Jakość energii elektrycznej to zbiór parametrów opisujących właściwości procesu dostarczania energii do użytkownika w normalnych warunkach pracy, określających ciągłość zasilania oraz charakteryzujących napięcia zasilające, częstotliwość w przypadku prądu przemiennego i inne. Praktyka pokazuje, że w ok. 80% przypadków niedostateczna jakość energii elektrycznej spowodowana jest zaburzeniami występującymi nie po stronie dostawcy, lecz wewnątrz sieci użytkownika końcowego.
W świetle prawa energetycznego od 2007 r. energia elektryczna przestała być traktowana jako dobro – stała się towarem, a jej dotychczasowy odbiorca stał się klientem na rynku energii. Podobnie jak inne towary dostarczane do odbiorcy, energia elektryczna musi charakteryzować się pewnymi parametrami jakościowymi określonymi normami.
Do istotnych regulacji, standardów i norm mówiących o jakości energii elektrycznej zalicza się:
-> PN-EN 50160:2010, „Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych” (definiuje parametry napięcia zasilającego oraz podaje dopuszczalne przedziały ich odchyleń w punkcie wspólnego przyłączenia w publicznych sieciach rozdzielczych niskiego napięcia);
-> PN-EN 61000-4-30:2015-05, „Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-30: Metody badań i pomiarów. Metody pomiaru jakości energii”;
-> 1159-1995, „IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality” (rekomendacje w zakresie organizacji monitoringu jakości energii elektrycznej);
-> Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. z 2007 r. nr 93, poz. 623, ze zm.).
Pomiar napięcia
Norma PN-EN 50160:2010 podaje, że średnia wartość skuteczna napięcia, mierzona w czasie 10 min w normalnych warunkach pracy, powinna mieścić się w przedziale +10% napięcia znamionowego przez 95% tygodnia. Bardzo interesujące jest to, jakie wartości może przyjmować napięcie w pozostałych 5% pomiarów. Określone przez normę limity dla tego przedziału czasowego wynoszą +10% lub 15% napięcia znamionowego, co oznacza, że napięcie może osiągnąć poziom nie mniejszy niż 195,5 V. Tak duże dopuszczalne zmiany napięcia są wykorzystywane przez zakłady energetyczne i operatora sieci przesyłowej do sterowania rozpływami prądu w sieci elektroenergetycznej.
Zapady
Zapad napięcia definiowany jest jako nagłe zmniejszenie wartości skutecznej napięcia sieci elektroenergetycznej poniżej wartości progowej, zakończone powrotem napięcia do wartości równej lub bliskiej wartości początkowej, zawierające się w przedziale od 10 ms do 1 min (rys. 1).
Do przyczyn zapadów napięcia należy zaliczyć występowanie zwarć, załączenie dużych odbiorników, przełączanie zaczepów transformatora lub tzw. zrzutów mocy.
Zapady napięcia stanowią istotne zagrożenie dla odbiorników elektrycznych, takich jak silniki elektryczne, których moment obrotowy jest ściśle uzależniony od napięcia zasilającego. Już niewielka zmiana napięcia zasilającego może doprowadzić do znaczącej redukcji momentu wytwarzanego na wale, a w konsekwencji do utknięcia wirnika i zatrzymania maszyny napędzanej.
Negatywne oddziaływanie zapadów napięcia dotyczy również sprzętu komputerowego, sterowników PLC oraz aparatury kontrolno-pomiarowej. Wymienione urządzenia są znacznie mniej odporne na zapady napięcia niż na chwilowe przerwy w zasilaniu. Po powrocie ustalonej wartości napięcia zebrane przez urządzenia dane mogą być utracone, a one same mogą się kwalifikować do przeprogramowania. W związku z tym odporność sprzętu elektronicznego na zapady napięcia jest przedstawiana w postaci charakterystyk ITIC (rys. 2), które dokładnie wskazują, przy jakim czasie trwania i wartości zaburzenia będzie ono niebezpieczne z punktu widzenia uszkodzenia lub utraty danych.
Wzrosty
Chwilowym wzrostem nazywa się zwiększenie wartości napięcia powyżej 110% wartości progowej, w przedziale od 10 ms do 1 min (rys. 3). Chwilowe wzrosty napięcia mogą powodować nieprawidłowe zadziałanie aparatury zabezpieczającej. Do najczęstszych skutków występowania tego zaburzenia należy zaliczyć procesy łączeniowe w sieci elektroenergetycznej, przełączanie podobciążeniowych przełączników zaczepów, a także zrzuty mocy.
Przepięcia
Stanowią jedno z groźniejszych zaburzeń w sieciach elektroenergetycznych. Doprowadzają do degradacji izolacji, a na skutek oscylacyjnego stanu przejściowego generują dodatkowe zaburzenia w postaci harmonicznych oraz interharmonicznych.
Przepięcia można scharakteryzować pod względem czasu występowania jako:
-> dorywcze – o czasie trwania kilku okresów częstotliwości sieciowej,
-> przejściowe – trwające kilka milisekund.
Przepięcia ze względu na czas ich występowania nie są możliwe do zmierzenia standardowymi multimetrami, których pasmo przenoszenia często nie jest większe niż 1 kHz.
Do przyczyn występowania przepięć należy zaliczyć: przełączanie zaczepów transformatora, załączenie/wyłączenie elementów indukcyjnych, odbicia zestyków przekaźników i styczników.
Przepięcia w sposób negatywny oddziałują również na elementy półprzewodnikowe, takie jak tranzystory.
Migotanie światła
Oscylacyjne zmiany amplitudy napięcia, powstające wskutek zaburzeń, powodują zmiany strumienia źródeł światła, które są odczuwalne dla ludzkiego oka i definiowane jako migotanie światła.
W pomiarach parametru migotania światła (Flicker) wyróżnia się dwie wartości:
-> wskaźnik krótkookresowego migotania światła (Pst) mierzony w okresie dziesięciu minut,
-> wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt) obliczony z sekwencji 12 kolejnych wartości Pst, występujących w okresie dwóch godzin.
Przeprowadzone badania wykazały, że oko jest szczególnie czułe na zmiany z częstotliwością ok. 8,8 Hz.
W praktyce migotanie światła można zaobserwować w obwodach zasilających duże odbiorniki indukcyjne, z którymi połączone są również obwody oświetleniowe.
Norma PN-EN 50160:2010 wskazuje następujące limity występowania zjawiska migotania:
-> wartość Pst nie powinna być większa niż 1,0,
-> wartość Plt nie powinna być większa niż 0,65.
Częstotliwość
Norma PN-EN 50160:2010 jest znacznie bardziej restrykcyjna w przypadku pomiarów częstotliwości, niż w odniesieniu do mierzonych wartości napięcia. Określone w niej limity mówią, że wartość średnia częstotliwości mierzona w czasie 10 s nie powinna przekraczać więcej niż +1% częstotliwości znamionowej, tj. 49,550,5 Hz przez 95% tygodnia oraz +4% i 6%, tj. 4752 Hz przez pozostałe 5% tygodnia. Należy pamiętać, że jednym z głównych warunków synchronizacji sieci elektroenergetycznych i źródeł wytwórczych jest zagwarantowanie stałej wartości częstotliwości. Jej gwałtowne zmiany mogłyby spowodować rozsynchronizowanie systemu elektroenergetycznego, a w konsekwencji dotkliwe przerwy w zasilaniu.
Asymetria napięcia i prądu
Jest to bardzo ważny, choć często lekceważony parametr jakości energii elektrycznej. Skutkiem występowania asymetrii jest pojawienie się prądu w przewodzie neutralnym (w sieci 4-przewodowej) lub napięcia pomiędzy punktami neutralnymi sieci. Zjawisko to można wytłumaczyć za pomocą składowych symetrycznych, do których zalicza się: składową zgodną, przeciwną oraz zerową (rys. 4). Dla przykładu w silnikach elektrycznych jedynie składowa zgodna o częstotliwości 50 Hz będzie powodowała generowanie wirowego pola elektromagnetycznego wykonującego użyteczną pracę. Zarówno składowa przeciwna, jak i zerowa będą generowały dodatkowe momenty pasożytnicze, prowadzące do osłabiania pola od składowej zgodnej, a więc do strat energii. Dotyczy to również instalacji elektrycznych, w których składowa zerowa będzie wywoływała przepływ prądu.
Norma PN-EN 50160:2010 podaje, że stosunek średniej wartości skutecznej składowej przeciwnej do składowej zgodnej, mierzony w czasie 10 min w normalnych warunkach pracy przez 95% tygodnia, powinien zawierać się w przedziale 02%.
Harmoniczne i kalkulacja mocy
Wyższe harmoniczne w sieci zasilającej to konsekwencja dołączania do niej odbiorników nieliniowych. Harmoniczne, czyli częstotliwości będące wielokrotnością częstotliwości podstawowej 50 Hz, wywierają negatywny wpływ przede wszystkim na urządzenia, takie jak transformatory, silniki elektryczne i kondensatory. W przypadku maszyn elektrycznych wzrastają straty związane z prądami wirowymi. Wysokie częstotliwości harmonicznych powodują, że w rdzeniach transformatorów i stojanach silników indukują się prądy wirowe o znacznie większej wartości niż w przypadku zasilania idealnym przebiegiem z sieci o częstotliwości 50 Hz. Przyjmuje się, że przy relatywnie niskim poziomie odkształceń prądu straty w tych urządzeniach wzrastają o 10%. Prądy wirowe i straty związane z histerezą powodują przede wszystkim nadmierne nagrzewanie się maszyn elektrycznych. Skutki tego oddziaływania nie są widoczne natychmiast. W dłuższym horyzoncie czasowym wzrasta koszt eksploatacji, gdyż niektóre urządzenia muszą być wymieniane dużo częściej niż normalnie.
Klasyczna kalkulacja mocy uwzględnia trzy wielkości: moc czynną, bierną i pozorną. W obwodach nieliniowych moc powinna być kalkulowana z uwzględnieniem harmonicznych (rys. 5).
Podsumowanie
Niska jakość energii elektrycznej przekłada się głównie na zwiększenie strat związanych z dystrybucją energii elektrycznej oraz z przetwarzaniem jej na energię mechaniczną w silnikach elektrycznych. Harmoniczne oraz asymetria sieci powodują generowanie dodatkowych pól elektromagnetycznych, osłabiających główne pole wytwarzania przez harmoniczną podstawową. Spadek efektywności dystrybucji i przetwarzania energii elektrycznej to dodatkowe koszty związane z eksploatacją systemów elektroenergetycznych. Warto więc dokonywać dokładnej analizy zjawisk występujących w zakładowych sieciach elektroenergetycznych, które mogą dać podstawę do optymalizacji zużycia energii elektrycznej.
Autor: Karol Bielecki jest zatrudniony jako Technical Sales Manager CEE w firmie FLUKE.
Tekst pochodzi z dodatku „ENERGIA 2016”. Jeśli Cię zainteresował, ZAREJESTRUJ SIĘ w naszym serwisie, a uzyskasz dostęp do darmowej prenumeraty w formie drukowanej i/lub elektronicznej.
