1
Generator asynchroniczny w sieci energetycznej
mgr in . Piotr Molenda
Wst p:
Obecnie w zdecydowanej wi kszo ci ma ych elektrowni wodnych jak i w innych ród ach energii
odnawialnych produkuj cych energi elektryczn do sieci stosuje si generatory asynchroniczne.
Generatory asynchroniczne wykazuj szereg zalet w porównaniu z generatorami synchronicznymi,
g ównie to: ni sza cena, brak konieczno ci synchronizacji z sieci przy ich za czaniu, prostszy i ta szy
uk ad zabezpiecze .
Do ich wad zaliczamy brak mo liwo ci pracy na sie wydzielon /znane mi s uk ady umo liwiaj ce
prac generatora asynchronicznego na sie wydzielon , ale na pewno ta szy i pewniejszy b dzie w
tym przypadku generator synchroniczny/, oraz konieczno poboru mocy biernej z sieci /cz ciowo
rekompensowana w wyniku stosowania kompensacji mocy biernej/.
Budowa i zasada dzia ania generatora asynchronicznego:
Generator asynchroniczny to nic innego jak zwyk y silnik asynchroniczny zwarty /najcz ciej
klatkowy/.
Je eli takim silnikiem obraca /np. za pomoc turbiny wodnej/ z pr dko ci wi ksz od jego pr dko ci
synchronicznej to silnik taki zachowywa si b dzie jak pr dnica wytwarzaj c energi elektryczn
czynn .
Generator taki przy czony do sieci o mocy o praktycznie niesko czenie wi kszej od mocy tego
generatora w aden sposób nie ma mo liwo ci zmieni parametrów tej sieci /napi cia i cz stotliwo ci/
a wprost przeciwnie to sie wymusza parametry pracy generatora /napi cie, obroty/. Obroty wirnika
tego generatora b d równe jego obrotom synchronicznym powi kszonym o po lizg . Wraz ze
wzrostem mocy na wale generatora wzrasta b dzie po lizg /mam na my li oczywi cie bezwzgl dn
wielko po lizgu poniewa dla pr dnic przyjmuje si warto po lizgu ze znakiem minus in ynierów
odsy am do wykresu ko owego pracy maszyny asynchronicznej/ Wzrostowi po lizgu towarzyszy wzrost
pr du w wirniku i w efekcie wzrost mocy czynnej przekazywanej przez generator do sieci.
Aby w generatorze mog a pojawi si si a elektromotoryczna konieczne jest wytworzenie pola
magnetycznego. ród em tego pola /wzbudzenia generatora/ jest moc bierna pobierana przez ten
generator z sieci. Na zaciskach generatora pozbawionego mo liwo ci poboru mocy biernej
/od czonego od sieci/ nie pojawi si adne napi cie bez wzgl du na jego pr dko obrotow . Musimy
jednak pami ta e ród em mocy biernej dla generatora jest nie tylko sie /system energetyczny/ ale
i przy czone niego kondensatory.
Kompensacja mocy biernej:
Jak stwierdzono wcze niej ród em mocy biernej pobieranej przez generator asynchroniczny na
wzbudzenie jest sie . Generatory asynchroniczne podobnie jak silniki pobieraj dosy znaczne ilo ci
mocy biernej. Przyk adowo generator 100 kW. o cos = 0,82 pobiera b dzie z sieci przy
znamionowym obci eniu ok. 70 kVar mocy biernej. Przy pracy ja owej pobór mocy biernej zmniejszy
si do ok. 45 kVar.
Jak wida s to znacz ce ilo ci energii biernej i chocia wytworzenie energii biernej praktycznie nic nie
kosztuj /energie biern produkuj si poprzez regulacj wzbudzenia w generatorach
asynchronicznych lub za pomoc baterii kondensatorowych/ to jej przes anie do odbiorcy wi e si z
okre lonymi stratami w liniach przesy owych i transformatorach.
Z tego wzgl du operator systemu b dzie da cz ciowej kompensacji mocy biernej pobieranej przez
generator asynchroniczny.
2
Zale no poboru mocy biernej przez generator asynchroniczny w funkcji jego obci enia mo na
przedstawi za pomoc wykresu:
Qg
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 Pg
Kompensacje mocy biernej realizuj si poprzez przy czenie w pobli u generatora / na jego
zaciskach / odpowiednich kondensatorów.
Jak wynika z powy szego wykresu przy czenie kondensatora o mocy zbli onej do mocy biernej
pobieranej przez generator na biegu ja owym pozwoli zachowa tg rozumiany w tym przypadku jako
stosunek macy biernej pobieranej przez generator z sieci do mocy czynnej oddawanej przez niego do
sieci poni ej 0,4 praktycznie w ca ym zakresie jego obci enia.
Stosuj c kompensacje mocy biernej generatora asynchronicznego musimy pami ta e
stosowane w tym celu kondensatory mog by ród em mocy biernej dla generatora w przypadku
jego od czenia od sieci spowodowa jego samowzbudzenie /utrzymywanie si napi cia na zaciskach
generatora pomimo jego od czenia od sieci/.
Zgodnie z zaleceniami Instytutu Energetyki [1] moc przy czonych baterii kondensatorów nie powinna
by wi ksza ni :
nn 2
Qco Qgo (-----)
n
Gdzie:
nn - obroty znamionowe generatora
n - obroty generatora
Qco - moc baterii kondensatorów dla n = nn
Qgo - moc bierna pobierana przez pr dnice na biegu ja owym
Z przytoczonej powy ej zale no ci wynika e warunkiem braku samowzbudzenia pr dnicy
asynchronicznej do warto ci napi cia powy ej znamionowego po jej od czeniu od sieci i wzro cie jej
pr dko ci obrotowej do 1,1 nn jest aby:
Qco < 0,82 Qgo
W przypadku dopuszczenia do rozbiegania turbozespo u do n = 1,3 nn
3
Qco < 0,59 Qgo
Je eli za dopu cimy rozbieganie do warto ci n = 2,5 nn
Qco < 0,16 Qgo
Niebezpiecze stwo przeniesienia napi cia samowzbudzenia generatora asynchronicznego
na sie energetyczn :
D ugotrwa e niekontrolowane utrzymywanie si napi cia wytwarzanego przez przy czone do sieci
ród o napi cia po wy czeniu odcinka linii jest najwa niejszym niebezpiecze stwem które musi bra
pod uwag operator sieci okre laj c warunki przy czenia jak i projektant elektrownii.
Turbina w elektrowni wodnej /podobnie zreszt jak i agregat nap dzaj cy generator w elektrowni
biogazowej/ przystosowana do pracy na sie energetyczn nie posiada regulatora obrotów, który
pozwala by na utrzymywanie jej sta ych obrotów niezale nie od zmieniaj cego si obci enia. Rol te
spe nia sie energetyczna która utrzymuje obroty generatora na sta ym poziomie równym jego
obrotom synchronicznym powi kszonym o po lizg . Obroty generatora b d zawsze takie przy
których nast pi równowaga pomi dzy jego moc na wale /dostarczon przez turbin / a moc
przekazan do sieci /przy konkretnej warto ci napi cia na zaciskach generatora/. Maksymalna
pr dko jak mo e uzyska generator zale y od charakterystyki nap dzaj cej go turbiny i nazywane
jest pr dko ci rozbiegow turbiny /maksymalna pr dko turbiny przy braku obci enia/.
Pr dko rozbiegowa wynosi 1,6 2 dla turbin Francis a i 2,5 3 krotno obrotów znamionowych dla
turbin Kaplana i mig owych.
Aby przeanalizowa mo liwo wyst pienia napi cia samowzbudzenia w sieci energetycznej do której
przy czony jest generator asynchroniczny przypatrzmy si bilansowi mocy czynnej i biernej w
od czonych odcinkach sieci.
Typow sytuacje przy czenia MEW do sieci przedstawia poni szy schemat:
1. Zastanówmy si co si stanie je eli w czasie pracy generatora otwarty zostanie cznik Nr 1
/ cz cy generator asynchroniczny z sieci /.
Zdj cie obci enia generatora spowoduje gwa towny przyrost obrotów turbiny i generatora.
Przyrost pr dko ci obrotowej b dzie proporcjonalny do aktualnego momentu obrotowego turbiny
a odwrotnie proporcjonalny do momentu bezw adno ci mas wiruj cych. Maksymalnie generator
mo e osi gn pr dko wynikaj c z pr dko ci rozbiegowej turbiny.
Na zaciskach generatora pojawi si napi cie samowzbudzenia. Warto tego napi cia b dzie
zale a a od pr dko ci obrotowej generatora i od wielko ci pr du magnesowania czyli od
pojemno ci przy czonego do zacisków generatora kondensatora /który w normalnych warunkach
pracy pe ni rol kompensacji mocy biernej/.
Warto indukowanego na zaciskach pr dnicy napi cia okre la wzór:
E1 = 4,44*f1*z* *ku1
1
Gdzie:
f cz stotliwo zale na od obrotów pr dnicy
z liczba zwojów uzwoje stojana
wielko strumienia magnetycznego pr dnicy
1
ku1 sta a pr dnicy
4
Wielko napi cia zale y wi c od obrotów pr dnicy i od wielko ci strumienia magnetycznego.
Wielko strumienia magnetycznego pr dnicy zale y od pr du wzbudzenia. Zale no t mo na
przedstawi graficznie jak ni ej:
1
Jak wynika z powy szego wykresu warto strumienia magnetycznego wyznacza punkt przeci cia
krzywej magnesowania pr dnicy z pr dem przy czonej baterii kondensatorowej.
W warunkach rozbiegania gdzie generator osi ga pr dko ci nawet kilkakrotnie wy sze do
znamionowych napi cie samowzbudzenia zale y od pojemno ci przy czonej baterii
kondensatorów i mo e znacznie przekroczy napi cie znamionowe generatora. Napi cie to mo e
spowodowa uszkodzenie izolacji generatora, kondensatorów czy aparatury sterowniczej MEW.
Dlatego konieczne jest aby ka dorazowo od czeniu generatora asynchronicznego od
sieci towarzyszy o szybkie od czenie kondensatorów od zacisków generatora.
Niedopuszczalne jest równie d ugotrwa e utrzymywanie si pr dko ci rozbiegowej turbiny i
generatora /mo liwo uszkodze mechanicznych/.
Jak wynika z wykresu jak wy ej w pr dnicy asynchronicznej mo liwe jest wyst pienie zjawiska
samowzbudzenia tylko wówczas gdy reaktancja /wynikaj ca z pojemno ci/ przy czonej baterii
kondensatorów jest wi ksza od pewnej reaktancji granicznej Xco .
Wielko Xco zale y od wielko ci i typu zastosowanego generatora asynchronicznego oraz jego
pr dko ci
2. Rozpatrzmy teraz przypadek gdy na schemacie pod czenia generatora asynchronicznego otwarty
zostanie cznik Nr 2. cznik ten odpowiada od cznikowi po stronie SN transformatora i nie
wyobra am sobie aby odpowiednie s u by Energetyki otwar y go bez wcze niejszego wy czenia
elektrowni lecz mimo wszystko nale y przeanalizowa taki przypadek.
5
W rozpatrywanym przypadku indukowane przez generator napi cie samowzbudzenia zasila
b dzie odbiory lokalne przy czone do tego samego transformatora oraz transformator /w stanie
ja owym zasilanie od strony nn/.
Obroty generatora zale e b d od bilansu mocy czynnej /zale nej z kolei od poziomu
indukowanego napi cia/, za napi cie od bilansu mocy biernej.
Przy czona do zacisków generatora asynchronicznego bateria kondensatorów b dzie musia a
pokry moc biern na magnesowanie pr dnicy /moc biegu ja owego generatora/ moc biern
tracon w uzwojeniach stojana generatora /zale n od obci enia/, moc biern pobieran przez
odbiorniki lokalne przy czone do tego samego transformatora, oraz moc biern biegu ja owego
transformatora.
Je li by rozpatrywa przypadek opisany na schemacie to: 45 20 16 = 9 kVar. Moc bierna biegu
ja owego tego generatora wynosi 45 kVar, za ca kowite zapotrzebowanie na na moc biern przy
mocy znamionowej i znamionowej cz stotliwo ci wynosi 70 kVar.
W tym przypadku najprawdopodobniej nast pi oby ca kowite odwzbudzenie generatora i
nast pi oby jego rozbieganie.
Oczywi cie w ogólnym przypadku nie mo na wykluczy mo liwo ci niekontrolowanego zasilania
odbiorców przy wy czeniu jak w rozpatrywanym przypadku.
Aby do tego nie dopu ci nale y:
" stosowa mo liwie jak najmniejsz kompensacje mocy biernej generatora asynchronicznego.
Niektóre ród a (1) uwa aj e stosowana kompensacja powinna by na poziomie 80% mocy
biernej pobieranej przez generator asynchroniczny na biegu ja owym, gwarantuje to bowiem
e napi cie na jego zaciskach /na biegu ja owym/ nie wzro nie powy ej znamionowego przy
obrotach generatora do 110% obrotów znamionowych.
" dany przez wi kszo operatorów tg < 0,4 rozumiany jako stosunek mocy biernej
pobieranej przez generator z sieci do mocy czynnej oddawanej przez generator do sieci jest
jeszcze do przyj cia, natomiast jego zmniejszanie poni ej 0,2 lub oddawanie mocy biernej do
sieci przez elektrownie jest niedopuszczalne ze wzgl du na wzrastaj ce niebezpiecze stwo
samowzbudzenia, jak równie na niebezpiecze stwo podnoszenia przez elektrowni napi cia
sieci w przypadku jej przy czenia na ko cach linii.
" Generator asynchroniczny wyposa ony w bateri do kompensacji mocy biernej musi by
wyposa ony zarówno w zabezpieczenia pod-napi ciowe jak i nad-napi ciowe dzia aj ce na
do czenie generatora od sieci i od czenie baterii kondensatorów.
" Generator musi posiada zabezpieczenie od nadobrotów /lub od cz stotliwo ci/ wy czaj cy
go z sieci przy obrotach powy ej 110% obrotów znamionowych.
3. Od czenie linii SN w GPZ otwarcie cznika Nr 3 na schemacie.
Aby okre li mo liwo zasilania wy czonej w GPZ linii SN z przy czonego do niej generatora
asynchronicznego nale y wykona bilans mocy czynnej i biernej w sieci.
Moc czynna pobierana przez odbiorniki przy czone do linii SN jest zazwyczaj wielokrotnie wi ksza
od mocy przy czonej do niej elektrowni.
O mo liwo ci pojawienia si napi cia samowzbudzenia decydowa b dzie jednak bilans mocy
biernej w od czonej sieci. W ka dym przypadku bilans ten b dzie ujemny. Je eli nawet za o ymy
zerowy pobór mocy czynnej i zerowy pobór mocy biernej przez odbiorniki przy czone do tej linii
to zawsze pozostanie pobór mocy biernej na magnesowanie rdzeni transformatorów
przy czonych do tej linii SN. Moc ta praktycznie zawsze przewy sza b dzie moc przy czonej do
generatora baterii kondensatorów.
W rozpatrywanym powy ej przyk adzie: 45 16 8*10 = -51 , co oznacza e samowzbudzenie
generatora asynchronicznego jest niemo liwe. Generator asynchroniczny potraktuj od czon z
GPZ lin SN jak zwarcie, nast pi szybka utrata pola magnetycznego pr dnicy i brak napi cia na
zaciskach generatora niezale nie od jego obrotów.
6
Zabezpieczenia generatora asynchronicznego:
Jak wynika z przeprowadzonych powy ej rozwa a generator asynchroniczny szczególnie je eli
wspó pracuje z bateri kondensatorów mo e w okre lonych warunkach stanowi ród o napi cia
stwarzaj c tym samym zagro enie zarówno dla sieci jak i dla obwodów elektrownii.
Aby nie dopu ci do pojawienia si i utrzymywania jakiegokolwiek niebezpiecze stwa ze strony
generatora ka de zak ócenie napi cia b d cz stotliwo ci sieci powinno skutkowa natychmiastowym
od czeniem generatora od sieci i od czeniem przy czonych do jego zacisków kondensatorów.
Ka dy generator asynchroniczny wspó pracuj cy z sieci powinien posiada komplet zabezpiecze do
których zaliczam:
" zabezpieczenie zwarciowe zabezpieczenie od zwar w uzwojeniach generatora i obwodach
zasilaj cych generator. Zabezpieczenie to realizuj si najcz ciej za pomoc bezpieczników
topikowych. Wygodnie jest stosowa roz czniki bezpiecznikowe, które umo liwiaj uzyskanie
jednocze nie widocznej przerwy w obwodzie generatora przy jego wy czeniu w czasie
wykonywania jakichkolwiek prac przy generatorze.
Lepsze /ale niestety znacznie dro sze/ jest zastosowanie wy cznika zwarciowego. Umo liwia
on bowiem znacznie bardziej selektywne a przede wszystkim szybsze wy czenie zwarcia.
" zabezpieczenie od przeci e w normalnym uk adzie praktycznie bezsensowne poniewa
moc generatora dobiera si zazwyczaj do maksymalnej mocy turbiny. Stosowany najcz ciej
jako zabezpieczenie od przeci e termik b dzie pe ni funkcje zabezpieczenia od pracy nie
pe nofazowej.
" Zabezpieczenie od pracy nie pe nofazowej /od asymetrii pr dów generatora/. Jak stwierdzono
powy ej rol t spe nia najcz ciej termik w obwodzie generatora. W niektórych przypadkach
warto zastanowi si czy nie jest celowe zastosowa czulszego zabezpieczenia od asymetrii
pr dów generatora .
" Zabezpieczenie pod-napi ciowe powoduj ce natychmiastowe od czenie generatora od sieci
je eli napi cie spadnie poni ej 80 - 90% napi cia znamionowego
" Zabezpieczenie nad-napi ciowe powoduj ce natychmiastowe od czenie generatora od sieci
je eli napi cie wzro nie powy ej 110% napi cia znamionowego. Zabezpieczenie to musi by
bezwzgl dnie stosowane je eli stosujemy kompensacj mocy biernej.
" Zabezpieczenie od asymetrii napi cia i od zmiany kierunku wirowania.
" Zabezpieczenie od nad-obrotów generatora ustawiane zazwyczaj na 110% jego obrotów
znamionowych
" Zabezpieczenie od spadku obrotów generatora poni ej 80 90% obrotów znamionowych.
Zabezpieczenie to realizuje zazwyczaj przeka nik za czaj cy generator do sieci przy obrotach
synchronicznych. Przeka nik ten wy czy generator je eli obroty spadn poni ej jego
histerezy.
Powy sze zabezpieczenia dzia aj na cznik /stycznik/ cz cy generator z sieci i s wystarczaj ce do
zapewnienia bezpiecznej wspó pracy generatora asynchronicznego z sieci .
W szczególnych przypadkach je eli z bilansu mocy biernej wynika e istnieje mo liwo
samowzbudzenia generatora asynchronicznego /ze wzgl du na zastosowany wysoki stopie
kompensacji mocy biernej b d obecno w sieci lokalnej odbiorników o charakterze
pojemno ciowym/ mo na rozpatrzy mo liwo zastosowania dodatkowych zabezpiecze , które w
rzeczywisto ci b d dublowa y zabezpieczenia podstawowe. Uwa am e w pewnych przypadkach
celowe mo e by zastosowanie dodatkowych zabezpiecze pod i nad-napi ciowych, oraz
zabezpieczenia pod i nad-cz stotliwo ciowego. Zabezpieczenia te powinny dzia a na inny cznik ni
stycznik za czaj cy generator do sieci.
Podnoszony niekiedy pomys y zabezpieczania generatorów asynchronicznych za pomoc uk adów
zerowo napi ciowych instalowanych po stronie SN uwa am za ca kowicie bezsensowne.
Zabezpieczenia te zgodnie z intencj ich autorów mia yby uniemo liwi zasilanie wy czonej w GPZ linii
SN przez generator elektrownii.
Jak wykazano w przeprowadzonym powy ej bilansie mocy biernej dla takiego przypadku /przypadek
opisany w punkcie 3/ zapotrzebowanie na moc biern /magnesowania/ przy czonych do wy czonej
linii SN transformatorów /nawet nie obci onych/ i zapotrzebowanie na moc biern generatora
asynchronicznego znacznie przekraczaj moc przy czonych w elektrownii kondensatorów.
7
Literatura:
1. doc. E.M ciwijewski, Problem kompensacji mocy biernej pobieranej przez generatory
asynchroniczne w ma ych elektrowniach wodnych- Instytut Energetyki O/Gda sk1996
2. dr Z. Gi tkowski Autonomiczne pr dnice indukcyjne o wzbudzeniu kondensatorowym i
przekszta tnikowym - ATR Bydgoszcz1997
3. S.Roszczyk Teoria maszyn elektrycznych - WNT1979
4. T. Kahl Sieci elektroenergetyczne - WNT 1984
5. Praca zbiorowa - Poradnik elektryka - WSiP 1995
8
ANALIZA ZASAD KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ W MA YCH ELEKTROWNIACH WODNYCH
Z GENERATORAMI ASYNCHRONICZNYMI
RÓD A ZAGRO E DLA SIECI I URZ DZE WYTWÓRCZYCH MEW Z GENERATORAMI
KOMPENSOWANYMI
Za cznik do warunków przy czenia MEW do sieci.
OPRACOWA : IN . EDMUND PUCHOWSKI
UL. GARNIZONOWA 8
86-300 GRUDZI DZ
TEL. 0 56 462 30 40
KOM: 0 604 198 755
Na zlecenie: Towarzystwa Rozwoju Ma ych Elektrowni Wodnych
Grudzi dz kwiecie 2006
W zakresie wspó pracy ruchowej mi dzy Zak adami Energetycznymi w a cicielami sieci i
dystrybutorami energii elektrycznej, a ma ymi elektrowniami energii odnawialnej, najwi cej
kontrowersji i nieporozumie wynika z braku uregulowa prawnych, szczególnie w zakresie gospodarki
energi biern . Niemal ka dy Zak ad energetyczny w Polsce, a cz sto nawet Rejon Energetyczny
stawia inne, cz sto sprzeczne ze sob warunki gospodarki energi biern : od ca kowitej rezygnacji z
kompensacji, poprzez:
tg = 0,4 ; 0,2 do tg = 0
oraz od braku liczników energii biernej i nie pobierania op at, poprzez op aty za przekroczenie
obligatoryjnie wyznaczonego:
tg
rozumianego jako stosunek energii czynnej oddanej do sieci, a do po kuriozalne danie op at w
wysoko ci podwójnej stawki dla taryf za energi czynn pobrana z sieci motywuj c to przepisami , z
których jakoby wynika, e gdy pobierana jest energia bierna, bez poboru energii czynnej, wówczas:
tg = Q/P dla P = 0 tg = Q/0 ->
(w tym my leniu zagubi a si gdzie energia czynna oddana do sieci)
dla cis o ci rachunkowej, w cytowanych w tytule Wytycznych do warunków technicznych
przy czeniu MEW do sieci ZE :
tg 0,4
rozumiane jest jako warto bezwzgl dna stosunku mocy biernej pobranej do mocy czynnej oddanej:
tg Q/-P 0,4
9
Takie podej cie urz dnika ZE do spraw energii biernej wiadczy o niezrozumieniu istoty racjonalnej
gospodarki t energi . Bezspornym i zrozumia ym celem dystrybutora energii jest zmniejszenie strat
mocy i spadków napi cia w podleg ych sieciach, a zatem kosztów eksploatacyjnych, a jednym ze
sk adników tych kosztów s straty mocy od sk adowej biernej pr du na oporno ciach linii
przesy owych, transformatorach itp.:
P = I2 x RL
Gdzie:
I = Ip2 + Ia2
A poniewa sk adnik:
Ia < Ip
Wówczas:
Ia2 << Ip2
St d wniosek, e udzia sk adowej biernej w bilansie strat jest du o mniejszy ni potocznie jest
postrzegany.
Z analizy wp ywu ma ych elektrowni na parametry sieci wynika, e spadki napi cia i zwi zane
z tym straty mocy od pr dów biernych s z nawi zk kompensowane przez podwy ki napi cia i
zmniejszenie strat mocy przesy owych dla lokalnych odbiorców wspomaganych zasilaniem z MEW.
Problem ten przedstawiony w opracowaniu Instytutu Energetyki Oddzia w Gda sku znak
OG/75/96 z lipca 1996 roku. Na to opracowanie cz sto powo uj si s u by ZE i jednocze nie stosuj
sprzeczne rozwi zania w praktyce. Za czony diagram rozk adu napi w sieci zasilanej przez MEW,
dla:
tg = 0,5 (cos = 0,89)
Jednoznacznie wskazuje na to, e MEW nie pogarsza parametrów sieci, lecz wr cz
przeciwnie, parametry napi ciowe poprawia. Nie zwi ksza strat napi cia i mocy, - lecz je
zmniejsza i w interesie dystrybutorów energii powinno by promowanie MEW i
odst pienie od kompensacji mocy biernej w zdecydowanej wi kszo ci przypadków, a
szczególnie ze wzgl du na to, e dotychczasowe wymagania ZE prowokuj powa ne
zagro enia dla bezpiecze stwa operatorów sieci i materialnych sk adników sieci.
Z g bszej analizy wp ywu MEW na parametry sieci wynika, e dopiero od:
tg = 0,5 (cos = 0,71)
Mo na zaobserwowa negatywny wp yw MEW na straty w sieci. (stan taki zdarza si , gdy moc
zainstalowana generatora wykorzystana jest w niewielkim stopniu) Aby potwierdzi ocen autora tego
opracowania, wystarczy przeprowadzi bardzo prosty test:
10
Woltomierzem mierz cym napi cie z dok adno ci do 1V (miernik cyfrowy), zmierzy napi cie sieci:
a) przed w czeniem elektrowni
b) po w czeniu elektrowni
Pomiar mo na wykona w ró nych miejscach sieci oraz dla ró nych warto ci
tg ,-z kompensacji i bez kompensacji (tg mo na wyznaczy ze wskaza liczników)
Gdy Ua < Ub - MEW poprawia parametry sieci
Gdy Ua > Ub - MEW generuje straty
Du o wa niejszym od wy ej opisanego jest aspekt bezpiecze stwa sieci, - dla zdrowia i ycia
personelu obs ugi sieci, jak równie ze wzgl du na szkody materialne zarówno operatorów sieci jak i
w a cicieli MEW.
Jest wiele przyk adów na to, jak niektóre ZE poprzez wymagania g bokiej kompensacji, na
w asne yczenie prowokowa y wydarzenia w sieci, brzemienne w szkody dla odbiorców i w asnej
sieci, których koszty musia y same pokrywa . Ponadto przez nie wiadome ...(!?) operacje na sieci,
polegaj ce na od czeniu fragmentu sieci z pracuj c MEW, wywo a y du e zagro enie dla ycia i
straty materialne.
Istot tych zagro e najlepiej przedstawia za czony diagram powstawania rezonansowych
udarów napi ciowych w obwodach L-C (L indukcyjno generatora, C pojemno kondensatorów
wewn trznych MEW i zewn trznych).
Amplituda generowanych przepi , przy braku obci e czynnych osi ga 50-cio krotna
warto napi cia znamionowego, to jest ok. 20 kV napi cia przewodowego i ok. 11,5 kV napi cia
fazowego tak du a amplituda przepi cia udarowego, obawiaj ca si g o nym trzaskiem wy adowa
iskrowych w instalacjach powoduje cz sto zniszczenie urz dze technologicznych (generator
kondensator, sprz t rozdzielczy i pomiarowy, a szczególnie urz dzenia zabezpieczaj ce). Znane s
przypadki uszkodzenia zabezpiecze nadnapi ciowych i podnapi ciowych renomowanych firm (jak
Alstom, ZEG Tychy, ABB), zanim te zabezpieczenia zdo a y zadzia a !!!
Ponadto nale y mie wiadomo , e przy zmniejszeniu poziomu kompensacji, zagro enie
przepi ciem w dalszym ci gu istnieje. Powodem tego jest pr dko rozbiegowa turbozespo u po
nag ym zdj ciu jego obci enia. Poniewa cz stotliwo generowana jest wprost zale na od jego
obrotów, a z zale no ci:
fo =
Wynika: gdy pojemno C kondensatora maleje, - cz stotliwo w asna obwodu L-C wzrasta i mo e
odpowiada zwi kszonym obrotem generatora. Przy pr dko ci rozbiegowej:
NR = 2
(Typowe dla wi kszo ci turbin)
rezonans wyst pi przy kompensacji:
Qco = (NN/ NR )2 x Qgo Qco= (1/ 2 )2 x Qgo = 0,25 Qgo
11
gdzie:
Qco moc baterii kondensatorów dla cz stotliwo ci 50 Hz
Qgo moc pobierana przez generator przy cz stotliwo ci 50 Hz w stanie ruchu ja owego
NN pr dko obrotowa znamionowa generatora
NR pr dko obrotowa rozbiegowa generatora
Wniosek: 1. Kompensowa moc biern do warto ci Qc <0,25 Qgo
lub 2. Stosowa skuteczne metody zabezpiecze rozbiegowych lub
cz stotliwo ciowych do:
NR = 1,15NN
Co odpowiada:
Qc < (1/1,15)2 x Qgo < 0,75 Qgo
Wnioski ko cowe:
I. Dla jednostek ma ych o mocy zainstalowanej P 40 kW ca kowicie zrezygnowa z
kompensacji mocy biernej lub kompensowa moc kondensatorów o warto ci Qco 0,2
Qgo
Uwaga! Brak kompensacji jest gwarancj bezpiecze stwa dla generatora i sieci.
II. Dla mocy 40 < P < 200 kW stosowa kompensacj do warto ci Qco 0,75 Qgo oraz
zabezpieczenia:
podnapi ciowe REP = 0,9 Un,
nadnapi ciowe REN = 1,1 Un
rozbiegowe ROR = 1,15 Nn
cz stotliwo ciowe Rfp 49,5 Hz oraz Rfn 50,5 Hz
III. Dla mocy wi kszych od 200 kW, decyzje o zakresie kompensacji i systemie zabezpiecze
podj po dok adnej analizie potrzeb sieciowych i ich bezpiecze stwa.
W ka dym z wy ej opisanych przypadków, wraz z od czeniem generatora od sieci musi nast pi
roz czenie generator kondensator.
IV. MEW czy z sieci odr bn lini zasilaj c tylko w uzasadnionych przypadkach, w czy
MEW do wspólnej sieci z odbiorcami.
V. Na od cznikach linii MEW w stacjach transformatorowych umieszcza tabliczki z napisem:
Nie wy cza bez porozumienia z operatorem MEW
VI. Nie pobiera op at za energie biern , chyba e MEW ma negatywny wp yw na zasilan
sie :
Ua < Ub lub tg > 0,5
VII. Liczniki pomiarowe energii biernej wykorzysta tylko do monitorowania prawid owej pracy
MEW.
12
13
14
Wytyczne dotycz ce warunków przy czenia do sieci Ma ej Elektrowni Wodnej
wyposa onej w generatory asynchroniczne.
OPRACOWA : IN . EDMUND PUCHOWSKI
UL. GARNIZONOWA 8
86-300 GRUDZI DZ
TEL. 0 56 462 30 40
KOM: 0 604 198 755
Na zlecenie: Towarzystwa Rozwoju Ma ych Elektrowni Wodnych
Grudzi dz kwiecie 2006
1. Miejsce przy czenia:
1.1 Miejsce przy czenia MEW do sieci okre la operator sieci kieruj c si istniej c konfiguracj sieci,
bezpiecze stwem sieci, moc generatorów i d eniem do minimalizacji kosztów przy czenia.
1.2 Je eli to mo liwe nale y w pierwszej kolejno ci wykorzystywa istniej ce stacje
transformatorowe.
1.3 Preferuje si oddzieln lini nn od stacji transformatorowej do MEW, bez przy czania do niej
innych odbiorców.
1.4 Moc zwarciowa w miejscu przy czenia MEW powinna by co-najmniej 20-krotnie wi ksza od
mocy zwarciowej pojedynczego generatora w MEW
1.5 Na danie Inwestora Operator ma obowi zek dok adnie wyja ni zasady którymi kierowa si
okre laj c warunki przy czenia
2. Uk ad pomiarowy:
2.1 Dla MEW do 40 kW uk ad pomiarowy bezpo redni mierz cy oddzielnie przep yw energii czynnej w
obu kierunkach. Dla MEW o takiej mocy zaleca si pomija pomiar energii biernej.
2.2 Dla MEW o wi kszej mocy uk ad pomiarowy pó -po redni. Pomiar energii czynnej oddanej do
sieci, energii biernej pobranej, je eli istnieje niebezpiecze stwo przekompensowania równie
energii biernej oddanej. Je eli zapotrzebowanie mocy na potrzeby w asne zbli one do mocy
generatorów równie pó -po redni pomiar energii czynnej pobranej. W przeciwnym razie pomiar
potrzeb w asnych wg pkt-u 2.4. Je eli MEW jest w a cicielem stacji (granica
stron po stronie SN) ilo sprzedanej energii nale y pomniejszy o straty w transformatorze 2%.
2.3 Dla MEW powy ej 350 kW mo na stosowa pomiar po redni.
2.4 Potrzeby w asne MEW (je eli MEW zu ywa energi elektryczn tylko na potrzeby o wietlenia i
ewentualnie drobnych remontów) s zazwyczaj du o mniejsze od jej mocy. W takich przypadkach
ilo energii zu ywanej na potrzeby w asne powinny by mierzone oddzielnym licznikiem
bezpo rednim w czonym przed (patrz c od strony sieci) uk adem pomiarowym wykonanym wg
pkt-u 2.2. Zaleca si rozliczanie potrzeb w asnych poprzez odejmowanie od ilo ci energii
wprowadzonej do sieci ilo ci energii zu ytej na potrzeby w asne. W innym przypadku
traktowania potrzeb w asnych MEW jako odbiorcy (taryfa C11) nale y umo liwi MEW
automatyczne prze czanie potrzeb w asnych i pobór energii bezpo rednio z pracuj cych
generatorów.
2.5 W ka dym przypadku uk ad pomiarowy powinien umo liwi pomiar zarówno ilo ci energii
wprowadzonej do sieci (rozliczenie ilo ci energii sprzedanej) jak równie ca kowitej ilo ci energii
wyprodukowanej dla potrzeb uzyskania odpowiedniej ilo ci wiadectw pochodzenia . Je eli to
konieczne nale y zastosowa dodatkowy uk ad pomiarowy mierz cy ilo energii na zaciskach
generatorów .
3. Kompensacja mocy biernej:
15
3.1 Dla MEW o mocach do 40 kW zaleca si rezygnacj z dodatkowej kompensacji mocy biernej lub
niewielk kompensacj tg 0,4 . Dla tych MEW zaleca si rezygnacj z rozlicze energii
biernej.
3.2 Dla MEW o wi kszych mocach nale y stosowa kompensacj , przy czym nie nale y da
wi kszej kompensacji ni tg < 0,4.
3.3 Nie dopuszczalne jest wprowadzanie przez MEW energii biernej do sieci
3.4 Opisany powy ej tg nale y rozumie jako stosunek energii biernej pobranej z sieci do energii
czynnej wprowadzonej do sieci w okresie obrachunkowym.
4. Za czanie generatora do sieci:
4.1 Za cza nale y generator obracaj cy si z pr dko ci zbli on do synchronicznej.
4.2 Kondensatory nale y przy cza z opó nieniem dopiero po pe nym za czeniu generatora.
5. Zabezpieczenia generatora:
- zabezpieczenia podstawowe:
5.1 zabezpieczenie od zwar realizowane za pomoc bezpieczników topikowych (warto stosowa
roz czniki bezpiecznikowe umo liwiaj one bowiem uzyskanie widocznej przerwy w obwodzie
cz cym generator z sieci ), lub wy czników zwarciowych.
5.2 Zabezpieczenie od przeci e w normalnych warunkach nie spe nia swojej roli poniewa
generator dobiera si do maksymalnej mocy turbiny. Zabezpieczenie to pe ni b dzie funkcje
zabezpieczenia od pracy niepe nofazowej.
5.3 Zabezpieczenie od pracy niepe nofazowej realizowa nale y jako zabezpieczenie od asymetrii
pr dów generatora
5.4 Zabezpieczenie pod-napi ciowe powinno spowodowa natychmiastowe od czenie generatora
gdy napi cie spadnie poni ej 80% napi cia znamionowego.
5.5 Zabezpieczenie nad-napi ciowe powinno spowodowa natychmiastowe od czenie generatora
gdy napi cie wzro nie powy ej 110% napi cia znamionowego.
5.6 Zabezpieczenie od asymetrii napi cia i zmiany kierunku wirowania uniemo liwia za czenie
generatora w przypadku awarii sieci
5.7 Zabezpieczenie od nad-obrotów generatora powinno bezzw ocznie odstawi generator którego
obroty wzros y powy ej 110% obrotów znamionowych
5.8 Zabezpieczenie od spadku obrotów poni ej 80% obrotów znamionowych powoduj ce
natychmiastowe od czenie generatora
- zabezpieczenia dodatkowe:
5.9 zabezpieczenie pod i nad cz stotliwo ciowe bezzw oczne
5.10 zabezpieczenia pod i nad napi ciowe zw oczne
Zabezpieczenia podstawowe nale y stosowa w ka dym przypadku. Powinny one dzia a na cznik
(stycznik) cz cy generator z sieci . Zabezpieczenia te s wystarczaj ce dla wi kszo ci przypadków
MEW.
W szczególnych przypadkach gdy istnieje niebezpiecze stwo zasilania wy czonego odcinka sieci przez
generator asynchroniczny (wysoki stopie kompensacji mocy biernej w MEW, odbiorniki o charakterze
pojemno ciowym w s siedztwie MEW, mo liwo wy czenia odcinka linii z MEW i odbiorcami
lokalnymi) nale y dodatkowo stosowa zabezpieczenia dodatkowe. Zabezpieczenia te powinny dzia a
na inny cznik ni zabezpieczenia podstawowe.
Wyszukiwarka
Podobne podstrony:
Metody kompensacji mocy biernej112 ROZ w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci gazowychSprawozdanie Kompensacja mocy biernejWarunki przyłączenia farmy wiatrowej do sieci elektroenergetycznej – obecne wymogi i planowane zmianbarzyk wybrane problemy z przyłączeniem elektrowni wiatrowej do sieci energetycznejWarunki przyłączenia farmy wiatrowej do sieci elektroenergetycznej – obecne wymogi i planowane zmianNowe metody badań i pomiarów harmonicznych w prądach fazowych urządzeń przyłączanych do sieci zasilaRozporzadzenie przylaczenia do sieci gazowychStatSoft Wprowadzenie do sieci neuronowychKK regulatory mocy biernejKW SK Wprowadzenie do sieci komputerowychDobór mocy transformatora do zapewnienia właściwej mocy stycznika3 Warstwa dostepu do sieci Ethernet32 Homeostaza zdolnosc ukladow biologicznych do regeneracji i kompensacjiWykład 01 Wprowadzenie do sieci telekomunikacyjnychwięcej podobnych podstron