Systemy zasilania rezerwowego – cz. I

Przerwy w dostawie lub niewłaściwe parametry dostarczanej energii elektrycznej są źródłem zakłóceń w pracy odbiorników i w konsekwencji mogą doprowadzić do poważnych skutków, takich jak zagrożenie życia i zdrowia ludzi, ryzyko negatywnego oddziaływania na środowiska lub straty finansowe nie do zaakceptowania. Podstawowym parametrem wpływającym na poprawną pracę odbiorów jest napięcie zasilające. Wzrasta wrażliwość odbiorcy na przerwy w zasilaniu, obniżenie napięcia zasilania poniżej wartości krytycznej i inne zakłócenia. Obecnie w praktyce coraz mniej jest sytuacji, w których przerwy w zasilaniu występujące w dowolnym momencie są do zaakceptowania przez odbiorcę. Szczególnie dotyczy to przerw długotrwałych.

Jednym ze środków poprawy niezawodności zasilania jest zwielokrotnienie źródeł zasilania w energię elektryczną, czyli ich redundancja. Zwykle jedno ze źródeł traktowane jest jako zasilanie podstawowe, natomiast drugie jest zasilaniem rezerwowym.

Należy przy tym, szczególnie w przypadku urządzeń o dużej mocy, dokonać kompromisu między poziomem niezawodności zasilania i jakości energii elektrycznej a nakładami związanymi z uzyskaniem tych parametrów. Dlatego przy projektowaniu zasilania rezerwowego szczególne znaczenie ma dokonanie optymalnej klasyfikacji odbiorów pod względem konieczności zasilania rezerwowego, dopuszczalnego czasu przerwy w zasilaniu (przełączenia) oraz wymaganego czasu podtrzymania zasilania rezerwowego.

Klasyfikacja odbiorów ze względu na przerwy w zasilaniu

W krajowej literaturze spotyka się historycznie utrwalony podział na dwie odrębne grupy odbiorców z punktu widzenia niezawodności zasilania:

– odbiorców przemysłowych,

– odbiorców bytowo-komunalnych.

W przeszłości ocena niezawodności dotyczyła elektroenergetycznych sieci zasilających zarówno komunalnych, jak i zakładowych, stąd odniesienie do odbiorców energii. Przedstawiona w tab. 1 klasyfikacja pod względem wrażliwości na przerwy w zasilaniu w energię elektryczną u odbiorców przemysłowych ma swoje źródło w zarządzeniu Przewodniczącego Państwowej Komisji Planowania Gospodarczego (taki organ funkcjonował w czasach centralnego zarządzania) z lat 50. ubiegłego wieku i z nieznacznymi modyfikacjami występuje we współczesnych krajowych publikacjach i opracowaniach.

Dodatek do niej stanowiły zestawienia przypisujące do kategorii zasilania poszczególne gałęzie przemysłu, procesy produkcyjne lub urządzenia.

Grupę odbiorców bytowo-komunalnych stanowiły głównie budynki mieszkalne (również zamieszkania zbiorowego), obiekty użyteczności publicznej oraz oświetlenie drogowe. Ich zasilanie odbywało się zwykle z sieci zakładu energetycznego. Dla nich została opracowana przez BSiPBE Energoprojekt w Poznaniu w 1983 r. klasyfikacja [2], która obejmowała również dopuszczalne czasy trwania przerwy w zasilaniu. Klasyfikacja ta, pokazana w tab. 2, pojawia się również w piśmiennictwie w XXI w.

Tab. 1 Klasyfikacja pod względem wrażliwości na przerwy w zasilaniu w energię elektryczną u odbiorców przemysłowych [1]

Tab. 2 Klasyfikacja pod względem wrażliwości na przerwy w zasilaniu w energię elektryczną u odbiorców bytowo-komunalnych [2]

Wymagania dotyczące klasy niezawodności oraz dopuszczalnego czasu trwania przerwy kierowane były do dystrybutorów energii elektrycznej. Szczególnie widać to w III grupie odbiorców. Do tej klasyfikacji dołączone było zestawienie grup odbiorców z przypisanymi wymaganymi klasami niezawodności.

Z czasem na podstawie danych podawanych w literaturze europejskiej podjęto próbę stworzenia nowej klasyfikacji tej grupy odbiorców w zależności od wymaganej pewności zasilania [3] (tab. 3).

Tab. 3 Podział odbiorców komunalnych ze względu na niezawodność zasilania [3]

Również w tym przypadku można dyskutować nad proponowanym podziałem. Chociażby zaliczone do I grupy domy jednorodzinne na terenach wiejskich i w rzadkiej zabudowie miejskiej ciągle jeszcze narażone są na stosunkowo częste przerwy w zasilaniu. Przy obecnym stopniu zawansowania technologii i automatyzacji brak energii elektrycznej oznacza również brak ogrzewania (kocioł gazowy lub olejowy nie będzie mógł funkcjonować) czy też uciążliwy brak możliwości uruchomienia coraz powszechniej stosowanego wyposażenia wymagającego zasilania, np. żaluzji zewnętrznych. Dlatego coraz częściej w domach jednorodzinnych pojawiają się małe zespoły prądotwórcze z silnikami benzynowymi jako dodatkowe lokalne źródło zasilania.

Ze względu na postępujący rozwój technologiczny zarówno odbiorników, jak i źródeł zasilania, a także relacje między dystrybutorami i odbiorcami energii elektrycznej czy też uwarunkowania ekonomiczne przytoczone klasyfikacje wydają się w dużej mierze przestarzałe. W obowiązujących dzisiaj przepisach nie ma powszechnie obowiązującego podziału na kategorie zasilania z podziałem na takie grupy odbiorców, jak wskazano.

Zapewnienie wysokiego stopnia pewności zasilania związane jest najczęściej z dużymi nakładami, a wymagania w tym zakresie poszczególnych odbiorów u danego obiorcy są zwykle zróżnicowane. Dlatego w praktyce coraz rzadziej się zdarza, aby ten sam wysoki poziom niezawodności zasilania zapewniano wszystkim odbiornikom, czyli danemu odbiorcy w całości. Obecnie o konieczności zastosowania środków zwiększających pewność zasilania poszczególnych odbiorów (niezależnie od rodzaju odbiorców) decydują głównie dwa czynniki:

– bezpieczeństwo (kryterium nadrzędne) – zapobieganie zagrożeniu życia i zdrowia ludzi oraz groźnemu, negatywnemu oddziaływaniu na środowiska lub ze względów bezpieczeństwa (wymagania w zakresie niezawodności zasilania dla tych przypadków są zwykle uregulowane przepisami i normami);

– kryterium ekonomiczne – działania w zakresie niezawodności zasilania jako kompromis między ograniczeniem strat lub odniesieniem korzyści (zwiększeniem zysku lub poprawą komfortu) wynikającymi ze wzrostu pewności zasilania i związanymi z tym nakładami inwestycyjnymi i kosztami eksploatacji.

Tab. 4 Wybrane rozporządzenia i normy dotyczące zapewnienia pewności zasilania

Tab. 5 Wrażliwość odbiorcy na przerwy w zasilaniu

W przypadku operatorów elektroenergetycznych wymóg zapewnienia jakości zasilania wynika z jednej strony z przepisów i norm, a z drugiej podlega rygorom ekonomicznym zapisanym w umowach o dostawę energii elektrycznej.

W tab. 4 zestawiono niektóre z przepisów i norm dotyczących poszczególnych odbiorów lub odbiorców, w których wskazano na konieczność zastosowania środków zwiększenia pewności zasilania, oraz zawierających wymagania co do źródeł zasilania rezerwowego, dopuszczalnego czasu trwania przerwy zasilaniu czy też czasu podtrzymania zasilania rezerwowego.

Klasyfikacja odbiorów z punktu widzenia pewności zasilania w energię elektryczną wymaga znajomości procesu technologicznego, warunków pracy urządzeń oraz skutków, które pociąga za sobą przerwa w zasilaniu obowiązujących przepisów i norm dotyczących poszczególnych odbiorów lub odbiorców. Należy przy tym pamiętać, że im ostrzejsze warunki dotyczące niezawodności zasilania, tym wyższe koszty ich zapewnienia. Klasyfikacji takiej każdorazowo powinien dokonywać projektant instalacji elektrycznych wspólnie z technologiem, użytkownikiem, rzeczoznawcami do spraw zabezpieczeń przeciwpożarowych i BHR W niektórych przypadkach swoje wymagania w tym zakresie przedstawia także ubezpieczyciel.

Pomocą w przygotowaniu klasyfikacji może być rozpatrzenie różnych aspektów wpływających na wrażliwość odbiorcy na przerwy w zasilaniu (także obniżenie napięcia zasilania poniżej wartości krytycznej) [4]. W tab. 5 przedstawiono dla poszczególnych przesłanek kategorie w kolejności od najostrzejszej do najłagodniejszej. W rozważaniach pominięto specyficzne zagadnienia związane z obronnością i bezpieczeństwem państwa. Równocześnie należy ustalić czas dopuszczalnej przerwy w zasilaniu poszczególnych odbiorników oraz wymagany czas zasilania rezerwowego, a także moc zapotrzebowaną, rodzaj prądu i wartość napięcia odbiorników wymagających zasilania rezerwowego.

Na podstawie tych informacji można zaprojektować układ zasilania, zapewniający spełnienie wymagań w zakresie ciągłości dostawy energii elektrycznej.

Zasilanie rezerwowe

W celu zwiększenia pewności zasilania, przede wszystkim przez ograniczenie nieplanowanych przerw w dostawie energii elektrycznej, stosuje się następujące rozwiązania:

– zasilanie z różnych, niezależnych źródeł,

– powielenie liczby dróg zasilania,

– stosowanie aparatów i urządzeń, których wymiana możliwa jest bez wyłączania spod napięcia,

– eliminacja wpływu awarii w innych obwodach.

Ważną częścią układu mającą wpływ na niezawodność jest droga zasilania (przesyłu energii elektrycznej). Jest ona definiowana jako zespół urządzeń i linii zasilających, przez które jednocześnie przepływa energia elektryczna od źródła do odbiornika.

Dla zapewnienia niezależnego zasilania spełniony musi być warunek, że w przypadku zakłócenia w pracy lub odstawienia do konserwacji dowolnego elementu w jednej z dróg przesyłu nie następuje ograniczenie w pracy pozostałych.

W tym celu droga zasilania powinna być:

– możliwie najprostsza (zawierać jak najmniej elementów);

– prowadzona promieniowo od rozdzielnicy najbliższej źródła zasilania do odbiornika (najlepiej bezpośrednio lub z możliwie najmniejszą liczbą rozdzielnic po drodze);

– odporna na zakłócenia przeniesione z innych elementów (ograniczenie skutków braku działań wyłączających lub niepotrzebnych wyłączeń zabezpieczeń lub automatyki, np. przez zapewnienie właściwej selektywności zadziałania);

– odporna na uszkodzenia mechaniczne, w tym przeniesione z innych elementów (np. układanie po oddzielnych trasach linii zasilających w obu drogach zasilania).

Zapewnienie odpowiedniego poziomu pewności zasilania wymaga jednakowego stopnia niezawodności pracy wszystkich elementów drogi zasilania. Należy pamiętać, że niezawodność całego układu jest taka jak pojedynczego punktu krytycznego. Takim słabym ogniwem mogą być np. linie zasilające. Aby poprawić ich niezawodność, należy prowadzić je oddzielnie dla zasilania podstawowego i rezerwowego, tak aby awaria jednej z nich nie oddziaływała na drugą bądź nie doszło do równoczesnego uszkodzenia obu. Według wytycznych VdS-CEA [7] dotyczących zasilania pompowni tryskaczowych linie zasilania podstawowego i rezerwowego poza pomieszczeniami rozdzielni i pompowni powinny być prowadzone w odległości co najmniej 3 m.

W przypadku zasilania dwu- i wielostronnego odbiornik zwykle jest zasilany podstawowo z jednego źródła i drogi zasilania, natomiast drugie i ewentualnie dalsze stanowią zasilanie rezerwowe.

W praktyce możemy się spotkać z rezerwą jawną lub ukrytą (niejawną).

Rys. 1 Rezerwa jawna (Pźr – moc źródła, Po – moc odbiorów)

Z rezerwą jawną mamy do czynienia wtedy, kiedy odbiorniki w stanie pracy normalnej zasilane są ze źródła podstawowego, natomiast źródło zasilania rezerwowego pozostaje nieobciążone w gotowości. Przy zaniku napięcia zasilania ze źródła podstawowego po jego odłączeniu następuje załączenie zasilania odbiorników ze źródła rezerwowego (rys. 1).

W przypadku rezerwy ukrytej odbiorniki w stanie pracy normalnej zasilane są ze źródła podstawowego, a źródło zasilania rezerwowego pracuje przy niepełnym obciążeniu.

Przy zaniku napięcia zasilania ze źródła podstawowego po jego odłączeniu następuje załączenie zasilania odbiorników ze źródła rezerwowego, które w ten sposób zostaje dociążone (rys. 2).

Rys. 2 Rezerwa ukryta

Należy przy tym przewidzieć przeciążenie w dopuszczalnym zakresie w warunkach awaryjnych transformatorów, przewodów i innych elementów drogi zasilania i pod tym kątem dokonać właściwego doboru aparatury łączeniowej i zabezpieczeniowej.

Źródło i drogi zasilania rezerwowego powinny mieć odpowiednie parametry do pokrycia dodatkowo obciążenia odbiorników zasilanych ze źródła podstawowego. Można wówczas stosować je zamiennie.

W sytuacji kiedy zasilanie rezerwowe nie posiada wystarczającej mocy, należy dokonać podziału odbiorników na odbiory wymagające wyższego poziomu niezawodności zasilania i pozostałe. Aby dostosować obciążenie do możliwości źródła zasilania rezerwowego, przed jego załączeniem należy dokonać tzw. zrzutu obciążenia, czyli odłączyć odbiorniki nieuprzywilejowane (rys. 3).

Rys. 3 Zrzut obciążenia

Trzeba pamiętać, że również w przypadku zasilania z wielu źródeł mogą wystąpić przerwy w dostawie energii elektrycznej w wyniku [6]:

– uszkodzeń nierezerwowanych elementów układu elektroenergetycznego,

– wadliwego działania zabezpieczeń i automatyki elektroenergetycznej,

– błędnych decyzji i czynności łączeniowych dokonanych przez personel użytkownika,

– planowych prac konserwacyjnych i remontowych,

– ograniczeń wynikającymi z możliwości systemu energetycznego.

mgr inż. Łukasz Gorgolewski

Helios

Projektowanie Instalacji Elektrycznych Poznań

Bibliografia

1. Komisja Ogólnobranżowa Porozumienia o Współpracy i Koordynacji w Projektowaniu Budownictwa, Wskazówki projektowania sieci elektroenergetycznych w zakładach przemysłowych, wyd. 3, Centralny Ośrodek Badawczo-Projektowy Budownictwa Przemysłowego „BISTYP”, Warszawa1974.
2. Wskazówki zapewnienia ciągłości zasilania odbiorców bytowo-komunalnych w miejskich sieciach osiedlowych, BSiPE Energoprojekt Poznań, 1983.
3. H. Markiewicz, Kryteria wymiarowania instalacji elektrycznych, INPE nr 160/2013.
4. Electrical instalation guide. According to IEC international standards. Schneider Electric 2010.
5. PN-EN 50160:2002 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych.
6. H. Markiewicz, Urządzenia elektroenergetyczne, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 2001.
7. VdS-CEA 4001pl Wytyczne VdS-CEA dotyczących instalacji tryskaczowych. Projektowanie i instalowanie.