WEB pozwala na zdalny dostęp do schematów i danych, Router - urządzenie sieci informatyczne organizujące dostęp do sieci WAN, organizując i wyznaczając trasę przesyłania informacji protokół IP, moduły komunikacyjne, umożliwiają komunikację pomiędzy elementami SSiN, a dodatkowo z ośrodkiem nadrzędnym. Ośrodek nadrzędny wyposażony jest w stanowiska dyspozytorskie pozwalające na zdalny nadzór nad wybranymi obiektami, komputer Centrum Nadzoru (CN) dostarczające szczegółowe analizy i raporty oraz moduły komunikacyjne umożliwiające przekazywanie danych z CN do obiektów podrzędnych. Pomiędzy urządzeniami zainstalowanymi na każdym poziomie oraz pomiędzy poziomami wymagane jest zapewnienie komunikacji. W obrębie stacji elektroenergetycznej dla nowych obiektów preferowane są połączenia oparte na szybkich odmianach technologii Ethernet wykorzystujących łącza światłowodowe. 3. TECHNOLOGIE SIECI ETHERNET Podstawą tworzenia struktury komunikacyjnej w nowych stacjach elektroenergetycznych są wymagania standardu IEC 61850, przewiduje on możliwość przesyłania pomiędzy urządzeniami inteligentnymi IED 0. Do podstawowych usług komunikacyjnych oraz zdefiniowanych w standardzie danych należą: zapis i odczyt danych z urządzeń IDE, przesyłanie raportów, przesyłanie rejestrów (logs), przesyłanie zdarzeń (komunikatów) krytycznych GSE (Generic Substation Event) za pomocą komunikatów GOOSE (Generic Object Oriented Station Event) oraz GSSE (Generic Station State Event), przesyłanie wielkości pomiarowych w postaci sygnału próbkowanego. Wymagają one różnych zastosowania różnych mechanizmów komunikacyjnych zdefiniowanych dla technologii sieci LAN i protokołów TCP/IP. Standard IEC wymusza zastosowanie, co najmniej standardu IEEE 802.3u (Fast Ethernet) oraz użycie przełączników, jako podstawowego urządzenia tworzącego strukturę sieci. Duża szybkość działania sieci (co najmniej 100 Mb/s), pracy w trybie Full Duplex oraz zastosowanie przełączników ma wyeliminować możliwość występowania kolizji 0. Szczególnie ważne jest to dla komunikatów GOOSE przesyłanych pomiędzy urządzeniami EAZ, dla których opóźnienie nie może przekraczać 0,4 ms 0. Aby zapewnić tak restrykcyjne wymagania standardu IEC konieczne jest zastosowanie wielu dodatkowych technologii zdefiniowanych dla sieci Ethernet 0. Do rozwiązań takich należą:

46 46 Robert Jędrychowski, Michał Wydra 1. Mechanizm autonegocjacji. Pojawił się wraz z koniecznością obsługi połączeń pracujących z różną prędkością, schematami sygnalizacji i w różnym trybie komunikacji. Urządzenia wymieniając pomiędzy sobą komunikat FLP ustalają najlepszy możliwy sposób komunikacji. 2. Sterowanie przepływem (Flow Control) połączenie sieci pracujących z różnymi prędkościami, a co za tym idzie mogące w tym samym czasie przesyłać różne ilości danych sprawiło, że konieczne stało się rozwiązanie problemu sterowania przekazywaniem danych z sieci szybszej do wolniejszej. Opisane standardem IEEE 802.3x rozwiązanie pozwala dla komunikacji punktpunkt sterować przepływem danych za pomocą specjalnej ramki sterującej o nazwie PAUSE. 3. Wirtualne sieci lokalne zastosowanie przełączników zarządzanych dało możliwość tworzenia podsieci wirtualnych i zarządzanie nimi. Idea sieci wirtualnych sprowadza się do logicznego zgrupowania urządzeń, które fizycznie pracują w tej samej sieci. Tworzyć sieci wirtualne można w oparciu o porty przełącznika, adresy fizyczne lub podsieci IP. W celu zapewnienia możliwości realizacji sieci wirtualnych w sieciach których szkielet tworzy wiele przełączników wykorzystuje się dodatkowo dwa standardy; pierwszy odpowiadający za przekazywanie informacji o VLAN-ach pomiędzy przełącznikami IEEE 802.1Q (VLAN Tagging), drugi IEEE 802.1p (Class of Service) wprowadzający priorytety. W wyniku ich stosowania modyfikowana jest ramka danych. Za adresem źródłowym wstawiono 32-bitowe pole, w którym umieszczono informacje o identyfikatorze (Tagu), priorytecie czy identyfikatorze podsieci. 4. Mechanizm Spanning Tree IEEE 802.1D oraz jego nowe odmiany 802.1w (Rapid STP) - mają przeciwdziałać tzw. sztormom rozgłoszeniowym w sieci. Ma to miejsce w sieci o złożonej strukturze, w której występują połączenia alternatywne pomiędzy przełącznikami. 5. Zarządzanie bezpieczeństwem sieci (Authentication) celu zwiększenia bezpieczeństwa sieci wprowadzono mechanizm pozwalający na uwierzytelnianie danych przesyłanych pomiędzy urządzeniami (IEEE 802.1X). Ma to na celu uniemożliwienie ingerowaniu w pracę sieci danych od niezidentyfikowanych nadawców (urządzeń). 6. Agregacja połączeń standard IEEE 802.3ad pozwala na zwiększenie szybkości połączeń pomiędzy przełącznikami poprzez transmisję danych na więcej niż jednym porcie. Standard zarządza transmisją równoważąc obciążenia poszczególnych portów oraz zarządzając rekonfiguracją w przypadku awarii jednego z połączeń. 7. Synchronizacja czasu jest to niezbędny element zapewniający możliwość identyfikacji zdarzeń z cechą czasu. Wykorzystywany jest do tego celu protokół NTP z rodziny TCP/IP oaz specjalistyczne protokoły opisane standardem IEC 1588.

47 Organizacja wymian danych z wykorzystaniem łączy LAN Wszystkie te elementy dają podstawy do traktowania sieci Fast Ethernet i Gigabit Ethernet jako sieci przewidywalnej i sterowalnej, działającej z dużymi prędkościami. Dodatkowo w przełącznikach stosowane są rozwiązania zwiększające niezawodność pracy łączy oraz samych przełączników. 4. MODEL KOMUNIKACYJNY Obserwując wyzwania, jakie stawia przed współczesną elektroenergetyką generacja rozproszona w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Politechniki Lubelskiej zrealizowany został projekt zatytułowany Układ optymalnej regulacji mocy farm wiatrowych w warunkach ograniczonych możliwości przesyłowych sieci elektroenergetycznych. Rys. 1. Model komunikacyjny dla symulatora generacji rozproszonej Tworząc układ regulacji przyjęto założenie, że będzie on wykorzystywany w wybranym fragmencie rzeczywistego systemu elektroenergetycznego. Budując SSiN wykorzystano urządzenia telemechaniki stosowane w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). SSiN składa się z trzech zasadniczych elementów, należą do nich: sieć komunikacyjna, koncentrator komunikacyjny, system dyspozytorski czasu rzeczywistego. Sieć komunikacyjna oparta na łączach światłowodowych stworzona została na bazie przełączników firmy MOXA spełniających surowe wymagania standardu IEC oraz wymogi kompatybilności elektromagnetycznej wymaganej od urządzeń stosowanych na stacjach elektroenergetycznych 0. Sieć ta tworzy szkielet komunikacyjny, oparty na technologii światłowodowego pierścienia, łączący wszystkie elementy układu regulacji, dający możliwość jego dalszej rozbudowy

48 48 Robert Jędrychowski, Michał Wydra (rysunek 1). Dzięki realizacji wielu wymaganych przez standard IEC funkcji, możliwe jest zarządzanie pracą sieci, zapewnienie jej dużej niezawodności, bezpieczeństwa i wydajności 0. Sieć ta jest w pełni skalowalna, umożliwia dalszą rozbudowę układu oraz przyłączanie urządzeń zgodnych ze standardem Ethernet 100 Mb/s i wyższym, komunikujących się z wykorzystaniem protokołów TCP/IP. Sieć zrealizowana na potrzeby projektu charakteryzowała się prostą strukturą wynikającą z braku surowych wymagań czasowych nakładanych na komunikację pomiędzy poszczególnymi elementami modelu. Strukturę sieci przedstawia rysunek 1. Rys. 2. Informacje przekazywane pomiędzy urządzeniami oraz sterownikiem Ex-EST2 i systemem WindEx Ruch pomiędzy poszczególnymi elementami wykorzystuje komunikację z protokołem IP, jedynie pomiędzy systemem WindEx, a sterownikiem Ex-MST2 stosowany jest dodatkowo protokół DNP 3,0. W celu zapewnienia niezawodności i szybkości transmisji danych, pomiędzy przełącznikami zastosowano mechanizm agregacji połączeń. Stworzony układ komunikacyjny stał się punktem wyjściowym do dalszej jego rozbudowy. Aby tego dokonać pogrupowano urządzenia telemechaniki i EAZ ze względu na rodzaj informacji, jakie pomiędzy sobą wymieniają (rysunek 2). Jednym z kryteriów były wykorzystywane przez nie protokoły komunikacyjne. Stworzono trzy VLAN pozwalające na rozdzielenie urządzeń posługujących się różnymi protokołami stosowanymi w elektroenergetyce. Głównym urządzeniem w układzie jest sterownik Ex-MST2 0. Dzięki zainstalowaniu w nim trzech w pełni niezależnych interfejsów Ethernet możliwa jest komunikacja z nim w trzech niezależnych grupach urządzeń elektroenergetycznych oraz urządzeń dodatkowych. Urządzenia elektroenergetyczne podzielono ze względu na stosowane przez nie protokoły wymiany danych, należą do nich urządzenia wykorzystujące: IEC 61850,

49 Organizacja wymian danych z wykorzystaniem łączy LAN IEC oraz DNP 3,0. Wszystkie one obsługiwane są przez Ex-MST2, dzięki czemu pełni on funkcję translatora protokołów, umożliwiając wymianę danych pomiędzy poszczególnymi grupami urządzeń. Dzięki wprowadzeniu do niego poprzez łącze GPS sygnału czasu, stał się on wzorcem czasu dla pozostałych urządzeń. Rys. 3. Sieć komunikacyjna z wydzielonymi VLAN-ami dla różnych grup urządzeń telemechaniki Aby podnieść niezawodność transmisji danych i umożliwić dołączanie do światłowodowego szkieletu sieci kolejnych przełączników zastosowano technologię Turbo Ring oferowaną przez przełączniki firmy Moxa 0. Tworzy ona redundantny układ połączeń, o bardzo krótkim czasie rekonfiguracji, co jest jednym z wymogów wobec urządzeń komunikacyjnych w krajowej elektroenergetyce. W celu ograniczeni rywalizacji o łącze wprowadzono w poszczególnych VLAN-ach priorytety dla ruchu pakietów. Dzięki temu urządzenia komunikujące się w standardzie IEC posiadają najwyższy priorytet, a przez to krótki czas dostarczania informacji. Stworzona sieć (rysunek 3) pozwala na dołączanie nowych urządzeń telemechaniki poprzez światłowodowe łącza LAN, dając możliwość analizowania ich współpracy. Pozwala na wykorzystanie wspólnego szkieletu przy jednoczesnym odseparowaniu ruchu pomiędzy poszczególnymi grupami. Spełniając surowe wymagania standardu IEC stworzono rozwiązanie odzwierciedlające układ komunikacyjny w najnowszych stacjach elektroenergetycznych.

50 50 Robert Jędrychowski, Michał Wydra 5. PODSUMOWANIE Zastosowanie sieci LAN w obrębie obiektów elektroenergetycznych do wymiany danych pomiędzy urządzeniami tam zainstalowanymi zasadniczo zmieniło sposób modelowania komunikacji. Wykorzystanie dostępnych i dobrze znanych technologii, takich jak Ethernet i komunikacja TCP/IP, przy jednoczesnym zdefiniowaniu precyzyjnych i restrykcyjnych wymagań stwarza wiele problemów. Aby móc je rozwiązywać oraz oceniać ich wpływ na przebieg wymiany danych należy dysponować rzeczywistym modelem komunikacyjnym. Zaprezentowany zestaw urządzeń pozwala na odwzorowanie działania nowoczesnych systemów sterowania obiektami elektroenergetycznymi. Pozwala również na testowanie nowych urządzeń przyłączanych do systemu. LITERATURA [1] Breyer R., Rileyi S.: Switched, Fast i Gigabit Ethernet. Helion, Gliwice 2000 r. [2] Jędrychowski R., Zalety standaryzacji systemów nadzoru i zabezpieczeń dla generacji rozproszonej. Rynek Energii Nr 2 (81) 2009 r. s [3] Kacejko P.: Inżynieria elektryczna i technologie informatyczne w nowoczesnych technologiach energetycznych. Monografie Komitetu Inżynierii Środowiska PAN vol. 82, Lublin [4] IEC 61850, Communication Networks and Systems in Substations [5] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej PGE Dystrybucja S.A. [6] PSE-Operator. Standardowa specyfikacja funkcjonalna dla sieci LAN stacji r. [7] Dokumentacja: Sterownik Ex-MST2. Elkomtech S.A. [8] Dokumentacja: Przełącznik MOXA PT DATA ORGANIZATION WITH THE APPLICATION OF LAN CONNECTIONS IN POWER INDUSTRY FACILITIES The paper discusses technological solutions that are applied to organize communication among technical devices in an electrical substation. Design and operation of presently used supervision and control systems are based on various communication solutions. Ever growing standards concerning the required quantity of data and their transmission rate induce a search for new solutions. The paper presents new concepts of LAN-based data exchange and an equipment that can be applied to develop SCADA systems using that technology. An example of a physical communication model has been used to present a configuration of devices that form a frame of the network and remote control elements that use it.

51 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Damian GŁUCHY* Michał FILIPIAK* KIERUNEK ROZWOJU ENERGETYKI: POLSKA, UNIA EUROPEJSKA, ŚWIAT W pracy autorzy podjęli próbę określenia kierunku rozwoju energetyki. Przeprowadzono analizę aktów prawnych, których uchwalenie ma wspomagać rozwój globalnego wytwarzania energii. Ponadto określono, jaki wpływ może mieć prowadzenie polityki proekologicznej w ujęciu lokalnym i regionalnym. Praca ta pozwoli na przybliżenie tendencji rozwojowych w dziedzinie generacji, a tym samym może posłużyć do wskazania możliwych zmian w gospodarce świata. 1. WSTĘP Gospodarka całego świata podlega stałemu rozwojowi. Pomimo kryzysu ekonomicznego i drastycznych cięć budżetowych w wielu państwach, poszczególne gałęzie przemysłu przeżywają prężny rozwój, a postęp technologiczny wzrasta wykładniczo. Dostrzegalna jest tendencja, aby produkować i konsumować coraz więcej dóbr, co dotyczy zarówno artykułów przemysłowych, jak i zasobów naturalnych. Ten wielkoskalowy rozwój wiąże się ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną. 2. UWARUNKOWANIA ENERGETYCZNE Energetyka ma za zadanie wytwarzać, przesyłać i dostarczać energię wszędzie tam, gdzie jest na nią zapotrzebowanie. Jednocześnie musi sprostać wielu wzajemnie wykluczającym się wymaganiom. W obliczu lawinowo wzrastającego zapotrzebowania na energię, wymagana jest jej coraz większa produkcja w sposób niezagrażający ekosystemowi świata. Staje się to praktycznie niemożliwe przy jednoczesnym oszczędzaniu kurczących się zasobów paliw kopalnianych, spełnianiu norm emisji CO 2, minimalizowaniu zagrożenia związanego z energetyką jądrową oraz ochronie krajobrazu przed rozbudowanymi systemami odnawialnych źródeł energii (OZE). Jednocześnie uwzględnić należy potrzebę zwiększania pewności zasilania. * Politechnika Poznańska.

52 52 Damian Głuchy, Michał Filipiak Polskie realia stanowią odzwierciedlenie globalnej sytuacji w sektorze energetyczny. Wyzwania, przed jakimi staje rodzima generacja, to przede wszystkim wysokie zapotrzebowanie na energię oraz w znacznej mierze zaniedbana infrastruktura wytwórcza i transportowa. Pomimo bogatych złóż węgla kamiennego i brunatnego uwzględnić należy znaczne uzależnienie kraju od zewnętrznych dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej. Dotychczasowe oparcie systemu elektroenergetycznego na pozyskiwaniu energii z węgla wymaga przyjęcia zobowiązań z zakresu ochrony środowiska, jakie stawiają nam sojusznicze państwa. Należy również pamiętać o szeregu niekorzystnych zjawisk, jakie miały miejsce na świecie w ostatnich latach. Istotne zmiany cen surowców energetycznych wynikające ze zmian politycznych w państwach eksportujących te dobra naturalne, liczne poważne awarie systemów energetycznych oraz lawinowo wzrastające zapotrzebowanie na energię w krajach rozwijających się wymaga podjęcia zdecydowanych kroków politycznych i prawnych. 3. PODSTAWOWE KIERUNKI POLITYKI ENERGETYCZNEJ 3.1. Dane światowe Rozpatrując problematykę efektywnego i ekologicznego wytwarzania energii, państwa całego świata można podzielić na dwie grupy: państwa OECD (ang. Organization for Economic Co-operation and Development) - Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju; organizacja międzynarodowa o profilu ekonomicznym skupiająca 34 wysoko rozwinięte i demokratyczne państwa, państwa nienależące do OECD. To właśnie kraje OECD stworzyły Międzynarodową Agencję Energetyczną (IEA). W ramach swojej działalności w listopadzie 2011 r. opublikowany został doroczny raport 2011 World Energy Outlook [4] oceniający perspektywy rozwoju energetyki światowej do roku Co ciekawe, główna część raportu podkreśla kluczową rolę krajów spoza grupy OECD (zwłaszcza Brazylii, Rosji, Indii i Chin), których polityka zaważy na bezpieczeństwie energetycznym świata oraz rozwoju technologii niskowęglowych. Wspomniane państwa charakteryzują się dużym potencjałem gospodarczym, a tym samym ich zapotrzebowanie na energię stale wzrasta. Jednocześnie państwa te prowadzą współpracę z OECD, dzięki czemu dość prawdopodobnym jest spełnienie stawianych im założeń. Należy pamiętać, że raport pisany był po klęsce żywiołowej, która dotknęła Japonię w wyniku trzęsienia ziemi i tsunami, co z kolei spowodowało katastrofę w elektrowni jądrowej w Fukushimie. Zdarzenie to spowodowało natychmiastową rewizję programów energetycznych poszczególnych państw opartych na paliwie jądrowym, co wyraźnie widać w doniesieniu IEA. Raport przewiduje trzy

53 Kierunek rozwoju energetyki: Polska, Unia Europejska, świat 53 scenariusze rozwoju energetyki do 2035 roku. Według Scenariusza Nowych Polityk, który jest najbardziej prawdopodobny, przewidziane są zmiany w strukturze paliwowej światowej produkcji energii elektrycznej zgodnie z tabelą 1. Tabela 1. Struktura paliwowa światowej produkcji energii elektrycznej wg Scenariusza Nowych Polityk [6] Najbardziej istotnym zagadnieniem raportu jest przewidywany prawie dwukrotny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, a tym samym potrzeba zwiększenie mocy wytwórczych. Należy dodać, że przewidywany wzrost nastąpi pomimo wprowadzenia nakazów zmniejszania energochłonności urządzeń. Ponadto, raport przewiduje zmiany w zakresie wykorzystania do generacji energii elektrycznej węgla. Choć znacznie zmniejszy się jego zastosowanie w krajach Unii Europejskiej (UE), to kraje spoza OECD podwoją jego wydobycie. Spowoduje to wzrost globalnej produkcji energii elektrycznej z tego surowca z nieco ponad 8100 TWh w 2009 r. do około TWh w roku Duże nadzieje pokładane są w gazie ziemnym, który jako jedyne paliwo kopalne będzie nadal wysoce promowany. W zamyśle IEA, ze względu na jego bogate złoża oraz stosunkowo małą szkodliwość dla środowiska, ma on powoli wypierać węgiel. Nadal przewidywany jest rozwój energetyki jądrowej. Choć znacznie bardziej zrównoważony niż dotychczas, a koszty nowych inwestycji, ze względu na wzrastające wymagania bezpieczeństwa, zwiększą się o 10%, to planowane jest podwojenie zainstalowanych mocy. Oczywiście w tym miejscu trudnym dla IEA jest prognozowanie zachowań poszczególnych państw: czy pójdą za przykładem Niemiec, Włoch i Szwajcarii, rezygnując z programu jądrowego, czy raczej postanowią rozwijać się w tym kierunku. Szczególne miejsce w raporcie zajmuje energetyka odnawialna. Przewidywane jest w dalszym ciągu subsydiowanie nowych inwestycji, co spowoduje potrojenie

54 54 Damian Głuchy, Michał Filipiak mocy zainstalowanych. To właśnie odnawialne źródła energii (OZE) mają wypełnić lukę po obniżeniu udziału źródeł zasilanych węglem. Blisko 90 % przyrostu generacji z OZE pokryją zasoby wiatrowe, solarne i biomasy. W tabeli 2 przedstawiono dotychczas zainstalowane oraz prognozowane moce w technologiach solarnych i wiatrowych. Tabela 2. Moc zainstalowana w technologiach solarnych i wiatrowych wraz z ich długofalowymi prognozami [6] 3.2. Dane Unii Europejskiej Unia Europejska, jako członek OECD, swoje prawo opiera na wcześniej wspomnianych założeniach. Oprócz tego narzuca własne przepisy, które są znacznie bardziej restrykcyjne [1,5]. W ramach zobowiązań ekologicznych, jakie przyjęli na siebie członkowie Unii Europejskiej, najważniejszym jest spełnienie do 2020 roku tzw. 3x20%. Zalecenie to ma na celu: zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o 20 % w stosunku do roku 1990, zmniejszenie zużycia energii o 20 % w stosunku do prognoz dla UE na 2020 r., zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do 20 % całkowitego zużycia energii w UE, w tym zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii w transporcie do 10 %. Kolejnym ważnym aktem prawnym jest dyrektywa w sprawie charakterystyki energetycznej budynków [2]. Jej głównym założeniem jest wprowadzenie indywidualnych dla każdego państwa przepisów wewnętrznych wyznaczających kierunki zmian w zakresie promowania budownictwa niskoenergetycznego (poziomu optymalnego pod względem kosztów oraz ograniczenie zużycia energii w budynkach). Działania takie zostały podjęte po uwzględnieniu bilansu

55 Kierunek rozwoju energetyki: Polska, Unia Europejska, świat 55 energetycznego, w którym około 40 % wytwarzanej energii wykorzystywane jest w gospodarstwach domowych między innymi do ogrzewania, chłodzenia i przygotowania ciepłej wody użytkowej. Wszelkie prace mające na celu poprawę efektywności umożliwiają zgromadzenie pewnych nadwyżek energii elektrycznej oraz oszczędności energii ubocznych (ciepło odpadowe), których wykorzystanie przyczyni się do zmniejszenia zużycia energii pierwotnej. Charakteryzując obraz polityki energetycznej UE, nie można zapomnieć o obszarze OZE. To właśnie w inwestowaniu w nowe źródła tego typu oraz rozwijaniu technologii źródeł ekologicznych pokłada się największe nadzieje. Dlatego też rosnące zapotrzebowanie na energię planuje się uzupełniać energią pochodzącą z przetwarzania pierwotnych energii wiatru, Słońca oraz gazu ziemnego. Efekty tej polityki widoczne są już teraz na podstawie procentowego udziału poszczególnych technologii w nowo zainstalowanej mocy w UE w 2011 roku, co przedstawiono na rysunku 1. Rys. 1. Procentowy udział poszczególnych technologii w nowo zainstalowanej mocy w UE w 2011 r Dane Polski Polityka energetyczna Polski w dużej mierze opiera się na prawie zaakceptowanym przez OECD i Unię Europejską. Przyjęto również wewnętrzne przepisy jak chociażby Polityka energetyczna Polski do 2030 roku [7] określające kierunek działań wewnętrznych w celu uzyskania stabilizacji energetycznej oraz spełnienia wyśrubowanych, jak na polskie realia, norm ekologicznych. Wspomniany dokument wskazuje, jako główne źródła energii elektrycznej, generację opartą na węglu, elektrowniach jądrowych oraz biogazowniach. Tendencje te są diametralnie różne od kierunku przyjętego przez UE. Ponadto, rezerwy systemowe energii są w Polsce na tyle małe, że już teraz dochodzi do sytuacji, w których całość wytworzonej energii jest zużywana. Co więcej, zapotrzebowanie na energię elektryczną stale rośnie, a tym samym musi

56 56 Damian Głuchy, Michał Filipiak wzrosnąć jej wytwarzanie. Na rysunku 2 przedstawiono produkcję energii elektrycznej brutto oraz jej zużycie w Polsce w latach wraz z przewidywanym zapotrzebowaniem i wykorzystaniem na rok Rys. 2. Produkcja energii elektrycznej brutto oraz jej zużycie w Polsce w latach wraz z przewidywanym zapotrzebowaniem i wykorzystaniem na rok 2030 [3, 4] Jak widać kryzys gospodarczy tylko na chwilę spowodował zatrzymanie wzrostu zapotrzebowania. Dostrzec można również, że prognozy zwiększenia generacji energii są niezwykle optymistyczne. Jak już wspomniano, krajowa energetyka opierana będzie dalej na węglu. Biorąc pod uwagę wiek niektórych turbozespołów sięgający nawet pięćdziesięciu lat, a co się z tym wiąże niską sprawność nieprzekraczającą 37% oraz inwestycje w nowe jednostki generacyjne, za kilka lat mogą pojawić się spore problemy natury finansowo-ekologicznej. Choć najbliższe inwestycje w budowę nowych mocy wytwórczych (węgiel kamienny ok. 7,5 GW, węgiel brunatny 460 MW), pochłoną już teraz około mld euro, to należy pamiętać, że od 2020 roku trzeba będzie kupić 100 % uprawnień do emisji CO 2. Wraz z tym obowiązkiem zakończy się era taniej energetyki węglowej. Już teraz można wyznaczyć przybliżony koszt energii w kolejnej dekadzie. Zgodnie z założeniami przyjętej polityki energetycznej Polski uprawnienia do emisji CO 2 będą warte około 60 Euro/tonę. Przy założeniu, że wytworzenie 1 MWh w elektrowniach węglowych powoduje emisję średnio 900 kg CO 2, cena energii wzrośnie o 54 euro (około 216 zł/mwh). Analiza wzrostu cen energii z ostatnich 20 lat pozwala spodziewać się ich podwojenia do 2020 roku, a po dodaniu kosztów zakupu uprawnień do emisji CO 2 obecna tania energia z węgla stanie się jedną z najdroższych. 4. PODSUMOWANIE Polityka energetyczna całego świata wyraźnie skierowana jest na zwiększenie mocy generacyjnych tak, aby rosnący popyt na energię elektryczną mógł być zaspokojony. Jednocześnie spory wpływ na rodzaj wykorzystywanych źródeł mają kurczące się zasoby paliw kopalnianych oraz zagrożenia, jakie niesie ze sobą

57 Kierunek rozwoju energetyki: Polska, Unia Europejska, świat 57 energetyka jądrowa. Tym samym duże nadzieje pokładane są w proekologicznych źródłach energii odnawialnej. Niestety, wzrost zapotrzebowania jest na tyle intensywny, że nie ma możliwości, aby pokryć go w całości w ten sposób. Ponadto, państwa o największym planowanym rozwoju gospodarczym (Chiny, Indie czy Brazylia) w ostrożny sposób podchodzą do rezygnacji z konwencjonalnych źródeł energii. W przypadku Polski, już dziś widać pozytywny wpływ wprowadzonych zmian prawnych dotyczących energetyki w postaci zwiększenia efektywności oraz rozwoju OZE. Nie mniej jednak zastanawiające jest przyjęcie dalszego opierania rodzimej energetyki na paliwach kopalnianych, a zwłaszcza na węglu. Taki kierunek polityki energetycznej, choć teraz pozwala generować tanią energię, to w przyszłości spowoduje doliczanie do ceny wartości uprawnień do emisji CO 2. Spowoduje to wzrost łącznych kosztów energii do wartości bliskiej 1 zł/kwh. Paradoksalnie, taki scenariusz zmian w energetyce związany ze wzrostem cen może przynieść rozwój energetyki rozproszonej. Przy cenie energii bliskiej 1 zł/kwh mała zdecentralizowana generacja oparta na źródłach odnawialnych stanie się opłacalna bez żadnych dopłat. LITERATURA [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. [2] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/31/UE z dnia 19 maja 2010 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków. [3] Gabryś H., Elektroenergetyka w Polsce roku 2012 w świetle bilansu energii za 2011 rok i nie tylko, Energetyka, nr 03-04/2012. [4] International Energy Agency: 2011 Energy Outlook, Paris, Nov [5] Komisja Europejska: Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów. Plan działania prowadzący do przejścia na konkurencyjną gospodarkę niskoemisyjną do 2050 roku, KOM (2011) 885, Bruksela, marzec [6] Malko J., Globalne prognozy energetyczne do roku 2035, Energetyka, nr 02/2012. [7] Ministerstwo Gospodarki: Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Dokument przyjęty przez RM. Warszawa, grudzień DIRECTION OF ENERGY DEVELOPMENT: POLAND, THE EUROPEAN UNION, WORLD The authors attempted to determine the direction of energy development. Conducted analyzing legislation whose adoption is to assist the development of global energy production. It also specifies what impact may be conducting environmental policy at the local and regional level. This work will allow for closer look of development trends in the field of generation, and thus can be used to determine possible changes in the world economy.

58

59 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Łukasz DZIERŻANOWSKI* Michał TOMASZEWSKI* ZASTOSOWANIE MAP CYFROWYCH W ANALIZIE AWARYJNOŚCI LINII PRZESYŁOWYCH W artykule przedstawiono zarys metodologii pozwalającej na kategoryzację zdarzeń awaryjnych, koncepcję przedstawienia przetworzonych wyników analizy oraz sposób prezentacji danych z wykorzystaniem map cyfrowych. Gospodarka rynkowa wymaga w polskiej elektroenergetyce procesu zmian w metodach i technologiach eksploatacji majątku. Na pierwszy plan wysuwa się problem efektywności ekonomicznej połączony z rosnącymi wymaganiami dotyczącymi jakości energii elektrycznej. Utrzymanie wysokiej niezawodności dostawy energii elektrycznej ma wymiar ekonomiczny w skali przedsiębiorstwa, a także wymiar polityczny w skali państwa. Wymusza to potrzebę redukcji skutków zakłóceń między innymi przez wprowadzenie lepszych metod diagnostycznych i stosowanie systemów monitoringu. 1. WPROWADZENIE Prawidłowo prowadzona eksploatacja linii przesyłowych wymaga analizy awaryjności, co pozwala na zmniejszenie kosztów, utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej i ułatwia podejmowanie decyzji związanych z procesami odnowy. Ze względu na strukturę sieci przesyłowej, złożoność i różnorodność danych oraz konieczność uwzględnienia lokalizacji i czasu zdarzenia, celowe jest opracowanie rozwiązania pozwalającego na skategoryzowaną wizualizację różnych typów danych opisujących zdarzenia awaryjne (lokalizacja, przyczyna, czas wystąpienia, skutki bezpośrednie i pośrednie, itp.). Zgromadzone w bazach danych informacje o infrastrukturze, jej budowie i historii eksploatacji oraz dokumentacja awarii, czasu ich trwania, przyczyn, lokalizacji, kosztów bezpośrednich i pośrednich pozwalają na tworzenie złożonych zapytań, dzięki którym możliwe jest uzyskanie raportów o zdarzeniach awaryjnych dla wybranych torów prądowych lub obszarów systemu elektroenergetycznego. Dane te nabierają dodatkowej wartości, gdy zostaną przedstawione na mapie, bowiem ich rozkład geograficzny może w wielu przypadkach ułatwić dostrzeżenie cech wspólnych między poszczególnymi awariami i zdefiniowanie przyczyn, jeśli są one powiązane z lokalizacją lub * Politechnika Opolska.

60 60 Łukasz Dzierżanowski, Michał Tomaszewski budową linii. Takie podejście jest szczególnie pomocne przy ocenie analizie całkowitych kosztów życia linii przesyłowych [1]. Generowanie map w oparciu o tworzone dowolnie zapytania do bazy wymagają zastosowania map cyfrowych umożliwiających selektywne wyświetlanie elementów systemu oraz programowe nanoszenie dodatkowych oznaczeń lub wartości. W chwili obecnej, ze względu na bardzo dobrą jakość zdjęć satelitarnych oraz otwarte środowisko aplikacyjne jednym z najlepszych narzędzi do zastosowań GIS-owskich są mapy Google wraz interfejsem programistycznym Google Maps API. Wykorzystanie tego narzędzia wymaga uprzedniego przygotowania mapy cyfrowej oraz zbudowanie lub uzupełnienie istniejących baz danych. Dostępność i popularność interfejsu Google Maps API oraz łatwość wiązania go z innymi, open-source owymi środowiskami, SQL-owymi bazami danych itp. sprawia, że jest on chętnie wykorzystywany w różnych zastosowaniach opartych o wizualizację kartograficzną [2, 3, 4, 5]. 2. MOŻLIWOŚCI PREZENTACJI DANYCH Z UŻYCIEM INTERFEJSU GOOGLE MAPS API Google Maps to środowisko internetowe integrujące mapy (wykonane w oparciu o zdjęcia satelitarne, mapy kartograficzne oraz plany urbanistyczne) z informacjami o obiektach i sieciach komunikacyjnych. Umożliwia wyszukiwanie miejsc w oparciu o ich nazwę, funkcję oraz współrzędne geograficzne. Google Maps API [6] jest środowiskiem programistycznym bazującym na JavaScript i Adobe Flash, umożliwiającym umieszczenie map na własnych stronach internetowych oraz personalizację wyświetlanych treści z wykorzystaniem elementów graficznych i tekstowych. Wzbogacanie map o dodane przez siebie informacje możliwe jest zarówno przez prosty interfejs graficzny dostępny w przeglądarce, w trybie edycji mapy, jak również przez wykorzystanie KML (Keyhole Markup Language) języka znaczników opartego o XML (Extensible Markup Language). Jest to popularny format wykorzystywany także przez różne serwisy geoinformacyjne. W plikach *.kml mogą być zapisywane dane o przebiegu tras rejestrowanych przez urządzenia GPS eksport do Google Maps umożliwia ich wizualizację i prezentację w Internecie. Język KML jest wartościowym narzędziem w wizualizacji kartograficznej pozwala bowiem na definiowanie różnych figur geometrycznych (punktów, linii, elips, wieloboków itp.) oraz styli prezentacji danych, orientacji mapy, skali itd. W prezentowanym kontekście przekłada się to na dużą swobodę wizualizacji ciągów torów prądowych, oznaczania stacji oraz wyświetlania różnego rodzaju informacji dodatkowych [7].

61 Zastosowanie map cyfrowych w analizie awaryjności linii przesyłowych PROPOZYCJA METODY WIZUALIZACJI DANYCH W OPARCIU O GOOGLE MAPS Prezentacja wybranych elementów sieci przesyłowej wymaga uprzedniego przygotowania środowiska informatycznego. Schemat postępowania przedstawiony został na Rys. 1. Wejściowymi danymi w procesie przetwarzania są oczywiście źródłowe mapy oraz współrzędne geograficzne punktów referencyjnych. Przykładem środowiska, w którym może zostać przeprowadzona konwersja mapy źródłowej jest AutoCAD. Pozwala on bowiem na analizę programową z wykorzystaniem ObjectARX i automatyczne odtworzenie węzłów linii (pod warunkiem, że dane wejściowe dostarczone zostaną w odpowiednim formacie i jakości). W przypadku, gdy automatyzacja nie jest możliwa, wygenerowanie polilinii odpowiadających przebiegowi torów prądowych może zostać przeprowadzone manualnie. Mapa w wersji cyfrowej, Współrzędne geograficzne punków referencyjnych Eksport współrzędnych geograficznych stacji i węzłów lini do bazy danych Rys. 1. Schemat blokowy przedstawiający pozyskiwanie danych z mapy w celu wykorzystania w Google Maps Istotnym etapem przygotowania mapy cyfrowej jest jej kalibracja. Polega ona nie tylko na translacji układu współrzędnych kartezjańskich na geograficzne, ale przede wszystkim na dopasowaniu odwzorowania map. Google Maps wykorzystuje odwzorowanie walcowe (odwzorowanie Mercatora). Przyjmuje się

62 62 Łukasz Dzierżanowski, Michał Tomaszewski przy nim sztucznie, że wszystkie równoleżniki są równej długości, co prowadzi do powstawania istotnych przekłamań w obszarach okołobiegunowych. Nałożenie innej mapy wymaga więc weryfikacji zgodności zastosowanego odwzorowania i ewentualnego wykonania odpowiedniej translacji, której rodzaj można ustalić przez odczyt ustalonych wcześniej pozycji punktów referencyjnych. Odczytane w środowisku CAD lokalizacje obiektów zostają wyeksportowane do baz danych zawierających informacje o elementach infrastruktury oraz awariach, które miały miejsce w czasie ich eksploatacji (Rys. 2.) Rys. 2. Schemat przetwarzania danych w celu przedstawienia ich na mapie cyfrowej Program odpowiedzialny za przygotowanie danych do eksportu dla map integruje środowiska bazodanowe i informacje prezentowane w przeglądarce internetowej lub programie wykorzystującym usługę Google API lokalnie. Podstawowym krokiem do uzyskania jest przygotowanie danych do wyświetlenia. Uzyskiwane one są w odpowiedzi na sformułowaną przez użytkownika kwerendę zapytanie do bazy danych, zawierającą wybór pól tabel oraz podanego filtru dla wartości, które zawierają. Odpowiedź bazy jest konwertowana, w zależności od zastosowania, do plików tekstowych, XML-owych lub bezpośrednio do formatu KML. Przykładem przetworzenia mapy źródłowej na obsługiwaną przez Google Maps, jest plan sieci przesyłowej w polskim systemie elektroenergetycznym (Rys. 3.) Na górnej ilustracji umieszczono obraz udostępniony na stronach PSE- Operator [8], który został poddany przekształceniom opisanym powyżej, w wyniku których otrzymano mapę przedstawioną u dołu. Przedstawiona metodyka może zostać zastosowana do wizualizowania: informacji dotyczących parametrów technicznych poszczególnych linii elektroenergetycznych (np. data budowy, data modernizacji, klasa linii, rodzaj linii, długość),

63 Zastosowanie map cyfrowych w analizie awaryjności linii przesyłowych 63 informacji związanych z eksploatacją sieci przesyłowej (bieżące obciążenie, dopuszczalna obciążalność, temperatura przewodów), informacji wspomagających zarządzanie kryzysowe w przypadku wystąpienia awarii (wyłączenie linii, stopień uszkodzenia, charakter uszkodzeń), wyników analiz dotyczącej systemu przesyłu energii elektrycznej, innych informacji przypisanych do poszczególnych linii. Jeden z przykładów zastosowania przedstawionej metodyki pokazano na Rys. 4. a) b) Rys. 3. Sieć przesyłowa w Polsce: a) mapa źródłowa, b) mapa przetworzona, przedstawiona w środowisku Google Maps (tylko linie 400 kv)

64 64 Łukasz Dzierżanowski, Michał Tomaszewski a) b) Rys. 4. Fragment wizualizacji posiej sieci przesyłowej z uwzględnieniem długości linii i okresu ich eksploatacji 3. ZASTOSOWANIE PROPONOWANEGO ROZWIĄZANIA DO WIZUALIZACJI WYSTĘPOWANIA WARUNKÓW ATMOSFERYCZNYCH SPRZYJAJĄCYCH OSADZANIU SIĘ ŚNIEGU NA PRZEWODACH LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH Jednym z istotnych czynników wywołujących rozległe awarie sieci elektroenergetycznych są ekstremalne zjawiska atmosferyczne oddziaływujące na napowietrzne linie przesyłowe. Osadzanie mokrego śniegu na przewodach linii elektroenergetycznych może powodować obciążenia przekraczające wytrzymałość mechaniczną nawet nowych, dobrze zaprojektowanych linii. Podjęcie działań w celu zwiększenia bezpieczeństwa elektroenergetycznego wymaga wykonania analizy częstości występowania określonych warunków atmosferycznych mogących powodować rozległe awarie systemu elektroenergetycznego [9, 10]. W artykule [11] zaprezentowano założenia i wyniki analizy częstości występowania warunków atmosferycznych sprzyjających osadzaniu się mokrego śniegu na przewodach napowietrznych linii elektroenergetycznych w Polsce. Przedstawione prace zmierzają do określenia ryzyka wystąpienia awarii systemu elektroenergetycznego spowodowanych oblodzeniem.

65 Zastosowanie map cyfrowych w analizie awaryjności linii przesyłowych 65 a) b) Rys. 5. Zastosowanie proponowanego rozwiązania do wizualizacji występowania warunków atmosferycznych sprzyjających osadzaniu się śniegu na przewodach linii elektroenergetycznych: a) oryginalna prezentacja rezultatów badań [10], b) mapa przetworzona, przedstawiona z wykorzystaniem technologii Google Maps Jako warunki sprzyjające oblodzeniu przewodów linii elektroenergetycznych przyjęto przedziały czasu, w których jednocześnie występują określone wartości wybranych parametrów pogodowych (takich jak: temperatura powietrza, prędkość wiatru, występowanie i rodzaj opadów atmosferycznych) opisujących oddziaływanie atmosferyczne na linie elektroenergetyczne. Do wykonania obliczeń zastosowano dane pomiarowe z 17 punktów pomiarowych

66 66 Łukasz Dzierżanowski, Michał Tomaszewski zlokalizowanych na terenie Polski (9 punktów pomiarowych) oraz w bliskim sąsiedztwie granic Polski (8 punków pomiarowych). Dla potrzeb analizy częstości występowania warunków atmosferycznych sprzyjających oblodzeniu celowe jest odpowiednie przedstawienie otrzymanych rezultatów badań. Ze względu na istotne znaczenie długości trwania okresu występowania niekorzystnych zjawisk atmosferycznych zdecydowano się na kategoryzację zdarzeń, co pozwoliło na obserwację częstości występowania zdarzeń szczególnie niebezpiecznych lub istotnych z punktu widzenia planowania profilaktycznej polityki remontowej czy inwestycyjnej. Na kolejnej ilustracji (Rys. 5a) przedstawiono mapę częstości występowania zdarzeń trwających dłużej niż 6 godzin. W celu uwydatnienia znaczenia problemu i skali zagrożenia systemu elektroenergetycznego na mapę dodatkowo nałożono strukturę polskiej sieci przesyłowej (stan aktualny oraz nowe, planowane linie). Na Rys. 5b przedstawiono natomiast rezultaty analiz z zastosowaniem metodyki opisanej w artykule. Wyraźnie widać parametry przypisane poszczególnym liniom. Interfejs użytkownika pozwala na dowolne skalowanie analizowanej mapy oraz wyświetlanie wybranego jej fragmentu. Istnieje możliwość wyboru zakresu prezentowanych informacji. 4. PODSUMOWANIE Zastosowanie środków w celu przeciwdziałania awariom systemu elektroenergetycznego (budowa wzmocnionych linii, działania prewencyjne, organizacja zarządzania kryzysowego, itp.), ze względu na przestrzenny charakter systemu przesyłowego, wymaga zastosowania odpowiednich metod prezentacji parametrów linii czy też wyników przeprowadzanych analiz wspomagających procesy decyzyjne. Przy obecnym stanie rozwoju technik internetowych naturalnym sposobem jest wizualizacja informacji na ogólnodostępnych mapach cyfrowych. Zaprezentowany sposób pozwala na zastosowanie wspólnego rozwiązania umożliwiającego dynamiczne przedstawianie informacji przestrzennej bez zastosowania specjalistycznego oprogramowania po stronie użytkownika (prezentacja danych z wykorzystaniem dowolnej przeglądarki internetowej). W ramach dalszych prac planowane jest: opracowanie uniwersalnego interfejsu pozwalającego na wyświetlanie dowolnej informacji dotyczącej polskiego systemu przesyłowego na mapach cyfrowych, analizę możliwości zastosowania przedstawionej metodyki dla map cyfrowych alternatywnych dla środowiska Google Maps, ocenie/analizie możliwości zastosowania przedstawionej metodyki dla innych branż, w których istnieje potrzeba prezentacji danych powiązanych z lokalizacją obiektów na mapie,

67 Zastosowanie map cyfrowych w analizie awaryjności linii przesyłowych 67 rozszerzenie funkcjonalności tworzonego interfejsu o możliwość wielowarstwowej prezentacji różnych typów lub zestawów danych (np. korelacja danych eksploatacyjnych z danymi opisującymi warunki pogodowe). LITERATURA [1] Bartodziej G., Dzierżanowski Ł., 2013, Analiza kosztów cyklu życia w eksploatacji elektroenergetycznej linii przesyłowej, WYBRANE PROBLEMY EKSPLOATACJI SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH, Wydawnictwo Nowa Energia, Racibórz. [2] Bildirici I., Ulugtekin N., 2010, Web mapping with Google Maps Mashups: overlaying geodata, A Special Joint Symposium of ISPRS Technical Commission IV & AutoCarto in Conjunction with ASPRS/CaGIS 2010, Fall Specialty Conference November 15-19,Orlando. [3] Viet Nga D., Nguyet Quang D., Yung Xuen C., Lee Chee L., Hang See O., 2012, Open Source GIS-Based System for Displaying Data in Smart Grid, 2012 International Conference on Smart Grid Systems (ICSGS 2012), IPCSIT vol.45, IACSIT Press, Singapore. [4] Vijayalakshmi B., Manonmani V., 2011, A Study on Integrating open Source Software and Google Maps using Mashup Technology, International Journal of Computer Applications (IJCA). [5] Maldzhanski P., 2010, Using Google Map API functions to create applications using geographic spatial data, 3rd International Conference on Cartography and GIS, June, 2010, Nessebar, Bulgaria. [6] Google Maps API, [7] KML Reference, [8] PSE-Operator.S.A., 2013, [9] Bartodziej G., Tomaszewski M., 2010, Problems of Vast Failures of a Power System, Wydawnictwo Nowa Energia, Racibórz. [10] Tomaszewski M., Bartodziej G., 2011, Prevention of effects of overhead lines failures caused by ice and snow adhesion and accretion, Cold Regions Science and Technology, Volume 65, Pages [11] Tomaszewski M., Ruszczak B., 2013, Analysis of frequency of occurrence of weather conditions favouring wet snow adhesion and accretion on overhead power lines in Poland, Cold Regions Science and Technology, Volume 85/2013, Pages DIGITAL MAPS FOR TRANSMISSION LINES FAILURE FREQUENCY ANALYSIS The paper presents a sketch of methodology used for failure incidents categorization along with the idea of displaying processed analysis results on digital maps. The market economy demands a process of changes in methodologies and technologies used in power system maintenance. The problem of economical effectiveness coupled with raising demands for the quality of power supply are growing to be the main concern at the moment. Keeping the reliability of supply at a high level strongly influences the economics of the enterprise and is a great factor in the national safety politics. The need for reduction of failure effects is growing constantly, pressing for the improvement of diagnostic and monitoring systems.

68

69 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Robert WRÓBLEWSKI* KASKADOWE UKŁADY OBIEGÓW CIEPLNYCH W MIKROKOGENERACJI Obecnie w mikrogeneracji i małej generacji rozproszonej wykorzystuje się jednostki wytwórcze oparte o tłokowe silniki spalinowe i turbiny gazowe, w których entalpię fizyczną gorących gazów spalinowych wykorzystuje się w wymiennikach zasilających system CO. Ponieważ gazy spalinowe mają temperaturę znacznie wyższą od temperatury czynnika grzewczego w instalacjach CO, istnieje możliwość zbudowania kaskady urządzeń wytwórczych. W artykule przedstawiono analizę energetyczną układów technologicznych wytwarzania energii elektrycznej i ciepła złożonych z kaskadowo połączonych obiegów cieplnych. Zastosowanie układów kaskadowych powoduje zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej przy ciągle wysokiej sprawności energetycznej układu technologicznego. 1. WSTĘP Rozwój cywilizacji jest związany ze stałym wzrostem zużycia energii, która jest niezbędna do rozwoju gospodarczego i społecznego ludzkości. Przeważająca część zużywanej energii jest wytwarzana z paliw kopalnych w konwencjonalnych elektrowniach parowych ze stosunkowo małą sprawnością procesu. Powoduje to wzrost koncentracji CO 2 w atmosferze i przez to wzrost efektu cieplarnianego. Jednym z argumentów za jak najbardziej efektywnym wykorzystaniem paliw kopalnych są ograniczone ich zasoby oraz wzrastające koszty wydobycia. Powoduje to ciągły wzrost cen paliw kopalnych, a co za tym idzie również wzrost cen energii elektrycznej i ciepła. Zwiększenie efektywności wykorzystania paliw może zostać osiągnięte poprzez udoskonalanie technologii energetycznych, wykorzystujących paliwa kopalne oraz coraz szersze wprowadzanie kogeneracji jako wysokosprawnego procesu, prowadzące do wzrostu sprawności wykorzystania energii chemicznej paliw pierwotnych. Wytwarzanie energii elektrycznej w dużych elektrowniach systemowych jest obarczone koniecznością przesyłania energii elektrycznej na znaczne odległości co wiąże się z powstawaniem strat przesyłu. Podobnie sytuacja wygląda w przypadku wytwarzania ciepła w dużych ciepłowniach i elektrociepłowniach gdzie rozległe sieci ciepłociągów również generują straty. Rozwiązaniem nie posiadających * Politechnika Poznańska.

70 70 Robert Wróblewski wyżej wymienionych wad jest zastosowanie generacji rozproszonej, zwłaszcza mikro i małej generacji, gdzie wytworzona energia elektryczna jest zużywana lokalnie na miejscu lub przesyłana na bardzo małe odległości co powoduje praktyczne wyeliminowanie strat przesyłu. Układy mikro- i małej kogeneracji cechują się ponadto wysoką sprawnością wykorzystania energii chemicznej paliwa. 2. UKŁADY MIKRO I MAŁEJ KOGENERACJI Najczęściej stosowanymi urządzeniami kogeneracyjnymi w układach mikro i małej kogeneracji są układy z silnikami tłokowymi i turbinami gazowymi. [1] W przypadku układów z turbinami gazowymi wykorzystuje się gorące gazy spalinowe do produkcji ciepła użytkowego w wymiennikach ciepłowniczych. W układach z silnikami spalinowymi źródłem ciepła są gorące gazy spalinowe, ciecz chłodząca płaszcz wodny silnika oraz wymiennik chłodzenia oleju smarnego. Układy te cechują się stosunkowo wysoką sprawnością wykorzystania energii chemicznej paliwa niemniej rosnące z roku na rok ceny nośników energii powodują, że dąży się do uzyskania maksymalnie wysokiej sprawności wytwarzania zarówno energii elektrycznej jak i ciepła. W przypadku turbin gazowych jak i silników tłokowych gazy spalinowe maja znacznie wyższą temperaturę niż ta wymagana w instalacjach grzewczych. Daje to możliwość wykorzystania energii gorących gazów spalinowych w jako górnego źródło obiegu z czynnikiem organicznym (ORC organic Rankine a cycle). Schemat obiegu ORC przedstawiono na rysunku 1. Jest on dokładnie taki sam jak schemat układu z turbiną parową. Różnica polega na tym, że zamiast czynnika w postaci pary wodnej i wody w obiegu wykorzystuje się czynnik organiczny. Istnieje wiele czynników, które ze względu na zakres ciśnień być potencjalnymi czynnikami roboczymi. Należy jednak podkreślić, że substancje te były opracowywane przede wszystkim do zastosowań w obiegach lewobieżnych (chłodniczych). p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] b = Boiler efficiency [%] P = Pow er [kw] i = Isentropic efficiency [%] m,e = Mechanical*Electrical eff. [%] H = Heat output [kw] P el = Electrical Pow er [kw] P m = Mechanical Pow er [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T high = High end temp. diff. [K] E,in = Energy input [kw] H,trans = Transmitted heat flow [kw] 1 7 b = 100 % E,in = kw P = kw i = 80 % m,el = % 3 P m = kw 2 i = 75 % T low = K T high = 5.00 K H,trans = kw P el = kw m,e = 95 % H = kw 6 4 P = kw i = 80 % m,el = 75 % Rys. 1. Schemat technologiczny zamodelowanego obiegu ORC

71 Kaskadowe układy obiegów cieplnych w mikrokogeneracji 71 Rys. 2. Wykres temperatury w funkcji entropi dla obiegu ORC (czynnik roboczy toluen) [3] p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] b = Boiler efficiency [%] P = Pow er [kw] i = Isentropic efficiency [%] m,e = Mechanical*Electrical eff. [%] H = Heat output [kw] P el = Electrical Pow er [kw] P m = Mechanical Pow er [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T high = High end temp. diff. [K] E,in = Energy input [kw] H,trans = Transmitted heat flow [kw] H = b = 100 % E,in = kw kw P m = kw i = 75 % T low = K T high = K H,trans = kw 6 T low = K T high = 5.00 K H,trans = kw H 3 5 P el = kw m,e = 95 % P = kw i = 80 % m,el = % P = kw i = 80 % m,el = % Rys. 3. Schemat technologiczny zamodelowanego obiegu ORC z wymiennikiem regeneracyjnym Czynniki typowo dedykowane do obiegów ORC są dopiero opracowywane. Na rysunku 2 przedstawiono obieg termodynamiczny dla toluenu. Ze względu na to, że w obiegach ORC dla części czynników proces rozprężania kończy się w obszarze pary przegrzanej (w przypadku obiegów z czynnikiem w postaci wody i pary wodnej proces rozprężania kończy się w obszarze pary mokrej) w celu poprawy sprawności obiegu stosuje się wymiennik regeneracyjny wykorzystujący ciepło izobarycznego ochładzania czynnika do temperatury skraplania. Schemat

72 72 Robert Wróblewski takiego układu przedstawiono na rysunku 3 (wymiennik regeneracyjny nr 7). Na rysunku 4 przedstawiono wpływ temperatury przed turbiną dla czynnika w postaci toluenu na sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Krzywe oznaczono Rys 1 i Rys 4 adekwatnie do schematów przedstawionych na tych właśnie rysunkach. Z charakterystyki tej widać, że wymiennik regeneracyjny powoduje wzrost sprawności wytwarzania energii elektrycznej, przy czym przyrost ten jest tym większy im większa jest temperatura czynnika roboczego. Rys. 4. Wpływ temperatury czynnika (toluenu) przed turbiną na sprawność wytwarzania energii elektrycznej dla obiegu ORC prostego (Rys. 1) i z wymiennikiem regeneracyjnym (Rys. 3) Rys. 5. Wpływ temperatury czynnika (toluenu) przed turbiną na sprawność wytwarzania ciepła dla obiegu ORC prostego (Rys. 1) i z wymiennikiem regeneracyjnym (Rys. 3) Na rysunku 5 przedstawiono wpływ temperatury czynnika (toluenu) przed turbiną na sprawność wytwarzania ciepła dla prostego obiegu ORC i z wymiennikiem regeneracyjnym. Wzrostowi sprawności wytwarzania energii elektrycznej towarzyszy obniżenie sprawności wytwarzania ciepła przy jednocześnie wysokiej sprawności energetycznej w całym badanym przedziale.

73 Kaskadowe układy obiegów cieplnych w mikrokogeneracji MODELOWANIE UKŁADÓW KASKADOWYCH W celach porównawczych zamodelowano mikroturbinę energetyczną firmy Capstone C-60 pracującą w układzie bloku siłowniano-ciepłowniczego. Model tej turbiny przedstawiono na rysunku 6. Układ składa się ze sprężarki, (1) komory spalania (3) i turbiny gazowej (2). Sprężarka i turbina są na wspólnym wale z generatorem. W układzie znajdują się też dwa wymienniki rekuperator wykorzystujący ciepło spalin do podgrzania powietrza przed komora spalania (7) oraz wymiennik ciepłowniczy (8). Model i obliczenia energetyczne wykonano przy pomocy programu Cycle-tempo [2] p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] P el = Electrical Pow er [kw] = 5.99 p reac = 4.80 bar H,reac = kw H H P m = Mechanical Pow er [kw] P = Pow er [kw] i = Isentropic efficiency [%] m,e = Mechanical*Electrical eff. [%] = Airfactor [-] p reac = Reaction pressure [bar] H,reac = Reaction heat [kw] P el = kw P m = kw i = 85.2 % P = kw i = 76.2 % m,el = 99 % H = kw Rys. 6. Schemat obiegu cieplnego turbiny gazowej z wymiennikiem ciepłowniczym (8) Podobny model wykonano dla bloku kogeneracyjnego z silnikiem tłokowym (rysunek 7). Układ wytwórczy składa się z turbiny gazowej będącej źródłem mocy mechanicznej w tym modelu oraz szeregu wymienników: układu chłodzenia oleju smarnego (4), chłodzenia płaszcza wodnego (7), wymiennik ciepłowniczy spaliny woda (10). Straty ciepła do otoczenia uwzględniono modelując odpowiedni układ z wymiennikiem 2. Zamodelowanie poszczególnych urządzeń pozwoliło na zbudowanie układów kaskadowych: turbina gazowa + obieg ORC oraz silnik tłokowy + obieg ORC. W przypadku obu układów kaskadowych jako wariant zastosowano dodatkowy wymiennik ciepłowniczy ekonomizer w którym wykorzystywano jeszcze ciepło spalin do produkcji czynnika grzewczego. Określając parametry pracy poszczególnych elementów układu, program korzystając z równań bilansowych wyznacza przepływy w poszczególnych gałęziach. Jednym z efektów pracy programu jakie otrzymujemy jest zestawienie wyników w postaci tabeli zawierającej: sprawności wytwarzania energii elektrycznej brutto i wytwarzania energii elektrycznej netto, sprawność

74 74 Robert Wróblewski wytwarzania ciepła oraz sprawność całkowitą elektrociepłowni, które można zapisać wzorami: sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto: Pelbsc PelORC el (1) BQ sprawność wytwarzania energii cieplnej: sprawność energetyczna układu: Oznaczenia: w Qc c BQ w (2) Pelbsc PelORC Qc en BQ w (3) Strumień paliwa [kg/s] moc elektryczna bloku siłowniano-ciepłowniczego [kw] moc elektryczna turbiny ORC [kw] Moc cieplna wymienników ciepłowniczych [kw] Wartość opałowa paliwa [kj/kg] p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] P el = Electrical Pow er [kw] H = Heat output [kw] H,trans = Transmitted heat flow [kw] H H = kw P el = kw H 17 5 H = kw H 3 H H,trans = kw 12 Rys. 7. Zastępczy model agregatu kogeneracyjnego z silnikiem tłokowym

75 Kaskadowe układy obiegów cieplnych w mikrokogeneracji p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] P el = Electrical Pow er [kw] = Airfactor [-] p reac = Reaction pressure [bar] 5 H,reac = Reaction heat [kw] H = Heat output [kw] P el = kw = 5.99 p reac = 4.80 bar H,reac = kw H P = kw i = 76.2 % m,el = 99 % H H = kw H H T low = K T high = K H,trans = kw T low = K T high = K H,trans = kw 7 14 P m = kw i = 75 % T low = K T high = K H,trans = kw T low = K H T high = 5.00 K H,trans = kw P el = kw m,e = 95 % Rys. 8. Schemat układu kaskadowego złożonego z turbiny gazowej i obiegu ORC z dodatkowym wymiennikiem (ekonomizer 16) P el = kw p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass f low [kg/s] P el = Electrical Pow er [kw] P m = Mechanical Pow er [kw] H = Heat output [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T high = High end temp. diff. [K] H,trans = Transmitted heat flow [kw] H H H H = kw H H T low = K T high = K H,trans = kw T low = K T high = K H,trans = kw H = kw 6 21 P m = kw i = 75 % T low = K T high = K H,trans = kw P el = kw m,e = 95 % H T low = K T high = 5.00 K 12 H,trans = kw H,trans = kw Rys. 9. Schemat układu kaskadowego złożonego z silnika tokowego ZI i obiegu ORC z dodatkowym wymiennikiem (ekonomizer 16)

76 76 Robert Wróblewski Wyniki efektywności energetycznej poszczególnych układów elektrociepłowni przedstawiono w tabeli 2.1 oraz na wykresie na rysunku 10. Na stwierdzić, że zastosowanie układów kaskadowych znacząco podnosi sprawność wytwarzania energii elektrycznej, przy ciągle wysokiej sprawności energetycznej. Tabela 2.1. Wyniki analizy energetycznej badanych układów kogeneracyjnych Urządzenia wytwórcze Sprawność wytwarzania energii elektrycznej ( el) Sprawność wytwarzania ciepła ( c) Sprawność energetyczna ( ec) [%] [%] [%] Turbina gazowa (TG) pracująca w obiegu prostym 26,67 51,88 78,28 TG +ORC 33,72 32,97 66,18 TG+ORC+ekonomozer 33,72 44,25 77,80 Miniblok elektrociepłowniczy z silnikiem tłokowym (BSC) 34,32 56,41 90,73 BSC +ORC 43,90 44,46 87,68 BSG+ORC+ekonomozer 43,90 47,15 90,38 Rys. 10. Wyniki analizy energetycznej badanych układów kogeneracyjnych 3. WNIOSKI Instalacje stosowane w generacji rozproszonej osiągają obecnie porównywalne sprawności wytwarzania energii elektrycznej z dużymi źródłami systemowymi. Wymagają jednak najczęściej zastosowania droższych paliw gazowych, lub ciekłych co częściowo rekompensowane jest poprzez uniknięcie znacznych kosztów przesyłu i dystrybucji.

77 Kaskadowe układy obiegów cieplnych w mikrokogeneracji 77 W artykule przedstawiono koncepcję modelownia układów kogeneracyjnych pracujących w układzie kaskadowym z układem ORC. Zamodelowany układ elektrociepłowni gazowej pracującej w obiegu prostym charakteryzuje się sprawnością wytwarzania energii elektrycznej na poziomie 26,67%, sprawnością wytwarzania ciepła 51,88% i sprawnością całkowitą na poziomie 78,28%. Wykorzystanie gazów spalinowych z miktorurbiny do zasilania układu ORC powoduje wzrost sprawności wytwarzania energii elektrycznej o 7 p.p. Układ bez ekonomizera ma jednak niższą sprawność energetyczną niż sama turbina gazowa. Zastosowanie dodatkowego wymiennika spalin w takim układzie pozwala na wyprodukowanie dodatkowej ilości ciepła i zwiększa wartość sprawności wytwarzania ciepła o ok 11 p.p. (praktycznie do wartości sprawności energetycznej bloku kogeneracyjnego z turbiną gazową. W przypadku minibloku elektrociepłownianego z silnikiem tłokowym uzyskano następujące sprawności: sprawność wytwarzania energii elektrycznej 34,32%, sprawność wytwarzania ciepła 56,41% i sprawność całkowita na poziomie 90%. Zastosowanie w tym przypadku układu kaskadowego z obiegiem ORC powoduje wzrost sprawności wytwarzania energii elektrycznej o ok. 9 p.p. Zastosowanie dodatkowego ekonomizera powoduje wzrost sprawności wytwarzania ciepła o niecałe 3 p.p. Przeprowadzona analiza energetyczna układów kaskadowych pokazała, że stosowane układów kaskadowych z obiegiem ORC pozwala na znaczne zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej. LITERATURA [1] Skorek Janusz, Kalina Jacek: Gazowe układy kogeneracyjne, WNT, Warszawa [2] Cycle-Tempo 5.0 manual. TU Delft. [3] FluidProp program do obliczeń termodynamicznych właściwości czynników CASCADE HEAT FLOW IN MICRO-COGENERATION SYSTEMS Currently in small distributed generation and microgeneration are used manufacturing units based on piston internal combustion engines and gas turbines, in which physical enthalpy of hot exhaust gases is used in exchangers supplying of co system. Because the exhaust gases have temperature much higher than the temperature of heating agent in the Central Heating, it is possible to build a cascade of manufacturing equipment. The article gives an energy analysis of the technological systems generating electricity and heat consisting of cascade connected thermal circuits. Application of cascade systems increases the efficiency of electricity generation at the still high energy efficiency.

78

79 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Ryszard FRĄCKOWIAK * Piotr PIECHOCKI ** WPŁYW PARAMETRÓW ROZDZIELNI NA DOBÓR WARTOŚCI CZASU TRWANIA ZWARCIA NA LINIACH PRZESYŁOWYCH DO OBLICZANIA SKUTKÓW DYNAMICZNYCH W artykule przedstawiono metodę oceny wartości czasu trwania zwarcia na linii przesyłowej z punktu widzenia skutków dynamicznych w rozdzielniach najwyższych napięć NN z przewodami szynowymi giętkimi. Jako kryterium doboru wartości czasu trwania zwarcia przyjęto spodziewaną roczną częstość przekroczeń wyznaczanych sił dynamicznych. Wyniki badań symulacyjnych, wykonanych metodą Monte Carlo ukazują wpływ parametrów rozdzielni i zainstalowanych w niej urządzeń (napięcia znamionowego, mocy zwarciowej, zawodności wyłączników i zabezpieczeń, konfiguracji EAZ) na proponowane wartości czasu trwania zwarcia w zwarciowych obliczeniach inżynierskich. 1. WSTĘP Wartości naciągów dynamicznych przewodów w rozdzielniach z przewodami giętkimi zależą nie tylko od parametrów geometrycznych i mechanicznych przęseł rozdzielni, ale również od parametrów charakteryzujących przebieg prądu zwarciowego, w tym od czasu trwania zwarcia. Przyjęcie w inżynierskich analizach niewłaściwej wartości czasu trwania zwarcia może prowadzić do strat ekonomicznych, związanych z przewymiarowaniem urządzeń lub z ich uszkodzeniem a nawet zniszczeniem. Stosunkowo niewielka liczebność zarejestrowanych wartości czasu trwania zwarcia w rzeczywistej sieci sprawia, że wiarygodność otrzymanych rozkładów tej zmiennej losowej jest mała i nie daje możliwości oceny wartości czasu T k na podstawie prawdopodobieństwa ich występowania. Pewną pomoc w doborze wartości czasu trwania zwarcia do wyznaczania zagrożeń spowodowanych zakłóceniami zwarciowymi mogą stanowić badania symulacyjne oparte na metodzie Monte Carlo. W artykule przedstawiono metodę oceny czasu trwania zwarcia na linii przesyłowej z punktu widzenia skutków dynamicznych w rozdzielniach z szynami giętkimi. Wyniki symulacyjnej analizy dla dotyczą rozdzielni 220 i 400 kv. * Politechnika Poznańska. ** Polskie Sieci Elektroenergetyczne Zachód S.A.

80 80 Ryszard Frąckowiak, Piotr Piechocki 2. MODEL SYMULACYJNY DO ANALIZY SKUTKÓW DYNAMICZNYCH, PRZYJĘTE ZAŁOŻENIA Obliczenia wartości sił dynamicznych oparto na metodzie zawartej w normie PN-EN [1]. Do analizy tych sił opracowano program Flexible Conductor [2]. Obliczanie skutków dynamicznych wymaga znajomości geometrii przęsła, danych charakteryzujących przewód i konstrukcje wsporcze w przęśle oraz parametrów charakteryzujących zwarcie. Te ostatnie mają charakter losowy. Można przyjąć, że czas trwania zwarcia nie ma wpływu na wartości siły spowodowane oddziaływaniem dynamicznym przewodów w obrębie wiązki F pi [3]. Dla określonego przęsła, istotny wpływ na wartości siły wynikającej z oddziaływania przewodów sąsiednich faz na siebie F t i siły związanej z opadaniem przewodów po wyłączeniu zwarcia F f, posiada wartość prądu zwarciowego w przewodach szynowych oraz czas jego przepływu. Wpływ składowej nieokresowej na wartości tych sił jest pomijalny [1]. Ogólny schemat wyznaczania rozkładów sił dynamicznych F t i F f metodą symulacji Monte Carlo pokazano na rys. 1. Rys. 1. Schemat wyznaczania rozkładów sił dynamicznych Dla kolejno symulowanych zwarć wyznacza się miejsce i rodzaj zwarcia i na tej podstawie oblicza się wartość prądu zwarciowego w przewodach szynowych oraz czas trwania zwarcia. Następnie dla określonego przęsła rozdzielni oblicza się

81 Wpływ parametrów rozdzielni na dobór wartości czasu trwania zwarcia 81 wartości sił dynamicznych oraz roczną częstość ich występowania. Odpowiedni program komputerowy pozwalający na realizację przedstawionych obliczeń został napisany w środowisku Delphi. Zasadę oraz algorytm wyznaczania czasu trwania zwarcia przedstawiono w pracy [4]. Czasy działania zabezpieczeń dla określonej nastawy czasowej są odwzorowane za pomocą rozkładów: logarytmicznonormalnego lub normalnego. W algorytmie uwzględniono, działanie automatyki samoczynnego ponownego załączania na zwarcie - SPZ, uwspółbieżnianie zabezpieczeń, działanie łącznika szyn i związanego z nim zabezpieczenia oraz działanie lokalnej rezerwy wyłącznikowej - LRW. Wyniki analizy rozkładów czasu trwania zwarcia (czasu przepływu prądu od strony rozdzielni), podczas zakłóceń na linii przesyłowej, przeprowadzonej dla określonych typów zabezpieczeń oraz dla różnych konfiguracji EAZ omówiono [4]. Przyjęto, że pola rozdzielni są wyposażone w wyłączniki DLF, a ich współczynnik zawodności q w wynosi 0,03. Analizę sił dynamicznych przeprowadzono dla dwóch rozdzielni 220 kv i 400 kv. Przyjęto, że w planowanym układzie sieci maksymalna wartość prądu podczas zwarcia trójfazowego na szynach rozdzielni wynosi 40 ka. Ponadto założono, że prąd zwarciowy płynący badaną linią podczas zwarcia na szynach jest pomijalnie mały, tzn., że maksymalna wartość prądu zwarciowego, płynącego od strony szyn zbiorczych podczas zwarcia na badanej linii, jest bliska 40 ka. Rozpływ prądu w otoczeniu rozdzielni wyznaczono przy założeniu, że prądy zwarciowe dopływające do szyn zbiorczych od pozostałych pól wzrosły proporcjonalnie do wartości w układzie aktualnym. Ponadto przyjęto, że prąd zwarciowy ma stałą wartość na całej długości analizowanego przęsła szyn zbiorczych. Nie uwzględniano zmniejszania wartości prądu zwarciowego w przęśle wskutek rozpływu w rozdzielni. Przyjęte założenia mają na celu wybór sytuacji najmniej korzystnej, ze względu na obliczane zwarciowe skutki dynamiczne. Roczną częstość przekroczeń poszczególnych wartości prądu płynącego od strony rozdzielni podczas zwarć trójfazowych i dwufazowych na badanych liniach przedstawiono na rys. 2 a, b. a) b) Rys. 2. Roczna częstość przekroczeń poszczególnych wartości prądu zwarciowego podczas zwarć na badanej linii: a) 220 kv, b) 400 kv

82 82 Ryszard Frąckowiak, Piotr Piechocki 3. ANALIZA SIŁ DYNAMICZNYCH W ROZDZIELNI 3.1. Obliczenia dla wybranych przęseł Badania sił dynamicznych przeprowadzono dla przęsła głównego rozdzielni 220 kv o długości l = 56 m i odstępie pomiędzy fazami 3,5 m oraz 400 kv o długości 72 m i odstępie pomiędzy fazami 6 m. W obu przęsłach zastosowano 2 przewody AFL w każdej fazie o odstępie 200 mm. Przyjęto wartość siły statycznej F st = 20 kn/fazę. Zależność wartości badanej siły F t od czasu trwania zwarcia, dla przęsła 220 kv przedstawiono w postaci graficznej na rys. 3a. Na rysunku 3b przedstawiono natomiast, wyznaczoną na drodze symulacji, spodziewaną roczną częstość przekroczeń poszczególnych wartości tej siły. a) b) Rys. 3. Zależność wartości siły F t od czasu trwania zwarcia (a) oraz roczna częstość przekroczeń poszczególnych wartości siły F t (b) Na podstawie uzyskanych wyników można określić wartości czasu trwania zwarcia T ko, jakie należy przyjmować podczas obliczania siły F t przy założonej wartości ryzyka zagrożenia R az (spodziewanej częstości przekroczenia wyznaczonej wartości siły F t ). Na rysunku 3 b zaznaczono wartości sił F t1, F t2 i F t3 odpowiadające wartościom ryzyka przekroczenia /a, /a oraz /a Na rys. 3a zaznaczono natomiast wartości czasu trwania zwarcia T ko1, T ko2 i T ko3 odpowiadające tym siłom. Wartości czasów do obliczania siły F t, wyznaczone dla uwzględnianych przęseł 220 kv i 400 kv, dla trzech wartości ryzyka, zestawiono w tabeli 1. W tabeli tej podano także maksymalne wartości siły oraz minimalny czas, po jakim/którym te wartości wystąpią. Wyniki obliczeń wskazują, że wpływ na rezultaty analizy posiada poziom napięcia rozdzielni i związany z nim rozkład prądu zwarciowego oraz parametry przęsła. Bardziej szczegółowa analiza pokazuje także, że dla tych samych warunków zwarciowych, większe wartości czasu T ko należy przyjmować dla przęseł dłuższych, o mniejszym naprężeniu statycznym i o większej masie dodatkowej.

83 Wpływ parametrów rozdzielni na dobór wartości czasu trwania zwarcia 83 Tabela 1. Wartości czasu trwania zwarcia proponowane do wyznaczania siły F t dla badanych przęseł rozdzielni 220 i 400 kv dla określonych wartości ryzyka R az 220 kv 400 kv R az, 1/a F t, kn T ko, ms F t, kn T ko, ms , , , , , , ,31 >347 34,99 >500 Siła F f pojawia się przy odpowiednio dużych wartościach prądów zwarciowych i czasów ich przepływu przez przewody w przęśle. Mniejszym wartościom prądów zwarciowych odpowiadają większe wartości czasu trwania zwarcia, po którym pojawi się siła F f. Ilustrują to krzywe wyznaczone dla przęsła 220 kv (rys. 4). Dla prądu mniejszego od 26,5 ka siła F f nie pojawi się w ogóle. Na zależność siły F f od czasu T k wpływa wartość siły F st, masa dodatkowa i długość przęsła. Chociaż siła F f w rozdzielniach NN może osiągać duże wartości, większe niż siła F t, jednak prawdopodobieństwo ich pojawienia jest bardzo małe. Analiza wskazuje, że częstość występowania siły F f dla przęsła 400 kv jest mniejsza niż /a, a dla przęsła rozdzielni 220 kv jest mniejsza niż /a. Tak mała wartość częstości upoważnia do rozpatrzenia możliwości pominięcia tej siły w obliczeniach skutków dynamicznych [5]. Wartości czasu trwania zwarcia, jakie należałoby przyjmować do wyznaczania siły F f dla przęsła 220 kv dla ryzyka R az = /a wynosi ok. 380 ms. Wpływ parametrów przęsła na wartości czasów przyjmowanych w obliczeniach tej siły jest podobny jak w przypadku siły F t. Rys. 4. Zależność siły F f od czasu trwania zwarcia dla przęsła 220 kv wyznaczona dla czterech wartości prądu zwarciowego: 1 26,5 ka, 2 30 ka, 3 35 ka, 4 40 ka

84 84 Ryszard Frąckowiak, Piotr Piechocki 3.2. Wpływ konfiguracji EAZ i zawodności urządzeń Wyraźny wpływ na dobór czasu trwania zwarcia posiada konfiguracja EAZ. Przykładowe wyniki obliczeń wykonanych przy uwzględnieniu działania automatyki SPZ i uwspółbieżniania zabezpieczeń (konfiguracja 1) oraz przy założeniu, że automatyka SPZ jest odstawiona i nie występuje uwspółbieżnianie zabezpieczeń (konfiguracja 2) zamieszczono w tabeli 2. Tabela 2. Przykładowe wartości czasu trwania zwarcia (T ko, ms) do wyznaczania siły F t, dla wybranych konfiguracji EAZ Konfiguracja 1 Konfiguracja 2 R az, 1/a 220 kv 400 kv 220 kv 400 kv Zależności wartości czasu T ko od współczynnika zawodności wyłącznika dla przęsła 220 kv przedstawiono na rys. 4. Wpływ współczynnika q w dla wartości mniejszych od 0,05 na wartość czasu T ko do obliczania siły F t jest wyraźniejszy im mniejsza jest wartość założonego poziomu ryzyka. Wraz ze wzrostem współczynnika zawodności maleje jego wpływ na wyznaczane wartości czasu T ko. a) b) Rys. 5. Zależność wartości czasu T ko do wyznaczania sił dynamicznych (a F t, b F f ) od współczynnika zawodności wyłączników, dla ryzyka R az : /a, /a, /a Wpływ współczynnika zawodności zabezpieczeń na wartości czasu T ko jest pomijalny (rys. 6 rozdzielnia 220 kv). Znaczący wpływ współczynnika q z na wartości czasu T ko pojawia się dopiero przy większych wartościach q z, które w rzeczywistości nie występują (w przypadku siły F t, dla q z większego niż 0,4).

85 Wpływ parametrów rozdzielni na dobór wartości czasu trwania zwarcia 85 a) b) Rys. 6. Zależność wartości czasu T ko do wyznaczania sił dynamicznych (a F t, b F f ) od współczynnika zawodności zabezpieczeń, dla ryzyka R az : /a, /a, /a 3.3. Wpływ mocy zwarciowej rozdzielni Istnieje wyraźny związek pomiędzy wartością czasu T ko a wartością prądu pojawiającą się podczas zwarcia na szynach rozdzielni. Większym wartościom prądu zwarciowego odpowiadają także większe wartości sił dynamicznych. Jednak wartości czasu przyjmowane do wyznaczania siły F t, przy określonych poziomach ryzyka są mniejsze dla rozdzielni o większych wartościach prądu zwarciowego. Przyczynia się do tego większe tłumienie prądu zwarciowego przez reaktancję linii. Ilustrują to wyniki symulacji wykonane dla przęseł 220 kv i 400 kv - rys 7. a) b) Rys. 7. Zależność wartości czasu T ko do wyznaczania siły F t od maksymalnej wartości prądu zwarcia na szynach, ryzyka R az : /a, /a, /a; dla przęsła: a 220 kv, b 400 kv 4. PODSUMOWANIE Badania symulacyjne mogą stanowić pomoc przy doborze czasu trwania zwarcia w inżynierskich obliczaniach sił F t i F f. Proponowany dobór oparto na poziomach przyjmowanego w analizie ryzyka, tzn. spodziewanej częstości wystąpienia przekroczenia wyznaczanej siły, w czasie eksploatacji rozdzielni. Wyznaczane wartości czasu trwania zwarcia zależą głównie od parametrów przęsła rozdzielni, zastosowanego naciągu statycznego przewodów oraz mocy zwarciowej.

86 86 Ryszard Frąckowiak, Piotr Piechocki W rozdzielniach najwyższych napięć o długich przęsłach siła F f posiada z reguły znacznie większe wartości niż siła F t ale prawdopodobieństwo jej wystąpienia jest bardzo małe. Szczególnie podczas modernizacji istniejącej rozdzielni potrzebę jej uwzględnienia należy umotywować analizą ekonomiczną. Zamieszczone wyniki dla rozdzielni 400 kv wskazują, że przewidywana częstość występowania sił F f jest mniejsza niż /a. Przyjęte założenia, szczególnie nie uwzględnienie rozpływu prądu zwarciowego w rozdzielni oraz założenie stałej temperatury przewodów przed zwarciem, znacznie zawyżają spodziewaną wartość ryzyka. W dalszych pracach przewiduje się zastosowanie prezentowanej metody do określania wartości czasu T ko dla zwarć w samej rozdzielni. LITERATURA [1] PN-EN Obliczanie skutków zwarciowych Część I: Definicje i metody obliczania (IEC Short-circuit currents - Calculation of effects. Geneve 1993). [2] Frąckowiak R., Piechocki P.: Model symulacyjny do oceny obciążeń dynamicznych w rozdzielniach z szynami giętkimi koncepcja programu komputerowego, Materiały XII Konferencji Naukowej Zastosowanie Komputerów w Elektrotechnice, ZKwE 07, Poznań 2007, s [3] Frąckowiak R., Mitkowski E., Paszylk R.: Application of Monte Carlo method to dynamic tension assessment in substations with flexible bus-bars, Archives of Electrical Engineering, nr2, pp [4] Frąckowiak R., Piechocki P.: Wartości czasu trwania zwarcia w sieci elektroenergetycznej najwyższych napięć w świetle badań symulacyjnych. Academic Journals Electrical Engineering, PUT, nr 70, Poznań 2012, pp [5] Pscherer L., Stegemann G., Probabilistyczna ocena obciążeń zwarciowych wyłączników wysokiego napięcia (Warrscheinlichkeitsorientierte Bewertung von Leistungsschalterbeanspruchungen durch Kurzschlusstrome). Materiały III Międzynarodowe Sympozjum "Jakość zasilania z układów sieciowych", Gliwice 1986, s INFLUENCE OF SUBSTATION PARAMETERS ON THE CHOICE OF FAULT DURATION ON TRANSMISSION LINES FOR DYNAMIC EFFECTS CALCULATION In the paper, a method of assessment of the fault duration on the transmission line is presented regarding dynamic effects in the highest LV substations equipped with flexible bus conductors. Expected yearly frequency of exceeding the calculated dynamic forces has been assumed as the fault duration choice criterion. The simulation results carried out using the Monte Carlo technique are showing how the parameters of the substation and its devices affect the proposed fault duration values in the engineer s sort-circuit calculations.

87 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Rafał GASZ* IDENTIFICATION OF OBJECTS BASED ON METRIC IMAGES AS AN EFFECTIVE DIAGNOSTIC TOOL USED IN POWER ENGINEERING The paper presents the method for semi-automatic diagnostics of support structures for high voltage lines with use of metrical photographs. Diagnostics of electric power lines is an important component of their operation and consists of determination which components of the support structures need repairs or maintenance. However, it is a very time-consuming and usually really expensive process. Therefore this paper discloses the method that may make it easier to determine current technical condition of poles since it consists in comparison of real photos against virtual patterns that are developed on the basis of 3D models worked out from technical documentation. The proposed method makes it possible to analyze data that have been collected beforehand or can be applied online to carry out real-time investigations. However, application of the method in the on-line mode would enable much faster selection of poles for further assessment of them. 1. INTRODUCTION Electric power lines comprise dozens of support structures and each such structure is made up of hundreds components. Technical soundness of these is one of basic requirements necessary to assure safe operation of the entire system. Breaks in supplies of electricity caused by poor technical condition of power lines, which is usually manifested under harsh weather conditions, can be painful, in worst cases, to even large areas of the country [1]. Therefore it is necessary to provide diagnostics for all components of power lines: support structures, cables and wires, insulators and supplementary equipment. Electric power poles are particularly exposed to various damaging factors, mostly of mechanical nature, as well as corrosion. Sometimes the defects are caused by human activities, unintentional or purposeful ones. Each of such factors leads to weakening of the structure and, under extreme weather conditions, can be a reason for deflections, falls or even breaks of poles. Thus, reliable and methodical diagnostics of technical condition is essential for assessment of support structures. * Opole University of Technology.

88 88 Rafał Gasz 2. EXISTING METHODS FOR DIAGNOSTICS OF SUPPORT STRUCTURES Technical diagnostics of support structures is usually carried out during scheduled inspection determined by the inspection timeline. Such inspections may be long-lasting and expensive, depending on facilities and technical means involved. However, even the most expensive diagnostics methods with use of CCTV and thermovision cameras installed on mobile flying platforms are unable to guarantee that all essential information about technical condition of poles is acquired [2]. Sequences of chromatic video images recorded both in visible light and IR bandwidth during flights over electric power lines reach sizes of dozens GB. Even viewing such huge amounts of acquired data within reasonable time limits is time consuming and needs extreme effort and attention from those who are employed as experts in assessment of structures. To cut down expenses and reduce the time of necessary analyzes it is practical to take benefit from various automatic techniques. For the needs of trustworthy analysis it would be sufficient to use the methods of screening surveys for large populations where it is essential to avoid omission of any incorrect result (failures) even if a certain percentage of targeted components are free of real defects. Electric power distributing companies that deal with transmission of electricity and maintenance of power lines usually possess the complete documentation of their infrastructure, including photos of all line components. If quality of photos is satisfying they can be used to determine technical condition of poles. When a photo of a facility in question is available it is possible to read all necessary information that is shown on it. The readouts may serve for identification of all structural components presented on snapshots and their technical condition. However, the photos have substantial drawbacks entailed by imperfectness of optical lenses, where distortion of is the major factor that leads to deformation of images and deteriorates quality of photos that are used for measurements. The deformations can be caused by two types of radial distortion, i.e. the barrel and pillow ones. Distortion is the optical imperfectness that consists in variations of the image magnification with increasing distance from the optical axis of a lens [2, 3]. It leads to disturbance in proportions and deformation of shapes on images. Distortion usually occurs on snapshots that are taken with use of zoom lenses (with variable focal distance). The barrel distortion is manifested by rounding the image to the outside that makes a characteristic shape where the image is mapped around a sphere. It is the imperfection that is typical for wide angle lenses with short focal distances. On the other hand, bowing of the image lines inwards, to the picture centre, is referred to as the pincushion or pillow distortion and is usual for telephoto lenses.

89 Identification of objects based on metric images as an effective diagnostic Fig. 1. The method of virtual images algorithm a) b) c) Fig. 2. Image: normal (a), pincushion distortion (b) barrel distortion (c) Another blurring that frequently occurs is aberration. The most common aberration types are the spherical and chromatic ones. To the more or less significant degree the both aberration types affect readability of images by worsening of sharpness on certain areas of pictures [2, 3]. Eventually, the same points presented on two different photos cannot be mapped on each other. The spherical aberration consists in the fact that the optical power of lenses varies for light beams in pace with their distance between the central axis and boundaries of the optical system. As a result a blurred photo is obtained with poor

90 90 Rafał Gasz readability and with high content of noise, which may make difficult to clearly identify individual parts of images. Another type of image imperfection is the chromatic aberration that consists in focusing variation of incoming beams depending on the light wavelength. The chromatic aberration is manifested on photo images as a colour envelope around contrasting parts of the image, for instance the pole structure on the background of bright sky. To obtain photos that are suitable for the metrical analysis one has to remember about appropriate calibration of the measuring equipment or about appropriate touch-up correction of images taken. To enable metrical analysis of snapshots it is first necessary to know spatial orientation of each photograph and the camera positioning when the image was taken. The factors for orientation of photographs are classified into the factors of internal and external orientation. The factors of internal orientation include the distance of images also known as the camera constant as well as the main point of photograph. The camera constant is defined as the distance between the projection centre and the projection plane. For ordinary, non-metric cameras it is equivalent to the focal length of camera lens. In turn, the main point of photograph is understood as the perpendicular projection of the projection centre onto the image plane. Location of the main point is defined in a local co-ordinate system for the photo that is referred to as the system of background coordinates. The horizontal axis of the coordinate system is denoted as X whereas the vertical one as Y, where coordinates of the system central point are specified as {x 0, y 0 }. Location of the camera main point is determined during the process of camera calibration. On the other hand, the factors of external orientation comprise: 3D coordination of the projection centre location of the projection centre against a field (global) coordinate system XYZ and three angles that define location of the camera axis and the projection plane within the field space the elevation (tilt) angle, the azimuth angle and the rotation angle. To enable identification of the image components it is first necessary to know the exact position of the photo camera, or more strictly, position of the matrix centre. For that purpose it is possible to implement the method of normal photos that consists in some assumptions that serve as the basis for measurements and are associated with positions and mutual orientation of photographs. But use of trigonometric functions and the principle of the triangle similarity one can calculate coordinates of the camera location where the pictures were taken from. The presented method [3] with the algorithm outlined in Fig. 1 is intended to check completeness of the structure and benefits from the method of image analysis [4, 5]. It enables to make a preliminary diagnosis in the automatic way and to select the structures for further, more detailed analyzes of their condition. The proposed method uses photographs of support structures and virtual images, i.e. the images that are obtained in a virtual environment as the result from rendering of

91 Identification of objects based on metric images as an effective diagnostic virtual models for the structure of the same type with consideration to a specific location of the observer. The process consists in comparative analysis of the actual condition of the structure reproduced in the photographs against the models that are developed in a CAD environment. Virtual images were developed with use of the AutoCAD software environment. Steel support structures, in spite of various design options varying from one structure to another, are rather simple solutions and accurately specified in their engineering documentation, which makes it possible to develop their 3D models in many CAD-type virtual environments. The detailed investigations were focused in the Z52 pole, in particular on the bottom part of the truss. The virtual model of the truss is depicted in Fig. 3 whilst Fig. 4 shows the photo of the real pole support structure. Fig. 3. Model of part of the truss Fig. 4. The truss The information that is indispensable to acquire from each photograph is location of the camera, i.e. its relative coordinates, which can be obtained by photogrammetric engineering (backtracking). Prior to use of the image it is necessary to process it accordingly to eliminate all geometrical deformations caused by distortion of the lens. For that purpose one can use a test chart and dedicated specialized software. The camera location can be found out on the basis

92 92 Rafał Gasz of direct measurements, e.g. by means of a range-finer that measures distances to the characteristic points of the pole. When camera coordinates are known it is possible to develop a virtual image within the CAD software. For that purposes also other parameters of the camera are necessary, such as its focal length (VxH angles) and resolution of its matrix. Upon determination of the camera position a virtual image was developed by application of the rendering process with the result as shown in Fig. 5. As one can easily see, the image produced by the rendering process if free of the background that exists on the real photo. Obviously, the background can be added, but removing it from the real photo seems to be a better solution. Fig. 5. The virtual image For that purposes one can use either a mask that is created on the basis of chromatic spectrum of the photo (colour of the truss should differ from the background colour) or a thermovision photo taken from the same location (depending on the solar illumination, season of the year and time of the day the steel structure temperature is clearly different than its surroundings). It is also possible the benefit from the virtual image from the rendering process but in such a case it is necessary to use the chromatic spectrum of the real photo. The product (superposition) of the mask (as a binary image) and the real photo is shown in Fig. 6. Regardless that fact that the outcome image has been converted into a black and white picture the structure of the pole truss is perfectly seen on the processed image. Fig. 6. The result of the conjunction of two images

93 Identification of objects based on metric images as an effective diagnostic Processing a real photo with use of a virtual image makes it possible to achieve the picture where one can see all the existing structural components that should be in place on a real object according to the engineering documentation. Therefore it is easy to detect whether any part is missing or not. Such a detection process can be carried out when any difference between a virtual image and a processed real snapshot is fond out. To demonstrate the outcome of the presented method a certain fragment was removed from the real photo marked with a red circle (loop) (Fig. 7). The photo was that subjected to the foregoing process of analysis and, after the image processing was completed, the missing fragment was distinguished by blue colour. Such a result should suggest that the structure condition should be thoroughly inspected. Fig. 7. The image of a piece of truss removed 3. RECAPITULATION AND CONCLUSIONS The proposed method can be an efficient tool meant for preliminary, automatic analysis of acquired snapshots in order to verify completeness of support structures. Since some structural component can be invisible on a single image the complete analysis should be based on several snapshots taken from various locations. Further progress of the studies should comprise automation of the entire process, in particular automatic development of virtual images. It is also essential to draw up a method for automatic determination of the camera location on the basis of typical components within the investigated structure. Obviously, electric power lines are not made up merely of support structures. The proposed method can be also used for diagnostics of other components, e.g. protective equipment, insulators or verification of correct layout of wires. Capabilities of the detection algorithms can be enhanced by application of the chromatic analysis tools, e.g. for detection of visible corrosion spots or chipped appearance of porcelain insulators.

94 94 Rafał Gasz REFERENCES [1] Bartodziej G., Tomaszewski M., Problems of extensive power grid failure, Nowa Energia, 2010 (in Polish). [2] Głuch I., Krzyżanowski J., The diagnostic power of geometry objects, Pomiary Automatyka Kontrola nr 9bis/2005 (in Polish). [3] Gasz R., Zator S., Virtual images use for diagnostic elements of power lines, Nowa Energia, 2/2012, pp (in Polish). [4] Tadeusiewicz R., Computer analysis and image processing, Wydawnictwo Fundacji Postępu Telekomunikacji, Kraków 1997 (in Polish). [5] Woźnicki J., Basic techniques for image processing, Wydawnictwa Komunikacji i Łączności, Warszawa 1996 (in Polish). Stypendia doktoranckie - inwestycja w kadrę naukową województwa opolskiego. Projekt współfinansowany przez Unię Europejską w ramach Europejskiego Funduszu Społecznego.

95 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Bartosz OLEJNIK* WYBRANE FUNKCJE ZABEZPIECZENIOWE STEROWNIKA POLOWEGO W artykule przedstawiono wybrane aspekty pracy algorytmów zabezpieczeniowych sterowników polowych. Opisano funkcje ukryte w głębi algorytmów, jednakże bardzo ważne ze względu na pracę elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej podczas nietypowych awarii w liniach średniego napięcia. Opisywane funkcje do tej pory nie były badane. Typowym przykładem takiego zagadnienia jest działanie zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych o charakterystyce zależnej w przypadku, gdy prąd wejściowy zmienia swoją wartość po rozruchu zabezpieczenia. Innym przykładem jest praca zabezpieczenia admitancyjnego przy odkształconych przebiegach składowej zerowej prądu w doziemionej linii. Przedstawiono rozwiązania wiodących firm z rynku polskiego wraz z ich analizą. Praca została w całości oparta na doświadczeniach i pomiarach prowadzonych przez autora w laboratoriach Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej. 1. WSTĘP System elektroenergetyczny jest zbiorem urządzeń, które służą do wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej. W celu zapewnienia poprawnego funkcjonowania wszystkich jego elementów musi być nad nimi prowadzony ciągły nadzór zarówno przez człowieka jak i przez cały szereg układów automatyki. Obecnie ten pierwszy jest wycofywany na rzecz tego drugiego, ze względu na zbyt mało efektywne reakcje człowieka na nagłe zdarzenia, które występują w systemie elektroenergetycznym. Z powyższego wynika, że elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) spełnia niezwykle istotną rolę rozpoznaje awarię i odpowiednio szybko podejmuje właściwą decyzję, polegającą na przykład na samoczynnym wyłączeniu uszkodzonego elementu. Przykładem współczesnej aparatury realizującej funkcje elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej są terminale polowe. Tego typu urządzenia mikroprocesorowe posiadają przynajmniej jedno łącze cyfrowe z systemem nadzoru, wykonują zadania w zakresie obsługi wydzielonego pola elementu systemu elektroenergetycznego (linii, transformatora, generatora itp.) związane z EAZ eliminacyjną, prewencyjną bądź restytucyjną. Terminale polowe realizują także funkcje pomiarowe wielkości elektrycznych, sterują łącznikami, rejestrują zdarzenia i zakłócenia, lokalizują miejsce zwarcia itp. Odmianą terminali * Politechnika Poznańska.

96 96 Bartosz Olejnik polowych są sterowniki polowe, które wyposażone są dodatkowo w przyciski do sterownia łącznikami oraz, opcjonalnie, w wyświetlacz (zwykle graficzny), na którym pokazywane są aktualne stany tych łączników. Od sterowników i terminali polowych dla pól rozdzielni średniego napięcia wymaga się realizacji wielu zadań, wśród których najważniejszą część stanowią te, które bezpośrednio wynikają z potrzeb automatyki zabezpieczeniowej. W związku z tym najważniejsze algorytmy pomiarowo obliczeniowe dotyczą przede wszystkim: wyznaczania podstawowych wielkości pomiarowych, takich jak prądy i napięcia fazowe oraz składowe symetryczne prądu i napięcia, obliczania wielkości złożonych, jak moc, energia, admitancja, obliczania czasu oraz uruchamiania procedur decyzyjnych, które mają wpływ na zmiany stanów łączników, określania wartości zmiennych logicznych [2]. Wszystkie algorytmy oparte są na znajomości zjawisk zachodzących w systemie elektroenergetycznym podczas awarii, a także na tzw. wiedzy inżynierskiej oraz doświadczeniu autorów tychże procedur. Istnieje jednak pewna grupa zabezpieczeń, których algorytmy nie są do końca opisywane najczęściej z przyczyn ich marginalizowania. Należą do nich np. zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne o charakterystyce zależnej czy też zabezpieczenia admitancyjne. Na badaniu tych dwóch funkcji skupił się autor w niniejszej publikacji. 2. ZABEZPIECZENIE NADPRĄDOWE ZWŁOCZNE ZALEŻNE Zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne o charakterystyce zależnej pełnią rolę zabezpieczeń podstawowych i rezerwowych od skutków zwarć międzyfazowych czy przeciążeń w liniach, transformatorach i silnikach. Dzięki zastosowaniu członów zależnych możliwe jest ich selektywne działanie. Przykładowa charakterystyka czasowo - prądowa zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego zależnego przedstawiona została na rys. 1. Producenci urządzeń udostępniają do wyboru szereg charakterystyk wg normy IEEE C oraz/lub IEC Często implementowane są także własne zależności koncernu, umożliwia się też nastawienie własnej, niestandardowej charakterystyki. Rola użytkownika w konfiguracji tego zabezpieczenia jest niewielka parametry do nastawienia to wartość t nast, I nast oraz typ charakterystyki. Czas zadziałania zabezpieczenia obliczany jest według zależności: t tnast L (1) l 1 lnst

97 Wybrane funkcje zabezpieczeniowe sterownika polowego 97 w której: t nast nastawa czasowa zabezpieczenia; I nast prądowy próg zadziałania; I bieżąca wartość prądu; α, β stałe zależne od rodzaju charakterystyki, L stała określana tylko w przypadku charakterystyk rodziny IEEE. Rys. 1. Przykładowa charakterystyka czasowo prądowa Problemem jest ustalenie wartości prądu I, ponieważ w rzeczywistych przypadkach podczas awarii wartość ta nie przyjmuje wartości stałej. Producenci urządzeń radzą sobie z tym zjawiskiem bardzo różnie. Bywa nawet, że problem ten pozostaje przez nich niezauważony i zabezpieczenie zadziała z czasem takim, jaki został obliczony przy jego rozruchu. Jest to oczywiście duże nadużycie, choćby ze względu na to, że zwiększanie się wartości prądu zwarciowego już po rozruchu zabezpieczenia może spowodować uszkodzenie elementów sieci, a w skrajnych przypadkach, zniszczenie całej stacji SN. Wykonany został szereg prób, które miały na celu ustalenie sposobu pracy algorytmu zabezpieczenia nadprądowego zwarciowego o charakterystyce zależnej. W tym celu generowano przebieg wymuszenia prądowego jak na rysunku 2. Rys. 2. Przebieg wymuszenia prądowego

98 98 Bartosz Olejnik Mierzony był czas zadziałania odpowiednio skonfigurowanego zabezpieczenia. Czas ten konfrontowano z wynikami obliczeń analitycznych. Istnieją trzy główne metody obliczania wybranej wielkości: a) na podstawie średniej arytmetycznej z I, b) na podstawie średniej arytmetycznej z I 2, c) na podstawie średniej geometrycznej z I. Testowane były urządzenia dwóch wiodących producentów wyposażone w algorytm odpowiedniego zabezpieczenia. Sprawdzano działanie sprzętu dla trzech podstawowych charakterystyk: IEC NI (Normal Inverse normalnie zależna), IEC VI (Very Inverse silnie zależna), IEC EI (Extremely Inverse ekstremalnie zależna). Przykładowe wyniki badań zestawiono w tabeli 2.1. Tabela 2.1. Przykładowe wyniki badań zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego I 1 I 2 t 1 t wyłśr I wyłśr I obl1 na podst. średniej arytmetycznej z I I obl2 na podst. średniej arytmetycznej z I 2 I obl3 na podst. średniej geometrycznej z I I obl1 δi 1 I obl2 δi 2 I obl3 δi 3 A A s s A A % A % A % Urządzenie A, charakterystyka IEC EI 3,5 7 0,5 2,057 6,313 6,149 2,59 6,330 0,27 5,901 6,53 3,5 7 1,5 2,817 5,419 5,136 5,22 5,424 0,11 4,836 10, ,616 5,607 5,088 9,25 5,638 0,57 4,327 22, ,376 3,660 3,079 15,88 3,702 1,17 2,621 28,39 Urządzenie B, charakterystyka IEC NI ,199 5,204 5,809 11,62 6,181 18,77 5,194 0, ,5 4,523 4,610 5,342 15,89 5,831 26,49 4,619 0, ,290 8,116 8,479 4,48 8,777 8,14 8,101 0, ,598 6,809 7,220 6,04 7,624 11,97 6,803 0,08 Urządzenie B, charakterystyka IEC EI 2 7 0,5 2,163 6,209 5,845 5,85 6,213 0,06 5,215 16, ,573 4,847 4,201 13,33 4,879 0,67 3,464 28, ,5 4,983 4,136 3,487 15,68 4,170 0,82 2,899 29, ,586 7,228 6,850 5,23 7,261 0,46 6,456 10,68 Urządzenie B, charakterystyka IEC VI 2 7 0,5 2,69 6,069 6,070 0,03 6,374 5,04 5,525 8, ,942 4,436 4,463 0,63 5,115 15,32 3,700 16, ,072 7,572 7,587 0,21 7,987 5,49 7,142 5, ,629 6,182 6,197 0,24 6,553 6,01 5,899 4,58

99 Wybrane funkcje zabezpieczeniowe sterownika polowego 99 W tabeli 2.1: I 1, I 2, t 1 jak na rys. 2, t wyłśr średni czas zadziałania zabezpieczenia na podstawie serii pięciu pomiarów, I wyłśr obliczona, na podstawie charakterystyki zabezpieczenia, średnia wartość prądu zadziałania, I obl1 - obliczeniowa wartość prądu zadziałania obliczona jako średnia arytmetyczna z wartości prądów zadziałania obliczonych na podstawie średniej arytmetycznej z wartości skutecznych prądu w danej chwili, δi 1 - błąd względny prądu I obl1 w stosunku do prądu I wyłśr, I obl2 - obliczeniowa wartość prądu zadziałania obliczona jako średnia arytmetyczna z wartości prądów zadziałania obliczonych na podstawie średniej arytmetycznej z kwadratów wartości skutecznych prądu w danej chwili, δi 2 - błąd względny prądu I obl2 w stosunku do prądu I wyłśr, I obl3 - obliczeniowa wartość prądu zadziałania obliczona jako średnia geometryczna z wartości prądów zadziałania obliczonych na podstawie średniej geometrycznej z wartości skutecznych prądu w danej chwili, δi 3 - błąd względny prądu I obl3 w stosunku do prądu I wyłśr. Jak widać, urządzenia różnych producentów w odmienny sposób traktują zmienną wartość prądu zwarciowego po rozruchu, wykorzystując wszystkie trzy wyżej wspomniane metody. Kontrowersje może budzić stosowanie do obliczeń średniej geometrycznej prądów. W ogólnym przypadku ten rodzaj średniej używany jest wtedy, gdy istotne są nie bezwzględne, a względne zmiany mierzonego parametru. Stosunkowo trudno przenieść te informacje na dziedzinę EAZ. Tego rodzaju metoda nie powinna być zatem stosowana, chociaż sądząc po wynikach prób (obliczenia wg zależności 2), zapewnia większy poziom bezpieczeństwa dla chronionego urządzenia. Obliczanie prądu na podstawie średniej arytmetycznej z kwadratu prądu przebiega wg zależności opisanej wzorem 3. Takie podejście jest właściwie w przypadku zabezpieczania przed skutkami przeciążeń. Zgodnie z prawem Joule a, w każdym przewodniku ilość wydzielonego ciepła Q jest proporcjonalna do kwadratu płynącego przez niego prądu I, rezystancji R oraz czasu t. I obl ln( n I ) ln( I n i i i 1 i 1 i 1 n ln( I 3 n Ii e e exp( ) (2) n n n i 1 n 2 Ii I i obl 1 2 (3) n W powyższych zależnościach: I i wartość prądu i-tej próbki, n liczba próbek. Tego rodzaju sposób obliczania prądów można polecać do stosowania w nowych rozwiązaniach terminali i sterowników polowych. Warto ponadto dodać, że w algorytmach często można spotkać funkcję tzw. minimalnego czasu zadziałania. Dla dużych wartości prądów, w celu zachowania selektywności ) n i )

100 100 Bartosz Olejnik działania zabezpieczeń, może istnieć potrzeba sztucznego wydłużenia czasu zadziałania. Przykładowa charakterystyka pokazana jest na rysunku 3. Rys. 3. Przykładowa charakterystyka czasowo prądowa z minimalnym czasem zadziałania na poziomie t min Wartą podkreślenia jest także funkcja opóźnienia powrotu przekaźnika, przydatna szczególnie w czasie występowania zwarć doziemnych przerywanych, które są trudne do wykrycia. Działanie opiera się na podtrzymywaniu pobudzenia zabezpieczenia przez nastawiony czas t r po zaniku występowania kryterium rozruchowego (np. zmniejszeniu składowej zerowej prądu poniżej nastawionej wartości). Jeżeli w czasie krótszym od t r wartość wielkości kryterialnej ponownie zwiększy się powyżej wartości nastawczej, nastąpi zadziałanie zabezpieczenia po czasie równym nastawionemu czasowi zabezpieczenia, przy czym zwłoka ta będzie liczona od chwili wystąpienia pierwszego zakłócenia. Maksymalnie, w przypadku aktywnej funkcji zamrożenia zegara, pobudzenie może utrzymywać się przez czas wyrażony zależnością 4. t t t (4) pobudzenie Zastosowanie takiej funkcji, poza oczywistą przydatnością w przypadku zwarć przerywanych, jest korzystne np. w przypadku zachowania selektywności działania zabezpieczeń. Sytuacja taka może wystąpić wówczas, gdy funkcja zależna jednego terminala musi zostać zablokowana w celu umożliwienia niezależnego czasowo zadziałania innego terminala ze względu na uzyskanie selektywności działania zabezpieczeń, zwłaszcza, gdy występuje szereg przekaźników wykonanych w różnych technikach, tj. analogowej i cyfrowej. nast 3. ZABEZPIECZENIE ADMITANCYJNE Do wykrywania i lokalizacji zwarć doziemnych w sieciach z punktem neutralnym izolowanym oraz w sieciach skompensowanych, charakteryzujących się małymi prądami zwarcia doziemnego, stosuje się następujące rodzaje zabezpieczeń reagujących na ustalone przebiegi wielkości pomiarowych wykorzystujące: r

101 Wybrane funkcje zabezpieczeniowe sterownika polowego 101 a) podstawowe harmoniczne składowych zerowych prądów i napięć oraz kierunek składowych czynnych lub biernych prądu zerowego, b) wyższe harmoniczne zawarte w prądach i napięciach zerowych, c) zewnętrzne sygnały zmienno- lub stałoprądowe [3]. W admitancyjnych zabezpieczeniach ziemnozwarciowych wartością pomiarowo-rozruchową może być moduł admitancji zerowej linii Y 0 lub jedna z jej składowych: G 0 lub B 0 [1]. Celem prowadzonych w laboratorium pomiarów było sprawdzenie sposobu wyznaczania modułu admitancji Y 0 przez zabezpieczenie implementowane w sterowniku polowym jednego z wiodących producentów. Wszystkie badania wykonywano przy zasilaniu napięciem sinusoidalnym o częstotliwości 50 Hz. W składowej zerowej prądu generowano dodatkowo wyższe harmoniczne. Wynika to z obserwacji przebiegów w praktyce odkształcany jest najczęściej sygnał I0, podczas gdy składowa zerowa napięcia ma przebieg czysto sinusoidalny. Generowana składowa zerowa prądu, w ogólnym przypadku zawierała wyższe harmoniczne, a opisana jest zależnością: i a I sin( 2 fn t ) (5) N %N N w której: a %N I N udział N-tej harmonicznej w przebiegu prądu, N rząd harmonicznej, φ N przesunięcie fazowe N-tej harmonicznej prądu względem napięcia, f częstotliwość podstawowa (50 Hz). Na podstawie przeprowadzonych pomiarów można potwierdzić fakt obliczania przez zabezpieczenie admitancji zerowej na podstawie pierwszej (podstawowej) harmonicznej składowej zerowej prądu. Należałoby jednak zastanowić się nad faktem poprawności zastosowania takiej procedury. Ze względów na charakter zwarcia doziemnego, w jego prądzie bardzo często pojawiają się wyższe harmoniczne. Ponadto z praktyki wiadomo, że niejednokrotnie amplituda składowej o wyższej częstotliwości jest porównywalna, a nawet większa od harmonicznej podstawowej. Z tego powodu uwzględnienie składowych o częstotliwościach będących całkowitymi wielokrotnościami częstotliwości podstawowej wydaje się być zasadne. Tego typu rozwiązania były już implementowane w automatyce zabezpieczeniowej, jednakże praktyki te zostały zaprzestane. Zaleca się, aby przy konstruowaniu nowych rozwiązań sterowników i terminali polowych ponownie do nich powrócić i rozpatrywać nie tylko podstawową składową admitancji zerowej jako wielkość kryterialną przy rozruchu zabezpieczenia. 4. ZAKOŃCZENIE Algorytmy zabezpieczeniowe implementowane w nowoczesnych rozwiązaniach sterowników polowych podlegają ciągłym ewolucjom i udoskonaleniom. W niniejszym artykule skupiono się na dwóch z nich: zabezpieczeniu nadprądowym zwłocznym o charakterystyce zależnej oraz admitancyjnym. N

102 102 Bartosz Olejnik Rozstrzygnięty został sposób wyznaczania wartości prądu obliczeniowego w przypadku zmian prądu wejściowego po rozruchu zabezpieczenia. Zaleca się stosowanie średniej arytmetycznej z kwadratów próbek prądowych. Ponadto poleca się używanie funkcji minimalnego czasu zadziałania zabezpieczenia, jeżeli sterownik bądź terminal jest w nią wyposażony. W przypadku zabezpieczenia admitancyjnego zaleca się uwzględnianie wyższych harmonicznych prądu przy obliczaniu wielkości kryterialnych. Wszystkie powyższe funkcje powinny być implementowane w nowych rozwiązaniach sterowników i terminali polowych. LITERATURA [1] Lorenc J., Admitancyjne zabezpieczenia ziemnozwarciowe, Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej, 2007 (in Polish). [2] Lorenc J., Hoppel W., Kryteria decyzyjne w systemach cyfrowych zabezpieczeń i pomiarów uwzględniające sposób pracy punktu neutralnego sieci średniego napięcia. Problemy systemów elektroenergetycznych, Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, 2006 (in Polish). [3] Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych. Wydawnictwo Naukowo Techniczne, Warszawa 2004 r. (in Polish). SELECTED IED PROTECTION FUNCTIONS The paper presents some aspects of the work IED protection algorithms. These functions are hidden deep in the algorithms, however, very important for the power protection automation during abnormal failure in the MV lines. These functions have not been tested yet. An example of this problem is action of the IDMT overcurrent protection when the input current changes its value after protection start-up. Another example is the work of an earth fault protection based on Y0> criteria, when Y0 signal is distorted. The article is entirely based on the experience and measurements conducted by the author in the laboratories of the Institute of Electrical Power Engineering Poznań University of Technology.

103 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Sławomir CIEŚLIK* MODEL MATEMATYCZNY ZAGREGOWANEGO ELEMENTU UKŁADU ELEKTRYCZNEGO W CYFROWYCH SYMULATORACH PRACUJĄCYCH W CZASIE RZECZYWISTYM W artykule przedstawiono koncepcję modelu matematycznego zagregowanego elementu układu elektrycznego stosowanego w cyfrowych symulatorach pracujących w czasie rzeczywistym. W tego typu symulatorach, oprócz odpowiedniej dokładności wyników, ważny jest czas obliczeń. Zastosowanie proponowanego modelu wraz z dekompozycją modelu układu elektrycznego na potrzeby obliczeń równoległych zmniejsza liczbę równań w układzie rozwiązywanym w każdym kroku całkowania. Wymiernym efektem tego jest uzyskanie wyników w krótszym czasie. 1. WSTĘP Problemy dotyczące modelowania matematycznego układów elektrycznych należą do grupy zagadnień numerycznych charakteryzujących się dużą intensywnością arytmetyczną. Jest ona definiowana [5] jako stosunek czasu na wykonanie operacji arytmetycznych w programie do czasu na transfer danych do i z pamięci operacyjnej. Właśnie dla tego typu zagadnień możliwe jest wykorzystanie procesorów graficznych (GPU) [3]. Zatem celowe jest poszukiwanie efektywnych sposobów podziału procesu obliczeniowego na zadania realizujące te same operacje dla różnych danych. System pracujący w czasie rzeczywistym rozumiany jest jako cyfrowa platforma komputerowa, w której wyniki obliczeń zależą nie tylko od danych generowanych przez otoczenie, ale również od upływu czasu. Bazując na standardach IEEE [4, 6], można zdefiniować pojęcie symulatora działającego w czasie rzeczywistym jako platformę cyfrową, w której obliczenia wykonywane są współbieżnie z procesem zewnętrznym (otoczenie) w celu sterowania, nadzoru lub terminowego reagowania na zdarzenia występujące w tym procesie. Specyfiką pracy symulatorów pracujących w czasie rzeczywistym jest wymiana danych z otoczeniem, która odbywa się w ściśle określonych chwilach. Zakłada się, że wartości sygnałów wejściowych i wyjściowych są w określonych chwilach * Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy w Bydgoszczy.

104 104 Sławomir Cieślik zatrzaskiwane w jednostkach pamiętających. Wymiana danych z otoczeniem odbywa się zgodnie z taktowaniem zegara sterującego z określoną stałą częstotliwością, zwaną częstotliwością wymiany danych pomiędzy symulatorem i otoczeniem. Z częstotliwości tej bezpośrednio wynika kwant czasu pracy symulatora. Obliczenia numeryczne w symulatorze w rzeczywistości muszą być wykonywane w czasie krótszym od kwantu czasu pracy tego symulatora, aby umożliwić terminowe reagowanie na zdarzenia. W związku z tym wprowadza się pojęcie programowego kroku całkowania równań różniczkowych, z którym są rozwiązywane równania występujące w modelu matematycznym. Symulator działa skutecznie pod względem terminowego reagowania na zdarzenia wtedy, gdy równania modelu matematycznego układu elektrycznego całkowane z określonym programowym krokiem rozwiązywane są w rzeczywistości w czasie krótszym od przyjętego kwantu czasu pracy tego symulatora. Zagadnienia związane z obwodowymi modelami matematycznymi układów elektrycznych w cyfrowych symulatorach pracujących w czasie rzeczywistym przedstawiono w rozprawie [2]. W niniejszym artykule zaprezentowano model matematyczny zagregowanego elementu układu elektrycznego, który wraz z dekompozycją modelu tego układu na potrzeby obliczeń równoległych zmniejsza liczbę równań w matematycznym układzie rozwiązywanym w każdym kroku całkowania. Wymiernym efektem tego jest uzyskanie wyników w krótszym czasie. 2. MODEL MATEMATYCZNY ZAGREGOWANEGO LINIOWEGO TRÓJFAZOWEGO ELEMENTU UKŁADU ELEKTRYCZNEGO [2] Zagregowany liniowy trójfazowy element strukturalny jest to połączenie przynajmniej dwóch podstawowych liniowych trójfazowych elementów strukturalnych, w którym w sposób jawny wyróżnione są wewnętrzne węzły obwodu elektrycznego (węzeł jako połączenie minimum trzech gałęzi). Celem praktycznym tworzenia zagregowanych elementów strukturalnych jest zmniejszenie liczby węzłów w analizowanym układzie elektrycznym, a tym samym zmniejszenie liczby równań w rozwiązywanych numerycznie równaniach. Na rysunku 1 przedstawiono schemat liniowego trójfazowego zagregowanego elementu strukturalnego typu RL+RL w postaci trójbiegunnika. Liniowy trójfazowy zagregowany element strukturalny typu RL+RL składa się z połączenia dwóch liniowych trójfazowych elementów strukturalnych typu RL. Dla odróżnienia samych elementów, ich parametrów oraz wielkości fizycznych z nimi związanych zastosowano oznaczenia: element RLx oraz RLy. Element zagregowany, jego parametry oraz wielkości fizyczne oznaczono symbolem RLz. Wewnątrz elementu RLz wyróżniono trzy węzły: 1w, 2w i 3w.

105 Model matematyczny zagregowanego elementu układu elektrycznego w 105 Dla przykładu wyprowadzony jest dyskretny model liniowego trójfazowego zagregowanego elementu strukturalnego typu RL+RL (rys. 1) stowarzyszony z interpolacyjnym algorytmem Eulera i 1 i 1x 2 i 2 i 2x 3 i 3 i 3x R Ax R Bx R Cx 4 1 L Ax i 1y 5 2 L Bx i 2y 6 3 L Cx RLx i 3y R Ay R By R Cy 4 L Ay 5 L By 6 L Cy RLy RLxy Rys. 1. Schemat liniowego trójfazowego zagregowanego elementu strukturalnego typu RL+RL w postaci trójbiegunnika [2] Równanie wektorowe dla elementu RLy, z uwagi na zewnętrzne (względem elementu RLy) połączenie węzłów (układ trójkąta), zapisano: i A v B 0, (1) RLy RLy gdzie: T w i RLy i1rly i2rly i3rly wektor prądów gałęzi elementu RLy, v w v1w v2w v3w T wektor potencjałów węzłów wewnętrznych elementu RLz, ARLy ARLy 0 A RLy 0 BRLy BRLy macierz, której elementy RLy CRLy 0 CRLy 1 wyznacza się z zastosowaniem wzoru 1 ζes RζES h LζES, B RLy ARLy BRLy CRLy T wektor, którego elementy RLy wyznacza RLy 1 się z zastosowaniem wzoru h L i t ζes ζes. ζes kes n

106 106 Sławomir Cieślik Równanie wektorowe dla elementu RLx, z uwagi na bezpośrednie wyprowadzenie gałęzi na zewnątrz zagregowanego elementu RLz i1rlz i1rlx, i2rlz i 2RLx, i3rlz i 3RLx, zapisano: i a v a v B 0, (2) RLz RLx RLz gdzie: T RLx i RLz i1rlz i2rlz i3rlz wektor prądów gałęzi zewnętrznych zagregowanego elementu RLz, v3rlz T v RLz v1rlz v2rlz wektor potencjałów węzłów zewnętrznych zagregowanego elementu RLz, a diag, macierz, której elementy RLx wyznacza RLx ARLx BRLx, CRLx w RLx 1 się z zastosowaniem wzoru R h L 1 RLx ARLx BRLx, ζes CRLx T ζes B wektor, którego elementy RLx wyznacza ζes 1 się z zastosowaniem wzoru h L i t ζes ζes ζes kes n, z uwzględnieniem, że irlz i RLx. Na podstawie I prawa Kirchhoffa zapisano równanie: i RLz PwRLziRLy 0, (3) gdzie P wrlz macierz incydencji wewnętrznych połączeń zagregowanego elementu RLz. Po przekształceniach równań (1), (2) oraz (3) otrzymano następujące zależności do wyznaczania wartości macierzy A RLz oraz wektora B RLz w zewnętrznym równaniu irlz ARLzv RLz BRLz 0 liniowego trójfazowego zagregowanego elementu strukturalnego (rys. 1): ARLz HPwRLz ARLy, 1 (4) BRLz HPwRLz ARLy arlx BRLx BRLy, 1 gdzie P A a 1 1 H wrlz RLy RLx. Wartości prądów elementu strukturalnego RLy oblicza się ze wzoru: 1 irly ARLy a RLx irlz BRLx vrlz BRLy. (5) Wektor potencjałów węzłów wewnętrznych zagregowanego elementu strukturalnego RLz wyznacza się, przekształcając równanie (2) 1 v a i B v. (6) w RLx RLz RLx RLz

107 Model matematyczny zagregowanego elementu układu elektrycznego w 107 Przykład modelu matematycznego tranzystorowego przekształtnika z kondensatorem i trójfazowym dławikiem, jako trójfazowego zagregowanego elementu strukturalnego (trójbiegunnika elektrycznego), przy zastosowaniu modelowania matematycznego z elementami RLC, przedstawiono w pracy [1]. 3. PRZYKŁAD ZASTOSOWANIA MODELU ZAGREGOWANEGO TRÓJFAZOWEGO ELEMENTU UKŁADU ELEKTRYCZNEGO Na rysunku 2 przedstawiono schemat zastępczy przykładowego układu elektrycznego. Modelowany układ elektryczny składa się z połączenia dwudziestu pięciu elementów strukturalnych ES1 ES25. Przy tak wyodrębnionych elementach strukturalnych w analizowanym układzie elektrycznym występuje w sposób jawny 39 węzłów. Każdy sześciobiegunnik posiada sześć węzłów zewnętrznych, teoretycznie każdy ma inną wartość potencjału elektrycznego oraz trzy prądy zewnętrzne (odpowiednie pary węzłów zewnętrznych wielobiegunników połączone są jedną gałęzią). W dwóch elementach strukturalnych (ES24 i ES25) występują po dwie zmienne na jedną fazę, a w pozostałych 23 elementach po jednej zmiennej na fazę. W analizowanym układzie elektrycznym występuje zatem 81 zmiennych, których wartości muszą być obliczane w każdym kroku całkowania. Zadaniem jest skonstruowanie symulatora do badania stanów przejściowych i ustalonych w przykładowym układzie elektrycznym (rys. 2), który ma współpracować z rzeczywistymi urządzeniami zewnętrznymi. Z uwagi na to ostatnie określa się wartość kwantu czasu pracy symulatora równą 0,2 ms. Z tego wynika wartość programowego kroku całkowania równań występujących w modelu matematycznym układu również równa 0,2 ms. Chociaż można przyjąć, że możliwe jest wykonywanie obliczeń z programowym krokiem całkowania mniejszym niż kwant czasu pracy symulatora. Wówczas w jednym kwancie czasu pracy symulatora wykona się k kroków całkowania z h równym kwantowi czasu pracy symulatora podzielonym przez k. W praktyce, jeżeli taka sytuacja jest możliwa, odpowiednio zmniejsza się kwant czasu pracy symulatora. Badania eksperymentalne modelu matematycznego przykładowego układu elektrycznego wykonywane były na platformie cyfrowej (platforma nr 1) opartej na komputerze osobistym z sześciordzeniowym procesorem Intel Core i7 3,20 GHz, 1597 MHz (pamięć fizyczna 6,00 GB, dostępna pamięć fizyczna 4,51 GB, całkowity rozmiar pamięci wirtualnej 12,0 GB, dostępna pamięć wirtualna 10,3 GB). Wykorzystano klasyczny 64-bitowy system operacyjny Microsoft Windows 7 Professional ( Service Pack 1). Wyniki eksperymentów z zastosowaniem zagregowanego modelu matematycznego elementu strukturalnego oznaczonego symbolem ES78, który zastępuje dwa elementy strukturalne ES7 i ES8 (rys. 2) przedstawiono na rys. 3.

108 108 Sławomir Cieślik Zastosowanie zagregowanego elementu strukturalnego ma na celu przeniesienie określonych węzłów układu elektrycznego do wewnątrz zagregowanego elementu strukturalnego, co w efekcie prowadzi do zmniejszenia liczby równań do rozwiązania i przyspieszenia obliczeń. Potwierdzają to wyniki eksperymentu przedstawione na rys ES ES v 1 v 2 v 3 1 ES v 36 v 37 v 38 1 ES ES v 30 v31 v ES ES ES ES v ES ES v 4 v 5 v ES v 8 v 9 v ES ES ES v 14 v 15 v ES v 17 v 18 v ES ES ES v 22 v 20 v ES v 23 v 24 v ES v 26 v 27 ES 5 2 v 29 v ES v 33 v 34 v ES v 11 v 12 v ES Rys. 2. Schemat zastępczy analizowanego układu elektrycznego [2] Rys. 3. Czas wykonania fragmentu obliczeń w jednym kroku całkowania w symulatorze stanów przejściowych układu elektrycznego (rys. 2) z zastosowaniem modelu zagregowanego elementu ES78 [2]

109 Model matematyczny zagregowanego elementu układu elektrycznego w WNIOSEK Pokazano na przykładzie liniowego trójfazowego elementu strukturalnego możliwość konstruowania zagregowanego modelu matematycznego jako połączenie przynajmniej dwóch podstawowych elementów strukturalnych, w którym w sposób jawny wyróżnione są wewnętrzne węzły obwodu elektrycznego (w tej sytuacji węzeł jest traktowany jako połączenie minimum trzech gałęzi). Wykazano, że użycie zagregowanego modelu powoduje przeniesienie określonych węzłów układu elektrycznego do wewnątrz elementu strukturalnego, co przy zastosowaniu obliczeń równoległych skróci czas otrzymywania wyników dla całego układu elektrycznego. LITERATURA [1] Cieślik S., Modelowanie matematyczne i symulacja układów elektroenergetycznych z generatorami indukcyjnymi. Wyd. Uczelniane Uniwersytetu Technologiczno-Przyrodniczego, Bydgoszcz [2] Cieślik S., Obwodowe modele układów elektrycznych w cyfrowych symulatorach pracujących w czasie rzeczywistym. Wyd. Politechn. Poznańskiej [3] Drechny M., Możliwości zastosowania obliczeń równoległych w elektroenergetyce. Rynek Energii, nr 4 (101), 2012, s [4] Glossary of Software Engineering Terminology. IEEE/ANSI Standard 729, [5] Karbowski A., Niewiadomska-Szynkiewicz E. (red.), Programowanie równoległe i rozproszone. Warszawa, Oficyna Wyd. Politechn. Warszawskiej [6] Standard Computer Dictionary, IEEE Std 610, MATHEMATICAL MODEL OF INTEGRATED UNIT OF ELECTRIC POWER SYSTEM IN REAL-TIME DIGITAL SIMULATORS This paper presents the concept of a mathematical model of a theintegrated unit of the electrical power system used in real-time digital simulators. In this type of simulators, in addition to adequate accuracy of the results, it is important computation time. The use of the proposed model with the decomposition of the electrical system model for parallel computing reduces the number of equations in the system, whith is solved at each step of integration. Measurable effect of this is to obtain results in less time.

110

111 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Ryszard NAWROWSKI* Zbigniew STEIN* Maria ZIELIŃSKA* ANALIZA WPŁYWU PRZEKRACZANIA DOPUSZCZALNYCH WARTOŚCI WSPÓŁCZYNNIKA MOCY W SIECI NN NA PRACĘ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Minimalna wartość współczynnika mocy w sieci elektroenergetycznej jest ograniczona a jego wartość określają przepisy. Za dotrzymywanie wartości współczynnika mocy odpowiada odbiorca energii elektrycznej, jednak aktualnie drobni odbiorcy energii elektrycznej nie ponoszą żadnych konsekwencji finansowych za niedotrzymywanie tego parametru, jakkolwiek spółki dystrybucyjne ponoszą koszty zwiększonych strat energii. W referacie, przy wykorzystaniu programu Mathcad, przedstawiono propozycję szacowania dodatkowych strat energii powodowanych obniżoną wartością współczynnika mocy. 1. WPROWADZENIE W oparciu o Ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo Energetyczne, tekst jednolity z późniejszymi zmianami, wraz z aktami wykonawczymi a w szczególności z rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. z 2007 r. nr 93, poz. 623 wraz z późniejszymi zmianami, do parametrów jakościowych energii elektrycznej należy między innymi wymaganie, by Odbiorca nie pobierał mocy większej od mocy umownej przy współczynniku tg φ nie większym niż 0.4. Zwykle, w praktyce inżynierskiej, nie używa się jednak określenia współczynnik tg φ lecz współczynnik mocy cos φ. Dla tg φ = 0.4 wartość współczynnika mocy cos φ = Wartość współczynnika mocy jest powiązana z takimi parametrami należącymi również do parametrów jakościowych energii elektrycznej jak wartość napięcia i wartość mocy pobieranej. Aktualnie często mówi się, że ochrona środowiska polega w dużym stopniu na zmniejszeniu zużycia energii elektrycznej, by przez jej nadmierne wytwarzanie nie powodować dodatkowego zanieczyszczania środowiska. * Politechnika Poznańska.

112 112 Ryszard Nawrowski, Zbigniew Stein, Maria Zielińska Zmniejszone zużycie energii elektrycznej polega nie tylko na ograniczeniu poboru mocy czy energii ale w dużym stopniu na ograniczaniu strat związanych z jej wytwarzaniem i przesyłaniem. Straty mocy w systemie elektroenergetycznym są szacowane na około 10% mocy wytwarzanej. Przy dużej mocy systemu straty te są duże, dlatego konieczne jest każde działanie mające na celu ograniczanie strat. Do takich działań należy między innymi ograniczanie wytwarzania i przesyłania mocy biernej, co w znacznym stopniu jest związane z wartością współczynnika mocy. Należy rozróżniać moc bierną indukcyjną i pojemnościową. W sieciach elektroenergetycznych niskiego napięcia, praktycznie zawsze, przesyłana i odbierana jest moc bierna indukcyjna. Moc ta jest dostarczana z sieci rozdzielczej średniego napięcia. Ta sieć jest z kolei zasilana z sieci przesyłowej o napięciu 220 kv lub 400 kv, połączonej bezpośrednio z elektrowniami. Generatory w elektrowniach są przystosowane do wytwarzania mocy biernej indukcyjnej. Ich znamionowy współczynnik mocy musi się mieścić w przedziale od 0.8 do 1, przy przewzbudzeniu. Aktualnie, w krajowym systemie elektroenergetycznym, tylko generatory w elektrowni Żarnowiec, które ze względu na współpracującą z nimi linię 400 kv zwykle pracują przy niedowzbudzeniu, co oznacza, że nie wytwarzają mocy biernej indukcyjnej. 2. WPŁYW MOCY BIERNEJ NA PRACĘ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO W sieci elektroenergetycznej, przy pobieranej wartości mocy czynnej P natężenie prądu I zależy od wartości współczynnika mocy cosφ, zgodnie ze wzorem P I 3U cos którym U jest napięciem międzyfazowym. Wpływ wartości współczynnika mocy na natężenie prądu przy mocy P, pokazano na rys. 1. Iloczyn prądu i napięcia jest mocą pozorną S. Moc pozorna S = P + jq, gdzie Q jest mocą bierną. Wartości na rysunku 1 przedstawiono w jednostkach względnych odniesionych do natężenia prądu przy cosφ = 1. Z rysunku wynika, że przy stałej wartości mocy czynnej natężenie prądu wzrasta przy maleniu wartości współczynnika, czyli przy wzroście przenoszonej mocy biernej. Jeśli cosφ = 1 moc bierna jest równa 0, a natężenie prądu jest najmniejsze. Z tego wynika, że każda przemiana energii powinna się odbywać przy maksymalnej wartości współczynnika mocy. Ponieważ urządzenia elektromagnetyczne takie jak maszyny elektryczne i transformatory potrzebują dla swego działania mocy biernej indukcyjnej, należy zawsze rozważać możliwość wytwarzania takiej mocy w miejscu jej zapotrzebowania, by odciążać generatory od jej wytwarzania a sieć od przesyłania mocy biernej. Ponieważ taka sytuacja nie zawsze jest technicznie możliwa i ekonomicznie uzasadniona, należy

113 Analiza wpływu przekraczania dopuszczalnych wartości współczynnika mocy 113 tak planować gospodarkę mocą bierną indukcyjną, by straty mocy czy energii były jak najmniejsze. Równocześnie należy mieć na uwadze, że przy wytwarzaniu mocy biernej indukcyjnej generatory pracują przy przewzbudzeniu, a zatem przy dużej wartości prądu wzbudzenia, która wpływa na zwiększenie momentu maksymalnego, czyli na powiększenie przeciążalności. Tak więc dla zwiększenia stabilności systemu elektroenergetycznego generatory powinny wytwarzać moc bierną indukcyjną. W takim przypadku jaki występuje w elektrowni w Żarnowcu, kiedy z konieczności generatory pracują przy niedowzbudzeniu, czyli przy małym prądzie wzbudzenia, trzeba się liczyć z możliwością niestabilnej pracy generatora w systemie elektroenergetycznym I( cos ) ( cos ) Rys. 1. Zależność natężenia prądu od wartości współczynnika mocy Dla przykładu można podać, że np. generator o mocy 37,5 MVA, 6.3 kv podczas pracy w warunkach znamionowych, to jest przy współczynniku mocy 0.8 indukcyjnym i przy znamionowym prądzie wzbudzenia wynoszącym 310 A oraz kącie mocy (obciążenia) 37.4 stopnia, kiedy oddaje do sieci 22.5 MVAr mocy biernej indukcyjnej ma przeciążalność 1.64, to przy małym niedowzbudzeniu, przy prądzie wzbudzenia 0.7 prądu znamionowego (217 A), przy kącie mocy 87.7 stopnia i przy współczynniku mocy 0.9 poj. kiedy oddaje do sieci MVAr mocy biernej pojemnościowej ma przeciążalność tylko Charakterystykę momentu, na której zaznaczono punkty pracy generatora, w funkcji kata obciążenia β pokazano na rys. 2. W obu rozważanych punktach obciążenia generatora straty mocy w uzwojeniu twornika są jednakowe, bo w obu przypadkach prąd twornika jest znamionowy. Przy niedowzbudzeniu mniejsze są straty mocy w uzwojeniu wzbudzenia, bo mniejszy jest prąd wzbudzenia. Na rysunku 2 zaznaczono kąt obciążenia β = 37.4 (0.653) dla pracy znamionowej oraz kąt β = 87.7 (1.529) przy niedowzbudzeniu. Na rysunku łatwo zauważyć. że przy niedowzbudzeniu punkt pracy jest bliski momentowi maksymalnemu, czyli że przeciążalność prądnicy jest minimalna.

114 114 Ryszard Nawrowski, Zbigniew Stein, Maria Zielińska Moc bierną wytwarzaną przez maszyny synchroniczne można obliczać ze wzoru: U Q s k u n E w X q cos R t sin k u U n X q cos 2 X d sin 2 3 k u 2 R t X d X q We wzorze U n jest napięciem zasilającym, E w indukowaną siłą elektromotoryczną, R t, X d oraz X q są parametrami maszyny sin ( ) Rys. 2. Charakterystyka momentu maszyny synchronicznej Straty mocy ΔP, między innymi w uzwojeniach generatorów czy silników oraz w sieci zasilającej, oblicza się ze wzoru ΔP = I 2 R, w którym R jest rezystancją tego elementu obwodu elektrycznego dla którego oblicza się straty mocy spowodowane przepływem prądu I. Zwykle wartość rezystancji podaje się po przeliczeniu do temp C. Dla tej temperatury wartość strat mocy jest większa niż dla temperatury np.20 stopni. Prostym wzorem można też obliczać spadki napięć, tak w linii zasilającej transformator jak w samym transformatorze. Ten prosty wzór, ΔU = I(R cosφ +/- X sinφ), z wystarczającą dla praktyki eksploatacyjnej dokładnością umożliwia obliczanie (ΔU) spadku napięcia. W zależności od elementu obwodu dla którego oblicza się spadek napięcia, R jest albo rezystancją odcinka linii albo rezystancją uzwojenia transformatora lub generatora. Podobnie reaktancja X reprezentuje indukcyjność linii lub uzwojeń transformatora czy generatora. W sieciach przesyłowych X ma charakter pojemnościowy, co oznacza, że linie o tym napięciu nie pobierają mocy biernej indukcyjnej.

115 Analiza wpływu przekraczania dopuszczalnych wartości współczynnika mocy 115 Łatwo zauważyć, że każdy wzrost natężenia prądu w obwodzie np. do transformatora zwiększa straty mocy w linii zasilającej. Dlatego obowiązujące przepisy wymagają, by odbiorcy energii elektrycznej, zwłaszcza w sieci nn, moc bierną pobierali o najmniejszej wartości, czyli przestrzegali zasady by przy każdym obciążeniu nie była przekraczana wartość tgφ = 0.4. W celu ograniczania natężenia prądu czyli strat mocy w liniach zasilających zaleca się kompensować moc bierną w miejscu jej poboru, przez stosowanie kondensatorów lub silników synchronicznych. 3. ZASADY DOBORU MOCY TRANSFORMATORA Zmniejszać straty mocy w liniach zasilających a równocześnie zmniejszać pobór z sieci elektroenergetycznej mocy czynnej i biernej można przez stosowanie nowoczesnych urządzeń energooszczędnych, np. transformatorów. W nowszych konstrukcjach transformatorów, w porównaniu z transformatorami wyprodukowanymi w latach wcześniejszych, mniejsze są straty mocy w rdzeniu, czyli mniejsza jest pobierana moc czynna i mniejszy jest prąd magnesujący a zatem mniejszy jest pobór z sieci mocy biernej magnesującej (indukcyjnej). Ponieważ natężenie prądu jest mniejsze, mniejsze są straty mocy w liniach zasilających, mniejsze są też spadki napięć Napięcie wyjściowe (wtórne) transformatora jest mniejsze od wejściowego (pierwotnego) o spadek napięcia, czyli U 2 = U 1 ΔU, jedynie przy pojemnościowym obciążeniu transformatora napięcie może wzrastać. Znamionowe napięcie wyjściowe transformatora jest napięciem strony wtórnej nieobciążonego transformatora. W przypadku transformatora SN/nn, będzie to np / V, gdzie jest znamionowym napięciem fazowym strony wtórnej. Należy mieć na uwadze, że takie napięcia znamionowe transformatora dotyczą znamionowego napięcia sieci niskiego napięcia 400/231 V. Przy obciążeniu transformatora prądem znamionowym, przy cosφ = 0.8, napięcie wyjściowe U 2 = V, natomiast przy cosφ = ( czyli przy tangens φ = 0.4) napięcie wyjściowe wzrasta do wartości V. Na rys.3 a oraz b pokazano wpływ natężenia prądu na napięcie wyjściowe transformatora przy stałej wartości współczynnika mocy obciążenia. Na rys. 4 pokazano wpływ współczynnika mocy na wartość napięcia wyjściowego. Na rys. 5 pokazano zależność spadku napięcia w transforrmatorze od wspolczynnika mocy, przy znamionowym prądzie obciążenia. Moc znamionowa transformatora jest mocą pozorną na podstawie której wyznaczany jest znamionowy prąd uzwojenia (dolnego napięcia). Natężenia tego prądu nie należy przekraczać. Jeśli zatem obciążenie transformatora określoną mocą czynną będzie odbywało się przy współczynniku mocy mniejszym od jedności to trzeba zwracać uwagę na możliwość przeciążenia uzwojeń transformatora, gdy natężenie prądu przekroczy wartość znamionową. W takich przypadkach należy albo ograniczyć pobór mocy, albo zainstalować nowy

116 116 Ryszard Nawrowski, Zbigniew Stein, Maria Zielińska transformator o większej mocy albo dołączyć dodatkowy transformator. Dla przykładu można podać, że w przypadku transformatora o mocy 800 kva dopuszczalne obciążenie mocą czynną wynosi 800 kw ale przy cosφ = 1, ale już przy zalecanej przez przepisy wartości tgφ = 0.4, czyli cosφ = 0.929, dopuszczalna moc czynna obciążenia wynosi tylko 743 kw. U 2 I t I t Rys. 3. Zależność napięcia wyjściowego transformatora od natężenia prądu, przy stałej wartości współczynnika mocy U 2 ( ) ( ) U 2 ( cos( )) Rys. 4. Zależność napięcia wyjściowego transformatora od współczynnika mocy, przy znamionowym prądzie obciążenia Gdy współczynnik mocy, jak to zwykle bywa, wynosi tylko 0.8, to dopuszczalna moc czynna obciążenia maleje do wartości 640 kw. Przy obciążeniu transformatora o mocy 800 kva mocą 743 kw przy cosφ = 0.929, natężenie prądu wzrośnie do wartości 1184 A, przy znamionowej wartości prądu 1100 A. Spowoduje to wzrost strat mocy w uzwojeniu o prawie 10% i odpowiedni wzrost temperatury uzwojenia. Przy mocy obciążenia 800 kw, przy cosφ = 0.8, natężenie prądu wzrasta do wartości 1375 A. Natężenie prądu wzrasta wprawdzie tylko o 25%, ale straty mocy w uzwojeniu wzrastają już o 50%. W takim przypadku konieczne jest zainstalowania transformatora o mocy 1000 kva, którego prąd znamionowy

117 Analiza wpływu przekraczania dopuszczalnych wartości współczynnika mocy 117 wynosi 1375 A czyli tyle ile musi dopłynąć do transformatora obciążonego mocą 800 kw, przy cosφ = 0.8. Przy takim obciążęniu transformator będzie obciążony znamionowo. Obciążenie transformatora prądem mniejszym od znamionowego zmniejsza straty mocy w uzwojeniu z kwadratem zmniejszonej wartości prądu U( cos( ) ) Rys. 5. Zależność spadku napięcia w transformatorze od współczynnika mocy 5. PODSUMOWANIE I WNIOSKI Przy przesyle energii elektrycznej, również w sieciach niskiego napięcia, należy przestrzegać zasady przenoszenia mocy biernej o jak najmniejszej wartości. Przenoszenie mocy biernej zwiększa nie tylko straty mocy, ale zwiększa również spadki nnapięć. Duże wartości przenoszonej mocy biernej wymuszają stosowanie urządzeń o parametrach zawyżonych w stosunku do potrzebnej mocy czynnej. LITERATURA [1] Stein Z. Eksploatacja maszyn elektrycznych. Rozdz. 5.6 w Poradniku Inżyniera Elektryka, WNT, Warszawa [2] Stein Z. Zielińska M. Zagadnienia kompensacji mocy biernej w zakładach przemysłowych. Materiały ZKwE, Poznań, ANALYSIS OF THE EFFECT OF THE EXCESS OF THE POWER FACTOR VALUE ABOVE ITS ALLOWABLE LEVEL IN THE LV NETWORK ON OPERATION OF THE ELECTRIC POWER SYSTEM Minimum value of the power factor in an electric power network is restrained to the value defined by appropriate regulations. The electric energy consumer is responsible for maintaining proper value of the power factor, nevertheless, minor consumers bear no financial consequences for inobservance of required value of the parameter. On the other hand, the distribution companies are charged with the cost of increased power loss. The present paper includes a proposal of estimation of additional power losses caused by reduced level of the power factor. The estimation is carried out with the use of the Mathcad software.

118

119 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Arkadiusz DOBRZYCKI* ANALIZA PARAMETRÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ W PRZEDSIĘBIORSTWIE PRODUKCYJNYM BRANŻY ALUMINIOWEJ Niniejsza praca przedstawia analizę parametrów sieci elektrycznej dla przykładowego przedsiębiorstwa branży aluminiowej. Przeanalizowane zostało wyposażenie zakładu jego charakter pracy oraz parametry sieci elektroenergetycznej. Pokazano zmienność parametrów czasie, przeprowadzono ich analizę statystyczną. Pokazano, że w zakładzie utrzymywane są parametry zasilania wymagana przez normy, jednakże odbiory charakteryzują się stosunkowo niskim współczynnikiem mocy. Wskazano potencjalne skutki jego poprawy, zarówno techniczne kilkunastoprocentowe zmniejszenie wartości pobieranego z sieci prądu oraz podobnej wielkości zmniejszenie spadków napięć i strat mocy, jak i ekonomiczne zlikwidowanie opłat za pobór mocy i energii biernej. 1. WPROWADZENIE Istotnym zagadnieniem, zarówno dla dostawcy jak i dla użytkownika energii elektrycznej jest jej jakość. Dla dostawcy ważnym jest, aby urządzenia odbiorcze nie wprowadzały do sieci zakłóceń mogących negatywnie wpływać na jej funkcjonowanie. Stąd też przy zawieraniu umowy dostawca zobowiązuje odbiorcę do zachowania odpowiednich parametrów odbioru, np. odpowiedniej wartości współczynnika mocy. Z kolei na dostawcy energii ciąży obowiązek dotrzymana i warunków dostawy energii narzucony przez ustawę Prawo energetyczne [5]. Ponieważ niezachowanie odpowiednich parametrów zasilania może, w skrajnych przypadkach, powodować niepoprawną pracę urządzeń odbiorcy, a przesyłanie do sieci mocy biernej, czy też wyższych harmonicznych [1] może wpływać negatywnie na pracę tej sieci stąd zrozumiała jest dbałość obu stron o zachowanie jak najlepszych parametrów energii elektrycznej. Odpowiednie uwarunkowania prawne, czyli norma PN-EN [6] oraz umowa zawierana między dostawcą a odbiorcą są narzędziami definiującymi istotne parametry zasilania i ich dopuszczalne wartości. Oprócz zapisów w powyższych regulacjach, konieczny jest odpowiedni monitoring tych parametrów. Część z nich np. tg( ) jest monitorowana przez dostawcę na bieżąco, natomiast pozostałe są sprawdzane okresowo, bądź wcale. Taki brak monitoringu, * Politechnika Poznańska.

120 120 Arkadiusz Dobrzycki powszechny u odbiorców małej mocy, wynika często z nieznajomości zagadnienia w małych zakładach często nie ma specjalisty z branży elektroenergetycznej. A zainteresowanie pojawia się, w momencie znacznej zmiany kwot do zapłaty na rzecz przedsiębiorstwa energetycznego. Najczęstszym powodem nakładanych kar jest przekraczane mocy umownej lub niezachowanie odpowiedniego tg( ). Przeprowadzenie audytu może stanowić cenną informację o potrzebach i aktualnej gospodarce energetycznej przedsiębiorstwa. Audyt taki wykonywany jest niezmiernie rzadko ze względu na spodziewane koszty, a tymczasem ich wysokość, wg informacji uzyskanych w badanym przedsiębiorstwie, nie przekracza kilkuset złotych. [3] 2. ANALIZA PARAMETRÓW ZASILANIA STUDIUM PRZYPADKU 2.1. Charakterystyka obiektu Przedsiębiorstwo Atlanta Aluminium sp. z o.o. mieści się w powiecie Buk w województwie wielkopolskim i produkuje stolarkę oraz ślusarkę aluminiową. Większość prac jest wykonywana z użyciem specjalistycznych urządzeń, ale niektóre czynności wykonywane są ręcznie. Zaobserwowano, że prawdopodobieństwo jednoczesnego używania wielu maszyn jednocześnie jest znikome z reguły pracują jedna lub dwie, a pozostali pracownicy wykonują prace manualne. Taki cykl pracy wymuszony jest specyfiką wyrobu. [3]. Analizowany zakład produkcyjny jest zasilany z sieci SN poprzez transformator 15/0,4 kv, o mocy 160 kva. Układ pomiarowy jest układem półpośrednim ze wskaźnikiem mocy szczytowej. Natomiast wyposażenie elektryczne, z punktu widzenia mocy poszczególnych urządzeń przedstawia się następująco. Największy odbiorniki ma moc 30 kw, a moc pozostałych odbiorów nie przekracza kilku kw. Dominującymi urządzeniami są: kompresor zasilający urządzenia pneumatyczne, obrabiarki numeryczne, oświetlenie. Pozostałe wyposażenie obejmuje infrastrukturę informatyczną oraz sprzęt biurowy. Pomiary wykonano podczas normalnej pracy zakładu, o różnych porach dnia i w różnych dniach tygodnia. Wykonano kilkanaście kilkugodzinnych pomiarów, aby uzyskać dużą rozdzielczość i znaleźć wartości średnie parametrów w przedziałach czasu nie dłuższych niż kilka sekund. Do pomiarów użyto analizatora parametrów sieci elektroenergetycznej Fluke 434 [4], natomiast do analizy wykorzystano oprogramowanie FlukeView oraz arkusz kalkulacyjny Excel.

121 Analiza parametrów energii elektrycznej w przedsiębiorstwie produkcyjnym Wyniki pomiarów Badania parametrów jakości energii elektrycznej, a zwłaszcza ich zmienność w czasie przeprowadzono kilkukrotnie. Przedstawione poniżej wyniki są wartościami typowymi, charakterystycznymi dla rozpatrywanego przypadku. Rejestrowane parametry, mogą być prezentowane on-line w trakcie trwania próby, a ponadto po zakończeniu badania mogą być poddane szczegółowej analizie z wykorzystaniem specjalizowanego oprogramowania komputerowego FlukeView, lub zapisane w formacie csv, co pozwala na wykorzystanie innego niż dedykowane oprogramowania do analizy. Na rysunku 1 pokazane są wyniki pomiarów, pogrupowane wg badanego kryterium. Każda grupa przedstawia wartości dla poszczególnych faz. I tak odpowiedni od lewej przedstawione są: zmiany wartości skutecznej napięcia fazowego, sumaryczna wartość odkształceń harmonicznych, szybkie zmiany napięcia zasilani, zapady napięcia oraz sumaryczna niesymetria zasilania i odchylenia częstotliwości. Rys. 1. Wyniki badania parametrów sieci elektroenergetycznej Jak można zauważyć wszystkie z przedstawionych powyżej parametrów mieszczą się w zakresie wartości dopuszczalnych. Na rys. 2 5 przedstawiono zmiany w czasie wybranych parametrów sieci. Celem pokazania okresowości tych zmian prezentowane są wyniki dla jednogodzinnych przedziałów czasowych. I tak rysunki prezentują odpowiednio zmiany w czasie: wartości skutecznej napięcia fazowego dla jednej z faz, wartości skutecznej prądu fazowego jednej z faz, poboru mocy czynnej, współczynnika mocy całego zakładu oraz udział poszczególnych harmonicznych napięcia.

122 122 Arkadiusz Dobrzycki Rys. 2. Przykładowe zmiany wartości skutecznej napięcia fazowego w czasie Rys. 3. Przykładowe zmiany wartości skutecznej prądu fazowego w czasie Rys. 4. Przykładowe zmiany poboru mocy czynnej w czasie

123 Analiza parametrów energii elektrycznej w przedsiębiorstwie produkcyjnym 123 Rys. 5. Przykładowe zmiany współczynnika mocy w czasie Rys. 6. Przykładowy udział poszczególnych harmonicznych w czasie próby O ile wartości napięcia zasilającego ulegają niewielkim wahaniom rzędu kilku woltów, o tyle zmiany wartości prądu i współczynnika mocy są znaczne, w przypadku prądu wartość maksymalna jest około cztery razy większa od minimalnej, natomiast maksymalna wartość współczynnika mocy jest około półtorej razy większa od jego wartości minimalnej. Podobnie dużą dynamiką cechują się zmiany pobieranej mocy czynnej w tym przypadku wartość maksymalna jest około trzykrotnie większa od minimalnej. W przypadku odkształceń harmonicznych, udział poszczególnych składowych widma w stosunku do podstawowej jest pomijalnie mały. Poniżej przedstawiona zostanie analiza statystyczna otrzymanych przebiegów czasowych. Analizowanymi parametrami będą: wartość minimalna, maksymalna, średnia, mediana, odchylenie standardowe, współczynnik zmienności, a także przedstawiony zostanie przedział ufności dla prawdopodobieństwa równego 99%. Przy obliczeniach założono, że rozkład wartości jest rozkładem normalnym, a próba jest próbą liczną [2].

124 124 Arkadiusz Dobrzycki Wielkość mierzona Wartość minimalna Tabela 1. Analiza statystyczna wyników pomiarów Wartość maksymalna Wartość średnia Mediana Odchylenie standardowe Granice dla przedziału ufności równego 99% Współczynnik zmienności dolna górna [%] U [V] 229,32 233,79 231,95 231,84 0,65 230,27 233,63 0,28 I [A] 12,40 77,63 30,43 30,71 7,75 10,47 50,40 25,47 P [kw] 6,2 30,3 14,8 14,1 4,3 3,5 26,0 29,40 cos ( ) [-] 0,59 0,96 0,74 0,71 0,06 0,57 0,90 8,62 Wyniki analizy statystycznej wskazują, że względnie stała wartością jest napięcie zasilające, jego współczynnik zmienności wskazuje, że odchylenie od wartości średniej nie przekracza 0,28 %. Z kolei największe wahania tego wskaźnika dotyczą pobieranego prądu V I = 25,47 % oraz mocy V P = 29,40 %. Z kolei zmiany współczynnika mocy są na średnim poziomie V cos( ) = 8,62 %. Jednakże dla tego współczynnika istotniejsze są granice przedziału ufności, 99% zmierzonych wartości jest mniejsze od 0,90. Zmiany pobieranego prądu i mocy związane są z charakterem odbioru, natomiast niska wartość współczynnika mocy wynika z samych odbiorników. W związku z powyższym, wydaje się, że najważniejszymi problemem do rozwiązania jest poprawa współczynnika. Optymalizacja, czyli wyrównanie poboru mocy jest w rozpatrywanym zakładzie bardzo trudne ze względu na jeden dominujący odbiornik. 3. ANALIZA SKUTKÓW POPRAWY WSPÓŁCZYNNIKA MOCY Zbyt niski współczynnik mocy zakładu, oprócz dodatkowych spadków napięć, strat mocy i konieczności przewymiarowania instalacji pociąga za sobą również konsekwencje ekonomiczne. W analizowanym zakładzie, jak w większości, warunki przyłączeniowe wymagają aby tg( ) utrzymywany był na poziomie poniżej 0,4 [3] co implikuje cos( ) > 0,93. W efekcie przedsiębiorstwo jest regularnie obciążane karą za niedotrzymywanie parametrów odbioru [3]. Wg wskazań układu pomiarowego (dane za 6 m-cy), średnie wartości mocy szczytowej piętnastominutowej wynoszą ok. 19 kw, a tg( ) średnio 0,67. Ponadto wykonane pomiary mocy biernej wykazały, że jej wartość zmienia się w zakresie od 1 do 15 kvar. W związku z powyższym zasadne jest zastosowanie urządzeń kompensujących (kompensatorów lub regulowanych baterii kondensatorów) o takiej właśnie zmienności mocy biernej pojemnościowej. Analizując wskazania licznika, będącego podstawą rozliczeń między odbiorcą, a zakładem energetycznym obliczony prąd pobierany z sieci jest zbliżony do obliczonej wartości średniej i wynosi 31 A. Doprowadzenie współczynnika mocy

125 Analiza parametrów energii elektrycznej w przedsiębiorstwie produkcyjnym 125 do wymaganego umową poziomu, pociąga za sobą konieczność zastosowania kompensatora o mocy 1 12 kvar. Zastosowanie takiego rozwiązania nie tylko uchroniłoby zakład od karnych opłat, ale również skutkuje zmniejszeniem prądu pobieranego z sieci do wartości 28A, czyli o 10%. 4. PODSUMOWANIE Problematyka analizy parametrów energii elektrycznej u odbiorców niewielkich mocy, rzędu kilkunastu, kilkudziesięciu kw jest często zaniedbywana. Zauważa się ją najczęściej w momentach trudnych dla firmy, np. czasy kryzysu, kiedy to szuka się możliwych oszczędności, lub w przypadkach nieprawidłowej pracy urządzeń wrażliwych na parametry zasilania. Przeprowadzone badania pozwalają na sformułowanie wniosków, mogących być wskazówką dla osób odpowiadających za gospodarkę energetyczną przedsiębiorstw: monitorowanie parametrów zasilania może służyć do obserwacji i weryfikacji stanu poszczególnych urządzeń oraz instalacji, znajomość zmienności obciążenia pozwala na optymalny dobór mocy zapotrzebowanej, pomiary współczynnika mocy i pobieranej mocy biernej oraz analiza faktur mogą skutkować właściwym doborem urządzeń kompensujących i w efekcie unikaniem dodatkowych obciążeń finansowych, znajomość pobieranego prądu i mocy jest cenną informacją w przypadku zmiany wyposażenia (zwiększenia poboru mocy). Podsumowując, znajomość stanu instalacji oraz szczegółowych parametrów odbioru wymaga wykonania pomiarów, gdyż obliczane zapotrzebowanie na moc dla zakładów branży aluminiowej jest obarczone błędem (zwykle są to wartości zawyżone). Ponadto koniecznym wydaje się okresowa analiza parametrów sieci szczególnie w przypadku przewidywanej zmiany wyposażenia lub nagłej, znacznej zmiany obciążeń finansowych związanych z kosztami energii elektrycznej. LITERATURA [1] Bednarek K., Kasprzyk L.: Suppression of higher harmonic components introduction to the networks and improvement of the conditions of electric supply of electrical equipment, Przegląd Elektrotechniczny, No 12b, 2012, s [2] Ignatczyk W., Chromińska M., Statystyka. Teoria i zastosowanie, Wydawnictwo WSB (Wyższa Szkoła Bankowa), Poznań, [3] Materiały uzyskane w miejscu pomiaru (np. warunki przyłączeniowe, faktury za energię elektryczną). [4] Mierniki jakości energii elektrycznej, dostęp:

126 126 Arkadiusz Dobrzycki [5] PN-EN 50160, Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych. [6] Ustawa Prawo energetyczne, Dz.U Nr 54 poz. 348 z późń. zmianami. THE ANALYSIS OF PARAMETERS OF ELECTRICITY IN THE ALUMINUM INDUSTRY COMPANY This paper presents the analysis of the electrical parameters of a typical aluminum industry company. Factory equipment has been analyzed the nature of the work, and the parameters of the grid. Variability time is shown, was carried out the statistical analysis. It was shown that the plant is held power parameters required by the standards, but the receivers are characterized by relatively low power factor. Indicated the potential impact of its improvement, both technical - a double-digit decrease in consumption from the mains supply and the reduction of a similar size voltage drops and power losses, as well as economic - the elimination of charges for reactive power consumption

127 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Piotr MILLER* Marek WANCERZ* PROBLEMATYKA WYZNACZANIA I EWIDENCJI PARAMETRÓW LINII WN Z WYKORZYSTANIEM BAZ DANYCH Poprawne określenie parametrów sieci jest bardzo istotne w aspekcie analiz rozpływów mocy, obliczeń zwarciowych, badań stabilności lokalnej i globalnej oraz nastaw zabezpieczeń linii elektroenergetycznych. Linia elektroenergetyczna prądu przemiennego charakteryzowana jest przez rezystancję, reaktancję, konduktancję i susceptancję pojemnościową. Wszystkie te wielkości występują w każdym elementarnym odcinku rozpatrywanej linii. Aby zbudować schemat zastępczy linii, trzeba je połączyć tak jak one występują w rzeczywistości, czyli należałoby przedstawić schemat linii zestawiony z nieskończonej liczby elementarnych odcinków. Schemat ten wiernie odwzorowuje linię, lecz operowanie nim w obliczeniach praktycznych jest uciążliwe i prowadzi do skomplikowanych zależności. W praktyce dokładność obliczeń jest uzależniona od wiarygodnych danych wejściowych. W artykule zaprezentowano podstawową teorię wyznaczania parametrów schematów zastępczych oraz aplikację komputerową do obliczania parametrów elektrycznych linii elektroenergetycznych na postawie typów przewodów oraz sylwetek słupów. Aplikacja wykorzystuje bazę danych do ewidencji parametrów linii, spełniając równocześnie rolę katalogu sylwetek słupów i przewodów. 1. WSTĘP Układy przewód ziemia są podstawowymi i najczęściej stosowanymi układami sieci elektrycznych wszystkich napięć od 110 kv w górę. Sporządzenie matematycznego opisu zjawiska jest niezbędnym krokiem na drodze do uzyskania wartości liczbowych interesujących nas wielkości. Za model matematyczny elementu systemu uważamy komplet współczynników występujących w relacjach matematycznych, opisujących dany element w warunkach rozpatrywanego zjawiska. W elektrotechnice, a szczególnie w elektroenergetyce stosuje się pojęcie schematu zastępczego elementu, czyli fragmentu obwodu elektrycznego wykazującego w rozważanych zjawiskach odpowiednie cechy. W zależności od rodzaju analizy, stosuje się różne schematy zastępcze elementów wchodzących w skład systemu elektroenergetycznego. W każdym modelu podkreśla się bowiem cechy elementu dominujące w rozpatrywanym zjawisku, pomija natomiast cechy * Politechnika Lubelska.

128 128 Piotr Miller, Marek Wancerz nie mające istotnego wpływu na wyniki obliczeń. Wykorzystanie baz danych do obliczeń parametrów linii oraz ewidencji sylwetek słupów i przewodów pozwoli służbom energetycznym odpowiedzialnym za analizy systemowe na szybki dostęp do wiarygodnych danych. 2. ZAGADNIENIA TEORETYCZNE DOTYCZĄCE PARAMETRÓW LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH 2.1. Fizyczna interpretacja parametrów linii Pomimo znacznego zróżnicowania gabarytów elektroenergetycznych linii napowietrznych oraz przekrojów stosowanych w nich przewodów, sposób ich modelowania w obliczeniach energetycznych jest prawie taki sam dla wszystkich przypadków. Opis matematyczny dokładnych modeli tych linii jest dość złożony z uwagi na fakt występowania pomiędzy przewodami sprzężeń magnetycznych i pojemnościowych oraz rozłożenie ich wzdłuż całej długości linii. Warto zwrócić uwagę, że dla linii dwutorowej z przewodami wiązkowymi i odgromowymi oddziaływania zachodzą pomiędzy aż czternastoma obwodami. W obliczeniach inżynierskich, w wyniku zastosowanych uproszczeń i przekształceń, podstawowy model zgodny ma postać czwórnika Π o skupionych parametrach podłużnych (rezystancja, reaktancja) oraz parametrach poprzecznych (susceptancja) przyłączonych do obydwu końców modelu. Konduktancja linii w większości przypadków jest pomijana. Rozdział ten prezentuje podstawowe zagadnienia teoretyczne dotyczące wyznaczania parametrów linii elektroenergetycznych WN. Opisuje fizyczną interpretacje parametrów oraz pojęcie obwodu ziemnopowrotnego. Rezystancja Rezystancją jednostkową przewodu R nazywa się rezystancję jaką przedstawia przewód o długości jednego kilometra przy przepływie przez niego prądu przemiennego [1, 2]. Można ją obliczyć na podstawie zależności: 1000 R' (1) S gdzie: γ konduktywność wyrażona w m/ωmm 2 ; S przekrój przewodu w mm 2. Wartość rezystancji linii o długości l wyznacza się ze wzoru: R R' l (2) gdzie: l długość linii w km; R rezystancja jednostkowa. Reaktancja indukcyjna Reaktancja jednostkowa linii związana jest z indukcyjnością, która jest ilorazem strumienia magnetycznego przenikającego przestrzeń ograniczoną przewodami i prądu przemiennego, który ten strumień wywołał. Indukcyjność linii zależy od

129 Problematyka wyznaczania i ewidencji parametrów linii WN 129 szeregu czynników, a w szczególności: od liczby przewodów linii, od wzajemnej odległości i układu zawieszenia przewodów, średnicy przewodów, ich materiału, liczby przewodów w wiązce oraz indukcyjności własnej i wzajemnej. Indukcyjność wzajemna jest uwarunkowana wpływem pozostałych przewodów linii trójfazowej jednotorowej lub wielotorowej. Reaktancję jednostkową X można określić: X' L' (3) gdzie: ω pulsacja w 1/s, L indukcyjność jednostkowa w H/km. Bez szczegółowego wyprowadzania wzoru na indukcyjność fazową linii trójfazowej można przyjąć że: 4 log bśr L' (4) 0.78rz gdzie: b śr średnia geometryczna odległość rozważanego przewodu od pozostałych przewodów, r z promień zastępczy przewodu. Konduktancja Przy wykonywaniu obliczeń linii napowietrznej konduktancję uwzględnia się bardzo rzadko, gdyż jest ona związana z małymi stratami mocy czynnej w stosunku do strat mocy czynnej na elementach podłużnych. Susceptancja Susceptancja linii związana jest przede wszystkim z pojemnością linii. Pojemność ta jest wypadkową, powstałą z superpozycji cząstkowych pojemności między poszczególnymi fazami oraz między każdą z faz w stosunku do ziemi. Pojemność ta zależy od wysokości zawieszenia przewodów, od średniej geometrycznej odległości miedzy przewodami oraz od promienia przewodu. Susceptancję pojemnościową roboczą jednej fazy oblicza się ze wzoru: B 2 fc (6) gdzie: C pojemność robocza jednostkowa dla jednego przewodu w F/km. Pojęcie obwodu ziemnopowrotnego Elementarnym pojęciem związanym z modelowaniem linii jest pojęcie obwodu ziemnopowrotnego. Składa się on z zawieszonego nad ziemią pojedynczego przewodu, przez który płynie prąd powracający następnie przez ziemię uważaną za jednolitą przewodzącą półprzestrzeń [3]. Napięcie indukowane w przewodzie 2 odniesione do prądu I jest miarą impedancji wzajemnej obwodów ziemnopowrotnych 1 oraz 2. Zagadnienie rozpływu prądu w ziemi jest jednym z bardziej skomplikowanych zagadnień teorii pola elektromagnetycznego. Można je rozwiązać kilkoma sposobami, określonymi jako rozwiązanie Carlsona, rozwiązanie Rudenberga, czy też inne rozwiązania wykorzystujące bezpośrednio równania Maxwell a. W wyniku zastosowania skomplikowanego aparatu matematycznego (równanie różniczkowe cząstkowe pola elektromagnetycznego rozwiązywane za pomocą funkcji Bassela) otrzymuje się przybliżone wzory na jednostkową impedancję własną obwodu ziemnopowrotnego oraz jednostkową

130 130 Piotr Miller, Marek Wancerz impedancję wzajemną równoległych obwodów ziemnopowrotnych znajdujących się w odległości b od siebie. Obliczanie składowej zerowej impedancji [4] Zazwyczaj przyjmuje się, że impedancja zgodna i przeciwna linii są sobie równe, tak więc oblicza się je według wzorów z poprzednich podpunktów. Równość ta wynika z symetrii linii oraz z faktu, że linia jest elementem statycznym. Impedancja zerowa natomiast w znacznym stopniu zależy od konstrukcji linii, m. in. od liczby przewodów odgromowych czy liczby torów linii. Przewody odgromowe można traktować jako zamknięte pętle ziemnopowrotne, biegnące równolegle do przewodów roboczych. Uwzględnianie wszystkich czynników przy obliczeniach może okazać się dużym wyzwaniem numerycznym, dlatego dla uproszczenia analizy stosowane są wzory uproszczone wiążące rezystancję dla składowej zgodnej z rezystancją zerową: R 0 R1 0,15R1 (7) Natomiast stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej symetrycznej zgodnej można przyjmować jako: X 0 = (2 3)X 1 (8) Dokładne odwzorowanie składowych zerowych linii ma istotne znaczenie w przypadku min. obliczeń prądów zwarcia z ziemią oraz współczynników kompensacji ziemnozwarciowej Konwencja oznaczeń słupów w katalogu Konwencja oznaczania słupów w katalogach oraz programach obliczeniowych została przedstawiona na rysunku 1. a) b) Rys. 1. Konwencja oznaczania słupów a) słup jednotorowy serii A, model P, b) słup dwutorowy: ON serii:d1

131 Problematyka wyznaczania i ewidencji parametrów linii WN 131 Konstrukcję słupa umieszczono w układzie współrzędnych, co ułatwia interpretację (oznaczenia x, y są odległościami od odpowiadających im osi i przyjmują wartości dodatnie lub ujemne w zależności od ćwiartki układu współrzędnych). Zastosowany sposób prezentacji sylwetek słupów umożliwia wykorzystanie przedstawionych na rysunkach danych w zaawansowanych aplikacjach obliczeniowych. 3. PROJEKT I REALIZACJA BAZY DANYCH PARAMETRÓW LINII NAPOWIETRZNYCH WN 3.1 Środowisko programistyczne W energetyce wykorzystuje się środowiska bazodanowe do różnych celów i są to zarówno wersje lokalne jak i internetowe [5]. Program komputerowy Katalog Linii 110 kv został opracowany w środowisku Microsoft Access i przeznaczony jest do pracy w tym właśnie środowisku. W jego skład wchodzi: aplikacja udostępniająca interfejs użytkownika: formularze, raporty oraz narzędzia obliczeniowe, a także narzędzia eksportu i importu danych do programów PLANS i SCC (tzw. front end), właściwa baza danych z tabelami przechowującymi wszystkie dane niezbędne do pracy z programem (tzw. back end), biblioteka DLL udostępniająca algorytmy obliczania parametrów odcinków linii w tym także tych, tworzących układy wielotorowe Projekt bazy Na podstawie wieloletnich doświadczeń autorów opracowano projekt bazy danych do wyznaczania parametrów linii 110 kv. Rys. 2. Projekt bazy danych do ewidencji parametrów linii WN

132 132 Piotr Miller, Marek Wancerz Zastosowano jedną z metod projektowania baz danych znaną jako metoda diagramowania związków encji. Na rysunku 2 zaprezentowano wersję ostateczną projektu. Encje i relacje je łączące tworzą projekt bazy danych, która przechowuje nie tylko parametry słupów i przewodów, ale także odwzorowuje topologię analizowanej sieci, czyli rozdzielnie i łączące je linie 110 kv. 3.3 Opis aplikacji bazodanowej Ekranem startowym prezentowanej aplikacji bazodananowej jest formularz Rozdzielnie (Rys. 3). Z tego poziomu można dokonywać przeglądu wprowadzonych już rozdzielni 110 kv, dodawać je do bazy lub usuwać. Prezentowane są: nazwa kodowa rozdzielni, nawa długa (pełna), poziom napięcia, obszar (w opisywanym przypadku jest to obszar 3 czyli Katowice) oraz odział (np. Opole). Z poziomu tego formularza można dodać nową rozdzielnię lub usunąć rozdzielnię już istniejącą. Można również dokonać eksportu parametrów wybranych linii elektroenergetycznych do plików tekstowych zgodnych z formatem akceptowanym przez programy PLANS (program rozpływowy) oraz SHORTS/SCC (program zwarciowy). Rys. 3. Ekran początkowy lista rozdzielni Kolejną możliwością bazy danych jest prezentacja wprowadzonych linii 110 kv. Na rysunku 4 widoczna jest lista linii posortowana według kodu. Lista prezentuje ponadto: rozdzielnię początkową i końcową oraz oznaczenie toru linii (w przypadku odcinków wielotorowych). Zastosowany mechanizm podwójnego kliknięcia zarówno w obrębie nazwy rozdzielni jak i nazwy linii przenosi użytkownika do szczegółowego opisu wybranego obiektu. Tak jak w przypadku rozdzielni, również dla linii istnieje możliwość dodania nowego obiektu klawisz Dodaj linię, lub jej usunięcia klawisz Usuń linię. Sposób definiowania

133 Problematyka wyznaczania i ewidencji parametrów linii WN 133 parametrów nowej linii został przedstawiony na rysunku 5. Należy podać nazwę kodową linii, liczbę torów, węzeł początkowy i końcowy oraz wprowadzić podział na odcinki. Rys. 4. Formularz lista linii Rys. 5. Formularz do edycji parametrów linii z podziałem na odcinki Liczba odcinków definiowana przez użytkownika zależy od niego samego. Użytkownik może wprowadzać odcinki przęsło po przęśle lub grupować kilka przęseł w jeden odcinek. Z kolei opis odcinka zależy od budowy konkretnej linii typu słupa, rodzaju przewodu roboczego i odgromowego oraz innych parametrów, które mogą mieć wpływ na ostateczną postać modelu zastępczego linii. Obliczenia parametrów elektrycznych modelu przeprowadzane są dla całego odcinka linii. Definicję nowego odcinka można przeprowadzić w podformularzu widocznym na rysunku 6. Należy podać długość odcinka (numer odcinka generowany jest automatycznie), numer słupa początkowego i końcowego, typ słupa (wybierany z listy rozwijanej katalogu) oraz typ przewodu roboczego i odgromowego (również wybierany z listy rozwijanej). O tym, czy w obliczeniach będą uwzględniane sprzężenia magnetyczne decyduje wybrany typ słupa. Wybór słupa dwutorowego odblokowuje możliwość wprowadzenia dodatkowego opisu sprzężenia (przycisk [Sprzężenia]).

134 134 Piotr Miller, Marek Wancerz Rys. 6. Formularz edycja parametrów odcinka Po zdefiniowaniu parametrów odcinka można przystąpić do wyznaczania jego parametrów elektrycznych. Po naciśnięciu klawisza [Oblicz parametry] następuje przekazanie do biblioteki realizującej właściwe obliczenia wszystkich parametrów niezbędnych do wykonania obliczeń. Są to informacje dotyczące odcinka, geometrii słupa, typów przewodów itp. Algorytmy zaimplementowane w bibliotece dokonują obliczeń parametrów jednostkowych (rezystancji, reaktancji oraz susceptancji pojemnościowej), a następnie gotowe parametry modelu zastępczego odcinka linii przekazywane są do bazy danych. W przypadku układów wielotorowych biblioteka obliczeniowa oblicza także parametry sprzężenia. Jak wspomniano wcześniej, definicja odcinka wiąże się z koniecznością wyboru sylwetki słupa i typów przewodów (roboczego i odgromowego). Zarówno przewody jak i sylwetki słupów wybiera się z listy rozwijanej (katalogu słupów i przewodów przygotowanych na podstawie dokumentacji i dokumentów normatywnych). Dostęp do katalogów z poziomu opisywanego formularza (rysunek 6) można uzyskać dwukrotnie klikając w pole przechowujące informację na temat typu przewodu pojawia się formularz widoczny na rysunku 7 lub słupa. W przypadku braku słupa lub przewodu (brak informacji katalogowej), użytkownik może wprowadzić te informacje samodzielnie. Na rysunku 8 przedstawiono formularz opisujący wymagane parametry sylwetki wsporczej linii dwutorowej [6]. W programach komputerowych realizujących obliczenia rozpływowe czy zwarciowe kluczowym zagadnieniem jest poprawne odwzorowanie topologii sieci i dokładne zamodelowanie wszystkich elementów tworzących tą sieć. Często barierą stojącą na przeszkodzie w uzyskaniu poprawnych wyników analiz sieciowych jest brak wiarygodnych danych i trudność w ich uzyskaniu. Prezentowana aplikacja może pomóc w budowie poprawnych merytorycznie modeli.

135 Problematyka wyznaczania i ewidencji parametrów linii WN 135 Rys. 7. Formularz Edycja parametrów przewodu Rys. 8. Formularz edycja parametrów słupa (słup dwutorowy) Dzięki katalogom słupów i przewodów, udostępnionym w bazie danych, dzięki formularzom, które pozwalają w szybki sposób odwzorować topologię sieci i wreszcie dzięki bibliotece obliczeniowej, która na podstawie danych przechowywanych w bazie jest w stanie obliczyć poprawne wartości parametrów modelu zastępczego linii, użytkownik może wreszcie zapanować nad topologią i parametrami analizowanych sieci. Funkcje eksportu danych do popularnych formatów danych, takich jak KDM, czy format SHORTS/SCC, ułatwiają budowę i wykorzystanie modeli obliczeniowych w popularnych programach realizujących obliczenia rozpływowe (PLANS) czy zwarciowe (SCC). 4. PODSUMOWANIE Zagadnienie obliczania parametrów linii jest bardzo ciekawym problemem zarówno o znaczeniu teoretycznym jak i praktycznym. W niniejszej artykule przedstawiono fizyczną interpretację parametrów linii elektroenergetycznych, a także opisano wzory służące do wykonywania obliczeń inżynierskich. W artykule nie zagłębiano się w trudne zagadnienia z pola elektrycznego i magnetycznego mające jednak wpływ na metodykę obliczania parametrów. Jednak teoria ta znalazła zastosowanie w prezentowanej aplikacji do wyznaczania parametrów modelu zastępczego linii. Osobnym problemem jest wykorzystanie baz danych do

136 136 Piotr Miller, Marek Wancerz zagadnień matematycznego modelowania i ewidencji parametrów linii WN. W dobie szybkiego rozwoju informatyki komputer umożliwia w miarę łatwe i dokładne obliczanie interesujących nas wielkości ze skomplikowanych formuł. Przygotowanie takiego środowiska obliczeniowego, który będzie spełniał oczekiwania służb energetycznych wiąże się z bardzo dobrą znajomością teorii matematycznego modelowania prezentowanych zjawisk (zagadnienie energetyczne) jak również znajomością teorii baz danych i języków programowania (zagadnienie informatycznej) [7]. Prezentowana aplikacja pozwala na przeprowadzenie analizy związanej z modelowaniem układów dwutorowych i wielotorowych. LITERATURA [1] Handke A., Mitkowski E., Stiller J.: Sieci elektroenergetyczne., Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej, Poznań [2] Kacejko P., Miller P., Osik J.: Wyznaczanie parametrów linii napowietrznych, Energetyka nr 3/1995, s [3] Kosztaluk R., Flisowski Z.: Metody analizy układów przewód ziemia. Przegląd Elektrotechniczny nr 10/2001, SIGMA NOT Sp.z.o.o. [4] Kacejko P., Machowski J.: Zwarcia w sieciach elektroenergetycznych. WNT, Warszawa [5] Wancerz M., Kacejko P., Miller P.: Internetowe bazy danych jako nowy element w technice eksploatacji układów EAZ. Kwartalnik Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP, Nr 1/2006. [6] Katalog słupów i fundamentów linii 110 kv. Tom I i II., Energoprojekt Kraków, Poznań [7] Wancerz M.: Internetowa aplikacja do wizualizacji elementów Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. XII Konferencja Naukowa ZKwE. Poznań QUESTIONS CONCERNING DETERMINATION AND STORAGE OF HV LINE PARAMETERS WITH THE USE OF DATABASES Correct determination of network system parameters is very important from the viewpoint of load-flow analyses, short-circuit and stability calculations and power line protection settings. AC power lines are characterized by their resistance, reactance, conductance and susceptance. All the mentioned quantities concern every elementary section of the considered power line. In order to elaborate an equivalent power line network it needs to connect the lines according to their real-time connections, which means that such a network should be composed of an infinite number of elementary sections. The network is accurate when it precisely represents the real-time lines, but when practical calculations are concerned it gets laborious and yields complex relations. In practice, accuracy of calculations depends on the input data reliability. The article presents a basic theory concerning determination of equivalent network parameters as well as a computer application for calculating parameters of electric power lines on the basis of the conductor and tower types. The application uses a database for the storage of line parameters and makes a kind of catalogue of tower and conductor types.

137 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADEMIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Andrzej KSIĄŻKIEWICZ* Ryszard BATURA* THERMAL AND ELECTRODYNAMIC CHARACTERISTICS OF ELECTRICAL CONTACTS IN STEADY STATE In this paper results of theoretical analysis of the thermal and electrodynamic characteristics of electrical contacts are presented. Influences of contact material on temperature changes are discussed. Real contact area impact on electrodynamics of electrical contacts is analysed 1. ELECTRICAL CONTACTS AND CONTACT MATERIALS Electrical contacts are exposed to various hazards during their life cycle. Those hazardous phenomena include thermal and electro dynamical risks. In order for the electrical contacts to work properly for a long time it is necessary to calculate the influence of those phenomenons. To analytically present them many simplifying assumptions have to be made because of the complexity of considered issues. Many different materials are used for electrical contacts. These materials include Ag, AgNi, AgSnO 2 and AgCdO. The first two of them are discussed in this paper. Both of them can be used in low power electromagnetic relays, but the dominant material is AgNi. 2. THERMAL CHARACTERISTICS OF ELECTRICAL CONTACTS 2.1. Thermal theoretical model In order to analyse thermal characteristic of electrical contact in steady state a simple model will be used (Fig. 1). This model represents the contact spot between two connected conductors. In this model the presented temperatures are as follows: τ p steady temperature rise at x = (away from the contact spot), τ z steady temperature rise at x = 0, Δτ additional temperature rise as result of higher current density in the contact spot. The additional temperature rise is a result of reduced cross section of the contact spot, which is many times smaller that the real contact size. * Poznań University of Technology.

138 138 Andrzej Książkiewicz, Ryszard Batura The temperature distribution in a conductor with a contact spot is described by [1]: 1 ax τ x = I 2 1 Rz e + τ p (1) 2 asλ where: I nominal current, R contact resistance, λ - thermal conductivity, and a and τ p are [1]: τ p kod S a = λs 2 I ρ 1 = S k S where: k od - heat transfer coefficient, S contact spot cross-section, S p1 lateral surface of a dx element of the conductor (in the discussed case is equal to 2πr), ρ contact material electrical resistivity. od p1 p1 (2) (3) Fig. 1. Temperature distribution in electric conductor with contact spot: τ p steady temperature rise at x = (away from the contact spot), τ z steady temperature rise at x = 0, Δτ additional temperature rise[1] The additional temperature rise in steady state is described by [1]: 2 2 I R Δτ (4) 8λρ The additional temperature rise should not be greater than K [3] Results of thermal characteristics calculations The presented calculations were made for two different contact materials: Ag and AgNi, and two different contact resistance R z. The parameters used: I = 10 A, k od = 1, r = 1,5 mm (for the S and S p1 ). Contact material electrical resistivity equals:

139 Thermal and electrodynamic characteristics of electrical contact ρ Ag = 1, Ωm [4] and ρ AgNi = 1, Ωm [2], thermal conductivity: λ Ag = 4, W/m K, λ AgNi = 3, W/m K. Electric contact resistance R z was taken as the minimum and maximum described in [5] (R zmin = 2,07 mω, R zmax = 7,88 mω). Results of the calculations are presented in Table 1. Table 1. Temperature value depending on contact material and contact resistance Contact resistance R = 2,07 mω Material τ p τ z Δτ τ max [ºC] [ºC] [ºC] [ºC] Ag 24,77 44,35 6,93 51,28 AgNi 28,22 46,97 6,57 53,54 Contact resistance R = 7,88 mω Ag 24,77 99,40 88,89 188,29 AgNi 28,22 99,68 84,61 184,29 The steady temperature rise τ p is equal for both of the contact resistances as it is only dependent on current and electrical resistivity of the material. The AgNi has a slightly higher resistivity than pure Ag (around 14%) thus τ p has a higher value. Because of different thermal conductivity λ of the two materials the temperature rise τ z and Δτ of AgNi is slightly smaller that Ag. The greatest influence on the temperature rise comes from the change in electrical contact resistance R z. Higher the contact spot resistance the real contact area gets smaller, which leads to higher current density and greater generation of heat. With the rise of the resistance by a factor of 3,81 the maximum temperature for the Ag and AgNi rose by 3,67 and 3,44 respectively. The additional temperature rise factor is even greater and is equal to 12,83 and 12,88 respectively. However use of AgNi as a contact material gave a slightly lower maximum temperature than Ag which is a better result as the contact spot shouldn t generate too much heat. In both cases with the higher contact resistance the additional temperature rise exceeded the maximum proposed rise of 20 K mentioned earlier. This may be the result of a higher that required contact resistance and by the imperfection of the theoretical model. The maximum temperature is not the only criteria based on which a material is chosen, amongst those criteria are the resistance against welding and electric wear.

140 140 Andrzej Książkiewicz, Ryszard Batura 3. ELECTRODYNAMIC CHARACTERISTIC OF ELECTRICAL CONTACT 3.1. Electrodynamic simplified theoretical model Reduction of the electrical contact cross area generates an electrodynamic force F y which is repealing the contacts apart [3]: μ 0 2 ln r1 F y = i (5) 4π r2 where: r 1 radius of cylindrical contact, r 2 real contact area radius. A simplified model representing the two radius values is presented on figure 2. Fig. 2. Simplified model of single point electric contact [1] To calculate this force the radius r 2 has to be known. It is almost impossible to determinate its value, and for single contact point only an approximation can be made based on the contact closing force and contact material properties and is described by [3]: Fs r2 = (6) πσ where: F s contact closing force, σ 0 yield strength of contact material. Another way to determinate the real contact radius can be based on electric contact resistance and the elliptical contact surface model [4]: ρ R = (7) 2r 2 With known contact resistance and the resistivity of contact material the value of r 2 can be calculated. 0

141 Thermal and electrodynamic characteristics of electrical contact Results of electrodynamic characteristics calculations Based on equation 5 electrodynamic force was calculated for to contact resistances 2 mω (Fig. 3) and 7 mω (Fig. 4). F [N] 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, i [A] Fy F Fig. 3. Repelling contact force F y dependent on current (R = 2 mω), F relay nominal contact force 1,4 1,2 1 F [N] 0,8 0,6 0,4 0, i [A] Fy F Fig. 4. Repelling contact force F y dependent on current (R = 7 mω), F relay nominal contact force As mentioned earlier the contact resistance determinates real contact area radius r 2. Greater electrical contact resistance leads to smaller contact spot area. That strengthens the effect generated by higher current density in the contact spot, which

142 142 Andrzej Książkiewicz, Ryszard Batura results in greater repelling force acting on the contacts. Relay nominal contact force was measured and it was not greater than 0,6 N. The calculated repelling force for both cases in the steady state is insignificant. However in case of a short circuit current there exists theoretical possibility that the contacts could open if the current value will be greater than 120 A and 60 A respectively. 4. CONCLUSION Influence of electric contact material on thermal and electrodynamic characteristics of electrical contact was discussed. Based on the results presented concerning temperature rise on contact spot a minimal influence of contact material can be observed. A much greater influence on thermal characteristics had electric contact resistance. The same relationship was found concerning the electrodynamic force. Higher value of contact resistance leads to lower tolerance for force generated by a greater current value but in relation to steady state its impact can be omitted. REFERENCES [1] Markiewicz H., Urządzenia elektroenergetyczne, WNT, Warszawa, 2006 (in Polish). [2] [3] Au A., Maksymiuk J., Pochanke Z., Podstawy obliczeń aparatów elektroenergetycznych, WNT, Warszawa, 1976 (in Polish). [4] Ciok Z., Procesy łączeniowe w ukłądach elektroenergetycznych, WNT, Warszawa, 1983 (in Polish). [5] A. Książkiewicz: Change of electric contact resistance of an electromagnetic relay during switching operations without electric load, 5th International Interdisciplinary Technical Conference of Young Scientists, May 2012, p , Poznan.

143 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Robert WRÓBLEWSKI* WPŁYW ZASTOSOWANIA DWÓCH OBWODÓW GRZEWCZYCH O RÓŻNYCH TEMPERATURACH CZYNNIKA NA EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNĄ WYKORZYSTANIA PALIWA W nowoczesnym budownictwie istnieje wiele instalacji wymagających zastosowania czynnika grzewczego o odpowiedniej temperaturze. Odpowiednią temperaturę czynnika uzyskuje się poprzez zastosowanie termostatycznych zaworów mieszających wodę powrotną z zasilającą. W artykule przeanalizowano wpływ rozdziału obiegów grzewczych na wysoko i niskotemperaturowy, pozwalające na wykorzystanie ciepła odpadowego spalin podstawowego urządzenia wytwórczego (kotła gazowego i agregatu kogeneracyjnego) na efektywność energetyczną wykorzystania paliwa. 1. WSTĘP Instalacja zaopatrzenia w ciepło jest jedną z najważniejszych instalacji w budynku. Od jej prawidłowego funkcjonowania zależy zapewnienie komfortu cieplnego w czasie sezonu grzewczego. W naszej strefie klimatycznej jest to też instalacja najbardziej energochłonna. Źródłem zaopatrzenia budynków w ciepło może być miejska sieć ciepłownicza zasilana z ciepłowni bądź elektrociepłowni lub źródło indywidualne. Ze względu na rosnące ciągle ceny paliw oraz ograniczoność ich zasobów coraz większy nacisk kładzie się z jednej strony na zmniejszanie zapotrzebowania na ciepło (termomodernizacja i budowanie nowych budynków energooszczędnych lub wręcz pasywnych czy zero-energetycznych) z drugiej strony na efektywność wykorzystania paliwa czyli sprawność urządzeń wytwórczych. Najbardziej efektywnymi kotłami są jednostki kondensacyjne, jednak są one znacznie droższe. Poza tym, aby mówić o ich wysokiej efektywności należy zapewnić temperaturę wody powrotnej na odpowiednio niskim poziomie, co nie zawsze jest możliwe. W przypadku konwencjonalnych kotłów wartość temperatury spalin wylotowych może zawierać się w granicach 120 C 190 C a nawet czasem więcej. Tak wysoka temperatura spalin jest przyczyną straty wylotowej, która w największym stopniu przyczynia się do obniżenia wartości sprawności kotła. Aby wykorzystać ciepło spalin uchodzących do komina na kanale spalinowym montuje się dodatkowy wymiennik zwany ekonomizerem. * Politechnika Poznańska.

144 144 Robert Wróblewski 2. ODZYSK CIEPŁA ZE SPALIN Im niższa temperatura spalin wylotowych tym wyższa sprawność kotła. W przypadku kotłów konwencjonalnych należy pamiętać tylko aby nie przekroczyć temperatury punktu rosy, gdyż wówczas następuje wykraplanie się pary wodnej zawartej w spalinach. Wykraplanie pary wodnej jest powodem korozji kotła i skrócenia jego żywotności. Temperatura punktu rosy spalin zależy od zastosowanego paliwa i zawartości w nim CO 2. Orientacyjne wartości temperatury punktu rosy spalin wynoszą dla spalin z: paliw stałych C, oleju opałowego lekkiego C, i gazu ziemnego C. W kotłach kondensacyjnych lub z przyłączonym członem kondensacyjnym wykorzystuje się ciepło skraplania pary wodnej i uzyskuje sprawności przekraczające 100% w stosunku do wartości opałowej paliwa. Uzysk ciepła w zależności od temperatury spalin wylotowych przedstawiono na rysunku 1. Rys. 1. Ilość ciepła uzyskana ze spalin w wyniki obniżania ich temperatury w kolejnych przedziałach t = 5 C Jak widać z powyższej zależności obniżenie temperatury spalin o t =5 C powoduje wzrost mocy grzewczej o 0,25 kw przy założeniu, ze kocioł zużywa 0,003 m 3 /s gazu ziemnego i współczynnik nadmiaru powietrza = 1,05. Obniżanie temperatury spalin wylotowych poniżej 60 C powoduje uzyskanie znacznie większych ilości ciepła, gdyż poza ciepłem wynikającym ze średniego ciepła właściwego spalin uzyskujemy znaczne ilości ciepła wynikające z ciepła skraplania pary wodnej zawartej w spalinach. Jak widać z tej zależności kondensacja pary wodnej zawartej w spalinach może być źródłem dodatkowej energii. Wykorzystanie tej energii jest jednak ograniczone temperaturą wody powrotnej w instalacji, która zależy od rodzaju zasilanych odbiorników.

145 Wpływ zastosowania dwóch obwodów grzewczych o różnych TRADYCYJNA INSTALACJA GRZEWCZA Typową instalację CO przedstawiono na rysunku 2. Źródłem wytwórczym jest tutaj kocioł gazowy o parametrach czynnika grzewczego 70/60 C. Zabezpieczenie kotła przed zbyt niską temperaturą powrotu realizuje ujęcie wody gorącej (20). Jako odbiory ciepła przewidziano: grzejniki naścienne o łącznej mocy 20 kw, zasobnik ciepłej wody użytkowej (CWU) o średniej mocy 2 kw, ogrzewanie podłogowe o mocy 10 kw. Parametry czynnika w instalacji grzejnikowej to 60/45 C realizowane poprzez zawór mieszający 16, a w instalacji ogrzewania podłogowego 30/20 C realizowane poprzez zawór mieszający 11. Najwyższe parametry czynnika grzewczego wymagane są w przypadku zasilania zasobnika ciepłej wody użytkowej z powodu okresowego zwalczania bakterii legionella. Mimo iż jest to jedna instalacja to odbiory nie są zasilane czynnikiem grzewczym o jednakowych parametrach. Sprawność źródła wytwórczego jakim jest w tym przypadku kocioł, wyznaczona dzięki zamodelowaniu układu w programie Cycle-Tempo, wynosi 91,76%. p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] H = Heat output [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T high = High end temp. diff. [K] H,trans = Transmitted heat flow [kw] H T low = K T high = K H,trans = 32 kw H = kw Grzejniki 9 T low = K T high = K H,trans = kw T low = T high = K K H,trans = kw H H Zasobnik CWU H = H = 2.00 kw kw Ogrzew anie podłogow e Kocioł Rys. 2. Schemat układu instalacji CO Na rysunku 3 przedstawiono modyfikację układu z rys 2 polegającą na zastosowaniu kotła kondensacyjnego. Sprawność urządzenia wytwórczego wynosi w tym przypadku 100,63%. Wartość sprawności powyżej 100% wynika z powszechnie przyjętej definicji sprawności kotłów, w której jako poziom odniesienia bierze się wartość opałową a nie ciepło spalania paliwa uwzgledniające ciepło zawarte w skroplonej parze wodnej zawartej w spalinach. Stosunkowo wysoka temperatura czynnika powrotnego nie pozwala na pełny efekt zastosowania kondensacji pary wodnej zawartej w spalinach i uzyskanie jeszcze wyższych sprawności wykorzystania paliwa.

146 146 Robert Wróblewski Zdaniem autora niniejszego artykułu można wykorzystać to iż odbiory pracują na różnych poziomach temperatury czynnika grzewczego i podzielić je na dwie grupy: odbiory o wysokiej temperaturze czynnika grzewczego: - grzejniki konwekcyjne, - zasobnik CWU, - itp. odbiory o niskiej temperaturze czynnika grzewczego: - ogrzewanie podłogowe, - wstępny podgrzew wody dla CWU, - podgrzewanie wody w basenach, - podgrzewanie podjazdów, chodników i schodów (usuwanie śniegu i zalodzenia, - instalacja przeciwoblodzeniowa rynien i rur spustowych, - itp. p T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] H = Heat output [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T high = High end temp. diff. [K] H,trans = Transmitted heat flow [kw] H T low = 8.00 K T hi gh = K H,trans = 32 kw H = kw Grzejniki 9 T low = K T high = K H,trans = kw T low = K T hi gh = K H,trans = kw H H Zasobnik CWU H = H = 2.00 kw kw Kocioł Rys. 3. Schemat układu instalacji CO z kotłem kondensacyjnym Ogrzew anie podłogow e W przypadku tej drugiej grupy niską temperaturę powrotu czynnika grzewczego można wykorzystać w członach kondensacyjnych przyłączanych do kotła energetycznego w których nastąpi skraplanie pary wodnej zawartej w spalinach i odzyskiwanie ciepła skraplania. Zabieg ten powinien spowodować zwiększenie sprawności układu. 4. INSTALACJA GRZEWCZA Z DWOMA OBWODAMI GRZEWCZYMI O RÓŻNYCH TEMPERATURACH CZYNNIKA GRZEWCZEGO Na rysunku 3 przedstawiono zmodyfikowaną instalację grzewczą. Poziom mocy odbiorów jak i temperatury ich zasilania i powrotu zostały bez zmian. Podgrzew wody w zasobniku ciepłej wody użytkowej rozdzielono na dwa etapy:

147 Wpływ zastosowania dwóch obwodów grzewczych o różnych 147 wstępny podgrzew do 35 C czynnikiem grzewczym o niskiej temperaturze, dogrzanie do właściwej temperatury (60 C) czynnikiem grzewczym o wysokiej temperaturze. Ponadto czynnik o wysokiej temperaturze jest wykorzystywany do zasilania grzejników a o niskiej do ogrzewania podłogowego. Niska temperatura wody powrotnej pozwala na znaczne przechłodzenie spalin i skroplenie zawartej w nich pary wodnej w wymienniku oznaczonym ECO. H = kw ECO H H T low = 8.00 K T high = K H,trans = kw T low = K T high = K H,trans = kw p 8 T Grzejniki 9 h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] H = Heat output [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T high = High end temp. diff. [K] H,trans = Transmitted heat flow [kw] 8 9 T low = T high = K K H,trans = kw T low = K T high = 0.65 K H,trans = kw H 36 H = H Zasobnik CWU kw H = kw Kocioł Rys. 4. Schemat układu instalacji CO z rozdzielonymi Ogrzewanie podłogow e Wymiennik ten musi być wykonany, ze specjalnego gatunku stali odpornego na agresywne związki zawarte w skroplinach. Ilość ciepła wytworzona w wymienniku ECO nie jest wystarczająca dla zapewnienia pokrycia potrzeb wstępnego podgrzewu wody i ogrzewania podłogowego, dlatego na schemacie przewidziano ujęcie części czynnika z nitki powrotnej obiegu wysokotemperaturowego (31). Sprawność wykorzystania energii chemicznej paliwa w tym przypadku jest bardzo wysoka i wynosi 106,32% i jest wyższa o ok. 14,5 p.p. od sprawności w układzie przedstawionym na rysunku UKŁADY Z CZŁONEM KOGENERACYJNYM Na rysunku 5 przedstawiono schemat obiegu w którym zastosowano mikroukład kogeneracyjny ORC zasilany z kotła czynnikiem o temperaturze 95 C. Jako czynnik roboczy w obiegu ORC zastosowano czynnik chłodniczy R245fa. Dolnym źródłem obiegu ORC jest wydzielona część niskotemperaturowa instalacji. Obieg ORC pracując na małej różnicy temperatur osiąga ok 6% sprawności wytwarzania energii elektrycznej przy sprawności wykorzystana paliwa dla całego układu na poziomie 93%.

148 148 Robert Wróblewski 13 p 5 T h m p = Pressure [bar] T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] P el = Electrical Pow er [kw] P = Power [kw] P m = Mechanical Pow er [kw] H = Heat output [kw] m,e = Mechanical*Electrical ef f. [%] i = Isentropic ef ficiency [%] T low = K T high = K H,trans = kw P m = 2.23 kw i = 75 % H Kocioł P = kw i = 80 % m,el = 60 % H T low = 31 T high = K 9.19 K 27 H,trans = kw H 21 T low = T high = (X) K 5.00 K H,trans = kw P el = (X) 21 m,e = 95 % H = kw kw Grzejniki 9 T low = T high = K 3.00 K H,trans = kw H H T low = T high = K K H,trans = kw 36 H = kw Zasobnik CWU H = kw Ogrzew anie podłogow e Rys. 5. Schemat układu instalacji z układem kogeneracyjnym ORC zasilanym z kotła CO 4 12 H,trans = kw 11 p T Silnik tłokow y 3 h m p = Pressure [bar] = 1.00 H,reac = kw 5 2 H 40 T = Temperature [ C] h = Enthalpy [kj/kg] m = Mass flow [kg/s] P el = kw H H = kw Grzejniki P el = Electrical Pow er [kw] P = Pow er [kw] P m = Mechanical Pow er [kw] = Airfactor [-] H = Heat output [kw] T low = Low end temp. diff. [K] T hi gh = High end temp. diff. [K] H,trans = Transmitted heat flow [kw] m,e = Mechanical*Electrical eff. [%] i = Isentropic efficiency [%] H,reac = Reaction heat [kw] H 27 T low = T hi gh = K K H,trans = kw P el = 3.60 kw m,e = 95 % H 36 H = kw Zasobnik CWU P = kw i = 80 % m,el = 60 % P m = i = 75 % T low = T high = 3.79 kw K K H,trans = kw H H H = kw Ogrzew anie podłogow e 26 Rys. 6. Schemat układu instalacji CO w której źródłem kogeneracyjnym jest silnik spalinowy zintegrowany z ORC

149 Wpływ zastosowania dwóch obwodów grzewczych o różnych 149 Na kolejnym schemacie (rysunek 6 ) podstawowym źródłem ciepła jest agregat kogeneracyjny oparty na silniku tłokowym zasilanym gazem ziemnym. Część wysokotemperaturowa instalacji CO jest zasilana ciepłem z wymiennika cieczy chłodzącej płaszcz silnika i wymiennika chłodzącego olej. Spaliny z agregatu kogeneracyjnego są górnym źródłem ciepła dla zintegrowanego z układem obiegu ORC. Dolnym źródłem ciepła dla tego obiegu jest tak jak poprzednio część niskotemperaturowa instalacji CO. Dzięki wyższej temperaturze górnego źródła udało się uzyskać większą efektywność obiegu ORC i sprawność wytwarzania energii elektrycznej dla takiego układu wynosi ok 40%. Sprawność wykorzystania paliwa w tym przypadku jest również wysoka i wynosi ok 90%. Ze względu na wyższą temperaturę górnego źródła w tym przypadku jako czynnik roboczy w obiegu ORC zastosowano toluen. 6. PODSUMOWANIE W rozdziale pierwszym pokazano jak ważne z punktu widzenia efektywności wykorzystania paliwa jest wartość temperatury spalin opuszczających kocioł. Pokazano również jaki efekt energetyczny uzyskujemy w wyniku skroplenia pary wodnej zawartej w spalinach. W kolejnych rozdziałach przedstawiono schematy technologiczne konwencjonalnej instalacji CO oraz instalacji o rozdzielonych obwodach czynnika wysokotemperaturowego i niskotemperaturowego. Wszystkie układy zamodelowano w Programie Cycle-Tempo i wyznaczono ich sprawności: wytwarzania energii elektrycznej ( el), wytwarzania ciepła ( el), oraz energetyczną ( ec) (elektrociepłowni, wykorzystania paliwa). Wyniki przedstawiono w postaci wykresu przedstawionego na rysunku 7. Zastosowanie układu z rozdzielonymi obiegami czynników grzewczych (rys. 3) powoduje uzyskanie największej wartości sprawności wykorzystania paliwa. Tego typu rozwiązania w układach kogeneracyjnych z obiegiem ORC pozwalają na uzyskanie większej różnicy temperatur między źródłami górnym i dolnym w efekcie czego większa jest sprawność samego obiegu ORC, co powoduje podniesienie zarówno sprawności wytwarzania energii elektrycznej jak i energetycznej całego układu. Ze względu na dużą różnorodność źródeł wytwórczych przedstawiono kilka wybranych rozwiązań. Analiza konkretnego przypadku instalacji CO powinna rozpocząć się bilansu energetycznego z uwzględnieniem podziału odbiorów ciepła na wysoko i niskotemperaturowe. W następnym kroku należy przeanalizować możliwości zastosowania różnych źródeł wytwórczych pod kątem jak najwyższej efektywności energetycznej wykorzystania paliwa. Wymaga to jednak dużej wiedzy inżynierskiej i doświadczenia w budowie tego typu układów.

150 150 Robert Wróblewski Rys. 7. Wyniki analizy energetycznej układów z poszczególnych rysunków: sprawność wytwarzania energii elektrycznej - el, sprawność wytwarzania ciepła - el, sprawność energetyczna - ec. LITERATURA [1] Chudzicki J., Instalacje ciepłej wody w budynkach, Fundacja poszanowania energii, SORUS Wydawnictwo i drukarnia, Warszawa- Poznan [2] Koczyk H., Antoniewicz B., Nowoczesne wyposażenie domu jednorodzinnego Instalacje sanitarne i grzewcze, PWRiL Poznań 1998r. [3] Skorek Janusz, Kalina Jacek: Gazowe układy kogeneracyjne, WNT, Warszawa [4] Cycle-Tempo 5.0 manual. TU Delft. INFLUENCE OF APPLICATION OF TWO HEATING CIRCUITS WITH DIFFERENT TEMPERATURES OF HEATING MEDIUM ON ENERGY EFFECTIVENESS OF FUEL USE In a modern building there are many installation requiring heating agent of a suitable temperature. The temperature of the heating agent is obtained by applying the thermostatic valve mixing back water with hot water. The article shows the influence of dividing of heating circuits on high and low temperature parts, allowing to use waste heat of basic manufacturing equipment (gas boiler and cogeneration unit), on energy-efficient use of fuel.

151 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Grzegorz DOMBEK* Zbigniew NADOLNY* Piotr PRZYBYŁEK* PORÓWNANIE ESTRÓW NATURALNYCH I OLEJÓW MINERALNYCH W ASPEKCIE WYKORZYSTANIA W TRANSFORMATORACH ENERGETYCZNYCH WYSOKICH NAPIĘĆ Artykuł przedstawia porównanie estrów naturalnych i olejów mineralnych w kontekście wykorzystania ich w transformatorach energetycznych wysokiego napięcia. Składa się z czterech rozdziałów. Pierwszy rozdział stanowi wstęp. W drugim rozdziale przedstawiono funkcje, jakie pełnią ciecze elektroizolacyjne w urządzeniach elektroenergetycznych. Rozdział trzeci poświęcony jest porównaniu właściwości elektrycznych, termicznych oraz środowiskowych zestawionych w artykule cieczy elektroizolacyjnych. Artykuł zakończony jest podsumowaniem. 1. WPROWADZENIE Od ponad stu lat oleje mineralne, ze względu na swoje liczne pozytywne właściwości i bardzo dobre rozpoznanie, powszechnie stosowane są w transformatorach. Ostatnimi czasy istotną rolę zaczynają odgrywać właściwości środowiskowe cieczy elektroizolacyjnych. Z tego też względu kilkanaście lat temu pojawiła się koncepcja wykorzystania w transformatorach estrów naturalnych. Estry te, jak każda inna ciecz elektroizolacyjna, muszą spełniać określone funkcje oraz wykazywać się określonymi właściwościami fizycznymi, elektrycznymi, cieplnymi i środowiskowymi. Niniejszy artykuł poświęcony jest porównaniu estrów naturalnych i olejów mineralnych w kontekście stosowania ich w transformatorach wysokiego napięcia. 2. FUNKCJE CIECZY ELEKTROIZOLACYJNYCH Ze względu na swoje właściwości ciecze elektroizolacyjne są powszechnie stosowane w elektroenergetyce. Wykorzystuje się je zarówno w transformatorach, jak i w kondensatorach, łącznikach oraz kablach wysokonapięciowych. * Politechnika Poznańska.

152 152 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny, Piotr Przybyłek Podstawowymi zadaniami oleju transformatorowego jest skuteczne odprowadzanie ciepła oraz zapewnienie dobrej izolacji elektrycznej. Ponadto, ograniczają one wyładowania niezupełne, chronią przed powietrzem i wilgocią, a także poprawiają wytrzymałość elektryczną izolacji celulozowej poprzez jej impregnację (nasycanie) [1, 2]. W przypadku kondensatorów ciecze elektroizolacyjne mają za zadanie zapewnienie dużej przenikalności elektrycznej ε oraz izolacji elektrycznej na odpowiednio wysokim poziomie. Pełnią również funkcje chłodziwa oraz ochrony przed wilgocią. Wykorzystuje się je również w łącznikach, w których są czynnikami ułatwiającymi gaszenie łuku elektrycznego. Stosowanie cieczy elektroizolacyjnych w kablach wysokonapięciowych podyktowane jest potrzebą zapewnienia odpowiedniej izolacji elektrycznej, impregnacji oraz chłodzenia. 3. WŁAŚCIWOŚCI OLEJÓW MINERALNYCH I ESTRÓW NATURALNYCH 3.1. Wprowadzenie Ciecze izolacyjne opisywane są poprzez ich właściwości elektryczne, cieplne, środowiskowe i fizyczne. Zastosowanie w urządzeniach odpowiednich cieczy elektroizolacyjnych wynika z licznych badań, a także doświadczeń technologicznych i eksploatacyjnych zdobywanych przez określony czas. W związku z tym istnieje konieczność przeprowadzenia dokładnych badań nowo stosowanych cieczy elektroizolacyjnych, do których zaliczane są estry naturalne, mających na celu określenie wyżej wymienionych właściwości Właściwości elektryczne W niniejszym podrozdziale omówione zostały podstawowe właściwości elektryczne estrów naturalnych i olejów mineralnych. Porównana została przenikalność elektryczna, współczynnik stratności dielektrycznej tgδ, wytrzymałość elektryczna oraz rezystywność zestawionych w artykule cieczy elektroizolacyjnych. Względna przenikalność elektryczna estrów naturalnych jest wyższa od przenikalności elektrycznej oleju mineralnego. W przypadku estrów naturalnych wynosi ona 3,2, zaś dla oleju mineralnego 2,2 [3]. Ma to szczególne znaczenie w przypadku współpracy cieczy elektroizolacyjnej z papierem, którego przenikalność jest większa, bądź równa 4. Im większa różnica przenikalności dwóch materiałów izolacyjnych, tym większa nierównomierność rozkładu natężenia pola elektrycznego, co może negatywnie wpłynąć na pracę urządzenia. Oznacza to, że w przypadku estrów naturalnych, rozkład natężenia pola

153 Porównanie estrów naturalnych i olejów mineralnych w aspekcie 153 elektrycznego będzie bardziej równomierny. W rezultacie zmniejsza się prawdopodobieństwo przeskoku w cieczy, co spowalnia proces starzenia się izolacji. Ma to kluczowe znaczenie, gdyż ciecze elektroizolacyjne charakteryzują się mniejszą wytrzymałością elektryczną niż papier zaimpregnowany cieczą. Oleje mineralne charakteryzują się niskim współczynnikiem strat dielektrycznych (tgδ), którego wartość jest mniejsza niż 0,002. Z kolei, w przypadku estrów naturalnych współczynnik ten odznacza się znacznie większą wartością, mieszczącą się w zakresie 0,005 0,014 [3]. Skutkiem tego wzrastają straty dielektryczne w estrach naturalnych. Tak wysoka wartość tgδ negatywnie wpływa na procesy starzeniowe zachodzące w urządzeniach elektrycznych. Kolejnym istotnym parametrem elektrycznym charakteryzującym ciecze elektroizolacyjne jest wytrzymałość elektryczna dla napięcia przemiennego. W układzie elektrod, których odległość wynosi 2,5 mm wytrzymałość elektryczna estrów naturalnych wynosi 75 kv podczas, gdy dla olejów mineralnych wartość ta jest niższa i wynosi 70 kv. W układzie elektrod, których odległość wynosi 2 mm, wytrzymałość elektryczna estrów naturalnych równa jest 76 kv, co w przypadku wytrzymałości elektrycznej olejów mineralnych wynoszącej 60 kv stanowi znaczną różnicę [3, 4, 5]. Można zatem stwierdzić, że niezależnie od odległości między elektrodami, wytrzymałość elektryczna estrów naturalnych jest większa od wytrzymałości olejów mineralnych. Na rysunku 1 przedstawiono wykres zależności wytrzymałości elektrycznej dla napięcia przemiennego cieczy elektroizolacyjnych w zależności od ich stopnia zawilgocenia. Można wyraźnie zauważyć, że nawet niewielka ilość wody w oleju mineralnym powoduje znaczące pogorszenie jego wytrzymałości elektrycznej. W przeciwieństwie do olejów mineralnych estry naturalne wykazują znacznie większą rozpuszczalność wody, wynikającą z ich polarnej budowy. Wraz ze wzrostem zawartości wody (do około 300 ppm) wytrzymałość elektryczna estrów naturalnych jest jeszcze na stałym, wysokim poziomie. Natomiast w przypadku olejów mineralnych, wzrost zawilgocenia do 80 ppm powoduje spadek wytrzymałości elektrycznej o kilkadziesiąt procent. Napięcie przeskoku estrów naturalnych dla napięcia udarowego jest mniejsze niż dla oleju mineralnego. Wartość impulsowego napięcia przeskoku w przypadku oleju mineralnego, przy stosowaniu metody 1 strzał/krok, wynosi 276,4 kv. Dla estrów naturalnych wartość ta równa jest 239,3 kv. Z kolei wartości impulsowego napięcia przeskoku przy zastosowaniu metody 3 strzały/krok są mniejsze dla obu badanych cieczy i wynoszą odpowiednio 251,9 kv dla oleju mineralnego, oraz 200,4 kv dla estrów naturalnych [3]. Napięcie przebicia papieru celulozowego o grubości 90 μm impregnowanego estrem naturalnym wynosi około 8 kv i jest nieznacznie większe niż w przypadku papieru impregnowanego olejem mineralnym (7,5 kv) [6]. Różnice te mogą być jednak zniwelowane w przypadku uwarstwienia układu izolacyjnego, tzn. papier impregnowany olej na skutek gry przenikalności elektrycznej.

154 154 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny, Piotr Przybyłek Rys. 1. Wytrzymałość elektryczna wybranych cieczy elektroizolacyjnych w zależności od ich stopnia zawilgocenia [3] Napięcie zapłonu wyładowań niezupełnych (wnz) w estrach naturalnych i oleju mineralnym, w zależności od metody wyznaczania, nieznacznie się od siebie różni. Według metody IEC 1294 napięcie zapłonu wnz w oleju mineralnym wynosi 38,2 kv, natomiast w przypadku estrów naturalnych wartość ta jest nieco mniejsza i wynosi 34 kv. Kierując się zmodyfikowaną metodą IEC 1294 napięcie zapłonu wnz w oleju mineralnym wynosi 23,2 kv, w estrach naturalnych 25,6 kv [3]. Rezystywność oleju mineralnego wynosi Ωcm, natomiast rezystywność estrów naturalnych Ωcm [3]. Oznacza to, że biorąc pod uwagę rezystywność, olej mineralny okazuje się materiałem lepszym. Trudno jest jednoznacznie stwierdzić, która z przedstawionych cieczy elektroizolacyjnych, ze względu na swoje właściwości elektryczne, jest cieczą bardziej pożądaną. Zarówno olej mineralny, jak i estry naturalne wykazują odmienne właściwości elektryczne, które są istotne z punktu widzenia zastosowania omawianych cieczy w transformatorach Właściwości termiczne W podrozdziale opisane zostały właściwości termiczne przedstawionych w artykule cieczy elektroizolacyjnych. Omówiona została lepkość, przewodność cieplna oraz rozszerzalność cieplna olejów mineralnych i estrów naturalnych. Wielkości te w zasadniczy sposób wpływają na współczynnik przejmowania ciepła α, który jest kluczowy z punktu widzenia oddawania ciepła do otoczenia. Zasadniczą wadą estrów naturalnych, warunkującą ich zdolność do transportu ciepła, a także determinującą cieplne zachowanie się transformatorów, jest ich duża lepkość kinematyczna. Na rysunku 2 przedstawiono zależność lepkości estrów naturalnych i olejów mineralnych od temperatury. Jak wynika z rysunku, w zakresie temperatury od 0 do 20 C lepkość estrów naturalnych jest od 4 do 7 razy większa niż lepkość olejów mineralnych. Ponadto, w tym zakresie temperatury

155 Porównanie estrów naturalnych i olejów mineralnych w aspekcie 155 estry naturalne tracą płynność [7]. W przypadku wysokiej temperatury (>50 C) lepkość obu cieczy jest zbliżona. Znaczna lepkość estrów naturalnych, w porównaniu z olejami mineralnymi (tab.1), wpływa na zmniejszenie efektywności chłodzenia transformatora wypełnionego estrami. Skutkiem tego jest podwyższenie temperatury wewnątrz transformatora, a przede wszystkim jego najgorętszego miejsca (ang. hot spot). Jest to szczególnie istotne w przypadku transformatorów dużej mocy. Kolejną właściwością, mającą wpływ na współczynnik przejmowania ciepła α, jest przewodność cieplna. Analizując tabelę 1 można zauważyć, że estry naturalne, w przeciwieństwie do olejów mineralnych, charakteryzują się dużo większym współczynnikiem przewodności cieplnej właściwej dla temperatury 20 C. Estry naturalne, w porównaniu do olejów mineralnych, charakteryzują się podobnym, często nawet mniejszym, współczynnikiem rozszerzalności cieplnej. Z tego też względu mogą być one stosowane do kadzi wykorzystywanych w przypadku olejów mineralnych. Pozostałe właściwości termiczne zestawionych cieczy elektroizolacyjnych, tj. gęstość i ciepło właściwe, są do siebie zbliżone. Rys. 2. Lepkość wybranych cieczy elektroizolacyjnych w funkcji temperatury [3] Tabela 1. Wybrane właściwości termiczne olejów mineralnych i estrów naturalnych [3] Właściwość Olej mineralny Ester naturalny Przewodność cieplna w 20 C [W/kgK] 0,126 0,160 0,167 Ciepło właściwe w 20 C [J/kg K] Współczynnik rozszerzalności cieplnej [ C -1 ] 0, , ,00074 Lepkość kinematyczna w 0 C [mm 2 /s] 37, Lepkość kinematyczna w 20 C [mm 2 /s] Lepkość kinematyczna w 40 C [mm 2 /s] Lepkość kinematyczna w 100 C [mm 2 /s] 2,6 8 9 Gęstość w 20 C [kg/m 3 ]

156 156 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny, Piotr Przybyłek Podsumowując przedstawione w podrozdziale właściwości termiczne olejów mineralnych i estrów naturalnych można stwierdzić, że nie jest możliwe dokładne sprecyzowanie, która z analizowanych cieczy odznacza się bardziej pożądanymi właściwościami cieplnymi. Duża lepkość estrów naturalnych, w porównaniu z olejami mineralnymi, może być rekompensowana znacznie większą przewodnością cieplną estrów naturalnych Właściwości środowiskowe W podrozdziale omówione zostały właściwości środowiskowe estrów naturalnych i olejów mineralnych w perspektywie wykorzystania ich w transformatorach energetycznych wysokich napięć. Zestawione ciecze elektroizolacyjne przeanalizowane zostały pod kątem łatwości pozyskiwania, biodegradowalności oraz temperatury zapłonu i samozapłonu. Przeprowadzona analiza porównawcza przedstawiona została poniżej. Oleje mineralne pozyskiwane są w wyniku destylacji ropy naftowej, której zasoby ulegają znaczącemu wyczerpaniu. Z kolei estry naturalne otrzymywane są z nasion, owoców, kiełków i innych surowców pochodzących z roślin oleistych. Rośliny te w swoim naturalnym cyklu wzrostu produkują estry. Do celów elektroizolacyjnych wykorzystuje się przede wszystkim oleje słonecznikowe, sojowe i rzepakowe [3]. Oznacza to, że w porównaniu z olejami mineralnymi, estry naturalne charakteryzują się znacznie większą łatwością pozyskiwania. Bezpieczeństwo środowiska naturalnego związane jest z biodegradowalnością i toksycznością stosowanych cieczy elektroizolacyjnych. Ze względu na swoją budowę estry naturalne znacznie przewyższają oleje mineralne pod względem biodegradowalności. Zapewniają też wysoki stopień ochrony przed skażeniem ziemi i wody [8, 9]. Na rysunku 3 przedstawiono zależność stopnia biodegradowalności estrów naturalnych i olejów mineralnych w zależności od czasu. Analizując wykres można zauważyć, że po 15 dniach biodegradowalność estrów naturalnych osiąga poziom 90%, natomiast w przypadku olejów mineralnych nie przekracza 10%. Kolejnym aspektem przemawiającym za stosowaniem estrów naturalnych w transformatorach energetycznych wysokiego napięcia jest minimalizacja zagrożeń pożarowych [8, 9]. Wysoka temperatura zapłonu (>300 C) i samozapłonu (>350 C) estrów naturalnych w przeciwieństwie do temperatury zapłonu ( C) i samozapłonu ( C) oleju mineralnego wpływa na wzrost bezpieczeństwa przeciwpożarowego [3]. Niska temperatura zapłonu oleju mineralnego była w przeszłości niejednokrotnie przyczyną wybuchu i pożaru transformatora. Skutkiem tego były duże straty materialne, skażenie gleby i wód gruntowych, toksyczne opary dymu, wzrost zagrożenia dla ludzi, wysoka cena transformatora zakupionego w trybie awaryjnym oraz przerwa w dostawie i odszkodowania za niedostarczoną energię elektryczną. Zastosowanie estrów

157 Porównanie estrów naturalnych i olejów mineralnych w aspekcie 157 naturalnych jako cieczy elektroizolacyjnej praktycznie wyklucza możliwość pożaru transformatora, podnosząc jednocześnie poziom bezpieczeństwa zarówno samego urządzenia, jak i personelu technicznego. Co więcej, estry naturalne wykazują mniejszą opałową wartością kaloryczną (36,9 MJ/kg) w porównaniu z olejami mineralnymi (około 46 MJ/kg) [3]. Rys. 3. Stopień biodegradowalności estrów naturalnych i olejów mineralnych w funkcji czasu [3] Zważając na coraz bardziej rygorystyczne wymagania dotyczące ochrony środowiska i bezpieczeństwa pożarowego estry naturalne, w porównaniu z olejami mineralnymi, wykazują znaczenie lepsze właściwości środowiskowe. Wyróżnia je bardzo dobra biodegradowalność, mała toksyczność oraz łatwość pozyskiwania. 4. PODSUMOWANIE Porównanie właściwości estrów naturalnych i olejów mineralnych jest istotne z punktu widzenia stosowania estrów w transformatorach wysokiego napięcia. Niełatwym zadaniem jest jednoznaczne wskazanie, która z omawianych w artykule cieczy elektroizolacyjnych mniej lub bardziej nadaje się do stosowania w transformatorach. Estry naturalne i oleje mineralne wykazują szereg pożądanych właściwości, niestety nie są wolne od wad. Niewątpliwie na korzyść estrów naturalnych przemawiają aspekty środowiskowe, przez co wzrasta zainteresowanie tymi cieczami. LITERATURA [1] Flisowski Z., Technika Wysokich Napięć, WNT, Warszawa, [2] Gacek Z., Wysokonapięciowa technika izolacyjna, Wyd. Pol. Śl, Gliwice, [3] CIGRE Working Group A2.35, Experiences in service with new insulating liquids, CIGRE Brochure No 436, October 2010.

158 158 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny, Piotr Przybyłek [4] Lance Lewand, Doble Engineering, Understanding water in transformer system, Neta World report, [5] R. Martin, Internal Technical Report, M&I Materials, Hibernia Way, Trafford Park, Manchester. [6] Martin D., Wang Z.D., Dyer P., Darwin A.W., James I.R., A Comparative Study of the Dielectric Strenght of Ester Impregnated Cellulose for Use in Large Power Transformers, ICSD Winchester, UK, [7] Fleszyński J., Właściwości olejów roślinnych w aspekcie zastosowania w transformatorach energetycznych, Międzynarodowa Konferencja Transformatorowa Transformator 2011, Toruń, [8] Oommen T.V., Vegetable oils for liquid filled transformers, IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 18, No.1, pp. 6-11, [9] Longva K., Natural ester distribution transformers; improved reliability and environmental safety, Nordic Insulation Sympos., pp , Trondheim, THE COMPARISON OF NATURAL ESTERS AND MINERAL OILS IN THE CONTEXT OF THEIR USING IN THE HIGH VOLTAGE POWER TRANSFORMERS This paper presents a comparison of natural esters and mineral oils within the context of their use in high-voltage power transformers. It consists of four chapters. The first chapter is an introduction. The second chapter describes the functions that insulating fluids perform in electrical equipment. The third chapter is devoted to the comparison of electrical, thermal and environmental properties of insulating fluids compiled in the article. Article ends with a summary.

159 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Grzegorz DOMBEK* Zbigniew NADOLNY* AUTORSKI UKŁAD DO POMIARU PRZEWODNOŚCI CIEPLNEJ WŁAŚCIWEJ CIECZY ELEKTROIZOLACYJNYCH Artykuł poświęcony jest układowi do pomiaru przewodności cieplnej właściwej cieczy elektroizolacyjnych. Składa się z czterech rozdziałów. Pierwszy rozdział stanowi wstęp. W rozdziale drugim opisano ogólną zasadę pomiaru przewodności cieplnej i układ pomiarowy. Rozdział trzeci poświęcony jest automatyzacji procedury pomiarowej. Artykuł zakończony jest wnioskami. 1. WSTĘP W ostatnich latach dużą uwagę zwraca się na bezpieczeństwo związane z eksploatacją transformatorów energetycznych. Jednym z elementów podwyższających to bezpieczeństwo jest zastosowanie w transformatorach estrów naturalnych w miejsce tradycyjnie stosowanego oleju mineralnego, jako cieczy elektroizolacyjnej. Estry te mają nie do końca rozpoznane właściwości termiczne, między innymi przewodność cieplną. Niniejszy artykuł poświęcony jest koncepcji pomiaru przewodności cieplnej cieczy elektroizolacyjnych. 2. OGÓLNA ZASADA POMIARU PRZEWODNOŚCI CIEPLNEJ ORAZ KONCEPCJA UKŁADU POMIAROWEGO W niniejszym rozdziale zaprezentowano autorski układ pomiarowy do wyznaczania współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy elektroizolacyjnych. Przedstawiona została ogólna koncepcja pomiaru współczynnika λ oraz koncepcja układu pomiarowego. W poniższych akapitach przedstawiono definicję oraz ogólną koncepcję wyznaczania współczynnika λ. Współczynnik przewodności cieplnej właściwej λ określa zdolność substancji do przewodzenia ciepła. Definiowany jest jako ilość ciepła przepływającego przez sześcian o krawędzi 1 m, w czasie 1 s, przy jednoczesnym spadku temperatury * Politechnika Poznańska.

160 160 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny pomiędzy przeciwległymi ścianami sześcianu równym 1 K [1, 2]. Oznacza to, że w tych samych warunkach więcej ciepła przepłynie przez substancję, która charakteryzuje się większym współczynnikiem przewodności cieplnej właściwej λ. Idea pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ bazuje na wprowadzeniu do danego ośrodka (ciało stałe, ciecz, gaz) zaburzenia termicznego i obserwacji zmian rozkładu temperatury. Innymi słowy, pomiar współczynnika λ polega na przepuszczeniu przez badaną próbkę materiału określonego strumienia ciepła i obserwacji zmian wartości temperatury powstałych przy ustalonym przepływie ciepła na powierzchniach doprowadzenia i odprowadzenia ciepła (po obu stronach badanej próbki) [3]. Poniżej przedstawiono koncepcję pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy elektroizolacyjnych oraz opis układu pomiarowego. W koncepcji tej przedstawiono wzór na współczynnik λ, główne moduły z których powinien składać się układ pomiarowy, wybór konkretnego układu pomiarowego z wprowadzonymi modyfikacjami oraz jego schemat. Zaprojektowany układ pomiarowy powinien umożliwić wywołanie zaburzenia termicznego ( T), a także jego pomiar w próbce materiału o określonej grubości d i polu powierzchni S. Spadek temperatury na badanej próbce materiału uzyskuje się zwykle poprzez zastosowanie źródła ciepła o mocy P oraz układu chłodzącego. Znając wymienione wyżej parametry układu możliwe jest wyznaczenie współczynnika λ na podstawie wzoru: P d λ (1) S ΔT Na podstawie przedstawionych założeń stwierdzono, że układ pomiarowy powinien składać się z trzech zasadniczych segmentów, zapewniających dokładne i wiarygodne wyniki. Jeden z segmentów układu powinien umożliwić wywołanie zaburzenia termicznego w badanym materiale (segment A). Kolejny segment układu powinien zapewnić pomiar wywołanego zaburzenia termicznego (segment B). Ostatni z segmentów powinien zawierać elementy pomocnicze odpowiedzialne za wyeliminowanie niepożądanych przepływów ciepła straty ciepła (segment C). Segment A, wywołujący zaburzenia termiczne, składać się powinien ze źródła ciepła oraz układu chłodzącego. Jako źródło ciepła zastosowano grzałkę o odpowiednio dobranej mocy i wymiarach oraz zasilacz, do którego przyłączono grzałkę. Układ chłodzący stanowi chłodnica oraz łaźnia z termostatem. Czynnikiem chłodzącym jest woda. Łaźnia wyposażona została w pętlę chłodzącą, zasilaną wodą wodociągową (obieg zewnętrzny). Połączenie łaźni z chłodnicą zapewnia obieg wewnętrzny. Segment B, służący do pomiaru zaburzenia termicznego. Powinien składać się z sond pomiarowych (termicznych), rejestratora temperatury, komputera oraz płytek pomocniczych, w których umieszczone zostaną sondy.

161 Autorski układ do pomiaru przewodności cieplnej właściwej cieczy 161 Segment C, odpowiedzialny za eliminację niepożądanych przepływów ciepła, powinien być zbudowany z grzałki pomocniczej i zasilacza oraz izolacji. Przedstawione powyżej warunki są możliwe do zrealizowania przy wykorzystaniu na przykład jednopłytowego aparatu Poensgena [4]. W celu usprawnienia pomiarów jednopłytowy aparat Poensgena poddano pewnym modyfikacjom. Pierwszą z nich była zmiana umiejscowienia grzałki głównej względem chłodnicy. Grzałka główna, która w jednopłytowym aparacie Poensgena umieszczona jest pod chłodnicą, w prezentowanym układzie została zamieszczona nad chłodnicą. Pozwoliło to na wyeliminowanie zjawiska ewentualnej konwekcji z grzałki głównej do chłodnicy. Kolejną modyfikacją było zastąpienie grzałek bocznych izolacją o maksymalnie dużym oporze cieplnym i odpowiedniej grubości, co pozwala na wykluczenie niepożądanych przepływów ciepła. Schemat układu do pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy przedstawiono na rysunku 1. Pomiar polega na umieszczeniu próbki badanej cieczy, o określonej grubości d i polu powierzchni S, pomiędzy grzałką główną, a chłodnicą. Grzałka główna o mocy P i polu powierzchni S wytwarza strumień cieplny przepływający przez badaną ciecz do chłodnicy. W wyniku przepływu ciepła generowany jest spadek temperatury T pomiarowa w badanej cieczy. Chłodnica ma za zadanie zapewnienie stałej temperatury na dolnej powierzchni badanej cieczy. Pomiar polega na rejestracji spadku temperatury T pomiarowa i mocy grzałki głównej P przy ustalonym przepływie ciepła (po ustabilizowaniu się temperatury). Znając moc grzałki głównej P, grubość d i pole powierzchni S badanej próbki cieczy oraz generowany na niej spadek temperatury T pomiarowa, współczynnik przewodności cieplnej właściwej λ wyznacza się korzystając ze wzoru (1). Tak wyznaczona wartość współczynnika λ jest poprawna jeżeli wyeliminowane zostaną straty ciepła, zarówno na boki, jak i przepływy ciepła prostopadle w górę. Ciepło generowane przez grzałkę główną powinno przepływać prostopadle w dół przez próbkę badanej cieczy. W przedstawionym układzie pomiarowym przepływ ciepła prostopadle w górę eliminowany jest dzięki zastosowaniu grzałki pomocniczej. Grzałka pomocnicza ma za zadanie wytworzenie takiego strumienia ciepła, który spowoduje, że wartości temperatury rejestrowane bezpośrednio nad grzałką główną i pod grzałką pomocnicza będą sobie równe. Warunek ten będzie spełniony jeżeli spadek temperatury T pomocnicza między nimi wyniesie 0 K, co oznacza brak przepływu ciepła pomiędzy grzałkami. Dobór wartości spadku temperatury na próbce badanej cieczy ( T pomiarowa ) zdeterminowany był spełnieniem dwóch podstawowych kryteriów. Wymagane jest ustalenie możliwe małej wartości spadku temperatury w celu dokładnego określenia wpływu temperatury na pomiar współczynnika λ. Jednocześnie wartość ta powinna być relatywnie duża, przez co ograniczona zostaje niepewność pomiaru współczynnika λ. Zdecydowano, że powyższe kryteria zostaną spełnione jeżeli wartość spadku temperatury T pomiarowa wyniesie 5 K.

162 162 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny Rys. 1. Schemat układu do pomiaru przewodności cieplnej właściwej λ cieczy wraz z przyłączonymi przyrządami pomiarowymi i zasilającymi; 1 chłodnica, 2 płytki pomocnicze z sondami pomiarowymi (termicznymi), 3 próbka badanej cieczy, 4 grzałka główna, 5 izolacja pomocnicza, 6 grzałka pomocnicza, 7 izolacja Układy do pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ metodami stacjonarnymi (pomiar w stanie ustalonym) charakteryzują się dużą dokładnością otrzymywanych wyników oraz prosta budową, przez co nazywane są układami wzorcowymi. Jedynymi wadami stosowania metod stacjonarnych są stosunkowo długi czas wykonywania pomiarów, wynikający z stałej czasowej układu pomiarowego, oraz trudności w utrzymaniu jednakowych warunków termicznych na powierzchni badanej próbki materiału [3]. 3. AUTOMATYZACJA POMIARU W rozdziale omówiono możliwości automatyzacji układu do pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy. Opisane zostały moduły układu odpowiedzialne za realizację poszczególnych zadań. Przedstawiono także schemat blokowy algorytmu, na podstawie którego zrealizowany zostanie program komputerowy służący do zarządzania automatyzacją pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy. Procedura pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy jest procesem długotrwałym. Związane jest to z potrzebą wywołania odpowiedniego zaburzenia termicznego ( T pomiarowe = 5 K) w próbce badanej cieczy oraz wyeliminowaniem przepływu ciepła prostopadle w górę ( T pomocnicze równe 0 K) poprzez zastosowanie grzałki pomocniczej. Skutkiem tego w trakcie pomiaru istnieje konieczność zmiany nastaw zasilaczy grzałek oraz odpowiedniej stabilizacji temperatury termostatu. W związku z tym zdecydowano o zautomatyzowaniu procesu pomiaru współczynnika λ. Ze względu na konieczność automatycznej regulacji temperatury różnych składowych układu pomiarowego (chłodnica, grzałka główna, grzałka

163 Autorski układ do pomiaru przewodności cieplnej właściwej cieczy 163 pomocnicza) stwierdzono, że automatyzacja pomiaru powinna odbywać się przy wykorzystaniu trzech niezależnych układów regulacji. Z tego względu wyszczególnione zostały trzy moduły automatyki sterującej, zapewniające regulację temperatury w poszczególnych częściach układu. Wyróżnione zostały moduł regulacji temperatury chłodnicy, moduł regulacji mocy grzałki głównej oraz moduł regulacji mocy grzałki pomocniczej. Moduł regulacji temperatury chłodnicy odpowiedzialny jest za równomierne i skuteczne odprowadzanie ciepła z dolnej powierzchni badanej próbki. Tworzą go chłodnica, łaźnia z termostatem, rejestrator temperatury oraz sondy termiczne odpowiedzialne za pomiar temperatury przy powierzchni odprowadzenia ciepła z próbki. Chłodnica zapewnia odprowadzanie ciepła z dolnej powierzchni próbki. Termostat umożliwia regulację temperatury czynnika chłodzącego (wody) w pełnym zakresie wykonywania pomiarów (od 293,15 K do 373,15 K), z dokładnością do ±0,01 K. W celu polepszenia warunków stabilizacji temperatury łaźnia wyposażona została w pętlę chłodzącą w postaci zewnętrznego obiegu zasilanego wodą wodociągową. Informacją wejściową inicjującą regulację temperatury chłodnicy jest temperatura T, dla której wyznaczany jest współczynnik λ badanej cieczy. W zależności od tej temperatury na termostacie ustawiana jest temperatura pracy chłodnicy (T 1 ). Algorytm sterujący pracą układu zostanie opisany w dalszej części artykułu. Kolejny moduł moduł regulacji mocy grzałki głównej ma za zadanie wytworzenie odpowiedniego strumienia cieplnego przepływającego przez badaną próbkę cieczy do chłodnicy. Zbudowany jest z grzałki głównej, zasilacza, rejestratora temperatury oraz sond pomiarowych. W chwili rozpoczęcia pomiaru na zasilacz podawane jest napięcie zależne od temperatury T, dla której chcemy wyznaczyć współczynnik λ (U G1 = f 1 (T λ )). W trakcie trwania pomiaru następuje regulacja mocy grzałki głównej zgodnie z zastosowanym algorytmem, przez co uzyskuje się pożądaną wartość temperatury przy górnej powierzchni badanej próbki cieczy. Ostatni moduł moduł regulacji mocy grzałki pomocniczej odpowiedzialny jest za kompensację strat ciepła wynikających z przepływu ciepła prostopadle w górę. Zbudowany jest z identycznych urządzeń jak moduł regulacji mocy grzałki głównej. Sondy pomiarowe odpowiedzialne są za pomiar temperatury bezpośrednio pod powierzchnią grzałki pomocniczej. Po zainicjowaniu pomiaru zasilacz zostaje wysterowany na napięcie zależne od uprzednio zdefiniowanej w programie temperatury T (U G2 = f 2 (T λ )). Dopasowanie temperaturowe uzyskuje się poprzez automatyczną regulację mocy grzałki pomocniczej w trakcie trwania pomiaru. Na rysunku 2 przedstawiono schemat blokowy algorytmu do pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy elektroizolacyjnych. Informacją wejściową jest temperatura T, dla której należy wyznaczyć wartość współczynnika λ. W zależności od tej temperatury, poprzez odpowiednie nastawy termostatu, na chłodnicy ustawiana jest temperatura T 1 = T-2,5 K. Związane jest to

164 164 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny z koniecznością utrzymania wcześniej ustalonego spadku temperatury (5 K) na badanej próbce cieczy. Wartości napięcia zasilającego grzałkę główną i grzałkę pomocniczą również zależne są od zadanej temperatury T. W związku z tym napięcie zasilające grzałkę główną G1 dobierane jest na podstawie zależności U G1 =f 1 (T λ ), a napięcie zasilające grzałkę pomocniczą G2 według zależności U G2 =f 2 (T λ ). W kolejnych krokach następują pomiary wartości temperatury rejestrowane przez sondy T 1, T 2, T 3 i T 4. Ze względu na długi czas stabilizacji temperatury T 2, T 3, T 4 pomiar dokonywany jest co 10 minut. Temperaturę uważa się za ustabilizowaną jeżeli w czasie 40 minut kolejne zarejestrowane przez odpowiednie sondy wartości nie różnią się od siebie. Głównym zadaniem algorytmu do wyznaczania współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy jest oszacowanie wartości o jakie należy zmieniać (zwiększać lub zmniejszać) napięcie zasilające grzałkę główną i grzałkę pomocniczą w trakcie automatycznej regulacji przepływów ciepła. W przypadku grzałki głównej określenie wartości o jaką należy zmienić napięcie odbywa się na podstawie ostatnio zmierzonych różnic temperatury ( T) przy górnej (T 2 ) i dolnej (T 1 ) powierzchni próbki badanej cieczy. Algorytm weryfikuje, czy różnice te mieszczą się w przyjętych dopuszczalnych granicach odchylenia (4,9 K< T<5,1 K). Jeżeli wartości spadku temperatury nie mieszczą się w przyjętych granicach, wówczas następuje zmiana wartości napięcia zasilającego grzałkę główną. Oszacowanie wartości o jaką należy zmienić wartość napięcia grzałki pomocniczej odbywa się na podstawie ostatnio zmierzonych różnic wartości temperatury ( T p ) rejestrowanej przez sondy umieszczone na przeciwległych powierzchniach grzałek (pod grzałką pomocniczą (T 4 ) i nad grzałką główną (T 3 )). Algorytm sprawdza, czy różnice te mieszczą się w dopuszczalnych granicach odchylenia (-0,1 K< T p <0,1 K). Jeżeli zarejestrowane różnice wykraczają poza przyjętą granicę odchylenia, wówczas następuje zmiana wartości napięcia zasilającego grzałkę pomocniczą. W dalszej kolejności weryfikuje się prawidłowość głównych założeń (ΔT=5±0,1 K i ΔT p =±0,1 K). Jeżeli spełnione są wymienione warunki, wówczas na podstawie wzoru (1) wyznaczany jest współczynnik przewodności cieplnej właściwej λ. Przedstawiony schemat blokowy algorytmu do wyznaczania współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy elektroizolacyjnych stanowi bazę do stworzenia programu komputerowego sterującego procesem wyznaczania współczynnika λ. Zastosowany algorytm pozwala oszacować wartości zmian napięcia zasilającego grzałkę główną i pomocniczą, przez co możliwe są odpowiednie nastawy modułów sterujących pracą układu. W efekcie skróceniu ulega relatywny czas wykonywania pomiarów.

165 Autorski układ do pomiaru przewodności cieplnej właściwej cieczy 165 Rys. 2. Schemat blokowy algorytmu do wyznaczania współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ

166 166 Grzegorz Dombek, Zbigniew Nadolny 4. PODSUMOWANIE Zaprojektowany układ do pomiaru współczynnika przewodności cieplnej właściwej λ cieczy został wyposażony w algorytm pomiarowy. Zastosowany algorytm pozwoli na zautomatyzowanie procedury pomiaru oraz w znacznym stopniu ograniczy czas wykonywania pomiaru i wpłynie pozytywnie na dokładność uzyskiwanych wyników. LITERATURA [1] Garbalińska H., Bochenek M., Izolacyjność termiczna a akumulacyjność cieplna wybranych materiałów ściennych, Czasopismo techniczne. Architektura, Wydawnictwo Politechniki Krakowskiej, Zeszyt 11, Numer 2 A/2/2011, ISSN [2] Staniszewski B., Wymiana ciepła. Podstawy teoretyczne, Wydanie drugie, Warszawa, [3] Ickiewicz I., Sarosiek W., Ickiewicz J., Fizyka Budowli. Wybrane zagadnienia, Wydanie II, Białystok, [4] Fodemski T., Pomiary cieplne. Część I. Podstawowe pomiary cieplne, Wydanie III, Warszawa, AUTHORIAL SYSTEM FOR MEASURING OF THERMAL CONDUCTIVITY OF THE ELECTROINSULATING LIQUIDS This article is devoted to the measuring system to the thermal conductivity of insulating liquids. It consists of four chapters. The first chapter is an introduction. The second chapter describes the general principle of thermal conductivity and the measuring system. The third chapter is dedicated to the automation of the measurement procedure. Article ends with the conclusions.

167 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Łukasz NAGI* Piotr SCHNEIDER* WYKORZYSTANIE ŚRODOWISKA MATLAB W ANALIZIE PROMIENIOWANIA JONIZUJĄCEGO WYNIKAJĄCEGO Z WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNYCH W artykule przedstawiono wyniki pomiarów promieniowania jonizującego wynikającego z wyładowań niezupełnych (WNZ). Analiza i opracowanie otrzymanych danych zostały wykonane w środowisku MATLAB. Przywołane zostały metody diagnostyczne do wykrywania WNZ, jednocześnie opisane zostały efekty radiacyjne wynikające z wyładowań niezupełnych. Zauważono, że wraz ze wzrostem napięcia, na wadliwej izolacji gdzie występują WNZ zwiększa się dawka promieniowania wykrywana przez Rentgenoradiometr Geigera-Mullera. W celu teoretycznego potwierdzenia wyników wykonano również dodatkowe modelowanie krzywych w środowisku MATLAB. 1. WYŁADOWANIA NIEZUPEŁNE, PROMIENIOWANIE W izolacjach urządzeń elektrycznych mogą powstawać lokalne przebicia zwane wyładowaniami niezupełnymi (WNZ). Ich powstawaniu i rozwojowi towarzyszy szereg zjawisk fizycznych takich jak: impuls prądowy i emisja fali elektromagnetycznej, chemiczne przemiany w izolacji, udarowe odkształcenie sprężyste i towarzyszącą mu emisję fali elektromagnetycznej, promieniowanie świetlne, lokalny wzrost temperatury w obszarze wyładowania oraz zmiana ciśnienia gazu w jego kanale. Efekty te mogą występować z różnym nasileniem. Niewątpliwie wpływ na to ma zastosowany układ izolacyjny, rodzaj dielektryku oraz typ WNZ. Na podstawie obserwacji wyżej wymienionych zjawisk opracowane zostały metody ich detekcji, pomiaru i lokalizacji. Każda z metod wykorzystuje odpowiedni dla niej sprzęt, metodykę prowadzenia badań, przetwarzania uzyskanych danych oraz analizy zebranych wyników. W ostatnich czasach na znaczeniu zyskały badania nieniszczące. Pozwalają one ocenić stan diagnozowanej izolacji w trakcie pracy urządzeń elektroenergetycznych. [1] [2] Badania promieniowania jonizującego mogą stać się nową nieinwazyjną metodą do oceny stanu izolacji. Promieniowanie jonizujące jako zjawisko fizyczne jest zarówno powszechnym jak i istotnym elementem oddziaływań na otaczający nas świat. Oddziaływujące z * Politechnika Opolska.

168 168 Łukasz Nagi, Piotr Schneider materią rodzaje promieniowania jonizującego mają wpływ na jej budowę, powstające defekty w strukturze danego materiału oraz zmiany składu pierwiastkowego wynikającego ze zmian promieniotwórczych. Wyróżniamy cztery rodzaje promieniowania jonizującego: promieniowanie alfa (jądra helu), promieniowanie beta (elektrony lub pozytony), promieniowanie neutronowe oraz promieniowanie elektromagnetyczne (promieniowanie X, hamowania oraz gamma). Różne rodzaje promieniowania mają różny zasięg oddziaływania co jest związane z ich energią (częstotliwością). Również jednym ze czynników związanych z rodzajem promieniowania i jego energią jest przenikalność. Najmniejszą posiada promieniowanie alfa (kilka kartek papieru jest w stanie ochronić materię przed jądrami helu), największą przenikalnością natomiast charakteryzuje się promieniowanie elektromagnetyczne. [3] [4]. 2. PROMIENIOWANIE JONIZUJĄCE WYNIKAJĄCE Z WNZ Podczas Wyładowań Niezupełnych - WNZ (z ang. Partial Discharges - PD) wytwarzanych w izolacji kabla (polyolyphine) zaobserwowano pojawienie się promieniowania rentgenowskiego. Ów składnik radiacyjny jest w stanie przenikać przez cienkie warstwy lekkich metali takich jak beryl czy aluminium i dzięki temu możliwe byłoby wykrywanie WNZ w ten sposób. Istnieje szansa zrobienia zdjęcia rentgenowskiego porów powietrza w izolacji kabli elektrycznych co dałoby możliwość nieinwazyjnego ocenienia strat i uszkodzeń izolacji. Wykazano wcześniej, że składnik rentgenowski wyładowań niezupełnych jest tak zwanym promieniowaniem hamowania, a intensywność rentgenowskich wyładowań niezupełnych jest zależna od ilości atomów gazu występującego w porach gdzie WNZ ma miejsce. Ponadto liczba atomowa Z pierwiastków wchodzących w skład mieszaniny gazów generuje zależność zgodną z teorią Kramersa-Kulenkampffa [5] Zgodnie ze wzorem: 4 C( Z( v v0 ) bz ) P (1) 2 R Innym rodzajem promieniowania zaobserwowanym w procesie wytwarzania WNZ jest promieniowanie beta. Indykacja wykonana została za pomocą rentgenoradiometru DP-66M wykorzystującego detektory STS-5 (Rys.1). Badano zależność dawki promieniowania wynikającej z WNZ od napięcia wywołującego wyładowania oraz w zależności od odległości sondy od źródła PD. Wstępne wyniki wykazały dużą proporcjonalność mocy dawki promieniowania zarówno w stosunku do odległości od źródła WNZ jak i od napięcia je wywołującego. Zależności ukazują odpowiednio rysunki 2 i 3 (Rys. 2, Rys. 3). Ośrodkiem w którym rozpraszane było promieniowanie beta było powietrze.

169 Wykorzystanie środowiska MATLAB w analizie promieniowania Rys. 1. Detektor STS-5 z licznika Geigera wykorzystywany w rentgenoradiometrze DP-66M Rys. 2. Zależność mocy dawki promieniowania w funkcji odległości od źródła WNZ P = f(r) Rys. 3. Zależność mocy dawki promieniowania w funkcji napięcia wywołującego WNZ P = f(u)

170 170 Łukasz Nagi, Piotr Schneider 3. WNIOSKI Wykrywanie WNZ za pomocą odczytów radiacyjnych może stać się nową metodą w diagnostyce urządzeń i sieci elektroenergetycznych. Dzięki dokładnemu, a zarazem niedrogiemu sprzętowi bazującemu na popularnych licznikach Geigera-Mullera, można określać moc promieniowania towarzyszącego wyładowaniom niezupełnym, a tym samym wielkość uszkodzenia izolacji elektrycznej. Dokładne opracowanie metody pozwoli na szybkie i stosunkowo tanie sprawdzenie stanu izolacji wielu trudno dostępnych urządzeń i przewodów elektroenergetycznych. Nowa metoda miałaby też niebagatelny wpływ na pracę ludzi zajmujących się diagnostyką bezpośrednio w kontekście bezpieczeństwa i zdrowia. W dobie planowanych w Polsce inwestycji energetycznych w postaci elektrowni jądrowych ta metoda mogłaby stać się jedną z głównych. LITERATURA [1] Skubis J., Wybrane zagadnienia z techniki i diagnostyki wysokonapięciowej, Of. Wyd. Pol. Op., Opole [2] Frącz P., Założenia systemu eksperckiego pomiaru wyładowań niezupełnych przy zastosowaniu metody spektrofotometrii optycznej, PAK, 1/2009. [3] Muchin K.N., Doświadczalna Fizyka Jądrowa. Fizyka jądra atomowego. WNT, Warszawa [4] Dziunikowski B., O fizyce i energii jądrowej, AGH, Kraków [5] Novikov G.K., Smirnov A.I., Fedchiskin V.V., Detection of X-Ray Radiation of Partial Discharges in Polymeric Cable Insulation. Russian Electrical Engineering, THE USE OF MATLAB IN THE ANALYSIS OF IONIZING RADIATION RESULTING FROM THE PARTIAL DISCHARGE The paper presents the results of measurements of ionizing radiation resulting from partial discharge (PD). Analysis and processing the recaived data where done in MATLAB. We write about diagnostic metods to detect PD, about radiaton (X-Rays) and effects of radiation that are the result of partial discharge. It was noted that with the increase in voltage in damaged isulation where PD occur the radiation dose detected by Geiger-Muller Rentgenoradiometr increases too. In order to confirm the theoretical results we were also performed additional modeling curves in MATLAB.

171 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Filip POLAK* Wojciech SIKORSKI* WSPOMAGANA KOMPUTEROWO LOKALIZACJA WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNYCH W TRANSFORMATORZE ENERGETYCZNYM W artykule poruszono problematykę wspomaganej komputerowo, automatycznej lokalizacji źródeł wyładowań niezupełnych występujących w układzie izolacyjnym transformatora energetycznego. Główna część artykułu przedstawia opis przyjętych metod badawczych oraz wyniki testów przeprowadzonych na modelu kadzi transformatora w Laboratorium Wysokich Napięć Politechniki Poznańskiej. W eksperymencie do lokalizowania defektów stosowano standardową technikę triangulacyjną oraz jej zmodyfikowaną wersję wykorzystującą pojęcie psuedoczasów, które zostało zaczerpnięte z techniki GPS. Głównym celem przeprowadzonych badań była analiza porównawcza dokładności lokalizacji źródeł wybranymi metodami. Zastosowane algorytmy lokalizacji oraz metody cyfrowego przetwarzania sygnałów zaimplementowano w środowisku programowania LabVIEW. 1. ZJAWISKO WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNCYH Zjawisko wyładowań niezupełnych można zdefiniować jako lokalne wyładowania elektryczne, które odbywają się tylko w części wysokonapięciowego układu izolacyjnego i nie powodują bezpośrednio utraty jego własności izolacyjnych. Długotrwałe działanie wyładowań niezupełnych prowadzi zwykle, poprzez mikro- i makroskopowe zmiany w strukturze układu izolacyjnego, do wyładowania zupełnego (przebicia) i groźnej w skutkach awarii urządzenia. Ze zjawiskiem wyładowań niezupełnych związane są lokalne zmiany temperatury, chemiczne przemiany izolacji oraz udarowe odkształcenia sprężyste wraz z towarzyszącymi im falami emisji akustycznej. Zjawiska te zostały wykorzystane do opracowania szeroko stosowanych metod detekcji wyładowań niezupełnych, takich jak: termowizja, analiza gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) czy metoda emisji akustycznej (EA). Pozostałymi zjawiskami występującymi przy wyładowaniach niezupełnych są promieniowanie świetlne i zmiany ciśnienia gazu, jednak nie znalazły one szerszego zastosowania w obszarze badania wnz [1-9]. * Politechnika Poznańska.

172 172 Filip Polak, Wojciech Sikorski 2. TECHNIKI LOKALIZACJI ŹRÓDEŁ WYŁADOWAŃ NIEZUPEŁNYCH REJESTROWANYCH METODĄ EMISJI AKUSTYCZNEJ Standardowa technika osłuchowa (SAT Standard Auscultatory Technique), zwana również metodą największej głośności stosowana jest zazwyczaj w transformatorach będących w użyciu. Technika ta opiera się na pomiarze wartości amplitud emisji akustycznej w różnych punktach kadzi. Na podstawie tak otrzymanych pomiarów określane jest miejsce, w którym amplitudy EA mają największą wartość. Na podstawie obszaru największej głośności, można w przybliżeniu oszacować miejsce występowania wnz [8]. W celu poprawy dokładności metody osłuchowej, opracowana została tzw. zaawansowana technika osłuchowa (AAT Advanced Auscultatory Technique), która polega na jednoczesnym pomiarze średniej energii docierającego do przetwornika piezoelektrycznego sygnału emisji akustycznej e oraz średniej wartości ładunku pozornego wyładowań niezupełnych q. Wprowadzony został dodatkowy parametr p, równy ilorazowi zmierzonych wartości średnich e i q. Dzięki takiemu zabiegowi prawidłowa wartość energii impulsów EA zależy głównie od efektu osłabienia fali akustycznej, co przekłada się jednoznacznie na odległość pomiędzy źródłem wnz a przetwornikiem piezoelektrycznym zainstalowanym na kadzi transformatora. Dzięki temu ograniczono negatywny wpływ fluktuacji energii na dokładność lokalizacji miejsca największej głośności znajdującego się w pobliżu źródła wyładowań [4]. Szeroko stosowana w diagnostyce transformatorów energetycznych metoda triangulacyjna bazuje na obliczaniu różnicy czasowej nadejścia (z ang. TDOA Time Difference of Arrival) sygnału emisji akustycznej do przetworników piezoelektrycznych umieszczonych na kadzi transformatora. W przypadku, gdy nie ma możliwości wyzwolenia akwizycji sygnałem elektrycznym (np. przy użyciu sondy UHF), wtedy dokładny moment inicjacji wyładowań niezupełnych nie jest znany. W takim przypadku konieczne jest zastosowanie co najmniej czterech przetworników EA. Generowana w trakcie wyładowań fala akustyczna, docierając do najbliżej położonego względem defektu przetwornika, zapoczątkowuje akwizycję sygnałów przez pozostałe przetworniki. Przyjmuje się przy tym uproszczenie, że fala akustyczna propaguje się jedynie w ośrodku olejowym z prędkością, w zależności od temperatury oleju, od 1240 do 1400 m/s. Zastosowanie czterech sond pozwala wyznaczyć różnice czasowe rejestrowanych sygnałów i na ich podstawie oszacować współrzędne defektu (źródła wyładowań niezupełnych). W efekcie prowadzonych przez ostatnie lata badań algorytm klasycznej techniki triangulacyjnej ulegał pewnym modyfikacjom. Jedna z takich modyfikacji polega na wykorzystaniu tzw. pseudoczasów (czasy przebycia pewnych odcinków z dodatkowym nieznanym offsetem czasowym (Δt) nawiązujących do

173 Wspomagana komputerowo lokalizacja wyładowań niezupełnych 173 pseudoodległości stosowanych w systemach nawigacji GPS. Oznacza to, że jeśli pseudoczasy przemnoży się przez prędkość rozchodzenia się fali w danym ośrodku otrzyma się właśnie pseudoodległości (czyli odległości między przetwornikami a źródłem sygnałów EA). Szczegółowy opis technik i algorytmów stosowanych do lokalizacji źródeł wyładowań niezupełnych zawarto m.in. w pracach [3, 4]. 3. BADANIA EKSPERYMENTALNE 3.1. Układ pomiarowy i obiekt badań Pomiary przeprowadzono na terenie Laboratorium Wysokich Napięć i Materiałoznawstwa Elektrotechnicznego Politechniki Poznańskiej. Układ pomiarowy wykorzystywany w badaniach składał się z: (2) czterech szerokopasmowych przetworników piezoelektrycznych typu PAC WD, (3) czterokanałowego układu do kondycjonowania sygnałów zawierającego przedwzmacniacze, wzmacniacze i filtry oraz (4) oscyloskopu cyfrowego typu DSO-X 2024A firmy Agilent (rys. 1). Rys. 1. Schemat ideowy zastosowanego układu pomiarowego: 1 model kadzi transformatora, 2 przetwornik piezoelektryczny, 3 przedwzmacniacz 40 db, 3 wzmacniacz i filtry analogowe, 4 oscyloskop cyfrowy, 5 komputer PC ze specjalistycznym oprogramowaniem Badania przeprowadzono na wykonanym ze stali nierdzewnej i wypełnionym olejem mineralnym modelu kadzi transformatora (rys. 2). Wewnątrz kadzi umieszczono układ elektrod do generacji wyładowań ślizgowych. Przetworniki piezoelektryczne mocowano na bocznych ścianach kadzi, a jako substancję sprzęgającą akustycznie i mechanicznie użyto kleju silikonowego. Przed przystąpieniem do pomiarów układ za każdym razem kalibrowano przy użyciu metody Hsu-Nielsena. Procedury przetwarzania zarejestrowanych sygnałów emisji akustycznej oraz algorytmy lokalizacji źródeł wyładowań niezupełnych zaimplementowano w środowisku LabVIEW. Istotną cechą stworzonego oprogramowania do lokalizacji wnz jest możliwość automatycznej estymacji początków sygnałów (ang. onset time estimation). W tym celu wykorzystano kryterium Akaike (AIC - Akaike information criterion) oraz kryterium Hinsey a (zwane również kryterium energetycznym EC energy criterion).

174 174 Filip Polak, Wojciech Sikorski Rys. 2. Schemat ideowy przedstawiający sposób rozmieszczenie przetworników EA i położenie defektu (a) oraz zdjęcie modelu kadzi wykorzystanego w badaniach (b) Według założeń kryterium Akaike w celu oszacowania początku sygnału należy znaleźć minimum następującej funkcji: 2 2 AICk k ln 1, k N k 1 ln k 1, N (1) gdzie: k numer aktualnej próbki, N liczba próbek, 2 wariancja z określonego w indeksie dolnym przedziału. Na rysunku 3 przedstawiono implementację kryterium AIC w języku G (środowisko LabVIEW). Rys. 3. Implementacja kryterium Akaike (AIC) w języku G W przypadku kryterium energetycznego, podobnie jak w przypadku kryterium AIC, poszukiwana jest wartość minimalna funkcji, która opisana jest następującą zależnością: EC k k x 2 k P i x i 1 (2)

175 Wspomagana komputerowo lokalizacja wyładowań niezupełnych 175 E gdzie: x i wartość aktualnej próbki, P x średnia moc sygnału w przedziale x N o szerokości N-próbek, N 2 E x x k całkowita energia sygnału. k 1 Rys. 4. Implementacji kryterium energetycznego (EC) w języku G Rys. 5. Ilustracja sposobu wyznaczania początku sygnału przy użyciu kryteriów AIC i EC Na podstawie znajomości współrzędnych przetworników oraz położenia defektu generującego impulsy EA obliczono, traktując kadź jako trójwymiarowy układ kartezjański, odległości pomiędzy przetwornikami a defektem: DP i x x y y 2 z z 2 D 2 P D P D P (3) gdzie: DP i długość odcinka między defektem (D) a przetwornikiem (P i ), x D współrzędna defektu (x, y lub z), x P współrzędna przetwornika (x, y lub z).

176 176 Filip Polak, Wojciech Sikorski Znając odległości DP i stanowiące najkrótsze drogi geometryczne dla fali akustycznej (w rzeczywistości przetwornik najpierw rejestruje sygnał propagujący się po najkrótszej drodze akustycznej) oraz przyjęciu, że fala EA rozchodzi się z prędkością 1315 m/s, wyznaczono teoretyczne opóźnienia czasowe rejestrowanych sygnałów. W tabeli 1 zestawiono odległości przetworników od defektu oraz wartości spodziewanych opóźnień czasowych względem przetwornika P 3 znajdującego się najbliżej defektu, które uzyskano na drodze obliczeń analitycznych. Tabela 1. Odległości przetworników od defektu oraz uzyskane na drodze obliczeń analitycznych wartości spodziewanych opóźnienia czasowych względem przetwornika P 3, który znajdował się najbliżej defektu (źródła sygnałów) Odległości od defektu [mm] Opóźnienia czasowe [s] DP 0 DP 1 DP 2 DP 3 T' S30 T' S31 T' S32 196,6 395,6 406,8 175,8 0, , , Głównym celem pracy było zbadanie wpływu przyjętego kryterium estymacji początku sygnału oraz zastosowanego algorytmu na dokładność lokalizacji źródła wnz. Oprócz kryteriów automatycznych (AIC, EC) stosowano także manualne, a więc całkowicie subiektywne, ustalanie początku sygnału (rys. 6). Rys. 6. Manualne wyznaczanie początku sygnału Rys. 7. Sposób ustalania przedziału, w którym szukany jest początek sygnału w oparciu o kryterium AIC lub EC

177 Wspomagana komputerowo lokalizacja wyładowań niezupełnych 177 W przypadku kryterium AIC oraz EC, aby zwiększyć skuteczność rozpoznawania początku sygnału, należało dodatkowo zdefiniować przedział sygnału, w którym zawierały się zarówno próbki tła akustycznego (szum) jak i początkowe próbki impulsu wyładowania niezupełnego (rys. 7) Wyniki pomiarów W tabeli 2 zestawiono zilustrowane graficznie wyniki lokalizacji źródeł wnz w zależności od przyjętego kryterium estymacji początku sygnału i zastosowanej techniki (triangulacyjna i GPS), natomiast na rysunkach 8 i 9 przedstawiono analizę błędów lokalizacji defektu. Tabela 2. Graficzna prezentacja wyników lokalizacji, w zależności od przyjętego kryterium estymacji początku sygnału i zastosowanej techniki Zmodyfikowana technika triangulacyjna (wykorzystująca pseudoczasy) Klasyczna technika triangulacyjna Kryterium energetyczne Kryterium Akaike Wyznaczanie manualne

178 178 Filip Polak, Wojciech Sikorski Rys. 8. Analiza błędów lokalizacji (w cm) źródła wnz w zależności od zastosowanego kryterium oceny początku sygnału Rys. 9. Analiza błędów lokalizacji (w cm) źródła wnz w zależności od zastosowanej techniki 4. WNIOSKI Automatyczne mechanizmy wyznaczania miejsca nadejścia sygnału EA wykazały się akceptowalną dokładnością. Wyższą dokładnością charakteryzowało się kryterium EC ze średnim błędem ustalania współrzędnych wynoszącym 38,3cm. W przypadku kryterium EIC błąd ten wynosił 52,1cm. Należy zauważyć, iż w przypadku wyznaczania początku sygnału przez kryteria automatyczne występują pomiary, dla których obliczenie współrzędnych defektu nie było możliwe. Z przeprowadzanych badań wynika, że wciąż najbardziej dokładnym kryterium estymacji początku sygnału EA jest jego manualne wyznaczanie, gdzie wartość błędu w większości pomiarów nie przekraczała 30cm. Z dwóch zastosowanych metod lokalizacji źródeł wyładowań niezupełnych zauważalnie wyższą dokładnością cechowała się metoda triangulacyjna oparta na pseudoczasach zaczerpniętych z techniki GPS. Wykorzystanie algorytmu, znanego z systemu pozycjonowania, skutkuje niemal dwukrotnie dokładniejszymi

179 Wspomagana komputerowo lokalizacja wyładowań niezupełnych 179 wynikami lokalizacji. Średnia wartość błędu dla tej metody wyniosła 26,2 cm, a w przypadku standardowej techniki triangulacji 49,8cm. Na uwagę zasługuje tu jednoczesne zastosowanie manualnego wyznaczania początku sygnału i metody GPS, dla których średnia wartość błędu lokalizacji wyniosła tylko 7,6 cm. LITERATURA [1] Florkowska B., Mechanizmy, pomiary i analiza wyładowań niezupełnych w diagnostyce układów izolacyjnych wysokiego napięcia, Wydawnictwo IPPT PAN, Warszawa, [2] Malewski R. i in., Transformatory w eksploatacji, Wydawnictwo Energo-Complex, Chorzów, [3] Markalous S. M., Detection and location of partial discharges in power transformers using acoustic and electromagnetic signal, Rozprawa doktorska, University of Stuttgart, [4] Sikorski W. i in., Location of partial discharge sources in power transformers based on advanced auscultatory technique, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 19, December [5] Szczepański Z., Wyładowania niezupełne w izolacji urządzeń elektrycznych, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa, [6] Szpor S., Wytrzymałość elektryczna i technika izolacyjna, Państwowe Zakłady Wydawnictw Szkolnych, Warszawa, [7] Witos F., Badania wyładowań niezupełnych metodą emisji akustycznej i metodą elektryczną, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, [8] Skubis J., Emisja akustyczna w badaniach izolacji urządzeń elektroenergetycznych, Wydawnictwo Politechniki Opolskiej, [9] Sikorski W. (pod red.), Acoustic Emission, InTECH Publishing, ISBN , COMPUTER AIDED LOCATION OF PD SOURCES IN POWER TRANSFORMERS In this paper the phenomenon of partial discharges, standard auscultatory and triangulation methods of PD sources localization were shortly explained. The main part of paper contains results of research conducted on a power transformer tank model in the high voltage laboratory of Poznan University of Technology. A triangulation method with its extension using the GPS technique was used in the experiment. In order to improve signal processing an advanced program was written in the LabVIEW environment. The measurement system and the method of time of arrival estimation (TOA) were described. For every method used in the survey, waveforms with marked beginnings of the AE signals and error graphs were shown. On the basis of the results an evaluation of accuracy of each methods was prepared.

180

181 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Władysław OPYDO* Jerzy STAWICKI** ANALIZA PORÓWNAWCZA PRÓŻNI I SZEŚCIOFLUORKU SIARKI JAKO IZOLACJI WYSOKIEGO NAPIĘCIA W pracy przedstawiono wyniki pomiarów wytrzymałości elektrycznej przy napięciu przemiennym (50 Hz) układów izolacyjnych: próżniowego, z sześciofluorkiem siarki (SF 6 ) i z olejem mineralnym. Badane układy miały elektrody płaskie wykonane ze stali nierdzewnej lub aluminium. Stwierdzono, że układy izolacyjne: próżniowy, z SF 6 o ciśnieniu Pa oraz układ z olejem mineralnym, przy tym samym kilkumilimetrowym odstępem międzyelektrodowy, mają w przybliżeniu taką samą wytrzymałość elektryczną. Wskazano na zalety i wady próżni, SF 6 i oleju mineralnego w kontekście zastosowania tych ośrodków jako izolacji wysokonapięciowej w określonym rodzaju urządzeń elektrycznych. Do opracowania matematycznego wyników badań wykorzystano program komputerowy Statistica [3]. 1. WSTĘP Próżnia stwarza możliwość bezkolizyjnego przejścia wprowadzonym w nią cząstkom neutralnym lub naładowanym. Ponadto cechuje ją naturalny brak nośników ładunku elektrycznego. Ta pierwsza cecha została wykorzystana w lampach elektronowych i rentgenowskich, w separatorach i akceleratorach cząstek oraz w mikroskopach elektronowych. Naturalny brak nośników ładunku elektrycznego natomiast, został wykorzystany w kondensatorach próżniowych, kablach kriogenicznych oraz w próżniowych wyłącznikach wysokiego napięcia. Gwałtowny wzrost zainteresowania próżnią jako izolacją wysokonapięciową nastąpił w drugiej połowie ubiegłego wieku i był wynikiem znacznego postępu technologii wysokiej próżni, który wówczas nastąpił. Sześciofluorek siarki (SF 6 ) został po raz pierwszy otrzymany w 1900 r., we Francji przez H. Moissana i P. Lebeau [4]. Jednakże pierwsze rozleglejsze badania właściwości elektrycznych SF 6 wykonali dopiero w 1939 r. H. C. Pollock i F. S. Cooper [7]. Te badania i kolejne wykazały, że SF 6 jest gazem chemicznie trwałym, nawet w warunkach wyładowania elektrycznego, a jego wytrzymałość elektryczna jest znacznie większa od wytrzymałości elektrycznej powietrza, np. [2], [6], [9]. SF 6 jest gazem bezbarwnym, bezwonnym, niepalnym oraz całkowicie * Politechnika Poznańska. ** Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy w Bydgoszczy.

182 182 Władysław Opydo, Jerzy Stawicki nietoksycznym dla ludzi zwierząt; toksyczne są tylko jego produkty rozpadu w wyładowaniu elektrycznym. Gęstość SF 6 w warunkach normalnych wynosi 6,08 g/dcm 3. Jest to więc jeden z najcięższych znanych gazów. W elektrotechnice SF 6 znajduje coraz szersze zastosowanie jako ośrodek gaszący łuk w wyłącznikach wysokiego napięcia oraz jako ośrodek izolujący wysokie napięcie w generatorach elektrostatycznych, urządzeniach rentgenowskich, kondensatorach układów pomiarowych dla najwyższych napięć, kablach elektroenergetycznych, rozdzielnicach wysokonapięciowych osłoniętych, transformatorach (niepalnych i niewybuchowych). W trzech ostatnich rodzajach urządzeń, a szczególnie w transformatorach, wykorzystuje się SF 6, także jako czynnik chłodzący. 2. KONKURENCYJNOŚĆ OŚRODKÓW ELEKTROIZOLACYJNYCH Dla konstruktora urządzeń elektrycznych podstawowe znaczenie ma konkurencyjność tych dwóch ośrodków względem siebie oraz ewentualnie, w stosunku do alternatywnego dla nich obecnie jeszcze ośrodka izolacyjnego oleju mineralnego. Na rysunku 1 przedstawiono pomierzone przez autorów zależności wytrzymałości elektrycznej, przy napięciu przemiennym o częstotliwości 50 Hz, SF 6 o ciśnieniu 10 5 Pa, Pa, Pa i Pa, próżni o ciśnieniu oraz oleju mineralnego w dobrym stanie technicznym od długości odstępu międzyelektrodowego. Badane układy izolacyjne miały elektrody płaskie wykonane ze stali nierdzewnej lub aluminium i krawędzie zaokrąglone wg wzoru Rogowskiego. Z rysunku 1 wynika, że w zakresie eksperymentu, SF 6 o ciśnieniu Pa ma wytrzymałość elektryczną zbliżoną do wytrzymałości oleju mineralnego i nieco mniejszą od wytrzymałości elektrycznej próżni. Należy przy tym zaznaczyć, że próżniowe układy izolacyjne przy ciśnieniu 10-3 Pa mają już wysoką wytrzymałość elektryczną wartość ciśnienia, poniżej której wytrzymałości elektryczna próżniowego układu izolacyjnego jest wysoka i praktycznie nie zależy od wartości ciśnienia wynosi około 10-1 Pa. Jeśli konkurencyjność tych trzech ośrodków izolacyjnych rozpatrywać, w stosunku do siebie, pod kątem zastosowania ich jako wysokonapięciowej izolacji w rozdzielnicy osłoniętej [2], to SF 6 jest zdecydowanie lepszym ośrodkiem od oleju mineralnego. Wynika to przede wszystkim z zagrożenia pożarowego i wybuchowego, które użycie oleju mineralnego stwarza, konieczności budowy specjalnych zbiorników awaryjnych, zdolnych pomieścić cały olej, w związku możliwością jego wycieku podczas eksploatacji i ewentualnej awarii, oraz uciążliwą koniecznością poddawania oleju zabiegom regeneracyjnym, w związku z jego starzeniem.

183 Analiza porównawcza próżni i sześciofluorku siarki jako izolacji 183 Rys. 1. Zależności wytrzymałości elektrycznej, przy napięciu przemiennym o częstotliwości 50 Hz (amplituda), od długości odstępu międzyelektrodowego SF 6 o ciśnieniu 10 5 Pa, Pa, Pa, Pa, próżni o ciśnieniu 10-3 Pa i oleju mineralnego w dobrym stanie technicznym; układ izolacyjny miał elektrody płaskie wykonane ze stali nierdzewnej i aluminium Zbliżone do siebie wytrzymałości SF 6 o ciśnieniu Pa i próżni (rys. 1) wskazują na porównywalną konkurencyjność tych dwóch ośrodków jako wysokonapięciowej izolacji. Należy jednak zaznaczyć, że obudowa urządzenia z SF 6 o ciśnieniu Pa, jako z izolacją wysokiego napięcia, mającego zbliżoną wytrzymałość elektryczną do analogicznego urządzenie z wysokonapięciową izolacją próżniową, musi wytrzymywać mechanicznie różnicę ciśnień SF 6 i atmosfery ziemskiej, wynoszącą w tym przypadku Pa, podczas gdy obudowa analogicznego urządzenia z izolacją próżniową będzie poddane tylko ciśnieniu atmosferycznemu działającemu z zewnątrz na tę obudowę. Ponadto, jeśli w tych urządzeniach zachodzi możliwość pojawienia się łuku elektrycznego, to łuk ten w przypadku urządzenia z SF 6 będzie źródłem fali ciśnieniowej dodatkowo oddziałującej na obudowę, która musi te naprężenia mechaniczne wytrzymać. Wynika z stąd

184 184 Władysław Opydo, Jerzy Stawicki konieczność zastosowania znacznie mocniejszej obudowy urządzenia w przypadku zastosowania SF 6, w porównaniu z zastosowaniem próżni. W przypadku zamiarów budowy urządzeń z izolacją próżniową, mających duże gabaryty (np. takich jak rozdzielnice osłonięte) pojawia się jeszcze problem utrzymania we wnętrzu urządzenia ciśnienia gazów resztkowych, na poziomie niższym od około 0,1 Pa, zapewniającym dużą wytrzymałość układu izolacyjnego próżniowego. Bowiem wskutek przenikania gazów przez obudowę o dużych gabarytach, ciśnienie to zwiększa się stosunkowo szybko i powyżej około 0,1 Pa spowoduje silne obniżenie się wytrzymałości elektrycznej urządzenia. Toteż w przypadku urządzeń elektrycznych mających duże gabaryty konieczne jest zastosowanie tzw. próżni dynamicznej, tj. ciągłej pracy pomp próżniowych. 3. PODSUMOWANIE Stwierdzono, że układ izolacyjny z SF 6 cechuje duża, w stosunku do próżniowego układu izolacyjnego, stabilność wytrzymałości elektrycznej. Odchylenie standardowe względne pomiarów napięcia przeskoku w układzie izolacyjnym z SF 6 zwykle nie przekracza kilku procent, podczas gdy przy pomiarach wytrzymałości próżniowego układu izolacyjnego wartość tego odchylenia wynosi często kilkanaście procent. Jest to skutkiem stosunkowo małej liczby czynników, w znacznym stopniu wpływających na wytrzymałość elektryczną SF 6, w porównaniu z analogicznych liczbą czynników wpływających na wytrzymałość elektryczną próżni. Czynniki te zestawiono w tabeli 1. Przy każdym czynniku podano szacunkowy stopień wpływu tego czynnika na wytrzymałość elektryczną. Z tabeli 1 wynika, że duży wpływ na wytrzymałość elektryczną SF 6 wywierają tylko trzy czynniki: ostęp między elektrodami, ciśnienie oraz stopień niejednostajności pola elektrycznego makroskopowego. W przypadku układów izolacyjnych próżniowych liczba czynników o dużym stopniu wpływu na wytrzymałość elektryczną zwiększa się o następujące czynnik: czystość powierzchni elektrod i próżni, gładkość powierzchni elektrod i sposób kondycjonowania. Ponieważ niedotrzymanie tylko jednego z parametrów pracy układu izolacyjnego może prowadzić do przeskoku, to większa liczba czynników mających duży wpływ na wytrzymałość elektryczną próżni wymaga przy budowie urządzeń z wysokonapięciową izolacją próżniową stosowania bardziej nowoczesnych technologii aniżeli technologie stosowane przy budowie urządzeń z SF 6. Właściwości elektroizolacyjne próżni są natomiast zdecydowanie korzystniejsze od analogicznych właściwości SF 6, jeśli porówna się prędkości odzyskiwania wytrzymałości połukowej tych ośrodków. Stwierdzono [1] mianowicie, że próżnia już po kilku mikrosekundach od zgaszenia łuku

185 Analiza porównawcza próżni i sześciofluorku siarki jako izolacji 185 elektrycznego odzyskuje około 70% swojej wytrzymałości elektrycznej, podczas gdy SF 6 potrzebuje na to czasu trzy rzędy dłuższego. Tabela 1. Zestawienie stopnia wpływu (subiektywne), na wytrzymałość elektryczną (U p ) SF 6 oraz próżni, podstawowych czynników stanu układu izolacyjnego; stopień wpływu czynnika oznacza, że czynnik może powodować następujące zmiany wytrzymałości elektrycznej: zmiana < 10% U p mały wpływ, zmiana 10 50% U p średni wpływ, zmiana > 50% U p duży wpływ Lp. Rodzaj czynnika Stopień wpływu czynnika na wytrzymałość elektryczną SF 6 próżni 1. Odstęp między elektrodami duży duży 2. Ciśnienie duży mały (ciśnienia poniżej 0,1 Pa) 3. Stopień niejednostajności pola elektrycznego duży duży makroskopowego 4. Rodzaj materiału elektrod średni średni 5. Czystość powierzchni elektrod i ośrodka średni duży izolacyjnego 6. Gładkość powierzchni elektrod średni duży 7. Wartość pola powierzchni elektrod średni duży 8. Sposób kondycjonowania mały duży Do wad SF 6 należą także stosunkowo wysoka cena i stosunkowo wysoka temperatura skraplania, np. wynosząca 243 K przy ciśnieniu Pa nawet częściowe skroplenie gazu w rządzeniu zmniejsza jego ciśnienie oraz gęstość i powoduje zmniejszenie wytrzymałości elektrycznej. Te wady można skutecznie eliminować stosując jako ośrodek izolacyjny mieszaninę SF 6 z innym gazem, np. z azotem lub helem. Stwierdzono np., że mieszanina zawierająca 20% SF 6 z azotem ma wytrzymałość elektryczną tylko około 25% mniejszą niż czysty SF 6 [8]. LITERATURA [1] Cobine J. D., Research and development leading to the high power vacuum interrupter, IEEE Transaction, 1963, t. PAS-82, s [2] Knothe S., Rozdzielnice wysokonapięciowe izolowane, Wydawnictwa Naukowo- Techniczne, Warszawa [3] Lesińska E., Statistica Pl, StatSoft Polska, Kraków 1997.

186 186 Władysław Opydo, Jerzy Stawicki [4] Moissan H., Lebeau P., Sur un nouvean corps gazeux: le perfluorure de soufre SF 6, Comptes Ren-clus Hebdomadires des Séances de lʹacadémie de Sciences, 1900, t. 130, s [5] Opydo W., Ranachowski J., Właściwości próżniowych układów izolacyjnych przy napięciu przemiennym, Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa [6] Opydo W., Właściwości gazowych i próżniowych wysokonapięciowych układów izolacyjnych, Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej, Poznań [7] Pollock H. C., Cooper F. S., The effect of pressure on the positive point-to-plane ischarge SO 2, SF 6, CCl 2 F 2, Ar, He, and H 2. Phys. Rev., 1939, t. 56, s [8] Wieland A., Gasdurchlagmechanismen in elektronegtiven Gasen (SF 6 ) und in Gasgemischen, Elektrotechnischen Zeituschrift, 1973, A. 94, nr 7, s [9] Zakrzewski S., Opydo W., Wpływ podwójnej warstwy elektrycznej na powierzchniach elektrod na wytrzymałość elektryczną powietrza i sześciofluorku siarki, Poznan University of Technology Academic Journals, Electrical Engineering, 2012, nr 70, ss COMPARATIVE ANALYSIS OF VACUUM AND SULFUR HEXAFLUORIDE AS A HIGH VOLTAGE INSULATION The paper presents the results of the measurements of electric strength under a. c. voltage (50 Hz) of the insulation systems based on vacuum, sulfur hexafluoride and pure mineral electric insulating oil. The studied systems had electrodes with rounded-off edges of Rogowski`s profile, made of stainless steel or aluminum. The study revealed that the insulation systems based on vacuum, sulfur hexafluoride at Pa pressure and mineral oil with the same a few millimeters interelectrode gap spacing have similar electric strength. Advantages and disadvantages of vacuum, sulfur hexafluoride and mineral oil were pointed out regarding the use of these media as a high voltage insulation in particular type of electric devices. Statistica [3] software was used for mathematical analysis of the results.

187 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Dorota TYPAŃSKA* Łukasz PUTZ* SZPITALNY SYSTEM PRZYWOŁAWCZY JAKO PRZYKŁAD INTELIGENTNEJ INSTALACJI Celem artykułu jest przedstawienie stanowiska laboratoryjnego symulującego system przywoławczy instalowany w szpitalach. Wyjaśniono co to jest inteligentny system przywoławczy, przedstawiono szczegółowy opis wykorzystanych elementów włącznie ze schematem budowy tablicy, rozmieszczeniem komponentów oraz ich okablowaniem i podłączeniem. Szczegółowo został również opisany proces oprogramowania. 1. WSTĘP Systemy przywoławcze znajdują zastosowanie w większości placówek medycznych na świecie. Mają na celu zagwarantować szybkie i łatwe informowanie personelu o miejscu w którym potrzebna jest natychmiastowa pomoc. Nowoczesne systemy umożliwiają archiwizowanie zdarzeń oraz porozumiewanie się z innymi oddziałami poprzez sieć przenośnych telefonów. Zamodelowanie systemu polegało na wykonaniu projektu stelaża i okablowania stanowiska z wykorzystaniem komponentów oferowanych przez producenta a także zaprogramowaniu procesora ATMEGA 8515 oraz nadaniu adresów poszczególnym elementom. 2. SYSTEM PRZYWOŁAWCZY - CHARAKTERYSTYKA OGÓLNA System przywoławczy jest to system używany najczęściej w szpitalach, domach opieki lub hospicjach służący do przywołania personelu medycznego w czasie nagłego złego samopoczucia pacjenta. System przywoławczy, którego komponenty zostały wykorzystane do zbudowania stanowiska laboratoryjnego nazywa się Varo-Med. Głównym elementem jest centrala programowana komputerowo sterująca przyciskami, gniazdami oraz lampami salowymi. Do jednej centrali mogą być podłączone 63 sale, aby nadać salom poszczególne adresy należy zaprogramować odpowiednio centralę z komputera. Istnieje również możliwość rozbudowania systemu o * Politechnika Poznańska.

188 188 Dorota Typańska, Łukasz Putz komunikację głosową. Potrzebna do tego celu jest dodatkowa centrala telefoniczna Panasonic wyposażona standardowo w kartę IPCMPR z procesorem [3]. System rozpoznaje i przetwarza następujące zdarzenia: przywołanie lekarza lub asysty z sali za pomocą przycisków, przywołanie z łazienki lub WC, pokwitowanie (skasowanie przywołania), przywołanie personelu za pomocą telefonu. 2.1 Opracowanie i budowa systemu przywoławczego Budowa systemu przywoławczego polegała na zamontowaniu następujących elementów: przycisku przywoławczo- odwoławczego (PPO-E), przycisku sznurkowego (PSZ), przycisku gruszkowego (PG) oraz przycisku odwoławczego (PO) w puszkach Φ60 osadzonych w płycie wykonanej ze szkła akrylowego w kolorze mlecznym o wymiarach 800x800 mm. Płyta została przymocowana za pomocą czterech blacho-wkrętów do ramy wykonanej ze stalowych profili kwadratowych o wymiarach 25x25x2 mm oraz przyspawanych do nich płaskowników stalowych o wymiarach 30x5 mm [3]. Na rys. 1 przedstawiono całość stanowiska zamodelowanego w środowisku 3DS Max Studio 2009 wraz z elementami systemu [1]. Rys. 1. Widok gotowego stanowiska wykonanego w środowisku 3DS Max Schemat okablowania przedstawiony na rys. 2 został wykonany w programie Autocad [5].

189 Szpitalny system przywoławczy jako przykład inteligentnej instalacji 189 Rys. 2. Schemat okablowania Ze schematu na rys. 2 wynika, iż centrala oddziałowa steruje adresowo wszystkimi przyciskami. Jest bezpośrednio połączona z przyciskami przywoławczo odwoławczymi z elektroniką oraz wyświetlaczem LCD. Następnie do PPO-E są połączone przycisk gruszkowy, przycisk sznurkowy i przycisk odwoławczy w łazience oraz korytarzowa lampka sygnalizacyjna. 3. OPROGRAMOWANIE W systemie każdemu przyciskowi przywoławczo odwoławczemu przypisany jest unikatowy adres. Przypisywanie adresu następuje przy pierwszej konfiguracji systemu, przed zaprogramowaniem centrali systemowej [1]. Jednostką sterującą centrali systemowej jest mikroprocesor ATmega8515. Do jego programowania użyto oprogramowania E -Lab Programmer oraz programatora ISP3- USB firmy E-Lab Computers, widoczym na rys. 3. programator ISP3-USB łączy się z komputerem za pomocą portu USB, dzięki temu może być zasilany bezpośrednio z tego portu. Programator oferuje możliwość zasilania programowanego obiektu i automatycznie dostosowuje napięcie zasilania w zależności od zapotrzebowania programowanego obiektu w zakresie od 2.7 V do 6V [2]. ISP jest rozwiązaniem konstrukcyjnym stosowanym w mikroprocesorach umożliwiającym programowanie i reprogramowalnie układu umieszczonego wewnątrz systemu. Protokół ISP komunikuje się szeregowo z mikroprocesorem przy pomocy interfejsu SPI reprogramowując wszystkie nieulotne pamięci znajdujące się

190 190 Dorota Typańska, Łukasz Putz w układzie. Do zaprogramowania mikrokontrolera ATMEGA 8515 został wykorzystany dziesięcioprzewodowy interfejs SPI zgodny ze standardem Kanada ISP. Podczas programowania procesora urządzenie programujące zawsze występuje w trybie Master, natomiast układ docelowy w trybie Slave. Oznacza to, iż programator ISP zapewnia zegar niezbędny do synchronizacji wymiany danych poprzez linie SCK. Podczas każdego impulsu na linii SCK transmitowany jest jeden bit z programatora do mikrokontrolera poprzez linię MOSI ( Master Out - Slave In). Jednocześnie każdemu impulsowi na linii SCK odpowiada transfer jednego bitu z mikrokontrolera do programatora poprzez linię MISO ( Master In Slave Out). By wejść w tryb programowania niezbędne jest także utrzymywanie w stanu aktywnego niskiego linii Reset mikrokontrolera. Do zakończenia procesu konieczne jest ustawienie Reset w stan wysoki. Dla zautomatyzowania procesu programowania, programator przejmuje kontrolę nad linią resetu mikrokontrolera [4]. Rys. 3. Programator ISP3-USB Po stronie komputera do programowania układu używane jest środowisko programistyczne E-Lab Programmer. Głównym przeznaczeniem tego programu jest wpisywanie do mikrokontrolerów programów napisanych i skompilowanych w zewnętrznych środowiskach programistycznych za pomocą języków wysokiego poziomu takich jak C oraz Bascom, lub w języku Asembler. E-Lab Programmer jako program końcowy w komunikacji z mikrokontrolerem, do poprawnego działania wymaga dwóch plików wykonywalnych o rozszerzeniach *.hex oraz *.eep. W pliku *.hex znajduje się główny program który będzie wykonywany przez mikrokontroler, jest on zapisywany w pamięci flash. Kolejny plik *.eep zawiera w sobie dane które umieszczane są w pamięci EE-Prom mikroprocesora.

191 Szpitalny system przywoławczy jako przykład inteligentnej instalacji 191 Producent wykorzystanego w pracy sprzętu dodaje pliki *.hex oraz *.eep, niezbędne do pracy programu E-Lab Programmer. Istnieją trzy wersje każdego z tych lików, w zależności jaki element jest programowany, a także jaki procesor jest wykorzystywany. W systemie mogą występować trzy rodzaje procesorów. W centrali systemowej występuje ATMEGA 8515, natomiast w przycisku PPO-E z elektroniką mogą znajdować się w zależności od posiadanej wersji dwa rodzaje procesorów, ATMEGA 48 lub ATMEGA 88. Pomimo iż E-Lab Programmer operuje na skompilowanych plikach, istnieje możliwość ich edycji. Nie jest to jednak operacja na kodzie, jak ma to miejsce w przypadku środowisk programistycznych, lecz edycja wartości binarnych interpretowanych przez sam procesor mikrokontrolera. Producent tego oprogramowania przewidział dwie równoważne możliwości wprowadzania danych, poprzez wartości w kodzie heksadecymalnym oraz przez wpisywanie wartości w kodzie ASCII. Program został podzielony na dwa główne obszary. Górne okienko programu prezentuje (rys 4) oraz umożliwia edycję zawartości pliku *.hex który zostanie wpisany do pamięci flash mikrokontrolera. Podobnie dolne okienko programu odpowiada za przestawianie zawartości pliku *.eep, który zostanie wpisany do pamięci EE-Prom mikrokontrolera. Rys. 4. Widok głównego okna programu E-Lab Programmer z podziałem na okna odpowiadające z pamięć flash i EE-Prom

192 192 Dorota Typańska, Łukasz Putz Centrala systemowa przy pierwszym uruchomieniu posiada już program w swojej pamięci umieszczony przez producenta. Jakakolwiek jego modyfikacja może spowodować nieprawidłowe funkcjonowanie całego systemu, lub jego całkowitą awarię. Przy programowaniu centrali systemowej dopuszczalne jest dokonywanie zmian jedynie w obszarze zarezerwowanym dla pamięci EE-Prom. Widok programowania centrali przedstawia rys. 6. W pamięci EE-Prom możliwe jest ustawienie różnych parametrów i funkcji centrali zbiorczej, które maja decydujący wpływ na jej funkcjonowanie. Edycji dokonuje się poprzesz dwukrotne kliknięcie na odpowiedni parametr i w pisanie określonej wartości w kodzie heksadecymalnym. Do przycisku PPO-E w sali "łóżkowej" przyporządkowany jest jeden przycisk odwoławczy znajdujący się w toalecie. Domyślnie przycisk przywoławczo odwoławczy kasuje wezwania przychodzące z toalety, z pozycji pokoju. Natomiast przycisk odwoławczy znajdujący się w toalecie nie jest obsługiwany [3]. Jeśli w toalecie znajduje się osobny kasownik w takim przypadku należy dokonać zmian w pamięci EE-Prom procesora przycisku PPO-E, podobnie jak miało to miejsce w przypadku programowania centrali systemowej. Rys. 5. Końcówka programatora w kształcie widelca Rys. 6. Styk do programowania na przycisku PPO-E

193 Szpitalny system przywoławczy jako przykład inteligentnej instalacji 193 Operacji tej dokonuje się przy pomocy specjalnej końcówki programatora w kształcie widelca (rys. 5). Jest to interfejs SPI lecz z dostosowanym do potrzeb programowania przycisku złączem. Na przycisku PPO-E (rys. 6) pomiędzy przyciskami znajdują się płytki stykowe, z przeznaczeniem na ową końcówkę. 4. PODSUMOWANIE Głównym założeniem projektu było wykonanie stanowiska dydaktycznego, dzięki któremu studenci otrzymają możliwość zapoznania się z zasadą funkcjonowania, metodami projektowania oraz sposobami programowania cyfrowych systemów przywoławczych. Po zapoznaniu się z dostępnymi na rynku rozwiązaniami dotyczącymi inteligentnych systemów przywoławczych, wybrany został system wchodzący na polski rynek i oferujący spory wachlarz możliwości. Wykonane stanowisko nie wykorzystuje obecnie wszystkich komponentów oferowanych przez producenta. Do pracy wykorzystane zostały podstawowe elementy bez których nie może obyć się żadne system przywoławczy, przez co w przyszłości istnieje możliwość dalszej rozbudowy. LITERATURA [1] Murdock K.: 3ds Max Biblia, Gliwice [2] Schima Sp. z o.o.: Instrukcja do sporządzenia projektów systemów przywoławczych, Wrocław, [3] Schima Sp. z o.o.: Podręcznik użytkownika Schima Varo-Med, Wrocław, [4] Typańska D., Gałczyński P., Olachowski F.: Praca dyplomowa inżynierska - Inteligentny system przywoławczy, Poznań [5] Wiatr J.,Orzechowski M.: Poradnik projektanta elektryka. THE HOSPITAL CALLING SYSTEM AS THE EXAMPLE OF THE INTELLIGENT INSTALLATION Describing the laboratory post simulating the calling system installed at hospitals is a purpose of the article. They explained what the calling intelligent system was, a detailed description of used elements was presented inclusive with the outline of construction of the board, with arranging components and wiring them up and connecting. In detail an also described process of providing software remained.

194

195 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Damian GŁUCHY* Dariusz KURZ* Grzegorz TRZMIEL* ZDECENTRALIZOWANE ŹRÓDŁA GENERACYJNE W MIKROSIECI W pracy autorzy podjęli próbę określenie kierunku rozwoju energetyki. Przeprowadzono analizuję klasycznych systemów oraz możliwości wprowadzenia Smart Grid. Określono miejsce zdecentralizowanych mikroinstalacji we wprowadzanych zmianach w energetyce. Systemy te w ostatnich latach stają się szczególnie popularne, stąd potrzeba pogłębienia wiedzy na ich temat. Przeanalizowano możliwości zmian, jakie wprowadzone zostaną poprzez nowy projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE). W artykule szczególną uwagę zwrócono na propozycję wprowadzenia stałych taryf typu feed-in tariff i ich wpływu na rozwój mikroinstalacji. 1. WSTĘP Ważną kwestią poruszaną przez media w ostatnich latach jest bezpieczeństwo energetyczne. Tematyka ta dotyczy wszystkich użytkowników energii elektrycznej. Dyskusje prowadzone na ten temat już teraz owocują wprowadzaniem wielu interesujących inicjatyw. Mają one na celu zarówno ograniczenie pobierania energii przez nowo powstające układy elektroniczne, jak i zwiększenie ilości wytwarzanej energii. W szczególności ta ostatnia inicjatywa ma istotne znaczenie z uwagi na wzrastający deficyt energetyczny, związany z intensywnym rozwojem gospodarki. Jednocześnie zauważalne są silne naciski polityczno-społeczne, aby nowo wyprodukowana energia była bardziej proekologiczna. Najlepszym tego przykładem jest zatwierdzone w grudniu 2008r. prawo Unii Europejskiej w sprawie źródeł odnawialnych (OZE), które określa zasady osiągnięcia 20 %-go udziału energii ze źródeł odnawialnych w ogólnej energii uzyskiwanej do 2020 roku. Powoduje to, że OZE stała się realną opcją pozyskiwania energii. Należy jednak pamiętać, że źródła tego typu to w większości jednostki o niewielkich mocach jednostkowych, a zatem są to źródła zdecentralizowane. Wprowadzenie źródeł rozproszonych do systemu elektroenergetycznego wymaga dostosowania wielu jego elementów tzn.: sieci, procedur, zabezpieczeń, przepływu informacji [1]. * Politechnika Poznańska.

196 196 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel 2. SMART GRID A MIKROINSTALACJE Wprowadzenie prawa, które w relatywnie szybkim tempie ma wprowadzić duże zmiany w systemie wytwarzania oraz dystrybucji energii, wymaga powstania całkiem nowej koncepcji energetyki. To właśnie ukierunkowanie na budowę systemu zdecentralizowanego, opartego na małej i średniej generacji, spowodowało powstanie koncepcji tzw. Smart Grid. Dodać należy również, że rozwój, jaki ma miejsce w ostatnich latach w dziedzinach energoelektroniki, telekomunikacji, automatyki i informatyki, spowodował przyspieszenie prac w tym kierunku. Najprostszym wyjaśnieniem terminu Smart Grid jest określenie go, jako systemy elektroenergetycznego, który w inteligentny sposób łączy uczestników procesu generacji, transmisji, dystrybucji i użytkowania, w celu dostarczenia energii elektrycznej w miejsce zapotrzebowania w sposób trwały, bezpieczny i ekonomiczny [4]. Już teraz można zauważyć rosnącą liczbę źródeł rozproszonych, zwłaszcza elektrowni wiatrowych i słonecznych, zarówno w Polsce jak i we wszystkich krajach Unii Europejskiej. Wadą takiego kierunku rozwoju jest obecność w systemie dużej liczby układów generacyjnych niesterowalnych. Ilość energii wytwarzana przez nie zależy przede wszystkim od warunków atmosferycznych. Wymaga to, aby w systemie znajdowały się źródła sterowalne, które będą kompensować oraz magazynować ewentualne niedobory lub nadwyżki mocy. Już teraz wiadomo, że pojawienie się wielu źródeł rozproszonych w systemie elektroenergetycznym ma niekorzystny wpływ na jego pracę, przy czym stopień negatywnego oddziaływania zależy od nasycenia sytemu źródłami zdecentralizowanymi. W związku z tym prowadzone są prace mające na celu niwelację tego oddziaływania. Jedną z koncepcji jest wprowadzenie do systemu mikroinstalacji tzn. instalacji generujących energię elektryczną na potrzeby własne odbiorcy. Inicjatywy tego typu można dostrzec już teraz zarówno w obrębie zakładów produkcyjnych jak i budynków mieszkalnych. Do ich zasilenia stosuje się przeważnie turbiny wiatrowe, ogniwa fotowoltaiczne i generatory zasilane biogazem. Na uwagę zasługują również systemy hybrydowe, które oprócz energii elektrycznej zapewniają niezbędne ciepło, a lepsze wykorzystanie zasobów naturalnych zwiększa efektywność takich źródeł [5]. W fazie analizy pozostaje nadal odpowiednia współpraca poszczególnych elementów mikroinstalacji. Źródła energii elektrycznej możliwe do zaimplementowania w lokalnym obszarze można podzielić na dwie grupy. Każda z nich posiada pewne zalety i wady. Pierwszą grupą są źródła niesterowalne, do których zaliczyć można takie układy jak ogniwa fotowoltaiczne czy turbiny wiatrowe. Ich niewątpliwą zaletą jest możliwość stosowania w dowolnym miejscu o odpowiednich uwarunkowaniach klimatycznych. Niestety uzysk energii z tych źródeł jest zmienny w czasie, a wpływ na jego zmianę jest w znacznym stopniu

197 Zdecentralizowane źródła generacyjne w mikrosieci 197 ograniczony. W szczególności uzysk z ogniw fotowoltaicznych podlega dynamicznym zmianom ze względu na wpływ zacienienia czy temperatury pracy paneli. Drugą grupę stanowią źródła sterowalne, których obszar zastosowania jest znacznie ograniczony ze względu na dostępność zasobów niezbędnych do ich użytkowania. Do tej grupy zaliczyć możemy hydrogeneratory, turbiny zasilane energią spalin odpadowych, generatory zasilane biogazem czy też zrębkami roślin. Pomimo wspomnianych znacznych ograniczeń w ich stosowaniu, pozwalają one w łatwy sposób sterować ilością wytwarzanej energii, a tym samym idealnie nadają się do wprowadzania dynamicznych zmian w bilansie energetycznym układu mikroinstalacji. Na rysunku 1 zamieszczono przykładowy schemat takiej instalacji złożonej z kilku źródeł pozwalających na zasilanie dowolnego obiektu. Rys. 1. Schemat mikroinstalacji złożonej z odnawialnych źródeł energii [źródło własne]: 1 turbina wiatrowa, 2 ogniwo fotowoltaiczne, 3 hydrogenerator, 4 generator zasilany zrębkami, 5 generator zasilany biogazem, 6 magazyn energii 3. CHARAKTERYSTYKA ELEMENTÓW MIKROINSTALACJI Dominującym obecnie systemem generacji i dystrybucji energii jest klasyczny system energetyczny oparty o wytwarzanie energii w elektrowniach zawodowych i przesyłający ją poprzez linie wysokiego napięcia oraz sieci rozdzielcze średniego i niskiego napięcia. Takie przestarzałe ujęcie elektroenergetyki wiąże się z wieloma niekorzystnymi czynnikami. Przede wszystkim energia wytwarzana w taki sposób jest relatywnie droższa oraz powoduje większą emisję spalin niż w przypadku korzystania ze źródeł energii odnawialnej. Wytwarzanie energii w dużym oddaleniu od odbiorcy wiąże się z koniecznością jej przesyłu na dużych odległościach, a tym samym wzrastają koszty transportu. Takich niedogodności nie ma w przypadku generacji zdecentralizowanej. Ponieważ jest ona oparta na małych jednostkach wytwórczych, to również nowe inwestycje charakteryzują się

198 198 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel stosunkowo niskim nakładem finansowym oraz szybkim czasem realizacji. Co jest również niezwykle istotne, ewentualna awaria jednego z układów generujących nie ma większego wpływu na pozostałe jednostki wytwórcze, a co się z tym wiąże wzrasta bezpieczeństwo energetyczne. Klasyfikację źródeł rozproszonych można przeprowadzić na podstawie mocy zainstalowanej [6]: mikro generacja 0,1 kw - 5 kw, mała generacja 5 kw - 5 MW, średnia generacja 5 MW - 50 MW, duża generacja 50 MW MW. 4. ROZWÓJ ZDECENTRALIZOWANYCH MIKROINSTALACJI W POLSCE Na podstawie wcześniejszej części pracy można zauważyć korzyści płynące z wprowadzania mikroinstalacji. Posiadają one te same zalety, w stosunku do klasycznego wytwarzania energii, co Smart Grid, lecz ich implementacja na dużą skalę jest znacznie prostsza. Ten kierunek rozwoju potwierdza nowy projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z 4 października 2012 roku [2]. Najważniejszym założeniem jest wprowadzenie wielu uproszeń prawnych dotyczących mikroinstalacji, czyli układów generacyjnych do mocy 40 kw. Przede wszystkim za przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej nie będzie pobierana opłata. Znaczącym jest również uproszczenie procedury zgłoszenia przyłączenia. W przypadku mikroinstalacji o mocy nieprzekraczającej mocy przyłącza, jako odbiorcy końcowego, nie są potrzebne inne umowy, a fizyczne podłączenie sprowadza się do instalacji odpowiedniego układu zabezpieczeń i inteligentnego licznika energii. Uproszczeniu uległo również zgłoszenie nowego przyłącza do Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Obowiązek ten zostanie przeniesiony na operatora systemu dystrybucyjnego. Podjęcie i wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w mikroinstalacjach nie wymaga również koncesji. Innymi słowy w przypadku generacji na własne potrzeby nadwyżki energii mogą być bez większych utrudnień wprowadzane do sieci. Zapowiedzi tych uproszczeń już teraz powodują diametralne zmiany w energetyce, polegające na przekształceniu dotychczasowego odbiorcy energii elektrycznej do roli aktywnego konsumenta (osoby, która angażuje się również w proces wytwarzania). Propozycje Ministerstwa Gospodarki dotyczące taryf gwarantowanych są na tyle optymistyczne, że spowodowały głośną dyskusję w środowisku energetycznym. Stałe taryfy typu FiT (ang.: feed-in tariff) to nic innego jak stałe ceny jednostkowego zakupu energii elektrycznej wytworzonej w różnych rodzajach odnawialnych źródeł energii (OZE) przyłączonych do sieci

199 Zdecentralizowane źródła generacyjne w mikrosieci 199 dystrybucyjnej. Co ciekawe, system ten zaadresowany jest jedynie do "energetyki prosumenckiej, czyli do osób inwestujących w mikroinstalacje i małe instalacje OZE do mocy 200 kw. Po wprowadzeniu w życie nowej ustawy o OZE, w pierwszym roku obowiązywania systemu feed-in tariffs, taryfy gwarantowane będą zapewniały wsparcie zgodnie z tabelą 1. Tabela 1. Wartości wsparcia systemu feed-in tariffs w pierwszym roku obowiązywania po wprowadzeniu nowej ustawy [2] Mikroźródła energii odnawialnej Moc zainstalowana Taryfa gwarantowana [zł/kwh] biogazowanie rolnicze do 40 kw 0,70 biogazowanie rolnicze powyżej 40 kw do 200 kw 0,65 biogazownie wykorzystujące biogaz ze do 200 kw 0,55 składowisk odpadów biogazownie wykorzystujące biogaz z do 200 kw 0,45 oczyszczalni ścieków instalacje fotowoltaiczne montowane do 10 kw 1,30 wyłącznie na budynkach instalacje fotowoltaiczne montowane powyżej 10 kw do 100 kw 1,15 wyłącznie na budynkach instalacja fotowoltaiczne montowane powyżej 10 kw do 100 kw 1,10 wyłącznie poza budynkami instalacje wykorzystujące energię wiatru do 10 kw 0,95 instalacje wykorzystujące energię wiatru powyżej 10 kw do 100 kw 0,65 elektrownie wodne do 75 kw 0,70 Należy nadmienić, że powyższe stawki będą obowiązywały dla instalacji energetyki prosumenckiej oddanych do użytku w 2013 roku i będą stałe w ciągu przewidzianego na 15 lat okresu wsparcia. Jednocześnie można się spodziewać, że w kolejnych latach resort gospodarki obniży wyżej wspomniane taryfy. Oczywiście obniżki będą obowiązywały w stosunku do instalacji oddanych do użytku tylko po ich wprowadzeniu, natomiast instalacje OZE oddane do użytku przed redukcjami zachowają swoją stałą taryfę do końca przewidzianego okresu wsparcia, czyli do 31 grudnia 2027 r. Dyskusje, jakie mają obecnie miejsce po publikacji projektu nowej ustawy o OZE, pociągnęły za sobą stworzenie przez Instytut Energetyki Odnawialnej analizy możliwości wprowadzenia systemu feed-in tariff dla mikro i małych instalacji OZE. Dokument ten jednoznacznie stwierdza poprawny kierunek prac oraz zbyt zachowawczy sposób promowania mikroźródeł. Proponuje się w nim zwiększenie

200 200 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel kwot pierwszych taryf FiT w celu lepszego promowania i zrównoważenia rozwoju technologii o charakterze prosumenckim. Niewielkie zwiększenie kosztów wsparcia dla mikroinstalacji wydaje się być w pełni uzasadnione. Niższe koszty systemowe i znacznie niższe straty sieciowe dla takich instalacji przyłączonych do sieci niskiego napięcie, w porównaniu z dużymi źródłami OZE łączonymi z siecią, z nadwyżką kompensują nieco wyższe taryfy FiT, które prowadzą też w konsekwencji do wielu korzyści społecznych, gospodarczych i środowiskowych [3]. 5. PODSUMOWANIE Rozwój zdecentralizowanych źródeł zasilania zależy od wielu czynników, takich jak np. poziom technologiczny dostępnych rozwiązań oraz polityka prawna i finansowa państwa. Inteligentna sieć elektroenergetyczna to dziś oczywisty kierunek rozwoju na całym świecie. Wprowadzenie niezbędnych zmian, aby osiągnąć ten cel, wiąże się z bardzo dużymi nakładami finansowymi i czasowymi. Wynika to ze skomplikowanego procesu przyłączania źródeł energii do sieci, polegającego na udoskonaleniu istniejącej infrastruktury i wprowadzeniu nowoczesnego systemu zarządzania informacjami. Dlatego, korzystnym kierunkiem prac wydaje się być inwestowanie w mikroinstalacje generacyjne. Przy stosunkowo mniejszych nakładach finansowych otrzymuje się te same korzyści płynące z wytwarzania energii w miejscu jej zapotrzebowania, co w systemach Smart Grid, czyli zwiększenie pewności zasilania, zmniejszenie strat na przesyle energii oraz obniżenie poziomu CO 2. Ważnym impulsem do zmian jest polityka państwa, polegająca na wprowadzeniu ułatwień dla mikrogeneracji, np. konkretnego systemu wsparcia, preferencyjnych kredytów na zakup źródeł OZE, czy odpisów od podatków. Taką motywacją może być wprowadzenie projektu nowej ustawy o OZE zakładającej wsparcie poprzez system taryf gwarantowanych na sprzedaż zielonej energii. Oczywiście pozostaje jeszcze wiele niewiadomych wymagających doprecyzowania takich jak np. naliczanie podatku VAT od wyprodukowanej energii. Brak jest również zapisów określających czy cała energia produkowana w mikroinstalacji powinna trafiać do sieci, czy w pierwszej kolejności ma służyć gospodarstwu domowemu na użytek własny. Od takich zapisów w dużej mierze zależy okres zwrotu nowych instalacji, a tym samym zainteresowanie nimi. Biorąc pod uwagę, że 45% energii pobierane jest przez sektor komunalny, z czego 25% wykorzystuje się do ogrzewania wody, można dostrzec jak wielkim potencjałem jest instalowanie małych źródeł przy każdym gospodarstwie domowym [3]. Nawet, jeśli energia ta pochodzić będzie ze źródeł odnawialnych, o dynamicznie zmieniającym się uzysku w czasie, to w dużym stopniu przyczyni się do ochrony środowiska naturalnego.

201 Zdecentralizowane źródła generacyjne w mikrosieci 201 LITERATURA [1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze Źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. [2] Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z [3] Analiza możliwości wprowadzenia systemu FEED-IN TARIFF dla mikro i małych instalacji OZE. Instytut Energetyki Odnawialnej, dn r. [4] Kowalak T., Smart grid wyzwanie XXI wieku.,,rynek Energii'', nr 1/2010. [5] Papczyk J., Smart Grid świat otwartych sieci. Biuletyn Branżowy Energia Elektryczna miesięcznik Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, nr 10/2011. [6] PASKA J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2010 r. DECENTRALISED GENERATION SOURCES IN MICROGRIDS The authors attempted to determine the direction of energy development. Conducted analyzing classical systems and possibility of introducing the Smart Grid. Specified place in the decentralized microgeneration placed changes in the energy sector. These systems in recent years become especially popular, hence the need to improve knowledge about them. We analyzed the possibility of changes that will be introduced through a new draft law on renewable energy sources (RES). In this paper, particular attention was given to the proposal to introduce a "feed-in tariff" and their impact on the development of microgeneration.

202

203 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Bartosz CERAN* OGNIWA PALIWOWE W GENERACJI ROZPROSZONEJ W artykule przedstawiono badania przeprowadzone na stosie ogniw paliwowych typu PEM (ang Proton Exchange Membrane) o mocy znamionowej 300W. Przedstawiono możliwości wykorzystania ogniw paliwowych w generacji rozproszonej. 1. GENERACJA ROZPROSZONA Wytwarzanie energii w systemie rozproszonym jest obecnie dynamicznie rozwijającą się gałęzią elektroenergetyki. Generacja rozproszona to małe (w Polsce o mocy znamionowej do MW) jednostki lub obiekty wytwórcze, przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczych lub zlokalizowane w sieci elektroenergetycznej odbiorcy (za urządzeniem kontrolno-rozliczeniowym), nie podlegające centralnemu planowaniu rozwoju i dysponowaniu mocą[1]. Ze względu na moc zainstalowaną generację rozproszoną można podzielić na: mikrogenerację rozproszoną 1W 5 kw, małą generację rozproszoną 1 kw 5 MW, średnią generację rozproszoną 5 50 MW, dużą generację rozproszoną MW. Odnawialne źródła energii elektrycznej ze względu na swoją niewielką moc jednostkową należą do rozproszonych źródeł energii elektrycznej. Źródła te pełnią coraz ważniejszą rolę w systemie elektroenergetycznym, zwłaszcza elektrownie wiatrowe i słoneczne. Wadą ich jest jednak, że pracują jedynie w sprzyjających warunkach atmosferycznych (odpowiednia siła wiatru, nasłonecznienie). Nie są zatem w pełni dyspozycyjne; wymagają uruchamiania i efektywnego sterowania w czasie rzeczywistym źródeł rezerwujących w szczytach zapotrzebowania oraz możliwości sterowania poborem w dolinach zapotrzebowania na energię elektryczną [2]. Rozwiązaniem tego problemu mogą być ogniwa paliwowe, zastosowane jako źródła współpracujące ze źródłami odnawialnymi i kompensujące ich wady. 2. OGNIWO PALIWOWE TYPU PEM Ogniwo paliwowe jest elektrochemicznym urządzeniem, które przetwarza energię chemiczną bezpośrednio w energię elektryczną. Brak pośrednich przemian * Politechnika Poznańska.

204 204 Bartosz Ceran prowadzących do powstania energii mechanicznej pozwala na uzyskanie wysokiej sprawności wytwarzania energii elektrycznej. Zasada działania ogniwa paliwowego typu PEM (ang. Proton Exchange Membrane ogniwo zasilane wodorem, w którym elektrolit został zastąpiony membraną polimerową) została zilustrowana na rys 1. Rys. 1. Zasada działania ogniwa paliwowego [1] Paliwo (wodór) doprowadzane jest w sposób ciągły do anody, a utleniacz dostarczany jest do katody. Elektrolitem w ogniwie paliwowym PEM jest membrana polimerowa przewodząca protony. Anoda jest katalizatorem dla dysocjacji wodoru na protony (jony H+) i elektrony. Zachodzi na niej reakcja rozpadu wodoru na jony i elektrony: reakcja na anodzie: 2H 2 4H + + 4e - Jony H + przechodzą przez membranę polimerową przewodzącą protony, która jest izolatorem dla elektronów. Elektrony przepływają przez zewnętrzny obwód tworząc prąd zewnętrzny ogniwa. Na katodzie protony i elektrony reagują z tlenem dając wodę, która jest jedynym produktem ubocznym ogniwa paliwowego PEM. reakcja na katodzie: O 2 + 4H + + 4e - 2H 2 O Zatem w ogniwie następuje łączenie wodoru i tlenu w wodę z wydzieleniem się energii, czyli jedynym produktem ubocznym pracy ogniwa jest czysta woda. reakcja sumaryczna: 2H 2 + O 2 2H 2 O + energia[1] Do zalet ogniw paliwowych należą: wysoka sprawność, bardzo mała emisja gazów cieplarnianych, niski poziom hałasu, modułowa budowa, możliwość pracy z niskimi obciążeniami, możliwość pracy rewersyjnej, bardzo dobre możliwości regulacji. Główną wadą są wysokie koszty pojedynczych ogniw paliwowych, których elektrody muszą być pokrywane platyną, aby mogły spełniać funkcję produkcji energii elektrycznej.

205 Ogniwa paliwowe w generacji rozproszonej PRACA SYSTEMU STOSU OGNIW PALIWOWYCH TYPU PEM Poniżej zaprezentowano wyniki badań przeprowadzonych na stosie ogniw paliwowych typu PEM o następujących parametrach: moc znamionowa 300 W, napięcie jałowe pojedynczej celki 0.9 V, nominalna temperatura pracy 60 C, liczba celek 5. Stos zasilano czystym wodorem i powietrzem. Poniżej przedstawione zostały charakterystyka zewnętrzna i krzywa mocy stosu. (Rys.2.) Rys. 2. Charakterystyka zewnętrzna i krzywa mocy stosu Dalsze pomiary przeprowadzono, w różnych punktach odcinka prostego charakterystyki U = f(i), tzn. w obszarze strat omowych ogniwa paliwowego [1]. Na rysunku przedstawiono przebiegi mierzonego napięcia i prądu oraz produkowanej mocy i zużytego paliwa (wodoru). Mierzone napięcie jest sumą algebraiczną napięć wszystkich pięciu pojedynczych ogniw. Stos ogniw paliwowych szybko dostosowuje się do zmiany obciążenia, tzn. wraz ze wzrostem obciążenia, moc generowana wzrasta w bardzo krótkim czasie (sygnał czarny). Proporcjonalnie do wzrostu obciążenia, zwiększa się zużycie paliwa - wodoru. Widoczne piki na zarejestrowanym przebiegu zużytego wodoru, są efektem automatyki systemu ogniw PEM, która co pewien czas wykonuje tzw. przepłukiwanie anody. Co pewien czas otwiera się na krótką chwilę elektrozawór na wylocie wodoru z ogniwa. Przepłukiwanie ma na celu oczyszczenie anody z wszelkich zanieczyszczeń, które powodują pogorszenie pracy ogniwa.

206 206 Bartosz Ceran Rys. 4. Przebiegi mierzonego napięcia i natężenia prądu Rys. 5. Przebiegi generowanej mocy i zużywanego paliwa Sprawność wytwarzania mocy elektrycznej przez ogniwo można obliczyć ze wzoru 1. Pśr _ el el 100 (1) V Q śr _ H 2 wh 2 gdzie: V śr_h2 [Nm 3 /min] średnie zużycie wodoru przez stos, Q wh2 [MJ/Nm 3 ] wartość opałowa wodoru, P śr_el średnia wartość generowanej mocy elektrycznej.

207 Ogniwa paliwowe w generacji rozproszonej ,66W el ,47% 3 Ndm MJ 1,68 10,8 3 min Nm Obliczona średnia wartość sprawności wytwarzania energii elektrycznej przez stos wynosi 51,47%. Zużycie wodoru oraz zapotrzebowanie powietrza przez stos ogniw można wyznaczyć z poniższych zależności 3 I nogniw Ndm VH ,42 [ ] (2) 2 F min 22,42 I n 3 ogniw Ndm V pow 60 [ ] (3) 0,21 4 F min gdzie: V H2 [Nm 3 /min] średnie zużycie wodoru przez stos, V pow [Nm 3 /min] rzeczywista ilość powietrza dostarczana do stosu ogniw, I [A] natężenie prądu elektrycznego, n ogniw liczba ogniw w stosie, F = [C/mol] - stała Faradaya, λ współczynnik nadmiaru powietrza doprowadzanego do stosu. 4. WSPÓŁPRACA OGNIWA ZE ŹRÓDŁAMI ROZPROSZONYMI Elektrownie wiatrowe i słoneczne pracujące w systemie nie są w pełni dyspozycyjne, wymagają uruchamiania źródeł rezerwowych, które mogły by pokryć zapotrzebowanie na energię przy braku dobrych warunków atmosferycznych (dobre nasłonecznienie, odpowiednia prędkość wiatru). Elektrownie cieplne, ze względów technologicznych, nie nadają się do szybkich zmian mocy generowanej, w krótkich odstępach czasu. Rolę takiego źródła może spełnić ogniwo paliwowe typu PEM zlokalizowane blisko źródeł odnawialnych, ponieważ szybko dostosowuje się do zmiany obciążenia. Poniżej przedstawiono możliwości zastosowania ogniwa paliwowego PEM w generacji rozproszonej. Źródła odnawialne pracujące na elektrolizer Energia ze źródeł odnawialnych wykorzystywana jest do procesu elektrolizy (rozkładu wody na wodór i tlen). Wodór jest wykorzystywany w ogniwie paliwowym do wytwarzania energii elektrycznej, w okresie, gdy jest ona potrzebna odbiorcy. Cechy układu: posiada możliwość magazynowania energii w postaci wodoru, wykorzystanie do procesu elektrolizy energii powstałej ze źródeł odnawialnych (technologia bez emisyjna), niska sprawność układu.

208 208 Bartosz Ceran Rys. 7. Źródła odnawialne pracujące na elektrolizer schemat blokowy. OP- ogniwo paliwowe, PV ogniwo fotowoltaiczne, EW elektrownia wiatrowa El - elektrolizer Źródła odnawialne pracujące na elektrolizer z możliwością bezpośredniego zasilania odbiorcy Cechy układu: możliwość zasilania odbiorcy energią elektryczną wytworzoną w odnawialnych źródłach (efektywniejsze wykorzystanie energii), nadmiar energii wykorzystywany do zasilania elektrolizera i magazynowany w postaci wodoru. Rys. 8. Źródła odnawialne pracujące na elektrolizer z możliwością bezpośredniego zasilania odbiorcy Ogniwo paliwowe pracujące równolegle ze źródłami odnawialnymi Cechy układu: możliwość zasilania odbiorcy energią elektryczną wytworzoną w odnawialnych źródłach (efektywniejsze wykorzystanie energii), przy braku sprzyjających warunków atmosferycznych, niedobór wytworzonej energii kompensowany jest pracą ogniwa paliwowego, konieczność dostarczania wodoru do ogniwa paliwowego.

209 Ogniwa paliwowe w generacji rozproszonej 209 Wodór można wyprodukować różnymi metodami. Oprócz elektrolizy można stosować proces gazyfikacji paliw stałych. Istnieją także komercyjne systemy ogniw paliwowych typu PEM wyposażone w wewnętrzny reforming paliwa, które są zasilane czystym metanem. Rozwiązuje to problem z magazynowaniem wodoru, jednak sprawność układu jest mniejsza oraz instalacja powoduje emisje CO 2. W dalszej pracy, autor zajmie się analizą energetyczną przedstawionych układów, aby odpowiedź na pytanie, który układ ma największą szanse na zrealizowanie w praktyce. Rys. 6. Ogniwo paliwowe pracujące równolegle ze źródłami odnawialnymi schemat blokowy. OP- ogniwo paliwowe, PV ogniwo fotowoltaiczne, EW elektrownia wiatrowa LITERATURA [1] Paska J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej 2010, s [2] Szczerbowski R., Generacja rozproszona oraz sieci Smart Grid wirtualne elektrownie Polityka Energetyczna,Tom 14, Zeszyt 2, [3] Nowicki M., Nadchodzi era Słońca Wydawnictwo Naukowe PWN, Warszawa FUEL CELLS IN DISTRIBUTED GENERATIONS In this article there the results of the tests on the fuel cell stack with a rated power 300W has been presented. The possibilities in the use of PEM fuel cells in distributed generation has been studied.

210

211 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Tomasz BOCZAR* Marek SZMECHTA* Tadeusz SZCZYRBA** SYSTEM MONITOROWANIA ELEKTROWNI WIATROWYCH Z WYKORZYSTANIEM TECHNOLOGII WEBOWYCH Tematyka, jaka została podjęta w niniejszym artykule, dotyczy doskonalenia systemów komputerowych umożliwiających prowadzenie nadzoru on-line pracujących elektrowni wiatrowych, co w konsekwencji może przyczynić się do zwiększenia niezawodności ich pracy, wydłużenia okresów między kolejnymi przeglądami serwisowymi poprzez zdalną diagnostykę, wyeliminuje nieplanowane i długotrwałe przestoje wynikające z awarii układów sterujących oraz zespołów przetwarzających siłę wiatru w energię elektryczną. Ponadto na podstawie wyników analizy wartości parametrów charakteryzujących pracę instalacji wiatrowych oraz ich korelacji z warunkami atmosferycznymi będzie istniała możliwość zoptymalizowania algorytmów sterowania w celu zwiększenia ich wydajności, co w sposób bezpośredni przyniesie wymierne korzyści finansowe potencjalnym inwestorom i właścicielom elektrowni wiatrowych. 1. WPROWADZENIE W chwili obecnej energetyka wiatrowa należy do najbardziej dynamicznie rozwijających się technologii pozyskiwania odnawialnych źródeł do produkcji energii elektrycznej w skali świata, krajów UE oraz Polski. Jej aktualne możliwości pozyskiwania, najnowsze rozwiązania techniczne i kierunki prowadzenia prac badawczo-rozwojowych zostały przedstawione m.in. w książce [1]. Tematyka niniejszego artykułu dotyczy zastosowania nowoczesnych technologii webowych do wspomagania i sterowania pracą, a także do zwiększenia efektywności elektrowni wiatrowych. W artykule scharakteryzowano podstawowe funkcjonalności systemu WindMon, który umożliwia zdalne monitorowanie, prowadzenie nadzoru, a także sterowanie pracą turbin wiatrowych, przy wykorzystaniu technologii webowych stosowanych w aplikacjach typu SCADA (ang. (z ang. Supervisory Control And Data Acguisition) [3, 4]. System oferowany jest jako gotowy produkt przez firmę Wind-Service.com * Politechnika Opolska. ** Politechnika Opolska, Wind-Service.com Sp. z o.o.

212 212 Tomasz Boczar, Marek Szmechta, Tadeusz Szczyrba Sp. z o.o, a przy jego tworzeniu brali udział pracownicy naukowo-dydaktyczni i doktoranci Politechniki Opolskiej. Opracowany system umożliwia m.in. wizualizację i archiwizację bieżących parametrów pracy monitorowanej turbiny wiatrowej tj. prędkość wiatru, wielkość produkowanej energii elektrycznej oraz wartości wskaźników charakteryzujących jej jakość, a także wartość prędkości obrotowej generatora. Rejestrowane przez system dane są przekazywane bezpośrednio z turbin wiatrowych do użytkowników za pomocą transmisji bezprzewodowej z wykorzystaniem technologii GSM/GPRS, dzięki czemu możliwe jest monitorowanie elektrowni wiatrowych bez względu na ich lokalizację. 2. CHARAKTERYSTYKA SYSTEMU WINDMON Obsługa systemu WindMon może odbywać się przez właściciela elektrowni przy wykorzystaniu telefonu komórkowego, przez interfejs WWW, a także przez firmę Wind-Service.com Sp. z o.o. Do podstawowych modułów funkcjonalnych systemu WindMon można zaliczyć kolejno: specjalistyczny zestaw do bezprzewodowej, szyfrowanej transmisji danych, który połączony jest bezpośrednio z komputerem badanej turbiny wiatrowej, modem do komunikacji z wykorzystaniem technologii GPRS (ang. General Packet Radio Service) czyli bazujący na pakietowym przesyłaniu danych w standardzie telefonii komórkowej GSM (ang. Global System for Mobile Communications), prywatny APN (ang. Access Point Name) użytkownika w sieci GSM umożliwiający korzystanie z transmisji danych w ramach infrastruktury komunikacyjnej operatora GSM, centralny serwer firmy Wind-Service.com i terminale użytkownika. Szczegółowa struktura wykorzystywanego systemu transmisji danych została scharakteryzowana i zamodelowana pod kątem opóźnień transmisji danych w [5, 6]. Użytkownik ma możliwość bezpiecznego przeglądania za pomocą serwisu WWW i protokołu https zarówno aktualnie mierzonych wartości podstawowych parametrów charakteryzujących stan pracy turbin wiatrowych, jak również danych przetworzonych w postaci sporządzanych wykresów wybranych wielkości i opracowywanych w formie zestawień tabelarycznych raportów. Na rys. 1 przedstawiono widok okna głównego (startowego) interfejsu WWW systemu WindMon. Za jego pomocą użytkownik ma możliwość przeglądania bieżących wartości rejestrowanych parametrów w szczególności: prędkości wiatru (m/s), prędkości obrotowej wirnika turbiny wiatrowej (obr/min) i wielkości produkowanej przez instalację i oddawanej do sieci elektroenergetycznej mocy elektrycznej (kw). Wartości tych parametrów pobierane są automatycznie przez system ze sterownika pracującej instalacji wiatrowej, w odstępach jednej minuty. Przy czym w oddzielnym polu wyświetlana jest dokładna informacja dotycząca przedziału czasu (sek), z którego pochodzą przedstawiane w oknie dane. Wartość czasu pozwala szybko ocenić aktualność prezentowanych danych i określić poprawność działania toru komunikacyjnego.

213 System monitorowania elektrowni wiatrowych z wykorzystaniem technologii 213 Rys. 1. Widok okna startowego interfejsu WWW systemu zdalnego nadzoru elektrowni wiatrowych WindMon Dodatkowo w oknie tym znajdują się komunikaty dotyczące aktualnego stanu pracy badanej turbiny wiatrowej (podłączenie lub odłączenie od sieci elektroenergetycznej), których źródłem może być sama sieć lub nieprawidłowości w podzespołach samej elektrowni) oraz zastosowanego sposobu jej monitoringu (zdalny- poprzez WWW lub lokalny wykorzystywany podczas prac serwisowych) Ponadto w oknie tym prezentowane są dane archiwalne dotyczących wielkości produkowanej energii (kwh) w następujących okresach czasowych: w bieżącym i poprzednim dniu oraz w bieżącym i poprzednim miesiącu. W przypadku, gdy rozpatrywana elektrownia wiatrowa składa się z większej liczby turbin wiatrowych można, wybierając kolejne numery instalacji, przeglądać dane dla poszczególnych instalacji w oddzielnych oknach interfejsu. Prezentowane dane uzupełnione są o fotografię przeglądanej aktualnie turbiny wiatrowej. System WindMon umożliwia także przetwarzanie zarejestrowanych w czasie danych i automatyczne wykreślanie charakterystyk obrazujących zmiany czasowe parametrów związanych z pracą turbiny i warunkami atmosferycznymi, a także predykcję ich wartości oraz wyznaczanie krzywych trendu i histogramów. Ponadto użytkownik ma możliwość eksportu zarchiwizowanych danych i tworzenia własnych zestawień graficznych. Na rys. 2 przedstawiono widok okna zakładki Trendy, z przykładowym wykresem czasowym zmian dwóch wielkości: prędkości wiatru i wielkości produkowanej mocy chwilowej.

214 214 Tomasz Boczar, Marek Szmechta, Tadeusz Szczyrba Rys. 2. Widok okna zakładki Trendy systemu zdalnego nadzoru elektrowni wiatrowych WindMon W oknie tym użytkownik ma możliwość obserwacji przebiegów czasowych następujących zarejestrowanych wartości: prędkości wiatru, wielkości produkowanej przez turbinę mocy elektrycznej, wartości napięcia i prądu w poszczególnych fazach zarejestrowane oddzielenie na zaciskach generatora turbiny i w zewnętrznej sieci elektroenergetycznej (L1, L2, L3), prędkości obrotowej wirnika, kierunku ustawienia gondoli, dla określonego przez niego okresu czasu. W tym celu dostępne są przyciski umożliwiające wybór wykreślanych przedziałów godzinowych, jak również określenia dnia (dostępny jest kalendarz), dla których ma zostać obliczony i wyświetlony wykres. Ponadto istnieje możliwość ręcznego skalowania osi czasu w celu wyeksponowania interesujących użytkownika przedziałów wizualizowanych wielkości, bezpośredni podgląd wartości za pomocą narzędzia kursor oraz obrazowania na jednym wykresie kilku parametrów jednocześnie. Za pomocą interfejsu webowego systemu WindMon istnieje także możliwość obliczenia i wykreślenia histogramów dla wszystkich wymienionych wyżej wartości rejestrowanych parametrów analizowanej turbiny wiatrowej. Przedstawiają one, dla wybranego przez użytkownika okresu czasu, zależność liczebności próbek (ilość wystąpień) dla określonej zarejestrowanej wielkości w funkcji ich wartości. Na rys. 3 przedstawiono widok okna zakładki Histogramy z przykładowym przebiegiem histogramu. Użytkownik w analogiczny sposób jak opisany dla zakładki Trendy może dokonywać ręcznego i automatycznego skalowania osi oraz wyboru okresu czasowego, dla którego mają zostać sporządzone wykresy.

215 System monitorowania elektrowni wiatrowych z wykorzystaniem technologii 215 Rys. 3. Widok okna zakładki Histogramy systemu zdalnego nadzoru elektrowni wiatrowych WindMon Użytkownik ma także możliwość obserwacji wykresów przedstawiających wzajemne zależności wartości wszystkich mierzonych parametrów, które zostały wyżej wymienione, dla zadanego okresu czasu. W tym celu można wykorzystać zakładkę Wykresy. Na rys. 4 został przedstawiony widok okna zakładki Wykresy z przykładową zależnością wielkości produkowanej przez turbinę wiatrową mocy elektrycznej wyznaczoną w funkcji wielkości prędkości wiatru. Wszystkie zależności są ilustrowane w postaci punktowej. Kolejną funkcjonalnością systemu WindMon jest możliwość tworzenia raportów dotyczących pracy monitorowanych turbin wiatrowych. Dostępne są trzy rodzaje raportów dotyczących wielkości produkcji energii elektrycznej, dostępności instalacji oraz komunikacji GPRS i SMS. Raporty są generowane w postaci tabelarycznej dla wybranego przez użytkownika przedziału czasowego. Widok okna zakładki Raporty systemu zdalnego nadzoru elektrowni wiatrowych WindMon został przedstawiony na rys. 5.

216 216 Tomasz Boczar, Marek Szmechta, Tadeusz Szczyrba Rys. 4. Widok okna zakładki Wykresy systemu zdalnego nadzoru elektrowni wiatrowych WindMon Rys. 5. Widok okna zakładki Raporty systemu zdalnego nadzoru elektrowni wiatrowych WindMon

217 System monitorowania elektrowni wiatrowych z wykorzystaniem technologii 217 Dodatkową funkcjonalnością systemu jest możliwość generowania alarmów związanych ze stanami awaryjnymi monitorowanej turbiny wiatrowej. Informacje o zaistniałych zdarzeniach, zgłaszanych przez komputer turbiny wiatrowej, są przekazywane w trybie on-line za pomocą SMS-ów bezpośrednio użytkownikom lub wyznaczonym firmom serwisowym lub nadzorującym, ponadto są archiwizowane i istnieje możliwość ich filtrowania oraz wyświetlenia dla wybranego przez użytkownika okresu czasowego. Należy podkreślić, że wszystkie rejestrowane dane są zabezpieczone przed niepowołanym dostępem i mogą być eksportowane do innych programów (np. typu arkusz kalkulacyjny), za pomocą których użytkownik może je przetwarzać i wizualizować. 3. PODSUMOWANIE Reasumując, wykorzystanie scharakteryzowanego w artykule systemu webowego WindMon firmy Wind-Service.com Sp. z o.o daje właścicielom instalacji wiatrowych m.in. następujące możliwości: pełną wizualizację stanu pracy monitorowanych turbin wiatrowych, zwiększenie jakości i efektywności pracy turbin wiatrowych, zminimalizowanie czasu postoju instalacji, optymalizację wybranych procesów, obniżenie kosztów eksploatacji i dozoru, eliminację prowadzenia dokumentacji związanej z pracą turbin w formie papierowej, automatyczne sporządzanie raportów dotyczących pracy nadzorowanych instalacji, alarmowanie lub zarządzanie alarmami bezpośrednio z poziomu obsługi, podejmowanie szybszych i trafniejszych decyzji dotyczących nadzorowanego procesu produkcji energii elektrycznej przy wykorzystaniu siły wiatru, szybszego wyszukiwania i usuwania usterek, zbierania i udostępniania bieżących i archiwalnych danych procesowych obsłudze, analizę statystyczną parametrów charakteryzujących pracę turbin wiatrowych, sterowania nadzorowanym obiektem, zbierania informacji, ich rejestrację i archiwizację, co może odbywać się przy wykorzystaniu komunikacji poprzez SMS i stronę WWW. Należy zauważyć, że system jest w sposób ciągły rozwijany i uzupełniany o dodatkowe funkcjonalności zgłaszane bezpośrednio przez jego użytkowników. Dotyczy to m.in. wprowadzenia dodatkowych wykresów liniowych i polarnych, a także wykresów tworzonych przez użytkowników. Istnieje także możliwość zmiany interfejsu i dostosowania jego wyglądu oraz funkcjonalności do

218 218 Tomasz Boczar, Marek Szmechta, Tadeusz Szczyrba indywidualnych potrzeb użytkownika. Ponadto istnieje możliwość wprowadzania dodatkowych danych pomiarowych np. związanych z badaniami wibroakustycznymi konstrukcji nośnych turbin wiatrowych, z badaniami jakości oleju, parametrów meteorologicznych (np. temperatura, wilgotność i ciśnienie powietrza). LITERATURA [1] Boczar T., The Use of Wind Energy, Wydawnictwo PAK, Gliwice, 2010 (in Polish). [2] Boczar T., Szczyrba T, The Evaluation of the Influence of Weather Conditions on the Efficiency of Wind Turbines, PAK, Volume 61, Number 12, 2012 (in Polish). [3] Qiu B., Gooi H. B., Liu Y., Chan E. K., Internet-Based SCADA Display System, IEEE Computer Applications in Power, Volume 15, Number 1, 2002, pp [4] Hodgson, S., The use GSM and Web Based SCADA for Monitoring Fault Passage Indicators, IEEE Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2010, pp [5] Szmechta M., Aksamit P., Modeling Packet Delay Distributions in an Industrial Telemetry System, 5th International Symposium on Computational Intelligence and Intelligent Informatics ISCIII 2011, Floriana, Malta, 2011, pp [6] Szmechta M., Statistical Analysis of ICMP Protocol Delays in Telemetric Applications Based on GSM/GPRS Network, PAR, Volume 12/2010, 2010, pp (in Polish). SYSTEM FOR MONITORING OF WIND POWER PLANTS USING WEB TECHNOLOGIES Subject that has been taken in this paper concerns improvement of computer systems to enable on-line supervision of operating wind turbines, what in turn may help to increase the reliability of their work, will extend the intervals between servicing inspections through remote diagnostics, will eliminate unplanned and long-term downtimes arising from failures of the control systems and units converting the wind power into electricity. Moreover, based on the analysis results of parameters characterizing operation of wind power installations and their correlation with the atmospheric conditions, it will be possible to optimize the control algorithms in order to enhance their efficiency, what will bring directly measurable financial benefits to potential investors and owners of wind turbines.

219 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Marek SZMECHTA* Tomasz BOCZAR* Tadeusz SZCZYRBA** ANALIZA PORÓWNAWCZA MOŻLIWOŚCI SYSTEMÓW SCADA W WERSJI OFF-LINE I ON-LINE NA PRZYKŁADZIE TURBINY WIATROWEJ TACKE TW600 W artykule wykonano analizę porównawczą dwóch rozwiązań systemu SCADA, jakie mogą mieć zastosowanie dla turbin wiatrowych. Analizowanym rozwiązaniem w wersji off-line jest oprogramowanie VISUPROfessional firmy GE Wind Energy dedykowane dla elektrowni produkcji TACKE i GE. Rozwiązaniem typu on-line jest system oferowany jako gotowy produkt przez firmę Wind-Service.com Sp. z o.o. Należy podkreślić, że w pracach związanych z jego tworzeniem brali udział pracownicy naukowo-dydaktyczni i doktoranci Politechniki Opolskiej. W artykule dokonano analizy porównawczej obu rozwiązań z punktu widzenia ich zalet ale także ograniczeń, aspektów związanych bezpośrednio z ich eksploatacją ale przede wszystkim zwracając szczególną uwagę na wymierne korzyści z ich praktycznego zastosowania dla firm serwisujących inwestycje wiatrowe, a także zwiększenie korzyści ekonomicznych dla właścicieli i potencjalnych inwestorów elektrowni wiatrowych. 1. WPROWADZENIE W związku z dużą liczbą inwestycji związanych z odnawialnymi źródłami energii, w tym głównie energetyki wiatrowej, jakie są realizowane w ostatnim czasie w Polsce, coraz większą rolę odgrywa poruszona w artykule tematyka dostępnych w tym sektorze rozwiązań systemów SCADA. Stanowią one kluczowe narzędzie umożliwiające zdalne monitorowanie i sterowanie obiektami, w tym również elektrowniami wiatrowymi. Mogą wspomagać ich właściwą eksploatację, w szczególności dotyczy to przypadków używanych turbin wiatrowych, które nie są już objęte gwarancją producenta [1]. Ogólnie, z punktu widzenia dostępnych rozwiązań systemy SCADA, które mogą być wykorzystane do diagnozowania stanu pracy, a także wspomagać procesy decyzyjne oraz sterowanie elektrowniami wiatrowymi można podzielić na dwa rozwiązania typu off-line i on-line. W artykule wykonano analizę * Politechnika Opolska. ** Politechnika Opolska, Wind-Service.com Sp. z o.o.

220 220 Marek Szmechta, Tomasz Boczar, Tadeusz Szczyrba porównawczą obu rozwiązań, jakie mogą mieć zastosowanie dla turbin wiatrowych firmy Tacke typu TW600. Pracą badanych turbin wiatrowych można sterować przy zastosowaniu dwóch podstawowych rodzajów systemów SCADA. Analizowanym rozwiązaniem w wersji off-line jest oprogramowanie VISUPROfessional firmy GE Wind Energy dedykowane dla elektrowni produkcji TACKE i GE. Rozwiązaniem typu on-line jest system oferowany jako gotowy produkt przez firmę Wind-Service.com Sp. z o.o. Należy podkreślić, że w pracach związanych z jego tworzeniem brali udział pracownicy naukowo-dydaktyczni i doktoranci Wydziału Elektrotechniki, Automatyki i Informatyki Politechniki Opolskiej w Opolu. 2. CHARAKTERYSTYKA ELEKTROWNI WIATROWEJ TW600 Tacke TW600 jest turbiną wiatrową o mocy 600 kw, średnicy wirnika wynoszącej 43m, oparta na wieży o wysokości 50m. Elektrownia wyposażona jest w generator asynchroniczny klatkowy z dwoma niezależnymi zestawami uzwojeń stojana - tzw. dwubiegowy. Jedno uzwojenie 6-biegunowe do produkcji 150 kw (obroty generatora równe 1000 obr/min, wirnik elektrowni 17 obr/min). Drugie uzwojenie 4-biegunowe do produkcji 600 kw (obroty generatora 1500 obr/min, wirnik elektrowni 26 obr/min). Synchronizacja generatora odbywa się przez układ soft-startu tyrystorowego (układ WP 2050). Kompensacja generatora zrealizowana jest przez 4 stopniowy układ kompensatora pojemnościowego. Do regulacji wielkości produkowanej energii elektrycznej wykorzystuje się mechanizm stall control polegający na ograniczeniu produkcji maksymalnej elektrowni dla każdego z biegów generatora przez konstrukcję i nastawę łopat wirnika elektrowni. System zatrzymywania elektrowni oparty jest o hamulce szczękowe zamontowane przy wale głównym w połączeniu z hamulcem rezerwowym zamontowanym przy wale szybkim. Turbina nie posiada hamulca aerodynamicznego. Regulacja azymutu gondoli wykonywana jest przez pojedynczy silnik z przekładnią w zespole z hamulcem stałym. Układ sterowania elektrowni oparty jest o kontroler Mita WP komputer elektrowni wiatrowych używany w wielu starszego typu turbinach wiatrowych, m.in. Nordex oraz Tacke. Architektura komputera zrealizowana jest w oparciu o magistralę (backbone) wykonaną na płycie głównej i karcie rozszerzeń. Na płycie głównej komputera znajdują się: układ zasilaczy, układ podzielników prądów i napięć stosowany, jako pierwszy stopień układu pomiarowego prądów i napięć, układy wyjść przekaźnikowych zmapowanych w obszar pamięci dostępny przez magistralę,

221 Analiza porównawcza możliwości systemów SCADA układ wejść izolowanych galwanicznie zmapowanych w obszar pamięci dostępny przez magistralę, interfejsy komunikacyjne RS232/RS485 dostępne przez magistralę, równoległy interfejs komunikacyjny panelu użytkownika mapowany w obszar pamięci dostępnej przez magistralę. Niektóre z kart rozszerzeń stosowanych w Mita WP2000: główna karta komputera, zrealizowana w oparciu o procesor MC jej zadaniem jest sterowanie komputerem/sterowanie elektrownią przez układy wejść/wyjść komputera jak i przetworniki analogowe, na tej karcie znajduje się całe oprogramowanie sterujące elektrowni, karta wejść analogowych z niezależnym procesorem MC6800 wykonującym wstępne przetwarzanie sygnałów analogowych, jak pomiary napięć i prądów, moduł piggy-pack stosowany do karty wejść analogowych jako interfejs pomiarowy do czujników temperatury PT100, karta wyjścia analogowego, optoizolowanego (bez przetwarzania sygnału, optoizolacja zrealizowana przez układ ICL300). 3. CHARAKTERYSTYKA SYSTEMÓW SCADA W WERSJI OFF-LINE I ON-LINE Turbiny wiatrowe TACKE TW600 mogą zostać wyposażone w dodatkowy komputer przemysłowy lub komputer klasy PC wraz z zainstalowanym oprogramowaniem SCADA. Rys. 1. Widok głównego ekranu synoptycznego interfejsu systemu SCADA w wersji off-line

222 222 Marek Szmechta, Tomasz Boczar, Tadeusz Szczyrba Stanowi ono najczęściej dedykowane rozwiązane dla konkretnego modelu lub typu elektrowni, uwzględniające ograniczenia związane z interfejsami komunikacyjnymi (zarówno w zakresie warstwy fizycznej jak również stosowanych protokołów komunikacyjnych) i stanowy klasyczny przykład systemu SCADA w wersji off-line. W omawianym przypadku jest to oprogramowanie VISUPROfessional V1.16 produkcji GE Wind Energy [2]. Rys. 2. Widok ekranu synoptycznego gondoli w systemie SCADA w wersji off-line Analizowany system SCADA to klasyczna aplikacja przeznaczona dla starszych systemów Microsoft Windows oparta o interfejs graficzny MDI (ang. Multiple Document Interface). Oprogramowanie to przewidziane jest do pracy ciągłej, przez co realizowana jest funkcja rejestracji i archiwizacji danych pomiarowych ze sterownika PLC elektrowni. Interfejs graficzny można podzielić na następujące elementy powiązane funkcjonalnie: narzędzia konfiguracyjne umożliwiające zmianę parametrów specyficznych dla interfejsu komunikacyjnego dla sterownika PLC i ustawień użytkownika dla elementów interfejsu graficznego, narzędzia prezentacji wielkości pomiarowych z układu sterowania turbiną w postaci szeregu okien graficznych do prezentacji wartości liczbowych (Rys. 1, Rys. 2), krótko i długo okresowych wykresów czasowych (Rys. 3), tabelarycznych zestawień historii pracy całego układu sterującego oraz modułu analizy krzywych mocy,

223 Analiza porównawcza możliwości systemów SCADA moduł sterowania pracą turbiny umożliwiający jej zatrzymywanie i uruchamianie, procedurę kasowania/potwierdzenia błędów oraz ręcznego sterowania pozycją gondoli, narzędzia analizy danych w postaci tabelarycznych zestawień wielkości wyprodukowanej energii i liczników dostępności maszyny, funkcji uśredniania wartości wybranych wielkości pomiarowych jak np. chwilowa moc czynna i prędkość wiatru, analizy statystycznej kodów statusowych komputera elektrowni, narzędzia wspomagające zarządzanie i sterowanie farmą wiatrową. Rys. 3. Widok okna przebiegów czasowych interfejsu systemu SCADA w wersji off-line Należy tutaj nadmienić również to, że systemy SCADA w wersji off-line wymagają bardzo często sprzętowych zabezpieczeń w postaci kluczy LTP lub USB, dzięki czemu możliwe jest też ograniczanie pewnych funkcjonalności bezpośrednio dla klienta. Funkcje zaawansowane dostępne są wyłącznie dla serwisu technicznego elektrowni. Systemy SCADA typu on-line, w przeciwieństwie do klasycznych rozwiązań typu off-line, stały się bardzo popularne w ostatnich latach. Wynika to bezpośrednio z dynamicznego rozwoju szerokopasmowych, a także bezprzewodowych metod dostępu do sieci Internet [3]. Popularyzacji takich rozwiązań sprzyja również dynamiczny rozwój przenośnych urządzeń telekomunikacyjnych powszechnego użytku takich jak: smartfony, palmtopy i wiele innych.

224 224 Marek Szmechta, Tomasz Boczar, Tadeusz Szczyrba Rys. 4. Widok okna startowego interfejsu WWW systemu SCADA w wersji on-line Opisywane systemy typu on-line oparte są najczęściej na uproszczonym i mało awaryjnym terminalu użytkownika znajdującym się wewnątrz turbiny wiatrowej lub w elektroenergetycznej stacji rozdzielczej. Zadaniem terminala jest wyłącznie dwukierunkowa akwizycja i transmisja danych pomiarowych i komend sterujących z i do układu sterującego turbiny. Jako medium transmisyjne pomiędzy terminalem a centralnymi serwerami wykorzystywane mogą być przewodowe i bezprzewodowe systemy dostępu do sieci Internet nie wymagające dużej przepustowości. Systemy oparte na technologii GPRS są w zupełności wystarczające [4]. Centralnym elementem całego systemu jest główny serwer przetwarzania danych procesowych lub grupa serwerów zapewniająca odpowiedni poziom usługi dostępu do systemu SCADA poprzez przeglądarkę WWW i protokoły oparte o https. Przykładowym rozwiązaniem typu on-line jest system oferowany przez firmę Wind-Service.com Sp. z o.o. W pracach związanych z jego tworzeniem brali udział pracownicy naukowo-dydaktyczni i doktoranci Wydziału Elektrotechniki, Automatyki i Informatyki Politechniki Opolskiej. Opisywane rozwiązanie stanowi internetowy system monitorowania elektrowni wiatrowych, który umożliwia prezentację graficzną aktualnych wartości wielkości procesowych charakterystycznych dla turbin wiatrowych (Rys. 4), analizę czasową rejestrowanych wielkości cyfrowych i analogowych, analizę korelacyjną między tymi wielkościami, analizę statystyczną zmiennych procesowych, wykorzystanie systemu raportowania produkowanej energii i dostępności maszyny. Warto tutaj nadmienić, że oprogramowanie to umożliwia również przeprowadzanie wielu zaawansowanych analiz przy pomocy zintegrowanego środowiska MATLAB.

225 Analiza porównawcza możliwości systemów SCADA Tabela 1. Porównanie możliwości systemów SCADA w wersji off-line i on-line Możliwości systemu SCADA Wersja off-line Wersja on-line Podgląd danych bieżących Analiza przebiegów czasowych Analiza korelacyjna wielkości procesowych Dostęp zdalny Dostęp lokalny Sterowanie elektrownią z interfejsu graficznego Dostęp przez przeglądarkę internetową Wymagania przepustowości przyłącza internet. Komunikaty alarmowe SMS Sterowanie elektrownią przez SMS Zaawansowane analizy do celów serwisowych Koszty utrzymania systemu SCADA (klient) Koszty serwisowania systemu SCADA (klient) Obsługa elektrowni różnych producentów Obsługa farm wiatrowych Obsługa farm i elektrowni rozproszonych Tak Tak Krzywa mocy Pulpit zdalny Tak Tak Nie Duże Nie Nie Nie Brak Duże Ograniczona Tak (1 typ) Nie Tak Tak Tak Przeglądarka WWW Przeglądarka WWW Tak Tak Małe Tak Tak Tak Abonament Brak usługa Tak Tak Tak Tabela 1 zawiera zestawienie wybranych funkcjonalności systemów SCADA dla elektrowni wiatrowych istotnych zarówno z punktu widzenia ich właścicieli jak również firm serwisujących. W tabeli dokonano dodatkowo porównania możliwości systemów SCADA w wersji off-line i on-line. W zakresie podstawowych funkcji wymaganych od systemów SCADA obie wersje nie odbiegają od siebie znacząco. Na uwagę zasługuje przede wszystkim większa dostępność, elastyczność oraz możliwości zaawansowanych analiz w systemach typu on-line. Systemy SCADA typu on-line mają również pewną przewagę w zakresie obsługi wielu elektrowni różnych producentów charakteryzujących się odmiennymi rozwiązaniami warstwy akwizycji i transmisji danych. Systemy są również z definicji przeznaczone dla farm wiatrowych o zasięgu globalnym. 4. PODSUMOWANIE Reasumując, systemy SCADA typu on-line dzięki większej dostępności, elastyczności oraz możliwości rozwojowych stanowią wyraźną alternatywę dla klasycznych i dedykowanych systemów oferowanych najczęściej przez producentów elektrowni. Systemy te będą zyskiwać na popularności ze względu na dynamiczny rozwój bezprzewodowych systemów transmisji danych i dużą różnorodność rynku małej energetyki wiatrowej w Polsce. Z punktu widzenia właściwej eksploatacji elektrowni wiatrowych, najważniejszym wydaje się podnoszenie świadomości wymiernych korzyści jakie dają systemy SCADA zarówno w wersji off-line jak też on-line.

226 226 Marek Szmechta, Tomasz Boczar, Tadeusz Szczyrba LITERATURA [1] Boczar T., The use of wind energy, Wydawnictwo PAK, Gliwice, 2010 (in Polish). [2] GE Wind Energy, Dokumentacja techniczna oprogramowania VISUPROfessional V1.16, [3] Szmechta M., Zmarzły M., Adamkiewicz N., Statistical analysis of working parameters of a wind power plant with 1,2 MW nominal power, Pomiary Automatyka Robotyka, nr 12/2010, s (in Polish). [4] Szmechta M., Aksamit P., Modeling packet delay distributions in an industrial telemetry system, 5 th International Symposium on Computational Intelligence and Intelligent Informatics ISCIII 2011, September 15-17, 2011, Floriana, Malta, pp COMPARATIVE ANALYSIS OF OFFLINE AND ONLINE VERSION OF SCADA SYSTEMS BASED ON TACKE TW600 WIND TURBINE Due to the large number of investments in wind power in recent years in Poland, the solutions of SCADA systems introduced in the article play an increasingly important role in this sector. Generally, from the point of view of available solutions, SCADA systems which can be used to diagnose the state of operation, and support the decision making and control of wind power plants can be divided into two solutions, off-line and on-line. This paper made a comparative analysis of the two solutions that may be applicable for wind turbines of the type Tacke TW600. The paper presents a comparative analysis of the two solutions of SCADA systems from the point of view of their benefits but also limitations directly related to aspects of their operation but also paying particular attention to the tangible benefits of their practical application to companies servicing wind investment and increase economic benefits for owners and potential investors of wind power.

227 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Michał FILIPIAK* Damian GŁUCHY* ANALIZA WYBRANYCH UKŁADÓW W TECHNICE BEZPRZEWODOWEGO PRZESYŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Streszczenie: W artykule przedstawiono podstawowe układy umożliwiające przesyłanie energii elektrycznej bezprzewodowo przy użyciu zjawiska indukcji elektromagnetycznej, Na wstępie przedstawiono sposób zasilania urządzeń elektronicznych oraz przykład stosowaniu podkładek indukcyjnych. Przedstawiono początki powstania oraz inicjatora tej technologii W symulacjach użyto źródło napięciowe o zmiennej częstotliwości. W ten sposób zrezygnowano ze skomplikowanych układów przekształtnikowych. Przedstawiono zalety stosowania układów rezonansowych od strony zasilania w tego typu układach. 1. WSTĘP Popularność nowoczesnych urządzeń elektrycznych codziennego użytku takich jak: telefony komórkowe, odtwarzacze muzyczne, przenośne konsole gier są nieodzowne w naszym życiu. Coraz większe zapotrzebowanie na tego typu urządzenia wiąże się z potrzebą gromadzenia dużej ilości energii elektrycznej w bateriach. Postęp technologiczny w ostatnich latach szczególnie w dziedzinie wyświetlaczy spowodował, że wzrosła atrakcyjność oraz popyt na urządzenia elektroniczne. Skutkiem tego zapotrzebowanie na energię elektryczna jest coraz większe. Wraz z tym trendem wiąże się również rozwój w dziedzinie procesorów oraz pamięci wykorzystanych w telefonach, tabletach czy smartfonach. Możliwości dzisiejszych urządzeń mobilnych ciągle rosną, a wraz z nimi rośnie na nie popyt. Coraz więcej ludzi korzysta z Internetu poza domem będąc ciągle w ruch sprawdzając maile oraz kontaktując się z współpracownikami. Natomiast podczas podróży coraz modniejsze staje się czytanie książek czy oglądanie filmów na urządzeniach przenośnych. Chociaż tak zaawansowana technologia jest dziś nie tylko potrzebna, ale również niezbędna posiada ona jedną wadę, którą jest bateria zasilająca. Coraz większe pojemności dzisiejszych baterii są jeszcze zbyt małe. Większość urządzeń działa na jednym ładowaniu przez kilkadziesiąt godzin. Staje się to uciążliwe gdyż praktycznie codziennie należy pamiętać o ładowaniu naszego * Politechnika Poznańska.

228 228 Michał Filipiak, Damian Głuchy urządzenia. Natomiast w nagłych przypadkach możemy skorzystać z podręcznych ładowarek czy zakupić drugą baterię, co generuje niepotrzebne dodatkowe koszty eksploatacji. Ciekawym rozwiązaniem staje się możliwość wykorzystania zasilania bezprzewodowego do ładowania urządzeń mobilnych, a wraz z postępem technologicznym stanie się również możliwe ciągłe ich zasilanie. Ta technologia staje się coraz bardziej dostępna. Standaryzacja urządzeń elektrycznych pod względem jednolitych parametrów napięciowych pozwala na wykorzystanie jednego typu ładowarek. W konsekwencji jest możliwe wykorzystanie jednej ładowarki indukcyjnej, na której umieszcza się kilka urządzeń rezygnując z posiadania kilkunastu osobnych ładowarek przewodowych, a zarazem w ten sposób oszczędzamy nie tylko pieniądze, ale również środowisko. Pierwszym pomysłodawcom tej technologii był Nicola Tesla. [5] 2. POCZĄTEK ZASILANIA BEZPRZEWODOWEGO Zapoczątkowanie przesyłu energii elektrycznej za pomocą indukcji elektromagnetyczną jest możliwe dzięki odkryciu prądu przemiennego za sprawą serbskiego wynalazcy Nicola Tesli. Nicola Tesla od najmłodszych lat znany był ze swoich niesamowitych zdolność konstruktorskich. Dostępne źródła na jego temat zawierają informację, że potrafił przewidzieć pracę urządzeń jeszcze przed budową. Jako młody student zafascynowany twórczością Tomasa Edisona zatrudnił się w jednym z oddziałów jego firmy. Jego zadaniem było zwiększenie sprawności elektrowni prądu stałego. Po roku, kiedy Nicola Tesla wykonał swoją pracę, doszedł do wnioski, że jest możliwe dalsze zwiększanie sprawności urządzenia pod warunkiem przejścia na prąd przemienny. Ta różnica w technologii podzieliła dwóch wybitnych naukowców i spowodowała, że stali się największymi wrogami. W dalszym życiu jego badania doprowadziły między innymi do powstania świetlówki, silnika elektrycznego oraz elektrowni prądu zmiennego. Kolejne jego pomysły były coraz to odważniejsze począwszy od budowy cewki wysokonapięciowej, poprzez konstrukcję radia, przesyłu energii bezprzewodowo. To tylko niektóre z jego pomysłów. Podstawy jakie zostawił Tesla po swojej pracy na temat zasilania bezprzewodowego są do dziś aktualne. Niektóre z nich dopiero zostają odtworzone i działają z niewielką sprawnością. Nie ma pewności czy pomysł przesyłania energii elektrycznej na dalekie odległości był faktem czy tylko marzeniem wielkiego konstruktora, ale dalszy postęp prac daję nadzieję na bliskie rozwiązanie podstawowych trudności konstrukcyjnych. 3. ZASADA DZIAŁANIA Dzisiejsze konstrukcje zasilania bezprzewodowego wykorzystywane są między innymi do ładowania baterii, zasilania myszek indukcyjnych oraz w innych

229 Analiza wybranych układów w technice bezprzewodowego przesyłu energii 229 urządzeniach małej mocy. Zbudowane są one z dwóch cewek wchodzących w skład transformatora powietrznego. Cewka pierwotna umieszczona jest zazwyczaj w podkładce wielości dłoni. Natomiast druga cewka, czyli uzwojenie wtórne transformatora powietrznego umieszczona, jest w urządzeniu odbiorczym. Nadajnik zasilany jest zmiennym w czasie napięciem o częstotliwości od kilkudziesięciu do kilku mega herzów. Płynący zmienny prąd w uzwojeniu pierwotnym powoduje powstanie zmiennego strumienia magnetycznego, który indukuje napięcie w odbiorniku zgodnie z prawem indukcji elektromagnetycznej. Natomiast, jeśli podłączymy odbiornik to popłynie w nim prąd o zwrocie zgodnym z regułą Lenza. 4. TRANSFORMATOR POWIETRZNY Transformatory powietrzne, możemy podzielić na transformatory rdzeniowe i bezrdzeniowe. Do przesyłu energii elektrycznej bezprzewodowo za pomocą indukcji elektromagnetycznej mają zastosowanie transformatory bezrdzeniowe. Taki transformator charakteryzuje się dużą indukcyjnością rozproszenia oraz dużymi stratami. W przypadku przesyłu energii elektrycznej jest to jak najbardziej korzystne gdyż dążymy do osiągnięcia dużych odległości między nadajnikiem a odbiornikiem energii elektrycznej. Jednak duże rozproszenie strumienia magnetycznego niesie za sobą możliwość przekroczenia dopuszczalnych norm kompatybilności magnetycznej. 5. SYMULACJE UKŁADÓW PRZESYŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Symulacje obwodów zostały wykonane w programie PSpice 9.1 w wersji studenckiej. Dane elementów elektronicznych zostały tak dobrane, aby pokazać wady i zalety stosowanych modeli przesyłu energii elektrycznej za pomocą indukcji elektromagnetycznej Układ RL Schemat przedstawia transformator powietrzny obciążony rezystancją R 2 = 10Ω i zasilany napięcie U AC = 10 V, indukcyjność uzwojenia pierwotnego L 1 = 62 uh oraz wtórnego L 2 = 62u H.

230 230 Michał Filipiak, Damian Głuchy Rys. 1. Schemat obwodu transformatora powietrznego W pierwszej kolejności zostały wykonane symulacje wpływu częstotliwości napięcia wejściowego na napięcia na odbiorniku R2 dla sprzężenia k = 0.5. Rys. 2. Charakterystyka częstotliwości w funkcji napięcia na odbiornik i nadajniku Rysunek 2 przedstawia przebiegi napięć i prądów w funkcji częstotliwości dla transformatora powietrznego. W zakresie częstotliwości od 0 do około 10 KHz następuje wzrost napięcia na uzwojeniu pierwotnym(9,5 V) i wtórnym (4,5 V). Następnie napięcie wejściowe ustala się do wartości równej napięciu źródłowemu natomiast napięcie na wyjściu maleje. Maksymalna wartość napięcia na odbiorniku jest niższa od połowy napięcia zasilającego ze względu na współczynnik sprzężenia cewek. Rys. 3. Wpływ częstotliwości na napięcie i prąd wejściowy dla różnych obciążeń

231 Analiza wybranych układów w technice bezprzewodowego przesyłu energii 231 Kolejna charakterystyka przedstawia przebiegi napięć i prądów na odbiorniku. Rys. 4. Wpływ częstotliwości na napięcie i prąd odbiornika dla różnych obciążeń Rys. 5. Wpływ częstotliwości na wartość napięcia dla różnych wartości współczynnika sprzężeń Na rys. 5 przedstawiono wpływ częstotliwości na napięcie uzwojenia pierwotnego i wtórnego przy różnych współczynnikach sprzężenia k. Jeżeli współczynnik sprzężenia cewek jest równe k=1 to napięcia na uzwojeniu pierwotnym i wtórnym jest równe, niezależnie od częstotliwości. W momencie, gdy współczynnik dąży do zera to napięcie na odbiorniku maleje. Dzieje się tak, gdyż indukcja wzajemna cewek malej wraz z zwiększaniem odległości między nimi Układ z zastosowanym rezonansem szeregowy od strony zasilającej Kolejny schemat przedstawia identyczny obwód jak w punkcie 4.1 lecz z dołączono kondensator C 1 =24,1nF wprowadzającym rezonans w obwodzie pierwotnym. Częstotliwość pracy przyjęto z norm ISO stosowaną dla urządzeń opartych na technologii RFID (ang. Radio-frequency identification). Wartość kondensatora dla częstotliwości rezonansowej 150KHz dobrano ze wzoru na pulsację rezonansową.

232 232 Michał Filipiak, Damian Głuchy Rys. 6. Schemat obwodu transformatora powietrznego z obwodem rezonansowym Rys. 7. Charakterystyka częstotliwości na napięcie po stronie pierwotnej i wtórnej transformatora powietrznego dla k = 0,5 (U(TX1) = 129 V, U(R2) = 14,4 V, I R1 = 2,9 A, I R2 = 1,43 A dla K = 0,5) Kolejna charakterystyka przedstawia wpływ zmiany sprzężenia cewek na napięcie na cewce uzwojenia pierwotnego i nadajnika. Podane pomiary wykonano dla k = 0,3 k = 0,5 i k-0,8. Rys. 8. Wpływ częstotliwości na napięcia w obwodzie pierwotnym i wtórnym dla k = 0,3

233 Analiza wybranych układów w technice bezprzewodowego przesyłu energii 233 Rys. 9. Wpływ częstotliwości na napięcia w obwodzie pierwotnym i wtórnym dla k = 0,5 Rys. 10. Wpływ częstotliwości na napięcia w obwodzie pierwotnym i wtórnym dla k = 0,8 Zmiana sprzężenia cewek powoduje przesunięcie częstotliwości, w której występuje rezonans. Następstwem są zmiany wartości napięć w obwodzie odbiornika, które mogą wywołać awarię lub uszkodzenie sprzętu elektronicznego. Rys. 11. Wpływ częstotliwości na napięcia w obwodzie pierwotnym przy współczynniku k = 0,5 dla różnych rezystancji obciążenia Podłączony odbiornik o zmiennej rezystancji wprowadza zakłócenia w obwodzie pierwotnym. Napięcia na cewce w zakresie częstotliwości od około 130 KHz do 150 KHz zmienia swoją wartość. W pocztowej fazie napięcie maleje do około 50V dla R = 32 Ω, a następnie zaczyna wzrastać.

234 234 Michał Filipiak, Damian Głuchy Rys. 12. Wpływ częstotliwości na napięcia w obwodzie wtórnym przy współczynniku k = 0,5 dla różnych rezystancji obciążenia Z kolejnej charakterystyki wynika, że im wyższa rezystancja obciążenia tym napięcie na odbiorniku jest wyższe przy niższej częstotliwości. 6. PODSUMOWANIE Wykonane symulacje w programie PSpise przedstawiające układy przesyłu energii elektrycznej za pomocą indukcji elektromagnetycznej dobrze odzwierciedlają rozkłady napięć i prądów w obwodach. Porównanie układu RL z układem rezonansowym RLC od strony zasalającej miało na celu wykazanie celowości dalszych badań w kierunku układów rezonansowych. Bardzo duże znaczenie w badanych układach ma współczynnik sprzężenia cewki pierwotnej i wtórnej. W wynikach symulacji zauważono wyraźna zmianę napięcia na odbiorniku, gdy zastosujemy różne układy zasilające. W układzie RL napięcie maleje wraz maleniem współczynnika sprzężenia magnetycznego do zera. Natomiast w układzie RLC sprzężenie dodatkowo wpływa na rezonans w układzie. Zmiana sprzężenia k powoduje zmianę indukcyjności wzajemnej i wyprowadza układ z rezonansu. W sytuacji, gdy mamy stałą częstotliwość zasilania układu zmiana indukcyjności wzajemnej powoduje obniżenie sprawności układu. Niezależnie od wartości sprzężenia napięcie na rezystancji R2 zawsze było wyższe od układu z punktu 4.1. W układzie RL maksymalne napięcie na odbiorniku było wyłącznie dla pełnego sprzężenia cewek. Natomiast w układzie RLC już przy sprzężeniu k = 0,5 napięcie było równe lub nieco wyższe od napięcia zasilającego. Należy zwrócić uwagę, że w symulacjach uwzględniono również przypadek dla współczynnika sprzężenia o wartość k = 1. Taka sytuacja w rzeczywistości nie istnieje. Uzyskanie sprzężenia k>0,6 w układzie transformatora powietrznego jest praktycznie niemożliwe ze względy na dużą indukcyjność rozproszenia.

235 Analiza wybranych układów w technice bezprzewodowego przesyłu energii 235 Zmiana rezystancji obciążenia wpływa na napięcia w obwodzie pierwotnym i wtórnym. Dodatkowo w obwodzie z rezonansem zauważono, że największa wartość napięcia dla danej rezystancji występuje przy różnych częstotliwościach. Ma to związek ze zmianą impedancją obwodu pierwotnego oraz dopasowaniem odbiornika na maksymalną moc. 7. WNIOSKI Układy rezonansowe są najbardziej efektywnymi układami (bezprzewodowego) przesyłania energii elektrycznej. Odpowiednio dobrane parametry układu RLC pozwolą działać ze znacznie większą sprawnością niż układy RL. Istnieje wiele niebezpieczeństw przy stosowaniu układów rezonansowych między innymi możliwe jest wystąpienie przepięć w obwodzie. Skutkiem takiego stanu jest uszkodzenie sprzętu elektronicznego Brak odpowiednio zaprojektowanego układu może wywołać uszkodzenie przy zmianie odległości miedzy cewkami. Zaletami układów RLC są wyższa amplituda napięcia i prądu na uzwojeniu wtórnym a zatem większy zasięg. Podstawą kolejnych badań nad układami bezprzewodowego zasilania stosujące układy rezonansowe będzie analiza analityczna układu. LITERATURA [1] Bolkowski S.: Teoria Obwodów Elektrycznych, WNT, Warszawa [2] Moradewicz A., Miśkiewicz R.: Systemy bezstykowego zasilania komputerów przenośnych Prace Instytutu Elektrotechniki, zeszyt 236, 2008 str 51. [3] Kuen-Cheng Wang, Che-Wei Hsu Tung- Jung Chan Tsung-Shih Chien Tsair-Rong Chen Study of Applying Contactless Power Transmission System to Battery Charge PEDS2009 str [4] Du Guiping, Li Xiongtao, Sheng Songtao Modeling and Simulation of Contactless Power Transmission System by Inductance Coupling ISIEA 2009 str [5] Weronika D. Władca piorunów Elektro Trendy 01/2012(2) s ANALYSIS CHOSEN OF WIRELESS TECHNOLOGY TRANSFER THE ELECTRICITY The article presents the basic systems which transmit electricity wirelessly using electromagnetic induction phenomena, the first shows how to power electronic devices and an example of using inductive pads. The paper presents the beginnings of creation, and originator of this technology. The simulations used the source voltage of variable frequency. In this way, resigned from complex systems converters. Presents the advantages of using resonant circuits from the power supply in such systems.

236

237 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Radosław SZCZERBOWSKI* ANALIZA ENERGETYCZNA I EKONOMICZNA MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA FOTOWOLTAIKI W SYSTEMACH ENERGETYCZNYCH Polityka energetyczna Polski musi w wyważony sposób zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii, zwiększyć wykorzystanie własnych zasobów a także promować zrównoważony rozwój różnych technologii wytwarzania energii elektrycznej. Założone cele polityki klimatycznej i energetycznej trudno będzie zrealizować bez udziału efektywnych technologii opartych na generacji rozproszonej. W tym kontekście coraz większego znaczenia nabiera rozwój i wykorzystanie systemów fotowoltaicznych. Fotowoltaika jest jedną z bardziej obiecujących technologii, a możliwości jej stosowania w systemach energetycznych różnych skali sprawiają, że w przyszłości może ona stać się efektywnym i bezpiecznym źródłem energii oraz ważnym elementem stabilnego i niezależnego mixu energetycznego. 1. WPROWADZENIE Polska zobowiązana jest do zwiększenia do 2020 r. udziału energii ze źródeł odnawialnych w bilansie energetycznym do 15%. Osiągnięcie tego celu wymaga zwiększenia liczby przedsięwzięć w tym sektorze energetyki. W tym kontekście rozwój inwestycji z zakresu fotowoltaiki wydaje się być celowym. Aby ten cel był możliwy do zrealizowania, konieczne są sprzyjające rozwiązania prawne. Ustawa o odnawialnych źródłach energii, której założenia zostały po raz pierwszy zaprezentowane przez Ministerstwo Gospodarki w 2011r., rozbudziła ogromne nadzieje wśród wytwórców energii opartej na odnawialnych źródłach. W jednej z wersji ustawy zaproponowano po raz pierwszy w Polsce wprowadzenie taryf typu Feed-In Tariff (FiT) na energię elektryczną. Ten system wsparcia został skierowany do inwestujących w mikro i małe instalacje OZE. Wprowadzenie takiego systemu wsparcia oznacza ustalenie na ustalony czas ceny urzędowej na energię elektryczną odbieraną od producenta energii z OZE. System wsparcia typu FiT jest rozpowszechniony na świecie, stosuje go ponad 50 krajów i jest to dominujący systemem wsparcia w krajach Unii Europejskiej. Dotychczas istniejący system świadectw pochodzenia nie wpłynął znacząco na rozwój rynku mikroinstalacji OZE [2, 5]. * Politechnika Poznańska.

238 238 Radosław Szczerbowski 2. PODSTAWOWE PARAMETRY OGNIW Zamiana energii słonecznej na energię elektryczną, w sposób bezpośredni, odbywa się za pomocą ogniwa fotowoltaicznego. Jest to urządzenie półprzewodnikowe zawierające w swej strukturze złącze p-n. W chwili obecnej dostępnych jest na rynku już kilka kolejnych generacji ogniw fotowoltaicznych. Ogniwa fotowoltaiczne I generacji oparte o krzemowe złącze typu p-n charakteryzują się sprawnością rzędu 17-22% ale także stosunkowo wysokimi kosztami produkcji. Są to najczęściej stosowane typy ogniw, wśród nich są ogniwa monokrystaliczne (sprawność ok %), ogniwa polikrystaliczne (sprawność 14-18%) oraz ogniwa amorficzne (sprawność 6-10%). Ogniwa fotowoltaiczne II generacji ze złączem typu p-n zbudowane w oparciu o takie materiały jak: gal, tellurek kadmu (CdTe), mieszanina miedzi, indu, selenu (CIGS) czy krzem amorficzny. Są znacznie tańsze w produkcji ale charakteryzują się niższą sprawnością w stosunku do ogniw I generacji. Najczęściej spotykane ogniwa II generacji to ogniwa CdTe wykonane z tellurku kadmu (sprawność ok %) ogniwa CIGS wykonane z mieszaniny półprzewodników np. miedz, ind, gal, selen (sprawność ok %). Ogniwa fotowoltaiczne III generacji pozbawione są złącza p-n. Do tej grupy zalicza się różne zaawansowane technologie, np. ogniwa organiczne z wykorzystaniem polimerów. Niezależnie od rodzaju i technologii wytwarzania, każdy moduł fotowoltaiczny można scharakteryzować kilkoma parametrami, które dostarczają informacji o ich jakości. Parametry te to między innymi: napięcie ogniwa rozwartego, prąd zwarcia, rezystancja szeregowa, punkt mocy maksymalnej, współczynnik wypełnienia, sprawność. Pod wpływem padania promieniowania słonecznego na ogniwo, na jego rozwartych zaciskach powstaje napięcie ogniwa rozwartego U OC (ang. open circuit voltage), inaczej nazywane napięciem jałowym (prąd jest równy zero). Dołączenie obciążenia (rezystancji szeregowej) R S do tych zacisków, spowoduje zamknięcie obwodu, przepływ prądu, zależny od R S. Najwyższa wartość prądu, przy R S = 0, nazywana jest prądem zwarcia I SC (ang. short circuit current). Powyższe parametry zaznaczono na charakterystyce prądowo-napięciowej (rys. 1). Kolejnym istotnym parametrem jest punkt mocy maksymalnej MPP (ang. maximum power point), można go zdefiniować jako prostokąt o maksymalnym polu powierzchni, oparty na osiach współrzędnych i wierzchołku należącym do charakterystyki, którego wierzchołek określa moc maksymalną, znamionową ogniwa P MPP. Napięcie U MPP i prąd I MPP dla punktu mocy maksymalnej stanowią parametry znamionowe ogniwa. Punkt MPP można również określić na podstawie charakterystyki obciążenia (rys. 1), inaczej zwanej mocową. Ważną wielkość stanowi współczynnik wypełnienia, FF (ang. fill factor), nazywany także współczynnikiem wykorzystania ogniwa. Osiąga on wartość równą 1, kiedy krzywa prądowo-napięciowa jest prostokątem o bokach U OC i I SC. Sytuacja taka

239 Analiza energetyczna i ekonomiczna możliwości wykorzystania fotowoltaiki 239 opisuje warunki idealne. Współczynnik wypełnienia można wyrazić za pomocą następującej zależności: pole powierzchni B PMPP UMPPIMPP FF (1) pole powierzchni A UOCISC UOCISC gdzie: P MPP moc maksymalna (znamionowa) ogniwa, U OC napięcie ogniwa rozwartego, I SC prąd zwarcia, U MPP i I MPP napięcie i prąd w punkcie maksymalnej mocy. Rys. 1. Charakterystyka prądowo-napięciowa i charakterystyka obciążenia (mocowa) Sprawność ogniwa (modułu) wyraża stosunek wytworzonej mocy elektrycznej, P MPP do mocy padającego promieniowania świetlnego, P in : PMPP UMPPIMPP (2) Pin E s gdzie: E - natężenie promieniowania [W/m 2 ], s - powierzchnia badanego modułu [m 2 ]. Istotnym parametrem, który wpływa na uzysk energii elektrycznej jest temperatura pracy ogniwa. Producenci podają dane znamionowe zazwyczaj dla temperatury 25 C oraz gęstości promieniowania 1000 W/m 2. Dla temperatury powyżej 25 C, każdy przyrost temperatury ogniwa powoduje spadek mocy maksymalnej, zaś dla temperatury poniżej 25 C, każdy spadek temperatury ogniwa powoduje wzrost mocy maksymalnej (rys. 2). Biorąc pod uwagę negatywny wpływ wzrostu temperatury ogniwa na sprawność, należy zapewnić odpowiednie chłodzenie, wentylację dla modułów. Zadanie to realizowane przez odpowiedni montaż modułów, zapewniający swobodny przepływ powietrza przy instalacji [1, 3, 4].

240 240 Radosław Szczerbowski Rys. 2. Wpływ temperatury ogniwa na jego sprawność 3. WYBRANE ELEMENTY PROJEKTOWANIA ELEKTROWNI FOTOWOLTAICZNYCH Ważnym aspektem podczas projektowania układów fotowoltaicznych jest ustawienie modułów w kierunku promieniowania słonecznego. W zależności od położenia geograficznego konieczny jest odpowiedni wybór optymalnego kąta nachylenia modułów względem powierzchni (kąt α) oraz ustawienie w kierunku południowym. Moduł fotowoltaiczny odbiera największą ilość energii, gdy promienie słoneczne padają prostopadle do jego płaszczyzny. Nieznaczne odchylenie modułu od kierunku południowego (kąt β) ma niewielki wpływ na efektywność pracy instalacji jednak wiąże się ze zmniejszeniem uzysków energetycznych. Optymalną odległość pomiędzy modułami można wyznaczyć na podstawie zależności (rys. 3): Rys. 3. Dobór odstępów między rzędami modułów fotowoltaicznych a d cos sin cos (3) gdzie: a - odległość między początkami następnych rzędów modułów, h - wysokość krawędzi modułu od ziemi, d długość modułu, α - kąt padania promieni słonecznych, β - kąt nachylenia modułu do powierzchni. Możliwe są dwa podstawowe sposoby łączenia modułów, szeregowo i równolegle. Połączenie szeregowe powoduje wzrost napięcia proporcjonalnie do

241 Analiza energetyczna i ekonomiczna możliwości wykorzystania fotowoltaiki 241 ilości modułów, np. dla trzech modułów trzykrotnie (rys. 4). Należy zwrócić uwagę, że łączone moduły, które tworzą łańcuch muszą posiadać te same parametry, przede wszystkim te sam typ oraz prądy. Degradacja prądowa jednego z elementów będzie miała wpływ na cały łańcuch. Połączenie równoległe powoduje wzrost prądu proporcjonalnie do ilości modułów. Rys. 4. Połączenie szeregowo-równoległe ogniw (modułów) fotowoltaicznych Łączenie równoległe kilku łańcuchów szeregowych możliwe jest wyłącznie dla identycznej liczby modułów w szeregu. Moduł fotowoltaiczny dostarcza prąd stały, stąd konieczne jest wykorzystanie falownika. Charakteryzuje go kilka parametrów: moc, zakres napięć pracy, napięcie startu, minimalne napięcie wejściowe, maksymalne napięcie wejściowe, maksymalne napięcie pracy (w punkcie MPP), ilość wejść mocy (trackerów MPP). Można wyróżnić trzy podstawowe rodzaje włączenia falowników (rys. 5): centralny, szeregowy (stringowy) oraz mikroinwerter wbudowany w moduł [1, 3, 4]. a b c Rys. 5. Rodzaje falowników: a) centralny, b) szeregowy, c) falownik-mikroinwerter wbudowany w moduł 4. MODELOWANIE UKŁADÓW ELEKTROWNI FOTOWOLTAICZNYCH Modelowanie symulacyjne jest coraz bardziej popularną metodą oceny poprawy wydajności procesów, a także pozwala na wstępne optymalizowanie parametrów układów energetycznych tak aby uzyskać maksymalną sprawność. Stale rosnąca na rynku liczba produktów oprogramowania komputerowego służącego do symulacji i różnego rodzaju analiz sprawia, że możliwości badań

242 242 Radosław Szczerbowski symulacyjnych są bardzo szerokie. Planowanie systemu fotowoltaicznego jest złożonym procesem, w którym wiele różnych czynników musi być brane pod uwagę, takich jak dobór typu modułu, kąta i nachylenia modułów, poziom napromieniowania, wybór najbardziej odpowiedniego falownika, itp. Poza komercyjnym oprogramowaniem, w ostatnich latach powstały również interesujące darmowe programy pozwalające na projektowanie systemu fotowoltaicznych. Wśród nich można wymienić takie jak: RETScreen, Lynx Planner, SMA Sunny Design. Program RETScreen jest narzędziem umożliwiającym podejmowanie decyzji w zakresie gospodarowania czystą energią. Jest to bezpłatne oprogramowanie udostępniane przez Rząd Kanady. RETScreen umożliwia dokonywanie oceny potencjalnych projektów energetycznych w zakresie energii odnawialnej, efektywności energetycznej czy też układów kogeneracyjnych. Z narzędziami analitycznymi w programie RETScreen zintegrowane są w pełni bazy danych dotyczących produktów, projektów, a także bazy danych hydrologicznych i klimatycznych [7]. Program SunnyDesign jest oprogramowaniem do planowania i projektowania elektrowni fotowoltaicznych. Sunny Design umożliwia zaprojektowanie instalacji, wspomagając proces doboru urządzeń dla instalacji PV [9]. Program Lynx Planner firmy Danfoss to kolejne narzędzie wspomagające proces projektowania instalacji PV. Oprogramowanie to posiada przyjazny dla użytkownika interfejs, który przy wprowadzeniu minimalnej ilości danych pozwala przeprowadzić analizę i zaprezentować optymalny system fotowoltaiczny [8]. Ciekawym rozwiązaniem dla wstępnych analiz układów fotowoltaicznych jest program PV PHIL. Jest to darmowe oprogramowanie, które jest dostępne bezpośrednio na stronie internetowej producenta, z którego można korzystać bez konieczności instalacji programu [6]. 5. ANALIZA ENERGETYCZNA I EKONOMICZNA ELEKTROWNI FOTOWOLTAICZNEJ W celu porównania możliwości oprogramowania przeanalizowano projekt elektrowni fotowoltaicznej o mocy ok. 10 kw, zamontowanej na dachu domu (Tabela 1). Łączny koszt inwestycji został określony na poziomie 83500zł. Zakłada się że koszt zakupu paneli PV, inwerterów, konstrukcji montażowej oraz okablowania wynosi ok. 80 % całkowitych nakładów inwestycyjnych. Przygotowanie inwestycji to ok. 3% kosztów, montaż stanowi prawie 12% kosztów, a roczny koszt eksploatacyjny to ok. 2%. Dzięki analizie w programie RETScreen można ocenić aspekt ekonomiczny proponowanej inwestycji. Na podstawie założonych parametrów kosztów oraz cen

243 Analiza energetyczna i ekonomiczna możliwości wykorzystania fotowoltaiki 243 energii z uwzględnieniem możliwości korzystania z taryf typu Feed In Terrif (1,3 zł/mw) czas zwrotu poniesionej inwestycji wynosi 7,1 lat (rys. 6). Tabela 1. Porównanie podstawowych parametrów uzyskanych w poszczególnych programach Program Parametr Sunny Design Lynx Planner PV Phill RETScreen Ilość modułów Moc [MWp] 9,66 10,1 9,2 9,66 Roczny uzysk energii [kwh] 9185, Współczynnik wydajności [%] 83 81,9 - - Uzysk energii [kwh/kwp] Inne możliwości programu Dobór przekroju przewodów. Wybór lokalizacji i parametry meteo. Wybór lokalizacji i parametry meteo. Wybór lokalizacji z Google maps. Analiza finansowa. Analiza finansowa. Rys. 6. Parametry finansowe otrzymane w programie Retscreen 5. WNIOSKI Mimo, że możliwości rozwoju rynku fotowoltaicznego w Polsce są ograniczone, to jednak celowym jest zwrócenie uwagi na możliwości wykorzystania energii słonecznej w aspekcie bezpośrednich korzyści. Są to korzyści ekologiczne, ekonomiczne i społeczne. Polska zobowiązana jest do ograniczania emisji CO 2 do atmosfery, więc zwiększanie udziału energii odnawialnych w strukturze energii pierwotnej, bezpośrednio przyczyni się do obniżenia emisji.

244 244 Radosław Szczerbowski Na podstawie przeprowadzonej analizy można zauważyć, że podstawowe parametry obliczeń uzyskiwane z kilku programów nie różnią się znacznie od siebie. A wykorzystanie ogólnodostępnych programów pozwala zaprojektować system fotowoltaiczny. Niestety gdyby nie korzystna stawka Feed-In Tariff za cenę energii okres zwrotu takiej inwestycji byłby dłuższy od założonego czasu życia modułów fotowoltaicznych. Mimo, że fotowoltaika jeszcze bardzo długo nie będzie stanowiła konkurencji dla energetyki opartej o surowce kopalne, to jej udział powinien sukcesywnie wzrastać, doprowadzając w przyszłości do zmiany struktury produkcji energii oraz czyniąc energetykę przyjazną dla człowieka i środowiska naturalnego. LITERATURA [1] Klugmann-Radziemska E., Fotowoltaika w teorii i praktyce, Wydawnictwo BTC, Legionowo [2] Krawiec F., Odnawialne źródła energii w świetle globalnego kryzysu energetycznego, Difin, Warszawa [3] Stapleton G., Neill S., Grid-Connected Solar Electric Systems, Earthscan, London [4] Haberlin H., Photovoltaics. System Design and Practice, Wiley, [5] Wiśniewski G. (red.), Analiza możliwości wprowadzania systemu feed in tariff dla mikro i małych instalacji OZE, Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa, [6] www. pv-phil.com [7] Program RETScreen Intarnational. [8] Program Lynx Planner. [9] Program SMA Sunny Design. ENERGY AND ECONOMIC ANALYSIS OF THE USE OF PHOTOVOLTAIC IN ENERGY SYSTEMS Polish energy policy must ensure the safety of energy supply and increase the use of their own resources. It s also important to promote the development of various electricity generation technologies. The objectives of climate and energy policy will be difficult to achieve without effective technologies based on distributed generation. In this context, it s essential to the development and use of photovoltaic systems. Photovoltaic is one of the most promising technologies. The possibility of using the PV energy systems of different scale make that in the future PV become an effective and safe source of energy. In the long term, can be an important part of a stable and independent of the energy mix.

245 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Jarosław M. SZYMAŃDA* Jacek REZMER* TELEMETRIA PARAMETRÓW BADAWCZEGO SYSTEMU FOTOWOLTAICZNEGO W POLITECHNICE WROCŁAWSKIEJ W artykule przedstawiono możliwości telemetrii wybranych parametrów Badawczego Systemu Fotowoltaicznego zaprojektowanego oraz uruchomionego dla celów naukowodydaktycznych Politechniki Wrocławskiej. Obiecujące perspektywy gwałtownego rozwoju solarnych systemów konwersji energii zachęcają do działań badawczych wiążących bezpieczną, stabilną i skuteczną integrację energii PV z systemem elektroenergetycznym. Możliwości badawcze obejmują obszary pomiaru i diagnostyki, przechowywania oraz analizy danych. W zakresie analizy danych, działania skoncentrowane są przede wszystkim na zagadnieniach jakości energii, sprawności i oceny technologii PV, a także szeroko rozumianych rozwiązań tzw. liczników inteligentnych. 1. WPROWADZENIE W dobie intensywnie rozwijających się technologii pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych (energia słoneczna, elektrownie wodne i wiatrowe, źródła geotermalne) istotnego znaczenia nabierają zagadnienia związane z oceną jakości wytwarzanej i dystrybuowanej energii. W artykule przedstawiono wybrane komponenty instalacji Badawczego Systemu Fotowoltaicznego zlokalizowanego w Międzyinstytutowym Laboratorium Energii Odnawialnej Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej. Do ważniejszych elementów każdej instalacji energetycznej zaliczamy prawidłowo zaprojektowane i działające systemy sterowania oraz monitorowania urządzeń. Właściwa synchronizacja tych systemów stanowi istotę elementów automatyki zabezpieczeń oraz optymalizacji warunków współpracy lokalnych instalacji z systemami zewnętrznymi. Instalacje laboratoryjno-badawcze, takie jak prezentowany system fotowoltaiczny, umożliwiają weryfikację wielu parametrów eksploatacyjnych i technologicznych, z odniesieniem do danych katalogowych producentów włącznie. W odróżnieniu od instalacji produkcyjnych, system badawczy nie narusza określonego w umowie warunków eksploatacji zapewnienia ciągłości pracy i umożliwia wykonywanie * Politechnika Wrocławska.

246 246 Jarosław M. Szymańda, Jacek Rezmer analiz w znacznie większym spektrum zaplanowanych eksperymentów, w tym związanych z oceną jakości wytwarzanej energii. Autorzy przedstawiają nowoczesne rynkowe oraz własne opracowania implementacji telemetrycznych wykorzystywanych w badaniach z zakresu oceny jakości energii odnawialnej Budowa systemu 2. BADAWCZY SYSTEM FOTOWOLTAICZNY Badawczy System Fotowoltaiczny zbudowany na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej umożliwia prowadzenie prac badawczych dotyczących wytwarzania energii elektrycznej z energii słonecznej. System o mocy zainstalowanej 15 kw, połączony jest bezpośrednio z siecią niskiego napięcia. Głównym celem są badania oddziaływania systemów energii odnawialnej na sieć elektroenergetyczną, ze szczególnym uwzględnieniem zagadnień jakości energii. Instalację badawczą wyposażono w moduły fotowoltaiczne różnych typów: monokrystaliczne, polikrystaliczne i cienkowarstwowe. Każdy z typów modułów jest włączony do sieci elektrycznej poprzez osobny inwerter. Instalacja posiada trzy niezależne systemy monitorowania: monitoring producenta, system akwizycji próbek sygnałów i danych środowiskowych, inteligentny pomiar licznikowy. Rys. 1. Schemat Badawczego Systemu Fotowoltaicznego

247 Telemetria parametrów badawczego systemu fotowoltaicznego Systemy monitorowania i oprogramowanie producenckie System monitorowania producenta inwerterów umożliwia rejestrację z 30 sekundowym czasem uśredniania: nasłonecznienia, temperatury paneli, temperatury otoczenia oraz prędkości wiatru, a także elektrycznej mocy wyjściowej, napięć i prądów po stronie stało i zmiennoprądowej. Rejestrowane dane są automatycznie przesyłane do bazy danych i na serwer ftp. Wizualizacja w postaci zestawień tabelarycznych oraz wykresów jest prezentowana na specjalistycznej stronie internetowej [3]. Monitorowanie uzupełniające oparte na oprogramowaniu LabVIEW wykorzystuje dodatkowo do akwizycji sygnałów kontroler czasu rzeczywistego oraz serwer OPC [1, 2]. Aplikacja utworzona w środowisku LabVIEW oraz kontroler włączony do sieci teleinformatycznej tworzą wydajny zdalny system pomiarowy czasu rzeczywistego. Program umożliwia ciągły zapis do bazy wszystkich danych udostępnianych przez serwer OPC. Są to warunki pogodowe oraz elektryczne parametry pracy inwerterów. Rys. 2. System prezentacji danych monitorowania parametrów systemu fotowoltaicznego (SUNNY PORTAL) Kontroler wyposażony jest w karty szybkich wejść analogowych. Cały zestaw pozwala na zdalną analizę przebiegów napięć i prądów oraz rejestrację przebiegów oscyloskopowych według zadanych progów wyzwoleń. Możliwe jest synchroniczne śledzenie przebiegów napięć i prądów w 16 kanałach z szybkością próbkowania 20kHz oraz rozdzielczością 24 bity. Pozwala to na szybkie określenie stanu pracy systemu, identyfikację awarii oraz wygodne definiowanie progów wyzwoleń pomiarów rejestrowanych w bazie danych. Wyzwalanie

248 248 Jarosław M. Szymańda, Jacek Rezmer pomiarów odbywa się na podstawie zdefiniowanych progów wyzwoleń dla prądów i napięć. Zapis próbek sygnałów następuje po przekroczeniu zdefiniowanego zakresu wartości analizowanych napięć i prądów zarówno po stronie DC jak i AC. Opcja pozwala także na wyzwalanie zapisu czasem poprzez określenie kalendarza rejestracji. Inteligentny pomiar licznikowy wykorzystuje elektroniczne liczniki dwukierunkowe w technologii transmisji danych PLC oraz radiowej. Liczniki rejestrują nie tylko ilość wytworzonej energii, ale także wartości napięć, prądów, częstotliwości, mocy czynnej i biernej oraz współczynnika mocy. Dane z systemu liczników są automatycznie transmitowane poprzez sieć teleinformatyczną i zapisywane w bazie danych. System licznikowy ze względu na wykorzystaną technikę zdalnego odczytu jest elementem badań związanych z zagadnieniami inteligentnych sieci elektrycznych. Rys. 3. Wizualizacja monitorowania parametrów systemu w czasie rzeczywistym (LabVIEW) 2.3. Telemetria dedykowana (użytkownika) Prawidłowa diagnostyka systemu, wnikliwa analiza zdarzeń oraz właściwy dobór narzędzi badawczych bardzo często wymaga bezpośredniego dostępu do zarejestrowanych i przechowywanych danych oraz w szczególności ich przetwarzania w programach użytkownika [4]. Niestety, nie zawsze jednak dystrybuowane przez producentów systemy monitorowania oraz akwizycji danych umożliwiają wprost na takie realizacje. W przedstawianym systemie podjęto

249 Telemetria parametrów badawczego systemu fotowoltaicznego 249 próbę opracowania pakietu informatycznego, mającego stanowić interfejs pomiędzy elementami oprogramowania oraz bazami danych producenta a dedykowanymi lokalnymi rozwiązaniami. W założeniach projektowych przyjęto możliwość dostępu do danych w dwóch kategoriach: przetwarzania bezpośredniego oraz prezentacji. W obu kategoriach dopuszczono programowanie interfejsów zarówno w językach kompilowalnych (C, C++, VB, Java, Delphi) jak i skryptowych (PHP, Javascript, HTML, VBA). Z uwagi na ograniczenia redakcyjne, prezentujemy jeden z interfejsów realizujący dostęp do danych rejestrowanych przez urządzenie SUNNY WEBBOX firmy SMA Solar Technology AG [2] bezpośrednio z pakietu Microsoft Excel W tym przypadku interfejs komunikacyjny został opracowany w języku programowania Visual Basic for Application (VBA), rysunek 5. Również w tym języku zostały opracowane i zintegrowane z pakietem wszystkie procedury przetwarzające dane według zadanych algorytmów diagnostycznych, miedzy innymi możliwości oceny wydajności paneli fotowoltaicznych podług dobowego nasłonecznienia (irradiancji słonecznej) z uwzględnieniem wartości irradiancji teoretycznej dla strefy geograficznej lokalizacji Badawczego Systemu Fotowoltaicznego PWr we Wrocławiu [51.10º N, º E], rysunek 6. Rys. 4. Inteligentny pomiar licznikowy

250 250 Jarosław M. Szymańda, Jacek Rezmer Rys. 5. Aplikacja z interfejsem VBA MS EXCEL SUNNY WEBBOX Rys. 6. Przykładowa prezentacja dobowej irradiancji słonecznej dla każdego z zainstalowanych modułów fotowoltaicznych 2.4. Możliwości badawcze Badawczy System Fotowoltaiczny pozwala na rozszerzenie zakresu prac badawczych dla energetyki i ekologii. Oferta badawcza dotyczy zakłóceń jakości energii elektrycznej i współpracy odnawialnych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym. Niebagatelne staje się także zdobywanie doświadczenia i wiedzy pozwalającej modelować oraz prowadzić symulacje nieliniowych i zmiennych w czasie źródeł energii. Budowa systemu transmisji i przetwarzania

251 Telemetria parametrów badawczego systemu fotowoltaicznego 251 danych, sieci integrującej rozproszone systemy generacji są krokiem do opracowań inteligentnych pomiarów i elektroenergetycznych sieci wirtualnych. Do najważniejszych możliwości badawczych stanowiska należą: Analiza wzajemnego oddziaływania systemów (fotowoltaicznego i systemu elektroenergetycznego), ze szczególnym uwzględnieniem zagadnień jakości energii. Badanie jakości energii w systemach z energetyką rozproszoną. Projektowanie systemów transmisji, przetwarzania i wizualizacji danych na potrzeby inteligentnych pomiarów w systemach OZE. Badania porównawcze dla paneli różnych typów. Ocena długofalowa doświadczeń eksploatacyjnych w obecności dużych narażeń środowiskowych (zapylenie, zakłócenia, itp.) Przykład badań Przykładem prowadzonych badań jest rejestracja wpływu systemu fotowoltaicznego na system elektroenergetyczny podczas awarii jednego z inwerterów. Na rysunku 5 przedstawiono przebiegi napięć i prądów wszystkich faz podczas pracy awaryjnej. Wyniki badań pokazują znaczne pogorszenie parametrów jakościowych energii elektrycznej. Należy zauważyć, że żadne standardowe zabezpieczenie zarówno inwerterów jak i sieci nie wyeliminowało zakłócenia. Przykład pokazuje, jak ważne jest badanie tego typu systemów zarówno pod względem eksploatacyjnym jak i monitorowania pracy. Masowa produkcja źródeł i instalacja w systemie rozproszonym powinna zapewniać prawidłową i bezpieczną pracę całego systemu. Rys. 5. Rejestracja napięć i prądów, system fotowoltaiczny z uszkodzonym inwerterem

252 252 Jarosław M. Szymańda, Jacek Rezmer 3. PODSUMOWANIE W zwięzłej formie przedstawiono wybrane aktualnie wykorzystywane technologie teletransmisji parametrów Badawczego Systemu Fotowoltaicznego zlokalizowanego w Międzyinstytutowym Laboratorium Energii Odnawialnej Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej: interfejsu internetowego (przeglądarki internetowej), standardowej aplikacji komercyjnej LabVIEW, interfejsów dedykowanych użytkownika (MS EXCEL). Zdalna komunikacja i teletransmisja danych są jednym z ważniejszych elementów diagnostyki, w szczególności w kontekście konieczności nadzorowania pracy wielu rozproszonych średnich i małych systemów energii odnawialnej. Na podstawie wykonanych obserwacji i analiz, każde z przedstawionych rozwiązań należy ocenić pozytywnie, aczkolwiek wymagane są dalsze badania weryfikacyjne. Badania pierwszego etapu z zakresu niezawodności systemów telemetrycznych będą także prowadzone w kolejnych fazach projektu. Projekt został sfinansowany ze środków Narodowego Centrum Nauki przyznanych na podstawie decyzji numer DEC-2011/01/B/ST8/02515 LITERATURA [1] Dokumentacja powykonawcza -Badawczy System Fotowoltaiczny Skorut Sp.z.o.o., [2] Dokumentacja techniczna SMA Solar Technology AG, [3] Strona internetowa Badawczego Systemu Fotowoltaicznego: [4] Szymańda J.M.: The automatic data acquisition in distributed systems teletransmission: Logistyka 6/2010, CD Rom, Poland, 2010, 6, ADE, str.: : ISSN: TELEMETRY OF PHOTOVOLTAIC SYSTEM AT THE WROCŁAW UNIVERSITY OF TECHNOLOGY This paper presents a photovoltaic system which has been built at the Wroclaw University of Technology for scientific research purposes. A promising perspective of explosive growth of solar energy conversion systems encourages research activities on secure, stable and effective integration of PV generation with the electric power system. The research possibilities cover the areas of measurement, storage and analysis of data. The analysis is focused on power quality issues, PV technologies benchmarking and smart metering.

253 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Damian GŁUCHY* Dariusz KURZ* Grzegorz TRZMIEL* WPŁYW WIATRU I ŚNIEGU NA INSTALACJE FOTOWOLTAICZNE W POLSCE W pracy przedstawiono sposób i zasady wyznaczania obciążenia wiatrem i śniegiem instalacji fotowoltaicznych tradycyjnych (naziemnych i nadachowych) oraz zintegrowanych z budynkiem. Zwrócono również uwagę na problem zalegającego śniegu i jego usuwania. Przytoczono odpowiednie normy, zgodnie z którymi Polska została podzielona na kilka stref w zależności od dopuszczalnego obciążenia wiatrem i śniegiem. 1. WPROWADZENIE Produkcja energii elektrycznej z energii słonecznej zmienia się okresowo, w zależności od pory roku czy pory dnia, pogody i wielu innych czynników. W Polsce roczna suma energii słonecznej wynosi kwh/m 2 powierzchni poziomej. Na wartość promieniowania ma wpływ głównie położenie geograficzne, gdyż zmniejsza się ono wraz z oddalaniem się od równika, gdzie wynosi ok kwh/m 2. Zainstalowanie ogniw fotowoltaicznych na wyższej wysokości nad poziomem morza pozwala na zwiększenie żywotności urządzeń oraz obniżenie kosztów ich zakupu, ponieważ na niższych wysokościach ogniwa nie wykorzystują optymalnie promieni słonecznych z uwagi na mniejsze nasłonecznienie, częstsze występowanie mgieł oraz mniejszą siłę promieni słonecznych w różnych porach roku. W miesiącach letnich wysoki jest poziom promieniowania oraz czas nasłonecznienia, które mają bezpośrednie przełożenie na ilość generowanej energii. Aż 75 % użytecznego promieniowania ze Słońca przypada na miesiące od kwietnia do września, natomiast w miesiącach zimowych, od listopada do lutego, już tylko 25 %. Nie oznacza to jednak, że czas zimowy jest mało istotny podczas projektowania instalacji fotowoltaicznych [5]. 2. OBCIĄŻENIE WIATREM Obciążenie wiatrem jest istotnym problemem i należy je wziąć pod uwagę podczas projektowania instalacji solarnych wolnostojących lub na dachach * Politechnika Poznańska.

254 254 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel budynków. Siła wiatru, która wzrasta wraz z kwadratem jego prędkości, jest zależna od rodzaju, wielkości i układu pobliskich obiektów oraz od kierunku jego przepływu. W zależności od formy i kąta nachylenia instalacji, a tym samym i dachu, nawietrzna strona instalacji narażona jest na parcie wiatru, podczas gdy zawietrzna strona jest narażona w równym stopniu na ssanie wiatru [1]. Korzystając z prawa Bernoulliego, można określić ciśnienie dynamiczne q c (ciśnienie prędkości wiatru) dla określonej prędkości wiatru według wzoru [1]: q c d L v (1) gdzie: q c ciśnienie dynamiczne [N/m 2 ], d L gęstość powietrza [kg/m 3 ] (w warunkach normalnych, czyli w temperaturze 0 C i ciśnieniu 1013,25 hpa, suche powietrze ma gęstość d L = 1,293 kg/m 3 ), v prędkość wiatru [m/s]. W Polsce średnia roczna prędkość wiatrów waha się w przedziale 2,8 3,5 m/s [4]. Niższe wartości występują w porze letniej, natomiast wyższe w porze zimowej. Według normy PN-77/B-02011, w zależności od prędkości wiatru, obszar Polski został podzielony na 5 stref obciążenia wiatrem, które przedstawiono na rysunku 1 [2, 5]. Rys. 1. Podział Polski na strefy obciążenia wiatrem [5] Strefa 1 obejmuje przeważającą część kraju. Do strefy 2 należy pas lądu od wzniesień Pojezierza Pomorskiego do brzegu morza oraz wąski pas lądu wokół Zatoki Gdańskiej. Zalicza się do niej także pasmo Łysogór, leżące w obszarze strefy 1. W strefie tej wydzielono także dwie podstrefy na zachód od Władysławowa. Przybrzeżny pas lądu o szerokości około 2 km to strefa 2a,

255 Wpływ wiatru i śniegu na instalacje fotowoltaiczne w Polsce 255 natomiast przybrzeżny pas morza i pasmo wydm o szerokości 200 m to strefa 2b. Do strefy 3 przydzielony został obszar od Podgórza Sudeckiego i Podgórza Karpackiego do szczytów włącznie. Na granicach dwóch stref, czyli w pasie o szerokości 5 km, należy przyjmować wartości z jednej bądź drugiej strefy, w zależności od konfiguracji terenu i ekspozycji budowli. W tabeli 1 zostały przedstawione wartości charakterystyczne ciśnienia dla poszczególnych stref w Polsce według normy PN-77/B-02011, w zależności od prędkości wiatru [2, 5]. Tabela 1. Wartości charakterystycznych prędkości v oraz ciśnienia wiatru q c dla poszczególnych stref obciążenia wiatrem [2, 5] Strefa a 2 b 3 v [m/s] (v [km/h]) 20 (72) 24 (86,4) 27 (97,2) 30 (108) q c [N/m 2 ] (86,4 169,2) ,5 H 350 Prędkość wiatru w strefie 3 zawiera się w zakresie od 24 m/s na granicy strefy pierwszej i trzeciej do 47 m/s w szczytowych partiach gór. Współczynnik H dla strefy 3 oznacza wysokość n.p.m. wyrażoną w metrach. Dla określonego ciśnienia dynamicznego q c, powierzchni instalacji fotowoltaicznej A G i kierunku współczynnika przepływu c w można określić siłę wiatru F w zgodnie ze wzorem [1]: Fw qc cw AG (2) gdzie: F w siła wiatru [N], q c ciśnienie dynamiczne [N/m 2 ], A G powierzchnia instalacji fotowoltaicznej [m 2 ], c w kierunek współczynnika przepływu [-]. W zależności od kierunku przepływu i formy okolicznych struktur, współczynnik c w przyjmuje wartości w zakresie od 0,4 do 1,6. Najniższe wartości stosuje się w przypadku ssania wiatru przy instalacji słonecznej zintegrowanej z dachem lub dla strony zawietrznej w części środkowej dachu dwuspadowego albo całkowicie w cieniu aerodynamicznym innych budynków lub elementów instalacji. Natomiast najwyższe wartości przyjmuje się dla systemów naziemnych oraz w przypadku sił wiatru działających prostopadle do powierzchni ogniw fotowoltaicznych. Szczególnie niebezpieczne są siły wiatru podnoszące panele (działające od spodu instalacji) a przeciwdziałanie im zwykle pociąga wyższe wydatki niż w przypadku sił nacisku.

256 256 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel Przedstawione równania umożliwiają oszacowanie przybliżonych wartości sił wiatru, na które będzie narażona pracująca instalacja fotowoltaiczna. Stąd też dobór umiejscowienia i sposób mocowania generatora słonecznego jest szczególnie istotny z punktu widzenia jego prawidłowej i bezpiecznej pracy. 3. OBCIĄŻENIE ŚNIEGIEM Drugim istotnym czynnikiem, który należy wziąć pod uwagę podczas projektowania instalacji fotowoltaicznej, jest ciężar nie tylko samych ogniw PV (mających masę ok kg/m 2 a tym samym siłę nacisku rzędu N/m 2 ) i elementów konstrukcyjnych, ale również występujące okresowo opady śniegu, na które będzie narażona instalacja [1]. Dla systemów wolnostojących system wsporczy będzie musiał wytrzymać mechanicznie nacisk całego ciężaru jego elementów składowych i śniegu. Dla instalacji zintegrowanych z budynkiem ciężar ten przejmuje konstrukcja dachowa, która musi być odpowiednio dobrana już na etapie projektowania samej budowli. Ponieważ wielkość opadów śniegu jest różna dla różnych obszarów świata (w niektórych nie występuje nigdy, w innych jest możliwy przez cały rok), poszczególne kraje opracowują normy, określające dopuszczalne wartości obciążenia śniegiem dla budowli. Podstawową wielkością odniesienia, stosowaną do wyznaczenia obciążenia śniegiem dachów, był rozwój pomiarów i obserwacji meteorologicznych dotyczących obciążenia śniegiem gruntów. Na podstawie wieloletnich pomiarów, prowadzonych według jednakowych metod i technik pomiarowych, obszar Polski został podzielony na 5 stref obciążenia śniegiem, które zostały przedstawione na rysunku 2, zgodnie z normą PN-EN :2005. Każda strefa charakteryzuje się innym obciążeniem śniegu, co zależy od ilości i częstotliwości występowania tam opadów śniegowych. Liczba dni śnieżnych w Polsce waha się pomiędzy 20 a 80, w zależności od strefy. Wartości charakterystycznego obciążenia śniegiem gruntu w Polsce zostały zestawione w tabeli 2 [3, 5]. Na pograniczu dwóch stref, około 5 km, można przyjmować wartości z jednej lub drugiej strefy. Wartość H to wysokość nad poziomem morza wyrażona w metrach. Przedstawione wzory mają zastosowanie dla budowli znajdujących się na wysokości do 1000 m n.p.m. (gdzie q s przyjmuje wartość 3,552 kn/m 2 ), natomiast dla terenów położonych wyżej obciążenia q s ustalane są indywidualnie, gdyż wartość obciążenia śniegiem wzrasta drastycznie wraz ze wzrostem wysokości nad poziomem morza. Przykładowo teren Polski rozciąga się od bardzo małych wysokości nad morzem do prawie 1000 m n.p.m. pod pasmem górskim, aż do 2499 m, jakim jest najwyższy szczyt Polski Rysy.

257 Wpływ wiatru i śniegu na instalacje fotowoltaiczne w Polsce 257 Rys. 2. Podział Polski na strefy obciążenia śniegiem gruntu [5] Tabela 2. Wartości charakterystycznych obciążenia śniegiem gruntu q s w Polsce dla poszczególnych stref [3, 5] Strefa q s [N/m 2 ] 7H 1,4 q s H 0,6 q s ,6 930exp(0,00134H) q s 2000 Przedstawione obciążenia dotyczyły pionowego nacisku na powierzchnię poziomą, czyli siła nacisku była skierowana prostopadle do powierzchni. Panele fotowoltaiczne zazwyczaj jednak są montowane pod pewnym kątem do powierzchni ziemi. W takim przypadku ciśnienie obciążeniem śniegu ma niższą wartość w stosunku do działającego na powierzchnię poziomą. Stąd też wartość ciśnienia obciążenia śniegu, działającego na pochyłą powierzchnię generatora PV, można obliczyć z zależności [1]: q sk q s cos (3) gdzie: q sk ciśnienie obciążenia śniegiem działające na powierzchnię pochyłą [N/m 2 ], q s ciśnienie obciążenia śniegiem działające na powierzchnię poziomą [N/m 2 ], kąt nachylenia powierzchni do poziomu [ ]. W przypadku instalacji solarnej o kącie nachylenia do płaszczyzny poziomej śnieg szybko topnieje i ześlizguje się z niej. Przy dużych opadach śniegu, dla instalacji naziemnych zainstalowanych na stosunkowo niskich konstrukcjach wsporczych, może zdarzyć się sytuacja, że śnieg nie będzie miał

258 258 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel już miejsca, gdzie może się zsunąć, wypełni całą wolną przestrzeń pomiędzy ziemią a stelażem. Zsuwający się śnieg i zalegający na dolnych częściach paneli powoduje nierównomierne naciski na powierzchnię ogniw i konstrukcję wsporczą, jak to zostało przedstawione na rysunku 3. Rys. 3. Obciążenie śniegiem panelu fotowoltaicznego nachylonego pod kątem do płaszczyzny poziomej [1] Masa śniegu reprezentowana przez siłę F = mg [N] wywierana na moduł składa się z dwóch sił: siły normalnej F N skierowanej pod kątem prostym do powierzchni modułu oraz siły zstępującej F A równoległej do jego powierzchni. Na rysunku 3 można zaobserwować różnice sił normalnych w zależności od ilości zalegającego na panelu śniegu. Siłą przeciwstawną do wymienionych sił jest siła tarcia ślizgowego T F N [N]. Różnica wartości współczynnika tarcia [-] dla śniegu i szkła (zwłaszcza mokrego) jest stosunkowo tak mała, że śnieg może zsunąć się z panelu podczas odwilży, jeśli kąt nachylenia panelu nie jest zbyt ostry. Dla tarcia ślizgowego, z którym mamy tutaj do czynienia, często zastępuje się współczynnik tarcia kątem tarcia ślizgowego, równym tangensowi kąta nachylenia panelu, z którego zsuwa się śnieg, zgodnie ze wzorem [1]: tg (4) gdzie: współczynnik tarcia ślizgowego [ ], kąt nachylenia powierzchni do poziomu [ ]. Jeśli wartość współczynnika tarcia jest mniejsza od tangensa kąta nachylenia instalacji, może zachodzić samoistne zsunięcie się z niej śniegu. Dla paneli zainstalowanych na dachach budynków, zwłaszcza dla laminatów, współczynnik tarcia powinien być niższy (dla śniegu na dachach o tych samych kątach nachylenia) niż dla dachów spadzistych pokrytych dachówką. Zsuwający się śnieg z dużych wysokości może być zagrożeniem dla życia lub zdrowia ludzi albo spowodować uszkodzenie mienia. Optymalne nachylenie paneli, ze względu na uzysk energii, wynoszące w Polsce około 40, obniży o kilka procent wartość siły nacisku śniegu na powierzchnię panelu. Dla kątów ponad 60 można

259 Wpływ wiatru i śniegu na instalacje fotowoltaiczne w Polsce 259 bezpiecznie założyć, że śnieg zsunie się samoistnie, a obciążenie śniegiem może zostać pominięte podczas doboru elementów składowych instalacji solarnych. Jednak przy instalacjach naziemnych należy zapewnić odpowiednią ilość miejsca pod konstrukcją dla zsuwającego się śniegu [1]. 5. WNIOSKI Działanie wiatru w przypadku instalacji wolnostojących lub montowanych na dachach budynków ma istotne znaczenie na odpowiedni dobór stelaży pod kątem ich wytrzymałości mechanicznej. Dla instalacji zintegrowanych z budynkiem problem ten staje się mniej istotny, jednak nie należy go zupełnie pomijać w fazie projektowej. Dla większości obszarów Polski obciążenie wiatrem wynosi q c = 250 N/m 2, czyli na każdy metr kwadratowy powierzchni instalacji działa siła F w = 250 N, a tym samym ciężar o masie równej 25,5 kg. Jednak dla rejonów górskich, znajdujących się w trzeciej strefie obciążenia wiatrem, dla wysokości H = 2000 m n.p.m. ciśnienie dynamiczne, wyznaczone za pomocą równania (1), wynosi już 1250 N/m 2, co oznacza nacisk na powierzchnię metra kwadratowego instalacji ciężaru o masie równej 127,6 kg. Pokrywający panele śnieg może także posiadać bardzo dużą masę. I tak 1 metr sześcienny puchu śniegowego waży niecałe 200 kg, mokrego śniegu już ok. 800 kg, natomiast topniejący śnieg może ważyć nawet 900 kg. Łatwo więc policzyć, że na 1 metrze kwadratowym powierzchni nawet cienka 10-cio centymetrowa warstwa śniegu może ważyć aż 100 kilogramów [6]. Tradycyjne panele fotowoltaiczne posiadają metalowe ramki, które mogą stanowić pewnego rodzaju mały próg dla zsuwającego się śniegu. W przypadku dachówek solarnych, pokrywających całą powierzchnię dachu to zagrożenie jest większe, gdyż nie posiadają zewnętrznych ramek. Należy więc odpowiednio zabezpieczyć dolny brzeg instalacji bądź dachu przed schodzącymi lawinami śnieżnymi poprzez montaż odpowiednich barier. Moduły fotowoltaiczne przeznaczone do krajów, w których występują opady śniegu powinny być właściwie zaprojektowane i dostosowane do występujących obciążeń śnieżnych poprzez odpowiednio dobraną szybę oraz ramkę, które mogłyby ulec uszkodzeniu. Zaśnieżenie instalacji wpływa również na zmniejszenie uzysku energii elektrycznej ze względu na ograniczone przenikanie promieni słonecznych do ogniw PV. Jednak gdy część panelu jest nieośnieżona i pracuje, a część jest zasłonięta, to powoduje to wzrost temperatury ogniwa, co przyspiesza proces topnienia i zsuwania się śniegu. Odpowiednio zaprojektowana instalacja fotowoltaiczna powinna więc uwzględniać możliwe dopuszczalne wartości obciążenia wiatrem i śniegiem, uzależnione od jej lokalizacji geograficznej, aby mogła bezpiecznie i nieprzerwanie pracować przez cały jej czas eksploatacji.

260 260 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel LITERATURA [1] Haberlin H., Photovoltaics. System Designed and Practice, John Wiley & Sons Ltd., [2] Norma PN-77/B pt. Obciążenia w obliczeniach statycznych obciążenia wiatrem. [3] Norma PN-EN :2005 pt. Oddziaływanie na konstrukcje. Oddziaływanie ogólne obciążenie śniegiem. [4] Sadło R., Elektrownie wiatrowe w Polsce, [5] dn r. [6] r. THE IMPACT OF WIND AND SNOW ON PHOTOVOLTAIC INSTALLATIONS IN POLAND The paper presents a method and rules for determining wind and loads of traditional photovoltaic installations (ground and above roofing) and integrated with the building. It also drew attention to the problem of lying snow and its removal. Quoted the relevant standards, according to which Poland was divided into several zones, depending on the allowable wind loads and snow.

261 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Grażyna FRYDRYCHOWICZ-JASTRZĘBSKA* Artur BUGAŁA* POWER AND DECORATIVE SOLAR FAÇADES The work presents an analysis of the possibility of obtaining electric energy from a PV façade, both in the case of standard fitting tilted at the angle of 90 and directed towards the south, and for a wall fitted at the angle of 75 also directed towards the south. In order to determine the energy gains expected in the second case, a computer simulation confirming the assumptions was executed. 1. INTRODUCTION Photovoltaic modules have been used in construction as long as since the seventies of the past century. Initially, they constituted a separate element placed on the roof; later, they became popular as a roofing addition; now, they are more and more often integrated with the building - BIPV (Building Integrated Photovoltaics) [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10]. The most efficient type of photovoltaics to be used in this type of solutions is thin-film photovoltaic cells. The cells used in construction are manufactured in the form of flexible materials (TFPV roof membranes), as well as in the form of rigid materials (BIPV roof tiles and façades). It is also possible to use BIPV modules as window modules (transparent) [2, 3]. Their fitting and maintenance is not difficult. It is also possible for such an installation to cooperate with the power supply network. At the current stage of development of this technology, an additional visual effect can be achieved apart from the functional values. Façade modules can, thus, play two roles: of an esthetic element and of a power generator. Companies which manufacture façade modules provide a full range of color options. Both in the case of wall PV modules as well as in the case of roof modules, it is possible to change their positioning which makes it possible to adjust them to the angle of sunlight. Sometimes they cooperate with heliostats. 2. FAÇADE MODULES VISUAL ASPECT Apart from their functional characteristics and provision of energy, PV modules must also play an architectural and decorative role. This is achieved through providing * Poznań University of Technology.

262 262 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała them in the appropriate color range dependent on the type of the cells used, the protective housing, its texture, the frame, foil lamination, the angle of sunlight. In practice, cells made of crystalline silicon are used most often. As a result, the colors of façade modules are not very varied. Monocrystalline materials (m-si) are navy-blue or black and polycrystalline cells (p-si) are manufactured in different shades of blue. Modules installed on the south-west façade and on the south façade come from different manufacturers, but they are manufactured solely as silicon modules monoand polycrystalline and amorphous [8]. They are not situated directly on the façade but on supporting structures, parallel to the wall. Figure 1 presents a photovoltaic façade installation placed on the Environmental Engineering Faculty building of Warsaw University of Technology. Fig. 1. PV façade installation on the Environmental Engineering Faculty building of Warsaw University of Technology (photo: Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska) The color scheme of the installation described is standard, framed modules of the glass-foil type with dark blue (gradually changing into black) crystalline cells on a white background; it does not utilize the current technology options. In the last several years, the technology has been developed, making it possible to improve the esthetic values of the cells mounted on building façades. The Fraunhofer, Schüco, SUNWAYS companies are leaders with respect to new solutions offered in a broad range of colors. Colored cells manufactured by those companies are characterized by relatively high efficiency. In Poland, photovoltaic modules integrated with the building are produced by Solar Future Energy. Figure 2 presents examples of cells offered in different colors from the marble group (a) and (b).

263 Power and decorative solar façades a) b) 263 c) Fig. 2. Colored façade photovoltaic cells: marble (a and b) classic (c) (photo: Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska) The LOFTM SOLAR company from Taiwan manufactures C-Cell cells in a broad range of colors, 5 options for monocrystalline silicon cells, 10 options for polycrystalline cells, and mixed color solutions. The efficiency of those cells exceeds 15 %. The offer of Solar Development includes façade modules in different colors (12 options). An interesting solution is offered by the Fraunhofer company. The efficiency of the cells manufactured by the company reaches up to 16 % [1]. Figure 3 presents a photovoltaic module manufactured by the Fraunhofer company. Cells with varying colors and efficiency levels are widely used in architecture [5]. Fig. 3. Fraunhofer ISE 60 cm x 100 cm module (photo: by courtesy of Katarzyna Anna Białecka Fraunhofer)

264 264 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała In practice, it is possible to use modules with the total area of 2000 mm x 4000 mm, both as window elements as well as façade elements (different transparency levels) [5]. 3. FAÇADE MODULES FUNCTIONAL ASPECT The most frequently mentioned functional features of BIPV are: direct energy consumption without the need to transmit it (loss reduction), optional cooperation with the power network, no need to buy the land for the installation, reduction of construction material consumption, no need to install a monitoring system and fencing, the possibility for the installation to cooperate with a green building lighting system. Figure 4 presents the possibilities of placing photovoltaic modules on the roof and on the façade of a building, considering only the functional aspect of their operation. As it is clear, the most effective positioning of the collectors as far as the power efficiency criterion is concerned, is placing them on a tilted roof and on the façade facing south. Measurable benefits can also be made from covering a flat roof with the modules [2, 3]. Fig. 4. The possibilities of positioning BIPV photovoltaic modules Authors own work on the basis of [4] In the case of the façade installation presented on Figure 1, the modules are not placed directly on the façade but on supporting constructions parallel to the wall. In other solutions, photovoltaic wall modules can also change their inclination angle so as to adjust their positioning to the angle of the sun. A particularly innovative solution was introduced in 2012 by the Schüco ProSolTF company. The façades are covered with special thin-film cells (8 mm), based on the solution of the tandem type, in this particular case amorphous and microcrystalline silicon. The efficiency of the new BIPV modules is higher in

265 Power and decorative solar façades 265 comparison to the existing modules by 30 %. Special black coating provides a visual effect, and, what is most important, their dual-purpose character makes it possible to produce electric energy and provide thermal insulation at the same time. The most extensive discussion of the problem is presented in [6]. Such dual-purpose modules are to be used on the façade of the Oławska Gallery. They will also use the energy of diffuse radiation. The Gallery is also planned to be self-sufficient in energy (although connected with the power network). Large glazing requires the use of cells with a high level of transparency. Unfortunately, the higher the transparency, the lower the efficiency. There are more and more solutions that make it possible to cover window panes with solar cells. Window cells based on a foil made of nanoparticles of titanium dioxide and pigment were constructed in Great Britain and in the USA. A disadvantage of the new solution is lower transparency and, thus, they are usually fitted on staircase windows or skylights. Transparent foil pasted on the window panes and equipped with photovoltaic modules was developed in EnSol AS in Norway. The structure of the material is also based on nanoparticles. It is estimated that the efficiency of a photovoltaic cell constructed in this way can reach 20%. Commercial version of the technology created by EnSol should be available on the market in 2016 [10]. Figure 5 presents a summary of polycrystalline silicon cells manufactured by SUNWAYS with respect to their color and maximum efficiency values achieved [6]. Fig. 5. The efficiency of colored silicon cells manufactured by SUNWAYS As it is clear, colored cells are characterized by considerably high efficiency values for a widely used solution.

266 266 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała 4. ENERGY GAIN SIMULATION FOR AN INCLINED BIPV FAÇADE In certain solutions, photovoltaic wall modules fitted on supporting structures parallel to the wall (vertically to the surface) can be slightly inclined, for example at the angle of 75-85, which provides their adjustment, at least partially, to the angle of the sun. Considering higher efficiency values of solar collectors tilted in relation to the skyline in comparison to collectors positioned vertically, the option of increasing the energy gain through constructing a façade tilted at the angle of 75 in relation to the skyline was investigated. An example of such a building is presented on Figure 6. A computer simulation for the PV façade installation placed on the wall of the building tilted at the angles of 75 and 90 was executed. In both cases, the modules faced south. The nominal power of the installation was 2,8 kwp; the installation was constructed of polycrystalline cells. Fig. 6. An example of a building with a PV façade installation mounted at the tilt angle of 75 and facing south Figure 7 presents the energy gain for the PV façade installation mounted at the angle of 75. In the case analyzed, the gain achieved in the period of one year for the tilted installation located in Poznań exceeds the values obtained for a vertical wall by 20 %. Thus, a slight tilt of the wall which can be easily implemented both with respect to the construction as well as the visual design of the building can bring considerable benefits. Figure 7 presents the energy gain that can be achieved in the period of one year for a building façade installation with the tilt angle of 75 in comparison to a standard vertical façade. Table 1 presents a summary of daily and monthly energy gain values.

267 Power and decorative solar façades 267 Fig. 7. The energy gain that can be achieved in the period of one year for a building façade installation with the tilt angle of 75 in comparison to a standard vertical installation Table 1. Monthly energy gain and average daily energy gain obtained by using a PV façade installation tilted at the angle of 75 in comparison to a standard vertical installation Gain Monthly energy gain [kwh] Monthly energy gain [%] Average daily gain [kwh] Month January 5 6,3 0,2 February 11 8,7 0,4 March 25 14,1 0,8 April 42 22,3 1,4 May 61 31,4 2,0 June ,8 July 60 33,5 1,9 August 49 25,5 1,6 September 29 16,8 1,0 October 17 10,2 0,5 November 6 6,7 0,2 December 3 4,8 0,1 5. CONCLUSIONS On the basis of the analyses and the computer simulation performed, it was concluded that: 1. Using the tilted architectural object façade proposed by the authors makes it possible to achieve measurable energy gains. 2. For the analyzed location of the city of Poznań with the geographical coordinates of 52 24'59" N, 16 57'59" E, with the assumption that the power of

268 268 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała the façade installation used is 2,8 kwp, the gains achieved for a façade facing south and tilted at the angle of 75 in particular months are presented in table The annual energy gain for the tilt angle of 75 exceeds 20 %, which amounts to the value of 362 kwh in the case of the installation analyzed (Fig.7). 4. The highest energy gains resulting from the change in the positioning of the installation can be obtained between April and August. 5. A visualization of the object with a tilted solar wall (Fig. 6) confirms the fact that the esthetic value of the building is not compromised. REFERENCES [1] Fraunhofer (ISE) Dokumentacja, 2011, Freiburg, Germany. [2] Frydrychowicz-Jastrzębska G., Bugała A.: Energy saving technologies, in building industry, Poznań University of Technology Academic Journals, 2011, 67-68, [3] Frydrychowicz-Jastrzębska G., Bugała A.: Wybrane aspekty energooszczędnego budownictwa, Wiadomości Elektrotechniczne, 2012, 4, [4] Katolik J.S., Grochowski T., Juszko J.M.: Budowa farm słonecznych, Solar Development [5] Muszyńska-Łanowy M.: Fotowoltaika w kolorze: Świat Szkła, 2011, 4, 4-9. [6] Muszyńska-Łanowy M.: Szkło fotowoltaiczne, Świat Szkła, 2010, 6, [7] Renewable Energy in Europe, Building Markets and Capacity, European Renewable Energy Council, James & James, Earthscan [8] Sarniak M.T.: Podstawy fotowoltaiki, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa [9] Smiley E.W., Stamenic L.: Optimization of building integrated of photovoltaic systems, 29 th IEEE, PV Specialist Conference, New Orleans, [10]

269 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Damian GŁUCHY* Dariusz KURZ* Grzegorz TRZMIEL* ANALIZA WPŁYWU LOSOWYCH ZANIECZYSZCZEŃ NA PRACĘ MODUŁU FOTOWOLTAICZNEGO W pracy autorzy przedstawili metodologię postępowania w wykrywaniu nieprawidłowości w bieżącej pracy modułu fotowoltaicznego. Skupiono się szczególnie na identyfikacji skutków wyłączeń losowych części roboczych powierzchni modułu, spowodowanych występowaniem naturalnych przysłon występujących podczas normalnej eksploatacji. Wprowadzono pojęcie niesprawności modułu i zaproponowano metodę minimalizacji wpływu chwilowych, krótkotrwałych czynników takich jak zacienienia, oblodzenia czy lokalne miejscowe zmiany temperatur powierzchni. Rozważania zweryfikowano dokonanymi pomiarami doświadczalnymi, których rezultaty potwierdziły poprawność przyjętych założeń. 1. WSTĘP Wszelkiego rodzaju zabrudzenia stałe, zalegający śnieg oraz inne substancje nieprzepuszczające promieni świetlnych stanowią dla powierzchni pracujących modułów fotowoltaicznych losowo położone przysłony wpływające na sprawność konwersji fotowoltaicznej. Szybkie zdiagnozowanie spadku sprawności modułów fotowoltaicznych pozwala wydłużyć czas ich efektywnej eksploatacji poprzez wprowadzanie odpowiednich procedur konserwacyjnych lub naprawczych, do których należą [3]: usuwanie zabrudzeń z powierzchni komórek fotowoltaicznych, eliminacja zanieczyszczeń z obszaru złącza p-n fotoogniwa, usuwanie nalotu z metalowych kontaktów ogniwa, uszczelnianie (w miarę możliwości) wnętrza modułu w celu ochrony przed wilgocią, eliminacja powstałego lokalnie zacienienia. 2. WPŁYW LOSOWYCH WARUNKÓW PRACY NA SPRAWNOŚĆ MODUŁU FOTOWOLTAICZNEGO W przypadku wyznaczania procentowej niesprawności S % monitorowanego modułu fotowoltaicznego podczas pracy rzeczywistej czynnikiem (parametrem) * Politechnika Poznańska.

270 270 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel losowym jest najczęściej, zmieniająca się w czasie eksploatacji, wykorzystywana powierzchnia robocza panelu. Przyczynami takiego stanu mogą być losowe - chwilowe, krótkotrwałe lub trwałe: zabrudzenia, zacienienia, lokalne podgrzanie (wiązka odbitego światła) lub schłodzenie (oblodzenie) powierzchni panelu [7]. Model matematyczny wyznaczony w określonych warunkach bezuszkodzeniowych nie posiada w swojej reprezentacji parametrów reagujących na zmianę wyżej wymienionych, losowych sytuacji pomiarowych. Biorąc jednak pod uwagę wielokrotność dokonywania pomiarów testujących (monitorujących) pracę modułu oraz ich dyskretne rozłożenie w czasie, można zminimalizować wpływ losowych chwilowych lub krótkotrwałych czynników (zmieniających warunki pracy) na obliczaną cyklicznie wartość niesprawności S %. Wartość parametru S % większa od zera świadczyć może o zużyciu lub wyłączeniu z eksploatacji części powierzchni modułu (np. z powodu zabrudzenia), natomiast mniejsza od zera może być spowodowana błędami pomiarów. Niesprawność chwilowa S %j w chwili dyskretnej j wyrażona jest wzorem: Iˆ j I j S % j 100 (1) Iˆ j gdzie: I j wartość prądu zmierzonego po przetworzeniu i przeliczeniu, wartość rzeczywista prądu (z pomiaru w j-tej dyskretnej chwili czasu) [ma], Î j - wartość prądu wygenerowana przez model w j-tej dyskretnej chwili czasu [ma]. Stopień niesprawności (zużycia) panelu fotowoltaicznego oznaczony przez S % okazuje się być wprost proporcjonalny do średniej procentowej względnej wartości residuum: TAK r 20% r sr N. % 10 j const R n n 10 j lj S r sr sr n 10, (2) gdzie: n=10 oznacza spełnienie warunków i dokonywanie obliczeń w 10 ostatnich krokach dyskretnych, R j - ocena odchylenia standardowego residuów, których przyczyną jest np. uszkodzenie obiektu monitorowanego, l j - ocena odchylenia standardowego residuów wywołanych przez niedokładność modelu, N j horyzont czasowy (liczba kroków), δr r wartość średnia residuum (1) określona zależnością (3). Empirycznie (na podstawie histogramów) przyjmuje się, iż wartość średnia względna residuum liczona jest z n = 10 ostatnich kroków, o ile w tych kolejnych krokach nie uległ zmianie horyzont czasowy N j. Ponadto uzyskana wartość średnia δr sr (3) musi cechować się odchyleniem standardowym nieprzekraczającym 20% modułu tej wartości średniej oraz spełniony musi zostać warunek (4) dla danego zestawu zmierzonych próbek [6].

271 Analiza wpływu losowych zanieczyszczeń na pracę modułu fotowoltaicznego 271 r sr j n r i j n 1 (3) R j > l j (4) Spełnienie warunku (4) nie stanowi pewnej diagnozy co do uszkodzenia badanego panelu, jest jedynie przesłanką do dalszej weryfikacji oceny w kierunku określenia stopnia niesprawności. Zrealizowanie warunku detekcji (2) skutkuje minimalizacją wpływu pojedynczych błędów grubych wynikających z lokalnej niedokładności modelu lub losowych przekłamań w próbkach pomiarowych. Z literatury [1, 2, 3, 4, 5] wiadomo, iż dąży się do wykorzystania paneli zazwyczaj w przedziale generowanej mocy (0,9 P max P max ), rzadziej (0,8 P max P max ). Ponadto podczas pracy panelu w zakresie dużej stromości opadającej charakterystyki I = f(u) poniżej (0,9 P max P max ) niewielka tylko zmiana obciążenia i losowych warunków otoczenia (np. chwilowego zacienienia) może generować fałszywe, wysokie co do wartości residua, dlatego też ostateczna ocena stopnia niesprawności zostaje zatwierdzona po jej weryfikacji w rozszerzonym zakresie zmienności mocy (0,9 P max P max ). Przynależność danej serii pomiarowej do tego zakresu określana jest poprzez sprawdzanie warunku przynależności wyliczonej z modelu matematycznego próbki mocy P do powyższego zakresu, który zostaje obliczony również przy wykorzystaniu modelu. 3. BADANIA EKSPERYMENTALNE W pracy zdecydowano o sporządzeniu charakterystyk prądowo-napięciowych testowanego modułu fotowoltaicznego amorficznego Shell ST20 dla dwóch różnych przypadków, różniących się wielkością zastosowanej przysłony na powierzchni roboczej modułu. Na rysunku 1 przedstawiono wpływ przysłonięcia losowych części powierzchni roboczej badanego panelu na przebieg przykładowych charakterystyk prądowo-napięciowych w zakresie obciążenia od 0 do 200 Ω. Krzywe modelowe (przerywana i ciągła bez znaczników) różnią się głównie ze względu na nieznaczne różnice temperatur podczas wykonywania dwóch serii pomiarów: w trakcie wykonywania pomiarów z 60 %-ym przysłonięciem powierzchni roboczej panelu temperatura była wyższa o około 2 ºC, warunki oświetleniowe były bardzo zbliżone i wynosiły około W/m 2. Przysłonięcie części powierzchni panelu ma za zadanie symulować niesprawność części ogniw, która może być spowodowana różnymi czynnikami zewnętrznymi lub starzeniowymi. Wielokrotne powtórzenia pomiarów dla losowo wybranych części paneli pokazały, że lokalizacja przysłony nie odgrywa roli w

272 272 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel uzyskanych wynikach pomiarów. W tabeli 1 pokazano analogiczne wartości stopnia niesprawności S % uzyskane dla innych poziomów gęstości mocy promieniowania D r. 400 I=f(U) 300 I [ma] U [V] Rys. 1. Przykładowe charakterystyki I=f(U) modułu fotowoltaicznego, krzywe: przerywana, ciągła (bez znaczników) przebiegi modelowe w pełni sprawnego panelu, krzywa ze znacznikami - przebieg rzeczywisty z przysłoną 30% powierzchni, krzywa ze znacznikami x przebieg rzeczywisty z przysłoną 60% powierzchni Analiza wyników z tabeli 1 potwierdza fakt poprawy szacowania stopnia niesprawności przy uwzględnieniu warunku detekcji (2). Generalnie z obserwacji widać, iż wartości stopnia niesprawności maleją w kierunku rzeczywistej procentowej wartości zastosowanej przysłony imitującej np. zanieczyszczenie. Prezentowane wyniki dotyczą całego zakresu zmienności badanych charakterystyk, natomiast w tabeli 2 przedstawiono analogiczne wyniki dla zakresu mocy (0,9 P max P max ). Jak widać, dla zakresu mocy (0,9 P max P max ) błędy szacowania stopnia niesprawności zmniejszyły się, zaś podczas pracy panelu bez przysłony przy zastosowaniu warunku detekcji (2) są zerowe. Wyniki zestawione w tabelach 1 i 2 potwierdzają przydatność opracowanej metody szacowania stopnia niesprawności. Jest ona szczególnie istotna przy ocenianiu stanu (stopnia niesprawności) paneli amorficznych, które cechują się największymi losowymi wahaniami parametrów pracy. Dowiedziono, że losowe przysłonięcie dowolnej części powierzchni modułu fotowoltaicznego skutkuje proporcjonalnym obniżeniem wartości generowanego prądu, czyli również zmniejszeniem sprawności. Należy podkreślić, iż przedstawiona metodologia sprawdza się w przypadku wystąpienia losowych czynników nieprzepuszczających promieni słonecznych. W przypadku losowych zacienień oraz innych zanieczyszczeń częściowo (nie całkowicie) przysłaniających powierzchnię modułu, zastosowany aparat matematyczny powinien zostać zmodyfikowany.

273 Analiza wpływu losowych zanieczyszczeń na pracę modułu fotowoltaicznego 273 Tabela 1. Przykładowe wartości stopnia niesprawności S % dla różnych wartości irradiancji D r dla pełnego zakresu zmienności mocy D r [W/m 2 ] Spełnienie warunku (2) S % [%] Bez przysłony Przysłona 30 % Przysłona 60 % NIE -0,432 31,328 58,291 TAK 0 30,872 54,794 NIE 2,036 41,351 68,012 TAK 0 37,831 63,810 NIE 13,605 56,021 71,470 TAK 2,790 42,364 65,871 NIE 18,302 56,017 76,713 TAK 7,740 45,350 70,180 Tabela 2. Przykładowe wartości stopnia niesprawności S % dla różnych wartości irradiancji D r dla (0,9 P max P max ) D r [W/m 2 ] Spełnienie warunku (2) S % [%] Bez przysłony Przysłona 30 % Przysłona 60 % NIE 2,098 32,163 60,443 TAK 0 28,382 58,909 NIE 0,652 40,005 70,706 TAK 0 33,504 65,836 NIE 1,799 33,382 65,304 TAK 0 29,467 61,084 NIE 1,528 43,787 70,008 TAK 0 34,124 62,318 NIE 0,558 42,911 74,291 TAK 0 35,126 70, PODSUMOWANIE Przeprowadzone w pracy rozważania i eksperymenty potwierdzają zasadność monitorowania stopnia niesprawności podczas eksploatacji modułu fotowoltaicznego. Taki sposób postępowania pozwala szybko zdiagnozować występowanie możliwych czynników obniżających sprawność testowanego modułu, w szczególności procesów starzeniowych lub zanieczyszczeń powierzchni

274 274 Damian Głuchy, Dariusz Kurz, Grzegorz Trzmiel roboczej modułu nieprzepuszczających promieniowania słonecznego. Szybka reakcja serwisowa, eliminująca potencjalne źródło wykrytych nieprawidłowości w pracy modułu, umożliwia efektywną poprawę sprawności modułu lub całego systemu fotowoltaicznego. LITERATURA [1] Ciok Z., Ochrona środowiska w elektroenergetyce tom XXIX z serii Podstawowe problemy współczesnej techniki, Wydawnictwo naukowe PWN, Warszawa [2] Gautam N., Kaushika N., Reliability evaluation of solar photovoltaic arrays, Solar Energy 72/2 (2002). [3] Kandyda A., Rodacki T., Przetwarzanie energii w elektrowniach słonecznych, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [4] Norma PN-EN grudzień 2002, Parametry charakterystyczne autonomicznych systemów fotowoltaicznych (PV). [5] Pluta Z., Słoneczne instalacje energetyczne, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa [6] Trzmiel G., Wyznaczanie i weryfikacja modeli matematycznych w procesie oceny stanu modułu fotowoltaicznego, ZKwE Zastosowania Komputerów w Elektrotechnice, Poznań, [7] Trzmiel G., Zastosowanie metody wnioskowania diagnostycznego w identyfikacji stanu modułu fotowoltaicznego, ZKwE Zastosowania Komputerów w Elektrotechnice, Poznań, IMPACT ANALYSIS RANDOM POLLUTION ON THE OPERATION OF THE PHOTOVOLTAIC MODULE In this paper the authors present the proceeding methodology for detecting anomalies in the current work of the photovoltaic module. Focused particularly on identifying the effects of random exceptions operating surfaces the module caused by the presence of natural apertures existing during normal operation. Introduced the concept of disability the module and proposed a method to minimize the impact of temporary, short-term factors such as shading, ice or topical local the surface temperature variations. Considerations were verified experimental measurements, the results of which confirmed the correctness of the assumptions.

275 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Alicja GŁÓW* Dariusz KURZ* ANALIZA OPŁACALNOŚCI INWESTOWANIA W PRZYDOMOWE INSTALACJE FOTOWOLTAICZNE NA PRZYKŁADZIE PANELI I DACHÓWEK FOTOWOLTAICZNYCH W pracy dokonano porównania danych technicznych tradycyjnego panelu fotowoltaicznego oraz dachówki solarnej. Dla wybranego przykładowego domu jednorodzinnego przeprowadzono analizę kosztów instalacji złożonej z obydwu rodzajów ogniw PV, oszacowano uzysk energii oraz czas zwrotu inwestycji. Wskazano możliwości uzyskania dofinansowania dla inwestycji w obszarze przydomowych instalacji fotowoltaicznych dla osób fizycznych. 1. WPROWADZENIE W Polsce w ostatnich latach można zaobserwować zmiany w branży energetycznej, dotyczące wielu aspektów. Po pierwsze widoczny jest ciągły wzrost cen energii elektrycznej. Po drugie coraz bardziej popularne, a przede wszystkim opłacalne stają się zielone źródła energii, jak na przykład promieniowanie słoneczne. W obrębie energetyki solarnej pojawiają się kolejne, nowocześniejsze i wydajniejsze elementy systemu, które współuczestniczą w procesie przetwarzania promieniowania słonecznego na energię elektryczną bez emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Wśród elementów fotowoltaicznych można wyróżnić tradycyjne panele PV, których zadaniem jest wytwarzanie energii elektrycznej z energii słonecznej. Szybkie tempo rozwoju rynku fotowoltaicznego powoduje spadki cen urządzeń, wzrost popularyzacji systemów solarnych oraz prowadzi do powstawania innowacyjnych rozwiązań, do których można zaliczyć technologię BIPV (ang. Buildings Integrated Photovoltaics), czyli fotowoltaikę zintegrowaną z budynkiem. Można w tej grupie wyróżnić wiele elementów, takich jak na przykład dachówki solarne, folie hydroizolacyjne, różnokolorowe szyby półprzezroczyste, czy nawet ozdobne elementy elewacyjne budynku. Zastępują * Politechnika Poznańska.

276 276 Alicja Głów, Dariusz Kurz one zwykłe materiały budowlane, pełniąc ich pierwotną funkcję, wytwarzając dodatkowo energię elektryczną [1, 4, 5, 6]. Zarówno dachówki solarne, jak i panele PV mają zalety i wady. Przed podjęciem decyzji o wyborze odpowiednich elementów instalacji fotowoltaicznej należy przeanalizować różne czynniki, począwszy od właściwości urządzeń, analizy kosztów, a skończywszy na korzyściach, jakie mogą wynikać z danej inwestycji. 2. ZAŁOŻENIA DO ANALIZY Obecne na rynku tradycyjne panele PV i dachówki solarne znajdują swoje zastosowania w przydomowych elektrowniach słonecznych. Przed dokonaniem wyboru oferty, należy zwrócić uwagę na dane techniczne produktów i odpowiedni dobór elementów składowych systemu do uzyskania założonych efektów. Należy również bardzo dokładnie przeanalizować koszty całej inwestycji oraz uzyski energii, jakie możemy otrzymać w ciągu roku. W celu dokonania analizy kosztów instalacji i uzysków energii wybrano zlokalizowany w Poznaniu (współrzędne geograficzne miasta 52,406 N, 16,925 E) przykładowy dom jednorodzinny dla czteroosobowej rodziny, zużywającej średnio 2,1 MWh energii rocznie, o kącie nachylenia dachu 42,23. Dom usytuowany jest na linii wschód zachód względem kierunków świata, a jedna z połaci dachowych od strony ogrodu jest skierowana na południe. Dodatkowo nie występują na niej żadne elementy konstrukcyjne, jak np. kominy, które wpływałyby na zacienienia ogniw fotowoltaicznych i zmniejszenie powierzchni użytkowej dachu. W bardzo bliskim sąsiedztwie brak jest także innych elementów mogących zasłaniać ogniwa PV. Na rysunku 1 przedstawiono poglądowe umiejscowienie elementów PV na dachu o wymiarach 11,42 x 6,38 m i powierzchni ok. 72 m 2 [3, 10]. Duże zainteresowanie technologią fotowoltaiczną przez potencjalnych klientów, jak i rosnąca liczba inwestycji wykorzystujących systemy PV sprawiają, że na rynku można znaleźć wiele ofert różnych producentów i ich produktów. Odnotowuje się ciągły spadek zarówno cen dachówek jak i paneli, co wpływa na wzrost atrakcyjności tego typu inwestycji. Dokonano przeglądu ofert kilku firm zajmujących się systemami fotowoltaicznymi, takich jak np.: Fotton, Tegola, Suntech, Solsun, Solar Energy, SunPower. Biorąc pod uwagę kompleksową obsługę inwestycji, począwszy od projektu, poprzez realizację i na serwisie kończąc, dostępność produktów tradycyjnych, BIPV oraz niezbędnego osprzętu całej instalacji, doświadczenie i czas istnienia na rynku do analizy wybrano ofertę firmy Fotton.

277 Analiza opłacalności inwestowania w przydomowe instalacje fotowoltaiczne 277 Rys. 1. Widok projektu domu jednorodzinnego od strony południowo wschodniej [10] W celu przeanalizowania kosztów instalacji systemu fotowoltaicznego dla przyjętego domu jednorodzinnego wybrano dostępne na rynku dwa produkty firmy Fotton, a mianowicie dachówkę solarną oraz panel fotowoltaiczny, których dane techniczne zostały zebrane w tabeli 1. Przedstawione dane odnoszą się do warunków testu standardowego STC (ang. Standard Test Conditions), czyli dla natężenia promieniowania równego 1000 W/m 2, temperatury pracy modułu 25 o C oraz masy powietrza 1,5 [1,4]. Tabela 1. Zestawienie parametrów technicznych dachówki i panelu solarnych [8, 9] Dachówka solarna FTDS50 6 V Panel słoneczny SL/CL V Moc maksymalna P max [W] Napięcie nominalne U [V] 6 24 Napięcie maks. (jałowe) U oc [V] 8,5 37,2 Napięcie w punkcie mocy maks. U m [V] 6,59 7,97 Prąd zwarcia I sc [A] 8,05 8,60 Prąd w punkcie mocy maks. I m [A] 7,58 7,97 Napięcie maksymalne U max [V] Gwarancja wydajności ogniw 90% - 10 lat 90% - 10 lat 80% - 25 lat 80% - 25 lat Cena [zł] 599, ,00 Obydwa ogniwa wykonane są z krzemu monokrystalicznego. Napięcie nominalne panelu jest 4 razy większe od napięcia dachówki, natomiast prądy i napięcia w punkcie maksymalnej mocy (ang. Maximum Power Point MPP) są nieznacznie większe niż dla dachówki. Producent udziela 3 letniej gwarancji na

278 278 Alicja Głów, Dariusz Kurz swoje produkty i gwarantuje wydajność ogniw na poziomie 10 % przez 10 lat i 80 % do 25 lat pracy. Cena dachówki, w przeliczeniu na jeden wat mocy maksymalnej, jest aż o ponad połowę wyższa od ceny panelu (11,52 zł dla dachówki i 6,15 zł dla panelu). Jednak od ceny dachówki solarnej należy odliczyć koszty dachówki ceramicznej, natomiast do ceny paneli tradycyjnych doliczyć konstrukcję wsporczą, wykonaną najczęściej z aluminium. Przez to obciążenie konstrukcji dachu z dachówkami będzie porównywalne, bądź może nawet mniejsze niż z tradycyjnymi panelami. Panele zajmują o 10 % mniejszą powierzchnię niż dachówki. Jednakże prawie cała powierzchnia panelu jest powierzchnią czynną, czyli oprócz ramki jest ona wypełniona ogniwami PV. W przypadku dachówki aż 20 % jej powierzchni stanowi ramka i częściowo jest przykrywana innymi dachówkami, tak jak ma to miejsce przy pokryciach dachowych. Można więc wywnioskować, że dachówka charakteryzuje się wyższą sprawnością konwersji fotowoltaicznej niż panel, jednak mimo wszystko uzysk energii będzie mniejszy, ze względu na gorsze warunki wymiany ciepła i ogólnie przyjęte 5 % straty energii z tym związane. 3. ANALIZA PORÓWNAWCZA Rozpatrując dachówkę solarną, na południowej połaci dachu możliwe będzie zamontowanie ich aż 104 sztuk, co daje łączną powierzchnię zabudowy ok. 50 m 2, z uwzględnieniem minimalnego odstępu ok. 0,5 m od krawędzi dachu pokrytego zwykłą dachówką ceramiczną. Łączny koszt zakupu samej dachówki wynosi zł, jednak od tej kwoty należy odjąć koszty związane z zakupem dachówki ceramicznej, która w tym przypadku nie będzie potrzebna, gdyż dachówka PV mocowana jest bezpośrednio do konstrukcji dachu. Moc zainstalowanego systemu fotowoltaicznego jest równa 5408 W, a roczny uzysk energii elektrycznej wynosi 4610 kwh [3,7]. Analiza uwzględnia 10 % straty energii na elementach instalacji oraz 5 % straty większe niż w przypadku zwykłych paneli ze względu na warunki pracy, o czym była już mowa w poprzednim punkcie pracy. Rozważając instalację składającą się z tradycyjnych paneli słonecznych, chcąc uzyskać zbliżone wartości mocy całego systemu do opisanego wyżej przypadku, na dachu należałoby umieścić 21 sztuk paneli słonecznych, których łączna powierzchnia wynosi ok. 40 m 2. Koszt zakupu tych paneli wynosi zł, która jest o połowę niższa od kosztów zakupu dachówek PV. Jednakże do tej kwoty należy dodać cenę zakupu stelaży, które są niezbędne do zamontowania paneli na dachu. Moc zainstalowanego systemu wynosi 5040 W, a roczny uzysk energii jest równy 4730 kwh [3,7]. Analiza uwzględnia także 10 % straty energii na elementach składowych instalacji, gdyż są one takie same dla obydwu rodzajów elementów PV.

279 Analiza opłacalności inwestowania w przydomowe instalacje fotowoltaiczne 279 Tabela 2. Zestawienie kosztów instalacji dachówki solarnej i panelu słonecznego Dachówka solarna Panel słoneczny Cena elementów PV zł zł Dodatkowe koszty (dachówka ceramiczna, stelaż) zł zł Pozostałe elementy instalacji, takie jak m.in.: okablowanie, inwerter, regulator zł zł ładowania, akumulator Łącznie zł zł Zestawione w tabeli 2 koszty instalacji fotowoltaicznej dla dachówki solarnej są o ok. 33 % wyższe od kosztów dla panelu pomimo, że sama dachówka jest aż dwukrotnie droższa niż panel. Ze względu na podobną moc całej instalacji, pozostałe elementy systemu są identyczne, dlatego też ich koszty się pokrywają, niezależnie od rozwiązania. Uwzględniając wydajność ogniw w kolejnych latach użytkowania instalacji, zgodnie z danymi producenta, rosnące ceny energii elektrycznej (6 % rocznie [11, 12, 13, 14]) oraz przedstawione wcześniej założenie i wyniki obliczeń można dokonać oceny opłacalności i czas zwrotu poniesionych nakładów finansowych. Przyjęto aktualną cenę energii elektrycznej, wraz ze wszystkimi innymi opłatami jakie ponosi gospodarstwo domowe, na poziomie 0,6 zł/kwh w pierwszym roku użytkowania i obliczono, że po 25 latach łączna suma jaką należałoby zapłacić zakładowi energetycznemu w przypadku instalacji z dachówkami PV za zakup 4610 kwh rocznie to zł, natomiast w przypadku paneli słonecznych za zakup 4730 kwh rocznie kwota ta wyniosłaby zł. Rozliczając poniesione wcześniej wydatki na instalację można zauważyć, że koszt systemu dachówek PV i paneli słonecznych zwróci się w czasie ich eksploatacji i dodatkowo wygeneruje zysk wynoszący zł dla dachówek oraz zł dla paneli. Inny jest natomiast czas zwrotu inwestycji, ponieważ dachówki zwrócą się po 18 latach, natomiast panele już po 15 latach eksploatacji. Biorąc pod uwagę cenę energii z odnawialnych źródeł i zielonych certyfikatów wynoszącą w 2012 roku 489,05 zł/mw [2, 15] za odsprzedaż energii wygenerowanej przez 25 lat otrzymalibyśmy zł w przypadku dachówki solarnej, a dla paneli słonecznych ta kwota wynosiłaby zł. Wynika z tego, że całkowita sprzedaż energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych nie pokryłaby nawet kosztów instalacji systemu. Jednak bardziej opłacalne jest zużywanie energii na potrzeby własne (nie ma konieczności zakupu energii z sieci), a powstałą ewentualnie nadwyżkę odsprzedać bądź gromadzić w magazynach energii, w zależności od rodzaju przyłączenia instalacji. Zestawienie zainstalowanej mocy oraz rocznych uzysków energii zebrano w tabeli 3.

280 280 Alicja Głów, Dariusz Kurz Tabela 3. Zestawienie mocy i rocznego uzysku z analizowanej instalacji Dachówka solarna Panel słoneczny Moc w 1 roku [W] 5353,9 4989,6 Moc w 25 roku [W] 4326,4 4032,0 Uzysk energii w 1 roku [kwh] 4563,9 4682,7 Uzysk energii w 25 roku [kwh] 3688,0 3784,0 Uzysk energii po 25 roku [MWh] 102,1 104,7 Tabela 3 zawiera zestawienie mocy i uzysku energii z porównywanych instalacji z uwzględnieniem spadku wydajności ogniw zgodnie w gwarancjami producenta, czyli w pierwszym dziesięcioleciu przyjęto spadek wydajności o 1 % rocznie, natomiast w kolejnych 15 spadek o 0,67 %. W rezultacie gwarantowana moc systemu będzie o 8 % niższa dla paneli niż dla dachówek oraz o 2 % wyższa jeśli chodzi o ilość wygenerowanej energii. 4. WNIOSKI Zainstalowanie systemu fotowoltaicznego na własnym domu może nieść za sobą wiele korzyści, począwszy od generacji własnej energii, niezależnie od dystrybutora, przez ograniczanie zanieczyszczeń emitowanych do atmosfery, a skończywszy na aspekcie ekonomicznym, czyli uzyskaniu dochodów ze sprzedaży nadwyżki wyprodukowanej energii. W przypadku systemu opartego na dachówkach solarnych roczny uzysk energii wynosi 4,61 MWh. Uwzględniając zapotrzebowanie budynku pozostaje jeszcze nadwyżka energii w ilości 2,51 MWh rocznie, którą można odsprzedać. Oczywiście corocznie uzysk ten będzie mniejszy, co zapewne będzie kompensowane rosnącymi cenami energii. I tak dla przykładu w pierwszym roku użytkowania instalacji za zakup niezbędnych 2,1 MWh energii należało by zapłacić zł a za sprzedaną nadwyżkę otrzymano by kwotę zł. Łącznie więc można otrzymać zysk w wysokości zł. W 25 roku eksploatacji, przy przyjętych założeniach wzrostu ceny energii z sieci i stałych cenach jej skupu (gdyż polityka państwa jest nieprzewidywalna w tym aspekcie), za niezbędną energię trzeba by było zapłacić zł, a za nadwyżkę można by było uzyskać 777 zł, co daje łączny zysk w kwocie zł. Po całym okresie eksploatacji systemu, za niezakupioną energię z sieci niezbędną dla funkcjonowania domu należałoby zapłacić zł, za odsprzedaż nadwyżek można uzyskać zł, co łącznie pozwoliłoby na wygenerowanie zysku w kwocie zł. Odliczając koszty inwestycji, po 25 latach użytkowania przykładowe gospodarstwo domowe mogło by uzyskać zysk o wartości zł. Biorąc pod uwagę system składający się z paneli słonecznych roczny uzysk energii wynosi 4,73 MWh, dzięki czemu można zaoszczędzić i odsprzedać

281 Analiza opłacalności inwestowania w przydomowe instalacje fotowoltaiczne 281 2,63 MWh energii. Analizując analogicznie jak poprzednio pierwszy rok, w którym nie zapłacimy zł za zakup oraz otrzymamy zł za sprzedaż energii, uzyskamy łączny dochód w wysokości zł. W 25 roku natomiast odpowiednie kwoty będą na poziomie zł za niezakupioną energię oraz 824 zł za odsprzedaną, dzięki czemu zaoszczędzić można zł. Po całym cyklu eksploatacji systemu, za niezapłaconą energię z sieci uzyskano kwotę zł a za odsprzedaną nadwyżkę otrzymano zł, co łącznie pozwoliło na wygenerowanie zysku w kwocie zł. Po odliczeniu kosztów całego systemu uzyskano zysk w wysokości zł. Jednak sam czas zwrotu inwestycji jest dość długi, bo w zależności od wersji systemu może on wynosić od 15 do 20 lat. Przy obecnych cenach energii kupowanej i sprzedawanej jedynym opłacalnym rozwiązaniem jest generowanie energii na własne potrzeby (aby nie płacić zakładowi energetycznemu za jej zakup) i odsprzedaż jedynie jej nadwyżek. W sytuacji całkowitej sprzedaży wytworzonej energii inwestycja jest nierentowna, a inwestor nie otrzyma nawet zwrotu całości poniesionych nakładów finansowych. Inwestycje związane z odnawialnymi źródłami energii mają ogromne znaczenie dla rozwoju energetycznego państwa, dlatego też możliwe jest uzyskanie na nie dofinansowania. Przedsiębiorstwa realizujące inwestycje mają na dzień dzisiejszy więcej możliwości uzyskania pomocy niż klienci indywidualni. Obecnie osoby fizyczne nie mogą uzyskać żadnej dotacji a jedynym wsparciem w finansowaniu inwestycji z obszaru fotowoltaiki jest uzyskanie kredytu bądź jego poręczenia w następujących źródłach: Bank Ochrony Środowiska (linia kredytowa), Bank Gospodarstwa Krajowego (poręczenie od 50 % do 70 % wysokości kredytu), programy samorządów terytorialnych (uchwalane lokalnie). Jednakże ze względu na wzrost zainteresowania i zapotrzebowania ze strony właścicieli prywatnych budynków, powstają nowe możliwości uzyskania dotacji lub systemów wsparcia. LITERATURA [1] Haberlin H., Photovoltaics. System Designed and Practice, John Wiley & Sons Ltd., [2] Kurz D., Analiza porównawcza panelu fotowoltaicznego i dachówki solarnej w zastosowaniu do budownictwa jednorodzinnego, Informatyka Automatyka Pomiary w Gospodarce i Ochronie Środowiska, nr 4b, 2012, Lublin, Polska, str [3] Kurz D., Trzmiel G., Analyzing the method of determining the energy output of photovoltaic roof tiles, X międzynarodowa konferencja Advanced Methods in the Theory of Electrical Engineering, 6 9 wrzesień 2011, Klatovy, Czechy, str. V7 V8.

282 282 Alicja Głów, Dariusz Kurz [4] Paska J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i cieplnej, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa [5] Sarnik M. T., Podstawy fotowoltaiki, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa [6] Tytko R.: Odnawialne źródła energii, Wyd. OWG, Warszawa [7] dn r. [8] dn r. [9] dn r. [10] dn r. [11] ergii_o_7_8 dla_spolek.html, dn r. [12] energii_w_taryfach_na.html, dn r. [13] badawczych_efs/documents/prognoza wzrostu cen energii elektrycznej i ciepla dla gosp.pdf, dn r. [14] dn r. artykuł: Pazdra A., Ceny energii elektrycznej fakty i mity, Wokół Energetyki, Sierpień [15] dn r. ECONOMIC ANALYSIS OF PHOTOVOLTAIC PANEL AND ROOFING TILE FOR DOMESTIC USE This paper presents a comparison of the specifications of the traditional photovoltaic panel and solar roof tiles. For the selected sample of a single-family house was analyzed costs installation consisting of both types of PV cells, estimated energy yield and return on investment. Indicated the possibility of obtaining funding for investment in the domestic photovoltaic installations for individuals.

283 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Adam TOMASZUK* PHOTOVOLTAIC DC-DC CONVERTER TEST SYSTEM This paper describes LabVIEW based integrated measurement system to determine key parameters of DC-DC converters working in low-voltage photovoltaic (PV) systems. DC-DC converter should demonstrate high efficiency of energy conversion as well as sufficient voltage gain to yield as much energy from PV panel as it is possible. Efficiency and voltage gain can be measured across the number of parameters such as input voltage, output load, frequency and duty cycle of converter driving signals. The LabVIEW application works with both Hioki 8855 data recorder which carries out power measurements and a microcontroller Digital Driver who drives a converter tested. Measurement system allows to automate time consuming measurements as well as experimentally verify DC-DC converter design assumptions. The laboratory test results of selected DC-DC converter prototype as well as sources of error has been discussed in this paper. 1. INTRODUCTION With rapidly increasing number of photovoltaic (PV) systems there is a need to develop efficient PV converters which can reduce overall power conversion losses thus introduce the savings during overall lifetime of the system. PV DC-DC converters [1] are widely used in PV systems which require high voltage gain to adjust low level voltage provided by parallel connected PV panels as well as other renewable energy sources to the sufficient level which is further DC to AC converted to match electrical grid standard. The major issue in PV converter designing is to obtain highest power efficiency possible within wide input power range. High voltage gain is required to deliver DC bus voltage at certain level i.e. around 400 V DC or more. Moreover PV converter designers cope with different contradictory constraints such as low cost, long term reliability, safety and protection issues and power quality [2]. To qualify the performance of PV DC-DC converter the test system has been developed. This paper presents DC-DC PV converter test system where a designer can practically verify theoretical converter design assumptions and evaluate the performance of a converter tested. 2. PV DC-DC CONVERTER TEST SYSTEM DESCRIPTION The measurement system (Fig. 1) consists of Hioki 8855 Data Recorder [3], LabVIEW based application run on a PC and the Digital Driver. * Bialystok University of Technology.

284 284 Adam Tomaszuk Fig. 1. Simplified PV DC-DC converter test system diagram LabVIEW application i.e. Virtual Instrument (VI) (Fig. 2) is responsible of: Data Recorder configuration and measurement data transfer, Data gathering, analysis, presentation and save, Digital Driver configuration, Measurement automation according to pre-defined test sequence. Fig. 2. LabVIEW application s measurement section Digital Driver parses the commands transmitted out of the VI through RS-232 interface and provide driving waveforms for converter s transistors. It generates the waveforms of required frequency and duty cycle thus setting converter under test in particular mode of operation. Data Recorder is equipped in a number of independent separated channels. It allows to measure input and output voltages of transformer based converters [1].

285 Photovoltaic DC-DC converter test system 285 RMS values of input and output currents and voltages records I i(rms), I o(rms), V i(rms), V o(rms) respectively are calculated by Data Recorder and transferred to the VI. Fig. 2 shows the screenshot of the VI during the test. The test is carried out according to the sequence pre-defined in this section. The program flow of the VI will be demonstrated on the example of interleaved step-up DC-DC converter test where the number of working phases can be configured (No of Active Channels). The converter s performance is tested across the number of switching frequencies (f s ) and duty cycles (D). For each combination of abovementioned parameters the record of input and output power, currents and voltages as well as converter efficiency and voltage gain is shown and saved to the text file. The data collected during the test can then be easily presented in the form of tables or charts. The test is carried out according to the sequence depicted in Fig. 3. Fig. 3. Interleaved step-up DC-DC converter test sequence

286 286 Adam Tomaszuk Parameters of a DC-DC converter that can be measured in the test system are: Input and output power (P i and P o ): P V I (1) i i(rms) i(rms) 0 V0(RMS) I0(RMS) P (2) Total power loss of entire converter (P LOSS ): P P P (3) LOSS Efficiency (η), European efficiency for different load conditions (η EU ) [3]: P0 100% (4) P i EU,03 5% 0,06 10% 0,13 20% 0,1 30% 0,18 50% 0, 2 i 0 (5) Voltage gain (B): V V i 0 100% 0 B (6) 3. INTERLEAVED STEP-UP DC-DC CONVERTER TEST RESULTS EXAMPLE The converter tested is depicted on Fig. 4a. It comprises up to 5 identical sections which are driven interchangeably (Fig 4b). Microcontroller based Digital Driver to work with that converter supports interleaved driving mode generating up to 5 phase shifted PWM waveforms of adjustable frequency and duty cycle. Fig. 4. a) Interleaved step-up DC-DC converter, b) driving signals of n = 3-phase converter For fixed load and fixed input voltage level it is possible to show the charts with the efficiency and voltage gain vs. duty cycle or output current which characterize the performance of PV DC-DC converter tested.

287 Photovoltaic DC-DC converter test system 287 Fig. 5. a) Efficiency vs. duty cycle, b) voltage gain vs. duty cycle both at fixed load 4. THE DISCUSSION ON SOURCES OF ERRORS In order to eliminate temperature dependent errors all the measurements have to be carried out in settled conditions. The ambient temperature in the lab should not change noticeably during the measurement. Configurable temperature settle time delay before each measurement was introduced to the measurement sequence. Alternatively more advanced test system can trigger each measurement checking the power switches temperature rise or fall rate until it reaches acceptable value. The other source of error is the offset drift of current probe which should be degaussed before each measurement. In total error budget the uncertainties of Hioki 8855 Data Recorder acquisition channels and probes should be considered [5]. To improve the accuracy of the measurement averaging technique is introduced. Maximum length of data records available should be set in the Data Recorder along with high sampling frequency to cover as much switching periods as it is possible. RMS values calculated of large number of samples decrease the mean value error. The results of several consecutive measurements can be averaged furthermore. 5. CONCLUSION The PC based test system has been developed to automate time consuming measurements. The other benefit of such approach is to avoid human based source of error assuring repeatable measurement conditions. The data gathered during the measurement can be (remotely) monitored on the PC computer screen and stored to the text file afterwards. The software developed for the system is highly generic and can be accommodated to particular topology of converter to be tested as well as different test plans. However further development of the system is still required to enhance its functionality.

288 288 Adam Tomaszuk REFERENCES [1] Tomaszuk A., Krupa A., High Efficiency High Step-up DC/DC Converters - Review Bulletin of the Polish Academy of Sciences, Power Electronics, Technical Sciences, Vol. 59, No. 4, (2011). [2] Calais M., Agelidis V.G., Multilevel converters for single-phase grid connected photovoltaic systems-an overview, International Symposium on Industrial Electronics (ISIE), IEEE (1996). [3] Hioki 8855 Memory HiCorder Instruction Manual, Hioki E.E. Corporation [4] Huijie X., Jinying B., Chunsheng X., Honghua X.: Design and Implementation of a PV DC-DC Converter with high Efficiency at Low Output Power International Conference on Power System Technology, IEEE (2010). [5] EURACHEM / CITAC Guide CG 4, Quantifying Uncertainty in Analytical Measurement (second edition) (2000). Project is co-financed by the European Union within the confines of the European Social Fund

289 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Grażyna FRYDRYCHOWICZ-JASTRZĘBSKA* Artur BUGAŁA* EXTERNAL CONDITIONS FOR USING SOLAR ENERGY IN PHOTOVOLTAICS A consideration connected with the possibilities of obtaining solar energy depending on external conditions, such as: the latitude φ, the solar declination δ, the hour angle ω was performed. The operation of photovoltaic modules in very cloudy conditions as well as under clear sky was taken into consideration. The results of the measurements of radiation power density that reaches the surface of the photovoltaic receiver for its different positions, for the geographic location of the cities of Poznań and Playa del Ingles and for different time periods (yearly and daily) are presented in a graphical form. 1. INTRODUCTION The insolation conditions on the territory of Poland (49-54,5 N) are similar to analogous conditions in most European countries [1, 2, 4, 5, 6]. The yearly illuminance value per unit area for most of the Polish territory can be estimated to amount to over 1000 kwh/m 2 ( kwh/m 2 ). Coastal areas, including Gdańsk 1117 kwh/m 2 and Szczecin 1137 kwh/m, 2 are characterized with the most advantageous conditions in that respect. In central Poland and in the south, illuminance values are not much lower. The annual distribution of solar radiation is characterized with irregularity. Spring and summer constitute over 75% of annual potential. The number of sunny hours reaches hours per year [7]. The number of solar activity hours on different days of the year fluctuates from 8 to 16. The fluctuation in the number of sunny hours applies also to different regions of the country which results from the impact of the latitude angle. For example, the insolation value for Kołobrzeg is 1624 hours per year, whereas for Zakopane the value is only 1467 hours per year. Unfortunately, the share of the diffuse radiation element in the total radiation value is high, 50% on average, and even over 70% in winter [7]. Thus, the availability of solar resources is influenced by a number of external factors, such as the geographic location, time factors (within the period of a day * Poznań University of Technology.

290 290 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała and of a year), cloud cover, the number of sunny hours [3, 4, 8]. To sum up, it is, however, found that the solar energy potential in our country provides a lot of capabilities but requires appropriate utilization as well as neutralization of the disadvantageous external factors. Determining the angle at which the sun rays fall on the surface of the receiver that guarantees maximal energy gains, but which is a function of many variables, is helpful in this context [1]: cos sin sin sin sin cos sin cos cos cos cos cos cos sin sin cos cos cos sin sin sin where: -latitude angle, -solar declination angle, -receiver azimuth, that is the deflection angle with the local meridian measured in relation to the south, negative to the east, positive to the west, -hour angle, -the inclination angle of the recipient in relation to the horizon. Through modifying two of those values; and, it is possible to manipulate the receiver so as to optimize the amount of energy obtained from the Sun. This was proved through theoretical considerations complemented with a computer simulation [1]. 2. THE INFLUENCE OF THE LATITUDE ANGLE ON RADIATION POWER DENSITY As it was demonstrated in [1, 8], the latitude angle has a considerable influence on the possibility of using solar energy. The awareness of this phenomenon will make it possible to use the positioning of the receiver in order to minimize the negative effects for the energy gain. Table 1 presents examples of solar energy potential for a receiver positioned horizontally in selected geographic locations. In order to confirm the theoretical considerations and the results of the computer simulation [1] regarding the influence of the latitude on the availability of solar energy, the authors conducted measurements of the values of radiation power density for two different geographic locations: in Poznań (Poland) 52 24'30"N, 16 56'3"E and for Playa del Ingles (Gran Canaria, Spain), 27 45'24''N and 15 34'43''W, Fig.1 [9]. The measurements were performed in the same time periods, days and hours, and for the same positioning. Figures 2 and 3 present the radiation power density values obtained from the measurements, for example for the day of , 18:00, taking into account the spatial optimization of the receiver with respect to the receiver inclination angle in relation to the horizon and the azimuth angle for the geographic locations analyzed, according to Fig. 1.

291 External conditions for using solar energy in photovoltaics 291 Fig. 1. Geographic location of the cities analyzed, included in the measurements of illuminance values City Table 1. Comparison of solar conditions for different locations [3] Geographic location AMSL Latitude Longitude height Total radiation [MJ/m 2 /rok] Number of sunny hours [h] Helsinki N E St. Petersburg N E Stockholm N E Kaunas N E Gdynia N E Kołobrzeg N E Suwałki N E Mikołajki N E Hamburg N E Potsdam N E Warsaw N E London N 0 07 W Kiev N E Zakopane N E Paris N 2 30 E Vienna N E Budapest N E Rome N E

292 292 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała Fig. 2. Radiation power density as a function of the positioning angles for Playa del Ingles on at 18.00, on the basis of own measurements Fig. 3. Radiation power density as a function of the positioning angles in Poznań (Poland) on at 18.00, on the basis of own measurements 3. THE INFLUENCE OF THE SOLAR DECLINATION ANGLE ON RADIATION POWER DENSITY The solar declination angle specifies the angular position of the Sun at astronomical noon time in relation to the plane of the equator. It is determined by the consecutive number of the day of the year. Thus, it is a variable value [4, 8]. Table 2 presents a summary of sample values of momentary power registered by the insolation sensor in one of the Silesian cities [12]. The authors conducted radiation power density measurements for locations that are equivalent to the geographic location of the city of Poznań in different seasons of the

293 External conditions for using solar energy in photovoltaics 293 year (the declination angle) and at different hours of the day (the hour angle). The measurements were started in the period in which it is possible to obtain high illuminance values, that is in May; they were continued in summer months as well as in autumn and winter months. This made it possible to perform a comparative analysis of the available solar energy potential in the analyzed periods of time. Table 2. Radiation power density values of the solar radiation falling on the horizontal plane in the cities of the Silesian Voivodeship in particular days and moments in time [12] date/hour : W 323 W 587 W 522 W 12: W 1256 W 1005 W 1063 W 18: W 147 W 140 W 62 W Sample results from the measurements performed on the horizontal plane for the selected days of , 9.07., , 1.10., 2012 and for and hours are presented on Figure 4. Fig. 4. Radiation power density values for the city of Poznań on the horizontal plane on specific days and at specific moments in time on the basis of own measurements Figures 5 and 6 present the distribution of radiation power density per one second for different positions of the PV receiver for two selected days: 25 May and 25 July 2012 measured at 13:00. Modifications with respect to the receiver inclination angle β to the horizontal and the azimuth angle γ were included.

294 294 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała Fig. 5. The distribution of radiation power density per one second for different positions of the PV receiver with respect to the receiver inclination angle β to the horizontal and the azimuth angle γ, for 25 May 2012 (13.00), on the basis of own measurements Fig. 6. The distribution of radiation power density per one second for different positions of the PV receiver with respect to the receiver inclination angle β to the horizontal and the azimuth angle γ, for 25 July 2012 (13.00), on the basis of own measurements 4. THE INFLUENCE OF THE HOUR ANGLE ON RADIATION POWER DENSITY The hour angle is an astronomical coordinate in the equatorial system and it specifies the angular declination of the sunrise or sunset in relation to the local meridian [8]. It is calculated from the south to the west and 1 hour corresponds with 15 degrees. It equals zero for In the morning, the time change of an hour in relation to corresponds with a change of the angle by -15. In the afternoon, on the other hand, the time change of an hour corresponds with a change of the angle ω by +15. Table 3 presents a comparison of the values of momentary power in specific hours of the day for the territory of Silesia on [12].

295 External conditions for using solar energy in photovoltaics 295 Table 3. Momentary power of insolation for the territory of Silesia on the horizontal plane as a function of the hours of the day on hour momentary power [W] 8: : : : : : : : : : : : : : THE NUMBER OF SUNNY HOURS A parameter that characterizes the possibility of using solar energy is the period of time for which it is available during the day, that is the number of sunny hours with the luminous energy density 120 W/m 2 [5, 7]. In our climate, this is not synonymous with the number of day hours (from the sunrise to the sunset). The countries that are located in low latitude areas are characterized with a shorter day but with a dominant number of sunny hours and that is why the ratio of sunny hours to the number of day hours is higher in those areas than in Central European climate with relatively infrequent periods of cloudy weather. In connection with the clear dominance of the direct radiation element in solar radiation, the insolation in those areas is much higher than in Poland. Table 4 presents a summary of the average number of sunny hours in the winter period (January), and Table 5, respectively, in the summer period (August), measured in the Ławica airport-poznań [14]. Table 4. The number of sunny hours during the day (insolation) in January in the years year [hours] Availability [%] year [hours] Availability [%] year [hours] Availability [%]

296 296 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała The averaged value for January ( ) is 2.9 hours. Table 5. The number of sunny hours during the day (insolation) in August in the years year [hours] 8.6 8,2 8,2 9,0 Availability [%] year [hours] 8,1 9,4 6,8 8,2 Availability [%] year [hours] 7,4 10,7 7,3 8,4 Availability [%] The averaged value for August ( ) is 8.4 hours. The number of sunny hours during the day (insolation) in January and in August in the years with polynomial approximation are presented (Fig. 7). Fig.7. The number of sunny hours during the day (insolation) in January and in August in the years with polynomial approximation Table 6 presents the number of sunny hours during the day for particular months in Gran Canaria [13].

297 External conditions for using solar energy in photovoltaics 297 Table 6. The average number of sunny hours per day for particular months in Gran Canaria Month I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Gran No data No data No data Canaria 6. CLOUD COVER The characteristic features of the cloud cover in Poland include its variability in time throughout the year and relative stability for a given location. It is estimated that the cloudiest conditions exist in the north-east part of the country and the lowest level of averaged cloud cover per year can be observed in the south-west part of Poland. The remaining territory of the country demonstrates a certain level of monotony with that respect. On the basis of meteorological data it can be stated that the period characterized by the highest amount of cloud cover are winter months, from November to January. During this period, the amount of cloud cover in Poland is higher than in Austria or Hungary; however, it is considerably lower than in Russia. On the basis of many years of analysis of the data available, it was found [11], that the minimal cloud cover can be observed in May, July, and August. The lower the latitude towards the equator, the lower the cloud cover level. On average, about 140 days a year can be described as cloudy and 40 days can be described as bright. The remaining days are periods of average, temporarily variable cloud cover [10]. On the basis of own measurements of illuminance distribution, it was found that the highest level of cloud cover occurs round noon. The phenomenon occurred cyclically throughout the whole multi-day measurement task. Figures 8 presents the results of measurements of PV module characteristics for horizontal positioning on selected days in May 2012 for a cloudless sky and for considerably cloudy conditions. Fig. 8. The current and tensive characteristics of a monocrystalline USL 20 W module for cloudless and cloudy conditions

298 298 Grażyna Frydrychowicz-Jastrzębska, Artur Bugała 7. SUMMARY On the basis of the measurements of radiation power density for a photovoltaic receiver as well as the comparative analyses performed as a function of its spatial positioning for different hours of the day, days of the year and locations, it was found that: the latitude angle has a considerable influence on the possibility of using solar energy which was determined on the basis of the results of measurements of radiation power density per second for two locations with different geographic location characteristics: Poznań (Poland) and Playa del Ingles (Spain), Fig. 2 and Fig. 3, the distribution of radiation power density depends considerably on the solar declination angle (the influence of the day of the year) and on the value of the hour angle (time of the day), which was demonstrated on Fig. 4, as well as Fig. 5 and Fig.6, the value of short circuit current for photovoltaic modules depends on the illuminance value of the sunrays falling on the module. The measurements showed that six-fold decrease in the solar energy density value results in almost six-fold decrease in the current value. Thus, the value of the power generated by the system changes, the maximum momentary power for geographic locations similar to the latitude of Poland is observed between 12:00-13:00, and the minimum values are observed at sunrise and sunset., the number of sunny hours per year for Playa del Ingles located at the latitude that is twice lower than the latitude of Poznań, is over 40% higher. As it is presented in tables 4, 5 and 6 as well as on Fig. 7, the differences occur mainly during winter months, the lower the latitude, the higher the number of sunny hours, which can exceed 2500 h per year. REFERENCES [1] Frydrychowicz-Jastrzębska G., Bugała A: The influence of parameters of spatial orientation of a solar power receiver on energetic gain, Poznan University of Technology Academic Journals, 70, 2012, pp [2] Gogół W.: Helioenergetyka. Polska Energetyka Słoneczna 1, 2003, pp [3] Hassan A.N. Hejase, Ali H. Assi: Time-Series Regression Model for Prediction of Mean Daily Global Solar Radiation in Al-Ain UAE, [4] Jastrzębska G.: Ogniwa słoneczne. Konstrukcja, technologia, zastosowania, WKiŁ, Warszawa [5] Kolano J.: Systemy fotowoltaiczne zasilające elektryczne układy napędowe, PAN, Komitet Elektrotechniki, Lublin, 2002.

299 External conditions for using solar energy in photovoltaics 299 [6] Olchowik J.: Energetyka słoneczna w Europie i na świecie, Wiadomości Elektrotechniczne, 2, 2011, pp.3-5. [7] Pomierny W.: Możliwości wykorzystania energii promieniowania słonecznego do celów grzewczych w Polsce centralnej, Polska Energetyka Słoneczna 1, 2003, pp [8] Steinhauser F.: Geophysikalische Voraussetzungen für die Verwendung der Strahlenenergie der Sonne, Elektrotechnik und Maschinenbau, H1, 1977, [9] ast.wikipedia.org [10] [11] [12] [13] [14]

300

301 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Marek PALUSZCZAK* Wojciech TWARDOSZ** Grzegorz TWARDOSZ*** MONITOROWANIE PARAMETRÓW PRACY HYBRYDOWEGO ODNAWIALNEGO ŹRÓDŁA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W pracy przedstawiono możliwości monitorowania i analizowania pracy układu elektrownia wiatrowa ogniwa fotowoltaiczne magazyn energii. Wskazano na różne drogi komunikacji pomiędzy mikroprocesorowym kontrolerem a jednostką monitorującą. 1. WPROWADZENIE Począwszy od roku 2013 przewiduje się szybki wzrost udziału mikrogeneracji odnawialnych źródeł energii (OZE) w wytwarzaniu energii elektrycznej. Dotyczy to zarówno systemów typu off grid jak i on grid. Nowa Ustawa o OZE, przewidywany termin wniesienia Ustawy pod obrady Sejmu RP, to koniec pierwszego kwartału br., ma gwarantować korzystne warunki dla inwestorów w tego typu źródła energii. Rozwój technologii AMI prowadzi do osiągnięcia monitorowania, sterowania i zarządzania siecią elektroenergetyczną na poziomie SMART GRID. Na rysunku 1 przedstawiono schemat sieci SMART GRID. W sieciach SMART GRID, w przypadku mikrogeneracji typu on grid, rozwój technologii AMI jest ukierunkowany na dwustronną komunikację z systemami HAN. czy HEMS, rzadziej bezpośrednio z siecią elektroenergetyczną. W przypadku mikrogeneracji typu off grid rozwój technologii komunikacyjnych idzie w kierunku monitorowania i/lub sterowania oraz zarządzania pracą układu. Rozwój drugiej technologii związany jest bezpośrednio z zaawansowania poziomu infrastruktury technicznej [1, 2]. Mikrogeneracja źródeł energii typu off grid jest coraz częściej stosowana w domach rekreacyjnych [3]. W wielu przypadkach nie zalicza się ich do budynków mieszkalnych całorocznych. Pośrednicy w handlu nieruchomościami * ENERGA OPERATOR TOO Sp. z o.o., Kalisz. ** WEGA, Poznań. *** Politechnika Poznańska.

302 302 Marek Paluszczak, Wojciech Twardosz, Grzegorz Twardosz wskazują jednak na istotny wzrost zainteresowania klientów zakupem nieruchomości rekreacyjnych klasy całorocznej. Rys. 1. Koncepcja SMART GRID [oprac. własne] 2. ANALIZA PRACY UKŁADU W pracy przedstawiono możliwości zakresu analizy pracy, przy wykorzystaniu możliwości komunikacji bezprzewodowej i przewodowej, zainstalowanego w 2012 roku układu hybrydowego złożonego z elektrowni wiatrowej, ogniwa PV oraz akumulatorowego magazynu energii, na terenie województwa wielkopolskiego. Na rysunku 2 przedstawiono schemat połączeń elementów układu do kontrolera. Rys. 2. Układ połączeń kontrolera [oprac. własne]

303 Monitorowanie parametrów pracy hybrydowego odnawialnego źródła 303 Kontroler ma za zadanie sterowanie pracą mikroźródeł i magazynem energii. Oprogramowanie pozwala na pracę z falownikami zarówno typu off grid jak i on grid. Niezależnie od rodzaju pracy mikrofalownika układ połączeń jest podobny, (rys. 3). Rys. 3. Schemat połączeń inwertera z systemem hybrydowym [oprac. własne] W przypadku inwertera off grid można dodatkowo zainstalować interfejs, czyli w tym przypadku układ przełączający typu off on. Pracę układu można indywidualnie programować, zarówno w funkcji pracy różnych kombinacji połączeń źródeł energii elektrycznej, jak i czasu pracy wybranych elementów systemu. Wartość wytworzonej energii elektrycznej, można obserwować w czasie rzeczywistym, w trybie 24 h, tygodniowym, miesięcznym i rocznym. Wyniki mogą być prezentowane także w formie graficznej. 3. WYBÓR SYSTEMU KOMUNIKACJI ŹRÓDŁO ENERGII - UŻYTKOWNIK. STUDIUM PRZYPADKU Analizie poddano możliwość komunikacji układ - centrum monitorowania poprzez kontroler typu WSH 0,3-0,15 elektrowni wiatrowej TVK 0,3/12, ogniwa PV o mocy 150 W i akumulatorowego magazynu energii o Q = 100 Ah. Oprogramowanie kontrolera umożliwia różny, tj. bezprzewodowy, przewodowy i mieszany sposób komunikacji z systemem monitorowania. Na rys. 4 przedstawiono przewodową komunikację kontrolera układu hybrydowego z systemem monitorowania. Port RS 484 wykorzystuje się przy większych odległościach kontrolera od komputera. Oprogramowanie umożliwia łączność kilku kontrolerów z centrum monitorowania. W przypadku technologii bezprzewodowej jest możliwe podłączenie odpowiedniego interfejsu i routera. W przypadku znacznej

304 304 Marek Paluszczak, Wojciech Twardosz, Grzegorz Twardosz odległości jednostek podstawowych od centralnej, wykorzystuje się komunikację drogą bezprzewodową GPRS DTU. Soft ware umożliwia wykorzystanie mieszanego sposobu komunikacji. Na rys. 5 i 6 przedstawiono okna dialogowe oprogramowania kontrolera w wersji 2.0. Okno dialogowe, przedstawione na rys. 5, jest pierwszym, które po uruchomieniu programu jest dostępne dla odbiorcy. Okno podzielono na 7 segmentów, w tym trzy graficzne. Okno dialogowe, przedstawione na rys. 6, jest typowo graficznym. Istnieje możliwość wizualizacji przebiegów zmian U, I, P, W w różnych okresach czasu, dla różnych źródeł energii elektrycznej. Rys. 4. Przewodowa komunikacja kontroler WSH 0,3-0,15 - centrum monitorowania [oprac. własne] Rys. 5. Okno dialogowe

305 Monitorowanie parametrów pracy hybrydowego odnawialnego źródła 305 Rys. 6. Okno dialogowe Oprogramowanie umożliwia w czasie rzeczywistym na monitorowanie podstawowych parametrów wszystkich elementów układu napięcia, prądu, mocy i energii. Sygnalizowany jest również aktualny stan pracy elementów układu. Typowe parametry graniczne są zaprogramowane przez producenta oprogramowania. Istnieje możliwość zmiany ustawień. Wyniki mogą być przedstawione graficznie. 4. WNIOSKI Wykorzystanie OZE w domkach rekreacyjnych staje się coraz powszechniejsze. Inwestycja w elektrownie wiatrową o mocy 300 W z kontrolerem, to koszt rzędu 4000 PLN netto. Cena ogniw PV kształtuje się na poziomie 4 PLN/W. Cena akumulatora żelowego o pojemności 100 AH wynosi około 3000 PLN netto. Montaż elementów układu jest prosty i tani. Możliwość monitorowania parametrów pracy jest pierwszym krokiem do sterowania i zarządzania pracą systemu. Polkomtel w niedługim czasie zamierza rozszerzyć swoje usługi także na dwustronną komunikację z innymi elementami systemu HAN. Oprogramowanie kontrolera WSH 0,3-0,15 umożliwia takie rozwiązanie. W przypadku, kiedy odbiory wymagają zasilania napięciem AC można z powodzeniem zastosować dostępne na rynku falowniki małej mocy do kilkuset watów. Cena falownika typu off grid o mocy około 300 W jest rzędu 1200 PLN netto. Wykorzystanie OZE o małej mocy w systemach off grid, przy oczekiwanych wysokich dotacjach w ramach projektów UE, będzie z pewnością coraz większe.

306 306 Marek Paluszczak, Wojciech Twardosz, Grzegorz Twardosz Rozwój technologii AMI, ukierunkowany przede wszystkim na SMART GRID, umożliwi także dwukierunkową komunikację i monitoring, sterowanie i zarządzanie systemami off grid [1, 2, 3]. LITERATURA [1] Popczyk J., Energetyka rozproszona, PKEOM, Warszawa, [2] Paska J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa, [3] Paluszczak M., Twardosz G., Electric energy storage in SMART GRID. Electrical Engineering, Poznań University of Technology, Academic Journals, Poznań, 2011, p MONITORING WORKING PARAMETRICS OF HYBRIDIC RENEVABLE ENERGY SOURCES In this paper are presented acceptable methods of monitoring and analyse various elements hybridic feed systems. Indicate various paths between communication systems and microprocessoring controller and monitoring unit.

307 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Jan KURASZKIEWICZ* Grzegorz TWARDOSZ** INFRASTRUKTURA INTELIGENTNEGO OPOMIAROWANIA ELEMENTEM SMART GRID W pracy przedstawiono stan obecny wdrażania inteligentnych systemów pomiarowych jako elementu Smart Grid w Polsce. Przeanalizowano zalety i wady systemów zdalnego odczytu energii elektrycznej prowadzonych w dużym zakresie np. w ENERGA S.A., jak i pilotażowych projektów. Wskazano na korzyści z wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych dla Operatorów Sieci Dystrybucyjnych. 1. WPROWADZENIE Korzyści z wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych, określanych jako AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) dla Operatorów Sieci Dystrybucyjnej (OSD), można podzielić na bezpośrednie i pośrednie [1, 2]. Za najważniejsze korzyści z grupy bezpośrednich uważa się obniżenie strat handlowych i technicznych. Do strat handlowych zalicza się m.in. straty spowodowane przez nielegalny pobór energii elektrycznej. Wprowadzenie AMI umożliwi przekazywanie danych w czasie rzeczywistym, co znacznie powinno poprawić wykrywanie m.in. źródeł nielegalnego poboru energii elektrycznej. Obecnie straty tego rodzaju w Polsce szacuje się na około 9%. W tabeli 1 przedstawiono przewidywane tempo rozwoju infrastruktury AMI mierzone ilością zainstalowanych inteligentnych liczników energii elektrycznej. Tabela 1. Rozwój infrastruktury AMI [opr. własne] Kraj Liczba zamontowanych inteligentnych liczników w 2011r. prognoza w 2020r. USA 8 mln 60 mln Chiny 500 tys. (2010r.) 350 mln (2030r.) Indie mln Brazylia - 63 mln Płd. Korea 750 tys. 24 mln UE 45 mln 240 mln Polska 60 tys. 3,29 mln (2018) * Aldesa Polska. ** Politechnika Poznańska.

308 308 Jan Kuraszkiewicz, Grzegorz Twardosz Z analizy wyników przedstawionych w tabeli 1 widać bardzo dynamiczny wzrost ilości zamontowanych liczników. W krajach UE przewidywany na najbliższe lata wzrost instalacji inteligentnych liczników wskazuje na to, że OSD powinno bardzo uważnie analizować plan do możliwości zakupu odpowiedniej ilości liczników. Jest prawdopodobne, że popyt przewyższy podaż, co może prowadzić do konieczności skorzystania z liczników o gorszych parametrach. Wprowadzenie systemu inteligentnych sieci jest podyktowane także wdrożeniem dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady: z 2009/72/WE dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, z 2009/28/WE dotyczącej promowania i stosowania energii ze źródeł odnawialnych oraz 2012/27/WE w sprawie efektywności energetycznej. 2. INFRASTRUKTURA AMI Niezależnie od wyboru technologii, architekturę systemu komunikacji w Smart Grid dzieli się na ogół na trzy poziomy lub warstwy np. dolna, środkowa i górna warstwa. Warstwa to zespół urządzeń teleinformatycznych, umożliwiających zbieranie i przesyłanie, kompilowanie i opracowanie danych oraz przystosowanych do dwustronnej komunikacji [2 5]. Kanały komunikacyjne zapewniają dwukierunkowy dostęp pomiędzy warstwami. Na rys. 1 przedstawiono architekturę systemu AMI. Rys. 1. Architektura systemu AMI [opr. własne]

309 Infrastruktura inteligentnego opomiarowania elementem Smart Grid 309 Duże znaczenie, jako medium komunikacyjne, mają sieci rozdzielcze niskiego i średniego napięcia, PLC (ang. Power Line Carrier lub częściej Power Line Communication). 3. PRZYSTOSOWANIE INFRASTRUKTURY AMI DO MONITOWANIA NIELEGALNEGO POBORU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Wprowadzenie technologii AMI prowadzących do osiągnięcia poziomu Smart Grid prowadzi się w UE, w tym w Polsce, metodą step by step [4 5]. W Polsce Grupa ENERGA jest liderem w wprowadzaniu najnowszych technologii i rozwiązań z zakresu AMI. W pierwszym kwartale 2013 roku rozpocznie się instalacja 310 tys. inteligentnych liczników w technologii PRIME. W pierwszym etapie zainstalowano nieco ponad 100 tys. inteligentnych liczników. Grupa ENERGA do końca 2020 zamierza przeznaczyć na rozwój Smart Grid około 1,4 mld PLN. W technologii PRIME (ang. Power line Inteligent Metering Evolution) wykorzystuje się przesył wąskopasmowy. Komunikacja jest zorientowana w trybie master/slave. Obecnie w warstwie fizycznej stosuje się modulacje OFDM. Prędkość transmisji danych jest uzależniona od typu modulacji i sposobu kodowania. Identyfikacja obiektu jest realizowana przy użyciu kodu OBIS, przy modelu informatycznym COSEM. Zaletą modelu danych COSEM jest fakt, że jest on w pełni niezależny do protokołu warstwy aplikacyjnej. W technologii PRIME moduł komunikacyjny ma integrować także sieci HAN (ang. Home Area Network). Komunikacja pomiędzy modułem komunikacji, a koncentratorem powinna odbywać się z wykorzystaniem licznika i technologii PLC, (PLCL V). Pasmo częstotliwości stosowane w PRIME jest zgodne z EV /2001+A1/2010. Przesyłanie danych ma poziom bezpieczeństwa AES-128 (AES GCM 128). Tryb pracy hest szyfrowo-uwierzytelniający. Dane są przesyłane w protokole DCSML jako rozszerzony standard SML, definiujący model informatyczny COSEM. Jest on zorientowany i pracuje w układzie klient-serwer. Kradzież lub nieuprawniony pobór energii elektrycznej prowadzi się zasadniczo w dwojaki sposób, tj. poprzez ingerencję w układ pomiarowy licznika lub działania przelicznikowe. Sposób pierwszy wiąże się z demontażem plomby monterskiej. Poniżej przedstawiono sposoby najczęściej stosowane w przypadku inteligentnych liczników. Na rys. 2 przedstawiono prawidłowy układ połączeń, czyli ponad 90% odbiorców. Na rys. 3-7 przedstawiono najczęściej stosowane sposoby nieuprawnionego poboru energii elektrycznej.

310 310 Jan Kuraszkiewicz, Grzegorz Twardosz Rys. 2. Prawidłowy układ połączeń licznika energii elektrycznej: 1-1 zaciski WE układu pomiarowego licznika, 2 2 zaciski WY układu pomiarowego licznika Rys. 3. Kradzież energii elektrycznej poprzez zmianę podłączenia WE/WY [opr. własne] 1-1 zaciski WE układu pomiarowego licznika, 2 2 zaciski WY układu pomiarowego licznika Układ pomiarowy licznika (rys. 3) wykrywa zmianę kierunku prądów, w porównaniu do prawidłowej drogi przepływu i daje informację alarmową. Rys. 4. Kradzież energii elektrycznej poprzez bocznikowanie licznika [opr. własne] 1-1 zaciski WE układu pomiarowego licznika, 2 2 zaciski WY układu pomiarowego licznika Układ pomiarowy licznika (rys. 4) pozwala na wykrycie różnicy pomiędzy wartością I 1 i I 2. W wyniku tego porównania, układ wysyła informację typu alarm. Sposób ten, przy prawidłowo wykonanej instalacji jest trudny do wykrycia.

311 Infrastruktura inteligentnego opomiarowania elementem Smart Grid 311 N L WE I 1 = WY 1' 2' I 2 Rys. 5. Kradzież energii elektrycznej poprzez przełączenie przewodu L i odłączenie przewodu N [opr. własne] 1-1 zaciski WE układu pomiarowego licznika, 2 2 zaciski WY układu pomiarowego licznika Układ pomiarowy (rys. 5) analizuje stan pracy tzn. brak przepływu prądu I 1 i nieprawidłowy kierunek I 2 i przekazuje sygnał alarmowy. Rys. 6. Kradzież energii poprzez podłączenie części odbiorników przed licznikiem [opr. własne] 1-1 zaciski WE układu pomiarowego licznika, 2 2 zaciski WY układu pomiarowego licznika W przypadku z rys. 6, wskazania licznika bilansującego pozwalają na wychwycenie takiego sposobu kradzieży energii elektrycznej. Rys. 7. Kradzież energii poprzez podłączenie części odbiorników przed licznikiem i nie podłączenie przewodu N [opr. własne] 1-1 zaciski WE układu pomiarowego licznika, 2 2 zaciski WY układu pomiarowego licznika

312 312 Jan Kuraszkiewicz, Grzegorz Twardosz Sposób kradzieży, przedstawiony na rys. 7, zostaje wychwycony przez licznik bilansujący. Spowoduje to wysłanie odpowiedniego alarmu do Centralnego Systemu Zarządzani a Danymi. Można także wskazać na inne, rzadziej stosowane sposoby kradzieży. Do takich sposobów można zaliczyć całkowite zasilanie odbiorników przed licznikiem. Licznik energii wskazuje wtedy I 1 = I 2 = 0. Układ pomiarowy wysyła sygnał alarmowy. Może być on interpretowany także jako uszkodzenie licznika. Zastosowanie licznika energii uznawany za inteligentny nie eliminuje jej nielegalnego poboru. Niezależne, dwukrotne opomiarowanie każdego odbiorcy prowadzi w 100% do wykrycia sprawcy źródła nielegalnego poboru energii elektrycznej. Z technicznego punktu widzenia i możliwości struktury AMI jest to możliwe, jednak ze względów ekonomicznych jest to nieuzasadnione. Wydaje się, że umieszczenie 100% liczników w budynkach na poziomie parteru, ograniczy nielegalny pobór związany z ingerencją w licznik. Nie wiadomo, jak takie działanie wpłynie na nielegalny przedlicznikowy pobór energii elektrycznej. Wykrycie źródła nielegalnego poboru energii nie jest jednoznaczne z wykryciem sprawcy. 5. PODSUMOWANIE Na podstawie analiz PSE Ministerstwo Gospodarki oszacowało, że 6 mld PLN zainwestowanych w budowę systemu AMI, w ciągu 15 lat przyniesie 12,4 mld zysku. Z tego 4,5 mld przypadnie OSD. Nieco ponad 2,7 mld PLN mają wynieść łączne korzyści dla odbiorców energii. Taka sama kwota zysku przewidywana jest dla sprzedawców energii. Pozostałe 2,4 mld PLN ma otrzymać PSE Operator. Na efektywność inwestycji w rozwój AMI istotny wpływ będzie miał m.in. pobór mocy przez liczniki. W przypadku liczników jednofazowych pobór mocy zawiera się pomiędzy 0,5 a 1,5 W. Pobór mocy przez koncentratory jest znacznie wyższy. Występują także znaczne różnice w poborze mocy przez koncentratory różnych producentów. Zastosowanie liczników inteligentnych, w tym liczników bilansujących, wpłynie na zwiększenie wykrywania źródeł nielegalnego poboru energii elektrycznej. Ernst Young [1] wskazuje nawet na konieczność zastosowania dodatkowej aplikacji business intelligence. Aplikacja powinna pozwolić na wytypowanie klientów lub grup klientów, którzy mogą potencjalnie nielegalnie pobierać energię elektryczną [1, 5]. Metody komunikacji AMI pozwolą co prawda na określenie miejsca nielegalnego poboru energii elektrycznej, jednak nie likwiduje to problemu. Konieczne są zmiany prawne. Obecnie Sąd Najwyższy stwierdził, że definicja nielegalnego poboru energii elektrycznej jest wypełniona tylko wtedy, gdy taka energia została rzeczywiści pobrana. W praktyce oznacza to konieczność stwierdzenia nielegalnego poboru podczas kontroli. Mając w perspektywie pewność wzrostu cen za energię elektryczną, w najbliższych latach ryzyko nasilenia się zjawiska nielegalnego poboru wydaje się bardzo prawdopodobne. Dlatego przynajmniej przez kilka lat nie należy

313 Infrastruktura inteligentnego opomiarowania elementem Smart Grid 313 rezygnować całkowicie z wizyt pracowników energetyki u odbiorców. Taka rezygnacja mogłaby doprowadzić do odmiennych skutków od zamierzonych, tzn. do zwiększenia nielegalnego poboru całkowicie lub częściowo przelicznikowych. Wprowadzenie AMI nie powinno w sposób znaczący wpłynąć na nielegalny pobór energii elektrycznej. LITERATURA [1] Instytut Energetyki, Oddział Gdańsk, Studium wdrożenia inteligentnego pomiaru energii elektrycznej w Polsce, Gdańsk, [2] Paluszczak M., Twardosz G., Electric energy storage in SMART GRID, Electrical Engineering, Poznań University of Technology, Academic Journals, Poznań, 2011, p [3] Giordano V. and others: Smart Grid projects in Europe: lessons learned and current development. Publications office of the European Union, EU, [4] Heinen S. and others: Impact of Smart Grid Technologies on Peak doad to 2050 OECD/IEA, Paris, [5] Ernst&Young: Nowoczesna infrastruktura pomiarowa w krajach Europy Centralnej i Południowo-wschodniej aktualny stan wdrożeniowy, plany, perspektywy. Ernst&Young, INTRASTRUCTURE OF INTELLIGENT MEASUREMENTS AS ELEMENT SMART GRID In this paper are presented present state of intelligent measurements systems as part of Smart Grid. Are analized adventages and disadventages remotely separation electric energy. Are described pilotages programes and wide conducted projects AMI. Are indicated adventages AMI for operator distribution system.

314

315 POZNAN UNIVE RSITY OF TE CHNOLOGY ACADE MIC JOURNALS No 74 Electrical Engineering 2013 Tomasz JARMUDA* BADANIE TERMOGRAFICZNE POMIESZCZENIA Z KOMINKIEM OPALANYM BIOMASĄ W WARUNKACH NIEUSTALONYCH PRZEBIEGÓW TEMPERATURY Artykuł przedstawia szczegółową analizę energetyczną domku jednorodzinnego w aspekcie energooszczędności. W pracy przedstawiono wyniki zapotrzebowania domku jednorodzinnego na energię cieplną uzyskiwaną z odnawialnego źródła energii, jakim jest biomasa o wartości energetycznej 15 MJ/kg. Analiza energetyczno-ekologiczna obejmuje rzeczywiste strumienie energii w budynku, a bilans energetyczny rozpatrywany jest w tradycyjnych analizach zużycia energii. Określono zapotrzebowanie na energię do ogrzewania budynku, przeanalizowano warunki klimatyczne oraz temperaturę wewnętrzną pomieszczeń. Analiza zużycia energii cieplnej w budynku została przeprowadzona w oparciu o pomiary termowizyjne, wykonane kamerą termowizyjną typu SONEL KT 160A. Pomiary zostały przeprowadzone w pomieszczeniu domku jednorodzinnego, gdzie znajduje się kominek z płaszczem wodnym, opalany biomasą. Wymiary pomieszczenia, gdzie przeprowadzono pomiary: l = 7,20 m (długość); w = 3,80 m (szerokość); h = 2,60 m (wysokość). Pomiary termowizyjne zostały wykonane w miejscowości Rogowo, dnia: r. w godz. 15:30-16:00, przy temperaturze zewnętrznej powietrza t z = +4 C. 1. WSTĘP Zużycie ciepła budynku jest funkcją szeregu czynników. Czynniki te można podzielić na cztery grupy. Pierwsza grupa to czynniki opisujące jakość cieplną obudowy budynku. Druga grupa to sprawności cząstkowe (wytwarzania, przesyłu i regulacji, akumulacji oraz wykorzystania) instalacji wewnętrznych (centralnego ogrzewania, wentylacji i klimatyzacji, przygotowania ciepłej wody użytkowej), które to z kolei oddziałują na sprawność użytkową tych systemów. Grupa trzecia to czynniki zewnętrzne w postaci warunków środowiska zewnętrznego (temperatury otoczenia, natężenia promieniowania słonecznego, prędkości wiatru, opadów atmosferycznych czy długości sezonu grzewczego). Ostatnia, czwarta grupa to czynniki określające sposób użytkowania budynku, często znacznie odbiegający od założeń projektowych. Przykładowo na zużycie ciepła w budynku znaczący wpływ będzie miała obecność lub brak systemu rozliczeń za pobrane ciepło (system bezpośredni liczniki ciepła lub system pośredni podzielniki kosztów) [16]. * Politechnika Poznańska.

316 316 Tomasz Jarmuda Zagadnienia związane z poprawą efektywności energetycznej budynków mieszkalnych prezentowano m.in. w pracach [14, 15, 19], dla budynków edukacyjnych przedstawiono w publikacjach [5, 6-8, 9-13, 17], natomiast dla obiektów szpitalnych w badaniach [2, 3]. W myśl ustawy dotyczącej wspierania termomodernizacji i remontów [18], do przedsięwzięć termo modernizacyjnych zaliczamy ulepszenia, w wyniku których następuje przynajmniej od 10 do 25% (w zależności od typu modernizacji i wcześniejszych usprawnień) zmniejszenie rocznego zapotrzebowania na energię do ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej [16]. 2. INSTALACJA CENTRALNEGO OGRZEWANIA BUDYNKU 2.1. Instalacja grzewcza domu Zaprojektowano instalację centralnego ogrzewania pompową, systemu zamkniętego z rozdziałem dolnym. Rozprowadzenie czynnika grzejnego w systemie dwururowym rozgałęzionym. Czynnikiem grzejnym jest woda o parametrach: t = 90/70 C. Źródłem ciepła jest kominek z płaszczem wodnym, zainstalowany w salonie. Wymagana moc grzejna kominka (kocioł kominkowy LECHMA Poznań PL 190): P = 19 kw. Pompa elektryczna o parametrach: U = 230/240 V, f = 50 Hz, podgrzewacz wody o objętości V = 140 litrów, zbiornik wyrównawczy o objętości V = 20 litrów Przewody instalacji grzewczej Prowadzenie rur w budynku zaprojektowano w systemie dwururowym. Czynnik grzejny rozprowadzany jest do poszczególnych grzejników przewodami z rur PE z osłoną antydyfuzyjną, przeznaczonych do złącz zaciskowych z pierścieniem pełnym. Rury te stosowane są do pracy ciągłej w temp. t = 95 C i ciśnieniu p = 0,6 MPa. Zaprojektowano prowadzenie rur PE w posadzce systemem rura w rurze tzn. rura PE w rurze osłonowej PESZEL. Rura osłonowa prowadzona w posadzce została zabetonowana po montażu. Unikano układania rur w linii prostej, stosując łagodne łuki, co dało efekt samokompensacji Grzejniki, armatura grzejnikowa i odcinająca Jako elementy grzejne zainstalowano grzejniki stalowe, płytowe typu 22 V i 33V/ króćce przyłączeniowe oddolne z zaworem grzejnikowym i głowicą termostatyczną oraz ręcznym zaworem odpowietrzającym. Wykonaną instalację grzewczą poddano płukaniu i próbie ciśnieniowej. Całość prac wykonano zgodnie z Warunkami technicznymi wykonania i odbioru robót budowlanomontażowych, cz. II Roboty instalacji sanitarnych i przemysłowych.

317 Badanie termograficzne pomieszczenia z kominkiem opalanym biomasą POMIARY TERMOWIZYJNE POMIESZCZENIA Z KOMINKIEM 3.1. Bilans energetyczny budynku Badania termowizyjne pomieszczenia z kominkiem pozwoliły na określenie wartości parametrów poszczególnych obiektów. Parametry obiektu to: temperatura maksymalna i minimalna, maksymalna i minimalna emisyjność, wilgotność i temperatura otoczenia. Przeprowadzone badania termowizyjne stanowią początek badań, zmierzających w kierunku dokładnego określenia bilansu energetycznego obiektu budowlanego. Celem następnych badań jest dokonanie pomiarów termowizyjnych całego domku jednorodzinnego o następujących parametrach technicznych: powierzchnia zabudowy S = 113,03 m 2, powierzchnia całkowita S = 200,52 m 2, powierzchnia użytkowa części mieszkalnej A = 141,44 m 2, kubatura części ogrzewanej V = 604,7 m 3, współczynnik kształtu A/V = 0,23 m 2 /m 3, ogrzewanie kominek z płaszczem wodnym na biomasę. Następnym etapem badań jest określenie bilansu energetycznego dla domku jednorodzinnego, zgodnie z równaniem (1). gdzie: d i i E d i E, E, w k u (1) k E, - strumień i-tej energii dostarczanej [kj/(m 2 rok)], tej energii wyprowadzanej [kj/(m 2 rok)], E, - strumień k- w k Eu - strumień energii akumulowanej w budynku [kj/(m 2 rok)] [1]. Uproszczony bilans energii roczny zapisuje się zwykle w postaci równania (2). Q h Q Q Q Q Q Q Q (2) s i sc gdzie: Q h sezonowe zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania [kj/(m 2 rok)], Q s wykorzystane zyski ciepła od słońca [kj/(m 2 rok)], Q i wykorzystane wewnętrzne zyski ciepła [kj/(m 2 rok)], Q sc strata ciepła przez ściany zewnętrzne [kj/(m 2 rok)], Q st strata ciepła przez stropodach [kj/(m 2 rok)], Q w strata ciepła przez okna [kj/(m 2 rok)], powietrza wentylacyjnego [kj/(m 2 rok)], [kj/(m 2 rok)] [1]. st w a Q a ciepło pobrane na podgrzanie Q strata ciepła do gruntu g g

318 318 Tomasz Jarmuda 3.2. Badanie termowizyjne pomieszczenia z kominkiem Termografia to proces obrazowania w paśmie średniej podczerwieni (długości fali od ok. λ = 0,9 μm do λ = 14 μm). Pozwala on na rejestrację promieniowania cieplnego emitowanego przez ciała fizyczne w przedziale temperatur spotykanych w warunkach codziennych, bez konieczności oświetlania ich zewnętrznym źródłem światła oraz dodatkowo, na dokładny pomiar temperatury tych obiektów. Termografia obecnie uważana jest za najbardziej atrakcyjną metodę pomiaru temperatury na odległość [20]. Badania termowizyjne w budownictwie wykorzystywane są do sprawdzania jakości i szczelności izolacji budynków. Są szybką, nowoczesną i niezawodną metodą diagnostyczną izolacyjności cieplnej budynków oraz jakości wykonania. Na wiarygodność pomiaru temperatury przy pomocy termowizji ma wpływ szereg czynników towarzyszących pomiarowi. Dokładny pomiar rozkładu temperatury wymaga dodatkowych zabiegów mających na celu określenie emisyjności badanej powierzchni, wyeliminowanie wpływu ewentualnych błędów w jej określeniu oraz określenie wpływu otoczenia na wynik pomiaru. Z powodu tych trudności w termowizyjnych badaniach izolacyjności cieplnej ścian budynków stosuje się na ogół podejście jakościowe lokalizując jedynie miejsca o podwyższonej temperaturze i tym samym o nadmiernych stratach ciepła, nie dążąc do wyznaczenia dokładnej wartości temperatury [20]. Na rysunku 1-12 przedstawiono termogramy, wykonane kamerą termowizyjną typu SONEL KT 160A o wysokiej rozdzielczości. Termogramy stanowią zapis obrazu cieplnego obiektów wraz z izotermami. Barwy widoczne na obrazie termogramu są umownie przypisane do poszczególnych wartości temperatur. Rys. 1. Pomiar termowizyjny - termogram nr 1

319 Badanie termograficzne pomieszczenia z kominkiem opalanym biomasą 319 Rys. 2. Pomiar termowizyjny - termogram nr 2 Rys. 3. Pomiar termowizyjny - termogram nr 3 Rys. 4. Pomiar termowizyjny - termogram nr 4 Rys. 5. Pomiar termowizyjny - termogram nr 5

320 320 Tomasz Jarmuda Rys. 6. Pomiar termowizyjny - termogram nr 6 Rys. 7. Pomiar termowizyjny - termogram nr 7 Rys. 8. Pomiar termowizyjny - termogram nr 8 Rys. 9. Pomiar termowizyjny - termogram nr 9

321 Badanie termograficzne pomieszczenia z kominkiem opalanym biomasą 321 Rys. 10. Pomiar termowizyjny - termogram nr 10 Rys. 11. Pomiar termowizyjny - termogram nr 11 Rys. 12. Pomiar termowizyjny - termogram nr BADANIE TERMOGRAFICZNE POMIESZCZENIA Z KOMINKIEM 4.1. Analiza komputerowa termogramów Badaniu termograficznemu poddano pomieszczenie o wymiarach: l = 7,20 m (długość); w = 3,80 m (szerokość); h = 2,60 m (wysokość). Powierzchnia użytkowa pomieszczenia: A = 27,36 m². Kubatura części ogrzewanej

322 322 Tomasz Jarmuda pomieszczenia: V = 71,14 m³. Współczynnik kształtu pomieszczenia: A/V = 0,38 m²/m³. Analiza komputerowa termogramów zastała przeprowadzona przy użyciu specjalistycznego oprogramowania Sonel ThermoAnalyze. Komputerowe wersje termogramów zaprezentowano na rys Dla każdego termogramu wygenerowano histogram, który w sposób graficzny prezentuje procentowy udział poszczególnych wartości temperatur badanego obiektu. Z każdego termogramu możemy odczytać maksymalną i minimalną wartość temperatury, są to punkty opisane na termogramie jako Min i Max. Rys. 13. Analiza komputerowa termogramu nr 1 Rys. 14. Analiza komputerowa termogramu nr 2 Rys. 15. Analiza komputerowa termogramu nr 3

323 Badanie termograficzne pomieszczenia z kominkiem opalanym biomasą 323 Rys. 16. Analiza komputerowa termogramu nr 4 Rys. 17. Analiza komputerowa termogramu nr 5 Rys. 18. Analiza komputerowa termogramu nr 6 Rys. 19. Analiza komputerowa termogramu nr 7

324 324 Tomasz Jarmuda Rys. 20. Analiza komputerowa termogramu nr 8 Rys. 21. Analiza komputerowa termogramu nr 9 Rys. 22. Analiza komputerowa termogramu nr 10 Rys. 23. Analiza komputerowa termogramu nr 11

325 Badanie termograficzne pomieszczenia z kominkiem opalanym biomasą 325 Rys. 24. Analiza komputerowa termogramu nr Symulacja komputerowa rozkładu temperatury Symulację komputerową rozkładu temperatury w [ C] na parterze domku jednorodzinnego typu eko-building, wyposażonego w nowoczesny kominek z płaszczem wodnym, opalanym biomasą o wartości energetycznej 15 MJ/kg, zamodelowano w programie Delphi 7 i przedstawiono na rys. 25 [4]. Rys. 25. Symulacja komputerowa rozkładu temperatury w pomieszczeniu z kominkiem 5. PODSUMOWANIE Analiza termowizyjna pomieszczenia z kominkiem, opalanym biomasą została przeprowadzona w warunkach nieustalonych przebiegów temperatury, tzn. w czasie wykonywania pomiarów w pomieszczeniu miały miejsce zmienne w czasie przebiegi temperatury oraz zmienne w czasie, często przypadkowe, wewnętrzne zyski energii. Takie przebiegi procesów nieustalonych odbywają się w obiekcie w sposób ciągły. Ich uwzględnienie w bilansie energii budynku wymaga stosowania szczególnych narzędzi obliczeniowych, które biorą pod uwagę wszystkie założone w rozpatrywanym obiekcie czynniki, łącznie z ich dynamiką, mające wpływ na przebieg procesów przepływu ciepła i zużycie energii [1].