„Ograniczanie przerw w dostawie energii elektrycznej sieciami SN.”

Wstęp

Przerwa w zasilaniu jest to stan, w którym napięcie na zaciskach u odbiorcy jest bliskie zeru. Napięcie „bliskie zeru" definiowane jest przez PN 50160, jako „mniejsze niż 1% napięcia znamionowego'".

Przerwy w zasilaniu zazwyczaj inicjowane są przez zwarcia, konsekwencją których są działania zabezpieczeń i wyłączenia. Występują również inne przyczyny przerw, jak np. zbędne działanie zabezpieczeń, zerwanie przewodu czy interwencje personelu. Przerwy można także podzielić na planowane i przypadkowe. Jednak zasadniczy podział przerw w zasilaniu dokonywany jest wg czasu ich trwania, który to czas wynika ze sposobu przywracania zasilania. Rozróżnia się zatem przerwy: a) likwidowane przez automatyczne przełączenia, b) likwidowane przez ręczne przełączenia i c) likwidowane po naprawie lub wymianie uszkodzonego elementu.

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

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

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

Dla większości odbiorców przemysłowych, bądź wydzielonych grup odbiorników u tych odbiorców, określa się indywidualne warunki dotyczące niezawodności zasilania i jakości energii elektrycznej. Zwykle są to wymogi bardziej zaostrzone niż dla odbiorców zasilanych z sieci komunalnej. Często wymagania te mogą być spełnione przy użyciu stosunkowo prostych środków, takich jak niezależne, własne źródło rezerwowego zasilania bądź układ bezprzerwowego zasilania. Obecnie istnieje bogata oferta dostępnych na rynku różnorodnych urządzeń rezerwowego zasilania, a ich wybór zależny jest od właściwości zasilanego odbiornika oraz od dopuszczalnych tolerancji dotyczących rodzaju, czasu trwania i głębokości spodziewanych zakłóceń.

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

Kategoria	Wymagania dotyczące niezawodności	Możliwe rozwiązanie	Przykładowi odbiorcy
I - podstawowa	Dopuszczalne stosunkowo długie przerwy w zasilaniu, rzędu wielu minut.	Zasilanie pojedynczą linią promieniową z sieci elektroenergetycznej. Brak wymogu zasilania rezerwowego.	Domy jednorodzinne na terenach wiejskich i w rzadkiej zabudowie miejskiej, nieduże bloki mieszkalne.
II - średnia	Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać kilku dziesiątek sekund	Agregat prądotwórczy. Oświetlenie awaryjne.	Wysokie budynki mieszkalne.
III - wysoka	Przerwy w zasilaniu nie powinny przekraczać 1 sekundy.	Dwie niezależne linie zasilające z systemu elektroenergetycznego i system zasilania rezerwowego z pełną automatyką sterowania zasilania rezerwowego.	Duże hotele, szpitale, stacje radiowe i telewizyjne, dworce kolejowe i porty lotnicze.
IV - najwyższa	Zasilanie bezprzerwowe. Niedopuszczalna j est przerwa w zasilaniu wybranych urządzeń.	Zasilanie bezprzerwowe ze źródła rezerwowego. Agregat prądotwórczy przystosowany do długotrwałego zasilania.	Wybrane odbiory w obiektach wymienionych w kategorii III, np. sale operacyjne szpitali, systemy komputerowe banków, giełdy.

Dyspozycyjność D układu zasilania określona jest zależnością:

gdzie:

tBi - czas i - tego okresu pracy pomiędzy przerwami zasilania,

tFi - czas trwania i - tej przerwy zasilania,

m - liczba okresów pracy pomiędzy przerwami zasilania,

n - liczba przerw zasilania w rozpatrywanym czasie obserwacji.

Czas trwania przerwy w zasilaniu powinien uwzględniać czas niezbędny do wznowienia przerwanego procesu produkcyjnego, czyli czas upływający od chwili ponownego załączenia zasilania do chwili osiągnięcia pełnej wydajności produkcyjnej. Proces ponownego uruchomienia produkcji po wystąpieniu przerwy w zasilaniu wymaga określonego czasu i zwykle trwa on przez pewien czas, ponieważ może być powiązany określoną sekwencją z innymi, wcześniejszymi cyklami produkcyjnymi, co znacznie wydłuża czas ponownego osiągnięcia pożądanej wydajności. Na rys. 1 zilustrowano możliwy scenariusz takiego procesu, gdzie:

ta - czas przerwy w zasilaniu,

tae - zastępczy czas przerwy w zasilaniu określony na podstawie kosztów strat produkcyjnych, t_s - czas niezbędny do uruchomienia procesu technologicznego,

Ee - standardowa wydajność rozpatrywanego procesu.

Rys. 1. Przebieg wydajności produkcji podczas wystąpienia przerwy w zasilaniu.

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

Rys. 2. Typowe charakterystyki zależności kosztów przerw w zasilaniu od czasu ich trwania.

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

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

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

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

Przedstawione scenariusze, choć reprezentują różne rodzaje procesów produkcyjnych, mają kilka cech wspólnych. Po pierwsze, jeśli czas trwania przerwy w zasilaniu osiągnie pewną krytyczną wartość, to koszty strat ponoszonych przez odbiorcę mogą osiągnąć wartość stawiającą pod znakiem zapytania opłacalność produkcji. Po drugie przerwa w zasilaniu i jej skutki mogą powodować niezadowalającą jakość usług świadczonych przez odbiorcę dla swych klientów, a tym samym być przyczyną utraty zaufania w przyszłości. Odnosi się to w szczególności do zasilania odbiorców prowadzących produkcję czy świadczących usługi w systemie „just in time", jak np. druk prasy, gdzie cykl opracowania, pisania, druku i rozprowadzania trwa krótko, od jednego do kilku dni.

Długie przerwy

Od wielu lat liczba i czas trwania długich przerw uznawana jest za miarę jakości zasilania. Wielu dystrybutorów zbiera stosowne dane, jednak rzadko są one publikowane. Wyjątkiem jest sprywatyzowany sektor energetyczny w Wielkiej Brytanii, który został zobowiązany do podawania do publicznej wiadomości wskaźników niezawodnościowych. Jednak i tu podawane informacje nie satysfakcjonują w pełni odbiorców, których interesują przede wszystkim wskaźniki w określonych punktach odbiorczych i to zarówno te aktualne, jak i oczekiwane w przyszłości. Takiej wiedzy może dostarczyć analiza niezawodnościowa, która wykorzystując zachowanie systemu w przeszłości określa jego prawdopodobne zachowanie w przyszłości. Danymi wejściowymi do analizy są parametry niezawodnościowe różnych elementów systemu w postaci liczby wyłączeń (uszkodzeń) w jednostce czasu, najczęściej 1 roku. Autor publikacji [2] podaje takie dane uzyskane na podstawie szczegółowych studiów literaturowych z lat 90. Wybrane parametry podano w tabeli 2.1, natomiast sposób ich wykorzystania w analizie niezawodnościowej zilustrowano na przykładach.

Rodzaj elementu systemu	Liczba wyłączeń na 1000 elementów i na rok
Transformatory SN/nn	1-2
Transformatory SN/SN	10-12
Transformatory WN/SN	14-25
Wyłączniki SN i nn	0,2-1
Odłączniki	1-4
Przekaźniki elektromechaniczne	1-4
Przekaźniki elektroniczne (pojedyncze)	5-10
Przekaźniki elektroniczne (zespoły)	30-100
Bezpieczniki	0,1-1
Przekładniki prądowe i napięciowe	0,3-0,5
Agregaty prądotwórcze niemożność startu	20-75 na 1 agregat i na rok 0,5-2% - prawdopodobieństwo zdarzenia
Generatory pracujące ciągle	0,3-1 na 1 generator i na rok
UPS	30-100
Kable podziemne	12-20^*) na 100 km i na rok
Szyny (1 sekcja)	0,5-2
Linie napowietrzne 400kV	ok. 1*^) na 100 km i na rok
Linie napowietrzne 220kV	2-3*^) na 100 km i na rok
Linie napowietrzne 110kV	2-6*^) na 100 km i na rok
Linie napowietrzne 15-30kV	20-100^*) na 100 km i na rok

Tabela 2.1. Średnie wskaźniki wyłączeń (uszkodzeń) różnych elementów systemu.

*) dane polskie dostępne w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej.

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

Każde z tych przedsięwzięć wymaga stosownych inwestycji i analizy kosztów. Warto wspomnieć, że poziom niezawodności zasilania wzrasta z nakładami finansowymi wg krzywej z nasyceniem. Optymalny poziom niezawodności odpowiada sytuacji, gdy poniesione nakłady równoważą straty, jakich dzięki temu udaje się uniknąć.

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

Rys. 2.2. Rozkład czasu trwania przerw

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

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

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

Krótkie przerwy

Krótkie przerwy mają te same przyczyny co długie przerwy, a mianowicie zwarcia wyłączane przez zabezpieczenia. Różnica wynika stąd, że jeśli zasilanie przywracane jest automatycznie, to mamy do czynienia z krótkimi przerwami. Automatyczna odbudowa zasilania może się odbywać w cyklu SPZ, co ma miejsce w przypadku zwarć przemijających w sieciach napowietrznych, albo przez przełączenie odbiorów na zasilanie rezerwowe za pomocą automatyki SZR. Przez wiele lat przerwy trwające krócej niż kilka minut dla większości odbiorców nie stanowiły większego problemu. Obecnie to się zmienia, bowiem pojawia się coraz więcej różnorakich urządzeń wrażliwych na bardzo krótkie zdarzenia napięciowe.

Monitorowanie i rejestracja krótkich przerw wymaga zastosowania specjalistycznego sprzętu, dokonującego automatycznie zliczania i klasyfikacji zdarzeń. Należałoby takie urządzenia instalować nie tylko w wybranych węzłach systemu ale także w wielu liniach zasilających. W światowej literaturze fachowej publikowane są, podobnie jak dla długich przerw, częstość i czas trwania krótkich przerw zliczanych przez klika lat w różnych sieciach. Dane pochodzące z różnych źródeł są trudne do porównania z uwagi na niejednoznaczność definicji i różnice metodyczne w zliczaniu i klasyfikacji, niemniej obserwuje się pewne prawidłowości, a mianowicie:

• liczba krótkich przerw wzrasta wraz z oddalaniem się od źródła zasilania, co jest zrozumiałe bowiem wzrasta liczba wyłączników na drodze do odbiorów,

• przerwy trwające kilka sekund lub dłużej mają swą przyczynę i występują głównie w sieci niskiego napięcia,

• częstość przerw trwających krócej niż jedną sekundę jest zbliżona w różnych punktach sieci, co sugeruje, że przerwy te mają swą przyczynę na wyższych poziomach napięcia,

- w sieci średniego napięcia obserwuje się pewną liczbę bardzo krótkich przerw (trwających kilka cykli), dla których brak jest wytłumaczenia, tym bardziej, że nie zostały one wykazane w sieci niskiego napięcia (Są to prawdopodobnie zwarcia samogasnące, np. opalenie pędów drzew itp.). Podobnie, jak dla długich również dla krótkich przerw dokonuje się ich predykcji w oparciu o dane statystyczne i rachunek niezawodnościoOkreśla się też analogiczne wskaźniki, np. średnią liczbę przypadków w roku, w których odbiorca doświadcza krótkich przerw w zasilaniu

Z uwagi na to, że odbiorca może doświadczyć kilka przerw w krótkim przedziel czasu (np. podczas wielokrotnego SPZ), to powstaje pytanie, czy należy taki przypadek traktować jako wielokrotne zdarzenie i zliczać wszystkie krótkie przerwy, czy też jako jedno zdarzenie. W ostatnich publikacjach rozpatruje się stosowanie okna 1-minutowego lub 5-minutowego. Oznacza to, że jeśli kilka zdarzeń wystąpi wewnątrz takiego okna, to będą one policzone jako jedno zdarzenie. Stosowanie okna 5-minutowego powoduje zmniejszenie liczby zliczonych zdarzeń nawet

0 ponad 30% w porównaniu z faktyczną ich liczbą.

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

Sposoby i środki poprawy ciągłości zasilania

Uwzględniając charakter zwarć, wyposażenie i układ pracy sieci, sposób zasilania odbiorców oraz dopuszczalne warunki pracy odbiorników, można wskazać następujące sposoby poprawy ciągłości zasilania (łagodzenia zdarzeń napięciowych):

1. zmniejszenie liczby zwarć,

2. skróceni czasu eliminacji zwarć,

3. usprawnienie lokalizacji uszkodzeń,

4. eliminacja zwarć za pomocą automatyki SPZ,

5. zmiany w sieci w celu ograniczenia intensywności i zakresu oddziaływania zwarć,

6. rezerwowanie zasilania,

7. zwiększanie odporności odbiorników energii na zdarzenia napięciowe,

8. włączanie pomiędzy źródła zasilania a wrażliwe odbiory specjalnych urządzeń.

W dalszej części niniejszego rozdziału zostaną krótko scharakteryzowane wymienione tu sposoby poprawy ciągłości zasilania stosowane w sieciach rozdzielczych, głównie średniego napięcia. W wielu z tych sposobów, w większym lub mniejszym stopniu, wykorzystuje się środki należące do elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Ich wpływ na łagodzenie zdarzeń napięciowych będzie wielokrotnie komentowany w niniejszym referacie, natomiast już na początku warto wspomnieć o pewnych ograniczeniach tych środków. Otóż, oprócz niedoskonałości funkcjonalnych, wynikających z zastosowanych kryteriów działania i algorytmów, urządzenia automatyki zabezpieczeniowej mają skończoną niezawodność. Ich uszkodzenia są też jedną z przyczyn wyłączeń elementów systemu elektroenergetycznego. Rozróżnia się przy tym następujące rodzaje nieprawidłowych działań (uszkodzeń) zabezpieczeń:

• działania brakujące; w tym wypadku działają zabezpieczenia rezerwowe i wyłączają zwykle oprócz elementu uszkodzonego także inne, zdrowe elementy,

• działania zbędne niezależne; mają mniejszy zasięg, bowiem powodują jedynie wyłączenie zabezpieczanego elementu,

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

• działania zbędne zależne-ruchowe; mogą być wywołane operacjami łączeniowymi i doprowadzić do wyeliminowania rezerwowego zasilania, a w przypadku większej liczby podobnie reagujących zabezpieczeń-do wielu zbędnych wyłączeń.

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

Zmniejszenie liczby zwarć

Jest to bardzo efektywna droga poprawy ciągłości zasilania odbiorców, niestety rzadko daje się łatwo zrealizować. Można wskazać następujące przykłady przedsięwzięć zmierzających do ograniczenia liczby zwarć:

• Zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi, które charakteryzują się o rząd mniejszą częstością zwarć. Można w ten sposób uzyskać wydatne zmniejszenie liczby zapadów napięcia i przerw w zasilaniu, jednak wadą takich rozwiązań jest długi czas naprawy uszkodzeń.

• Stosowanie pokrytych przewodów w liniach napowietrznych. Nie chodzi tu o pełną izolację, a jedynie o pokrycie przewodu cienka warstwą izolacyjną- takie rozwiązania stosowane są z powodzeniem w krajach skandynawskich.

• Rygorystyczne przestrzeganie okresów przycinania drzew.

• Stosowanie odgromników.

• Podwyższenie poziomu izolacji.

• Zwiększenie dbałości podczas napraw i przeglądów.

Skrócenie czasu eliminacji zwarć

Zabieg ten wymaga zwykle zmiany rozwiązania zabezpieczeń i nie redukuje liczby zdarzeń, a jedynie ogranicza rozmiar ich oddziaływania. Nie zmniejsza też czasu trwania długich przerw w zasilaniu, który zdeterminowany jest czasem przywracania zasilania, natomiast zdecydowanie zmniejsza czas trwania zapadów napięcia.

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

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

• bezpieczniki ograniczające prąd zwarcia

• bezpieczniki gazo-wydmuchowe:

• zabezpieczenia odległościowe w I strefie:

• zabezpieczenia odległościowe w II strefie:

• zabezpieczenia różnicowe:

mniej niż jeden okres,

10-1000 ms, 70-150 ms, 200-500 ms, 70-200 ms,

- zabezpieczenia nadprądowe:

200-2000 ms i więcej.

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

Usprawnienie lokalizacji uszkodzeń

Czas przywracania zasilania zawiera kilka składników, a mianowicie:

• odebranie alarmu, kontakt lub przejazd do miejsca uszkodzenia (przełączenia),

• lokalizacja zwarcia lub uszkodzonego elementu,

• dokonanie koniecznych operacji łączeniowych,

• przywrócenie zasilania.

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

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

Eliminacja zwarć za pomocą automatyki SPZ

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

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

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

Wskutek zastosowania automatyki SPZ większa część długich przerw, jakie byłyby odczuwane przez odbiorców zasilanych linią ze zwarciem, została zamieniona na zapady napięcia u odbiorców w całej sieci oraz krótkie przerwy u odbiorców w linii zwartej. Jeśli linia posiada liczne i rozległe odgałęzienia, to znaczna liczba wygenerowanych krótkich przerw może być uciążliwa dla niektórych odbiorców. Problem ten daje się złagodzić przez zastosowanie pełnowartościowych zabezpieczeń i analogicznej automatyki SPZ także w głębi sieci (na odcinkach głównego pnia linii i w odgałęzieniach). Z uwagi na wysoki koszt takie rozwiązania stosowane są rzadko, natomiast częściową poprawę można uzyskać przez zastosowanie w to miejsce specjalnych wyłączników sieciowych o ograniczonej mocy wyłączalnej, tzw. reklozerów, wyposażonych w autonomiczne zabezpieczenia (nie wymagające zasilania napięciem pomocniczym). Reklozery zasilane są z obwodów pierwotnych poprzez przekładniki prądowe i posiadają wbudowany układ zabezpieczeń nadprądowych oraz układ wielokrotnej automatyki SPZ. Przykładowe lokalizacje reklozerów w sieci terenowej pokazano na rys.3.2.

Rys. 3.2. Przykładowe lokalizacje reklozerów w sieci terenowej

Prawidłowe działanie układu wymaga odpowiedniej koordynacji nastawień zabezpieczeń w polu zasilającym dany ciąg liniowy, zabezpieczeń reklozera i bezpieczników. Pełne wykorzystanie możliwości reklozera występuje przy jego współpracy z automatycznymi rozłącznikami sekcjonującymi, tzw. sekcjonalizerami, instalowanymi zarówno w pniu linii, jak i w odgałęzieniach. Sekcjonalizery są napowietrznymi rozłącznikami zdolnymi do przerywania prądów obciążeniowych oraz do załączania na zwarcie i działają wg specyficznego algorytmu. W starszych rozwiązaniach wykorzystywano wyzwalacze elektromagnetyczne odwrotnego działania. Np. w przypadku zwarcia trwałego w odgałęzieniu wyposażonym w taki rozłącznik, po pierwszym bezzwłocznym wyłączeniu linii w stacji zasilającej następuje jej ponowne załączenie i prąd płynący przez sekcjonalizer po małej zwłoce (np.0,3s) powoduje zazbrojenie wyzwalacza elektromagnetycznego. Jeśli zwarcie nie przemija, to następuje drugie wyłączenie (już zwłoczne, z czasem 0,3s+At) wyłącznika w stacji zasilającej. Prąd zwarciowy zanika i w czasie tej przerwy bezprądowej następuje zadziałanie zazbrojonego wcześniej wyzwalacza i otwarcie rozłącznika w odgałęzieniu ze zwarciem. Następnie po drugiej, dłuższej przewie następuje ponowne załączenie linii i przywrócenie zasilania odbiorców w zdrowej części sieci.

Nowoczesne sekcjonalizery wyposażane są w mikroprocesorowy układ sterowania i działają wg logiki czasowo-prądowej (zliczają przerwy bezprądowe) lub czasowo-napięciowej (zliczają przerwy beznapięciowe). Np. w tym drugim rozwiązaniu, po ręcznym załączeniu do pracy rozłączniki pozostają zamknięte dopóki istnieje napięcie na ich zaciskach. W przypadku pojawienia się zwarcia następuje otwarcie reklozera (lub wyłącznika współpracującego z SPZ) w stacji zasilającej a następnie otwarcie sekcjonalizerów w przerwie beznapięciowej. Po zamknięciu wyłącznika i pojawieniu się napięcia od strony źródła zasilania sekcjonalizery zamykają się ponownie. Progi napięciowe, czasy otwierania i zamykania oraz liczba cykli są nastawialne. Jeśli po zamknięciu rozłącznika odmierzany czas jego pozostawania w pozycji zamkniętej przekroczy nastawioną wartość, to następuje wyzerowanie zegara danego rozłącznika, natomiast gdy wystąpi ponowny zanik napięcia przed wyzerowaniem (po załączeniu rozłącznika na zwarcie), to następuje jego otwarcie i zablokowanie. Zasady współpracy sekcjonalizerów z automatyką SPZ (z wyłącznikiem lub reklozerem) przedstawiono schematycznie na rys.3.3.

3.6. Rezerwowanie zasilania

Rezerwowanie zasilania ma duży wpływ na liczbę i czas trwania przerw odczuwanych przez odbiorców. Rezerwowanie może polegać na normalnej pracy równoległej poszczególnych elementów sieci oraz na przełączeniach. W tabeli 3.1 podano niektóre sposoby rezerwowania i odpowiadający im czas trwania przerw [2]. W praktyce zasilanie danego odbioru można nazwać rezerwowym tylko wtedy, jeśli ten odbiór toleruje czas niezbędny na dokonanie przełączenia.

W dalszej części ograniczoo scharakteryzowania następujących sposobów rezerwowania:

• przełączenia ręczne w punktach rozcięcia,

• praca równoległa,

• automatyka SZR,

• lokalna generacja.

Tabela 3.1. Różne rodzaje rezerwowania zasilania.

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

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

Praca równoległa. Może polegać na pracy równoległej par linii lub na pracy kilku odcinków linii w układzie pierścieniowym (w pętli). W każdym z tych układów występuje pojedyncze rezerwowanie, przy czym układ pierścieniowy jest znacznie tańszy. Projektowanie układów równoległych opiera się na tzw. kryterium (n-1), które oznacza, że system zawierający n elementów

J L Ł J \ /J J J J Ł J

powinien także poprawnie pracować z (n-1) sprawnymi elementami. Żadne pojedyncze zdarzenie

(wyłączenie) nie może tu spowodować przerwy w zasilaniu odbiorców.

W układach równoległych uzyskuje się znaczną redukcję liczby przerw w zasilaniu i czasu trwania zapadów napięcia. Niestety zwiększa się tu ogólna liczba zapadów napięcia odczuwanych przez wielu odbiorców, jak również zapady napięcia stają się głębsze, gdyż połączenia równoległe zmniejszają impedancję do miejsca zwarcia. Co ważne, w takich układach konieczne jest stosowania droższych zabezpieczeń linii, np. kierunkowych i różnicowych.

Automatyka SZR. Stosowanie automatyki SZR jest efektywnym sposobem skracania przerw w zasilaniu, niestety liczba przerw nie ulega tu zmniejszeniu. Bardzo istotną kwestią jest czas przełączania, który nie może prowadzić do niedopuszczalnych konsekwencji dla zasilanych odbiorów. Zaletą SZR, w porówniu z równoległą pracą źródeł zasilania jest możliwość stosowania prostych zabezpieczeń nadprądowych i niższy poziom prądów zwarciowych. Tak długo, jak odbiory tolerują czas przełączenia niezawodność zasilania jest tu podobna, jak w układzie równoległym.

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

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

Rys. 3.4. Zasada działania statycznego układu SZR

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

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

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

Ograniczeniem w szerokim stosowaniu statycznych układów SZR jest brak danych na temat niezawodności układów komutacyjnych. Potencjalnym problemem może być także fakt, że napięcia w układzie podstawowym i rezerwowym w normalnych warunkach nie są w fazie. Przełączenie na zasilanie rezerwowe wiąże się wtedy ze skokową zmianą kąta fazowego, co może być źle znoszone przez wrażliwe odbiory. W rzeczywistych układach średniego napięcia notowano skokowe zmiany kąta fazowego rzędu 6^o, co nie stwarzało problemów.

Lokalna generacja. Zokalne źródła energii instaluje się w sieci rozdzielczej z dwóch głównych powodów:

• wytwarzanie energii blisko własnych odbiorów może być tańsze niż kupowanie jej od dystrybutora,

• dzięki lokalnym źródłom energii możliwa jest poprawa niezawodności zasilania odbiorów.

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

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

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

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

Wpływ różnych czynników na niezawodność zasilania

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

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

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

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

Tab.4.1. Dane niezawodnościowe ukadu.

Tab.4.2. Dane obciążeniowe i liczba odbiorców

Obliczenia wykonano dla następujących wariantów pracy układu z rys.4.1.

1. układ podstawowy (bez SPZ),

2. jak wyżej, ale z uwzględnieniem brakujących działań zabezpieczeń w liniach sąsiednich,

3. układ, jak w 1) wyposażony we wskaźniki przepływu prądu zwarciowego,

4. układ z automatyką SPZ w stacji głównego zasilania,

5. układ z automatyką SPZ i rozłącznikami (sekcjonalizerami) w odgałęzieniach,

6. układ z automatyką SPZ i rozłącznikami (sekcjonalizerami )w odgałęzieniach oraz w pniu linii,

7. układ, jak w 1) z punktem rozcięcia na końcu linii, umożliwiającym zasilanie z sieci sąsiedniej:

1. bez wskaźników przepływu prądu zwarcia,

2. ze wskaźnikami przepływu prądu zwarcia.,

8) układ, jak w 1) z lokalnym źródłem energii przyłączonym na końcu linii:

1. generator jest zawsze dostępny i ma moc większą od szczytowego zapotrzebowania,

2. generator jest zawsze dostępny, ale ma moc Pg=1000 kW,

3. generator jest dostępny tylko przez 25% czasu i ma moc Pg=1000 kW.

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

Tryb eliminacji zwarcia w układzie podstawowym. Zakłada się, że po wyłączeniu zwarcia przez zabezpieczenia w GPZ podejmowana jest próba przywrócenia zasilania na drodze operacyjnego załączenia wyłącznika. Dalej przyjmuje się, że próba ta jest w 80% udana (zwarcia przemijające) i po przerwie trwającej kilka minut (np. 3-5 minut), którą odczuwają wszyscy odbiorcy, zasilanie zostaje przywrócone. W pozostałej części przypadków (20%) mamy do czynienia ze zwarciami trwałymi i nastąpi ponowne wyłączenie związane ze znacznie dłuższą przerwą. W zależności od miejsca zwarcia, dla jednych odbiorców czas trwania tej przerwy będzie określony czasem naprawy, a dla innych czasem przełączeń. W układzie podstawowym przyjmuje się, że wszystkie przełączenia w głębi linii dokonywane są ręcznie w miejscu zainstalowania łącznika.

Wskaźniki niezawodnościowe dla poszczególnych punktów odbiorczych. Rozważmy najpierw zwarcia trwałe. Jeśli uszkodzonym elementem układu jest odcinek pnia linii, to po jego

wyizolowaniu za pomocą przełączeń (odłączników O1...O3) zasilanie może zostać przywrócone po czasie 2h ale tylko odbiorcom leżącym bliżej stacji zasilającej niż pierwszy otwarty odłącznik. Wszyscy pozostali odbiorcy muszą czekać aż element uszkodzony zostanie naprawiony i przywrócony do pracy (w tym wypadku 4 h). W przypadku zwarcia w odgałęzieniu odbiorcy w danym punkcie odbiorczym będą pozbawieni zasilania przez 4 h, natomiast wszyscy pozostali tylko przez 2 h. Znając intensywność uszkodzeń Xj określonego (j-tego) elementu układu oraz wyznaczony wg powyższych zasad, odpowiadający tym uszkodzeniom, czas przerwy rj w zasilaniu odbiorców, oblicza się dla każdego punktu odbiorczego wskaźniki indywidualne:

X = S Aj, U = S(kj-rj) oraz r=U/k.

Ponieważ, jak założono, zwarć trwałych jest 20% dlatego wskaźniki intensywności zwarć wzięte z tabeli 4.1. należy skorygować wg wzoru: Xt™=0,2-X. Ze względu na tryb likwidacji zwarć, w każdym przypadku przerwa wywołana zwarciem trwałym będzie poprzedzona przerwą trwającą np. 3-4 minuty, który to czas wobec 2 lub 4 godzin niezbędnych na przełączenia czy naprawę można pominąć. Dwie takie następujące po sobie przerwy będą liczone jako jedno zdarzenie.

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

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

Tabela 4.3. Wskaźniki niezawodnościowe dla poszczególnych punktów odbiorczych

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

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

URZĄDZENIA ZASILANIA REZERWOWEGO

Wstęp

Do istotnych parametrów urządzeń zasilania rezerwowego zalicza się:

• moc i ilość zgromadzonej energii,

• czas przełączenia, czyli czas upływający od chwili zaniku napięcia na źródle zasilania podstawowego do chwili zasilenia odbiorów ze źródła rezerwowego,

• maksymalny czas trwania zasilania rezerwowego,

• sprawność,

• koszty instalacji i utrzymania.

Idealnym źródłem zasilania rezerwowego byłoby takie, które ma nieograniczony zasób energii, dostatecznie dużą moc, zerowy czas przełączania, nieograniczony czas zasilania rezerwowego i niskie koszty eksploatacji. Ponieważ źródło takie nie istnieje, rozwiązania praktyczne polegają na wyborze określonych kompromisów. Wybór parametrów urządzenia zależy od rodzaju obiektu i dostarczonych założeń. Przykładowo urządzenia przetwarzania danych wymagają rzeczywistego bezprzerwowego zasilania, tj. zerowego czasu przełączania, aby zapobiec utracie danych. Innym wymaganiem może być określony, minimalny czas pracy awaryjnej urządzenia z zerowym czasem przełączania, przykładowo 20 minut, po czym zasilanie rezerwowe powinno być zapewnione przez inne źródło zasilania zdolne do pracy przez znacznie dłuższy czas. Pierwszym z tych urządzeń może być przykładowo UPS z zerowym czasem przełączania, podczas gdy funkcję drugiego może spełniać agregat prądotwórczy wyposażony również w UPS niezbędny do rozruchu silnika agregatu. Całkowicie odmienne założenia, co do zasilania rezerwowego, należy spełnić w przypadku odbiorców przemysłowych o dużej mocy zainstalowanych urządzeń. Przykładowo w fabryce papieru moc zainstalowanych silników elektrycznych jest na tyle duża, że zasilanie rezerwowe przy pomocy układu UPS nie zapewniłoby ciągłości produkcji w racjonalnie uzasadnionym okresie czasu. Dlatego w takich przypadkach niezbędna jest realizacja zasilania rezerwowego przy pomocy niezależnej linii elektroenergetycznej.

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

Niezależna linia elektroenergetyczna

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

Zastosowanie drugiej, niezależnej linii elektroenergetycznej nie oznacza, że nie zachodzi potrzeba zastosowania innego, dodatkowego urządzenia zasilania rezerwowego. Znaczna liczba zaburzeń napięcia zasilającego to zapady powodowane zwarciami w systemie. Ze względu na krótkotrwały i przemijający charakter tych zakłóceń, niejednokrotnie uzasadnione jest instalowanie innych urządzeń poprawiających jakość napięcia zasilającego. Roli takiej nie może natomiast spełniać rezerwowa linia zasilająca, która zasadniczo służy do przejęcia obciążenia na dłuższy okres czasu.

Agregaty prądotwórcze

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

Rodzaj metody/urządzenia	Zasób mocy	Czas przełączenia	Koszt instalacji
rezerwowa, niezależna linia zasilająca z sieci el.-en.	nieograniczony	bardzo krótki	bardzo wysoki
agregat prądotwórczy	praktycznie nieograniczony	od długiego do bardzo krótkiego	od średniego do wysokiego
baterie akumulatorów	średni	bardzo krótki	niski
układy zasiania bezprzerwowego (UPS)	średni	bardzo krótki	średni do wysokiego
kompresyjne zasobniki energii	niski do średniego	bardzo krótki	średni do wysokiego

Rys. 3. Rodzaje urządzeń zasilania rezerwowego

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

- duża pojemność energii

• niski stopień samorozładowania

• szybki przebieg ponownego ładowania

• umiarkowane wymagania dotyczące utrzymania

• wysoka sprawność

• możliwie wysoka dynamika obciążenia (oddania energii).

W przypadku agregatów prądotwórczych zasobnikiem energii jest oczywiście zbiornik paliwa, którego zaletą jest z pewnością duży stopień „zagęszczenia" energii, czyli stosunkowo nieduża objętość w porównaniu do ilości możliwej do uzyskania energii. Inną zaletą jest możliwość szybkiego uzupełnienia zapasu paliwa i możliwość praktycznie nieograniczonego czasu zasilania rezerwowego.

UKŁADY ZASILANIA BEZPRZEROWEGO (UPS)

Klasyfikacja układów UPS

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

Podstawowa klasyfikacja układów UPS jest określona w normie IEC 62040-3 opublikowanej w roku 1999, przyjętej przez CENELEC jako norma EN 50091-3 [1]. Norma rozróżnia trzy klasy układów UPS, przy czym za podstawę klasyfikacji przyjęto wzajemną zależność wartości napięcia wejściowego i jego częstotliwości od parametrów napięcia na wejściu układu:

• VFD (output Voltage and Frequency Dependent from mains supply) - wartość i częstotliwość napięcia wyjściowego są zależne od parametrów napięcia zasilajacego

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

• VFI (output Voltage and Frequency Independent from mains supply) - wartość i częstotliwość napięcia wyjściowego są niezależne od parametrów napięcia zasilajacego.

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

• układy o biernej gotowości (passive standby)

• układy liniowo interaktywne (line interactive)

• układy o podwójnej konwersji (double conversion).

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

Źródła zasilania rezerwowego są stale utrzymywane w gotowości do pracy w normalnych warunkach zasilania, natomiast energia ich jest rozładowywana w czasie przerw w zasilaniu. Innym istotnym parametrem źródła jest czas potrzebny do ponownego naładowania. Idealnym byłoby źródło, które ma ten czas jak najkrótszy.

Zasadnicze parametry źródeł zasilania rezerwowego zostały omówione w następnych podpunktach tego rozdziału.

Baterie akumulatorów

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

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

Koła zamachowe

Tradycyjne koła zamachowe są używane w niektórych konwencjonalnych agregatach prądotwórczych w celu zgromadzenia energii mechanicznej, wykorzystanej następnie do rozruchu silnika spalinowego. W takim trybie pracy jedynie około 5% energii zawartej w kole zamachowym jest wykorzystane do bezpośredniej zamiany na energię elektryczną, ze względu na szybka utratę prędkości, a tym samym spadek częstotliwości napięcia wytwarzanego przez generator agregatu.

Koncepcja kół zamachowych stosowanych do magazynowania energii jest całkowicie odmienna. W normalnych warunkach zasilania sieci koło w sposób ciągły obciąża sieć w celu utrzymania swej prędkości kątowej. W chwili przerwy w zasilaniu energia mechaniczna zgromadzona w kole jest zamieniana na energię elektryczną o zmiennej częstotliwości i napięciu, a następnie przekształcana na energię o znamionowych wartościach częstotliwości i napięcia przy użyciu przekształtnika elektronicznego. Ponieważ energia mechaniczna zgromadzona w kole jest proporcjonalna do kwadratu jego prędkości obrotowej, około 50% energii może być zamienione na energię elektryczną. Wyróżnia się dwie konstrukcje kół zamachowych: wysokoobrotowe i niskoobrotowe.

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

Koła zamachowe wolnoobrotowe pracują przy prędkościach rzędu 6000 obrotów / minutę. Ze względu na znacznie mniejszą prędkość w porównaniu z kołami szybkoobrotowymi, masa koła wolnoobrotowego jest dużo większa od masy koła szybkoobrotowego, aby uzyskać odpowiednio większy moment obrotowy i podobne wartości zmagazynowanej energii. Koła wolnoobrotowe wykonane są ze stali, a do ich poprawnej pracy nie jest konieczne umieszczanie ich w próżni, lecz wystarczy próżnia niepełna bądź rozrzedzony gaz, w celu zmniejszenia sił tarcia. W odróżnieniu od magnesów stałych stosowanych w maszynach kół szybkoobrotowych, silnik / generator koła wolnoobrotowego posiada uzwojony wirnik. Uzwojenia te są wprawdzie źródłem strat i dodatkowego ciepła, lecz zaletą takiego rozwiązania jest możliwość regulacji wzbudzenia. Obecnie produkowane przemysłowo koła wolnoobrotowe posiadają moce do 2 MVA i są zdolne dostarczać energię w czasie od 1 do 30 sekund.

Super-kondensatory

Super-kondensatory, nazywane również ultra-kondensatorami, to kondensatory o ekstremalnie dużej pojemności uzyskiwanej dzięki zastosowaniu na ich okładki specjalnych materiałów, takich jak: aktywny węgiel, aktywowane włókno węglowe lub dwutlenek rutenu RuO2. Materiały te cechują się znacznie większą aktywną powierzchnią elektryczną w porównaniu z tradycyjnymi materiałami stosowanymi na okładki kondensatorów, dzięki czemu super-kondensatory są zdolne gromadzić dużo większą ilość ładunku niż zwykłe kondensatory. Super-kondensatory gromadzą energię prądu stałego, która po przekształceniu na prąd przemienny jest dostarczana do sieci podczas krótkich przerw w zasilaniu lub zapadów napięcia. Stosowane są również zespolone źródła energii rezerwowej w układach UPS złożone z super-kondensatorów i baterii akumulatorów. Super-kondensator, jako urządzenie o znacznie lepszej dynamice obciążenia w porównaniu z akumulatorem, przejmuje obciążenia krótkotrwałe (np. podczas zapadów napięcia), natomiast bateria akumulatorów pokrywa zapotrzebowanie w czasie dłuższych przerw w zasilaniu. Rozwiązanie takie znacznie przedłuża żywotność baterii akumulatorów i super-kondensatory o stosunkowo niedużych pojemnościach są już stosowane w niewielkich układach UPS do zasilania urządzeń elektronicznych. Super-kondensatory o dużych pojemnościach są wciąż w fazie badań i rozwoju technologicznego, a ich pojawienie się jest kwestią niedalekiej przyszłości.

Nadprzewodnikowe magnetyczne zasobniki energii (SMES)

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

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

Kompresyjne zasobniki energii (CAES)

W układach CAES wykorzystuje się energię zgromadzoną w sprężonym powietrzu do napędzania zestawu turbina powietrzna - generator. Zależnie od mocy i ilości sprężonego powietrza urządzenia CAES mogą być używane do zasilania rezerwowego jak i do pokrywania zapotrzebowania na moc szczytową w dobowym grafiku obciążenia sieci. Zastosowanie tych układów jest bardzo zbliżone do zastosowań agregatów prądotwórczych. Zasób sprężonego powietrza jest utrzymywany przez automatycznie załączający się kompresor, podczas normalnych warunków zasilania. Zakres mocy zawiera się od kilkudziesięciu do kilkuset kVA.

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

Porównanie różnych źródeł zasilania rezerwowego

Źródła zasilania rezerwowego mogą być użytkowane jako układy autonomiczne, bądź w różnych układach kombinowanych. Jak już wcześniej wspomniano, super-kondensatory są przykładowo stosowane razem z bateriami akumulatorów, w celu przejmowania krótkotrwałego obciążenia i wydłużenia czasu eksploatacji baterii. Każde źródło energii jest charakteryzowane ilością możliwej do zgromadzenia energii i mocą elektryczną, z których wynika czas, w jakim energia może być dostarczana przez źródło.

Wnioski

Ciągłość zasilania jest istotnym składnikiem jakości energii i w głównej mierze jest naruszana wskutek zdarzeń losowych, jakimi są zwarcia. Zwarcia w systemie elektroenergetycznym zawsze powodują zapady napięcia u pewnej liczby odbiorców. Jeśli zwarcie wystąpi w sieci promieniowej, to niezbędna interwencja automatyki zabezpieczeniowej prowadzi nieuchronnie do wyłączeń i przerwy w zasilaniu odbiorców.

Jeżeli przywracanie zasilania odbywa się przez ręczne przełączenia, to mamy do czynienia z długimi przerwami. Czas ich trwania jest podstawowym czynnikiem decydującym o uciążliwości odczuwanej przez odbiorców i może być zmniejszony przez skrócenie operacji lokalizacji miejsca zwarcia, wyizolowania uszkodzonych elementów i dokonania przełączeń. Służą temu takie środki techniczne, jak: odpowiedni transport, wskaźniki przepływu prądu zwarcia, aparatura łączeniowa sekcjonująca oraz łączność i zdalne sterowanie (telemechanika).

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

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

Różne sposoby łagodzenia zdarzeń napięciowych są w różnym stopniu skuteczne w stosunku do zapadów napięcia i przerw w zasilaniu. Dlatego ich właściwy wybór musi być poprzedzony zbadaniem wrażliwości określonego procesu (urządzeń) oraz porównaniem niezbędnych kosztów i oczekiwanych korzyści. Nakłady na poprawę niezawodności zasilania powinny równoważyć koszt strat powodowanych wyłączeniami.

W przypadku problemów wynikających z krótkich przerw i dłuższych zapadów napięcia wywoływanych zwarciami w sieci rozdzielczej SN stosunkowo tanim i efektywnym rozwiązaniem jest poprawa właściwości systemu i to zarówno układów pierwotnych jak i automatyki elektroenergetycznej. Problemy z krótkimi i niezbyt głębokimi zapadami napięcia bardzo trudno wyeliminować przez ingerencję w systemie, dlatego należy w tych przypadkach dążyć do zwiększenia tolerancji odbiorów.

"EAZ a LPQI", Wrocław, 27 stycznia 2004 r.

98

5

"EAZ a LPQI", Wrocław, 27 stycznia 2004 r.

100

25

---