Menu
Niezawodna praca nowoczesnych instalacji i systemów zawsze wymaga dużej niezawodności zasilania i dobrej jakości energii. W ostatnich latach znacznie wzrosło obciążenie infrastruktury sieciowej spowodowane obciążeniami elektrycznymi i elektronicznymi powodującymi zniekształcenia sieci. W zależności od rodzaju elektrowni i urządzeń eksploatacyjnych (zasilacz sieciowy z przetwornicą, generator), sztywności sieci w miejscu przyłączenia oraz względnej wielkości obciążeń nieliniowych, występują różne zniekształcenia i oddziaływania sieci.
Należy zwrócić szczególną uwagę na następujące parametry jakości energii:
We współczesnych zasilaczach, począwszy od sieci przemysłowych po budynki biurowe, stosowana jest szeroka gama jedno- i trójfazowych, nieliniowych obciążeń. Obejmuje to technologię oświetleniową, taką jak sterowniki światła do reflektorów punktowych lub lamp energooszczędnych, liczne przetwornice częstotliwości do systemów grzewczych, klimatyzacyjnych i wentylacyjnych, przetwornice częstotliwości do automatyki czy wind, a także całą infrastrukturę IT z regulowaną mocą łączeniową zwykle stosowane materiały eksploatacyjne. Obecnie w wielu miejscach można znaleźć również falowniki do systemów fotowoltaicznych (PV) i zasilaczy UPS. Wszystkie te nieliniowe obciążenia elektryczne powodują większe lub mniejsze zniekształcenia sieci, które wpływają na pierwotnie „czysty” kształt sinusoidalny. To również powoduje odpowiednie zniekształcenie przebiegów prądu i napięcia.
Stale rosnąca liczba nieliniowych obciążeń w naszych sieciach elektroenergetycznych powoduje coraz większe „zanieczyszczenie sieci”. Nazywa się to również zniekształceniem sieci i jest podobne do zanieczyszczeń znanych środowisku w odniesieniu do wody i powietrza. W idealnym przypadku generatory wytwarzają na zaciskach wyjściowych prąd czysto sinusoidalny. Ten sinusoidalny przebieg napięcia jest uważany za idealny przebieg napięcia prądu przemiennego, a wszelkie odchylenia od niego nazywane są zakłóceniami sieci.
Coraz więcej odbiorców pobiera z sieci prąd niesinusoidalny. Szybka transformata Fouriera FFT tych „zanieczyszczonych” przebiegów prądu daje szeroki zakres częstotliwości harmonicznych – powszechnie określanych jako prąd harmoniczny.
Prądy harmoniczne są szkodliwe, a czasem nawet niebezpieczne dla sieci elektrycznych i cierpią z tego powodu podłączeni do sieci odbiorcy, podobnie jak zanieczyszczona woda jest niezdrowa dla ludzkiego organizmu. Prowadzi to do przeciążenia, skrócenia żywotności, a nawet przedwczesnych awarii odbiorników elektrycznych i elektronicznych.
Obciążenia harmoniczne są główną przyczyną niewidocznych problemów z jakością energii, pociągających za sobą ogromne koszty serwisowania i inwestycji w wymianę wadliwego sprzętu. Niedopuszczalnie duże zniekształcenia sieci i wynikająca z nich niska jakość energii mogą zatem prowadzić do problemów w procesach produkcyjnych, a nawet do przestojów w produkcji.
Harmoniczne to prądy lub napięcia, których częstotliwość jest wyższa od częstotliwości podstawowej 50/60 Hz i które są całkowitą wielokrotnością częstotliwości podstawowej. Prądy harmoniczne nie mają udziału w mocy czynnej, stanowią jedynie obciążenie termiczne dla sieci. Ponieważ oprócz „aktywnych” oscylacji sinusoidalnych przepływają prądy harmoniczne, powodują one straty elektryczne w instalacji elektrycznej, co może prowadzić do przeciążenia termicznego. Dodatkowe straty w odbiorniku prowadzą również do nagrzania lub przegrzania, a tym samym do skrócenia żywotności.
Ocena obciążenia harmonicznego zwykle odbywa się w punkcie przyłączenia lub przesyłu z publicznej sieci elektroenergetycznej odpowiedniego dostawcy energii (przedsiębiorstwa energetycznego). W krajach anglojęzycznych, ale
coraz częściej także w krajach niemieckojęzycznych, nazywa się to punktem wspólnego połączenia (PCC). Jednak w pewnych okolicznościach istotne może być również określenie i analiza obciążenia harmonicznego powodowanego przez poszczególne elementy wyposażenia lub grupy urządzeń w celu zidentyfikowania wewnętrznych problemów z jakością energii i ewentualnych ich przyczyn.
Całkowite zniekształcenie harmoniczne (THD) to specyfikacja służąca do ilościowego określenia wielkości składowych sygnału wynikających z nieliniowego zniekształcenia sygnału elektrycznego. Oznacza to, że wskazuje stosunek wartości skutecznej wszystkich harmonicznych prądów do wartości skutecznej drgań podstawowych. Wartość THD stosowana jest w systemach niskiego, średniego i wysokiego napięcia. Zwykle THDi stosuje się do zniekształcenia prądu, a THDu do zniekształcenia napięcia.
Szczególnie w Ameryce Północnej termin TDD jest prawie zawsze spotykany w związku z problemem harmonicznych. Jest to specyfikacja odnosząca się do THDi, ale tutaj zawartość harmonicznych jest odniesiona do podstawowej składowej oscylacyjnej prądu znamionowego. TDD daje zatem stosunek pomiędzy harmonicznymi prądu (analogicznie do THDi) a skuteczną wartością prądu występującą w danym przedziale w warunkach pełnego obciążenia. Typowe odstępy wynoszą 15 lub 30 minut
M = liczba porządkowa harmonicznej
M = 50 (UMG 605-PRO, UMG 512-PRO)
Fundusz drgań podstawowych wynosi n = 1
M = liczba porządkowa harmonicznej
M = 50 (UMG 605-PRO, UMG 512-PRO)
Fundusz drgań podstawowych wynosi n = 1
TDD wskazuje stosunek harmonicznych prądu (THDi) do wartości skutecznej prądu przy pełnym obciążeniu
IL = prąd pełnego obciążenia
M = 50 (UMG 605-PRO, UMG 512-PRO)
Mówi się, że symetria w układzie trójfazowym występuje, gdy trzy napięcia i prądy międzyfazowe są równe i przesunięte w fazie o 120°. Asymetria występuje, gdy jeden lub oba warunki nie są spełnione.
W większości przypadków przyczyną asymetrii są obciążenia. W systemach wysokiego i średniego napięcia obciążenia są zwykle trójfazowe i zrównoważone, chociaż mogą występować również duże obciążenia jedno- lub dwufazowe (np. piece indukcyjne o częstotliwości sieciowej, rezystory piece itp.). W sieci niskiego napięcia obciążenia elektryczne są często również jednofazowe (np. komputery osobiste, elektronika użytkowa, systemy oświetleniowe itp.), a powiązane obwody obciążenia powinny być rozłożone możliwie równomiernie w przewodach trójfazowych w sieci elektrycznej. system okablowania. W zależności od równoważenia obciążeń jednofazowych sieć działa mniej więcej w sposób zrównoważony lub niezrównoważony.
Poziom zgodności dla stopnia asymetrii w stanie ustalonym napięcia wywołanego przez wszystkie obciążenia sieci określa się na ≤ 2%. W przypadku niektórych indywidualnych instalacji konsumenckich uzyskany stopień niewyważenia jest ograniczony do = 0,7%, średnio w ciągu 10 minut.
Zarządzanie energią:
Stany nieustalone to pulsacyjne zjawiska elektryczne, które istnieją tylko przez bardzo krótki okres czasu. Zwykle są to strome sygnały o wysokiej częstotliwości w postaci przejściowych oscylacji.
Niezawodne wykrywanie procesów przejściowych w sieci elektroenergetycznej jest bardzo ważne, aby zapobiec uszkodzeniom. Ciągłe zmiany w sieci elektroenergetycznej spowodowane operacjami łączeniowymi i awariami powodują stale zmieniające się, nowe warunki sieciowe, do których cały system musi się dostosowywać. Zwykle występują tu przejściowe prądy i napięcia wyrównawcze. Wymagane są wiarygodne kryteria decyzyjne, które umożliwią ocenę, czy procesy przejściowe są wynikiem zamierzonej, czy niezamierzonej zmiany sieci i czy nadal mieszczą się one w zakresie tolerancji.
W zależności od napływu energii (np. uderzenia pioruna) wysokie przepięcia przejściowe mogą prowadzić do uszkodzenia izolacji oraz zniszczenia sprzętu i maszyn.
Do wykrywania i rejestrowania stanów nieustalonych wymagane są wysokiej jakości cyfrowe analizatory jakości energii o wysokiej częstotliwości próbkowania.
PRAKTYCZNY PRZYKŁAD: Podłączenie niedławionych kondensatorów często powoduje wysokie prądy przejściowe, nawet przy nieproblematycznych konfiguracjach sieci. Zadławienie ma w tym przypadku silne działanie tłumiące i może w ten sposób chronić przed możliwymi do uniknięcia problemami, które są trudne do przewidzenia. Alternatywnie należy zastosować specjalne styczniki kondensatorowe z rezystorami ładowania wstępnego.
Spadki napięcia mogą prowadzić do poważnych komplikacji, takich jak awarie procesów produkcyjnych i problemy z jakością. Takie spadki zdarzają się znacznie częściej niż przerwy. Ekonomiczne skutki spadków napięcia są stale niedoceniane.
Zgodnie z normą europejską EN 50160 przez spadek napięcia rozumie się nagły spadek wartości skutecznej napięcia do wartości pomiędzy 90% a 5% określonej wartości, po którym następuje bezpośredni powrót napięcia prawidłowe napięcie. Czas trwania zapadu napięcia wynosi od połowy okresu (10 ms) do jednej minuty.
Jeśli wartość skuteczna napięcia nie spadnie poniżej 90% ustawionej wartości, uważa się to za normalny stan pracy. Jeśli napięcie spadnie poniżej 5% ustawionej wartości, mamy do czynienia z przerwą.
Dlatego też zapadu napięcia nie należy mylić z przerwą. Przerwa następuje np. po zadziałaniu bezpiecznika (typowo 300 ms). Awaria zasilania sieciowego rozprzestrzenia się w pozostałej części sieci dystrybucyjnej w postaci zapadu napięcia. Rysunek ilustruje różnicę pomiędzy zapadem, chwilową przerwą w dostawie i zbyt niskim napięciem.
Wahania napięcia spowodowane są:
Zwarcia
Załączanie i wyłączanie dużych obciążeń
Rozruchy napędów (większe obciążenia)
Zmiany obciążenia napędów
Zasilanie impulsowe (sterowniki pakietów wibracyjnych, regulatory termostatyczne)
Piece łukowe
Spawarki
Załączanie kondensatorów
Spadki napięcia mogą powodować awarie systemów komputerowych, systemów PLC, przekaźników i przetwornic częstotliwości. W procesach krytycznych nawet pojedynczy spadek napięcia może powodować wysokie koszty, szczególnie dotyczy to procesów ciągłych. Przykłady obejmują formowanie wtryskowe, wytłaczanie, procesy drukowania lub przetwarzanie żywności, takiej jak mleko, piwo lub napoje bezalkoholowe.
Czasami procesy przebiegają w obszarach bezzałogowych, gdzie zapady napięcia nie są od razu zauważalne. W takim przypadku na przykład wtryskarka może zatrzymać się niezauważona. Jeśli zostanie to odkryte dopiero później, wyrządzone zostaną już wielkie szkody. Klienci otrzymują produkty zbyt późno, a plastik w maszynie stwardniał.
Migotanie oznacza subiektywne wrażenie zmian luminancji lub wrażenie nieciągłości percepcji wzrokowej spowodowane bodźcami świetlnymi z czasowymi wahaniami luminancji lub rozkładu widmowego. Z technicznego punktu widzenia wahania napięcia powodują zmiany luminancji lamp, które mogą powodować wizualnie zauważalne zjawisko zwane migotaniem. Powyżej pewnego progu pojawienie się migotania może mieć niepokojący efekt. Zakłócający wpływ wahań napięcia zależy od częstotliwości powtarzania i kształtu fali zmian napięcia.
Jako miary efektu zakłócającego definiuje się siłę migotania krótkotrwałego i migotania długotrwałego.
Wahania napięcia powodowane przez poszczególne urządzenia (w sieci niskiego napięcia) są dopuszczalne, jeżeli powstały współczynnik zakłócenia migotania nie przekracza 1. Długoterminowy współczynnik zakłócenia migotania, uśredniony z dwunastu wartości, nie może przekraczać wartości 0,65. Najprostszą metodą oceny tego jest użycie = 1 p.u. krzywa. PU oznacza „jednostkę percepcji” i stanowi maksymalny poziom tolerancji wrażliwości ludzkiego oka na postrzeganie wahań światła. Łączny wpływ wszystkich źródeł zakłóceń nie może przekroczyć wartości = 1 p.u.
Ponieważ migotanie objawia się bardzo szybkimi i małymi zmianami napięcia, można je uchwycić jedynie przy użyciu przyrządów pomiarowych o bardzo wysokiej jakości. Jest to opisane w normie DIN EN 61000-4-15. Chwilowa wartość migotania jest tutaj mniej interesująca, ponieważ należy wziąć pod uwagę skutki długoterminowe. Dlatego też zdefiniowano krótkoterminowe wartości PST migotania i długoterminowe wartości PLT migotania. Te średnie wartości zostały pobrane w ciągu 10 lub 120 minut.
Ponieważ migotanie objawia się bardzo szybkimi i małymi zmianami napięcia, można je uchwycić jedynie przy użyciu przyrządów pomiarowych o bardzo wysokiej jakości. Jest to opisane w normie DIN EN 61000-4-15. Chwilowa wartość migotania jest tutaj mniej interesująca, ponieważ należy wziąć pod uwagę skutki długoterminowe. Dlatego też zdefiniowano krótkoterminowe wartości PST migotania i długoterminowe wartości PLT migotania. Te średnie wartości zostały pobrane w ciągu 10 lub 120 minut.
Moc bierna jest wymagana do generowania pól elektromagnetycznych maszyn, takich jak silniki trójfazowe, transformatory, sprzęt spawalniczy itp. Ponieważ pola te stale narastają i zanikają, moc bierna oscyluje pomiędzy generatorem a sprzętem odbiorczym. W odróżnieniu od mocy czynnej nie może ona zostać wykorzystana, czyli zamieniona na inną formę energii, obciążając jednocześnie sieć zasilającą oraz urządzenia wytwarzające energię (generatory i transformatory). Ponadto wszystkie systemy dystrybucji energii muszą mieć większe wymiary, aby pomieścić prąd bierny. Dlatego celowe jest zmniejszenie indukcyjnej mocy biernej powstającej w pobliżu odbiornika za pomocą przeciwdziałającej pojemnościowej mocy biernej o wielkości możliwie najbardziej zbliżonej do tej. Proces ten nazywa się kompensacją. W przypadku kompensacji udział indukcyjnej mocy biernej w sieci zmniejsza się o moc bierną kondensatora mocy lub układu kompensacji (PFC).
Przesunięcie fazowe między prądem i napięciem jest zmniejszone lub, w idealnym przypadku, całkowicie wyeliminowane przy współczynniku mocy równym 1. Współczynnik mocy to parametr, na który mogą mieć wpływ zakłócenia sieciowe, takie jak zniekształcenia lub asymetria. Pogarsza się wraz z postępującym przesunięciem fazowym pomiędzy prądem i napięciem oraz wraz ze wzrostem zniekształceń krzywej prądu. Definiuje się ją jako iloraz ilości mocy czynnej i mocy pozornej, a zatem jest miarą efektywności, z jaką obciążenie wykorzystuje energię elektryczną. Zatem wyższy współczynnik mocy oznacza lepsze wykorzystanie energii elektrycznej i ostatecznie wyższą wydajność. W ten sposób generatory i urządzenia do przenoszenia mocy są odciążone od prądu biernego.
WSPÓŁCZYNNIK MOCY (ARYTMETYCZNY)
Współczynnik mocy jest bez znaku cos phi – Podstawowy współczynnik mocy
Do obliczenia cos phi używana jest tylko podstawowa składowa oscylacyjna
Znak cos phi(φ):
– = dla dostarczania mocy czynnej
+= dla zużycia czynna moc
Ponieważ dla obciążeń harmonicznych nie można określić jednolitego kąta przesunięcia fazowego, nie należy utożsamiać współczynnika mocy λ i często używanego współczynnika efektywnego cos(φ1). Na podstawie wzoru, w którym I1 = podstawowa wartość skuteczna prądu, I = całkowita wartość skuteczna prądu, g1 = podstawowa składowa oscylacyjna prądu i cos(φ1) = współczynnik przemieszczenia, można zauważyć, że tylko dla napięcia sinusoidalnego i prąd (g = 1) to współczynnik mocy λ równy współczynnikowi przemieszczenia cos(φ1). Zatem tylko dla prądów i napięć sinusoidalnych współczynnik mocy λ jest równy cosinusowi kąta przesunięcia fazowego φ i jest definiowany jako = współczynnik efektywny.
