Ćwiczenie 20

20. UKŁADY SAMOCZYNNEGO ZAŁĄCZANIA
REZERWY
20.1. Cel i zakres ćwiczenia
Celem ćwiczenia jest zapoznanie się z problematyką zasilania rezerwowego
w przemysłowych i komunalnych sieciach zasilających i w instalacjach odbiorczych.
Ćwiczenie obejmuje swym zakresem badanie układu samoczynnego załączania
rezerwy (SZR) niskiego napięcia.
20.2. Wiadomości podstawowe
20.2.1. Informacje wstępne
Niezawodność zasilania stanowi jeden z czynników zapewniających pożądany
poziom jakości energii elektrycznej w układach zasilania odbiorców. Projektowanie
tych układów, zwłaszcza w przypadku zasilania odbiorców przemysłowych, jest
kompromisem pomiędzy określonym poziomem niezawodności zasilania i jakością
dostarczanej energii a nakładami na inwestycje i kosztami eksploatacji.
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.
Dyspozycyjność D układu zasilania określona jest zależnością:
n
∑ tFi
D = 1−
i =1
m
n
∑ tBi + ∑ tFi
i =1
i =1
(20.1)
gdzie:
tBi
tFi
m
n
- czas i – tego okresu pracy pomiędzy przerwami zasilania,
- czas trwania i – tej przerwy zasilania,
- liczba okresów pracy pomiędzy przerwami zasilania,
- liczba przerw zasilania w rozpatrywanym czasie obserwacji.
Tab. 20.1. Kategorie odbiorców energii elektrycznej w zależności od stopnia niezawodności zasilania
[20.1]
Kategoria
I–
podstawowa
II – średnia
III – wysoka
IV - najwyższa
Wymagania dotyczące
niezawodności
Dopuszczalne stosunkowo
długie przerwy w
zasilaniu, rzędu wielu
minut.
Możliwe rozwiązanie
Zasilanie pojedynczą linią
promieniową z sieci
elektroenergetycznej. Brak
wymogu zasilania
rezerwowego
Przerwy w zasilaniu nie
Agregat prądotwórczy.
powinny przekraczać kilku Oświetlenie awaryjne.
dziesiątek sekund
Przerwy w zasilaniu nie
Dwie niezależne linie
powinny przekraczać 1
zasilające z systemu
sekundy.
elektroenergetycznego i
system zasilania
rezerwowego z pełną
automatyką sterowania
zasilania rezerwowego.
Zasilanie bezprzerwowe.
Zasilanie bezprzerwowe ze
Niedopuszczalna jest
źródła rezerwowego.
przerwa w zasilaniu
Agregat prądotwórczy
wybranych urządzeń
przystosowany do
długotrwałego zasilania.
Przykładowi odbiorcy
Domy jednorodzinne na
terenach wiejskich i w
rzadkiej zabudowie
miejskiej, nieduże bloki
mieszkalne.
Wysokie budynki
mieszkalne.
Duże hotele, szpitale,
stacje radiowe i
telewizyjne, dworce
kolejowe i porty lotnicze.
Wybrane odbiory w
obiektach kategorii III, np.
sale operacyjne szpitali,
systemy komputerowe
banków, giełdy.
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, co zilustrowano na rys. 20.1, gdzie czas przerwy (ta) jest powiększony
o czas (ts), odpowiadający scałkowanej, zakreskowanej powierzchni.
E
Ee
t
ta
ts
tae
Rys. 20.1. Przebieg wydajności produkcji podczas wystąpienia przerwy w zasilaniu; ta – czas przerwy
w zasilaniu, tae – zastępczy czas przerwy w zasilaniu określony na podstawie kosztów strat
produkcyjnych, ts – czas niezbędny do uruchomienia procesu technologicznego, Ee – standardowa
wydajność rozpatrywanego procesu.
Koszt przerwy w zasilaniu nie zawsze jest wprost proporcjonalny do czasu jej
trwania, co ilustruje kilka przykładowych scenariuszy zmienności kosztów
przedstawionych na rys. 20.2.
Koszty, oś nieskalowana
1
3
4
2
Czas, oś nieskalowana
Rys. 20.2. Wybrane, typowe charakterystyki zależności kosztów przerw w zasilaniu od czasu ich trwania.
Pierwszy z nich (przebieg 1, rys. 20.2) 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 przebieg 2 na
rys. 20.2, 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. 20.2 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. 20.2.
Inny przebieg krzywej kosztów braku zasilania, której przykładem może być ferma
drobiu, ilustruje krzywa 4 (rys. 20.2). 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.
20.2.2. Urządzenia zasilania rezerwowego.
Podstawowe urządzenia zasilania rezerwowego zestawiono w tabeli 20.2, gdzie
zawarto również ogólne porównanie ich wybranych właściwości.
Tab. 20.2. Metody i urządzenia rezerwowego zasilania oraz porównanie ich podstawowych
właściwości.
Rodzaj metody/urządzenia
rezerwowa, niezależna linia
zasilająca
z sieci el.-en.
agregat prądotwórczy
baterie akumulatorów
układy zasiania
bezprzerwowego (UPS)
Zasób mocy
nieograniczony
Czas przełączenia
bardzo krótki
Koszt instalacji
bardzo wysoki
praktycznie
nieograniczony
średni
średni
od długiego do bardzo
krótkiego
bardzo krótki
bardzo krótki
od średniego do
wysokiego
niski
średni do wysokiego
20.2.2.1. Niezależna linia zasilająca
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. Dwie linie elektroenergetyczne
należące do tej samej linii dwutorowej nie powinny być traktowane jako linie
niezależne.
20.2.2.2. 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. Wyróżnia się dwa podstawowe
rozwiązania agregatów prądotwórczych (rys. 20.3):
• bez koła zamachowego,
• z kołem zamachowym.
Agregaty bez koła zamachowego są uruchamiane w chwili wystąpienia awarii
(rys.20.3a, b). Do rozruchu silnika wysokoprężnego używana jest zwykle bateria
akumulatorów. Czas przełączenia ma w tym rozwiązaniu znaczne wartości i jest
równy czasowi upływającemu od chwili wystąpienia przerwy w zasilaniu do chwili
osiągnięcia przez generator pełnej gotowości do obciążenia. W najprostszych
rozwiązaniach agregaty są załączane ręcznie (rys. 20.3a). Obecnie jednak większość
agregatów prądotwórczych zainstalowanych jako źródło zasilania rezerwowego jest
załączana automatycznie (rys. 20.3b), przy czym typowe czasy przełączania zawierają
się w zakresie od 6 do 15 sekund dla małych jednostek, do ok. 180 s dla jednostek
o znacznej mocy. W wielu rozwiązaniach silniki spalinowe agregatów są w sposób
ciągły podgrzewane podczas postoju do temperatury roboczej, w celu skrócenia czasu
trwania rozruchu, a tym samym czasu przełączenia oraz zdolności do przejęcia pełnej
mocy znamionowej w bardzo krótkim czasie.
a)
Zasilanie podstawowe z sieci
elektroenergetycznej
b)
Zasilanie podstawowe z
sieci elektroenergetycznej
4
1
3
2
odbiory
c) Zasilanie podstawowe z
sieci elektroenergetycznej
5
odbiory
d) Zasilanie podstawowe z
sieci elektroenergetycznej
5
6
odbiory
6
odbiory
Rys. 20.3. Różne układy agregatów prądotwórczych; 1 – silnik spalinowy z rozrusznikiem, 2 – sprzęgło,
3 – generator, 4 – rozdzielnica, 5 – koło zamachowe, 6 - silnik elektryczny do napędu generatora i koła
zamachowego: a) z rozruchem ręcznym, b) z rozruchem automatycznym z czasami przełączenia od kilku
sekund do ok. 180 s, c) i d) z kołem zamachowym, przy czasach przełączenia odpowiednio 0,5 – 2 s
i bezprzerwowo.
Agregaty z kołem zamachowym cechują się znacznie krótszym czasem
przełączania: od ok. 2 s (rys. 20.3c) do przełączenia bezprzerwowego (rys. 20.3d).
W normalnych warunkach zasilania generator i koło zamachowe są stale napędzane
przez silnik elektryczny z prędkością równą prędkości synchronicznej maszyny.
W rozwiązaniu z rys. 20.3.c, a silnik pokrywa jedynie straty biegu jałowego
generatora i koła zamachowego. W chwili przerwy w zasilaniu podstawowym
następuje automatyczne połączenie koła zamachowego z silnikiem spalinowym
poprzez sprzęgło elektromagnetyczne. Dzięki energii mechanicznej zgromadzonej
w kole zamachowym następuje szybki rozruch silnika, który zaczyna napędzać
generator. Czas upływający od chwili rozruchu silnika spalinowego do gotowości
generatora do obciążenia jest krótki i zawiera się w zakresie od 0,5 s do 2 s.
W układzie widocznym na rys. 20.3d, w normalnych warunkach pracy odbiory są
zasilane nie z sieci lecz z generatora, który jest napędzany przez silnik elektryczny
o odpowiednio dużej mocy, zasilany z sieci. W przypadku przerwy w zasilaniu z sieci
sprzęgło elektromagnetyczne łączy koło zamachowe z silnikiem spalinowym, który
przejmuje napęd generatora. Odbiory zasilone są praktycznie bezprzerwowo, jedynie
z niewielkim możliwym do wystąpienia obniżeniem napięcia w chwili przejmowania
obciążenia przez silnik spalinowy.
20.2.2.3. Baterie akumulatorów
Baterie
akumulatorów,
to
najczęstsze
źródło
zasilania
stosowane
w elektronicznych układach UPS jak również w niektórych rozwiązaniach opisanych
wyżej agregatów prądotwórczych jako źródło energii do rozruchu silników
spalinowych i do sterowania układów automatyki. Są one również szeroko stosowane
jako autonomiczne źródła rezerwowego zasilania, zwłaszcza odbiorników prądu
stałego bądź odbiorników, które mogą być zasilane zarówno prądem stałym jak
i przemiennym, np. oświetlenie awaryjne, układy telekomunikacyjne. Typowe układy
baterii akumulatorów jako źródeł zasilania rezerwowego przedstawiono na rys. 20.4.
a)
b)
Sieć
Sieć
1 S
2
Odbiory
DC
Odbiory
DC
Sieć
Sieć
1 S
2
Odbiory
DC
Odbiory
DC
Rys. 20.4. Różne rozwiązania zasilania odbiorników prądu stałego z użyciem układów prostownikowych
i baterii akumulatorów jako źródła rezerwowego; a) układ z łącznikiem S, b) układ bezprzerwowego
zasilania; 1 – zasilanie z sieci w normalnym stanie pracy, 2 – zasilanie rezerwowe z baterii
akumulatorów.
W układzie na rys. 20.4a odbiory prądu stałego w normalnych warunkach pracy są
zasilane z sieci poprzez prostownik, podczas gdy bateria akumulatorów jest stale
doładowywana poprzez odrębny układ prostownikowy. W chwili zaniku napięcia na
źródle zasilania podstawowego, lub gdy to napięcie odbiega od dopuszczalnych
tolerancji, odbiory są przełączane na zasilanie z baterii przy pomocy łącznika S
z krótkim, lecz większym od zera czasem przełączenia. W układach z rys. 20.4b
odbiory prądu stałego są podłączone bezpośrednio do układu prostowniczego
równolegle z baterią akumulatorów. Podczas normalnego stanu pracy prostownik
zasila odbiory oraz w sposób ciągły doładowuje baterię. W przypadku braku napięcia
sieci odbiory zasilane są bezpośrednio z baterii, przy zerowym czasie przełączenia.
20.2.2.4. Układy zasilania bezprzerwowego (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 kV·A (układy jednofazowe) i od 10 kV·A do około
4000 kV·A (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 2099, przyjętej przez CENELEC jako norma EN 50091-3
[20.2]. 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
zasilającego
• VI (output Voltage Independent from mains supply) – wartość napięcia
wyjściowego jest zależna od parametrów napięcia zasilającego
• VFI (output Voltage and Frequency Independent from mains supply) – wartość
i częstotliwość napięcia wyjściowego są niezależne od parametrów napięcia
zasilającego.
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).
Układy o biernej gotowości (passive standby) (rys. 20.5), to najprostsze
rozwiązanie UPS, w którym w normalnych warunkach pracy odbiory są zasilane
bezpośrednio z sieci (droga 1, rys. 20.5). Bateria akumulatorów jest stale
doładowywane poprzez prostownik (droga 2, rys. 20.5). W trybie zasilania
rezerwowego odbiory są zasilane z baterii akumulatorów poprzez falownik (droga 3,
rys. 20.5). Przełączenie z trybu pracy normalnej do trybu zasilania rezerwowego
następuje poprzez przełączenie łącznika S (rys. 20.5) gdy parametry napięcia sieci
wykraczają poza dopuszczalne tolerancje zmian. Rozwiązanie takie wymaga
określonego, zwykle bardzo krótkiego, czasu przełączenia.
Odbiory
Sieć
1
S
2
3
B
Rys. 20.5. Schemat blokowy ilustrujący budowę i zasadę działania układu UPS o biernej gotowości
(VFD); S – łącznik, B – bateria akumulatorów, 1 – tryb pracy w normalnych warunkach zasilania,
2 – ładowanie baterii akumulatorów w normalnych warunkach pracy, 3 – tryb zasilania rezerwowego.
Połączenie obejściowe
(by-pass)
Sieć
zasilająca
2
1
3
Tr
P
2
3
B
Odbiory
Rys. 20.6. Schemat blokowy układu liniowo interaktywnego UPS; Tr- transformator, P – przekształtnik
AC/DC i DC/AC, B – bateria akumulatorów.
Układy liniowo interaktywne (line interactive) (rys. 20.6) pozwalają na bieżącą
poprawę jakości napięcia odbiornika. W normalnych warunkach pracy odbiornik jest
zasilony bezpośrednio z sieci (droga 1, rys. 20.6), przy czym równolegle do
odbiornika podłączona jest bateria akumulatorów B, doładowywana w sposób ciągły
poprzez transformator Tr i przekształtnik P (droga 2, rys. 20.6). Zasadniczą zaletą tego
rozwiązania jest ciągła stabilizacja (kondycjonowanie) napięcia wyjściowego
Sieć
zasilająca
Połączenie obejściowe (by-pass)
S
Obciążenie
w przypadku zaburzeń napięcia sieci (wahania, zapady napięcia). Dotyczy to
krótkotrwałych zmian napięcia, podczas których nie następuje jeszcze przełączenie na
zasilanie rezerwowe. W takich przypadkach bateria akumulatorów B dostarcza
dodatkową energię poprzez przekształtnik P i transformator Tr (droga 3, rys. 20.6).
W trybie pracy awaryjnej odbiornik zasilony jest z baterii akumulatorów poprzez
przekształtnik i transformator (droga 3, rys. 20.6).
F
B
Rys.20.7. Schemat blokowy układu UPS o podwójnej konwersji z połączeniem obejściowym.
Układy o podwójnej konwersji (double conversion) (rys. 20.7) to najbardziej
rozbudowane układy zasilania bezprzerwowego. Podczas normalnej pracy energia jest
przetwarzana dwukrotnie: raz z prądu przemiennego na prąd stały, a następnie z prądu
stałego na prąd przemienny (rys. 20.7). W obwodzie pośredniczącym prądu stałego
w sposób ciągły jest ładowana bateria akumulatorów. W przypadku, gdy napięcie sieci
wykracza poza granice tolerancji uznane za dopuszczalne w normalnych warunkach
pracy, układ w sposób płynny, bez dokonywania czynności łączeniowych przechodzi
na zasilanie bateryjne, czyli tryb zasilania awaryjnego. Zaletą układów o podwójnej
konwersji jest:
• całkowicie płynne, praktycznie niemal nieodczuwalne dla odbiornika przejście
z zasilania podstawowego na rezerwowe,
• możliwość pracy układu odbiornika na częstotliwości innej niż częstotliwość
układu zasilającego (nie dotyczy to przypadku pracy z wykorzystaniem obwodu
obejściowego by-pass).
Zasilany obiekt
Rozdzielnica
główna
Układ samoczynnego
załączenia rezerwy 2
Linia elektroenergetyczna 2
Układ samoczynnego
załączenia rezerwy 1
G
Linia elektroenergetyczna 1
Odbiory wymagające
dużej niezawodności
zasilania
UPS
Odbiory wymagające
bardzo dużej
niezawodności zasilania
Agregat prądotwórczy
Rys. 20.8. Przykładowe rozwiązanie układu zasilania o dużej niezawodności zasilania.
20.2.3. Układy samoczynnego załączenia rezerwy (SZR) niskiego napięcia
W praktyce zachodzi często potrzeba zastosowania określonej kombinacji układów
zasilania rezerwowego (rys. 20.8) w celu zapewnienia odpowiedniego stopnia
niezawodności. Ponadto celowym jest podzielenie odbiorników w danym obiekcie na
dwie lub większą liczbę grup, zależnie od priorytetu zasilania. Przykładowo sprzęt
informatyczny powinien należeć do grupy o najwyższym priorytecie zasilania
(kategoria IV, tabela 20.1) i powinien być zasilany przy pomocy układu UPS. Odbiory
dla których dopuszczalna jest krótka, określona przerwa w zasilaniu mogą być
ponownie załączone po uruchomieniu agregatu prądotwórczego. Operacje łączeniowe
w układach jak na rys. 20.8 są dokonywane przez układy samoczynnego załączenia
rezerwy (SZR). Przykład praktycznego rozwiązania układu SZR niskiego napięcia
przedstawiono na rys. 20.9. Napięcie wejściowe jest kontrolowane w panelu
wejściowym i w zależności od jego wartości przekaźnik główny steruje układem.
Zamieszczony diagram ilustruje sekwencję pracy poszczególnych elementów układu
SPZ.
N
R
UN
UR
Układ kontroli
napięć
wejściowych
RCB
Przekaźnik
samoczynnego
załączenia
rezerwy (SZR)
NCB
Gen
S2
S1
Odbiory
grupy I
NCB 10
RCB 10
Gen 10
UN 10
UR
Odbiory
grupy II
t4
t1
t3
tG
t2
t5
1
0
t
Rys. 20.9. Schemat blokowy układu samoczynnego załączenia rezerwowego zasilania niskiego napięcia
wraz z diagramem czasowym jego działania. N – źródło zasilania podstawowego, R – źródło zasilania
rezerwowego, NCB, RCB – wyłączniki, odpowiednio podstawowego i rezerwowego źródła zasilania, S1,
S2 – łączniki załączające odpowiednio odbiory o wyższej i niższej kategorii zasilania, Gen – agregat
prądotwórczy, UN, UR – zmierzone wartości napięć, odpowiednio źródła podstawowego i rezerwowego.
20.3. Niezbędne przygotowanie studenta
Studentów obowiązuje znajomość podstawowych zagadnień związanych
z zasilaniem rezerwowym w sieciach zasilających i instalacjach niskiego napięcia,
opisanych w punkcie 20.2 oraz informacje z tego zakresu zawarte w pozycji [20.3].
20.4. Opis stanowiska laboratoryjnego
Stanowisko laboratoryjne jest wyposażone w układ SZR niskiego napięcia,
odpowiadający schematowi przedstawionemu na rys. 20.9. Podstawowym elementem
układu jest przekaźnik SZR, który steruje pracą pozostałych urządzeń w oparciu
o pomiar napięć zasilających źródła podstawowego N oraz źródła rezerwowego R.
Wyłączniki: NCB – w torze zasilania podstawowego i RCB – w torze zasilania
rezerwowego są wyłącznikami samoczynnymi niskiego napięcia z napędem
silnikowym. Pozostałe łączniki są łącznikami stycznikowymi.
Na przekaźniku SZR istnieje możliwość nastawiania czasów realizacji
poszczególnych funkcji układu, zgodnie z diagramem przedstawionym na rys. 20.9:
•
•
•
•
•
•
t1 – zwłoka czasowa od chwili zaniku napięcia w torze zasilania
podstawowego N, do chwili wyłączenia wyłącznika NCB w tym torze; zakres
nastaw: 0,1 ÷ 30 s,
t2 – zwłoka czasowa od chwili pojawienia się napięcia w podstawowym torze
zasilania (po okresie zasilania ze źródła rezerwowego) do chwili otwarcia
wyłącznika RCB w torze zasilania rezerwowego; zakres nastaw: 0,1 ÷ 240 s,
t3 –zwłoka czasowa od chwili otwarcia wyłącznika w torze zasilania
podstawowego NCB (po zaniku napięcia w tym torze) do zamknięcia
wyłącznika RCB (załączenie zasilania rezerwowego); zakres nastaw:
0,5 ÷ 30 s,
t4 –zwłoka czasowa od chwili wyłączenia wyłącznika RCB do chwili
załączenia wyłącznika w zasilaniu podstawowym NCB, a tym samym
przywrócenia zasilania podstawowego; zakres nastaw: 0,5 ÷ 30 s,
tG – czas upływający od chwili zaniku napięcia w podstawowym źródle
zasilania do chwili uruchomienia agregatu prądotwórczego i jego gotowości do
obciążenia; czas ten nie jest nastawiany, zależy bowiem od parametrów
agregatu,
t5 – zwłoka czasowa niezbędna dla potwierdzenia trwałej obecności napięcia
UN przed wyłączeniem agregatu prądotwórczego Gen; zakres nastaw od 60 do
600 s.
Przekaźnik SZR posiada cztery możliwe tryby pracy:
• praca automatyczna, podczas której realizuje podane wyżej sekwencje nastaw
czasowych,
• blokada przełączenia na zasilanie rezerwowe (np. na czas dokonywanych tam
napraw),
• blokada przełączania na zasilanie podstawowe i ciągłe zasilanie ze źródła
rezerwowego,
• sterowanie ręczne.
Stanowisko jest wyposażone w dwa źródła zasilania, umożliwiające symulację
różnych stanów pracy układu.
20.5. Program ćwiczenia
W trakcie ćwiczenia należy zapoznać się szczegółowo z wyposażeniem
stanowiska, sposobem obsługi przekaźnika SZR i wyłączników samoczynnych NCB
i RCB. Następnie należy przeprowadzić obserwację pracy układu SZR dla kilku
zadanych przez prowadzącego sytuacji, różniących się pomiędzy sobą:
• sekwencjami diagramu przełączeń w trybie pracy automatycznej przekaźnika
SZR,
• zmianą trybu pracy przekaźnika SZR na starowanie ręczne oraz blokadę
przełączeń odpowiednio na zasilaniu podstawowym i rezerwowym.
20.6. Opracowanie wyników badań
Wyniki obserwacji pracy układu dla wszystkich przebadanych sytuacji należy
opisać, odnosząc je do praktycznych sytuacji, w których mogłyby być zastosowane.
Wyciągnąć wnioski dotyczące możliwości zastosowania, zalet i wad przebadanego
rozwiązania układu SZR.
20.7. Literatura
[20.1] Markiewicz H., Klajn A.: Układy rezerwowego zasilania odbiorców. Materiały
z cyklu „Pewność zasilania” opracowane w ramach Projektu „Leonardo Power
Quality Initiative”, www.lpqi.org, 2003.
[20.2] EN-50091, Uninterruptible power systems (Bezprzerwowe systemy zasilania).
[20.3] Markiewicz H. Urządzenia elektroenergetyczne, WNT, Warszawa 2001.