automatyka elektryka zakłócenia

Transkrypt

ISSN 2082-4149
NR 9/2012
AUTOMATYKA
ELEKTRYKA
ZAKŁÓCENIA
e-pismo naukowo-techniczne
dla praktyków
INTELIGENTNE SIECI
INSTALACJE I URZĄDZENIA
APARATY
JAKOŚĆ ENERGII ZABEZPIECZENIA I OCHRONY OŚWIETLENIE
ENERGOELEKTRONIKA MASZYNY I NAPĘDY TERMINOLOGIA
WWW.ELEKTRO-INNOWACJE.PL
AUTOMATYKA - ELEKTRYKA - ZAKŁÓCENIA | 1/2010
2 STRONA OKŁADKI
CZEKA W KAŻDEJ CHWILI
NA WASZĄ REKLAMĘ
2
www.elektro-innowacje.pl
OD REDAKCJI
AUTOMATYKA - ELEKTRYKA - ZAKŁÓCENIA | NR 9/2012
Wydawca:
INFOTECH, 80-809 Gdańsk, ul. Łużycka 17/5
Tel./fax: 58 625 16 01
e-mail: [email protected]
e-mail: [email protected]
ISSN 2082-4149
Zespół Redakcyjny:
Zbigniew R. Kwiatkowski - Redaktor naczelny
Stanisław Przybek, Andrzej Skiba
dr Krystyna Ambroch - Red. Statystyczna
Korekta:
mgr Elżbieta Nowakowska (jezyk polski)
mgr Monika Bandura (język angielski)
Skład i łamanie tekstu:
Zespół wydawcy
Rada Naukowa:
dr inż. Edward Musiał - Przewodniczący
prof. dr hab. inż. Ryszard Gessing
prof. dr hab. inż. Zbigniew Krzemiński
prof. dr hab. inż. Leszek Czarnecki
prof. dr hab. inż. Jacek Malko
prof. dr hab. inż. Kazimierz Jakubiuk
dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka,
dr hab. inż. Andrzej Sowa
dr hab. inż. Piotr Lesiak
dr inż. Henryk Boryń
dr inż. Zdzisław Kusto
Szanowni Czytelnicy !
Zmieniliśmy nieco szatę graficzną strony wspomagającej pismo. Ułatwi to
nowym czytelnikom poruszanie się po stronie i wyszukiwanie artykułów.
Od Nr 9 rozpoczynamy cykl artykułów związanych z magnesami trwałymi
i ich zastosowaniem w maszynach elektrycznych.
Kontynuujemy cykl związany z językiem polskim.
W dalszym ciągu zapraszamy do współpracy naukowców i praktyków
chcących się podzielić z czytelnikami swoim doświadczeniem zawodowym
oraz znajomością języka polskiego .
Zachęcamy do zadawania pytań oraz do przesyłania nowych propozycji
dotyczących rozwoju pisma.
Zbigniew R. Kwiatkowski
Pełna lista redaktorów tematycznych
oraz recenzentów podana jest na stronie
www.elektro-innowacje.pl w zakładce „Redakcja”.
Wszelkie prawa zastrzeżone © INFOTECH
Rozpowszechnianie artykułów (lub ich fragmentów)
zamieszczonych w e-piśmie
AUTOMATYKA, ELEKTRYKA, ZAKłÓCENIA
jest możliwe tylko za zgodą Wydawcy pisma.
INFORMACJE DLA AUTORÓW
Z uwagi na dążenie do utrzymania wysokiego poziomu publikacji,
wprowadzamy procedury zalecane przez Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa
Wyższego.
Szczegółowe informacje dotyczące:
• sposobu przygotowania artykułów
• procedury recenzowania
• instrukcji rzetelności oraz przestrzegania praw autorskich
• deklaracji o wersji pierwotnej,
znajdują się na stronie wspomagającej pismo: www.elektro-innowacje.pl
w zakładce „Redakcja”
NASI PARTNERZY
Zostańcie Państwo naszym partnerem. Tutaj umieścimy logo Waszej firmy.
OD REDAKCJI
3
SPIS TREŚCI NR 9/2012
Dbajmy o język
6
Słowa karierowicze - Krzysztof Goczyła
ENERGETYKA
8
ZASILANIE REZERWOWE Z ZESPOŁÓW SPALINOWO-ELEKTRYCZNYCH - dr inż. Edward Musiał
KABLE ŚREDNIEGO NAPIĘCIA
22
APARATURA PROBIERCZA DO BADAŃ NAPIĘCIOWYCH KABLI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA
O IZOLACJI POLIMEROWEJ - dr inż. Henryk Boryń
MASZYNY I NAPĘDY
33
MASZYNY ELEKTRYCZNE WZBUDZANE MAGNESAMI TRWAŁYMI - prof. dr hab. inż. Tadeusz Glinka;
Artur Borkowski
45
ENERGOOSZCZĘDNE STEROWANIE MASZYNAMI Z MAGNESAMI TRWAŁYMI
- prof. dr hab. inż. Zbigniew Krzemiński
AUTOMATYKA
52
ALARM MANAGEMENT SYSTEM – SZANSA DLA CZŁOWIEKA WŚRÓD AUTOMATÓW - mgr inż. Peter STOLZ
REKLAMA
TO MIEJSCE CZEKA NA WASZĄ SKUTECZNĄ REKLAMĘ
spis treści
4
ENERGIA ODNAWIALNA
w zastosowaniach
W książce, formatu A-4 na 242 stronach, znajdują artykuły dotyczące odnawialnych
źródeł energii, które już dziś mogą być stosowane w polskich warunkach klimatycznych
przy obecnym stanie techniki.
Wśród tematów między innymi:
•• Kolektory słoneczne i panele fotowoltaiczne
•• Praktyczne obliczenia w instalacjach słonecznego ogrzewania wody
•• Konwersja energii słonecznej na chemiczną w ogniwach fotoelektrochemicznych
•• Wykorzystanie zasobników energii w energetyce wiatrowej
•• Ogniwa Paliwowe – najbardziej efektywne źródła elektryczności
•• Produkcja biogazu
•• Pompy ciepła w budownictwie mieszkaniowym
•• Kogeneracja rozproszona oparta na OZE – mikrosiłownie parowe
Cena opracowania wraz z kosztem wysyłki: 120 zł + 5% VAT
Zamówienia kierować na adres: [email protected]
Dbajmy o język
Słowa karierowicze
W języku polskim, szczególnie w tym mówionym, występują słowa, które zrobiły – zazwyczaj niezasłużoną – karierę.
Ta kariera wynika z tego, że słowa te, same jak najbardziej poprawne, są nadużywane. Stosowane są w kontekstach, w których
występować nie powinny. Dziś zajmę się kilkoma takimi słowami, na które natrafiłem w ostatnim czasie.
Pierwsze z nich to opcja. Jakże często słyszy się
zwroty typu: „Nie ma takiej opcji!”, „Mam do wyboru dwie
opcje: …”, „Ten przedmiot jest opcjonalny” itd.
Prz yjrz yjmy się słownikowym znaczeniom
tego słowa. Według „Słownika języka polskiego”
pod red. M. Szymczaka, opcja ma trzy znaczenia
o charakterze dość specjalistycznym: w słownictwie
morskim jest to prawo wyboru portu załadunku
lub wyładunku i innych szczegółów związanych
z handlem morskim, a w słownictwie prawniczym
jest to prawo swobodnego wyboru obywatelstwa lub
zastrzeżone prawo wydawnictwa do publikowania
danego dzieła. „Słownik języka polskiego” pod red.
W. Doroszewskiego dodaje jeszcze jedno ciekawe
znaczenie: opcja to „możność wyboru, wybór między
wielu rzeczami przedstawionymi do wybierania”, jak
w wyrażeniu: „dać komuś opcję między jednym a drugim”.
Z nastaniem ery komputerów, a w szczególności
interfejsów graficznych, opcja nabrała jeszcze jednego
popularnego znaczenia, bezpośrednio zaczerpniętego
z angielskiego słowa option, występującego w podręcznikach komputerowych. W tym znaczeniu opcja to jakiś
element interfejsu, który można wybrać lub zaznaczyć
myszką, na przykład pozycja menu ekranowego,
pole wyboru i in. Bezpośrednio też z angielskiego
przejęto znaczenie słowa opcjonalny jako „dodatkowy,
nieobowiązkowy”. O ile trudno mieć zastrzeżenia do stosowania słów opcja, opcjonalny i ich derywatów w nomenklaturze
komputerowej (zagadnieniu tzw. języka komputerowego poświęcimy jeden z następnym odcinków), o tyle stosowanie ich
w innych kontekstach, poza tymi słownikowymi, jest całkowicie nieuzasadnione i niepoprawne. W zwrotach, które przytoczyłem
na początku, zamiast słowa opcja można (a nawet trzeba!) użyć słowa możliwość; a więc: „Nie ma takiej możliwości!”, „Mam do
wyboru dwie możliwości: …”, a zamiast słowa opcjonalny lepiej użyć słowa dodatkowy albo nieobowiązkowy, np. „Ten przedmiot
jest nieobowiązkowy lub nadobowiązkowy”.
Drugim słowem karierowiczem, o którym chcę dziś napisać, jest słowo posiadać. Cóż złego może być w tym słowie? – na
pewno pomyśli niejeden Czytelnik. Oczywiście, słowo to jest jak najbardziej poprawne, jednak kontekst jego użycia rozszerzył
się ostatnio w sposób nieuzasadniony. Sięgnijmy znów do definicji słownikowej: posiadać to „mieć coś jako swoją własność,
być właścicielem czegoś, zwykle mającego dużą wartość materialną, np. nieruchomości, ziemi, zasobów pieniężnych”.
A zatem posiadać można majątek, dom, papiery wartościowe itp. Ale jakże często słyszy się (i czyta) zwroty typu:
„Ta sala posiada dwadzieścia miejsc”, „Ten chłopiec posiada talent”, „Praca posiada charakter autorski”, zamiast: „Ta sala
ma dwadzieścia miejsc”, „Ten chłopiec ma talent” (albo: „Ten chłopiec jest utalentowany”), „Praca ma charakter autorski”.
Osoby używające słowa posiadać w miejsce prostego mieć uważają zapewne, że stosują słownictwo bardziej wyrafinowane i przez
to są postrzegane jako bardziej wykształcone. Jednak nic bardziej błędnego. Od takiego „wyrafinowania” do zwykłej śmieszności
naprawdę bardzo blisko! Szczytem takiego źle pojętego wyrafinowania jest niezwykle modny ostatnio, szczególnie wśród polityków,
©
słowa karierowicze – Krzysztof GOCZYŁA
6
Dbajmy o język
zwrot „Nie posiadam wiedzy na ten temat”. Takie zwyczajne „Nic nie wiem na ten temat” brzmi przecież tak płasko i trywialnie, że nie
przystoi poważnemu politykowi… Oczywiście (teraz już na poważnie) można posiadać (posiąść) rozległą i głęboką wiedzę na jakiś
temat, w znaczeniu: „opanować jakąś dziedzinę wiedzy, przyswoić sobie jakąś umiejętność, dobrze coś poznać”, ale przecież nie o to
chodzi w przywołanym zwrocie.
Bardzo często spotykam też określenia typu „ciężko to zrobić”, „ciężko to zrozumieć”, „ciężko mi to powiedzieć”, „sytuacja
jest ciężka”. Słowo ciężko robi ostatnio zawrotną karierę. Szeregowy użytkownik języka polskiego wydaje się zapominać, że istnieją
inne słowa, które w tego typu kontekstach lepiej oddają intencje mówiącego. Jest to przejaw, postępującego niestety, zjawiska
zubażania słownictwa stosowanego w mowie potocznej. Język polski jest przecież bogaty i niewielkim wysiłkiem możemy unikać
takich prymitywnych w gruncie rzeczy określeń. Czyż nie lepiej powiedzieć: „trudno to zrobić”, „niełatwo to zrozumieć”, „z trudem
to mówię”, „sytuacja jest krytyczna”?
Na koniec tego odcinka zostawiłem sobie prawdziwego prymusa wśród karierowiczów: słowo upust. Gdy tylko wyruszymy
na zakupy, wszędzie napotykamy promocje, którym nieodłącznie towarzyszą tzw. „upusty cenowe”. No właśnie, czy aby na pewno
upusty? Tradycyjnie, sięgnijmy do definicji słownikowych; zgodnie z nimi: upust to „odprowadzenie nadmiaru cieczy, pary lub
gazu ze zbiornika albo z jakiegoś urządzenia”, a jako przykłady użycia słowniki podają: upust krwi, upust wody, upust surówki
(w hucie); można też dać upust oburzeniu czy łzom. O upuście ceny ani słowa. Dlaczego? Zawsze podkreślam, że język polski jest
logiczny. Przecież ceny nie upuszczamy, tylko ją obniżamy, czyli opuszczamy! A zatem właściwym słowem powinno być opust!
Sprawdźmy definicję słownikową: zarówno według słownika M. Szymczaka, jak i W. Doroszewskiego opust to „zniżka ceny kupna,
przyznawana nabywcy przez sprzedawcę (zwykle przy zakupach hurtowych); rabat, bonifikata”. Jednak czy ktokolwiek zatrzyma
falę tych nieszczęsnych upustów?
Krzysztof Goczyła
Tekst artykułu jest przedrukiem z „Pisma PG" wydawanego przez Politechnikę Gdańską
REKLAMA
TO JEST MIEJSCE NA
REKLAMĘ TWOJEJ FIRMY
©
słowa karierowicze – Krzysztof GOCZYŁA
7
ENERGETYKA
ZASILANIE REZERWOWE
Z ZESPOŁÓW SPALINOWO-ELEKTRYCZNYCH
dr inż. Edward MUSIAŁ
Politechnika Gdańska, e-mail: [email protected]
Emergency and stand-by supply from generating sets driven by combustion engine
Abstract: The article deals with power supply which can be used upon failure or outage of the normal source lasting from several hours to
several days. In this case, the generators powered by combustion engine are usually the best solution. The engine starting characteristics
and generator sizing are the important topics presented in the paper. Recommended practice for installation of generating sets and transfer
switching are also described.
Keywords: stand-by supply, combustion engine generating sets, customer damage function, combustion motor characteristics, generator
sizing, installation recommendations, transfer switching
Jeżeli do zasilania rezerwowego są potrzebne źródła umożliwiające autonomiczną pracę przez czas od kilku godzin do kilku dni, na
wypadek długotrwałej przerwy w zasilaniu z sieci zewnętrznej, to wybór pada na zespoły prądotwórcze spalinowo-elektryczne. Szeroki
zakres mocy i innych parametrów zespołów, produkowanych specjalnie do zasilania rezerwowego, ułatwia ich dobór do różnorodnych
zastosowań, przy różnym trybie rozruchu i pracy ustalonej zespołu. Aby korzyści z wprowadzania zespołów były zgodne z oczekiwaniami,
poprawnie muszą być dobrane, zainstalowane i użytkowane nie tylko same zespoły i ich automatyka, lecz również urządzenia wiążące je
z instalacją obiektu. Ważna jest koordynacja parametrów i charakterystyk dynamicznych zespołu z wyposażeniem aparatowym zasilanej
instalacji i właściwościami urządzeń odbiorczych.
Artykuł nie zajmuje się autonomiczną pracą zespołów, kiedy – z braku powiązania z systemem elektroenergetycznym – zespół
prądotwórczy lub grupa zespołów jest jedynym źródłem zasilania. Są to zwykłe sytuacje w interiorze afrykańskim i południowoamerykańskim: farmy, misje, obiekty łączności i stacje badawcze, ale również całe miasteczka. Pracę autonomiczną zespołów spotyka
się na całym świecie na terenach budowy i remontu, zwłaszcza obiektów liniowych, jak rurociągi, drogi i tunele, a także – do awaryjnego
zasilania terenów dotkniętych klęską żywiołową.
Słowa kluczowe: zasilanie rezerwowe, zespoły prądotwórcze spalinowo-elektryczne, koszty przerwy w zasilaniu, parametry silnika
spalinowego i dobór prądnicy, warunki instalowania zespołów, przełączanie zasilania
1. SKUTKI PRZERWY W ZASILANIU ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ
Coraz rzadsze są przypadki, kiedy przerwa w zasilaniu nie powoduje żadnych uciążliwości dla odbiorcy, bo następuje w porze
i/lub w miejscu, kiedy nie korzysta on z energii elektrycznej (domek letniskowy zimą). Skutki przerwy mogą być różne, od banalnych
(kwadrans ciemności w mieszkaniu) po bardzo poważne (brak zasilania obiektu gromadzącego publiczność, szpitalnej sali
operacyjnej, wieży kontrolnej lotniska, centrali telekomunikacyjnej). W przypadku obiektów typu przemysłowego przegląd
skutków przerwy w zasilaniu daje się ująć szczególnie obrazowo, przekonująco i dają się one wyrazić w wartościach pieniężnych
(rys. 1).
Rys. 1. Koszty strat Kpz spowodowanych pojedynczą przerwą
(o czasie trwania tpz) w zasilaniu obiektu energią elektryczną
©
ZASILANIE REZERWOWE Z ZESPOŁÓW SPALINOWO-ELEKTRYCZNYCH – Edward MUSIAŁ
8
ENERGETYKA
Przerwa w zasilaniu wrażliwego odbiorcy przemysłowego, poza kosztownym przestojem, może oznaczać:
•• ryzyko uszkodzenia lub zniszczenia przerabianych materiałów, półproduktów, również przetwarzanych danych
oraz obniżonej ich jakości po wznowieniu procesu (synteza chemiczna, włókiennictwo, obróbka cieplna, przemysł
spożywczy, systemy komputerowe),
•• ryzyko uszkodzenia lub zniszczenia urządzeń technologicznych (hutnictwo stali i aluminium, przemysł szklarski,
cementowy, włókien sztucznych, nowoczesne obrabiarki),
•• ryzyko wypadków z ludźmi i ryzyko skażenia środowiska,
•• koszty ponownego uruchamiania procesu technologicznego, co np. w zakładzie nawozów azotowych może trwać
6÷8 h po przerwie rzędu minut, a dwie doby po przerwie dłuższej niż godzina i oznacza koszty równe wartości
tygodniowej produkcji.
Wspomniane skutki dają się wyrazić w postaci oczekiwanych kosztów strat w zależności od czasu trwania przerwy w zasilaniu
pojedynczego urządzenia, linii technologicznej lub odbiorcy (ang. CDF – customer damage function) albo grupy odbiorców,
miasta, regionu (ang. CCDF – composite customer damage function). W przypadku odbiorców wrażliwych zależność ta zwykle ma
postać przedstawioną na rys. 1 i jest określona przez współrzędne punktów A i B, a w bardziej złożonych sytuacjach dodatkowo
przez współrzędne punktów C oraz D i ew. następnych, wyznaczających kolejne stopnie gwałtownego narastania kosztów
po przekroczeniu określonych wartości czasu trwania przerwy tpz. Duże znaczenie ma wartość lub kolejne wartości krytycznego
czasu trwania przerwy w zasilaniu tpkr, po przekroczeniu którego koszty gwałtownie rosną. Następuje to po czasie tpkr
w granicach od kilku milisekund do kilkudziesięciu godzin (rys. 2), zależnie od wrażliwości urządzenia bądź odbiorcy jako całości.
Źródła zasilania rezerwowego powinny przywrócić zasilanie wybranych urządzeń przed upływem krytycznego czasu trwania
przerwy tpkr.
Dla procesów technologicznych ciągłych (stan procesu w każdym wybranym miejscu obserwacji jest stale taki sam) można
ograniczyć się do liniowej charakterystyki CDF, jak na rys.1, chociaż w dokładniejszych analizach podaje się charakterystyki
pasmowe uwzględniające chociażby rozrzut wartości istotnych parametrów.
tpkr
Rys. 2. Krytyczny czas przerwy w zasilaniu energią elektryczną tpkr
100 h
Chłodnie składowe o dużej pojemności, pełne, zimą.
10 h
1h
10 min
Piece łukowo-rezystancyjne (odbiorniki buforowe).
Gospodarstwa hodowlane poza okresami mrozów i upałów oraz poza porą karmienia.
Inkubatory w wylęgarniach drobiu, brojlernie.
Ogrzewanie szklarni (zależnie od fazy wzrostu roślin).
Gospodarstwa hodowlane w okresach mrozów i upałów, w porze karmienia.
Termoelektrolizery huty aluminium. Piece obrotowe cementowni. Piece indukcyjne kanałowe, Piece łukowe.
Galwanizernie. Pompy odwadniające i wentylatory kopalń. Oddziały obróbki cieplnej. Piece szklarskie.
Instalacje polimeryzacji etylenu.
1 min
Walcownie gorące.
Silniki urządzeń potrzeb własnych elektrowni.
Wieżowce - oświetlenie, dźwigi osobowe.
10 s
Oświetlenie nawigacyjne lotniska poza głównymi pasami startowymi.
Instalacje wielkiej syntezy chemicznej (amoniaku, kwasu azotowego,
saletry amonowej, gumy syntetycznej).
1s
Skręcarki w przędzalniach włókien sztucznych.
Oświetlenie głównych pasów startowych lotniska.
Lampy bezcieniowe nad stołem operacyjnym.
0,1 s
0,01 s
Elektromechaniczne urządzenia bezpieczeństwa.
Komputerowe systemy bezpieczeństwa i sterowania. Centrale telekomunikacyjne.
Stacje nadawcze RTV. Wieże kontrolne lotnisk. Systemy kontroli przestrzeni powietrznej kraju.
Oddziały intensywnej opieki medycznej.
©
9
ENERGETYKA
Inaczej jest w przypadku procesów technologicznych fazowych (stan procesu w obserwowanych miejscach zmienia się
w czasie), przebieg charakterystyki CDF zależy od fazy procesu i podać trzeba albo rodzinę charakterystyk, albo odpowiednio
opisaną szeroką charakterystykę pasmową. Na przykład inne są koszty przerwy w zasilaniu pieca (wytop, hartowanie, wypalanie itd.)
w na wpół zaawansowanej fazie procesu, a inne – pod koniec rozładunku pieca.
2. DOBÓR ŹRÓDEŁ ZASILANIA REZERWOWEGO
Jeżeli przerwa w zasilaniu określonego obiektu lub jego części zagraża życiu lub zdrowiu ludzi, grozi poważnym zanieczyszczeniem
środowiska, zniszczeniem lub utratą mienia albo utratą ważnych zasobów informacji, to wyposaża się ten obiekt lub jego część
w źródła zasilania rezerwowego [2, 4, 7]. Stosownie do okoliczności poprzestaje się na jednym rezerwowym źródle zasilania bądź
instaluje się ich więcej. O doborze rodzaju źródeł i ich parametrów (rys. 3) decydują przede wszystkim następujące czynniki:
•• Zapotrzebowanie na moc Paw w stanach zakłóceniowych, które powinno być pokryte po uszkodzeniu źródła zasilania
podstawowego. Zwykle jest ono znacznie mniejsze niż moc pobierana podczas normalnej pracy, przy zasilaniu
podstawowym, i powinno być zestawione skrupulatnie, aby niepotrzebnie nie powiększać kosztów rezerwowania
zasilania.
•• Wymagany czas zasilania ze źródła rezerwowego. Niekiedy wystarcza kilka lub kilkanaście minut do bezpiecznego
zatrzymania procesu technologicznego, ale potrzeba co najmniej 30 min do ewakuacji publiczności
z obiektu handlowego lub widowiskowego. Trzeba zapewnić możliwość co najmniej kilkugodzinnego zasilania
rezerwowego do bezpiecznego dokończenia operacji chirurgicznej albo dializy. Może być potrzebne zasilanie
rezerwowe przez wiele dni do kontynuowania pracy szpitala bądź ważnego ośrodka zarządzania administracji
publicznej albo obronności kraju.
•• Największy dopuszczalny czas przerwy beznapięciowej. Powinien być on z pewnym zapasem mniejszy niż krytyczny
czas przerwy w zasilaniu tpkr, po przekroczeniu którego występuje zagrożenie bezpieczeństwa ludzi lub gwałtownie
rosną koszty zawodności (rys. 2).
•• Rodzaj prądu i wartość napięcia. Jeśli moc zapotrzebowana Paw i wymagany czas zasilania rezerwowego nie są duże,
a obwody nim objęte mogą być zasilane prądem stałym (oświetlenie awaryjne, sterowanie, sygnalizacja), to najlepiej
wybrać baterię akumulatorów, bez pośrednictwa jakichkolwiek przekształtników. To rozwiązanie bywa najtańsze
i najbardziej niezawodne.
Jeżeli zasilaniem rezerwowym ma być objęta tylko część obiektu, to źródła zasilania rezerwowego należy sytuować i przyłączać
jak najbliżej zasilanych odbiorów, bo sprzyja to niezawodności zasilania. W skrajnym przypadku źródła zasilania rezerwowego
umieszcza się tuż przy odbiornikach, nawet tak, że stanowią konstrukcję zespoloną z nimi, np. akumulator we wnętrzu oprawy
oświetleniowej.
Rys. 3. Przydatność różnych źródeł zasilania rezerwowego w zależności od zapotrzebowania na moc w stanach awaryjnych Paw
i czasu pracy autonomicznej taut od chwili przejęcia obciążenia
Jak wynika z rys. 3, zespoły spalinowo-elektryczne mogą zaspokoić spory zakres wymagań stawianych źródłom zasilania
rezerwowego. Są bezkonkurencyjne, jeśli chodzi o możliwy czas pracy autonomicznej taut od chwili przejęcia obciążenia.
Zależy on od pojemności zbiorników paliwa, które zresztą można bieżąco dopełniać. Wadą ich jest stosunkowo długi czas
gotowości przejęcia obciążenia ze stanu postoju. Czas ten można wprawdzie w różny sposób skracać, ale i tak jest on zbyt długi
©
10
ENERGETYKA
dla odbiorów o krytycznym czasie przerwy w zasilaniu mniejszym niż pojedyncze sekundy. Wyjściem jest wtedy tandem − zespół
spalinowo-elektryczny oraz zasilacz bezprzerwowy UPS (statyczny bądź dynamiczny) przejmujący zasilanie natychmiast, ale tylko
do chwili przejęcia obciążenia przez zespół spalinowo-elektryczny, co pozwala skromniej zwymiarować sam UPS.
Przykładem współdziałania różnych źródeł zasilania rezerwowego może być układ zasilania ośrodka nadawczego RAI w Grottarossa
pod Rzymem (rys. 4). Obiekt ma dwie niezależne linie zasilające 20 kV, z których każda może pokryć pełne obciążenie, i podwójny
system szyn zbiorczych w głównych rozdzielniach niskiego napięcia, co jest rzadkością. O przyjętym systemie rezerwowania
zasilania, według kryterium (n-1), najlepiej świadczy następujące zestawienie:
Moc zainstalowana
•• w transformatorach 20/0,4 kV
•• w zespołach spalinowo-elektrycznych
•• w zasilaczach UPS
4 x 2,0 MVA = 8,0 MVA
4 x 1,6 MVA = 6,4 MVA
6 x 0,25 MVA = 1,5 MVA
Moc szczytowa
•• przy pracy normalnej (zasilanie z sieci SN)
•• przy zasilaniu awaryjnym (z generatorów)
6,5 MVA (wystarczają 3 transformatory)
4,5 MVA (wystarczają 3 zespoły)
W razie przerwy w zasilaniu z sieci zewnętrznej, na czas zasilania rezerwowego odłącza się samoczynnie 30% mocy odbiorowej
(2 MVA), czyli wszelkie odbiory nie wymagające ciągłego zasilania. Spośród pozostałych zasilacze UPS bezprzerwowo
pokrywają ok. 25% mocy odbiorowej, a zasilanie innych odbiorów jest przerwane do chwili przejęcia obciążenia przez zespoły
spalinowo-elektryczne.
Zarówno przy pracy normalnej, jak i podczas dłużej trwającego zasilania awaryjnego, jest spełnione kryterium (n-1): uszkodzenie
jednego, dowolnego elementu (linii 20 kV, transformatora 20/0,4 kV, zespołu spalinowo-elektrycznego) nie ogranicza zasilania
odbiorów, które w określonym trybie pracy powinny być zasilane.
3. SILNIKI NAPĘDOWE ZESPOŁÓW SPALINOWO-ELEKTRYCZNYCH
Do napędu zespołów prądotwórczych służą silniki spalinowe o różnej zasadzie działania:
•• Silniki tłokowe o zapłonie iskrowym 2÷6-cylindrowe w zespołach małej mocy (0,8÷12 kW, rzadziej do 40 kW),
wykorzystujące jako paliwo benzynę silnikową.
•• Silniki tłokowe o zapłonie samoczynnym (silniki Diesla) w zespołach średniej i dużej mocy (25÷10000 kW), przy czym
ze wzrostem mocy zwiększa się liczba cylindrów (6→18) i maleje prędkość obrotowa (1500→600 obr/min), co –
w napędzie bezprzekładniowym – wymaga prądnic o coraz większej liczbie biegunów. Paliwem jest olej napędowy,
w nowszych silnikach wtryskiwany pod ogromnym ciśnieniem. Tylko silniki małej mocy są wolnossące, inne pracują
z doładowaniem, co przy tej samej pojemności skokowej pozwala uzyskać moc większą w stosunku zwanym
stopniem doładowania, np. 50%, ale bezpośrednio po uruchomieniu nienagrzanego silnika dopuszczalne obciążenie
jest wtedy znacznie mniejsze od znamionowego.
•• Turbiny gazowe w zespołach dużej i bardzo dużej mocy (2÷200 MW).
Zespoły spalinowo-elektryczne do zasilania rezerwowego, zwłaszcza do zasilania urządzeń bezpieczeństwa (urządzeń
ważnych dla bezpieczeństwa ludzi, mienia i środowiska), są przystosowane do specyficznych warunków pracy, polegających
na długotrwałym postoju i zarazem wymaganiu nieustannej wysokiej zdatności ruchowej. Silniki spalinowe nadal pozostają
najbardziej kłopotliwą częścią zespołu prądotwórczego, bo w porównaniu z innymi jego składnikami mają stosunkowo małą
trwałość (10000÷30000 h, ≤ 20 a) i niezawodność, mają wyższe wymagania odnośnie do zabiegów konserwacyjnych, w tym
ruchu próbnego, a przy tym są źródłem hałasu, drgań i spalin.
Nabudowany zbiornik paliwa stanowiący wyposażenie zespołu – zależnie od wykonania – wystarcza na 2÷10 h pracy
autonomicznej z pełnym obciążeniem. Można ją wielokrotnie przedłużyć dzięki zainstalowaniu dodatkowego zbiornika
zewnętrznego. W zależności od mocy znamionowej zespołu i stopnia obciążenia zużycie oleju napędowego wynosi
0,23÷0,30 l/kWh, co daje wyobrażenie o potrzebnej pojemności zbiorników. W pełni obciążony zespół 160 kW zużywa ok. 40 l/h.
Silnik spalinowy ma moment rozruchowy równy zero. Zespoły bardzo małej mocy bywają uruchamiane ręcznie, jeżeli rozruch
samoczynny nie jest wymagany. Zespoły większej mocy mają rozrusznik elektryczny, podobnie jak silnik samochodowy. Jest
nim zwykle silnik szeregowy prądu stałego zasilany z rozruchowej baterii akumulatorów, której zdatność ruchowa powinna
być systematycznie kontrolowana. W przypadku silników największej mocy, o średnicy tłoka przekraczającej 180 mm, stosuje
się rozruch sprężonym powietrzem, z butli doładowywanych sprężarką, bo zapas powietrza w butlach o ciśnieniu (3÷10) MPa
wystarcza zaledwie na kilka rozruchów.
©
11
ENERGETYKA
Rys. 4. Koncepcja układu zasilania ośrodka nadawczego Centro RAI di Grottarossa w pobliżu Rzymu
(teren 14 ha, 9 budynków o łącznej powierzchni użytkowej 56000 m2 i kubaturze 270000 m3)
Dla utrzymania stałej częstotliwości napięcia wyjściowego, zwłaszcza przy pracy autonomicznej, ważne jest utrzymanie stałej
prędkości obrotowej silnika, niezależnie od obciążenia zespołu. Nieodzownym wyposażeniem silnika jest zatem regulator
prędkości obrotowej albo mechaniczny (przy silnikach mniejszej mocy), albo elektroniczny. Kontroluje się w sposób ciągły wiele
innych parametrów i stanów silnika tłokowego: ciśnienie i temperaturę oleju smarowego silnikowego, poziom i temperaturę
czynnika chłodzącego, przekroczenie najwyższej dopuszczalnej prędkości obrotowej, uszkodzenie paska napędowego układu
chłodzenia, brak ładowania rozruchowej baterii akumulatorów itd. Ważnym wyposażeniem zespołu jest też licznik czasu pracy
(nazywany żargonowo: licznikiem motogodzin) ułatwiający planowanie zabiegów konserwacyjnych.
Uruchamianie ręczne zespołu prądotwórczego przeprowadza się w przypadku zespołów przenośnych i przewoźnych małej
mocy. Może odbywać się również w przypadku zespołów stacjonarnych, jeżeli chodzi o planowe wyłączenie napięcia albo
o uruchomienie próbne, albo jeżeli dłuższa przerwa w zasilaniu (ponad 15 min) po zaniku napięcia źródła zasilania
podstawowego jest dopuszczalna. Jeżeli krytyczny czas przerwy w zasilaniu (rys. 2) nie przekracza kilku minut, to zespół do
zasilania awaryjnego powinien być uruchamiany samoczynnie. Pobudzeniem układu sterowania jest zanik napięcia źródła
zasilania podstawowego, ale nie jest to równoznaczne z wygenerowaniem sygnału startowego zespołu. Na ogół wprowadza się
pewną zwłokę, tzw. czas opóźnienia rozruchu, aby odstroić się od krótkotrwałego zaniku lub zapadu napięcia. Ta zwłoka może
być również potrzebna w układach z wielostopniową rezerwą zasilania, aby dać możliwość przejęcia obciążenia przez inne
przewidziane źródło zasilania rezerwowego.
Na rys. 5 przedstawiono charakterystyczne chwile w toku uruchamiania zespołu napędzanego silnikiem wysokoprężnym oraz
ważniejsze przedziały czasu między nimi, zgodnie z terminologią używaną w normie [16]. Warto zwrócić uwagę, że niektóre
nazwy i ich definicje, np. czas rozruchu, odbiegają od ich potocznego rozumienia, a nawet od definicji podanej w innym arkuszu
tej samej normy [12].
©
12
ENERGETYKA
Rys. 5. Przedziały czasu charakteryzujące przebieg samoczynnego uruchamiania zespołu prądotwórczego zasilania rezerwowego
− terminologia według normy PN-ISO 8528-5:1997 [16]
Najważniejszym parametrem w tych rozważaniach jest czas gotowości przejęcia obciążenia t b, upływający od chwili podania
sygnału startowego do chwili gotowości zespołu do przejęcia obciążenia. Na rys. 6 przedstawiono przeciętne wartości tego
czasu dla samoczynnie uruchamianych zespołów o różnej mocy. W przedstawionym paśmie mniejsze wartości dotyczą silników
o wstępnie podgrzewanym czynniku chłodzącym (łatwo to sprawdzić dotykając ręką silnik w stanie postoju). Rozruch jest wtedy
łatwiejszy, szybszy, bardziej niezawodny, a z chwilą zakończenia rozbiegu taki silnik można obciążyć pełną mocą. Silnik wstępnie
niepodgrzewany powinien być początkowo obciążany niepełną mocą, a jej wartość i czas utrzymywania określa wytwórca silnika.
©
13
ENERGETYKA
Rys. 6. Czas gotowości przejęcia obciążenia tb samoczynnie uruchamianego zespołu prądotwórczego
z silnikiem wstępnie podgrzewanym w zależności od mocy znamionowej
Pewne światło na interpretację niezawodności procesu uruchamiania silników spalinowych mogą rzucić dwa przykłady z życia.
Przykład pierwszy dotyczy zespołów przewoźnych w zastosowaniu na poły humorystycznym. W latach 80. ub. wieku francuski
prezydent F. Mitterand miał kiedyś noworoczne orędzie do narodu wygłosić ze swojej posiadłości w Landach nad Zatoką
Biskajską i tam udała się ekipa telewizji publicznej. Pobłądził samochód ze składanym masztem antenowym i orędzia nie nadano
o przewidzianej porze, a w zarządzie telewizji poleciały głowy. Rok później orędzie miało być transmitowane z Pałacu Elizejskiego,
co zadanie ułatwiało. Po przykrych doświadczeniach sprzed roku ekipa zadbała o każdy drobiazg i na wszelki wypadek zabrała
nawet własne przewoźne zespoły prądotwórcze, aby się uniezależnić od zasilania z sieci miejskiej, a tym bardziej – z pałacowych
zespołów zasilania rezerwowego. Aliści temperatura spadła kilka stopni poniżej zera, co paryżanie uważają za tęgie mrozy.
Okazało się, że francuskie zespoły prądotwórcze też i żaden z dwóch zabranych zespołów, parkujących na pałacowym dziedzińcu,
nie ruszył. Role się odwróciły – sieć miejska dostarczyła prądu, bo zawiodły zespoły prądotwórcze do zasilania rezerwowego.
Przykład drugi, z tych samych lat, dotyczy zespołów stacjonarnych w zastosowaniu najbardziej odpowiedzialnym. Kiedy jeszcze
trwała budowa Elektrowni Jądrowej Żarnowiec i trwały końcowe prace projektowe, jednym z ważnych problemów pozostawało
bezpieczeństwo jądrowe. Do awaryjnego zasilania układów bezpieczeństwa reaktora WWER 440 potrzebny był zespół
prądotwórczy o mocy 2,8 MW, zdolny do przejęcia obciążenia w ciągu minuty i to z poziomem ufności jak najbliższym 100%.
Każde rozpatrywane rozwiązanie wydawało się niezadowalające i w końcu przyjęto ciekawą propozycję zespołu z Politechniki
Gdańskiej: trzy zespoły prądotwórcze (każdy z prądnicą 2,8 MW i wstępnie podgrzewanym silnikiem wysokoprężnym 3,3 MW)
w razie zaniku napięcia jednocześnie i bezzwłocznie otrzymują sygnał startowy. Ten, który pierwszy osiąga gotowość do przejęcia
obciążenia, jest załączany, a pozostałe zatrzymują się.
Z punktu widzenia niezawodności zespołów spalinowo-elektrycznych, a zwłaszcza ich silników napędowych, duże znaczenie
mają okresowe uruchomienia próbne i ruch próbny. Aby sprawdzić wszystkie elementy układu samoczynnego uruchamiania,
trzeba wywołać symulowany zanik napięcia z podstawowego źródła zasilania, a nie w inny sposób podawać sygnał startowy.
Według normy DIN VDE 0100-710 uruchomienie próbne należy przeprowadzać co miesiąc, po czym przez czas co najmniej
jednej godziny zespół powinien pracować przy obciążeniu co najmniej 50%, ale spełnienie tego ostatniego wymagania może
być kłopotliwe. Wymagania te są uzasadnione niekorzystnymi zjawiskami zachodzącymi w silniku nienagrzanym, kiedy występuje
niepełne spalanie (emisja sadzy i jej osady w silniku oraz w układzie wydechowym, zalewanie wtryskiwaczy itd.). Kumulacja ich
skutków może sprawić, że wyraźnie zmniejszy się prawdopodobieństwo udanego rozruchu w razie istotnej potrzeby.
4. PRĄDNICE ZESPOŁÓW PRĄDOTWÓRCZYCH
Stosuje się prądnice synchroniczne jawnobiegunowe (o wydatnych biegunach) bezszczotkowe samowzbudne, o liczbie
biegunów zależnej od znamionowej prędkości obrotowej silnika napędowego. Przy mocy zespołu mniejszej niż 1000
kW są to na ogół prądnice czterobiegunowe (1500 obr/min). Tylko prądnice małej mocy bywają jednofazowe, inne są
trójfazowe. Prądnice o mocy nieprzekraczającej kilkuset kilowatów są niskonapięciowe (w Europie 230/400 V, 50 Hz),
przy mocy większej (> 1 MW) mają napięcie znamionowe wysokie, ściślej − napięcie średnie. W świecie spotyka się różne napięcia
z przedziału 2,4÷13,8 kV, a w Polsce jest to zwykle 6 kV. Prądnice są wyposażone w elektroniczny regulator napięcia.
Praca autonomiczna zespołu może oznaczać zasilanie przez prądnicę odbiorów o porównywalnej mocy, a zawsze oznacza
zasilanie z sieci „słabej”, ze źródła o ograniczonej mocy zwarciowej. Pomimo stosowanych modyfikacji w konstrukcji prądnic,
©
14
ENERGETYKA
nieco poprawiających sytuację, zwłaszcza w warunkach dynamicznych (zwiększony moment bezwładności prądnicy, zmniejszone
reaktancje przejściowe), ta ograniczona moc źródła zasilania objawia się w różnych stanach ruchowych i obowiązują pewne
ograniczenia odnośnie do parametrów obciążenia.
Mogą być one sformułowane w postaci następujących orientacyjnych wskazówek, wystarczających w prostych sytuacjach:
•• obciążenia udarowe powinny być tak ograniczone, aby nie wywoływały obniżenia napięcia poniżej 0,8.Un,
•• silniki indukcyjne o rozruchu bezpośrednim lekkim powinny mieć moc znamionową nie większą niż 1/3 mocy
znamionowej generatora,
•• prądy w poszczególnych fazach nie powinny się różnić więcej niż o 15% od wartości średniej,
•• obciążenie jednofazowe przyłączane na napięcie międzyprzewodowe nie powinno przekraczać 0,20 . I n ,
a na napięcie fazowe – 0,35.In.
W sytuacjach bardziej złożonych, wymagających choćby orientacyjnego uwzględnienia parametrów prądnicy, można przyjąć
następujące zasady [1]. Otóż moc znamionowa prądnicy SnG powinna spełniać następujące warunki:
•• ze względu na nagrzewanie przy obciążeniu szczytowym
•• ze względu na dopuszczalne odkształcenia harmoniczne
•• ze względu na zmiany napięcia przy rozruchu silników
W powyższych wzorach występują wielkości następujące:
SnG
– moc znamionowa pozorna prądnicy [kVA],
ηG
– sprawność prądnicy [–],
SB
– szczytowa moc pozorna pobierana z zespołu [kVA],
λ
– współczynnik mocy obciążenia λ = PB/SB (w braku danych przyjmuje się λ ≈ 0,9),
PM
– moc eksploatacyjna silnika spalinowego [kW],
ΣPnl
– sumaryczna moc czynna odbiorów nieliniowych, np. przekształtników [kW],
– względna reaktancja podprzejściowa prądnicy [–],
– względna reaktancja przejściowa prądnicy [–],
SnMmax
= 0,08÷0,24 (zwykle 0,11÷0,18),
= 0,13÷0,34 (zwykle 0,15÷0,24),
– największa moc znamionowa pozorna silnika indukcyjnego o rozruchu bezpośrednim [kVA],
ULR
– najmniejsze dopuszczalne napięcie na zaciskach silnika podczas rozruchu [V],
Un
– napięcie znamionowe instalacji[V].
Niektórzy wytwórcy podają dokładniejsze informacje (rys. 7) na temat zachowania się prądnic przy różnych obciążeniach
niespokojnych i/lub nieliniowych. Uwzględniają one skutki interwencji regulatorów, zwłaszcza regulatora napięcia, czego
nie można poprawnie wziąć pod uwagę dysponując nawet szczegółowymi parametrami samej prądnicy.
Rys. 7. Względne obniżenie napięcia [%] na zaciskach prądnicy 250 kVA o różnym
napięciu znamionowym (od 346 do 440 V) podczas rozruchu silnika indukcyjnego
o określonej mocy rozruchowej [kVA] (dane firmy STAMFORD)
Moc rozruchowa silnika trójfazowego o prądzie rozruchowym ILR wynosi
©
15
ENERGETYKA
Przypadkiem szczególnym układu zasilania rezerwowego jest układ kaskadowy, potocznie nazywany tandemem, kiedy zespół
spalinowo-elektryczny zasila wszystkie bądź wybrane odbiorniki za pośrednictwem statycznego zasilacza bezprzerwowego UPS
(rys. 4). W takim przypadku moc znamionową prądnicy, wymaganą ze względu na nagrzewanie przy obciążeniu szczytowym,
określa się następująco:
.
W tym wzorze występują następujące nowe wielkości:
PUPSout
– moc pobierana z obwodu wyjściowego zasilacza bezprzerwowego UPS [kW],
ηUPS
– sprawność zasilacza UPS [–],
kB
– współczynnik [–] uwzględniający pobór mocy na ładowanie baterii akumulatorów zasilacza UPS (kB = 1,0, jeśli doładowywanie jest
zablokowane na czas zasilania z zespołu prądotwórczego; kB = 1,25 w innych przypadkach),
k1
– współczynnik [–] uwzględniający odkształcenie prądu wejściowego zasilacza UPS, k1 = 1,3÷1,5÷2 odpowiednio przy stopniu
odkształcenia THD = 20÷40÷80%,
P2
– moc pobierana przez odbiorniki zasilane bezpośrednio z prądnicy [kW],
k2
– współczynnik [–] uwzględniający odkształcenie prądu pobieranego przez odbiorniki zasilane bezpośrednio z prądnicy.
W zależności od dopuszczalnych przedziałów zmian częstotliwości, napięcia oraz innych parametrów w stanach ustalonych
i w określonych stanach przejściowych, wyróżnia się cztery klasy wymagań eksploatacyjnych zespołów prądotwórczych [12, 16].
Klasyfikacja ta została wprowadzona tuż przed rokiem 2000.
•• Klasa wymagań G1 dotyczy zasilania odbiorników, które wymagają określenia tylko parametrów podstawowych:
napięcia i częstotliwości (oświetlenie, urządzenia grzejne). Takie zespoły prądotwórcze w ogóle nie nadają się do
zasilania rezerwowego.
•• Klasa wymagań G2 dotyczy zasilania odbiorników wymagających charakterystyk napięciowych prądnic zbliżonych
do normalnych warunków zasilania z sieci sztywnej. Określa się dopuszczalne odchylenia napięcia i częstotliwości
w następstwie zmiany obciążenia (systemy oświetleniowe, pompy, wentylatory, podnośniki).
•• Klasa wymagań G3 dotyczy zasilania odbiorników stawiających podwyższone wymagania co do charakterystyk
częstotliwości i napięcia oraz stopnia odkształcenia (telekomunikacja, odbiorniki ze sterownikami tyrystorowymi).
•• Klasa wymagań G4 dotyczy zasilania odbiorników stawiających wyjątkowo wysokie, indywidualnie uzgodnione
między wytwórcą a odbiorcą, wymagania co do charakterystyk częstotliwości i napięcia oraz stopnia odkształcenia
(systemy komputerowe i inne urządzenia elektroniczne).
O spełnieniu tych wymagań decydują nie tylko właściwości prądnicy, lecz również silnika napędowego oraz regulatorów prądnicy
i jej silnika napędowego.
Mała wartość reaktancji przejściowej, uzyskana przez specjalne ukształtowanie rozkładu pola rozproszenia uzwojenia wzbudzenia,
pozwala na ograniczenie zmian napięcia na zaciskach prądnicy po nagłej zmianie obciążenia. Prądnice wyposaża się w regulatory
napięcia, kontrolujące średnią wartość napięcia dwóch lub trzech faz, zapewniające w stanie ustalonym stabilność napięcia
na poziomie ± 1% w przypadku zespołów klasy G3. W tychże zespołach dopuszczalne przejściowe odchylenie napięcia przy
nagłej zmianie mocy w warunkach próby [16] wynosi +20% oraz –15%. Natomiast regulator prędkości obrotowej silnika
spalinowego utrzymuje wąski przedział zmian częstotliwości w stanach ustalonych (≤ 0,5% w przypadku zespołów klasy G3)
i w stanach przejściowych w warunkach prób przewidzianych przez normę [16].
Uzwojenia prądnic niskiego napięcia z wyprowadzonym przewodem neutralnym nawija się z poskokiem 2/3, aby ograniczyć
przepływ prądów harmonicznych rzędu podzielnego przez trzy (ang. triplen). Uzwojenia miedziane mają izolację wyższych
klas ciepłoodporności, rzadko klasy B (τdd = 130 °C), raczej F (τdd = 155 °C) lub H (τdd = 180 °C). Klasa ciepłoodporności izolacji
ma związek z obciążalnością, a zwłaszcza przeciążalnością prądnicy.
Zabezpieczenia prądnic dobiera się w zależności od mocy i napięcia znamionowego prądnicy oraz trybu jej pracy (samodzielna,
równoległa). W każdym przypadku jest wymagane zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe i przeciążeniowe; człon zwarciowy
nastawia się na prąd mniejszy niż prąd zwarciowy ustalony prądnicy Ik (zwykle Ik ≤ 3.In), ale wystarczająco duży, aby nie
dochodziło do zbędnych zadziałań przy największych prądach normalnego użytkowania, np. prądzie rozruchowym silnika.
W przypadku prądnic o mocy nieprzekraczającej kilkudziesięciu kilowatów na tym się poprzestaje, natomiast przy prądnicach
o coraz większej mocy dodaje się kolejne zabezpieczenia [9]: zabezpieczenie od zwarć doziemnych, zabezpieczenie od zwarć
©
16
ENERGETYKA
wewnętrznych międzyfazowych i ew. międzyzwojowych, zabezpieczenie od utraty wzbudzenia, zabezpieczenie od skutków
niesymetrii obciążenia, a w przypadku pracy równoległej – dodatkowo zabezpieczenie kierunkowe (zwrotnomocowe).
Wyraźnie należy podkreślić, że nie jest zabezpieczeniem od zwarć doziemnych w prądnicy wyłącznik różnicowoprądowy
w jej obwodzie (rys. 9 i 10). Wyłącznik wykrywa prąd różnicowy powstający poniżej (w kierunku przepływu energii) miejsca jego
zainstalowania.
5. WARUNKI INSTALOWANIA ZESPOŁU SPALINOWO-ELEKTRYCZNEGO
Wymagania dotyczące instalowania i przyłączania zespołów zostaną przedstawione na przykładzie najprostszym – pojedynczego
zespołu w obiekcie o niewygórowanych wymaganiach co do poboru mocy i sposobu przełączania źródeł zasilania. Przedstawione
zasady pochodzą z norm europejskich i przepisów energetyki niemieckiej [19].
Instalacja odbiorcza powinna być przystosowana do zasilania rezerwowego z zespołu prądotwórczego. W tym celu obwody
wymagające zasilania rezerwowego powinny być wydzielone. Dobierając parametry zespołu należy uwzględnić: rodzaj, moc
i tryb pracy odbiorów, np. możliwe udary obciążenia, prądy rozruchowe silników, pobór mocy biernej, odkształcenie prądu oraz
niesymetrię obciążenia.
Zespół prądotwórczy wraz z wyposażeniem zaleca się instalować w wydzielonym pomieszczeniu (rys. 8). Pomieszczenie
to powinno być łatwo dostępne, dobrze wentylowane, suche i w razie potrzeby ogrzewane, aby temperatura wynosiła
co najmniej +5 °C. Silnik spalinowy wymaga czerpni i kanałów dolotowych świeżego powietrza, które zasysa, oraz przewodów
odprowadzających spaliny oczyszczone w układzie wydechowym. Nie dopuszcza się instalowania zespołu w miejscu
niebezpiecznym pod względem pożarowym. Stosowane w gospodarstwach rolnych jako źródła zasilania rezerwowego same
prądnice, dorywczo sprzęgane z silnikiem ciągnika, powinny być instalowane w miejscach przynajmniej zadaszonych.
tłumik
rurociąg
wydechowy
do komina
kompensator
układu wydechowego
silnik
czerpnia
powietrza
prądnica
wyrzutnia
wentylacyjna
Rys. 8. Przykład instalacji wnętrzowego
zespołu spalinowo-elektrycznego.
Prądnica powinna być zabezpieczona przed przeciążeniami i skutkami zwarć za pomocą urządzenia usytuowanego
w jej pobliżu. Dopuszcza się umieszczenie urządzenia zabezpieczającego w najbliższej rozdzielnicy pod warunkiem, że odcinek
przewodów między prądnicą a urządzeniem zabezpieczającym jest w wykonaniu odpornym na zwarcia międzyprzewodowe
i doziemne. Dla prądnic o dużej mocy znamionowej stosuje się ponadto zabezpieczenie ziemnozwarciowe dobrane stosownie
do zaleceń wytwórcy.
Przełącznik zasilania rezerwowego i jego elementy napędowe powinny być należycie oznakowane. W polu linii
zasilania podstawowego powinna być kontrolowana obecność napięcia. Jeśli zespół może być uruchamiany zdalnie
i/lub samoczynnie, to w jego pobliżu należy przewidzieć możliwość wprowadzania blokady przed zdalnym
i/lub samoczynnym uruchomieniem, na przykład podczas prac konserwacyjnych.
©
17
ENERGETYKA
Rys. 9. Układ połączeń umożliwiający zasilanie obwodów wymagających zasilania rezerwowego alternatywnie z sieci publicznej o układzie TN-C lub
ze stacjonarnego zespołu prądotwórczego przystosowanego do instalacji o układzie TN-S [19]
W rozumieniu dyrektywy maszynowej 98/37/EC zespoły spalinowo-elektryczne powinny być traktowane jako maszyny.
Podlegają zatem ogólnym postanowieniom z zakresu bezpieczeństwa maszyn, obejmującym m.in. zagrożenia mechaniczne
(od niebezpiecznych części poruszających się, od drgań), cieplne (oparzenia przy dotknięciu powierzchni gorących), hałas,
emisję gazów wylotowych i cząstek stałych, wycieki paliwa, oleju smarowego i cieczy chłodzącej oraz związane z tym zagrożenia
pożarem i wybuchem oraz zatruciem.
Wszelkie zespoły spalinowo-elektryczne powinny mieć urządzenie do normalnego zatrzymywania, ręczne lub automatyczne,
odcinające dopływ paliwa (do silnika wysokoprężnego) lub wyłączające zapłon (silnika o zapłonie iskrowym).
Urządzenie do awaryjnego zatrzymywania (ręczne lub samoczynne) jest wymagane w przypadku zespołów spalinowoelektrycznych zdalnie sterowanych oraz zespołów w obudowie, do wnętrza której mają dostęp ludzie. W drugim przypadku
urządzenie do awaryjnego zatrzymywania powinno być umieszczone zarówno wewnątrz, jak i na zewnątrz obudowy.
Ręcznie sterowane urządzenie do awaryjnego zatrzymywania jest wymagane, jeżeli można je tak wykonać, że reaguje szybciej
niż urządzenie do normalnego zatrzymywania. Dopuszcza się rezygnację z urządzenia do awaryjnego zatrzymywania zespołów
spalinowo-elektrycznych o małej mocy.
Samoczynne urządzenie do awaryjnego zatrzymywania zostaje pobudzone, jeżeli stan lub poziom niedopuszczalny osiągają
określone sygnały (jeden lub więcej z nich): nadmierna prędkość obrotowa, zaniżone ciśnienie oleju smarowego, nadmierna
temperatura czynnika chłodzącego i/lub zbyt niski jego poziom, nadmierne napięcie na zaciskach prądnicy, zwarcie doziemne.
Zaleca się stosowanie zespołów stacjonarnych. W razie stosowania zespołów ruchomych szczególną uwagę należy zwrócić
na sprawdzenie następstwa faz.
©
18
ENERGETYKA
Rys. 10. Układ połączeń umożliwiający zasilanie instalacji odbiorczej z sieci publicznej o układzie TN-C oraz z przewoźnego zespołu prądotwórczego
(przystosowanego do układu TN-S) przyłączanego za pomocą gniazda wtyczkowego i wtyczki [19]
Zespoły przewoźne bez uziemionego punktu neutralnego prądnicy dopuszcza się tylko do zasilania instalacji o układzie IT
lub jako źródło zasilania obwodu separowanego (ochrona dodatkowa przez separację elektryczną). Do takich zespołów odbiorniki
powinny być przyłączane bezpośrednio, tzn. bez pośrednictwa jakichkolwiek rozdzielnic.
Zespoły ruchome o uziemionym punkcie neutralnym prądnicy (rys. 10) mogą zasilać instalację stałą po sprawdzeniu skuteczności
stosowanych w niej środków ochrony. Jeżeli do przyłączania zespołu ruchomego jest przewidziany stały punkt przyłączania,
powinien on umożliwiać również przyłączenie zespołu do wykonanego na stałe uziemienia.
Zespoły ruchome należy przyłączać przewodami ruchomymi o żyłach miedzianych, przeznaczonymi do ciężkich warunków
pracy, odpornymi na działanie wody, z powłoką o zwiększonej grubości. Nadają się do tego przewody H07RN-F (poprzednie
oznaczenie krajowe OnPd) lub przewody równoważne.
Przy przełączaniu zasilania z sieci na zespół prądotwórczy lub z powrotem w zasadzie nie powinno dochodzić do równoległego
łączenia obu źródeł. Grozi to zwrotnym zasilaniem sieci zewnętrznej i/lub niekontrolowanym podwyższeniem potencjału
przewodu neutralnego N albo przewodu ochronno-neutralnego PEN względem ziemi. Przełącznik zasilania powinien być
usytuowany w takim miejscu układu instalacji, aby odbiory wymagające zasilania rezerwowego mogły być odłączone zarówno
od sieci zewnętrznej, jak i od zespołu do zasilania rezerwowego.
Jeżeli nie dopuszcza się nawet chwilowego połączenia równoległego zespołu z siecią, to przy przełączaniu zasilania powinno
następować rozłączenie wszystkich biegunów (L1, L2, L3, oraz N lub PEN). W układzie TN, ze względu na wielokrotne uziemienia
przewodów PEN (PE) oraz połączenia wyrównawcze, rzeczywiste oddzielenie przewodów PEN bądź przewodów N i PE sieci
i instalacji może być niewykonalne i dopuszcza się odstępstwo za zgodą dostawcy energii.
Jeżeli dopuszcza się chwilowe połączenie równoległe zespołu z siecią, aby uniknąć przerwy w zasilaniu odbiorów przy
przełączaniu zasilania z zespołu na sieć po powrocie napięcia albo w związku z okresowym ruchem próbnym zespołu, to tylko
©
19
ENERGETYKA
na czas potrzebny do załączenia po udanej synchronizacji, jednak nie dłużej niż przez 0,1 s, przy czym za warunki synchronizacji
przyjmuje się:
•• odchyłkę napięć nie przekraczającą ±10%,
•• odchyłkę częstotliwości nie przekraczającą ±0,5 Hz,
•• odchyłkę kątów fazowych napięć nie przekraczającą ±10°.
Synchronizacja i przełączanie powinny się odbywać samoczynnie, a nastawienia przekaźników powinny być zabezpieczone
przed samowolną zmianą. Najlepiej jeśli te urządzenia są plombowane i zwykle wymaga tego operator sieci rozdzielczej. Warunki
skuteczności ochrony dodatkowej (ochrony przy dotyku pośrednim) powinny być spełnione również podczas pracy autonomicznej.
Zwarcie przewodu fazowego L z przewodem ochronnym PE lub z ziemią E nie powinny wywoływać zagrożenia porażeniem.
W instalacji o układzie TN-S z prądnicą małej mocy (rys. 9 i 10) wyłącznik różnicowoprądowy gwarantuje wyłączanie zasilania
w wymaganym czasie w razie zwarcia L-PE w dowolnym miejscu instalacji (z wyjątkiem uszkodzeń izolacji doziemnej odcinka
przewodów między wyłącznikiem a prądnicą i uzwojeń samej prądnicy). Nie musi to być wyłącznik wysokoczuły (IΔn ≤ 30 mA),
przeciwnie – w obwodach wymagających zasilania rezerwowego może on być niepożądany, a w obwodach bezpieczeństwa jest
wręcz zabroniony jakikolwiek wyłącznik różnicowoprądowy. Natomiast wyłączniki różnicowoprądowe są wymagane, jeżeli zespół
prądotwórczy stanowi autonomiczne źródło zasilania podstawowego urządzeń użytkowanych w warunkach zwiększonego
zagrożenia porażeniem (place budowy i rozbiórki, kempingi i czasowe obozowiska, jarmarki, tereny plenerowych widowisk itp.).
Wyjątkowo można poprzestać tylko na jednym głównym wyłączniku różnicowoprądowym wyłączającym wszystkie odbiorniki,
raczej każdy obwód odpływowy z głównej rozdzielnicy zasilanej z prądnicy powinien mieć wyłącznik różnicowoprądowy,
a w obwodzie zasilającym rozdzielnicę można wtedy umieścić główny wyłącznik różnicowoprądowy wybiorczy o charakterystyce
typu S.
BIBLIOGRAFIA:
[1] Colombo B. L., Mocci F.: I generatori sincroni per autoproduzione e per emergenza. L’Energia elettrica, 1992, nr 9, s. 365-378.
[2] Daley J. M., Siciliano R. L.: Application of emergency and standby generation for distributed generation. IEEE Trans. Ind. Applic., 2003, nr 4,
s. 1214-1233.
[3] Darocha T.: Techniczne aspekty instalacji zespołu prądotwórczego. Elektro.info. 2004, nr 12, s. 62-63.
[4] Flügel T.: Notstromversorgung im Katastrophenfall. Der Elektro- und Gebäudetechniker, 2002, nr 20, s. 51-55.
[5] Fruth W., Berger T., Markert K.-H.: Totally integrated power – durchgängige Energieversorgungsanlagen für Zweckbau und Industriebau.
ew, 2003, nr 13, s. 32-36.
[6] Hörmann W.: Fahrbares Stromversorgungsaggregat. Der Elektro- und Gebäudetechniker, 2000, nr 7, s. 13-16.
[7] Hörmann W.: Notstromgenerator in landwirtschaftlicher Betriebsstätte. Der Elektro- und Gebäudetechniker, 2002, nr 23, s. 15-17.
[8] Soula J.-M., Sablan P.: Groupes électrogènes: les atouts d’une maintenance maîtrisée. REE, 1998, nr 11, s. 78-83.
[9] Wróblewska S.: Zabezpieczenia generatora synchronicznego małej i średniej mocy. Elektro.info, 2003, nr 2, s. 55-61.
[10] PN-HD 60364-5-551:2010 Instalacje elektryczne niskiego napięcia − Część 5-55: Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego − Inne
wyposażenie − Sekcja 551: Niskonapięciowe zespoły prądotwórcze (oryg.).
[11] PN-HD 60364-7-717:2010 Instalacje elektryczne niskiego napięcia − Część 7-717: Wymagania dotyczące specjalnych instalacji lub lokalizacji
− Zespoły ruchome lub przewoźne (oryg.).
[12] PN-ISO 8528-1:1996 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Zastosowanie, klasyfikacja
i wymagania eksploatacyjne.
[13] PN-ISO 8528-2:1997 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Silniki.
[14] PN-EN 60034-22:2010 Maszyny elektryczne wirujące − Część 22: Prądnice prądu przemiennego do zespołów prądotwórczych napędzanych
tłokowymi silnikami spalinowymi (oryg.).
[15] PN-ISO 8528-4:1997 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Aparatura sterująca
i rozdzielcza.
[16] PN-ISO 8528-5:1997 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Zespoły prądotwórcze.
[17] PN-ISO 8528-6:1997 Zespoły prądotwórcze prądu przemiennego napędzane silnikiem spalinowym tłokowym. Metody badań.
[18] PN-EN 12601:2011 Zespoły prądotwórcze napędzane silnikami spalinowymi tłokowymi − Bezpieczeństwo (oryg.)
[19] Richtlinie für Planung, Errichtung und Betrieb von Anlagen mit Notstromaggregaten. Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW,
Berlin 2004.
[20] VDE-AR-N 4105:2011-08 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, Technische Mindestanforderungen für Anschluss
und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. VDE-Anwendungsregel.
©
20
Miejsce na Twoją reklamę
Zespoły prądotwórcze (od 9kVA do 4MVA)
Zasilacze UPS DELTA POWER
Linia modeli GreenForce
••
••
••
••
••
••
••
••
zakres mocy 10–120 kVA
najwyższa sprawność online 96,5%
współczynnik mocy wyjściowej 0,9
praca równoległa urządzeń różnej mocy
pięć trybów pracy
funkcja „zimnego startu”
kompensatory wyższych harmonicznych
najwyższy poziom niezawodności
•• producenci: VISA, AKSA, CTM, GESAN
•• produkcja własna zespołów prądotwórczych w wykonaniu specjalnym
pod marką DELTA POWER
•• zbiorniki paliwa o dowolnej pojemności w różnych wersjach
•• systemy zdalnego tankowania
•• praca pojedyncza (wyspowa) i synchroniczna (również z siecią)
•• obudowy wyciszone, przemysłowe odporne na warunki atmosferyczne
•• zabudowy kontenerowe
•• wysoka jakość wykonania i doświadczenie w instalacjach
specjalistycznych
www.deltapower.pl
02-849 Warszawa, ul. Krasnowolska 82R, tel. 22 379 17 00, e-mail: [email protected]
81-589 Gdynia, ul. Olgierda 137, tel. 58 668 01 88, e-mail: [email protected]
APARATURA PROBIERCZA DO BADAŃ NAPIĘCIOWYCH
KABLI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA O IZOLACJI POLIMEROWEJ
dr inż. Henryk Boryń
Politechnika Gdańska, e-mail: [email protected]
Test apparatus for voltage examinations of medium voltage polymeric insulation power cable
Abstract: The paper presents basic information about the test systems used to the voltage operating examinations of medium voltage
power cable lines. It discusses the processes occurring in polymer insulation of tested cables, the operation rules and the advantages and
disadvantages of the test systems: 50 Hz AC voltage, DC voltage, AC voltage VLF 0,1 Hz and an oscillating voltage OWTS.
Keywords: voltage tests, test apparatus, medium voltage power cables.
Przedstawiono podstawowe informacje o układach probierczych stosowanych w eksploatacji linii kablowych średniego napięcia
do badań napięciowych. Omówiono procesy zachodzące w izolacji polimerowej badanych kabli, zasady działania oraz zalety i wady
układów: napięcia przemiennego 50 Hz, napięcia stałego, napięć przemiennych VLF 0,1 Hz oraz napięcia oscylującego OWTS.
Słowa kluczowe: badania napięciowe, aparatura probiercza, kable średniego napięcia.
1. Wprowadzenie
Ważne zadanie techniczne jakim jest wykonanie linii kablowej o wysokim stopniu niezawodności i wieloletniej żywotności
jest realizowane przez wszystkich uczestników tego procesu. Producent kabla ponosi odpowiedzialność za wykonanie kabla
o bardzo dobrej jakości oraz gwarantuje spełnienie przez kabel wielu wymagań wynikających z eksploatacji w określonych
warunkach potwierdzone wynikami odpowiednich badań, np.: konstruktorskich, typu, wyrobu czy odbiorczych. Wykonawca
linii kablowej odpowiada za prawidłowe zainstalowanie kabli wraz ze stosownym osprzętem kablowym (głowice, mufy), co
potwierdza się badaniami odbiorczymi, realizowanymi w celu wyeliminowania kabli uszkodzonych podczas transportu oraz
likwidacji ewentualnych błędów montażowych i uszkodzeń mechanicznych powstałych podczas układania nowej linii kablowej.
Użytkownik linii kablowej z kolei powinien prawidłowo eksploatować zbudowany system kablowy i utrzymywać jego sprawność
dystrybucyjną, czyli jest zobowiązany prowadzić badania profilaktyczne w celu utrzymania wysokiego stopnia niezawodności
linii poprzez wczesne eliminowanie potencjalnych wad mogących być przyczyną niespodziewanych uszkodzeń linii podczas
eksploatacji oraz badania odbiorcze linii kablowej po naprawach powstałych uszkodzeń, które powinny zapewnić dobrą
jakość naprawy oraz zlokalizować lub wyeliminować wady, które mogłyby być przyczyną stosunkowo szybkiego ponownego
uszkodzenia linii oddanej po naprawie do eksploatacji.
Niestety nie ma jednej uniwersalnej procedury badania [3], zapewniającej zadowalającą odpowiedź w każdym z wymienionych
wyżej rodzajów badań, która mogłaby być zastosowana w każdych warunkach eksploatacyjnych. Jak wynika z dotychczasowych
doświadczeń, najważniejszą rolę w ocenie aktualnego stanu technicznego linii kablowych spełniają badania napięciowe
izolacji kabli. W praktyce stosuje się kilka różnych procedur badań napięciowych. Musimy pamiętać, że ich stosowanie wiąże się
z określonymi efektami w badanej izolacji kablowej, wynikającymi z warunków prowadzenia badań. Niektóre z tych efektów
w określonych warunkach mogą spowodować przedwczesne uszkodzenie izolacji linii kablowej.
2. MECHANIZMY DEGRADACJI KABLI O IZOLACJI POLIMEROWEJ
Izolacja polimerowa kabli średniego napięcia w czasie eksploatacji ulega degradacji, w wyniku działania na nią wielu
różnych czynników środowiskowych. Stopień degradacji można stwierdzać mierząc aktualną wartość wybranych
ważnych parametrów technicznych izolacji. Analizując przebieg i przyczyny procesu degradacji można wskazać trzy
główne mechanizmy niszczące izolację kablową, czyli degradację:
•• fizyczną związaną ze zmianami w strukturze krystalicznej polimeru w stosunku do struktury osiągniętej w końcowej
fazie produkcji kabla pod wpływem, np. promieniowania, czy temperatury. Stopień usieciowania izolacji wzrasta
w okresie nawet do kilku lat, a jednocześnie w izolacji mogą tworzyć się mikropęknięcia. Taka niejednolita struktura
zwiększa ryzyko przebicia kabla, szczególnie w przypadku działania wyładowań niezupełnych.
©
APARATURA PROBIERCZA DO BADAŃ NAPIĘCIOWYCH KABLI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA O IZOLACJI POLIMEROWEJ – Henryk BORYŃ
22
•• chemiczną, której skutkami są depolimeryzacja (przerywanie długich łańcuchów polimerowych), tworzenie wolnych
rodników (o dużej aktywności chemicznej) podczas procesu utleniania się izolacji oraz powstawanie nowych wiązań
sieciujących, co w sumie może zmieniać w istotny sposób mechaniczne właściwości izolacji polimerowej. Tempo
procesu degradacji chemicznej zależy od temperatury, ilości tlenu oraz obecności promieniowania.
•• elektryczną związaną głównie z procesami drzewienia elektrycznego i wodnego, czyli tworzeniem się w izolacji
drzewek elektrycznych (rys. 1) powstających w miejscu działania lokalnych dużych natężeń pola elektrycznego
i drzewek wodnych (rys. 2), które rozwijają się pod wpływem pola elektrycznego i penetracji wody. Degradacja
elektryczna ma charakter zjawiska losowego i jest procesem działającym na izolację lokalnie, a nie na całej długości
kabla jak to jest w przypadku degradacji fizycznej i chemicznej.
We wszystkich wymienionych wyżej procesach bardzo ważną rolę odgrywają wyładowania niezupełne, które mogą rozwijać
się w mikropęknięciach, pęcherzykach gazowych, wtrącinach izolacyjnych czy przewodzących oraz na nierównościach
powierzchniowych warstw ekranujących kabla. Wymienione wady znajdują się wewnątrz izolacji kablowej lub między warstwami
izolacji i osprzętu kablowego, a powstają w trakcie produkcji kabla lub w czasie montażu i eksploatacji linii kablowej. Kiedy
intensywność wyładowań niezupełnych w wymienionych wadach izolacji jest wystarczająco duża, zaczyna formować się drzewko
elektryczne (częściowe kanały przebicia), które w pewnej fazie rozwoju może przejść w kanał przebicia zupełnego.
0,1 mm
15 s
30 s
1 min.
2 min.
4 min.
20 min.
10 min.
30 min.
Rys. 1. Przykład drzewka elektrycznego rozwijającego się przy napięciu przemiennym z elektrody ostrzowej przewodzącej [9]
a)
b)
t = 10 000 h
Rys. 2. Przykładowe drzewka wodne w izolacji polietylenowej kabla, a – wentylowane rozwijające się od strony żyły roboczej,
b – typu „bow-tie” powstające na wtrącinach wewnętrznych w izolacji [z prac własnych autora]
©
23
Rozwój drzewienia wodnego wymaga istnienia w izolacji nie tylko wymienionych wyżej wad, ale również obecności wilgoci
i pola elektrycznego. Wilgoć wnika w polietylen zgodnie z kierunkiem pola elektrycznego tworząc różne formy drzewek wodnych
zależnie od umiejscowienia i rodzaju wady. Tworzenie się takich drzewek w izolacji jest procesem długotrwałym i zależy od ilości
wilgoci, natężenia i częstotliwości pola elektrycznego, materiału izolacyjnego, temperatury oraz naprężeń mechanicznych.
3. BADANIA TECHNICZNE KABLI I LINII KABLOWYCH
Badania techniczne kabli i linii kablowych średniego napięcia znamionowego są prowadzone w celu:
•• zbadania czy zaprojektowany i wyprodukowany kabel spełnia określone wymagania techniczne i nadaje się do
budowy linii kablowych,
•• sprawdzenia czy zbudowana nowa lub wyremontowana linia kablowa jest prawidłowo przygotowana do eksploatacji,
•• wyznaczenia aktualnego stanu technicznego linii kablowej i ewentualnego dopuszczenia do dalszej pracy lub
przekazania do remontu.
Wśród wielu różnych badań i sprawdzeń prowadzących do spełnienia wymienionych celów najważniejszą rolę pełnią badania
napięciowe izolacji przeprowadzane przy zwiększonym napięciu probierczym w stosunku do napięcia roboczego kabla. Na
przykład w badaniach odbiorczych realizowanych, według zaleceń normy [10], dodatkowo sprawdza się ciągłość żył kabla,
rezystancję żył i izolacji, pojemność żył roboczych, szczelność powłoki, a więc badania ważne ale dające raczej informacje
o charakterze pomocniczym.
Zasadniczą zaletą badań napięciowych jest to, że sprawdzają nie tylko wytrzymałość elektryczną izolacji kabla, ale w przypadku
linii kablowych przede wszystkim jakość zainstalowanego osprzętu kablowego (głowic i muf ). Jest on instalowany w warunkach
polowych, a więc poprawność jego zainstalowania zależy od kwalifikacji monterów i zachowania odpowiednich warunków
montażu. Czynności związane z montażem osprzętu mogą w przypadku niefachowego wykonawstwa wprowadzić do układu
izolacyjnego szereg wad (nacięcia, nierówności powierzchniowe i in.), które zmniejszą oczekiwaną długotrwałą poprawną pracę
systemu. W trakcie eksploatacji kabla niegroźne początkowo wady izolacji, na skutek wahań temperatury, wpływu czynników
środowiskowych i pola elektrycznego mogą znacznie zwiększyć swe wymiary i przyczynić się do rozwoju intensywnych
wyładowań niezupełnych, czyli rozpoczęcia procesu erozji i w konsekwencji drzewienia elektrycznego czy wodnego. Tak, więc
wykrycie i lokalizacja wyładowań niezupełnych w początkowym okresie eksploatacji linii kablowej ma zasadnicze znaczenie.
Niektóre nowoczesne układy probiercze pozwalają nie tylko sprawdzać wytrzymałość elektryczną izolacji kablowej napięciem
probierczym o określonej wartości, ale również jednocześnie mierzyć intensywność wyładowań niezupełnych i lokalizować
miejsce ich występowania. Wybór układu probierczego i procedury pomiaru ma zasadnicze znaczenie dla oceny jakości
linii. Wartość napięcia, jego przebieg i częstotliwość oraz czas przyłożenia do badanej izolacji ma bowiem istotny wpływ na
wytrzymałość elektryczną układu izolacyjnego i może niekiedy pozostawić w zbadanej izolacji efekty, których skutkiem będzie
przedwczesne uszkodzenie izolacji.
Należy, więc zauważyć, że poznanie zalet i wad stosowanych obecnie procedur pomiarowych związanych z próbami napięciowymi
oraz wiedza na temat gdzie i w jakich warunkach można je zastosować ma zasadnicze znaczenie. Wśród aktualnie dostępnych
układów probierczych stosowanych w zakresie badań linii kablowych średniego napięcia wyróżnia się (ze względu na kształt
i częstotliwość napięcia) układy napięcia:
•• stałego (DC),
•• sinusoidalnego o częstotliwości sieciowej (AC, 50 Hz),
•• sinusoidalnego o obniżonej częstotliwości (VLF 0,1 Hz),
•• cosinusoidalno-prostokątnego (VLF 0,1 Hz),
•• oscylacyjnego (OWTS, 1 ÷ 10 kHz).
Podstawą wyboru konkretnej metody badań napięciowych powinna być znajomość skutków oddziaływania określonego rodzaju
napięcia probierczego na izolację linii kablowej i ich porównanie z wynikami badań otrzymanymi przy próbach napięciem
probierczym sinusoidalnym o częstotliwości 50 Hz, czyli badaniu systemu kablowego w warunkach, w których badany system
normalnie pracuje [3].
4. PRÓBY NAPIĘCIEM STAŁYM (DC)
Schemat typowego zespołu probierczego napięcia stałego pokazano na rysunku 3. Urządzenie zawiera zwykle autotransformator
do regulacji napięcia zasilania transformatora probierczego, opornik ograniczający prąd pobierany z układu, jednopołówkowy
układ prostowniczy z wykorzystaniem badanego kabla jako pojemności wygładzającej, układ do bezpośredniego pomiaru
©
24
napięcia probierczego na badanym obiekcie oraz układ do pomiaru prądu upływu izolacji z odpowiednim zabezpieczeniem
przeciwprzepięciowym.
Próby izolacji napięciem stałym (DC) mają wieloletnią tradycję w badaniach napięciowych linii kablowych, zwłaszcza kabli
o izolacji tradycyjnej, papierowo-olejowej o stosunkowo słabych właściwościach dielektrycznych.
Podstawowym wskaźnikiem stanu izolacji kabla elektroenergetycznego wyznaczanym przy napięciu stałym jest rezystancja Ri
izolacji. Duża wartość rezystancji Ri jest cechą charakterystyczną dobrego stanu izolacji. Wartość rezystancji izolacji silnie zależy od
stopnia jej zawilgocenia, temperatury, obecności lokalnych uszkodzeń oraz od wymiarów geometrycznych układu izolacyjnego.
Rezystancja Ri jest funkcją czasu działania na izolację kabla pomiarowego napięcia probierczego. Dlatego jako wskaźnik
izolacji przyjmuje się zwykle wartość rezystancji Ri po upływie określonego czasu od momentu przyłożenia pomiarowego
napięcia stałego, czyli czasu który jest niezbędny do zaniku zjawisk przejściowych – ładowania pojemności kabla i polaryzacji
dielektryka. Dla większości obiektów badanych jako wartość charakterystyczną podaje się rezystancję R60, czyli zmierzoną po
60 s od włączenia napięcia. Istotną wadą pomiarów rezystancji izolacji Ri jest jej zależność od wymiarów obiektu badanego, co
utrudnia porównywanie wyników badań. Najczęściej aktualne wyniki pomiarów danego obiektu porównuje się z jego wynikami
uzyskanymi wcześniej, np. w próbach odbiorczych na początku eksploatacji.
TR
TP
K
R
kV
Sieć
µA
Rys. 3. Uproszczony schemat zespołu probierczego prądu
stałego, TR – autotransformator, TP – transformator
probierczy, R – opornik ograniczający, D – diody
prostownicze, K – badany kabel, kV – układ pomiarowy
napięcia probierczego, μA – miernik prądu upływu z
zabezpieczeniem przeciwprzepieciowym
Drugą istotną informacją pozwalającą określić stan izolacji kabla jest wynik próby napięciowej przeprowadzonej w określonych
warunkach zdefiniowanych wartością napięcia stałego i czasem trwania próby – przebicie lub brak przebicia izolacji.
Prowadzenie prób napięciem stałym w kablach o izolacji polimerowej nie daje tak oczywistych wyników głównie z powodu
znacznie lepszych właściwości dielektrycznych materiałów izolacyjnych (duża wytrzymałość elektryczna, długie czasy relaksacji
ładunku) zastosowanych w tych kablach. W wyniku badań stwierdzono, że w trakcie działania na izolację polimerową stałego
napięcia, wokół wad istniejących w izolacji (wtrącin gazowych, drzewek, itp.) tworzy się ładunek przestrzenny o określonym znaku,
który niejako ekranuje wadę. Wynikiem tego efektu jest znaczne zmniejszenie natężenia pola elektrycznego w obszarze wady
w porównaniu z natężeniem pola elektrycznego istniejącym na wadzie w sytuacji bez ładunku. Natężenie pola elektrycznego
oraz gęstość ładunku zmniejszają się wraz ze wzrostem odległości od wady. Skutkiem obecności ładunku przestrzennego jest
konieczność zastosowania w próbie zwiększonego napięcia stałego – wada izolacji nie zostanie wykryta, jeżeli napięcie nie będzie
wystarczająco duże [3].
Drugi problem pojawiający się w próbach izolacji polimerowej napięciem stałym wynika z bardzo długiego czasu relaksacji ładunku
elektrycznego – ładunek może pozostawać w izolacji kabla nawet przez okres kilku miesięcy od momentu wyłączenia napięcia
probierczego, które go wywołało. Jeżeli w takim stanie, przy istniejących nadal na wadach izolacji ładunkach przestrzennych,
nastąpi w kablu zmiana biegunowości przyłożonego napięcia, to spowoduje to nagły wzrost natężenia pola elektrycznego
między wadą a pozostałym w izolacji ładunkiem, co w konsekwencji może doprowadzić do przebicia kabla w rejonie wady
– przebicia niezamierzonego wynikającego z zastosowanej metodyki badań, które nie wystąpiłoby w sytuacji brak ładunku
na wadzie izolacji. Zmiana biegunowości napięcia może wynikać na przykład z przyłożenia do kabla napięcia przemiennego
lub pojawienia się przepięcia w wyniku przeskoku na głowicy.
Przedstawione wyżej problemy powodują, że badania napięciem stałym kabli o izolacji polimerowej nie są zalecane.
Próby napięciem stałym należy przeprowadzać tylko wtedy, kiedy jest to absolutnie konieczne. Jeżeli jednak zdecydujemy się
na takie badania to powinniśmy zachować następujące zasady:
•• jeżeli linia kablowa, a w szczególności linia średniego napięcia, jest wykonana częściowo z kabli o izolacji polimerowej
oraz papierowo-olejowej, to badań diagnostycznych napięciem DC nie wolno wykonywać,
©
25
•• napięcie probiercze oraz czas jego przyłożenia nie powinny przekraczać wskazanych dla kabla wartości, na przykład
próby eksploatacyjne należy przeprowadzać napięciem o wartości równej 75% probierczego napięcia fabrycznego
w czasie nie dłuższym niż 10 min,
•• należy unikać przeskoków na głowicach kablowych, na czas próby można na nich zainstalować ograniczniki
przeciwprzepięciowe o napięciu ograniczonym równym wartości poziomu ochrony linii kablowej,
•• po badaniach linia kablowa musi być powoli rozładowana – badaną żyłę roboczą należy uziemić przez opornik
o rezystancji 50 … 150 kΩ. Po rozładowaniu żyły robocze powinny być zwarte i trwale uziemione do czasu włączenia
linii do sieci.
W wykorzystaniu układów probierczych wysokiego napięcia stałego DC można wskazać następujące zalety:
•• prosty i o małej masie układ probierczy, wygodny do użytkowania i transportu w każdych warunkach polowych,
•• łatwiejsza realizacja prób w porównaniu z układem probierczym napięcia AC 50 Hz,
•• możliwość badania długich odcinków linii kablowych przy stosunkowo małej mocy układu,
•• znacznie mniejsze koszty aparatury w porównaniu z innymi układami probierczymi o podobnych parametrach
napięciowych,
•• liczne pozytywne doświadczenia w zakresie badań kabli o izolacji papierowej,
•• szczególna przydatność w wykrywaniu zawilgocenia izolacji oraz wad związanych z przebiciem cieplnym,
•• szerokie zastosowanie w badaniach szczelności powłoki zewnętrznej kabla (metodą sprawdzania wytrzymałości
elektrycznej) w celu lokalizacji uszkodzeń [1, 2].
W wykorzystaniu układów probierczych wysokiego napięcia stałego DC można wskazać następujące wady:
•• sprawdzanie linii kablowej napięciem o przebiegu nieodpowiadającym napięciu pracy systemu kablowego,
•• występowanie innego rozkładu pola elektrycznego w izolacji, upływnościowego a nie pojemnościowego jak przy
napięciu przemiennym AC 50 Hz,
•• powstawanie w izolacji ładunków przestrzennych wokół wad, co może wywołać niepożądane przebicia kabla
i osprzętu,
•• możliwość przedwczesnego przebicia kabli, w których wystąpiło drzewienie wodne,
•• słabe wykrywanie takich wad jak wtrąciny gazowe, nacięcia, mikropęknięcia czy też drzewienie wodne,
•• silna zależność skuteczności wykrywania wad izolacji od wartości napięcia probierczego,
•• brak gwarancji wykrycia miejsc o nawet znacznie osłabionej wytrzymałości elektrycznej.
5. PRÓBY NAPIĘCIEM PRZEMIENNYM (AC) O CZĘSTOTLIWOŚCI 50 Hz
Uproszczony schemat typowego zespołu probierczego napięcia przemiennego (AC) o częstotliwości 50 Hz pokazano na
rysunku 5. Urządzenie zawiera zwykle specjalny układ regulacyjny TR napięcia zasilania (autotransformator, transformator
regulacyjny, czy regulator indukcyjny o odpowiednich mocach) transformatora probierczego TP, opornik tłumiący R o rezystancji
5 … 50 Ω na 1 kV napięcia znamionowego transformatora zabezpieczający transformator przed przepięciami przy przebiciu
izolacji badanej oraz układ do bezpośredniego pomiaru napięcia probierczego na badanym obiekcie.
Próby napięciem przemiennym o częstotliwości sieciowej 50 Hz (60 Hz) to naturalny rodzaj prób napięciowych dla oceny
izolacji linii kablowej. Występuje tutaj całkowita zgodność między warunkami pracy znamionowej kabla w sieci energetycznej,
warunkami badań fabrycznych kabli i osprzętu oraz badaniami eksploatacyjnymi. Zespoły probiercze wykorzystywane podczas
prób mają takie same charakterystyki zewnętrzne i wymagania w zakresie kształtu napięcia probierczego, mocy zwarciowej
i poziomu wyładowań niezupełnych.
Zastosowanie takich układów probierczych w badaniach eksploatacyjnych linii kablowych jest jednak ograniczone z powodu
znacznej mocy, jaka jest niezbędna w badaniach. Linie kablowe mają duże pojemności związane z ich długością, a więc niezbędna
moc zespołu probierczego wypada stosunkowo wielka, np.: do przeprowadzenia próby napięciem probierczym 50 Hz o wartości
22,5 kV kabla jednożyłowego XLPE o pojemności jednostkowej 0,22 µF/km i długości 500 metrów będzie to:
QC = ω ⋅ C ⋅ U p2 ,
(1)
czyli QC = 314 . 0,22 . 10-6 . 0,5 . 22,52 . 106 = 17,5 kVA, a więc układ o dużych gabarytach i masie, o bardzo ograniczonych
możliwościach transportu na miejsce badań polowych.
Opisane wyżej problemy techniczne usunięto w nowoczesnych rezonansowych układach probierczych napięcia przemiennego
AC o częstotliwości 50 Hz stosowanych w eksploatacji od kilkunastu lat [4]. W takim zespole transformator probierczy służy
©
26
wyłącznie do zasilania wysokonapięciowego obwodu rezonansowego, w którym stwarza się warunki niezbędne do rezonansu
szeregowego lub równoległego, wytwarzającego odpowiednią wartość napięcia probierczego na obiekcie badanym. Moc
transformatora probierczego wymagana do zasilania takiego zespołu wypada wielokrotnie mniejsza niż w układzie probierczym
tradycyjnym.
Rys. 4. Uproszczony schemat zespołu probierczego napięcia
przemiennego (AC) o częstotliwości 50 Hz, TR – układ regulacyjny
napięcia zasilania, TP – transformator probierczy, R – opornik tłumiący,
K – badany kabel, kV – układ pomiarowy napięcia probierczego
Uproszczony schemat rezonansowego zespołu probierczego napięcia przemiennego (AC) o częstotliwości 50 Hz pokazano na
rysunku 6. Urządzenie zawiera zwykle: specjalny układ G do wytwarzania napięcia zasilania, aby uniezależnić się od miejscowych
warunków, przetwornik U/f o regulowanej amplitudzie i częstotliwości napięcia, wysokonapięciowy transformator probierczy
TP wytwarzający napięcie U0, szeregowy (najczęściej) obwód rezonansowy składający się z dławika L z regulowaną szczeliną
powietrzną lub zespołu dławików łączonych w układy szeregowy, równoległy lub mieszany, pojemności Ck badanego kabla, na
której odkłada się napięcie probiercze Up i ewentualnie pojemności dodatkowej C włączanej w przypadku krótkich odcinków linii
(długości < 200 m) oraz układ do bezpośredniego pomiaru napięcia probierczego na badanym obiekcie.
Rys. 5. Uproszczony schemat szeregowego
rezonansowego zespołu probierczego
napięcia przemiennego (AC) o częstotliwości
50 Hz, G – układ zasilania, U/f – przetwornik
częstotliwości, Hz – miernik częstotliwości,
TP – transformator probierczy zasilający
obwód rezonansowy napięciem U0, L – dławik
z regulowaną szczeliną powietrzną lub zespół
dławików przełączalnych, K – badany kabel
o pojemności Ck, C – pojemność dodatkowa,
kV – układ pomiarowy napięcia probierczego,
Up – napięcie probiercze na badanym kablu
W układzie wykorzystuje się zjawisko rezonansu szeregowego, którego warunkiem jest spełnienie równości:
ωL = 1 ω (C k + C ) ,
przy częstotliwości rezonansowej:
(2)
f r = 1 2π L ⋅ (Ck + C ) ,
(3)
,
(4)
gdzie Q = ωL R jest dobrocią zastosowanego w obwodzie dławika o rezystancji R, natomiast tgδ, jest współczynnikiem
stratności obiektu badanego. Zwykle w takich układach probierczych mamy tgδ << 1 (np. kabel o izolacji polietylenowej),
a Q ≥ 40, czyli wyrażenie (4) upraszcza się do postaci:
U p = U0 ⋅ Q .
(5)
Z zależności (5) wynika, że przy kilkusetwoltowym zasilaniu obwodu rezonansowego otrzymamy wymagane dla kabli
średniego napięcia wartości napięć probierczych przy jednoczesnym ograniczeniu wymaganej mocy zasilania do poziomu
kilkunastu kilowoltoamperów. Dzięki temu w nowoczesnych konstrukcjach układów rezonansowych osiąga się znaczne
ograniczenie masy zespołu, np. do poziomu 0,8 … 2 kg/kVA. Przy większych wartościach tgδ badanych kabli maleje dobroć
układu i wartość uzyskiwanego napięcia probierczego jest niewielka, a więc omawiany układ nie może być stosowany
do badań kabli o izolacji z polichlorku winylu czy papierowo-olejowej.
©
27
Działanie układu rezonansowego jest stosunkowo proste. Dobierając odpowiednio wartość indukcyjności dławika
i ewentualnie pojemności dodatkowej dostraja się zgrubnie obwód do częstotliwości rezonansowej według zależności
(3) i osiąga dostrojenie dokładne dzięki regulacji częstotliwości przetwornika w obwodzie zasilania układu. Należy dążyć
do uzyskania rezonansu przy częstotliwości 50 Hz, ponieważ wtedy uzyskuje się wystarczająco szeroki zakres dostrajania
dokładnego przez zmianę częstotliwości.
Badania eksploatacyjne napięciem przemiennym AC 50 Hz wprowadzono przed kilkunastu laty, stosując różne procedury
badań w zależności od wartości napięcia znamionowego, typu oraz czasu eksploatacji badanych linii kablowych.
Wyniki badań zostały przeanalizowane w ramach działań CIGRE i ustalono między innymi [8], że najbardziej wiarygodne
wyniki oraz dobrą eliminację odcinków kablowych z wadami izolacji otrzymuje się w badaniach napięciem probierczym AC
50 Hz o wartościach 2 … 3 U0 przy czasie trwania próby 60 minut.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia przemiennego AC 50 Hz można wskazać następujące zalety:
•• badania linii kablowej są prowadzone w sposób identyczny jak badania fabryczne i kwalifikacyjne u producenta,
•• stosowany w badaniach rodzaj napięcia probierczego jest całkowicie zgodny z napięciem pracy badanego systemu
kablowego w warunkach roboczych,
•• układ zapewnia możliwość jednoczesnego pomiaru intensywności wyładowań niezupełnych w izolacji i osprzęcie
kablowym oraz współczynnika stratności izolacji tgδ,
•• uzyskujemy bardzo efektywną eliminację wadliwie zainstalowanego osprzętu kablowego,
•• badania dobrze wykrywane są wady izolacji grożące wystąpieniem stosunkowo wczesnego uszkodzenia systemu
kablowego,
•• w badaniach określa się rzeczywiste napięcia zapłonu i gaśnięcia wyładowań niezupełnych w izolacji i osprzęcie
kablowym.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia przemiennego AC 50 Hz o konstrukcji tradycyjnej można wskazać
następujące wady:
•• duża masa i gabaryty sprzętu pomiarowego,
•• znaczne koszty inwestycyjne,
•• duże zapotrzebowanie na moc,
•• problemy transportowe w prowadzeniu badań w terenie.
6. PRÓBY NAPIĘCIEM PRZEMIENNYM SINUSOIDALNYM O BARDZO NISKIEJ CZĘSTOTLIWOŚCI (VLF) 0,1 Hz
Uproszczony schemat funkcjonalny zespołu probierczego napięcia sinusoidalnego o bardzo niskiej częstotliwości (VLF)
0,1 Hz pokazano na rysunku 7. Urządzenie zawiera zwykle specjalny układ regulacji i modulacji amplitudy napięcia zasilania
transformatora probierczego oraz układy prostowniczy i odwracania biegunowości.
Zasadę działania układu można przedstawić następująco. W układzie regulacji i modulacji amplitudy napięcia zasilania dobieramy
odpowiednią do warunków próby wartość napięcia U2 o częstotliwości sieciowej 50 Hz oraz jednocześnie przeprowadzamy
modulację amplitudy tego napięcia przebiegiem sinusoidalnym o częstotliwości 0,1 Hz. W kolejnej fazie zmodulowane napięcie
U2 o częstotliwości sieciowej jest podwyższane w transformatorze TP do napięcia U3 i dalej po wyjściu z transformatora ulega
wyprostowaniu w układzie prostowniczym. Napięcie U4 na wyjściu prostownika jest, więc napięciem tętniącym o określonej
biegunowości, którego amplituda jest zmodulowana przebiegiem jednokierunkowym o częstotliwości 0,2 Hz. W ostatnim
etapie formowania napięcia probierczego Up po wyjściu z prostownika następuje odwrócenie, co każde pół okresu (czyli co 5 s),
biegunowości napięcia U4, czyli w efekcie napięcie przykładane do badanego kabla o pojemności Ck ma przebieg sinusoidalny
o częstotliwości 0,1 Hz.
Rys. 6. Schemat funkcjonalny typowego zespołu probierczego generującego napięcie przemienne sinusoidalne
o bardzo niskiej częstotliwości (VLF) 0,1 Hz – opis elementów w tekście
©
28
W przedstawionym wyżej opisie działania układu pominięto rolę przepływu mocy biernej między obiektem badanym a źródłem.
W tradycyjnych transformatorach (AC 50 Hz) ten problem ma istotne znaczenie, bowiem dotyczy przepływu dużych wartości
mocy biernej, stąd konieczność używania układów probierczych o znacznych gabarytach i masie. W systemach probierczych VLF
0,1 Hz, wartości mocy biernej są bardzo małe, około 500 razy mniejsze niż w przypadku systemów AC 50 Hz. W rezultacie możliwe
jest rozproszenie tej energii w samej aparaturze probierczej.
Jeśli porównamy wyniki doświadczeń prowadzonych przy napięciu sinusoidalnym o częstotliwości 0,1 Hz z wynikami badań
przy napięciach o częstotliwości 50 Hz [6], to można zauważyć, że:
•• po pierwsze, przy zwiększaniu wartości napięcia przykładanej do izolacji kabla drzewka elektryczne osiągają większe
długości przy napięciu 0,1 Hz niż przy tym samym napięciu 50 Hz,
•• po drugie, oba rodzaje napięć dają inne kształty drzewek elektrycznych, przy napięciu 0,1 Hz drzewka mają kształt
praktycznie prostoliniowy, natomiast przy napięciu 50 Hz drzewka przypominają kształtem raczej gęsty niski krzak,
•• po trzecie, w konsekwencji poprzednich wniosków, czas do wystąpienia przebicia kabla przy napięciu 0,1 Hz jest
krótszy.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia sinusoidalnego o bardzo niskiej częstotliwości (VLF) 0,1 Hz można
wskazać następujące zalety:
•• zestawy probiercze są łatwe do transportu, o niewielkiej masie (w skład zestawu wchodzą tylko dwie części, panel
sterowania i zespół wysokonapięciowy), a wymagana moc źródła napięcia zasilania nie przekracza typowych
możliwości obwodów niskiego napięcia,
•• próby mogą być stosowane do wykrywania wad zarówno w kablach o izolacji polimerowej jak i papierowo-olejowej,
•• w badaniach stosuje się podobne warunki prób (napięcia probiercze do 3 U0, czasy do 60 minut) jak w przypadku
badań napięciem AC 50 Hz,
•• ze względu na ciągłe zmiany biegunowości w izolacji nie tworzy się wokół wad trwały ładunek przestrzenny,
zniekształcający rozkład pola elektrycznego,
•• typowy układ probierczy VLF można wyposażyć dodatkowo o zespół pomiarowy współczynnika strat dielektrycznych.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia sinusoidalnego o bardzo niskiej częstotliwości (VLF) 0,1 Hz można
wskazać następujące wady:
•• w badaniach izolacji kabli silnie zniszczonych przez drzewienie wodne, próby napięciem VLF nie zawsze są
jednoznaczne, należy przeprowadzić dodatkowe badania rozszerzone o pomiar strat dielektrycznych,
•• ograniczenie maksymalnej wartości skutecznej napięcia probierczego do 36 kV,
•• ograniczenie maksymalnej pojemności badanego kabla do 3 µF i wynikające stąd ograniczenie długości badanego
odcinka kabla,
•• stosunkowo długi czas przeprowadzania prób.
7. PRÓBY NAPIĘCIEM PRZEMIENNYM COSINUSOIDALNO-PROSTOKĄTNYM O BARDZO NISKIEJ CZĘSTOTLIWOŚCI
(VLF) 0,1 Hz
Uproszczony schemat funkcjonalny zespołu probierczego napięcia przemiennego cosinusoidalno-prostokątnego o bardzo niskiej
częstotliwości (VLF) 0,1 Hz pokazano na rysunku 8. Urządzenie zawiera zwykle układ zasilający UDC wysokiego napięcia stałego
obu biegunowości, półprzewodnikowy łącznik Łe o dużej szybkości łączenia, bezrdzeniową cewkę L oraz przełączniki P1, P2.
Rys. 7. Schemat układu probierczego napięcia
przemiennego cosinusoidalno-prostokątnego o bardzo
niskiej częstotliwości (VLF) 0,1 Hz, UDC – układ zasilający
wysokiego napięcia stałego obu biegunowości,
Łe – półprzewodnikowy łącznik, L – bezrdzeniowa cewka,
K – badany kabel, P1, P2 – przełączniki,
R1, R2 – oporniki ograniczające
©
29
Zasadę działania układu można przedstawić następująco. W układzie UDC ustawiamy odpowiednią do warunków próby wartość
napięcia stałego o biegunowości ujemnej i tym napięciem przy zwartym przełączniku P1 ładujemy przez 5 s badany kabel K
o pojemności Ck. W kolejnej fazie ładowanie kabla zostaje przerwane przełącznikiem P1, a zainicjowane oscylacyjne przeładowanie
kabla na napięcie dodatnie w wyniku chwilowego zamknięcia (< 10 ms) łącznika Łe i włączenia do obwodu dławika L. Wartość
indukcyjności dławika dobiera się tak, aby przebieg tej zmiany napięcia odpowiadał sinusoidzie o częstotliwości 50 Hz.
Otrzymujemy w ten sposób pierwszą połowę okresu cosinusoidy o częstotliwości 0,1 Hz. Kolejna faza to przełączenie przełącznika
P2 w pozycję ładowania przez 5 s kabla K napięciem dodatnim – i ostatnia faza – to ponowne chwilowe zamknięcie łącznika Łe
w celu zainicjowania następnego oscylacyjnego przeładowania kabla na napięcie ujemne – uformowano w ten sposób drugą
połowę okresu cosinusoidy o częstotliwości 0,1 Hz i cykl może być powtórzony.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia cosinusoidalno-prostokątnego o bardzo niskiej częstotliwości (VLF) 0,1 Hz
można wskazać następujące zalety:
•• zestaw probierczy jest bardzo łatwy w transporcie, ma niewielką masę i niski pobór mocy,
•• próby mogą być stosowane do wykrywania wad zarówno w kablach o izolacji polimerowej jak i papierowo-olejowej,
•• w badaniach stosuje się podobne warunki prób (napięcia probiercze do 3 U0, czasy do 60 minut) jak w przypadku
badań napięciem AC 50 Hz,
•• każda zmiana polaryzacji napięcia zachodzi w czasie odpowiadającym częstotliwości 50 Hz, a więc przebieg napięcia
jest przebiegiem prostokątnym z sinusoidalnymi zmianami polaryzacji,
•• ze względu na ciągłe zmiany biegunowości w izolacji nie tworzy się wokół wad trwały ładunek przestrzenny,
zniekształcający rozkład pola elektrycznego,
•• próby dają bardzo szybkie przyrosty drzewek elektrycznych w izolacji,
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia cosinusoidalno-prostokątnego o bardzo niskiej częstotliwości (VLF) 0,1 Hz
można wskazać następujące wady:
•• metoda nie daje jednoznacznych wyników w badaniach kabli zniszczonych przez drzewienie wodne,
•• ograniczenie maksymalnej długości badanego kabla do wartości wynikającej z mocy zastosowanego źródła napięcia
stałego zasilającego układ,
•• stosunkowo długi czas (60 min) przeprowadzania prób.
8. PRÓBY NAPIĘCIEM OSCYLUJĄCYM (OWTS)
Uproszczony schemat funkcjonalny zespołu probierczego napięcia oscylującego OWTS (ang.: Oscillating Wave Test System)
pokazano na rysunku 9. Urządzenie zawiera typowy układ probierczy UDC zasilający obwód oscylacyjny napięciem stałym
o określonej biegunowości, specjalny półprzewodnikowy łącznik Łe o czasie zamykania krótszym niż 1 µs, bezrdzeniową cewkę
o indukcyjności L tworzącą obwód oscylacyjny z pojemnością Ck badanego kabla K oraz układy do pomiaru wartości i wizualizacji
napięcia probierczego oraz do pomiaru i wizualizacji wyładowań niezupełnych rozwijających się w linii kablowej.
Rys. 8. Schemat zespołu probierczego OWTS
z możliwością pomiaru wyładowań niezupełnych
[12], UDC – układ probierczy napięcia stałego,
Łe – półprzewodnikowy łącznik, L – bezrdzeniowa
cewka, K – badany kabel o pojemności Ck , D4
– dzielnik napięcia, Up – do układu pomiaru
wartości i wizualizacji napięcia probierczego,
wnz – do układu pomiaru i wizualizacji
wyładowań niezupełnych
Zasadę działania układu można przedstawić następująco. W układzie napięcia zasilania dobieramy odpowiednią do
warunków próby wartość napięcia stałego, którym ładujemy kabel K przez okres kilku sekund (< 5 s). Następnie specjalnym
©
30
półprzewodnikowym łącznikiem Łe przyłączamy cewkę bezrdzeniową L do kabla, tworząc tym samym obwód oscylacyjny LCk
o częstotliwości rezonansowej wyznaczonej zależnością (3).
W obwodzie rezonansowym stosuje się cewkę bezrdzeniową o dużej dobroci
i tak dobranych parametrach, aby
częstotliwość rezonansowa obwodu według zależności (3) mieściła się w przedziale 50 … 1000 Hz. Wypadkowa dobroć całego
obwodu rezonansowego zależy od rodzaju badanego kabla, a dokładnie od jego współczynnika strat dielektrycznych. Przy
niskich wartościach współczynnika (np. izolacji polietylenowej) dobroć obwodu jest wysoka (30 – 100), a więc, kabel zasilany jest
słabo tłumionymi oscylacjami napięcia trwającymi do 1 sekundy. W trakcie oscylacji napięcia w wadach izolacji kabla inicjowane
są wyładowania niezupełne podobnie jak przy napięciu przemiennym AC 50 Hz. Intensywność wyładowań niezupełnych można
mierzyć odpowiednim układem pomiarowym.
Zastosowany w zespole OWTS układ do pomiaru wyładowań niezupełnych w badanym kablu zaprojektowano zgodnie
z zaleceniami normy [11], rozszerzając jednak zakres pomiarowy typowego układu o możliwość lokalizacji wyładowań metodą
reflektometrii z wykorzystaniem przetwornika analogowo-cyfrowego o częstotliwości próbkowania 100 MHz. Ponadto, układ
pozwala na porównywanie uzyskanych wyników badań z informacjami zgromadzonymi w bazie danych obejmującej podobne
konstrukcje linii kablowych. W efekcie uzyskano bardzo wysoką czułość pomiaru wyładowań niezupełnych, nawet podczas badań
kabli o długości kilku kilometrów.
Dla sprawdzenia możliwości pomiarowych układu OWTS przeprowadzono szereg testów porównując intensywność wyładowań
niezupełnych mierzonych nową metodą oraz typowym układem AC 50 Hz na rzeczywistych liniach kablowych zawierających
znane wcześniej wady w izolacji i osprzęcie kablowym [7]. Stwierdzono brak znaczącej różnicy między obydwiema metodami,
a więc potwierdzono fakt, że warunki rozwoju wyładowań niezupełnych przy napięciu oscylującym są podobne do tych, jakie
występują podczas pracy kabla przy napięciu o częstotliwości 50 Hz.
Próby przeprowadzone metodą OWTS jednoznacznie wskazały również miejsca występowania wyładowań.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia oscylującego można wskazać następujące zalety:
•• wykorzystuje się identyczne zjawiska wywołane obecnością wad w izolacji kabla badanego jak w próbach napięciem AC,
•• metoda OWTS jest pozbawiona zasadniczych wad związanych z próbami napięciem stałym DC,
•• czas przyłożenia napięcia probierczego do badanego kabla nie przekracza kilkuset milisekund, a więc nie powoduje
to uszkodzeń izolacji,
•• wyładowania niezupełne stwierdzane metodą OWTS są nie tylko określone co do intensywności ale również
zlokalizowane, a więc są wskazywane konkretne uszkodzenia izolacji kabla,
•• metoda wykorzystuje aparaturę o niewielkich gabarytach i wadze, o stosunkowo niskich kosztach inwestycyjnych.
W wykorzystaniu układów probierczych napięcia oscylującego można wskazać następującą wadę – efektywność wykrywania
wad izolacji jest lepsza w porównaniu z badaniami napięciem DC, ale gorsza niż przy badaniach napięciem AC 50 Hz.
BIBLIOGRAFIA
[1] Wodziński J.: Wysokonapięciowa technika prób i pomiarów. Warszawa, PWN 1997.
[2] Szczerski R.: Lokalizacja uszkodzeń kabli i wybrane badania eksploatacyjne linii kablowych. Warszawa, WNT 1999.
[3] Rynkowski A.: Próby napięciowe linii kablowych PE, XLPE (DC, 50 Hz, 0,1 Hz) – podstawowe zalety i zagadnienia. VII Konf. Elektroenergetyczne
i sygnalizacyjne linie kablowe – KABEL 2000. Międzyzdroje 2000.
[4] Schikarski P., Gamlin M., Rickmann J., Peeters P., Nienwendijk P., Koning R.: Two Years of Experience with a Mobile Resonant Test System
for Testing Medium and High Voltage Power Cables. 11th International Symposium on High Voltage Engineering, London, England, 23-27
August 1999, Publ. No. 467, vol. 5.
[5] Reid R.: High Voltage VLF Test Equipment with Sinusoidal Waveform. Trans. and Distribution Conf., 1999 IEEE, vol. 1.
[6] Gnerlich H. R.: Field Testing of HV Power Cables: Understanding VLF Testing. Electrical Insulation Magazine IEEE, September/October 1995,
vol. 11.
[7] Spyra F., Stępień J.: Diagnozowanie stanu izolacji kabli elektroenergetycznych średniego napięcia. IV Konferencja Elektroenergetyczne linie
kablowe – Stan obecny, nowe techniki, PTPiREE, Piechowice 2003.
[8] Colloca V., Fara A., de Nigris M., Rizzi G.: Comparison among Different Diagnostic Systems for Medium Voltage Cable Lines. CIRED 2001,
18-21 June 2001, Conf. Publ. No. 482, IEE 2001.
[9] Olesz M.: Wpływ udarów łączeniowych na wytrzymałość długotrwałą izolacji polimerowej. Praca doktorska, Wydział Elektryczny PG, 1998.
[10] PN-E-04700:1998 Urządzenia i układy elektryczne w obiektach elektroenergetycznych – Wytyczne przeprowadzania pomontażowych
badań odbiorczych.
[11] PN-EN 60270:2003 Wysokonapięciowa technika probiercza – Pomiary wyładowań niezupełnych.
[12] www.tettex.com. Oscillating Wave Test System OWTS.
©
31
MIEJSCE
NA
DUŻĄ
REKLAMĘ
MASZYNY I NAPĘDY
MASZYNY ELEKTRYCZNE
WZBUDZANE MAGNESAMI TRWAŁYMI
prof. dr hab. inż. Tadeusz Glinka
Instytut Badawczy BOBRME Komel, e-mail: [email protected]
Artur Borkowski - Student Wydz. Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach
Permanent magnet machines
Abstract: The article describes application of permanent magnets in electric motors and generators, what not only design changes but
also make them more efficient with lower costs of production. This paper provides a basic classification of permanent magnet electric
machines and their construction.
Kewords: BrushLess Direct Current Motor, BLDCM, BrushLess Synchronous Motor, BLSM, permanent magnets, rotor, trapezoidal control,
sinusoidal control
Silniki elektryczne z magnesami trwałymi coraz częściej wykorzystywane są w napędach elektrycznych ze względu na możliwość
wytworzenia bardzo dużej mocy przy względnie małych rozmiarach samego silnika. Fakt ten jest bardzo korzystny ponieważ wraz
ze zmniejszeniem samego silnika zmniejszają się koszty produkcji silników. Zastosowanie magnesów trwałych prowadzi także do
zmiany struktury samej maszyny elektrycznej, a co za tym idzie do optymalizacji kosztów użytkowania silnika. W niniejszym artykule
przedstawiono podstawową klasyfikację silników z magnesami trwałymi, budowę oraz podstawowe zależności, które wykorzystywane są
w projektowaniu silników z magnesami trwałymi.
Słowa kluczowe: silniki elektryczne, magnesy trwale, klasyfikacja silników, budowa,projektowanie, wirnik, BLDCM, BLSM, sterowanie
trapezowe, sterowanie sinusoidalne
1. Wstęp
Pierwsze przetworniki elektromechaniczne, które można nazwać maszynami elektrycznymi, były budowane na magnesach
trwałych, wykonanych ze stali twardych np. stali kobaltowej. Jednak gęstość energii magnesów trwałych w XIX wieku była
mała, nie przekraczała 10 kJ/m3. Prawdziwy rozwój konstrukcji maszyn elektrycznych, zapoczątkowany pod koniec XIX-go
wieku i kontynuowany w XX wieku, dokonał się za sprawą wzbudzenia elektromagnetycznego. Jednak o wzbudzaniu maszyn
elektrycznych magnesami trwałymi nie zapomniano. Opracowanie i masowa produkcja tanich magnesów ferrytowych (połowa
XX wieku) najpierw izotropowych, a następnie anizotropowych, o energii ponad 20 kJ/m3, umożliwiła stosowanie ich na szeroką
skalę w budowie mikromaszyn i maszyn małej mocy. Okazało się, że mikromaszyny wzbudzane magnesami ferrytowymi
mają znacznie mniejsze gabaryty i masę oraz znacznie większą sprawność od mikromaszyn indukcyjnych ze wzbudzeniem
elektromagnetycznym. Jednakże efekt ten uzyskano tylko w maszynach małej mocy. Ze względu na niską cenę magnesy
ferrytowe są w dalszym ciągu najpowszechniejszymi magnesami w maszynach małej mocy.
Druga rewolucja w konstrukcji maszyn elektrycznych, tym razem średniej i dużej mocy, dokonuje się obecnie za sprawą magnesów
trwałych neodymowo-żelazowo-borowych (NdFeB) o energii ponad 250 kJ/m3. Magnesy neodymowe wynaleziono w roku1985 ,
a ich produkcję na skalę przemysłową rozpoczęto na przełomie XX i XXI wieku w Chinach, które posiadają około 70%
światowych zasobów neodymu. Zastosowanie magnesów NdFeB pozwala uzyskać nową i lepszą jakość maszyn elektrycznych.
Maszyny elektryczne z magnesami trwałymi umieszczonymi na wirniku (lub w wirniku) są prostej budowy, mają
najwyższą sprawność energetyczną (wyższą o kilka procent) ze wszystkich znanych i stosowanych rodzajów
maszyn elektrycznych porównywalnej wielkości, mają także największą gęstość mocy. Maszyny tego typu
stosowane są jako prądnice w elektrowniach wiatrowych, wodnych i w zespołach prądotwórczych spalinowoelektrycznych oraz jako silniki w napędach o regulowanej prędkości obrotowej, głównie w różnego typu pojazdach.
Budowane są także maszyny (wzbudzane magnesami trwałymi) o dużych mocach dochodzących do kilkuset, a nawet kilku
tysięcy kilowatów. Są to silniki dla celów specjalnych, np. do napędu statków morskich.
Od Redakcji
1)
Neodymian żelaza, jako ziemia rzadka, występuje również w Polsce przy wydobyciu miedzi.
©
MASZYNY ELEKTRYCZNE WZBUDZANE MAGNESAMI TRWAŁYMI – Tadeusz Glinka, Artur Borkowski
33
MASZYNY I NAPĘDY
2. Magnesy trwałe
Właściwości fizyczne materiałów magnetycznych opisywane są za pomocą charakterystyki magnesowania B = f(H).
B – indukcja magnetyczna, której jednostką jest T (Tesla). H – natężenie pola magnetycznego, którego jednostką jest A/m.
Na rysunku 1 przedstawiono literaturową charakterystykę
magnesowania materiału ferromagnetycznego – pętlę histerezy.
Na charakterystyce tej wyróżnia się dwa punkty:
•• Br – indukcję remanencji, przy H = 0,
•• Hc – natężenie koercji (powściągające), przy B = 0).
Materiały magnetyczne, ze względu na szerokość pętli histerezy,
dzieli się na dwie grupy: magnetycznie miękkie i magnetycznie
twarde. Materiały magnetycznie miękkie charakteryzują się
dużą wartością indukcji Br i małą wartością Hc. Przykładem
jest blacha stalowa elektrotechniczna (o grubości 0,35mm),
z której są budowane rdzenie magnetyczne transformatorów
i obwody magnetyczne maszyn wirujących (blacha o grubości
0,5mm). Pętla histerezy blachy elektrotechnicznej jest
wąska: Br >1T, a Hc < 50 A/m. Materiał magnetycznie miękki, po
zaniku pola magnetycznego, samoistnie rozmagnesowuje się.
Materiały magnetycznie twarde charakteryzują się dużą
wartością natężenia koercji Hc > 50x103 A/m (50 kA/m).
Materiał magnetycznie twardy, po namagnesowaniu i zaniku
zewnętrznego pola magnetycznego, nie rozmagnesowuje się, i staje się magnesem trwałym. Wielkości Br i Hc są parametrami
magnesów trwałych podawanymi w katalogach.
Rys.1. Charakterystyka magnesowania materiału ferromagnetycznego
Magnes trwały wzbudza wokół siebie pole magnetyczne, 24 godziny na dobę, przez długie lata. Wartość indukcji magnetycznej
w otoczeniu magnesu trwałego zależy od charakterystyki odmagnesowania magnesu, to jest fragmentu histerezy położonej
w drugiej ćwiartce układu współrzędnych (rys.1) oraz od reluktancji obwodu magnetycznego, w którym magnes trwały się
znajduje. Parametry pracy magnesu trwałego B A, HA określa punkt (A) przecięcia się charakterystyki magnesowania B = f(H),
zewnętrznego obwodu magnetycznego z charakterystyką odmagnesowania magnesu trwałego (rys.2).
Iloczyn (BAHA) jest gęstością energii, którą wzbudza magnes
trwały, wyrażaną w J/m 3. Jeśli położenie punktu pracy A
na charakterystyce odmagnesowania będziemy zmieniać
w sposób ciągły, to uzyska się charakterystykę energetyczną
magnesu trwałego (BH) = f(B) – rysunek 3. Wartość maksymalna
energii (BH) max , którą można uzyskać jest parametrem
podawanym w katalogach magnesów trwałych.
Rys.2. Punkt pracy magnesu trwałego:
1 – Charakterystyka odmagnesowania magnesu trwałego;
2 – Charakterystyka magnesowania zewnętrznego obwodu magnetycznego
©
Rys.3. Charakterystyka energii magnesu trwałego
34
MASZYNY I NAPĘDY
Wyróżnia się cztery typy magnesów trwałych: ferryty (BaFe12O19; SrFe12O19), aluminium-nikiel-kobalt (AlNiCo), samar-kobalt
(SmCo5, Sm2Co17) i neodym-żelazo-bor (NdFeB). Charakterystyki pasmowe odmagnesowania B = f(H) tych magnesów pokazano
na rysunku 4. Magnesy trwałe AlNiCo, z uwagi na małą koercję i silną nieliniowość charakterystyki odmagnesowania, nie są obecnie
stosowane w budowie maszyn elektrycznych. Magnesy trwałe SmCo charakteryzują się niższymi parametrami magnetycznymi
od magnesów NdFeB, lecz mają większą stabilność temperaturową (niższą wrażliwość na zmiany temperatury i wyższy zakres
temperatur dopuszczalnych), są jednak znacznie droższe od magnesów NdFeB, dlatego są stosowane tylko w rozwiązaniach
specjalnych maszyn elektrycznych.
Jak wynika z rysunku 4 oraz tablicy 1, magnesy neodymowe charakteryzują się wysoką indukcją remanencji (Br) i najwyższą
wartością natężenia pola koercji (Hc) w porównaniu do innych typów magnesów trwałych. Stąd też ich maksymalna gęstość
energii – (BH)max – jest największa.
Rys.4. Charakterystyki odmagnesowania B = f(H) magnesów trwałych: 1 – ferryty; 2 – AlNiCo; 3 – SmCo; 4 – NdFeB [1]
Tablica 1. Parametry magnesów trwałych NdFeB oraz SmCo
L.p.
Parametr
Magnesy
NdFeB
(N33SH)
Magnesy
SmCo
(S26A)
Wartość
Wartość
Jednostka
Br
– indukcję remanencji,
Hc
– natężenie koercji charakterystyki B = f(H),
(BH)max – maksymalną gęstość energii,
1.
Br
1,16 ÷ 1,21
1,0 ÷ 1.17
T
2.
Hc
820 ÷ 876
676 ÷756
kA/m
3.
(BH)max
247 ÷ 263
191 ÷ 223
kJ/m
4.
TPM
150
350
°C
5.
TK (Br)
-0,12 ÷ -0,10
-0,05 ÷ -0,03
%/°C
6.
TK(Hc)
-0,6
-0,19 ÷ -0.25
%/°C
7.
d
7,4 ÷ 7,6
8,0 ÷ 8,5
g/cm3
8.
ρ
144
50 ÷ 90
µΩ∙cm
9.
TC
310 ÷ 370
700 ÷ 800
°C
10.
µPM
1,05
1,1
-
©
Parametry magnesów trwałych NdFeB
zestawione w tabeli 1. oznaczają:
3
TPM
– maksymalną temperaturę pracy.
TK(Br) – temperaturowy współczynnik remanencji,
TK(Hc) – temperaturowy współczynnik koercji
d
– gęstość właściwą,
ρ
– rezystywność,
TC
– temperaturę Curie,
µr
– względną przenikalność magnetyczną
magnesów.
Od Redakcji
2)
Producenci podają w katalogach charakterystyki dla 20 °C
oraz innych temperatur.
Wraz ze wzrostem temperatury, maleją wartości Br i Hc.
35
MASZYNY I NAPĘDY
3. Obwody elektryczne i magnetyczne maszyn elektrycznych – wzbudzane magnesami trwałymi
Rozpatrywane są obwody: elektryczne i magnetyczne maszyn elektrycznych o liczbie par biegunów 2p = 2 .
Przemiana energii mechanicznej na elektryczną (prądnica) i elektrycznej na mechaniczną (silnik) odbywa się w obwodach:
elektrycznym i magnetycznym. Warunkiem sine qua non przemiany energii jest aby:
•• uzwojenie znajdowało się w polu magnetyczny wzbudzonym przez zewnętrzną (w stosunku do uzwojenia) siłę
magnetomotoryczną (magnesy trwałe lub elektromagnesy),
•• liczba biegunów uzwojenia była równa liczbie biegunów pola magnetycznego wzbudzenia,
•• w uzwojeniu płynął prąd, a siła magnetomotoryczna wzbudzana przez ten prąd była nieruchoma względem pola
magnetycznego wzbudzenia.
Uzwojenie twornika jest wykonane z izolowanego przewodu miedzianego i tworzy obwód elektryczny maszyny.
Natomiast obwód magnetyczny składa się z jarzma stojana, wirnika i szczeliny powietrznej między nimi (tzw. szczelina magnetyczna).
Jarzmo wirnika jest ferromagnetyczne (stalowe), może być lite lub wykonane z pakietu blach elektrotechnicznych. Jarzmo
stojana jest wykonane z blachy elektrotechnicznej, zwykle o grubości 0,5mm. Magnesy trwałe umieszczone są na powierzchni
jarzma wirnika, bądź w jego wnętrzu. W wyniku oddziaływania na siebie, w szczelinie magnetycznej, pola magnetycznego stojana
i wirnika powstaje moment obrotowy silnika.
3.1 Uzwojenie twornika
Uzwojenie jest umieszczone w żłobkach pakietu blach
stojana w strefie przy szczelinie magnetycznej. Jarzmo stojana
wraz z uzwojeniem tworzą twornik maszyny elektrycznej.
Poglądowy przekrój poprzeczny obwodu magnetycznego
maszyny pokazano na rysunku 5.
Uzwojenie twornika jest podzielone na pasma (fazy), zwykle
uzwojenie jest 3-pasmowe. Jednak liczba pasm może być dowolna,
większa niż jeden. W maszynach małej mocy (mikromaszynach)
stosowane jest uzwojenie 2-pasmowe. Tu przedstawione będzie
uzwojenie 3-pasmowe. Pasma uzwojenia oznaczono: A; B; C.
Jedno pasmo uzwojenia zajmuje 1/3 żłobków.
Rys.5. Przekrój poprzeczny obwodu magnetycznego
maszyny elektrycznej wzbudzanej magnesami trwałymi.
Oś wzbudzenia
pasma “A”
a)
18
19
20
21
23
24
} {
15
1
2
Zwoje pasma
“A”
14
13
Oś “A”
Pasmo “A”
22
17
16
b)
3
4
5
12
11
10
9
8
7
6
Rys.6. a – Położenie uzwojenia pasma A w żłobkach; b – Schematyczne przedstawienie uzwojenia
©
36
MASZYNY I NAPĘDY
Na rysunku 6a pokazano położenie zwojów uzwojenia pasma A w żłobkach pakietu blach stojana i jego oś magnetyczną.
W literaturze przyjęto oznaczać uzwojenie w sposób uproszczony, zaznaczając położenie uzwojenia na osi magnetycznej,
jak to pokazano na rysunku 6b, przy czym osi uzwojenia zwykle nie rysuje się zaznaczając tylko położenie uzwojenia.
Schemat elektryczny uzwojenia pasma A przedstawiono na rysunku 7. Pasma uzwojenia B i C są identyczne, jak pasmo A, tylko
przesunięte na obwodzie o kąt elektryczny 120°, jak to pokazano na rysunku 8. Na rysunku 9 przedstawiono zdjęcie uzwojonego
stojana (twornika).
Rys.7. Schemat elektryczny uzwojenia pasma „A”
Rys.8. Schemat poglądowy uzwojenia 3-pasmowego
©
Rys.9.Zdjęcie uzwojonego stojana (twornika)
37
MASZYNY I NAPĘDY
3.2. Wirnik z magnesami trwałymi
Na rysunku 10 pokazano pięć przykładowych rozwiązań wirników, o liczbie biegunów 2p = 4, wzbudzanych magnesami trwałymi
umieszczonymi na powierzchni jarzma i trzy wirniki z magnesami trwałymi umieszczonymi w jego wnętrzu.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Rys.10. Rozwiązania konstrukcyjne wirników czterobiegunowych wzbudzanych magnesami trwałymi umieszczonymi:
a) na powierzchni symetrycznie; b) na powierzchni niesymetrycznie;
c) na powierzchni ze skokowym skosem; d) na powierzchni w tzw. jaskółczych ogonach jarzma wirnika;
e) na powierzchni o przemiennym rozłożeniu siły magnetomotorycznej magnesów trwałych, promieniowym i obwodowym;
f ) wewnątrz wirnika obwodowo; g) wewnątrz wirnika promieniowo; h)umieszczonymi wewnątrz wirnika w kształcie litery V
4. Zasada sterowania i pracy silników
Jak już powiedziano w punkcie 3, aby silnik elektryczny (dowolnego typu, indukcyjny, synchroniczny, prądu stałego z komutatorem
mechanicznym) mógł przetwarzać energię elektryczną na mechaniczną to wektor strumienia magnetyczne wzbudzenia
Φ i wektor siły magnetomotorycznej uzwojenia twornika Θa (sumaryczny wektor pasm A,B,C uzwojenia) muszą być względem
siebie nieruchome i przesunięte o pewien kąt. Aby wartość momentu elektromagnetycznego wyrwarzanego przez silnik była
maksymalna, to wektory Φ i Θa muszą tworzyć kąt elektryczny 90°. W silnikach prądu stałego z komutatorem mechanicznym,
prostopadły układ wektorówΦ i Θa, jest naturalny, gdyż wynika on z konstrukcji maszyny, jak to pokazano na rysunku 11. Wektor
Φ leży w osi biegunów wzbudzenia, a wektor Θa leży w osi szczotek, a ściślej w osi przewodów uzwojenia wirnika, które są
połączone z działkami komutatora leżącymi pod szczotkami. Obydwa wektory Φ i Θa są nieruchome względem stojana.
©
38
MASZYNY I NAPĘDY
N
π/2
Φ
Θa
I
S
U
Rys.11. Prostopadłe położenie wektorów:
strumienia wzbudzenia Φ i SMM twornika Θa
w maszynie prądu stałego z komutatorem mechanicznym
Taki układ wektorów Φ i Θa odwzorowuje się w silnikach
wzbudzanych magnesami trwałymi umieszczonymi na wirniku.
Zadanie nie jest łatwe, gdyż obydwa wektory wirują. Wirnik
i wektor strumienia wzbudzenia Φ, wirują z prędkością
kątową ω m , zatem wektor Θ a musi wirować z tą samą
prędkością kątową ωm. Przebiegi czasowe prądów w pasmach
uzwojenia iA, iB, iC należy tak regulować, aby wymieniona
wyżej zasada była spełniona, to znaczy aby wektor Θa wirował
z prędkością kątową ωm i tworzył z wektorem Φ kąt prosty.
Położenie wektora Θa względem osi pasm uzwojenia zależy
od wartości chwilowych prądów w pasmach uzwojenia iA, iB
oraz iC. Na przykład jeśli prądy w pasmach uzwojenia iA, iB, iC
mają przebieg sinusoidalny, 3-fazowy, symetryczny, to wektor Θa
pokrywa się z osią tego pasma uzwojenia, w którym chwilowa
wartość prądu jest równa wartości maksymalnej i wiruje
w kierunku osi następnego pasma uzwojenia, gdzie prąd
osiągnie watość maksymalną. Tak więc poprzez sterowanie
wartościami chwilowymi prądów iA, iB, iC realizuje się zarówno
wirowanie jak i prostopadłe ustawianie położenia wektora
Θa względem wektora Φ. Sterowanie takie realizuje się przy
pomocy zaworów energoelektronicznych sterowanych
kątem położenia wektora Φ względem osi pasm uzwojenia
A,B,C. Aby to zrealizować należy mierzyć kąty αA, αB, αC
położenia wektora Φ względem osi pasm uzwojenia
A,B,C. Pomiar kątów αA, αB, αC realizuje się przy pomocy
przetwornika kąta obrotu (ang. Encoder) mechanicznie
sprzężonego z wirnikiem. Rodzajów przetworników jest
wiele i nie są one przedmiotem rozważań w tym artykule. Sterowanie takie jest nazywane w literaturze sterowaniem prądu
stałego, a układ: przetwornik kąta obrotu, sterownik i zespół zaworów energoelektronicznych (falownik) jest nazywany
komutatorem energoelektronicznym. Silnik plus komutator energoelektroniczny nazywany jest silnikiem bezszczotkowym
(ang.BL-Brush-Less) prądu stałego (ang.DC- Direct Current).
Wyróżnia się dwa rodzaje sterowania silnikiem bezszczotkowym: sterowanie trapezowe BLDCM (ang.Brush-Less Direct Current
Motor) i sterowanie sinusoidalne BLSM (ang.Brush-Less Synchronous Motor). W literaturze silniki BLSM oznaczane są symbolem
PMSM (ang.Permanent Magnet Synchronous Motor), jednak nie wydaje się to być poprawne, gdyż w oznaczeniu powinny być
ponadto litery BL. Sterowanie pracą silnika synchronicznego PMSM jest inne niż sterowanie silnika bezszczotkowego BLPM.
Silnik synchroniczny nie wymaga przetwornika kąta obrotu gdyż jego prędkość obrotową narzuca częstotliwość napięcia zasilania.
Silnik BLSM ma rozwiązany pomiar kąta położenia wirnika, prędkość obrotową reguluje się napięciem na uzwojeniu (pierwsza strefa
regulacji prędkości) bądź kątem rozwarcia wektorów Φ i Θa powyżej 90° (druga strefa regulacji prędkości), a częstotliwość prądu
w uzwojeniu wynika z prędkości wirowania wirnika. Wydaje się być zasadne, by odróżniać – w symbolice zapisu – silniki BLSM
i PMSM. Prostopadłość wymienionych wektorów owocuje identycznymi właściwościami elektromechanicznymi silników BLDCM
i BLSM (podobnie jak silników komutatorowych prądu stałego). Silniki BLDC i BLSM mają jednak kilka zalet w stosunku do maszyn
komutatorowych prądu stałego: brak komutatora i aparatu szczotkowego, wyższą sprawność oraz większą gęstość mocy tzn.
mniejszą objętość wraz z masą przy tych samych elektromechanicznych parametrach znamionowych (przy identycznych
warunkach chłodzenia). Komutator oraz aparat szczotkowy wymagają konserwacji, wymiany szczotek i one określają dopuszczalną
chwilową przeciążalność momentem. Wyznaczają również trwałość eksploatacyjną maszyny. Niedogodności tego rodzaju nie ma
w silniku bezszczotkowym, który można przeciążać znacznie bardziej. Ograniczeniem natomiast tutaj jest falownik i odporność
magnesów na odmagnesowanie, a czas przeciążenia określają warunki cieplne dla izolacji uzwojeń oraz dopuszcalna temperatura
pracy dla magnesów. Budowa silników BLDCM i BLSM jest prosta, można ją porównać z budową silnika indukcyjnego klatkowego
zasilanego z falownika.
©
39
MASZYNY I NAPĘDY
4.1 Sterowanie trapezowe
Sterowanie trapezowe polega na zasilaniu dwóch pasm uzwojenia prądem przy cyklicznym przełączaniu faz zasilanych.
Histogram przełączania pasm zasilanych z komutatora energoelektronicznego K jest jak przedstawiony na rysunku 12.
Taki sposób sterowania powoduje, że wektor siły magnetomotorycznej (SMM) Θa nie zmienia swojego położenia w sposób
ciągły, lecz skokowy. Kolejne położenia wektora SMM Θa są między osiami pasm uzwojenia – osie od 1do 6 – jak to pokazano
na rysunku 13.
a)
b)
1
+
-
π/2
π
3/2 π
2π
π/2
π
3/2 π
2π
π/2
π
3/2 π
2π
π/2
π
3/2 π
2π
π/2
π
3/2 π
2π
π/2
π
3/2 π
2π
2
U
2
6
1
K
IC
IA
4
5
3
IB
C
A
B
3
Przetwornik kąta
obrotu wirnika
(pętla położeniowa)
4
5
6
Rys. 12. Sterowanie silnika z komutatorem elektronicznym: a) silnik BLDC,
b) histogram sterowania zaworami (1÷6) komutatora energoelektronicznego K
Rys. 13. Położenie wektorów Φ i Θa względem osi pasma uzwojenia
Rys. 14. Zmiana kąta αa przy αm= ωmt
Kąt elektryczny skoku Θa wynosi 60°. Przy wirowaniu wirnika, kąt αΦ położenia strumienia wzbudzenia Φ względem osi
pasm uzwojenia zmienia się w sposób ciągły, natomiast kąt αa położenia wektora SMM Θa zmienia się w sposób skokowy
αa = αΦ – (90° ± 30°), jak to pokazano na rysunku 14. Dobre właściwości silnika otrzymuje się gdy rozkład indukcji magnetycznej
wzbudzanej magnesami trwałymi ma kształt trapezowy. Stąd ten rodzaj sterowania nazywany jest sterowaniem trapezowym.
©
40
MASZYNY I NAPĘDY
Trapezowy rozkład indukcji magnetycznej indukuje w uzwojeniu twornika trapezowy przebieg napięcia rotacji, jak to pokazano
na rysunku 15. Wyższe harmoniczne napięcia widoczne na oscylogramach pochodzą od żłobków, w których jest umieszczone
uzwojenie twornika.
Rys.15. Napięcia rotacji (fazowe) indukowane w uzwojeniu twornika przy pracy prądnicowej w stanie jałowym w maszynie BLDCM
Sterowanie trapezowe jest proste w realizacji. Przetwornik kąta obrotu wskazuje tylko chwilę czasową, w której należy włączyć
kolejny zawór komutatora energoelektronicznego (rys.12a) i równocześnie wyłączyć zawór przewodzący, zgodnie z histogramem
(rys.12b).
W tym przypadku wykorzystuje się hallotrony umieszczone na stojanie, reagujące na pole magnetyczne wirnika.
Przy sterowaniu trapezowym silnik pracuje tylko w pierwszej strefie regulacji prędkości obrotowej, to jest od zera do prędkości
znamionowej.
4.2. Sterowanie sinusoidalne
Sterowanie sinusoidalne, w pierwszej strefie regulacji prędkości obrotowej (od zera do prędkości znamionowej), polega
na – ciągłym w czasie – utrzymywaniu prostopadłości kąta między wektorami Φ i Θa, (linia kropkowa na rysunku 14). Aby to
uzyskać, wartości chwilowe prądów we wszystkich pasmach uzwojenia muszą być regulowane. Przy stałej prędkości obrotowej
wirnika, prądy te muszą zmieniać się sinusoidalnie, przy zachowaniu symetrii 3-fazowej. Stąd wywodzi się nazwa sterowanie
sinusoidalne. Regulację wartości chwilowej napięcia realizuje się pracą zaworów komutatora energoelektronicznego (rys.12)
w trybie modulacji szerokości impulsów (MSI).
Rys.16. Napięcia rotacji (fazowe) indukowane w uzwojeniu twornika przy pracy prądnicowej w stanie jałowym w maszynie BLSM
©
41
MASZYNY I NAPĘDY
Dobre parametry silnika zależą także od rozkładu pola magnetycznego w szczelinie magnetycznej. Jeśli rozkład ten jest
sinusoidalny, to napięcie rotacji indukowane w pasmach uzwojenia, indukowane przy stałej prędkości obrotowej, jest także
sinusoidalne, jak to pokazano na rysunku 16. Komutator elektroniczny powinien być tak zsynchronizowany, aby fazy napięć rotacji
i napięć zasilających były identyczne.
W drugiej strefie regulacji prędkości obrotowej – to jest od prędkości znamionowej do prędkości maksymalnej – regulację realizuje
się poprzez osłabianie strumienia wzbudzenia Φ, siłą magnetomotoryczną twornika Θa. Chwilowe wartości prądów w pasmach
uzwojenia iA, iB, iC tak się ustawia, aby kąt między wektorami Φ i Θa był większy od 90°.
Należy zaznaczyć, że to sterowanie jest mało skuteczne w silnikach z magnesami trwałymi umieszczonymi na powierzchni
wirnika (rys. 10a ÷ 10e). Przewodność magnetyczna magnesów trwałych jest mała, bliska przewodności magnetycznej powietrza
(µ ≈ 1,05), dlatego reluktancja drogi magnetycznej dla strumienia Φa wzbudzanego przez SMM Θa jest duża. W silnikach
elektrycznych, które mają pracować w drugim zakresie prędkości obrotowej należy stosować magnesy trwałe umieszczone
wewnątrz jarzma wirnika (rys. 10f ÷10h). Umieszczenie magnesów trwałych wewnątrz jarzma wirnika ma jeszcze tę zaletę,
że zabezpiecza magnesy przed rozmagnesowaniem (siłą magnetomotoryczną twornika Θa). Wadą tego rozwiązania jest większy
strumień rozproszenia magnesów trwałych, który jest częściowo bocznikowany przez jarzmo wirnika.
Aby dokładnie ustawiać kąt równy 90°, między wektorami Φ i Θa (w pierwszej strefie regulacji prędkości), bądź większy od 90°
(w drugiej strefie regulacji prędkości), należy znać w każdej chwili położenie wektora Φ. Położenie to identyfikują przetworniki
kąta obrotu, których budowa jest bardziej złożona. są to tak zwane przetworniki absolutne [ang.Absolute encoder] kąta obrotu
(mierzące bezwzględną wartość kąta obrotu) i przetworniki przyrostowe )[ang. Incremental encoder] kąta obrotu (mierzące
przyrost drogi kątowej). Przetworniki absolutne identyfikują położenie wektora Φ przy postoju wirnika (przy prędkości równej
zero) i przy wirującym wirniku, a przetworniki przyrostowe tylko przy wirującym wirniku.
5. Podsumowanie
Obwód magnetyczny maszyn elektrycznych wzbudzanych magnesami trwałymi powinien spełniać dwa cele:
•• zapewnić założony kształt rozkładu indukcji magnetycznej na powierzchni twornika przylegającej do szczeliny
magnetycznej,
•• zapewnić optymalne (maksymalne) wykorzystanie obwodu elektromagnetycznego.
Maszyny wzbudzane magnesami trwałymi są wykorzystywane zarówno jako prądnice oraz silniki. Jako prądnice są stosowane
w elektrowniach wodnych, wiatrowych i w zespołach prądotwórcz ych. Są to masz yny synchroniczne
o stałym wzbudzeniu. Prądnice najczęściej oddają energię do sieci elektroenergetycznej poprzez układy energoelektroniczne.
Mogą także zasilać odbiorniki energii bezpośrednio np. przez obciążenie silnikami indukcyjnymi lub rezystorami. Silniki
elektryczne wzbudzane magnesami trwałymi umieszczonymi na wirniku są to tak zwane silniki bezszczotkowe prądu stałego
BLDCM (ang.Brush-Less Direct Current Motor) i BLSM (ang.Brush-Less Synchronous Motor). Akronimy silników BLDCM
i BLSM wywodzą się stąd, że w silnikach tych, poprzez komutator energoelektroniczny (falownik sterowany kątem położenia
wirnika) uzyskuje się prostopadłość wektora strumienia wzbudzenia Φ i wektora siły magnetomotorycznej twornika Θa
(prostopadłość dotyczy kąta elektrycznego), identycznie jak w maszynie prądu stałego w której stan prostopadłości wynika
z konstrukcji maszyny. Prostopadłość wektorów strumienia wzbudzenia Φ i siły magnetomotorycznej twornika Θa uzyskuje się
poprzez sterowanie komutatorem energoelektronicznym (falownikiem), sygnałem z przetwornika śledzącego kąt położenia
wirnika. Prostopadłość wymienionych wektorów owocuje identycznymi właściwościami elektromechanicznymi silników
BLDCM i BLSM jak silników komutatorowych prądu stałego. Silniki BLDC i BLSM mają jednak kilka zalet w stosunku do maszyn
komutatorowych prądu stałego: brak komutatora i aparatu szczotkowego, wyższą sprawność oraz większą gęstość mocy tzn.
mniejszą objętość, masę przy tych samych elektromechanicznych parametrach znamionowych przy zachowaniu identycznych
warunkach chłodzenia. Komutator i aparat szczotkowy wymagają konserwacji, wymiany szczotek i one decydują o dopuszczalnej
chwilowej przeciążalności momentem oraz trwałości eksploatacyjnej maszyny. Ograniczeń tych nie ma w silniku bezszczotkowym,
który można przeciążać znacznie bardziej. Ograniczenia natomiast ma falownik oraz odporność magnesów trwałych na
rozmagnesowanie. Czas przeciążenia określają warunki cieplne. Budowa silników BLDCM i BLSM jest prosta, można ją porównać
z budową silnika indukcyjnego klatkowego zasilanego z falownika.
Projektując każde z tych dwóch rozwiązań silników należy uzyskać odpowiedni kształt rozkładu indukcji w szczelinie
maszyny. W silnikach BLDC należy dążyć do rozkładu prostokątnego, w praktyce trapezowego. W silnikach BLSM pożądany
jest sinusoidalny rozkład indukcji w szczelinie. Silniki BLDCM stosowane są w tych napędach, gdzie nie występuje potrzeba
regulacji prędkości obrotowej poprzez odwzbudzanie, tzn. silnik pracuje tylko w zakresie prędkości obrotowej od zera
©
42
MASZYNY I NAPĘDY
do znamionowej; jest to zakres pracy przy stałym momencie obciążenia. Przetwornik (mierzący kąt między wektorem strumienia
wzbudzenia a osią pasma uzwojenia wirnika silnika BLDCM) jest prosty i tani. Silnik BLSM może pracować w dwóch zakresach
prędkości obrotowej: od zera do prędkości znamionowej (zakres stałego momentu obciążenia) i w zakresie od prędkości
znamionowej do prędkości maksymalnej (zakres stałej mocy obciążenia). Przetwornik w silniku BLSM musi, w sposób ciągły,
przekazywać informacje do sterownika o położeniu wektora Φ względem osi każdego pasma uzwojenia twornika.
Te same rozwiązania wirników z magnesami trwałymi są stosowane w prądnicach synchronicznych. W prądnicach napędzanych
ze stałą prędkością obrotową (prądotwórcze zespoły spalinowe), korzystnie jest stosować rozwiązanie wirnika identyczne jak
w silnikach BLSM, co pozwala uzyskać sinusoidalny przebieg napięcia a nie wymaga to stosowania falowników. W prądnicach
stosowanych np. w energetyce wiatrowej pracujących przy zmiennej prędkości obrotowej korzystniej jest stosować wirnik taki jak
w silniku BLDCM; pozwala to uzyskać mniejsze pulsacje napięcia wyprostowanego, które następnie – przy pomocy falowników
– przetwarzane jest na napięcie przemienne o stałej częstotliwości. Ilustracją tych dwóch rozwiązań wirników są oscylogramy
napięć fazowych rotacji maszyny BLSM i BLDCM, przedstawione na rysunkach 15 i 16.
BIBLIOGRAFIA
[1] Bernat J.: Obwody elektryczne i magnetyczne maszyn elektrycznych wzbudzanych magnesami trwałymi. Wydawnictwo BOBRME Komel,
2010r. ISBN 978-83-910585-9-6.
[2] Dudzikowski I., Ciurys M.: Komutatorowe i bezszczotkowe maszyny elektryczne wzbudzane magnesami trwałymi. Oficyna Wydawnicza
Politechniki Wrocławskiej, 2011r. ISBN 978-83-7493-653-8
[3] GlinkaT.: Maszyny elektryczne wzbudzane magnesami trwałymi. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej. 2002r. ISBN 83-7335-087X.
TO MIEJSCE CZEKA NA WASZĄ SKUTECZNĄ REKLAMĘ
©
43
Regionalne Seminaria / Szkolenia dla
Służb
Utrzymania Ruchu
Miejsce na Twoją
Reklamę
03.10.2012 – Szczecin
24.10.2012 – Katowice
05.12.2012 – Poznań
Jeżeli jesteś zainteresowany uczestnictwem w Seminarium, zaprezentowaniem produktu
c
js
ie a
m zon
ść nic
Ilo ra
og
lub nowego rozwiązania napisz do nas: [email protected]
Energoelektronika.pl
tel. (+48) 22 70 35 291
Partnerzy:
Miejsce na Twoją Reklamę
MASZYNY I NAPĘDY
ENERGOOSZCZĘDNE STEROWANIE MASZYNAMI
Z MAGNESAMI TRWAŁYMI
prof. dr hab. inż. Zbigniew Krzemiński
Politechnika Gdańska, e-mail: zbigniew.krzemiń[email protected]
Energy-saving control in electric motors with permanent magnets
Abstract: The article describes the control of brushless motors with permanent magnets and contactless sensor system. The multi scalar
mode has been chosen to describe the parameters of a motor for torque constant regulation.
Kewords: brushless motors, permanent magnets, contactless sensor, multi scalar mode, torque constant regulation
Przedstawiono klasyfikację silników z magnesami trwałymi i pokazano wybrane metody sterowania. Zaprezentowano
bezczujnikowe sterowanie silnikiem bezszczotkowym prądu stałego. Podano kryteria umożliwiające energooszczędne sterowanie
silnikiem przez optymalny wybór kąta przełączeń zasilanych faz. Zaprezentowano układ sterowania silnikiem z zagłębionymi magnesami
wskazując zmienne modelu multiskalarnego jako zmienne stanu korzystniejsze do analizy zależności występujących w maszynie.
Przedstawiono układ regulacji prędkości z podporządkowanym obwodem regulacji momentu. Zaprezentowano zależności zapewniające
energooszczędne sterowanie silnikiem z wykorzystaniem momentu reluktancyjnego. Rozważania teoretyczne zilustrowano wynikami
badań symulacyjnych.
Słowa kluczowe: magnesy trwałe, energooszczędne sterowanie, bezczujnikowe sterowanie, moment reluktancyjny
1. KONSTRUKCJE SILNIKÓW Z MAGNESAMI TRWAŁYMI
Konstrukcje silników z magnesami trwałymi dzielą w zależności od rozkładu pola w szczelinie i związanego z nim przebiegu siły
elektromotorycznej się na dwa rodzaje:
•• bezszczotkowe silniki prądu stałego,
•• silniki synchroniczne z magnesami trwałymi.
Przebieg siły elektromotorycznej w bezszczotkowych silnikach prądu stałego (BLDC – brushless direct current) ma kształt trapezu,
przy czym są dwie możliwości:
•• płaski odcinek fazowej siły elektromotorycznej występuje z zakresie 120 stopni elektrycznych,
•• płaski odcinek fazowej siły elektromotorycznej występuje z zakresie 60 stopni elektrycznych.
Konstrukcje silników synchronicznych z magnesami trwałymi zapewniają sinusoidalny przebieg siły elektromotorycznej,
przy czym w zależności od umieszczenia magnesów rozróżnia się dwa rodzaje:
•• silniki z magnesami naklejanymi na wirniku (PMSM – permanent magnet synchronous motor),
•• silniki z magnesami zagłębionymi (IPMSM – interior permanent magnet synchronous motor).
Przewodowa siła elektromotoryczna silników BLDC z płaskim odcinkiem w zakresie 120 stopni posiada odcinek o stałej wartości
długości 60 stopni. Wygenerowanie stałej wartości momentu wymaga zasilania uzwojeń fazowych prądem o stałej wartości,
przy czym jednocześnie włączone są dwie fazy. W chwili zakończenia płaskiego odcinka następuje przełączenie faz.
Przebieg przewodowej siły elektromotorycznej silników BLDC z płaskim odcinkiem w zakresie 60 stopni nie zawiera odcinków
o stałej wartości. Zasilanie dwóch faz silników prądem lub napięciem o stałej wartości nie zapewnia wygenerowania stałej wartości
momentu, jednak są metody powszechnie stosowane.
Silniki PMSM zasilane są prądami o sinusoidalnym przebiegu, przy czym wektor prądu powinien posiadać kierunek prostopadły
do kierunku strumienia wytwarzanego przez magnesy. Odwzbudzanie lub dowzbudzanie silnika przez generowanie składowej
prądu stojana działającej w kierunku pola powoduje powstawanie dodatkowych strat.
©
ENERGOOSZCZĘDNE STEROWANIE MASZYNAMI Z MAGNESAMI TRWAŁYMI – Zbigniew Krzemiński
45
MASZYNY I NAPĘDY
Rys. 1. Schemat układu zasilania silnika bezszczotkowego
Przenikalność magnetyczna metali ziem rzadkich, z których wytwarzane są magnesy stosowane w silnikach z magnesami
trwałymi, jest w przybliżeniu równa przenikalności magnetycznej powietrza. Magnesy w silnikach IPMSM są zagłębione w
ferromagnetyku, co powoduje, że obwód magnetyczny zawiera większą szczelinę powietrzną wzdłuż osi podłużnej d niż wzdłuż osi
poprzecznej q. Rezultatem niejednakowej szczeliny powietrznej są niejednakowe indukcyjności stojana w osiach d i q co
powoduje, że przy odwbudzaniu pojawia się moment reluktancyjny. Wykorzystanie momentu reluktancyjnego umożliwia
zwiększenie sprawności silnika o kilka procent.
Wybrane metody sterowania silnikami z magnesami trwałymi zapewniające maksymalizację sprawności, co za tym idzie
– oszczędności energii, są przedstawione w referacie.
2. STEROWANIE BEZSZCZOTKOWYMI SILNIKAMI PRĄDU STAŁEGO
Silniki BLDC sterowane są najczęściej z wykorzystaniem informacji o położeniu wirnika uzyskanej z pomiarów. Nie jest przy tym
stosowane optymalizowanie zużycia energii, gdyż zastosowane układy sterowania nie stwarzają takich możliwości.. Zastosowanie
sterowania bezczujnikowego w oparciu o pomiar siły elektromotorycznej umożliwia wprowadzenie prostych algorytmów
zapewniających minimalizację strat mocy.
Układ zasilania silnika BLDC pokazano na rysunku 1. Opis układu z uwzględnieniem zastosowania do pomp ropy naftowej
z odwiertów został opisany w [1].
Silnik BLDC jest zasilany z falownika napięcia zgodnie z algorytmem zapewniającym jednoczesne załączenie dwóch faz.
Trzecia faza pozostaje wyłączona. W zależności od kąta położenia wirnika następuje przełączenie faz. Siła elektromotoryczna
w wyłączonej fazie wykorzystywana jest do wyznaczania kąta, przy którym następuje przełączenie. Algorytm sterowania został
opracowany na podstawie zależności występujących w silniku z magnesami trwałymi, w którym uzwojenia połączone są w gwiazdę.
Model silnika opracowano z wykorzystaniem potencjału punktu połączenia faz. Równania różniczkowe dla trzech faz silnika
zapisane z wykorzystaniem potencjału zera gwiazdy są następujące:

dψ fa ( α )
disa
1 
=
ωr + u A − u 0  ,
 − R sisa −
dτ Ls 
dα

(1)

dψ fb ( α )
disb
1 
=
ωr + u B − u 0  ,
 − R sisb −
dτ
Ls 
dα

(2)

dψ fc ( α )
disc
1 
=
ωr + u C − u 0  ,
 − R sisc −
dτ Ls 
dα

(3)
gdzie isa, isb, isc są prądami fazowymi, Ψfa (α), Ψfb (α), Ψfc (α), są strumieniami wirnika sprzężonymi z uzwojeniami faz stojana,
jest kątem położenia wirnika, uA, uB, uC, są potencjałami zacisków faz wyjściowych falownika względem ujemnego bieguna
kondensatora w obwodzie zasilającym, u0, jest potencjałem zera gwiazdy względem ujemnego bieguna kondensatora, Rs, Ls,
są indukcyjnością i rezystancją fazy stojana, a τ jest czasem względnym. Zmienne i parametry silnika występujące w równaniach
różniczkowych silnika wyrażono w wielkościach względnych.
Pełny model matematyczny silnika otrzymuje się przez dodanie równań dla prędkości i kąta położenia wirnika:
dωr 1
= ψsd isq − m0 ,
dτ J
(
©
)
46
(4)
MASZYNY I NAPĘDY
dα
= ωr ,
dτ
(5)
gdzie J jest momentem bezwładności, m0 jest momentem obciążenia, a składowe wektorów prądu i strumienia określone są
w prostokątnym układzie współrzędnych d,q wirującym synchronicznie z wirnikiem.
Jeżeli prąd w i-tej fazie nie płynie, to siła elektromotoryczna indukowana w tej fazie określona jest zależnością:
Ei = ui − u0 =
dψ fi ( α )
ωr .
dα
(6)
Potencjały zacisków faz wyjściowych falownika w równaniach (1) – (3) określone są przez algorytm sterowania silnikiem, natomiast
potencjał zera gwiazdy może być określony jako funkcja pozostałych zmiennych. Wyprowadzenie tej funkcji opiera się na poniższej
zależności występującej dla trójfazowego zasilania bez przewodu zerowego:
ia + i b + ic =
0 .
(7)
Zachodzi zależność:
dia di b dic
0 .
+
+
=
dt
dt
dt
(8)
Biorąc pod uwagę zależność (7) i równania (1) – (3) potencjał zera gwiazdy określony jest wyrażeniem:
u=
0
 dψ fa( α ) dψ fb ( α ) dψ fc ( α ) 
1
+
+
 −ωr 
 + u A + u B + uC ] .
 dα
3
dα
dα 


(9)
Łatwo sprawdzić, że dla silnika o sile elektromotorycznej określonej na rys. 2 zachodzi zależność:
dψ fa( α )
dα
+
dψ fb ( α ) dψ fc ( α )
+
=
0 .
dα
dα
(10)
Zależność (10) upraszcza wyznaczanie potencjału zera gwiazdy i zachodzi dla silnika z siłą elektromotoryczną fazy stałą
w zakresie 60°.
Siły elektromotoryczne w wyłączonych fazach obliczane są zgodnie z zależnościami
ia
uA
Ea
SEa
CSEa
SUwy
1
-1
1
0
1
-1
1
-1
5
0
1
0
2
Czas [ms]
4
6
8
Rys. 2. Przebiegi
prądu fazowego
i napięć
silnikaBLDC
BLDC otrzymane
w wyniku
symulacji
Rys. 2. Przebiegi
prądu fazowego
i napięć
silnika
otrzymane
w wyniku
symulacji
=
Ea
1
S ( 2u A − u B − u C ) ,
3
(11)
=
Eb
1
S ( 2u B − u C − u A ) ,
3
(12)
=
Ec
1
S ( 2u C − u A − u B ) ,
3
(13)
gdzie S jest równe 1 jeżeli Ei rośnie i jest równe –1 jeżeli Ei maleje, przy czym i oznacza fazę.
©
47
MASZYNY I NAPĘDY
Sterowanie silnikiem BLDC polega na przełączaniu faz w określonych położeniach wirnika. Teoretycznie można w tym celu
wykorzystać napięcie na wyłączonej fazie i przełączać fazy po osiągnięciu przez nie określonego poziomu. Przy takim sposobie
sterowania występuje duża zależności poziomu siły elektromotorycznej, przy którym następuje przełączenie, od prędkości
kątowej wirnika. Korzystniejszym rozwiązaniem jest wykorzystanie sygnału całki napięcia w wyłączonej fazie. Po osiągnięciu
określonego progu przez sygnał całki z napięcia wyłączonej fazy następuje przełączenie faz. Próg przełączania przy sterowaniu
na podstawie całki z napięcia jest niezależny od małych zmian prędkości kątowej wirnika, co jest rezultatem następującej
zależności:
αp
∫ k E ( α ) ωr dα ,
=
C
(14)
0
gdzie αp jest kątem, przy którym następuje przełączenie, a kE (α) jest funkcją określającą zależność siły elektromotorycznej fazy od
kąta przy stałej prędkości.
Siła elektromotoryczna w fazie określona jest wyrażeniem:
E=
i k E ( α ) ωr ,
(15)
a różniczka czasu związana jest z różniczką kąta:
1
Me
0
1
isa
-1
1
isb
-1
1
isc
-1
5
Czas [ms]
10
15
Rys. 3. Symulowane przebiegi momentu i prądów fazowych przy progu optymalnym ze względu na minimalizację strat w stojanie
Rys. 3. Symulowane przebiegi momentu i prądów fazowych przy progu optymalnym ze względu
na minimalizację strat
dαw stojanie
dt =
ωr
.
(16)
Całkowanie siły elektromotorycznej względem czasu prowadzi do zależności:
tp
=
C ∫ k E ( α )dt ,
(17)
0
i próg przełączenia nie zależy od prędkości lecz wyłącznie od kąta przełączenia faz.
Przebiegi sygnałów wykorzystanych do sterowania silnikiem pokazano na rysunku 2.
Wpływ indukcyjności uzwojenia stojana na kształt prądu fazowego powoduje konieczność zmiany progu i kąta przełączania
w funkcji prędkości i momentu obciążenia. Wartość progu przełączenia może być różna przy tej samej średniej wartości momentu
elektromagnetycznego i wpływa na straty i sprawność silnika. Przyjęcie odpowiedniego kryterium pozwala na optymalizację
wartości progu przełączenia faz. Jeżeli falownik przełączany jest sześć razy na okres, to można minimalizować wskaźnik jakości
w postaci:
,
(18)
gdzie j jest kolejnym numerem okresu przełączeń faz, a T jest okresem przełączeń faz.
Licznik w wyrażeniu (18) jest proporcjonalny do strat w miedzi, natomiast mianownik jest proporcjonalny do średniej wartości
momentu elektromagnetycznego. Wykorzystanie wskaźnika (18) wymaga odtwarzania strumienia stojana silnika za pomocą
modelu lub obserwatora, co pociąga za sobą konieczność zastosowania szybkiego procesora do sterowania silnikiem.
Uproszczona wersja wskaźnika jakości ma postać:
©
48
MASZYNY I NAPĘDY
 j+6 T
=
J 2  ∑ ∫ ia2 + i 2b + ic2
 j
 0
(
)
  j+6 T

 /  ∑ ∫ ( ia + i b + ic )  dt .
  j 0

(19)
Mianownik w (19) jest proporcjonalny do średniej wartości momentu elektrycznego.
Sterowanie prądami fazowymi silnika z wykorzystaniem modulacji szerokości zapewnia stałość kształtu prądu i wskaźniki (18)
i (19) nie mogą być zastosowane. W takim przypadku można posłużyć się minimalizacją mocy biernej pobieranej przez silnik
określoną zależnością:
T
(
)
=
Q ∫ usαisβ − usβ isα dt ,
0
(20)
gdzie usα, usβ, isα, isβ, są składowymi wektora napięcia i wektora prądu stojana określonymi w nieruchomym układzie
współrzędnych.
Przebiegi momentu i prądów fazowych otrzymane po minimalizacji wskaźnika jakości (18) pokazano na rysunku 3. Na podstawie
badań symulacyjnych i eksperymentalnych stwierdzono, że minimalizacja wskaźników (17) – (20) prowadzi do niejednoznaczności
określania optymalnych wartości progów przełączania, ponieważ zależności te charakteryzują się płaskim przebiegiem w pobliżu
minimum. Bardziej efektywnym jest kryterium jakości określone w zależności od kształtu prądu w fazie. Kształt przebiegu prądu
w fazie może być określony przez współczynnik kształtu Wk będący stosunkiem wartości prądu w chwili przełączenia
do maksymalnej wartości prądu przed przełączeniem. Optymalna wartość wskaźnika kształtu określona z zastosowaniem
wskaźników (18) – (20) może być wykorzystana do wyznaczania wartości progów przełączania.
1
0
2
0
0
-1
2
ω̂r
x̂12
îd
îα
∆θ [rad]
∆ωr
-2
0.02
-0.02
0.01
-0.01
50
Czas [ms]
100
150
200
Rys. 5. Rys.
Przebiegi
przejściowe
układzieregulacji
regulacji
silnika
5. Przebiegi
przejściowew
w układzie
silnika
IPMSMIPMSM
3. STEROWANIE SILNIKIEM Z MAGNESAMI ZAGŁĘBIONYMI
Układ regulacji silnika IPMSM oparty jest na wykorzystaniu równań różniczkowych wektorowego modelu zapisanych
dla zmiennych określonych w układzie współrzędnych związanym z wirnikiem:
did
R
1
1
= −
id +
ωψq +
ud ,
dτ
Ld
Ld
Ld
diq
dτ
= −
(
(21)
R
1
1
iq −
uq ,
ωψd +
Lq
Lq
Lq
(22)
)
(23)
dω 1
= ψ f i q + Ld − Lq i d i q + m 0 ,
dτ J
(
)
gdzie Ψf jest wartością strumienia wirnika, id, iq są składowymi wektora prądu stojana, ud, uq są składowymi wektora napięcia
stojana, R jest rezystancją stojana, Ld, Lq są indukcyjnościami stojana w osiach d i q , ω jest prędkością kątową wirnika, a m0
jest momentem obciążenia.
Moment silnika określony jest wyrażeniem:
(
)
me =
ψ f i q + Ld − Lq i d i q .
©
49
(24)
MASZYNY I NAPĘDY
Rys. 4. Schemat układu regulacji silnika IPMSM
Energooszczędną regulację silnika IPMSM otrzymuje się, jeżeli zapewnione zostanie zachowanie minimalnego prądu
przy generowanym momencie. Po przekształceniach otrzymuje się zależność:
ψr
ψ 2r
2
idM =
−
−
+ iqM
,
2
2 Ld − Lq
4 Ld − Lq
(
)
(
(25)
)
gdzie idM, iqM są składowymi prądu stojana zapewniającymi maksymalizację momentu przy określonym prądzie.
Korzystanie z zależności (24) i (25) jest niewygodne, gdyż występują w nich nieliniowe zależności pomiędzy momentem
i składowymi prądu stojana. Wady takiej nie posiada układ regulacji oparty na zmiennych modelu multiskalarnego znanego
dla maszyn indukcyjnych. W przypadku silnika IPMSM zmiennymi modelu multiskalarnego są:
(
(
) )
x 21 = ψf + Ld − Lq id
, (26)
2
. (27)
Zmienna x12 jest równa momentowi silnika. Zależność zapewniająca maksymalizację stosunku momentu do prądu przybiera
dla zmiennych (26) i (27) postać:

2
2
x 21M= 0.5  ψf2 + ψ f4 + 16x12M
Ld − Lq  .


(
)
(28)
Składowa prądu stojana w osi d może być wyznaczona z zależności (27) i (28):



2
1
2
 0.5  ψ 2 + ψ 4 + 16x12M
−
−
ψ
L
L
(29)

d
q 
f .
f
 f

Ld − Lq 




Układ regulacji silnika IPMSM ma najprostszą postać, jeżeli zmiennymi regulowanymi są zmienna x12 i składowa prądu stojana
(
=
idM
)
w osi d. Zadawanie prądu w osi d zapewnia minimalizację strat w miedzi, a zatem energooszczędne sterowanie silnikiem IPMSM.
Sterowanie zmienną x12 umożliwia odprzężenie mechanicznego podsystemu układu regulacji silnika. Strukturę układu regulacji
pokazano na rysunku 4. Do odtwarzania zmiennych, w tym kąta położenia i prędkości wirnika zastosowano obserwator oparty
na rozszerzonym modelu silnika IPMSM zaprezentowanym w [2].
Wyniki symulacji przebiegów przejściowych w układzie z rysunku 4 pokazano na rysunku 5.
4. WNIOSKI
Zaprezentowano wybrane układy regulacji prędkości kątowej silników z magnesami trwałymi. Pokazano dodatkowe
algorytmy, które dla silników BLDC i IPMSM zapewniają energooszczędne sterowanie. W przypadku silników BLDC sterowanie
energooszczędne otrzymywane jest przez ustalanie kąta położenia wirnika sposób zapewniający minimalizacje strat w stojanie.
Silniki IPMSM sterowane są w sposób energooszczędny z zapewnieniem zależności pomiędzy prądem stojana w osi d a niezależnie
sterowanym momentem.
BIBLIOGRAFIA
[1] Bojarczyk W., Ivanov A., Krzemiński Z., Włas M.: Sensorless Control of High Speed Brushless DC Motor. Int Conf. EPE-PEMC 2002, Cavtat &
Dubrovnik, 2002.
[2] Krzemiński Z.: Speed observers based on extended models of AC machines. "Second Sensorless Control of Electrical Drives" Warsaw,
Workshop, 2008.
©
50
TO MIEJSCE CZEKA NA REKLAMĘ TWOJEJ FIRMY
AUTOMATYKA
ALARM MANAGEMENT SYSTEM –
SZANSA DLA CZŁOWIEKA WŚRÓD AUTOMATÓW
mgr inż. Peter Stolz
Instrumentation Consulting, Niemcy; e-mail: [email protected]
Alarm management system – the chance for man among automation
The article describes the mistakes made while designing Protective Automation Systems and during their exploitation. Only recently
did standards and tools appear which reasonably enable to reduce the number of alarms in control room. This will contribute to the
decline in the number of wrong decisions leading to dangerous breakdowns or even wide-scale catastrophes.
Keywords: alarm management systems, protective automation, control room, breakdowns
Cóż mają ze sobą wspólnego awarie w Seveso, Flixborough, Texaco Pembroke i wiele innych? Czy naprawdę przyczyną była zawodna
technika, czy też przede wszystkim człowiek? Analiza każdego z wymienionych wypadków jednoznacznie wskazuje na błąd lub – jeszcze
częściej – na serię błędów człowieka. Błędy te pojawiały się zarówno w trakcie projektowania systemu zabezpieczeń, jak i w ostatnich
chwilach przed katastrofą, kiedy operatorzy nie byli w stanie podjąć właściwych decyzji na podstawie nawału setek alarmów. Dopiero
od niedawna pojawiły się standardy i narzędzia umożliwiające logiczne ograniczenie ilości alarmów, zwiększające efektywność pracy
operatorów i w ten sposób obniżające liczbę błędnych decyzji, mogących prowadzić do niebezpiecznych awarii. W artykule przedstawiono
jedno z takich wyjątkowo użytecznych narzędzi – Alarm Management System.
Słowa kluczowe: programowanie pcs, systemy automatyki, awarie systemów
1. PRZECIĄŻENIE OPERATORÓW PRZYCZYNĄ AWARII W MILFORD HAVEN
Analiza przyczyn eksplozji i pożaru w rafinerii należącej do koncernu Texaco Pembroke w roku 1994 zainicjowała długi proces,
który zaowocował nowymi przepisami dotyczącymi zarządzania alarmami w zakładach chemicznych i petrochemicznych – Alarm
Management.
Katastrofa w walijskiej rafinerii spowodowała zranienie dwudziestu sześciu pracowników oraz straty materialne w wysokości
48 milionów funtów, nie licząc strat wynikłych ze wstrzymania produkcji. Komisja Health and Safety Executive (HSE) [1],
stwierdziła następujące błędy jako główne przyczyny katastrofy:
1. Grafiki systemu sterowania były nieprzejrzyste: związek pomiędzy przepełnieniem zbiornika a przeciążeniem pochodni
nie rzucał się w oczy.
2. System automatyki generował zbyt dużo alarmów: w ciągu ostatnich jedenastu minut poprzedzających eksplozję
dwaj operatorzy musieli rozpoznać, potwierdzić i zareagować na 275 alarmów.
3. System nie uwzględniał ważności alarmów: decydujący komunikat o przepełnieniu zbiornika zupełnie się nie
wyróżniał spośród innych, bo miał ten sam priorytet co większość z nich – najwyższy. W rezultacie alarm ten pozostał
niezauważony przez całe dwadzieścia pięć minut!
4. Operatorzy byli niedostatecznie wyszkoleni: program szkolenia operatorów rafinerii nie obejmował treningu
w sytuacjach stresowych, kiedy zmiany w systemie wywołują trudne do przewidzenia skutki.
Bazując na tych faktach komisja HSE sformułowała szereg zaleceń dotyczących koncepcji, konfiguracji i roli alarmów w automatyce
przemysłowej. Oto najważniejsze z nich [2] :
1. Alarmy sygnalizujące stany krytycznie niebezpieczne (ang. EMERGENCY) muszą być łatwo odróżnialne od innych
alarmów procesowych i systemowych.
2. Liczba alarmów musi być ograniczona do takiej, którą operator systemu jest w stanie ogarnąć.
3. Reakcja operatora na alarm nie może być traktowana jako jedyne zabezpieczenie przed katastrofą.
Ostatnie zalecenie najłatwiej zrozumieć patrząc na poniższy rysunek 1.
©
ALARM MANAGEMENT SYSTEM - SZANSA DLA CZŁOWIEKA WŚRÓD AUTOMATÓW – Peter Stolz
52
AUTOMATYKA
Uśmierzanie
Reagowanie kryzysowe
(np. ewakuacja)
Zabezpieczenia pasywne
(np. groble, tamy)
Zabezpieczenia aktywne
(np. zawory bezpieczeństwa)
Zapobieganie
Zdarzenie
Interwencja zabezpieczeń
systemów krytycznych
Pobudzenie zabezpieczeń
Interwencja operatora
Alarm
Wartość procesu
System sterowania
Rys. 1. Poziomy zabezpieczeń [2]
W trakcie normalnej produkcji parametry procesu (np. ciśnienie pary w kotle) są regulowane przez system automatyki – ten zakres
pracy odpowiada najniższemu poziomowi na rysunku 1.
W przypadku, gdy regulatory systemu automatyki nie są w stanie utrzymać w pożądanym zakresie wspomnianego ciśnienia
pary – na przykład ze względu na nagły spadek jej zapotrzebowania – pojawia się alarm wzywający operatora do odpowiedniej
interwencji, czyli wprowadzenia ręcznej korekty systemu.
Jeżeli operator nie zareaguje właściwie na alarm – a system automatyki nadal sam nie zdoła sprowadzić parametrów procesu
na bezpieczny poziom – wówczas zadziała automatyczny system zabezpieczeń: np. kocioł zostanie automatycznie odstawiony.
Jest to ostatni poziom zabezpieczeń prewencyjnych – nieoddziałujących na środowisko.
Jeżeli ciśnienie pary będzie mimo to nadal wzrastać, to zadziałają zawory bezpieczeństwa, wypuszczające nadmiar pary
do otoczenia, obciążając środowisko hałasem, a w przypadku mediów innych niż para wodna – również nimi. Jest to pierwszy
krok ograniczający dokuczliwość i zasięg zdarzenia związanego z zanieczyszczeniem środowiska. Nawet zwykły upust pary
może być bardzo uciążliwy dla otoczenia; dla ograniczenia emisji hałasu stosuje się tłumiki na wylocie zaworów bezpieczeństwa,
a przede wszystkim odpowiednie odstępy zapewniające ograniczenie poziomu hałasu poza terenem zakładu.
Jeżeli również ten poziom zabezpieczeń zawiedzie, to należy liczyć się z przekroczeniem wytrzymałości elementów konstrukcji
lub aparatury, co może spowodować np. pęknięcie rur przegrzewaczy w kotle lub zbiornika zawierającego dwadzieścia ton
łatwopalnej substancji, jak to miało miejsce w rafinerii Texaco.
2. DEFINICJE
Poniższe definicje są zaczerpnięte z przepisów Instrumentation, Systems, and Automation Society ISA [3] :
•• ALARM
sygnał optyczny i/lub akustyczny, mający na celu zwrócenie uwagi operatora na zakłócenie bądź nienormalną pracę
maszyny lub nienormalny przebieg sterowanego procesu.
•• SYSTEM ALARMOWY
zespół elementów hardware i software, rozpoznających osiągnięcie stanu alarmowego, przekazujących komunikat
dla operatora oraz generujących raport zawierający parametry alarmu.
©
53
AUTOMATYKA
•• ALARM MANAGEMENT
System zarządzania alarmami, składający się z definicji i procedur: dokumentacji, planowania, obserwacji i obsługi
komunikatów pochodzących z systemu alarmowego.
Definicje te pokrywają się z intuicyjnym rozumieniem alarmu (z włoskiego all’arme – do broni) jako wezwania do postawienia
w stan gotowości bojowej bądź do rozpoczęcia walki. Aby w tym boju operator już od początku nie był skazany na klęskę, każdy
alarm generowany przez system alarmowy powinien:
1. Zwracać uwagę operatora
2. Informować operatora o naturze zaszłej zmiany
3. Wskazywać operatorowi właściwe działanie korekcyjne
Każdy alarm, który nie spełnia wszystkich wymienionych kryteriów, jest zbędnym balastem obciążającym operatora.
3. ALARM JAKO JEDEN Z POZIOMÓW OCHRONY
Jak wcześniej wyjaśniono, w przypadku normalnie przebiegającego procesu produkcji alarmy w ogóle nie powinny się pojawiać,
bo to system automatyki dba o utrzymanie parametrów procesu w pożądanym zakresie. Dopiero przekroczenie tego zakresu,
przez decydujące dla danego procesu wartości parametrów, powinno zwracać uwagę operatora alarmem.
komunikowane
zdarzenie
komunikowane
zdarzenie
komunikat
komunikowane
zdarzenie
komunikat
przebieg wartości
mierzonego parametru
histereza
czas
komunikat
GRANICA PRZEKROCZONA
KOMUNIKATY TEKSTOWE
potwierdzenie alarmu
przez operatora
(w dowolnej chwili trwania alarmu)
ciemny
Rys. 2. Komunikaty alarmowe: teksty i sygnały (wg VDI/VDE 3699, część 5, rozdział 5 [4])
Wraz z pojawieniem się komunikatu alarmowego wymagane są od operatora następujące czynności [5] :
1. Przyjęcie alarmu – zwrócenie na niego uwagi.
2. Przeczytanie i interpretacja komunikatu alarmowego.
3. Potwierdzenie alarmu – wyłączenie sygnału akustycznego.
4. Określenie przyczyny alarmu.
5. Oszacowanie skutków zaniechania dalszych czynności.
6. Wybór sposobu działania i jego realizacja.
7. Obserwacja wartości mierzonej w trakcie działania korygującego.
8. Jednoczesna obserwacja wielu alarmów.
©
54
miga
GRANICA PRZEKROCZONA
świeci
miga
WARTOŚĆ W NORMIE
Element sygnalizacyjny
(wg DIN 19235)
AUTOMATYKA
Jak widać, już pojedynczy alarm wymaga od operatora podjęcia wielu decyzji i wykonania wielu czynności, mających na celu
uniknięcie eskalacji problemu – patrz rys. 1. Dlatego przy podejmowaniu decyzji o instalacji alarmu należy odpowiedzieć sobie
na następujące pytania:
1. Czy operator może przedsięwziąć jakąkolwiek skuteczną korektę?
2. Czy operator będzie miał wystarczająco dużo czasu na przeprowadzenie korekty?
3. Co się stanie, jeśli korekta nie nastąpi?
Jeżeli nie jesteśmy w stanie sami zadowalająco odpowiedzieć na powyższe pytania, to nie mamy prawa oczekiwać
od operatora lepszej odpowiedzi! Stwierdzenie to zostało jeszcze dosadniej sformułowane przez firmę MATRIKON [6],
specjalistę w dziedzinie AMS:
„Źle zaprogramowany system alarmów stanowi nieźle zaprogramowaną katastrofę!”
4. RODZAJE ALARMÓW
Może się wydawać, że spełnienie wszystkich powyższych wymagań nie powinno stanowić żadnego problemu dla projektanta
nowoczesnego systemu automatyki i wizualizacji. Dla weryfikacji tej opinii najłatwiej będzie się posłużyć następującym
przykładem pomiaru ciśnienia pary na wylocie z kotła:
Rys. 3. Typowe alarmy przy instalacji przetworników w układzie „wybór dwa z trzech”
Na rurociągu zainstalowano trzy przetworniki, które pracują w typowym dla instalacji bezpieczeństwa układzie „wybór dwa
z trzech”. Automatyczne odstawienie instalacji następuje dopiero wówczas, gdy sygnały pochodzące z przynajmniej dwóch
przetworników będą tego wymagać. Będzie wtedy wygenerowany komunikat alarmowy o zadziałaniu systemu bezpieczeństwa
PSAHH1M. Nie jest to jednak jedyny alarm, z którym będzie skonfrontowany operator:
1. Każdy z przetworników zgłosi oddzielny alarm PIAH1A/B/C – trzy alarmy.
2. Moduł wyboru „dwa z trzech” zgłosi alarm PIAH1M – jeden alarm.
3. Każdy z przetworników zgłosi oddzielny alarm PIAHH1A/B/C – trzy alarmy.
4. Moduł wyboru „dwa z trzech” zgłosi alarm PIAHH1M – jeden alarm.
Jak widać, zupełnie sprawny system alarmowy zgłosi co najmniej osiem dodatkowych komunikatów, które w rozpatrywanej
sytuacji są zbędne dla operatora!
Jeszcze gorzej przedstawia się sytuacja, kiedy nie wszystkie przetworniki są w pełni sprawne; wówczas do potoku wspomnianych
alarmów dołączą następujące alarmy diagnozy systemu:
5. Przy złym sygnale wejściowym system wygeneruje alarm „BAD SIGNAL”, jeden dla każdego przetwornika.
6. Niektóre systemy sterownicze – w zależności od konfiguracji – generują również sygnał „BAD I/O”, jeden dla każdego
kanału wejścia/wyjścia.
7. W przypadku, gdy wartość sygnału jednego z przetworników odbiega o więcej niż np. 5% od sygnału pozostałych
przetworników, system poda komunikat „DEVIATION” dla tego przetwornika.
W ten sposób liczba użytecznych komunikatów spada poniżej poziomu 10% w strumieniu informacji, które otrzyma operator
w ostatnich chwilach przed zadziałaniem systemu zabezpieczeń. Nie wszystkie alarmy są w danej chwili jednakowo ważne,
nie wszystkie są interesujące dla operatora instalacji; niektóre, jak „BAD SIGNAL”, „BAD I/O” lub „DEVIATION” są przeznaczone
dla warsztatu naprawczego. Pomimo to operator procesu musi każdy pojawiający się alarm przyjąć, przeczytać, określić jego
przyczynę, oszacować jego ważność itd. Dla odciążenia operatora wydaje się w tym miejscu stosowne wprowadzenie klasyfikacji
alarmów.
©
55
AUTOMATYKA
4.1. Alarmy procesowe i alarmy systemowe
W omówionym przykładzie trzech przetworników jedynie alarmy wymienione w punkcie 2 i 4 są alarmami procesowymi; operator
procesu nie powinien martwić się o to, czy jeden z trzech przetworników jest sprawny czy też nie. Obchodzi go wyłącznie ciśnienie
w rurociągu: czy jest w normie, czy też przekroczyło dopuszczalną granicę.
Wszystkie pozostałe komunikaty są alarmami diagnostycznymi systemu, które powinny lądować najlepiej bezpośrednio na biurku
szefa warsztatu naprawczego, nie obciążając operatora procesu.
4.2. Podział alarmów pod względem skutków zaniechania
Niewykonanie odpowiedniej korekty przez operatora może mieć wpływ:
1. na bezpieczeństwo: np. zignorowanie komunikatu alarmowego o niskim ciśnieniu wody w natrysku bezpieczeństwa
ma bezpośredni wpływ na bezpieczeństwo robotników;
2. na środowisko: np. zbyt wysokie ciśnienie gazu w zbiorniku spowoduje zadziałanie zaworów bezpieczeństwa i upust
nadmiaru gazu do otoczenia, bezpośrednio lub przez pochodnię;
3. na ciągłość produkcji: np. wysoki poziom wibracji łożyska spowoduje zadziałanie zabezpieczeń turbiny i jej
automatyczne odstawienie;
4. na wyposażenie: np. zignorowanie komunikatu alarmowego o niskim ciśnienu wody na wylocie pompy może
spowodować jej suchobieg i zniszczenie;
5. na efektywność lub jakość produkcji: np. niedostateczne schłodzenie gazu pomiędzy poszczególnymi stopniami
sprężania obniży wydajność stacji sprężarek.
Biorąc pod uwagę wpływ zignorowania alarmu na wymienione zakresy, można określić poziomy konsekwencji niewłaściwej
reakcji operatora na alarm:
1. Niski poziom ważności, (ang. MINOR CONSEQUENCE) niedopuszczalny dla zdarzeń mających wpływ na bezpieczeństwo
lub na środowisko: np. awaria zduplikowanej standardowej pompy, której zapasowa sztuka znajduje się na terenie
zakładu.
2. Średni poziom ważności, (ang. MODERATE CONSEQUENCE) niedopuszczalny dla zdarzeń mających wpływ na
bezpieczeństwo: np. awaria niezduplikowanej pompy, mająca wpływ na obniżenie produkcji.
3. Wysoki poziom ważności (ang. SERIOUS CONSEQUENCE): np. awaria jedynej pompy w stacji pomp – przerwa
w produkcji.
4.3. Ważność alarmu – priorytet
W literaturze [7, 8], można spotkać różne sposoby określania priorytetu danego alarmu. Najczęściej sprowadzają się one do
metody zaproponowanej przez EEMUA [7], polegającej na stosowaniu tablicy decyzyjnej. Zawartość komórek tej tablicy zależy:
1. Od pilności korekty, czyli czasu, w którym operator powinien przeprowadzić odpowiednie czynności – EEMUA zaleca
przedziały czasowe: poniżej 15 minut – 15...45 minut – powyżej 45 minut.
Spotkać można też inne zalecenia (np. „poniżej 5 minut – 5...15 minut – powyżej 15 minut”), przy czym najbardziej rozsądny
wydaje się podział uwzględniający prędkość zmian danego procesu produkcyjnego:
•• „teraz” (ang. NOW): czyli parę sekund dla np. reakcji egzotermicznych lub kilkadziesiąt minut dla np. gazociągów.
•• „w najbliższej kolejności” (ang. NEXT): w zależności od procesu od kilku do kilkudziesięciu minut.
•• „później” (ang. LATER): w zależności od procesu od kilkunastu minut do kilku godzin, ale na pewno nie kilku dni, jak to ma miejsce
w przypadku tzw. ciągłych alarmów (ang. STANDING ALARMS), które najczęściej są rezultatem błędnej konfiguracji alarmów.
2. Od skutków zaniechania czynności korekcyjnych przez operatora – patrz rozdział 4.2. powyżej
Tablica 1. Tabela decyzyjna służąca przyporządkowaniu priorytetu dla alarmów procesowych [7]
Skutek
BŁAHY
UMIARKOWANY
POWAŻNY
(MINOR CONSEQUENCE)
(MODERATE CONSEQUENCE)
(SERIOUS CONSEQUENCE)
PÓŹNIEJ (LATER)
NISKI (LOW)
NISKI (LOW)
WYSOKI (HIGH)
W NAJBLIŻSZEJ KOLEJNOŚCI (NEXT)
NISKI (LOW)
WYSOKI (HIGH)
NAGŁY (EMERGENCY)
TERAZ (NOW)
NISKI (LOW)
NAGŁY (EMERGENCY)
NAGŁY (EMERGENCY)
Pilność
©
56
AUTOMATYKA
Powyższa tabela decyzyjna zaczerpnięta jest z EEMUA 191 [7], przy czym każdy projektant i użytkownik systemu alarmowego
powinien sam zdecydować, co oznacza dla jego procesu NOW/NEXT/LATER czy też MINOR/MODERATE/SERIOUS CONSEQUENCE.
4.4. Alarmy rozruchu i odstawienia
Bardzo często instaluje się dodatkowe alarmy ułatwiające pierwszy rozruch instalacji. Równie często zapomina się o wykasowaniu
tych alarmów z systemu po zakończonym rozruchu. Z tego powodu nawet w starszych instalacjach pojawiają się alarmy, których
znaczenia nie rozumie nikt z wyjątkiem inżyniera, który przed laty je „prowizorycznie” skonfigurował.
Zdecydowanie łatwiejsze jest zrozumienie znaczenia na przykład następujących alarmów:
•• komunikat „uwaga – przeciążenie instalacji!” przy każdym rozruchu pompy przez operatora,
•• komunikat „uwaga – niskie ciśnienie na wylocie pompy!” przy każdym ręcznym odstawieniu pompy.
Te alarmy jednak są zbyteczne i tylko rozpraszają uwagę operatora, który dobrze wie, a przynajmniej powinien dobrze wiedzieć,
co się dzieje z prądem i z ciśnieniem w chwili, kiedy on sam załącza lub wyłącza pompę.
5. BŁĘDY I ZAKŁÓCENIA W SYSTEMACH ALARMOWYCH
Typowe objawy źle skonfigurowanego systemu alarmowego można łatwo rozpoznać:
•• Listy alarmów są pełne, wciąż nadchodzą nowe raporty niezależnie od tego, czy proces znajduje się w normalnym czy
też w wyjątkowym stanie.
•• Obsługa ignoruje, całymi dniami a nawet tygodniami, wiele alarmów, które są alarmami ciągłymi.
•• Pojawiające się alarmy są na ślepo – bez głębszego zastanowienia – potwierdzane.
•• Operatorzy w nastawni nie odnoszą wrażenia, by system alarmowy wspomagał ich pracę.
•• Sygnalizatory akustyczne są – czasami w drastyczny sposób – „unieszkodliwione”, bo w przeciwnym razie ich ciągły
sygnał dręczyłby operatorów.
Bez wątpienia największym problemem związanym z alarmami – obok nie zawsze łatwej ich interpretacji – jest ich ilość.
Dzięki wszechstronności obecnych układów automatyki skonfigurowanie nowego alarmu jest zdecydowanie tańsze niż dyskusja
na temat, czy jest on w ogóle potrzebny czy też nie. Wystarczy spojrzeć na przykładowe wyposażenie nastawni sprzed dwudziestu
lat i dzisiejsze, by zrozumieć ten problem (rys. 4)
Rys. 4. Nastawnia wczoraj i dziś [9]. Pośrodku: liczba skonfigurowanych alarmów przypadających na operatora [10]
W widocznej z lewej strony konwencjonalnej nastawni każdy alarm wymagał oddzielnego okienka w tablicy synoptycznej.
Oznaczało to dodatkową dokumentację, okablowanie, opis okienka alarmu – którego zmiana była kosztowna – przekaźniki
wartości granicznych itd. Jednak dzięki temu każdy alarm był wykazywany na liście aparatury kontrolnej i pomiarowej zakładu
jako oddzielny instrument, wymagał własnego „Data Sheet”, „Loop Drawing” i przede wszystkim sporo rozważań projektantów,
czy na pewno jest potrzebny, czy można jego funkcję połączyć z innym alarmem.
W nowoczesnej nastawni wszystkie wskaźniki i regulatory widoczne na grafikach komputerowych DCS mają już przez dostawcę
systemu zaprogramowane funkcje alarmów, standardowo od 6 do 8 poziomów na każdy wskaźnik i regulator. Do uaktywnienia
ich wystarczy zmienić jeden bit – dość, by uzyskać funkcję odpowiadającą okienku alarmowemu w starej nastawni. Jest
to ogromny postęp, jeśli chodzi o zaoszczędzenie nakładu pracy fizycznej i materiałów, niestety przy okazji eliminacji „Loop
Drawing” zrezygnowano również z „Data Sheet” i całej reszty pracy koncepcyjnej w fazie projektowania. Gorzej jeszcze: w trakcie
każdej dyskusji nad projektowanym procesem dodawane są kolejne alarmy, również w trakcie HAZOP. Projektanci mają nadzieję
w ten sposób zwiększyć bezpieczeństwo procesu, ale w rzeczywistości jest na odwrót! Wystarczy popatrzeć na poniższe wykresy
(rys. 5).
©
57
AUTOMATYKA
Rys. 5. Wpływ liczby alarmów na reakcje operatora oraz na bezpieczeństwo zakładu [11]
Szansa właściwej reakcji operatora na alarm zaczyna dramatycznie maleć, jeśli liczba pojawiających się komunikatów przekracza
jeden na minutę. Przy strumieniu komunikatów powyżej jednego na sekundę, rzucanie co sekundę „szóstki” kostką do gry
jest bardziej prawdopodobne niż właściwa reakcja operatora. Wykres po prawej stronie dokładnie to uzmysławia: im więcej
alarmów jest skonfigurowanych, tym więcej sygnałów pojawi się w ciągu krytycznych minut pracy operatora. Powyżej pewnego
progu dodatkowe alarmy NIE poprawiają bezpieczeństwa!
Niestety, eliminacja zbędnych alarmów jest zadaniem bardzo odpowiedzialnym i pracochłonnym, zarówno w trakcie
projektowania, jak i przez cały czas eksploatacji instalacji. Na ile to zadanie pozostaje rozwiązane, przedstawiono w tabeli 2.
Tablica. 2. Średnie wartości KPI systemów alarmowych w przemyśle względem zaleceń EEMUA [12]
Średnie wartości KPI
Zalecenia
EEMUA 191
Oil & Gas
Petrochemical
Power
Średnia liczba alarmów na godzinę
6
50
62
82
Średnia liczba alarmów ciągłych
9
50
100
65
Szczytowa liczba alarmów w ciągu godziny
60
1320
1080
2100
80/15/5
25/40/35
25/40/35
25/40/35
Procentowy udział alarmów ze względu na priorytet
(LOW/HIGH/EMERGENCY)
Jak widać, wszystkie wymienione branże wymagają od operatorów co najmniej dziesięciokrotnie większej sprawności
niż przewidują to zalecenia EEMUA 191. Na pytanie, czy jest to konieczne, będzie można odpowiedzieć po dokładniejszym
zapoznaniu się z typowymi przyczynami tak wielkiej liczby alarmów [13].
5.1. Alarmy ciągłe
Alarmy ciągłe są aktywne nawet wtedy, kiedy proces znajduje się w stanie najzupełniej normalnym. Alarm, który jest ciągle
aktywny, uniemożliwia operatorowi zwrócenie uwagi na zmianę procesu, bo alarm raz zgłoszony, ciągle aktywny, nie może zostać
zgłoszony ponownie – patrz rysunek 2.
Oto najczęstsze przyczyny występowania alarmów ciągłych i przykładowe sposoby ich uniknięcia:
•• Błędy lub uszkodzenia przetworników pomiarowych: problemy tego typu powinny być na bieżąco rozwiązywane
przez warsztat naprawczy zakładu.
•• Niewłaściwe granice alarmów: granice należy na nowo skonfigurować, czasami w sposób dynamiczny, adaptywny
do poziomu produkcji.
•• Nieczynne części procesu: logika wyzwalająca alarmy powinna maskować alarmy pochodzące z odstawionych części
zakładu.
Wszystkie działania zmierzające do wykluczenia alarmów ciągłych powinny być ze sobą skoordynowane i prowadzone
nieprzerwanie przez zaangażowanych pracowników zakładu, bo optymalizacja systemu alarmowego nie jest wydarzeniem
jednorazowym. Ważne jest wyposażenie zespołu w odpowiednie narzędzia – programy komputerowe AMS. Umożliwiają one
śledzenie alarmów na bieżąco, przedstawianie ich charakteru w postaci statystyk, oraz wydawanie zaleceń ułatwiających ciągłe
ulepszanie systemu alarmowego.
©
58
AUTOMATYKA
5.2. Alarmy fałszywe i powtarzające się
Samoczynnie pojawiające się i znikające alarmy mogą być prawdziwym utrapieniem operatora. Ze względu na swoją naturę
alarmy te nie wymagają żadnej reakcji ze strony operatora, powodując niebezpieczne obniżenie jego czujności. Alarmy te
pojawiają się i znikają z powodu:
•• Błędów lub uszkodzeń przetworników pomiarowych.
•• Granic alarmów leżących zbyt blisko normalnych parametrów procesu.
•• Zbyt wąskich pętli histerezy.
•• Nakładania się funkcji różnych alarmów.
•• Niewłaściwie przyporządkowanych priorytetów alarmów.
•• Niewłaściwie zastosowanych filtrów i algorytmów mających na celu obniżenie liczby alarmów.
Działania redukujące tego rodzaju alarmy są podobne jak w przypadku alarmów ciągłych.
5.3. Potok alarmów
Potok alarmów spowodowany pojedynczym zdarzeniem jest najbardziej niebezpiecznym i jednocześnie najtrudniejszym
do rozwiązania zagadnieniem optymalizacji systemu alarmów. Operator instalacji zalany potokiem alarmów (czasami w postaci
setek komunikatów w ciągu dziesięciu minut) ma do dyspozycji wyjątkowo krótki czas reakcji (nierzadko poniżej jednej sekundy),
a dodatkowo musi znaleźć pierwotną przyczynę danego zdarzenia. Skutkuje to ślepym potwierdzaniem napływających
komunikatów oraz błędnymi decyzjami.
Zasadniczą przyczyną potoku alarmów jest ich wielka liczba, zaprogramowana w systemie DCS (patrz rozdział 5).
Systemy zawierające ponad 10 000 skonfigurowanych alarmów, niestety, nie należą do rzadkości.
6. SPOSOBY REDUKCJI LICZBY ALARMÓW
Absurdalność konfigurowania wielu tysięcy alarmów staje się oczywista, kiedy wyobrazimy sobie ścianę ze wszystkimi alarmami
w postaci konwencjonalnych lampek sygnalizacyjnych. Równie absurdalne jest wymaganie od operatorów, by w ułamku sekundy
byli w stanie odpowiednio zareagować na błysk dowolnej z tych lampek.
Konieczność utrzymania liczby alarmów na poziomie poniżej 1000 na operatora staje się zrozumiała. Należy mieć to na uwadze
w każdej chwili projektowania, eksploatacji i przebudowy instalacji.
6.1. Redukcja liczby alarmów w fazie projektowania
Wiadomo, że lepiej zapobiegać niż leczyć. Od samego początku planowania instalacji należy dbać o jak najmniejszą liczbę
komunikatów alarmowych oraz o ich jednoznaczność. Każdy alarm powinien mieć własny „Data Sheet” zawierający następujące
informacje:
•• Nazwa punktu pomiarowego.
•• Zakres pomiarowy.
•• Wartości graniczne.
•• Szerokość pętli histerezy.
•• Przyczyna alarmu.
•• Tekst komunikatu alarmowego.
•• Adresat komunikatu alarmowego: operator, warsztat, zarząd zakładu...
•• Priorytet alarmu.
•• Maskowanie alarmu przez inne alarmy i zdarzenia.
•• Wpływ alarmu na maskowanie innych komunikatów.
•• Zalecana akcja korekcyjna dla operatora.
•• Ewentualne skutki wynikające z niewłaściwej reakcji operatora.
•• Sposób sygnalizacji alarmu na grafikach DCS.
•• Wpływ danego alarmu na system regulacji automatycznej.
•• Wpływ danego alarmu na system zabezpieczeń.
Niestety, praktyczne doświadczenie wskazuje na niewielkie szanse uzyskania pełnej dokumentacji wszystkich alarmów
skonfigurowanych w trakcie trwania projektu. W zbyt krótkim czasie wymagana jest zbyt duża liczba modyfikacji, dodanych
w ostatniej chwili alarmów czy wymagań HAZOP.
©
59
AUTOMATYKA
W ten sposób finalny użytkownik otrzymuje system zawierający tysiące alarmów, z których wiele zostało dodatkowo
skonfigurowanych w trakcie rozruchu, sporo innych ma zmienione wartości lub też znaczenie, a dla całości systemu nie ma
jednolitej dokumentacji. Konieczna staje się…
6.2. Redukcja liczby alarmów w fazie użytkowania
W chwili przejęcia instalacji użytkownik płynnie przejmuje dodatkowe role projektanta i zarządcy systemu. Udoskonalenia, które
są możliwe do wprowadzenia przez użytkownika to:
•• Wprowadzenie w życie własnej filozofii ciągłego ulepszania systemu alarmowego, której zachowanie będzie
podstawą uniknięcia degradacji systemu w trakcie użytkowania. Składają się na nią:
- Procedury wprowadzania zmian w systemie
- Dokumentacja zmian
- Ustalenie adresatów otrzymujących komunikaty alarmowe
- Jednolita forma komunikatów alarmowych
- Przechowywanie danych
•• Weryfikacja prawidłowości przypisania komunikatów alarmowych do adresatów. W przykładzie z rozdziału 4 tylko
dwa z piętnastu alarmów były interesujące dla operatora procesu, pozostałe alarmy były przeznaczone dla warsztatu
przyzakładowego lub dla administratora systemu automatyki. Niektóre alarmy – szczególnie dotyczące ilości i jakości
produktu – są również bezpośrednio interesujące dla zarządu zakładu.
•• Polepszenie parametrów systemu alarmowego na podstawie bieżących doświadczeń:
- Dostrojenie regulatorów.
- Poprawienie granic alarmów.
- Korelacja alarmów: np. w miejsce dwóch oddzielnych alarmów P,T opisujących stan pary, można wprowadzić jeden
alarm dopuszczalnego obszaru na płaszczyźnie P,T.
- Redukcja liczby fałszywych alarmów przez filtrowanie, stosowanie histerez i opóźnień oraz przez analizę statystyczną
sygnałów wejściowych.
- Przetwarzanie danych, mające na celu lepsze maskowanie komunikatów nieniosących dodatkowych informacji.
- Modelowanie procesu i kontrola odchyłek pomiędzy parametrami modelu i bieżącego procesu.
Realizacja ostatniej grupy zadań wymaga skomplikowanych analiz statystycznych i obliczeń modelowych. Dlatego też większość
użytkowników posiłkuje się wyspecjalizowanymi programami komputerowymi AMS, które są oferowane wraz z nowoczesnymi
systemami DCS (Honeywell, Yokogawa, Invensys, Emerson...). Wadą tych programów jest ich kompatybilność jedynie z systemem
konkretnego dostawcy.
W zakładach, w których zainstalowano systemy DCS pochodzące od różnych dostawców, najlepszym wyjściem jest stosowanie
systemów AMS oferowanych przez wyspecjalizowanych dostawców. Na przykład firma MATRIKON oferuje szeroką paletę
programów AMS kompatybilnych ze wszystkimi wyżej wymienionymi systemami DCS, również starszej generacji.
6.3. Instalacja AMS na przykładzie rafinerii MIRO [18]
Rafineria MIRO w Karlsruhe jest największą rafinerią paliw w Niemczech. Roczna produkcja przekracza 15 milionów ton.
System automatyki ma 62 000 punktów pomiarowych przyłączonych do różnych systemów DCS. Zarząd rafinerii poszukiwał
rozwiązania następujących problemów:
1. Eliminacja alarmów zakłócających na poziomie DCS.
2. Integracja sygnałów pochodzących z różnych systemów DCS w jednym niezależnym systemie alarmowym, umożliwiająca
nadrzędne monitorowanie, analizę, dokumentację, archiwizację i modernizację alarmów.
3. Niezależne systemy DCS nie umożliwiały przeprowadzenia nadrzędnych badań statystycznych nad najczęstszymi
przyczynami alarmów. Brak tych danych uniemożliwiał optymalizację systemu.
Zarząd rafinerii zdecydował się na system doradczy AMS Processguard firmy MATRIKON, którego architektura wyróżniała się
otwartością na komunikację ze wszystkimi zainstalowanymi systemami DCS. Pierwszym efektem zastosowania AMS była
statystyka obciążenia operatorów alarmami, przedstawiajaca ich stan emocjonalny (rys. 6).
©
60
AUTOMATYKA
Rys. 6. Alarm Performance Indicator (API) przedstawiony na płaszczyźnie opisanej maksymalną liczbą alarmów na godzinę (oś pozioma) i średnią
liczbą alarmów na godzinę (oś pionowa) [13]
Dzięki powyższej statystyce zarząd rafinerii mógł natychmiast rozpoznać, w których wydziałach produkcyjnych stan systemu
alarmowego najbardziej odbiega od wymagań EEMUA (ang.predictive czyli przwidywalny– porównaj z zaleceniami EEMUA
z tablicy 2), stanowiąc największe zagrożenie dla bezpieczeństwa i ciągłości produkcji.
Zarząd powołał – składający się z pracowników rafinerii – zespół fachowców, którego zadaniem było jak najszybsze polepszenie
kondycji systemu alarmowego. Skuteczność pracy zespołu mogła być na bieżąco mierzona przez AMS. Najskuteczniejszą
metodą polepszania wskaźnika API okazało się systematyczne, cotygodniowe rozwiązywanie problemów związanych
z „top 20 bad alarms” wyznaczonymi przez AMS Processguard dla każdego wydziału produkcyjnego.
W obecnej fazie projektu trwającego od grudnia 2006 szef projektu zamierza wykorzystać AMS nie tylko do dalszego
systematycznego ulepszania systemu alarmowego, ale również do wydawania prewencyjnych zaleceń dotyczących zakupu
części zamiennych, których zużycie było rejestrowane w postaci alarmów. Jest to najlepszy dowód na to, że skutecznie stosowany
AMS ułatwia pracę nie tylko operatorów procesu, ale całego zakładu.
7. NORMY I ZALECENIA
Niepewność i niska efektywność pracy operatorów w nastawniach zwróciły uwagę organizacji normatywnych i doradczych.
Konieczne stało się wprowadzenie norm i zaleceń regulujących koncepcję, implementację i długofalową organizację systemów
zarządzania alarmami. Dzięki temu powstało do dziś szereg przepisów, które – w zależności od zasadniczych celów danego
gremium – różnią się pomiędzy sobą rozłożeniem akcentów na poszczególne zakresy problematyki AMS.
Dla projektantów i użytkowników instalacji chemicznych, rafinerii i elektrowni przepisy te nie mają charakteru wiążącego, stanowią
jednak podstawę wielu specyfikacji (np. ITB’s) oraz wyróżników produktywności KPI’s (np. Solomon Performance Indicators
dla rafinerii). W ten sposób poniżej wymienione zalecenia pozwalają nie tylko polepszyć jakość systemów alarmowych,
lecz również zasadniczo podwyższyć bezpieczeństwo i sprawność produkcji.
7.1. EEMUA 191: Alarm Systems. A Guide to Design, Management and Procurement
Zalecenia – wydane przez Engineering Equipment and Materials Users Association po raz pierwszy w 1999 roku (drugie wydanie
w roku 2007) w Wielkiej Brytanii – przedstawiają praktycznie zorientowane wytyczne dla Alarm Management, bazujące
na wieloletnim doświadczeniu użytkowników systemów automatyki, jak i na studiach ergonomicznych. Celem zalecenia jest
ograniczenie liczby alarmów do niezbędnego minimum.
7.2. NAMUR-Arbeitsblatt NA 102: Alarm Management
Zalecenia przeznaczone dla przemysłu chemicznego, poruszające temat Alarm Management z dwóch różnych stron: koncepcje,
metody i sposoby rozwoju AMS dla użytkowników istniejących systemów oraz jako ITB dla projektantów i dostawców nowych
systemów automatyki. Wydane po raz pierwszy w 2003 roku, aktualnie obowiązująca wersja pochodzi z 2008 roku.
7.3. NPD YA 711: Principles for Alarm System Design
Przepisy wydane w roku 2001 przez Norwegian Petroleum Directorate stanowi podstawę do planowania systemów alarmów
w (nie tylko) norweskim przemyśle petrochemicznym.
©
61
R E K L AMA
7.4. Richtlinie VDI/VDE 3699: Prozessführung mit Bildschirmen
Dyrektywa VDI/VDE 3699 jest zbiorem zaleceń dotyczących systemów wizualizacji
nastawniach zakładów chemicznych i petrochemicznych.
7.5. ISA S18.02: Management of Alarm Systems for the Process Industries
Północnoamerykańska norma ISA, biorąca pod uwagę wszystkie powyżej
wymienione zalecenia oraz obecnie dostępne środki techniczne. ISA szczególnie
wyraźnie uwzględnia komputerowe systemy AMS. Przepisy wydane po raz pierwszy
w 2008 roku.
8. OBJAŚNIENIE SKRÓTÓW WYSTĘPUJĄCYCH W TEKŚCIE
AMS
Alarm Management System
API
Alarm Perfomance Indicator (specjalny przypadek KPI)
DCS Distributed Control System
DIN
Deutsche Industrie Norm, również Deutsches Institut für Normung
EEMUA Engineering Equipment and Materials Users Association
HAZOP Hazard and Operability Study
ISA Instrumentation Systems and Automation Society; w październiku 2008
roku stowarzyszenie zmieniło nazwę na International Society of Automation
ITB Instructions to Bidders
KPI
Key Performance Indicator
NAMUR Normenarbeitsgemeinschaft für Meß- und Regeltechnik in der Chemischen
Industrie
VDE
Verband Deutscher Elektrotechniker
BIBLIOGRAFIA
[1] HSE Information Sheet; Chemicals sheet No 6
[2] David Hatch.: Alarms: Prevention is better than cure, tce Magazine 7/2005 [3] Alarm Management; Current State and Direction for Alarm Management Guidelines;
Publikacja ISA na EXPO 2007
[4] VDI/VDE 3699 Process Control with Screens – Messages; 1998
[5] Mark McTavish.: Publikacja MATRIKON; Alarm Management for Pipelinens – Part 2.
Matrikon Inc. Canada
[6] D. Shook.: Publikacja MATRIKON; Alarm Management What, Why, Who and How? Matrikon
Inc. Canada
[7] EEMUA 191: Alarm Systems. A Guide to Design, Management and Procurement. 2nd
Edition 2007
[8] Peter Andow: Publikacja HONEYWELL; Alarm Management: Experience, Techniques and
Tools; 2004
[9] Publikacja MATRIKON; An Introduction to Alarm Management for Process Industries;
Matrikon Inc. Canada. 2006
[10] Hollifield, Bill & Habibi, Eddie.: The Alarm Management Handbook. A comperehensive
Guide, PAS 2006
[11] Neil Brown.: Measurement+Control Vol.36/4.5.2003; Alarm Management - The EEMUA
Guidelines in Practice
[12] Publikacja MATRIKON; Alarm Management; Matrikon Inc. Canada. 2006
[13] Manuel Göpelt.: Automatisierungstechnische Praxis; Störfaktoren Angekreist 5/2007
©
62
TO MIEJSCE
CZEKA NA WASZĄ
REKLAMĘ
CAŁA STRONA
NA REKLAMĘ
WASZEJ FIRMY

automatyka elektryka zakłócenia

Transkrypt

Podobne dokumenty

LE PLAISIR DU CHAUFFAGE À LA FRANÇAISE

LE PLAISIR DU CHAUFFAGE À LA FRANÇAISE

Quattro

Cylium