Zasilanie budynków użyteczności publicznej oraz budynków mieszkalnych w energię elektryczną
Fragment systemu elektroenergetycznego (SEE)
Rys. J. Wiatr
Zespół urządzeń do wytwarzania, przesyłu, przetwarzania i użytkowania energii elektrycznej tworzy system elektroenergetyczny (SEE). W skład systemu elektroenergetycznego wchodzą:
elektrownie,
sieci
oraz stacje transformatorowo-rozdzielcze,
odbiorniki
energii elektrycznej.
Zobacz także
WAGO ELWAG Sp. z o.o. Optymalny rozdział potencjałów dzięki nowym złączkom TOPJOB® S
Rodzina złączek listwowych TOPJOB® S poszerzyła się ostatnio o nowe rozwiązanie – kompaktowe bloki rozdzielcze, które pozwalają na wydajny rozdział potencjałów za pomocą jednej tylko złączki – bez żadnych...
Rodzina złączek listwowych TOPJOB® S poszerzyła się ostatnio o nowe rozwiązanie – kompaktowe bloki rozdzielcze, które pozwalają na wydajny rozdział potencjałów za pomocą jednej tylko złączki – bez żadnych dodatkowych elementów.
Farnell Projekty w trudnych warunkach przemysłowych
Zastosowanie skomplikowanych urządzeń elektronicznych i czujników do ulepszania i rozszerzania procesów produkcji, obróbki skrawaniem i procesów produkcyjnych w zastosowaniach przemysłowych jest możliwe...
Zastosowanie skomplikowanych urządzeń elektronicznych i czujników do ulepszania i rozszerzania procesów produkcji, obróbki skrawaniem i procesów produkcyjnych w zastosowaniach przemysłowych jest możliwe tylko wtedy, gdy wszystkie komponenty przetrwają w trudnym środowisku. Systemy muszą wytrzymywać gorące, wilgotne i trudne warunki oraz niszczące pola elektryczne i magnetyczne. Specyficzne warunki środowiskowe, w których produkt jest używany, wpływają na jego specyfikacje. Takie specyfikacje należy...
Anna Kuziemska Nowe źródła, nowe wymagania: rozdzielnice SN w projektach OZE i magazynów energii
Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii, magazynów energii oraz nowych przyłączeń przemysłowych zmienia sposób projektowania infrastruktury elektroenergetycznej średniego napięcia. Rozdzielnica SN...
Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii, magazynów energii oraz nowych przyłączeń przemysłowych zmienia sposób projektowania infrastruktury elektroenergetycznej średniego napięcia. Rozdzielnica SN nie jest już wyłącznie elementem klasycznej stacji transformatorowej – coraz częściej staje się węzłem, który musi obsłużyć dwukierunkowy przepływ energii, współpracę z automatyką zabezpieczeniową, systemami telemechaniki, układami pomiarowymi, magazynami energii oraz rozproszonymi źródłami wytwórczymi.
W systemie elektroenergetycznym znajduje się kilka elektrowni, duża liczba linii przesyłowych, stacji transformatorowo-rozdzielczych oraz odbiorników połączonych w jeden złożony układ elektryczny. Na rysunku 1. przedstawiono fragment systemu elektroenergetycznego.
Linie elektroenergetyczne pracujące na napięciu 110 kV i wyższym są liniami przesyłowymi. Rozdział energii realizowany jest na napięciu SN z wykorzystaniem stacji transformatorowych SN/nn, z których napięcie o wartości 230/400 V doprowadzone jest do odbiorców. W przypadku zasilania obiektów przemysłowych lub innych o podobnym charakterze, wysokość napięcia zasilającego zależy od mocy zainstalowanych odbiorników:
- P£0,25 MW zasila się napięciem 230/400 V,
- 0,25 MW<P<5 MW zasila się napięciem SN,
- P=(5÷50) MW zasila się napięciem SN lub napięciem 110 kV,
- 50<P<150 MW zasila się napięciem 220 kV,
- P>150 MW zasila się napięciem 220 kV lub wyższym.
Podstawowym źródłem zasilania obiektów budowlanych jest sieć elektroenergetyczna. Ponieważ w wyniku różnych zdarzeń losowych następują przerwy w dostawie energii elektrycznej lub jej jakość jest niewystarczająca, w uzasadnionych technicznie lub ekonomicznie przypadkach należy instalować urządzenia zasilania awaryjnego i gwarantowanego. Do tych źródeł należą:
- druga linia elektroenergetyczna (zasilanie rezerwowe),
- zespół prądotwórczy (zasilanie awaryjne),
- zasilacz UPS (zasilanie gwarantowane),
- siłownia telekomunikacyjna (zasilanie gwarantowane) – stosowana w systemach łączności.
Podział odbiorników energii elektrycznej na kategorie zasilania i schemat układu zasilania obiektu budowlanego
Przystępując do opracowania układu zasilania obiektu budowlanego projektant musi przeprowadzić szczegółową analizę w zakresie wymagań pewności zasilania przez poszczególne odbiorniki planowane do zainstalowania w projektowanym obiekcie budowlanym. Zróżnicowane wymagania dotyczące pewności zasilania wymusiły wprowadzenie klasyfikacji odbiorników energii elektrycznej na kategorie zasilania, które można sklasyfikować zgodnie z kryterium przyjętym w gospodarce energetycznej:
- odbiorniki III kategorii zasilania – odbiorniki, w których dowolnie długa przerwa w dostawie energii elektrycznej nie spowoduje żadnych negatywnych skutków,
- odbiorniki II kategorii zasilania – odbiorniki, w których krótka przerwa w dostawie energii elektrycznej (do kilku minut) nie spowoduje negatywnych skutków,
- odbiorniki I kategorii zasilania – odbiorniki, w których nawet krótka przerwa w dostawie energii elektrycznej może spowodować zagrożenie życia ludzi lub znaczne straty materialne spowodowane np. przerwaniem procesu produkcyjnego.
Przykładowy układ zasilania obiektu budowlanego, w którym występują wszystkie kategorie zasilania, przedstawia rysunek 2.
Dobór mocy i liczby transformatorów
Moc jednostek transformatorowych w danej stacji, ich liczba i lokalizacja są głównie uzależnione od następujących czynników:
- wielkości i rozkładu obciążeń,
- wymaganego stopnia rezerwowania,
- rozmieszczenia urządzeń technologicznych i warunków terenowych.
W ogólnym przypadku moc stacji transformatorowej musi wynosić co najmniej:
Wzór 1
gdzie:
STr – moc transformatora, w [kVA],
kr – współczynnik rezerwy stacji (dla odbiorników III kategorii zasilania kr=(1,1–1,2); dla odbiorników I kategorii kr=2, w [-],
cosjz – współczynnik mocy, w [-],
PS – moc czynna szczytowa, w [kW].
Moc pojedynczego transformatora musi pokryć zapotrzebowanie mocy zasilanych odbiorników oraz straty mocy transformatora:
Wzór 2
gdzie:
Pz – wartość mocy czynnej zapotrzebowanej, w [kW],
Qz – wartość mocy biernej zapotrzebowanej, w [kvar],
Qk – wartość mocy biernej baterii kondensatorów, w [kvar].
Straty mocy czynnej w transformatorze, w [kW]:
Straty mocy biernej w transformatorze, w [kvar]:
gdzie:
SnT – moc znamionowa transformatora, w [kVA],
DPobc_zn – znamionowe straty obciążeniowe mocy czynnej, w [kW],
DQobc_zn – znamionowe straty obciążeniowe mocy biernej, w [kvar],
DPo – straty mocy czynnej stanu jałowego transformatora, w [kW],
DQo – straty jałowe bierne transformatora, w [kvar].
Liczba transformatorów w stacjach transformatorowych jest uzależniona od mocy zapotrzebowanej przez zasilany obiekt oraz przewidywanego przebiegu obciążenia. Przedstawiony tok rozumowania jest właściwy przy zasilaniu odbiorników liniowych. Przy zasilaniu odbiorników nieliniowych oprócz mocy czynnej P i biernej Q pojawia się dodatkowo moc deformacji V. Moc pozorną zapotrzebowaną przez odbiornik nieliniowy należy określić wzorem:
Wzór 3
Moc czynna przebiegu odkształconego jest sumą mocy czynnych harmonicznych napięcia i prądu o tej samej częstotliwości, czyli:
Wzór 4
Moc bierną przebiegu odkształconego obliczamy z powszechnie akceptowalnego wzoru:
Wzór 5
Moc pozorna obwodu liniowego jest określona następującym wzorem:
Wzór 6
W tym przypadku moc deformacji V=0.
Ilustrację graficzną mocy P, Q, V, S1 i S przedstawia rysunek 3.
Rysunek 3. wyjaśnia również, że dla obwodów nieliniowych współczynnik mocy nie może zostać określony wzorem (7), który jest słuszny dla obwodów liniowych:
Wzór 7
W obwodach nieliniowych współczynnik mocy jest definiowany jako (rys. 3.):
Wzór 8
gdzie:
sinφk – współczynnik mocy k-tej harmonicznej, w [-]:
φk – przesunięcie fazowe pomiędzy napięciem i prądem dla harmonicznej rzędu k, w [°].
Prąd znamionowy urządzenia trójfazowego pobierającego prąd odkształcony należy wyrazić wzorem (9).
Wzór 9
Z równań (8) oraz (9) wynika, że przy ustalonej wartości prądu znamionowego In urządzenia i wzroście odkształcenia prądu rzeczywiście przepływającego przez to urządzenie zmniejsza się moc znamionowa czynna, którą można je obciążyć.
Zatem odbiorniki nieliniowe pobierające prąd zniekształcony z transformatora powodują zwiększone zapotrzebowanie mocy, które należy uwzględnić na etapie doboru mocy transformatora. Producenci odbiorników energii elektrycznej są zobowiązani do podania współczynnika odkształceń THDi%, który należy uwzględnić przy obliczaniu mocy zapotrzebowanej.
Współczynnik ten jest definiowany w normach i przepisach z wykorzystaniem wzoru:
Wzór 10
gdzie:
Ik – wartość skuteczna k-tej harmonicznej prądu, w [A],
I1 – wartość skuteczna harmonicznej podstawowej prądu, w [A],
k – rząd harmonicznej, w [-].
Zamiast posługiwać się współczynnikiem odkształceń prądu THDi%, można wprowadzić współczynnik zniekształceń W:
Wzór 11
Przykładowe wartości współczynnika W, w zależności od wartości współczynnika THDi%, przedstawia tabela 1.
Definiowany dla pojedynczego odbiornika współczynnik THDi% stanowi podstawę do obliczenia jego wartości zastępczej widzianej przez transformator zasilający. W przypadku obiektów istniejących jego wartość należy zmierzyć. Natomiast na etapie projektowania jego przybliżoną wartość można wyznaczyć jako średnią ważoną:
Wzór 12
gdzie
– moc znamionowa n-tego odbiornika, w [kW],
THDi%n – współczynnik odkształceń prądu dla n-tego odbiornika, w [%],
n – liczba odbiorników (grup odbiorników o takim samym współczynniku THDi%).
Zatem moc transformatora należy określić wzorem:
Wzór 13
Optymalizacja położenia pojedynczej stacji elektroenergetycznej
Metody optymalizacji położenia pojedynczej stacji transformatorowej:
- lokalizacja stacji w środku obciążenia elektrycznego,
- lokalizacja stacji według minimum kosztów sieci,
- wyznaczenie strefy rozrzutu środka obciążenia elektrycznego.
Najprostszym sposobem określenia położenia stacji transformatorowej jest wyznaczenie środka obciążenia elektrycznego. Polega to na:
- umieszczeniu obszaru, który ma zasilać stacja w układzie współrzędnych 0XY,
- wówczas środek obciążenia elektrycznego o współrzędnych x i y można wyznaczyć ze wzorów:
Wzór 14
gdzie:
Pi – moc czynna szczytowa i-tego odbioru, w [W],
xi yi – współrzędne położenia i-tego odbioru, w [m],
n – liczba odbiorów na rozpatrywanym obszarze, w [-],
Jeżeli odbiory są rozmieszczone na różnych wysokościach lub możliwe jest zlokalizowanie stacji na różnych wysokościach oraz spełniona jest nierówność: l³1,5 h, gdzie:
l – odległość środka obciążenia elektrycznego oddziału od środka obciążenia całego zakładu (od GSZ), mierzona w płaszczyźnie poziomej, w [m],
h – największa różnica wysokości położenia odbiorników, w [m],
należy uwzględnić trzecią współrzędną z:
Wzór 15
W miejsce mocy czynnej we wzorach (14) i (15) można wprowadzić:
- moc bierną – uzyskamy miejsce lokalizacji źródeł mocy biernej,
- moc pozorną – minimalne koszty związane z budową sieci,
- przekroje przewodów poszczególnych linii,
- jednostkowe koszty roczne linii zasilających.
W przypadku projektowania układu zasilania z wykorzystaniem większej liczby stacji transformatorowych należy podczas doboru ich liczby i sposobu rozmieszczenia kierować się następującymi zasadami:
- minimalizować długości linii niskiego napięcia, a więc budować stację transformatorową jak najbliżej zasilanych odbiorników,
- najmniejsze straty przesyłowe występują, gdy odległość odbiornika, w [m], od stacji transformatorowej stanowi w przybliżeniu połowę napięcia zasilającego ten odbiornik, w [V],
- należy ograniczać liczbę transformacji do niezbędnego minimum.
Przykład 1.
Należy określić optymalne położenie stacji transformatorowej przeznaczonej do zasilania trzech odbiorów o mocach P1 = 100 kW, P2 = 50 kW, P3 = 1500 kW.
Rozwiązanie:
Ilustrację przykładu przedstawia rysunek 4.
Przedstawiona metoda posiada bardziej charakter teoretyczny, gdyż w praktyce na końcowe położenie pojedynczych stacji nakłada się szereg innych czynników, takich jak plan zagospodarowania przestrzennego, możliwości techniczne, warunki eksploatacyjne itp. Niemniej należy dążyć do lokalizacji stacji w optymalnym miejscu.
Dobór mocy zespołu prądotwórczego
Za podstawę doboru mocy zespołu prądotwórczego należy przyjąć wartość mocy czynnej zapotrzebowanej oraz mocy biernej przez odbiorniki, które mają zostać objęte systemem zasilania awaryjnego. Moc czynną zapotrzebowaną należy wyznaczyć ze wzoru:
Wzór 16
gdzie:
Pz – moc czynna zapotrzebowana, w [kW],
kz – współczynnik zapotrzebowania, w [-],
Pi – moc czynna i-tego odbiornika objętego systemem zasilania awaryjnego, w [kW].
Kolejnym krokiem jest obliczenie mocy biernej zapotrzebowanej, którą należy wyznaczyć w następujący sposób:
Wzór 17
gdzie:
QZ – moc bierna zapotrzebowana, w [kvar],
cosji – współczynnik mocy tego odbiornika objętego systemem zasilania gwarantowanego, w [-].
Na podstawie obliczonej wartości mocy czynnej zapotrzebowanej oraz mocy biernej zapotrzebowanej należy obliczyć współczynnik mocy cosjZ:
Wzór 18
gdzie:
cosφZ – współczynnik mocy obliczony na podstawie mocy czynnej zapotrzebowanej oraz mocy biernej zapotrzebowanej, w [-].
Kolejnym krokiem jest obliczenie minimalnej mocy czynnej, jaką musi dysponować generator zespołu prądotwórczego. Ponieważ generator zespołu prądotwórczego musi pokryć zapotrzebowanie mocy czynnej Pz oraz mocy biernej QZ, w przypadku, gdy generator wytwarza energię przy współczynniku mocy cosφz<cosφnG, zmniejsza się zdolność wykorzystania mocy czynnej generatora ze względu na obciążalność cieplną stojana.
Silnik spalinowy napędzający generator jest dostosowany do mocy czynnej generatora, czyli do pracy generatora przy znamionowym współczynniku mocy cosjnG, zatem w przypadku wytwarzania energii elektrycznej przy współczynniku cosjz<cosjnG skutkuje zmniejszeniem jego wykorzystania. Względne obciążenie generatora mocą czynną można określić współczynnikiem wykorzystania, który należy obliczyć ze wzoru:
Wzór 19
Wymagana minimalna moc czynna zespołu prądotwórczego musi spełniać nierówność:
Wzór 20
Obliczony ze wzoru (19) współczynnik wykorzystania p, należy podstawić do wzoru (20). W przypadku, gdy p³1, do wzoru (20) należy wstawić wartość 1. Wartość współczynnika mocy cosjnG należy przyjąć zgodnie z DTR zespołu prądotwórczego.
W przypadku braku informacji w tym zakresie można przyjmować cosjnG=0,8. Moc pozorna zespołu prądotwórczego musi spełniać nierówność:
Wzór 21
gdzie:
PGmin – minimalna moc czynna, jaką musi pokryć generator zespołu prądotwórczego, w [kW].
Odbiorniki nieliniowe pobierające prąd zniekształcony z generatora powodują zmniejszenie możliwości wykorzystania mocy czynnej generatora zespołu prądotwórczego. W celu pokrycia mocy zapotrzebowanej przez te odbiorniki moc generatora musi ulec zwiększeniu.
Minimalną moc czynną generatora niezbędną do pokrycia mocy zapotrzebowanej przez te odbiorniki należy wyznaczyć ze wzoru:
Wzór 22
gdzie:
p – współczynnik wykorzystania określony wzorem (19), w [-],
PZ – moc czynna zapotrzebowana przez odbiorniki objęte systemem zasilania awaryjnego, w [kW],
PGmin – wymagana minimalna moc czynna generatora zespołu prądotwórczego, w [kW].
Współczynnik zniekształcenia:
gdzie:
THDi% – współczynnik odkształcenia prądu, w [-].
Natomiast moc zespołu prądotwórczego określamy zgodnie ze wzorem (21).
W przypadku zasilania silnika lub grupy silników z zespołu prądotwórczego należy pamiętać, że moc zespołu prądotwórczego musi pokryć zwiększone zapotrzebowanie mocy powodowane przez prądy rozruchowe:
Wzór 23
gdzie:
Ir – prąd rozruchowy silnika, w [A],
k – współczynnik rozruchu silnika, w [-],
In – prąd znamionowy silnika, w [A],
Un – napięcie znamionowe silnika, w [V],
PG – moc generatora zespołu prądotwórczego, w [W],
Prs – moc czynna zapotrzebowana przez silnik podczas rozruchu, w [W].
Silniki indukcyjne podczas rozruchu charakteryzują się również mniejszym niż znamionowy współczynnikiem mocy, który dla silników klatkowych przyjmuje wartość w granicach (0,1–0,4). Wartości mniejsze odnoszą się do jednostek większej mocy, natomiast wartości większe do jednostek mniejszej mocy.
![Rys. 3.
Czworościan mocy dla układu o odkształconych przebiegach napięcia i prądu, gdzie: P – moc czynna, w [kW], Q – moc bierna, w [kvar], S1 – moc pozorna części liniowej obwodu w [kVA], S – moc pozorna obwodu nieliniowego, w [kVA], V – moc deformac.](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/3-2014-wiatr-rys3.jpg)
