Moduł 6 Urządzenia elektryczne w energetyce

Moduł 6

Urządzenia elektryczne w energetyce

1. Budowa linii napowietrznych 2. Budowa linii kablowych

3. Odłączniki, rozłączniki i wyłączniki wysokiego napięcia 4. Ochrona przeciwprzepięciowa urządzeń elektrycznych 5. Urządzenia automatyki zabezpieczeniowej

6. Kompensacja mocy biernej 7. Klasyfikacja elektrowni

1. Budowa linii napowietrznych

Linie napowietrzne i linie kablowe są integralną częścią sieci elektroenergetycznych, do których można zaliczyć:

 elektroenergetyczne linie napowietrzne wraz z zainstalowanymi na nich łączni- kami, zabezpieczeniami, ochroną przeciwporażeniową i przepięciową;

 elektroenergetyczne linie kablowe wraz z zainstalowanymi na nich łącznikami, zabezpieczeniami, ochroną przeciwporażeniową i przepięciową;

 elektroenergetyczne linie, w których zastosowano przewody gołe, izolowane lub szynowe, ułożone na stałe w pomieszczeniach lub na zewnątrz pomieszczeń wraz z osprzętem, tablicami i ochroną przeciwporażeniową, zwane instalacjami;

 stacje elektroenergetyczne, stanowiące zespół urządzeń służących do przetwa- rzania lub rozdzielania albo przetwarzania i rozdzielania energii elektrycznej, znajdujących się we wspólnym pomieszczeniu lub ogrodzeniu albo umieszczo- nych na wspólnych konstrukcjach wsporczych wraz z urządzeniami pomocni- czymi.

Podstawowymi elementami linii napowietrznych są:

 przewody wraz z osprzętem,

 izolatory,

 konstrukcje wsporcze.

Linie napowietrzne są jedno-, dwu- lub wielotorowe. Podstawowymi i charaktery- stycznymi częściami linii napowietrznej są słupy, dla których w celu ich identyfikacji wprowadza się oznaczenia literowe. W oznaczeniach tych obowiązuje zasada, że pierw- sza litera odnosi się do nazwy słupa w linii, np.:

 P – przelotowy,

 R – rozgałęźny.

Druga litera odnosi się do funkcji słupa w linii głównej, zaś trzecia do funkcji słupa w linii odgałęźnej, np.:

 słup rozgałęźny odporowo-przelotowy ROP jest słupem odporowym dla linii głównej i przelotowym dla linii odgałęźnej.

Typy słupów dla linii średniego napięcia Do podstawowych typów zaliczamy:

 słup przelotowy P,

 słup skrzyżowaniowy PS,

 słup narożny NP z podporą,

 słup narożny N,

 słup odporowy O,

 słup krańcowy K,

 słup odporowo-narożny ON,

 słup rozgałęźny odporowo-krańcowy ROK,

 słup rozgałęźny krańcowo-krańcowy RKK,

Podobne oznaczenia stosuje się dla linii 0,4 kV, np.:

 słup przelotowy pojedynczy PP,

 słup bliźniaczy przelotowy BP,

 słup z podporą narożny ZN,

 słup z podporą krańcowy ZK,

 słup z podporą rozgałęźny ZR,

 słup rozkraczny narożny RN,

 słup rozkraczny krańcowy RK,

 słup rozkraczny rozgałęźny RR,

 słup rozkraczny narożno-rozgałęźny RNK,

 słup rozkraczny z podporą krańcową rozgałęźny RKR.

Rysunek 1 Sylwetki słupów linii SN: a) słup przelotowy, trójkątny układ przewodów, b) słup prze- lotowy, płaski układ przewodów, c) słup narożny z podporą, trójkątny układ przewodów, d) słup

narożny płaski układ przewodów, e) słup odporowy, trójkątny układ przewodów.

Źródło: Praca zbiorowa, Poradnik Inżyniera Elektryka Tom 3, WNT, Warszawa 1996, s.202

W elektroenergetycznych liniach napowietrznych stosowane są następujące przewody:

 linki aluminiowe AL o przekrojach od 16 do 120 mm², stosowane prawie wyłącz- nie w liniach niskiego napięcia;

 linki stalowo-aluminiowe AFL o przekrojach od 25 do 120 mm², stosowane głównie w liniach średnich napięć;

 linki stalowe FL – do budowy linii elektroenergetycznych prawie nie stosowane;

główne przeznaczenie tego rodzaju linki to przewody do instalacji odgromowej;

 druty D bądź linki L miedziane – ze względu na deficyt miedzi prawie nie stoso- wane do budowy linii napowietrznych;

 przewody w izolacji z materiałów plastycznych z wbudowaną linką nośną stoso- wane w liniach do 1 kV.

W zależności od ważności obiektu, z którym elektryczna linia napowietrzna krzyżuje się lub do którego się zbliża, w odcinkach linii na skrzyżowaniach i zbliżeniach należy

stosować obostrzenie. Wykonanie obostrzeń dotyczy przewodów, izolatorów, słupów, zawieszenia przewodów i ich uchwycenia.

Zgodnie z wymaganiami normy PN-EN 50341 w zależności od rangi obiektu, z któ- rym krzyżuje się lub zbliża linia elektroenergetyczna, w odcinkach linii na skrzyżowa- niach i zbliżeniach stosuje się zwiększone wymagania dla elementów linii, określone ja- ko obostrzenia. Wymagania te dotyczą przede wszystkim izolatorów, słupów, zawiesze- nia przewodów i ich mocowania. Przyjmuje się trzy stopnie obostrzeń oznaczone odpo- wiednio jako stopień I, II i III. Przy obostrzeniach pierwszego stopnia na izolatorach sto- jących stosuje się zabezpieczenie przed zerwaniem przewodu, a przy drugim i trzecim stopniu stosuje się dodatkowy izolator. Jednocześnie przy obostrzeniu trzeciego stopnia stosuje się zmniejszone naprężenia dopuszczalne w przewodach.

Rysunek 2 Zawieszenie odciągowe przewodów w przęsłach podlegających obostrzeniu drugiego i trzeciego stopnia, a) na izolatorach stojących, b) na izolatorach wiszących. 1 – izolator główny, 2 – izolator dodatkowy, 3 – złączka lub uchwyt, 4 – przewód zabezpieczający, 5 – łańcuch izolato-

rów, 6 – rolka odciągowa, 7 – ucho wieszakowe, 8 – wieszak odciągowy, 9 – orczyk, 10 – łącznik Źródło: Niebrzydowski J. Sieci Elektroenergetyczne, WBP, Białystok 1995, s. 332

 ulic i dróg publicznych,

 linii kolejowych,

 wód spławnych (stawów, rzek itp.),

 budynków,

 linii elektroenergetycznych i teletechnicznych,

 rurociągów naziemnych itp.

Zaleca się, aby:

 przęsło linii znajdujące się nad budynkiem było najkrótsze,

 nie prowadzić przewodów elektrycznych nad kominami i nad budynkami kryty- mi materiałami łatwopalnymi, np. słomą, drewnem itp.

Linie elektroenergetyczne przy skrzyżowaniach i zbliżeniach z budowlami należy tak prowadzić i wykonać, aby budowa i utrzymanie linii nie powodowało przeszkód w utrzymaniu i obsłudze tych budowli.

Odległość przewodu uziemionego linii elektroenergetycznej o napięciu do 1 kV od budynków przy największym zwisie normalnym powinna wynosić co najmniej:

 0,75 m od każdej trudno dostępnej części budynku,

 0,2 m od trudno dostępnej części budynku, jeżeli przewód jest zawieszony na wy- sięgnikach ściennych przy rozpiętości przęsła do 20 m,

 2,25 m w kierunku pionowym w górę,

 1,25 m w kierunku pionowym w dół i poziomym od każdej łatwo dostępnej części budynku (okna, podłogi balkonu) z wyjątkiem dachu nie służącego za taras,

 0,75 m od krawędzi dachu niesłużącego za taras; jeżeli na odcinku zbliżenia przewód znajduje się na poziomie wyższym niż krawędź dachu¹.

1 Lakowski J., Poradnik Elektroenergetyka Przemysłowego, COSiW SEP, Warszawa 1995r., str. 243

2. Budowa linii kablowych

Kable, osprzęt i materiały pomocnicze stosowane do budowy linii kablowych po- winny odpowiadać wymaganiom Polskich Norm. W przypadku braku norm – wymaga- nia techniczne dotyczące kabli i osprzętu powinny być uzgodnione między producen- tem, projektantem i użytkownikiem linii.

Osprzęt kablowy przeznaczony jest do łączenia i zakończenia przewodów i kabli elektroenergetycznych, sygnalizacyjnych, z żyłami jedno- lub wielodrutowymi okrągły- mi lub sektorowanymi, aluminiowymi lub miedzianymi, o izolacji papierowej lub z two- rzyw termoplastycznych.

Osprzęt kablowy lub jego części biorące udział w przewodzeniu prądu powinny być wykonane z materiału o dostatecznej wytrzymałości mechanicznej, niepowodującej ko- rozji elektrolitycznej.

Przy doborze osprzętu kablowego uwzględnia się:

 warunki, w jakich osprzęt będzie pracować,

 rodzaj i budowę kabla,

 wartość i wielkość napięcia znamionowego kabli,

 rodzaj zewnętrznej powłoki kabla.

Do głównego osprzętu kablowego należy zaliczyć:

 głowice kablowe służące do ochrony miejsca rozgałęzienia żył kablowych,

Rysunek 3 Głowica kablowa

Źródło: http://www.elnord.pl/, stan na dzień 22.11.13

 mufy kablowe służące do łączenia odcinków kabli,

 złączki kablowe – służące do zakończenia i łączenia żył kablowych.

Rysunek 5 Zaprasowywana złączka kablowa z przegrodą 36kV Źródło: http://www.ep-24.pl/120-Z-EPAL-SP-zaprasowywana-zlaczka-kablowa-z-

pr%283,112,1508%29.aspx, stan na dzień 22.11.13

Linie kablowe niskiego napięcia należy wykonywać kablami o przekrojach wynika- jących z obliczeń, lecz nie mniejszych niż 4x120 mm² w ciągu głównym. Jednakże w przypadku, gdy na obiekcie budowlanym nie przewiduje się zwiększania zapotrzebo- wania na pobór energii, wówczas należy stosować kabel o przekroju wynikającym z przeprowadzonych obliczeń. Montaż kabli typu YKY i YAKY wykonuje się za pomocą taśm izolacyjnych według instrukcji montażu opracowywanych powszechnie przez za- kłady energetyczne. Kable elektroenergetyczne należy układać zgodnie z postanowie- niami normy PN-76/E-05125 Elektroenergetyczne i sygnalizacyjne linie kablowe. Zgod- nie z postanowieniami tej normy kable układa się:

 bezpośrednio w ziemi,

 w rurach i blokach umieszczonych w ziemi,

 w kanałach i tunelach,

 w budynkach.

Układanie kabli bezpośrednio w ziemi

Rysunek 6 Układanie kabli w ziemi

Źródło: http://www.tfkable.com/pl/artykuly/straty-w-przesyle-mocy-liniami-kablowymi-110-kv-czesc- i.html-0, stan na dzień 22.11.13

Kable w ziemi należy układać na dnie wykopu, jeżeli grunt jest piaszczysty, w pozo- stałych przypadkach na warstwie piasku o grubości 10 cm. Ułożone kable należy zasy- pać warstwą piasku o grubości co najmniej 10 cm, następnie warstwą rodzimego gruntu o grubości co najmniej 15 cm i przykryć folią ze sztucznego tworzywa. Odległość folii od kabla powinna wynosić minimum 25 cm. Trasa linii kablowych powinna być na całej długości oznaczona siatką lub folią perforowaną – do szerokości 25 cm folia może być nieperforowana – o trwałym kolorze:

 niebieskim – dla kabli elektroenergetycznych o napięciu znamionowym do 1 kV;

 czerwonym – dla kabli elektroenergetycznych o napięciu znamionowym wyż- szym niż 1 kV.

Folie i siatki powinny być wykonane z tworzywa sztucznego, które w temperaturze 20°C mają wydłużenie przy zerwaniu co najmniej 200%. Krawędzie folii lub siatki po- winny wystawać co najmniej 50 mm poza zewnętrzną krawędź ułożonych kabli. Trasa kabli ułożonych w ziemi na terenach niezabudowanych powinna być oznaczona trwa- łymi i widocznymi oznacznikami. Na prostej trasie kabla oznaczniki powinny być roz- mieszczane w odstępach nie większych jak 100 m. Ponadto należy je umieszczać w miej- scach zmiany kierunku ułożenia kabla oraz w miejscach skrzyżowań i zbliżeń. Przy skrzyżowaniach z rzekami spławnymi i żeglownymi położenie linii kablowych należy oznaczyć na obu brzegach trwałymi tablicami ostrzegawczymi, dobrze widocznymi ze środka rzeki.

Głębokość ułożenia kabli w ziemi, mierzona od powierzchni ziemi do zewnętrznej powierzchni górnej warstwy, powinna wynosić co najmniej:

 50 cm – w przypadku kabli o napięciu do 1 kV ułożonych pod chodnikiem, prze- znaczonych do oświetlenia ulicznego i sygnalizacji ruchu ulicznego;

 70 cm – w przypadku pozostałych kabli o napięciu znamionowym do 1 kV, z wy- jątkiem kabli ułożonych w ziemi na użytkach rolnych;

 80 cm – w przypadku kabli na napięcie powyżej 1 kV do 15 kV, z wyjątkiem kabli ułożonych na użytkach rolnych;

 90 cm – w przypadku kabli o napięciu znamionowym do 15 kV ułożonych w zie- mi na użytkach rolnych;

 100 cm – dla kabli na napięcie powyżej 15 kV.

Jeżeli głębokości te nie mogą być zachowane, np. przy wprowadzaniu kabla do bu- dynku, przy skrzyżowaniu lub obejściu podziemnych urządzeń technicznych, to na tych odcinkach kabel należy ochronić odpowiednią osłoną.

Kable w ziemi powinny być luźno ułożone z zapasem wystarczającym do skompen- sowania możliwych przesunięć gruntu. Zapas ten dla linii kablowych powinien wynosić od 1% do 3% długości wykopu. Wymagania dotyczące zapasu odnoszą się do końco- wych odcinków kabla (wprowadzenie do budynku itp.).

Układanie kabli w kanałach i tunelach.

Rysunek 7 Kable ułożone w tunelu kablowym

Źródło: http://www.akerpol.pl/pokrywy-tuneli-kablowych.html, stan na dzień 22.11.13

W kanałach lub w tunelach kable należy układać na dnie, na ścianach albo na kon- strukcjach wsporczych. Kable układane na ścianach nie powinny do nich bezpośrednio przylegać. Odległość kabli od ściany powinna wynosić minimum 1 cm. Nie należy ukła- dać kabli na dnie tunelów w przejściach przeznaczonych do poruszania się obsługi.

Przejście kabli przez przegrody w tunelach powinny być uszczelnione materiałem ognioodpornym. Dopuszcza się zasypywanie kanałów piaskiem, szczególnie w przypad- kach zagrożenia wybuchem lub pożarem.

Układanie kabli w budynkach

Rysunek 8 Kablowe systemy nośne wewnątrz budynku Źródło: http://catalog5.obo-

better-

mann.com/catalogue/catalogue.do?favOid=kts_8888888&act=showIO&lang=pl&forward=showSystemView

&catId=KTS, stan na dzień 22.11.13

W budynkach kable można układać:

 bezpośrednio na ścianach lub pod sufitami,

 na odpowiednio przygotowanych konstrukcjach,

 w kanałach pod podłogą lub kanałach ściennych,

 w rurach lub blokach kablowych, ułożonych pod podłogą.

Nie wolno na trwałe wmurowywać kabli w ściany, posadzki lub stropy. Wprowa- dzenie kabli do budynków należy wykonać tak, aby kabel był zabezpieczony przed uszkodzeniami mechanicznymi osłoną w postaci rury betonowej, kamionkowej lub sta- lowej. Osłona w postaci rury powinna mieć wewnętrzną średnicę równą co najmniej 1,5- krotnej średnicy zewnętrznej kabla. Przejście kabli przez wewnętrzne ściany pomiesz- czeń, przegrody i stropy należy wykonać w rurach, blokach itp.

3. Odłączniki, rozłączniki i wyłączniki wysokiego napięcia

Aby przystąpić do jakichkolwiek prac przy wyłączonym spod napięcia urządzeniu, zgodnie z przepisami, muszą być spełnione m.in. następujące warunki: widoczna prze- rwa w zasilaniu i uziemiony obwód po stronie miejsca pracy. Do spełnienia tych właśnie warunków stosowane są odłączniki, które ze względu na rolę, jaką pełnią w układzie elektroenergetycznym, dzielą się na:

 odłączniki,

Rysunek 9 Odłącznik z napędem ręcznym

Źródło: http://www.iezd.pl/katalog-produktow/odlaczniki-i-rozlaczniki-napowietrzne-s-n/odlacznik-z- uziemnikiem-typ-soun-24-soun-24cr-kpl-z-nap-recznym/, stan na dzień 22.11.13

 uziemniki.

Rysunek 10 Uziemnik napowietrzny

Źródło: http://www.zwae.com.pl/szczegoly-produktu,5.html, stan na dzień 22.11.13

Odłącznik spełnia rolę łącznika izolacyjnego i zapewnia widoczną przerwę w obwo- dzie. Nie jest możliwe spełnienie tego warunku przez wyłącznik, gdyż układ styków jest w nim niewidoczny.

Uziemnik spełnia rolę przenośnych uziemiaczy i umożliwia szybkie i prawidłowe uziemienie wszystkich faz obwodu, przy którym prowadzone mają być prace. W prakty- ce często odłącznik i uziemnik są połączone w jedno urządzenie i sprzęgnięte ze sobą tak, że otwarcie odłącznika powoduje równoczesne uziemienie jego pozbawionych na- pięcia styków.

Stosowanie odłączników pozwala na znacznie oszczędniejsze budowanie stacji i roz- dzielni wysokiego napięcia. W rozdzielniach dwusystemowych (dwa równoległe układy szyn zbiorczych) odłączniki umożliwiają wykonywanie wszelkich czynności łączenio- wych, stosując jeden wyłącznik zamiast dwóch. W stacjach transformatorowych ze średniego na niskie napięcie odłączniki pozwalają na zastąpienie wyłączników wysoko- napięciowych wyłącznikami niskonapięciowymi. Chcąc przystąpić do prac konserwa- cyjnych przy transformatorze należy wyłącznikiem po stronie niskiego napięcia wyłą- czyć odbiory, a następnie odłącznikiem po stronie wysokiego napięcia pozbawić trans- formator napięcia i stworzyć widoczną przerwę izolacyjną. Ponieważ wyłączniki są urządzeniami bardzo kosztownymi i cena ich znacznie zwiększa się wraz ze wzrostem napięcia, zmniejszenie ich liczby lub zastąpienie innymi na niższe napięcie jest bardzo korzystne. Odłączniki, chociaż pozbawione są urządzeń do gaszenia łuku, mogą załączać i wyłączać niewielkie prądy płynące w obwodzie. Przepisy dopuszczają wykonywanie czynności łączeniowych za pomocą odłączników, jeżeli są one obciążone:

 prądem przekładników napięciowych,

 prądem ładowania szyn zbiorczych i przyłączonych do nich urządzeń (nie od- biorczych),

 prądem jałowym transformatorów,

 prądem ładowania krótkich odcinków linii napowietrznych lub kablowych o dłu- gości wg wskazań producenta.

Ze względu na miejsce zainstalowania odłączniki dzielą się na:

 wnętrzowe,

 napowietrzne.

Pozostałe kryteria podziału odłączników dotyczą ich budowy. Rozróżnia się więc odłączniki:

 jednobiegunowe,

 trójbiegunowe,

 równoległe,

 szeregowe.

Najistotniejszym i najczęściej stosowanym podziałem jest podział ze względu na sposób zwierania i rozwierania styków. Spotyka się następujące rodzaje odłączników:

 nożowe,

 poziomo-obrotowe jednoprzerwowe lub dwuprzerwowe,

 pionowe wielokolumnowe, pionowe patografonowe.

Odłączniki nożowe stosowane są na średnie napięcia jako wnętrzowe lub napo- wietrzne (również słupowe). Na wyższe napięcia 110 kV i 220 kV stosuje się najczęściej odłączniki poziomo-obrotowe jedno- lub dwuprzerwowe w wykonaniu napowietrznym.

Odłączniki pionowe spotyka się w rozdzielniach napowietrznych najwyższych napięć – 400 kV i wyższych.

OWIII 10/4UD – odłącznik wnętrzowy, trójbiegunowy na napięcie 10 kV i prąd 400 A z dolnymi nożami uziemiającymi. Odłączniki nożowe składają się z następujących pod- stawowych części:

 podstawy,

 izolatorów wsporczych,

 styków nieruchomych,

 styków ruchomych nożowych,

 cięgna izolacyjnego,

 wału napędowego.

Do podstawowych parametrów odłączników należą:

 napięcie znamionowe izolacji Uni,

 znamionowy prąd ciągły In,

 znamionowy prąd szczytowy insz,

 znamionowy prąd trzysekundowy I3n (lub jednosekundowy I1n).

Rozłącznik jest to łącznik służący do przerywania prądów roboczych i przeciążenio- wych o wartości nieprzekraczającej 10-krotnej wartości znamionowej prądu ciągłego.

Rozłączniki wypełniają lukę między odłącznikami a wyłącznikami. Są one stosowane w takich miejscach sieci, gdzie wymagana zdolność łączeniowa jest niewielka i możliwo- ści łączeniowe wyłączników byłyby w niewielkim stopniu wykorzystane. Rozłączniki produkowane są na napięcia do 30 kV.

Ze względu na rodzaj pracy rozłączniki dzieli się na:

 ogólnego zastosowania,

 transformatorowe,

 kondensatorowe,

 silnikowe (styczniki).

Aby zabezpieczyć urządzenia przed przeciążeniami lub zwarciami, niektóre rozłącz- niki mają wbudowane bezpieczniki. Tego typu rozłączniki wyposaża się w układ wyzwa- lający rozłącznik w przypadku zadziałania co najmniej jednej wkładki bezpiecznikowej.

Wskaźnik zadziałania wkładki powoduje odryglowanie rozłącznika albo bezpośrednio, albo za pośrednictwem przekaźnika.

Z powyższego wynika kolejny podział rozłączników na:

 rozłączniki wyłączane ręcznie (niewyposażone w bezpieczniki),

 rozłączniki wyłączane samoczynnie (z bezpiecznikami i wyzwalaczami).

Napędy rozłączników mogą być ręczne bezpośrednie lub pośrednie oraz pneuma- tyczne. Napęd ręczny bezpośredni stosowany jest wówczas, gdy rozłącznik nie ma zwar- ciowej zdolności załączeniowej, czyli nie może być załączony na zwarcie. Budowa napę- dów jest taka sama jak napędów stosowanych do odłączników. Najczęściej spotyka się rozłączniki o następujących sposobach gaszenia łuku:

 powietrzne przez wydłużenie łuku,

 gazowydmuchowe,

 pneumatyczne.

Gaszenie łuku w powietrzu następuje przy użyciu styków opalnych otwierających się z opóźnieniem w stosunku do styków roboczych i w sposób migowy.

Rozłączniki wysokiego napięcia, podobnie jak wyłączniki niskonapięciowe, wyposażone są w zamek z ryglem. Mogą więc współpracować z wyzwalaczami przeciążeniowymi.

Rozłączniki charakteryzowane są przez następujące parametry:

 napięcie znamionowe izolacji Uni,

 znamionowy prąd ciągły In,

 znamionowy prąd wyłączalny Inws,

 znamionowy prąd załączalny inzal,

 znamionowy prąd 1- lub 3-sekundowy.

Wyłączniki wysokiego napięcia służą do załączania lub wyłączania prądu w normal- nych warunkach pracy oraz w warunkach przeciążenia lub zwarcia. Budowane są na na- pięcia od 72,5 do 800kV. Wybór rodzaju wyłącznika jest bardzo złożony z uwagi na spe- cyfikę gaszenia łuku elektrycznego, jak również ze względów ekonomicznych. Ze wzglę- du na sposób gaszenia łuku dzieli się na:

 pełnoolejowe – ze względu na niebezpieczeństwo wybuchu tego aparatu nie są stosowane w rozdzielnicach wnętrzowych, znajdują zastosowanie w terenowych stacjach rozdzielczych SN o napięciach 15-20kV;

 małoolejowe – najbardziej rozpowszechnione, najczęściej stosowane w stacjach miejskich i przemysłowych średnich napięć; z uwagi na niewielką zdolność łą- czeniową nie należy ich stosować w obwodach charakteryzujących się dużą czę- stością łączeń;

 pneumatyczne – budowane są dla przedziału najwyższych napięć, posiadające zdolność prądów wyłączalnych do 140 kA; można je stosować w obwodach o du- żej częstości łączeń;

Rysunek 12 Wyłącznik pneumatyczny dużej mocy

Źródło: http://www.pzsledziny.org/public/site/grafika/2010.04.08_elektrownia/slides/14- wy%C5%82%C4%85cznik%20pneumatyczny%20du%C5%BCej%20mocy.html, stan na dzień 22.11.13

 wodne (ekspansyjne) – gaszące łuk elektryczny za pomocą wody destylowanej z chemicznymi dodatkami obniżającymi temperaturę i będącymi jednocześnie czynnikami antykorozyjnymi;

 samogazujące – rzadko stosowane z uwagi na fakt bardzo szybkiego zużywania się w trakcie gaszenia łuku elektrycznego materiału gazującego;

 magnetowydmuchowe – wykonuje się je na napięcia do 17,5 kV; stosuje się je w miejscach, gdzie wymagana jest duża wytrzymałość mechaniczna i łączeniowa;

 próżniowe – stanowią podstawową grupę aparatów średnich napięć, produko- wane na napięcia 12 kV i 24 kV i prądy wyłączalne do 25 kA.

Rysunek 13Wyłącznik próżniowy W-VACi w wersji stacjonarnej lub wysuwnej Źródło: http://www.moeller.pl/DesktopDefault.aspx?PageID=978, stan na dzień 22.11.13

Podstawowe parametry wyłączników są takie same jak rozłączników. Prąd wyłą- czalny Inws powinien spełniać następujące warunki:

 dla czasu własnego wyłącznika przy otwieraniu równego lub większego niż 0,1 s

ws nws I

I 

gdzie: wartość Iws w danym miejscu sieci oblicza się dla czasu tz = 0,1 s, niezależnie od czasu własnego wyłącznika;

 dla czasu własnego wyłącznika przy otwieraniu mniejszego niż 0,1 s

wns nwns I

I 

przy czym wartość I_wnsnależy obliczać dla czasu równego czasowi własnemu wyłączni- ka przy otwieraniu.

4. Ochrona przeciwprzepięciowa urządzeń elektrycznych

Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Infrastruktury w sprawie warunków technicz- nych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie z dnia 12 kwietnia 2002r.

z późniejszymi zmianami, każda instalacja elektryczna musi być zaprojektowana i wy- konana w sposób zapewniający ochronę przeciwprzepięciową. W odniesieniu do ochro- ny przeciwprzepięciowej rozporządzenie określa, co następuje:

 stosowanie ograniczników przepięć w instalacjach nowych i modernizowanych jest obowiązkowe,

 budynek należy wyposażyć w instalację chroniącą od wyładowań atmosferycz- nych.

Szczególny nacisk kładziony na ochronę przeciwprzepięciową jest spowodowany tym, że przepięcia występujące w instalacjach wywołane np. pracą niektórych urządzeń przemysłowych lub wyładowaniami atmosferycznymi, mogą indukować w przewodach instalacji niebezpiecznie wysokie wartości napięć, czego skutkiem może być uszkodze- nie urządzeń elektrycznych lub pożar. Źródłem przepięcia może być:

 bezpośrednie wyładowanie atmosferyczne,

 pośrednie oddziaływanie pioruna,

 przepięcia komutacyjne.

Istnieje kilka możliwości wprowadzenia prądu piorunowego do instalacji elektrycz- nej:

 bezpośrednie wyładowanie w zasilającą budynek linią napowietrzną,

 bezpośrednie wyładowanie w instalację odgromową,

 bezpośrednie wyładowanie w instalacje przewodzące na zewnątrz budynku, np.

monitoring, oświetlenie, klimatyzację itp.

Rysunek 14 Przykłady wniknięcia prądu piorunowego do instalacji elektrycznej, a) bezpośrednie wyładowanie w zasilającą budynek linię napowietrzną, b) w instalację odgromową

Źródło: Ochrona przeciwprzepięciowa katalog 2010/2011, www.eaton.com

Pośrednie oddziaływanie prądu piorunowego to takie, gdzie źródłem przepięć po- wstających w instalacjach elektrycznych jest wyładowanie elektryczne w obiekty znaj- dujące się w sąsiedztwie chronionego budynku lub wyładowania odległe. W przewodach instalacji elektrycznej może zaindukować się niebezpiecznie duża wartość napięcia już podczas wyładowania atmosferycznego oddalonego od budynku o 2 km.

Przepięcia komutacyjne to przepięcia, których źródłem mogą być operacje łączenio- we wewnątrz instalacji, związane z pracą niektórych urządzeń przemysłowych. Źródłem takich przepięć mogą być:

 spawarki,

 zgrzewarki,

 piece indukcyjne,

 silniki indukcyjne,

 windy itp.

Obecne urządzenia elektroniczne stosowane w gospodarstwie domowym są bardzo narażone na powstawanie przepięć w instalacji zasilającej. Oddziaływanie przepięć mo- że doprowadzić do:

 uszkodzenia urządzeń,

 nieprawidłowej pracy układów sterująco-sygnalizacyjnych, resetowania pamięci urządzeń elektronicznych, zatrzymania pracy urządzeń komputerowych, zakłó- ceń w systemach transmisji sygnałów i układów regulacyjnych.

W związku z powyższymi zagrożeniami, wynikającymi z przepięć w instalacjach elek- trycznych, stosuje się system ochrony składający się z aparatów skutecznie chroniących przed zniszczeniem urządzeń zainstalowanych w obiekcie. Należą do nich:

 ograniczniki przepięć klasy B (typu 1) – służą do ochrony instalacji i urządzeń elektrycznych przed skutkami bezpośrednich wyładowań atmosferycznych w napowietrzną linię zasilającą lub w zewnętrzną instalację odgromową, w której nie ma możliwości wykorzystania indukcyjności instalacji elektrycznej jako ele- mentu odsprzęgającego między ogranicznikami przepięć klasy B i klasy C;

 ograniczniki przepięć klasy C (typu 2) – służą do ochrony instalacji i urządzeń elektrycznych przed skutkami przepięć powstałych w wyniku pośrednich wyła- dowań atmosferycznych lub procesów łączeniowych w sieci elektrycznej (prze- pięcia komutacyjne);

 ograniczniki przepięć klasy D (typu 3), które stanowią dodatkową ochronę i za- bezpieczają szczególnie czułe i kosztowne urządzenia, tzw. ochrona indywidual- na;

 zestawy ograniczników przepięć klasy B+C (typu 1+2) dedykowane szczególnie dla przemysłu i domków jednorodzinnych.

Dla czułych i kosztownych urządzeń medycznych, informatycznych i przemysłowych wymagających niezawodnej pracy zaleca się stosowanie dodatkowego stopnia ochrony przeciwprzepięciowej – zabezpieczeń klasy D. Tego typu aparaty są najczęściej instalo- wane przed serwerami, sprzętem Hi-Fi i RTV. Ograniczniki te chronią szczególnie czułe urządzenia przed przepięciami zredukowanymi przez wcześniejszy stopień ochrony klasy C. Ograniczniki typu 3 stosowane są również w przypadku nieustalonej odporności aparatury oraz kilkudziesięciometrowej odległości między czułym urządzeniem a ostat- nim stopniem ochrony.

Najważniejszym elementem dotyczącym instalacji ograniczników przepięć klasy D jest zapewnienie jak najmniejszej odległości między ogranicznikiem a chronionym urzą- dzeniem. Ograniczniki klasy D redukują napięcia do poziomu poniżej 1,5 kV, czyli warto- ści nieprzekraczającej odporności czułych urządzeń elektronicznych. Powinny być insta-

Rysunek 15 Przenośny ogranicznik przepięć klasy D Źródło: http://www.instalacjebudowlane.pl/ stan na dzień 27.09.2013

Urządzenia elektryczne zasilane z gniazdek mogą być zabezpieczone za pomocą jed- nego ogranicznika. Odległość ochronionych urządzeń od ogranicznika nie powinna przekraczać 5 m.

Anteny umieszczone na dachach budynków stanowią niejednokrotnie jeden z naj- wyższych elementów budynku, stwarzając zagrożenie na bezpośrednie uderzenia pio- runa. Z tego też względu zwraca się szczególną uwagę na zapewnienie ochrony dla tego typu instalacji. Ochrona ta zależy od tego, czy budynek posiada instalację odgromową, czy też nie. W przypadku, gdy budynek jest wyposażony w instalację odgromową, zaleca się umieszczenie anteny w strefie ochronnej przy zachowaniu wymaganych odstępów izolacyjnych. W takiej sytuacji instalacja antenowa jest narażona jedynie na pośrednie oddziaływanie prądu piorunowego i zaburzenia pola magnetycznego. W tym przypadku zależy zapewnić ochronę przed przepięciami łączeniowymi za pomocą połączeń wy- równawczych oraz ograniczników przepięć. Gdy budynek nie jest wyposażony w insta- lację odgromową, najczęściej stosowanym rozwiązaniem jest połączenie masztu anteny bezpośrednio z uziemieniem. Należy również wykonać połączenia wyrównawcze obej- mujące maszt anteny, ekran przewodu koncentrycznego oraz szynę wyrównawczą.

5. Urządzenia automatyki zabezpieczeniowej Do urządzeń automatyki zabezpieczeniowej zaliczamy:

 samoczynne ponowne załączanie SPZ,

 samoczynne załączenie rezerwy SZR,

 samoczynne częstotliwościowe odciążenie SCO.

Samoczynne ponowne załączanie SPZ

W liniach napowietrznych mamy najczęściej do czynienia ze zwarciami przemijają- cymi chwilowymi. Przyczynami powstania tych zwarć mogą być:

 wyładowania atmosferyczne,

 wiatr powodujący niebezpieczne zbliżenie się przewodów,

 dotknięcie gałęzi drzew do przewodów itp.

Zadaniem automatyki samoczynnego ponownego załączenia SPZ jest ponowne załą- czenie linii po uprzednim wyłączeniu jej przez automatykę zabezpieczeniową. Dzięki przemijającemu charakterowi zwarć łukowych możliwe jest prawie natychmiastowe wznowienie pracy linii. Ponowne automatyczne załączenie powinno nastąpić po upły- wie krótkiego czasu od 0,3 s do kilku sekund. Czas trwania przerwy beznapięciowej do chwili zadziałania SPZ jest określony czasem dejonizacji przestrzeni łukowej. Gdyby SPZ zadziałało za wcześnie, mogłoby załączyć linię na zwarcie. Celem stosowania SPZ jest skrócenie czasu przerwy beznapięciowej u odbiorcy. Przekaźniki automatyki SPZ zasto- sowane na obu końcach linii przesyłowej są układami, których działanie przywraca pra- cę linii w przypadku pojawienia się zakłóceń przemijających. Automatyka ta stosowana jest w liniach wysokiego napięcia i może być jednokrotnego działania (najskuteczniej- sza) lub dwukrotnego działania. Jeżeli zwarcie ma charakter przemijający, to po zadzia- łaniu urządzenia SPZ linia powraca do stanu normalnej pracy. W przypadku zwarcia trwałego następuje ponowne i ostateczne wyłączenie linii przez automaty- kę zabezpieczeniową. Wykorzystanie automatyki SPZ przewiduje się zazwyczaj jako jednokrotne, co oznacza następujące cykle pracy:

 dla pojawienia się zwarcia przemijającego – wyłączenie – przerwa beznapięciowa – załączenie (WZ);

 dla pojawienia się zwarcia trwałego – wyłączenie – przerwa beznapięciowa – za- łączenie – wyłączenie (WZW).

Urządzenia SPZ powinny spełniać następujące wymagania:

 urządzenie nie powinno działać:

o przy wyłączeniu linii przez obsługę,

o przy załączeniu linii przez obsługę na zwarcie i wyłączeniu jej przez za- bezpieczenia,

o przy uszkodzeniu automatyki SPZ;

 po załączeniu linii przez SPZ urządzenie powinno być gotowe do następnego za- działania po upływie ustawionego czasu blokady SPZ;

Samoczynne załączanie rezerwy SZR – to układ przeznaczony do zapewnienia ciągło- ści zasilania odbiorców energii elektrycznej. Odbiorcy szczególnie wrażliwi na przerwy w dostawach energii otrzymują co najmniej dwa zasilania, podstawowe i rezerwowe.

Jest to uzależnione od kategorii odbiorników, jakie są zasilane z danej rozdzielnicy.

O przydziale odbiornika do danej kategorii decyduje m.in. dopuszczalny czas przerwy w jego zasilaniu. Zazwyczaj stosuje się dwa rodzaje układów zasilania rezerwowego – z rezerwą jawną i rezerwą utajoną. Zasilaniem podstawowym jest zawsze sieć elektroe- nergetyczna niskiego napięcia, natomiast zasilaniem rezerwowym może być niezależna (druga) sieć lub na przykład agregat prądotwórczy. W zależności od mocy zainstalowa- nego zasilania rezerwowego SZR może po przełączeniu zasilać wszystkie obwody w rozdzielnicy lub tylko obwody priorytetowe. Obwody priorytetowe zależą od charak- teru budynku i tak np. dla banków obwodami priorytetowymi mogą być drogi ewakua- cyjne i serwerownia, natomiast dla szpitali mogą to być dodatkowo obwody zasilające oddziały chirurgiczne itp. Po pojawieniu się napięcia na zasilaniu podstawowym, układ SZR powinien przełączyć się z powrotem na to zasilanie.

Układ zasilania z rezerwą jawną polega na tym, że rozdzielnica w czasie pracy nor- malnej jest zasilana ze źródła podstawowego. Natomiast w stanie awaryjnym, po uprzednim odstawieniu jednego ze źródeł podstawowych, zostaje załączone źródło re- zerwowe. Źródło rezerwowe w czasie pracy normalnej jest wyłączone spod napięcia od strony rozdzielnicy, będąc stale przygotowane do załączenia. Samoczynnego przełącze- nia dokonuje automatyka SZR.

Rysunek 16 Układ zasilania z automatyką SZR, rezerwa utajona

Źródło: W. Kotlarski, Aparaty i urządzenia elektryczne, WSiP, Warszawa 1987r., str 352

Rozdzielnica przedstawiona na rysunku 3 jest rozdzielnicą dwusekcyjną, sprzęgło podłużne w czasie pracy normalnej jest otwarte. Każda z sekcji ma zasilanie podstawo- we oznaczone symbolem 1, które jednocześnie pełni rolę zasilania rezerwowego dla obu sekcji rozdzielnicy. W chwili uszkodzenia jednej z linii zasilających, sprzęgło podłużne zostaje zamknięte za pomocą automatyki SZR, a nieuszkodzona linia zostaje dodatkowo obciążona mocą awaryjną. Takie rozwiązania nazywa się rezerwą utajoną. Różnica po- między rezerwą jawną i utajoną polega na tym, że w rezerwie jawnej istnieje linia zasila- jąca niebędąca pod obciążeniem, która przeznaczona jest tylko do zasilania rezerwowe- go. Rezerwa utajona w stanie normalnym zasila inne odbiorniki, dając jednocześnie możliwość wykorzystania jej jako źródło zasilania awaryjnego.

Samoczynne częstotliwościowe odciążenie SCO

Pobieranie z systemu elektroenergetycznego mocy czynnej, większej niż produko- wana przez generatory w warunkach znamionowych, powoduje zmniejszenie prędkości kątowej generatorów i obniżenie częstotliwości. Skutki odchyleń częstotliwości od war- tości znamionowej są odczuwalne przez wszystkich odbiorców połączonych z systemem elektroenergetycznym. Odbiorca końcowy nie ma możliwości regulacji częstotliwości.

Jednak w większych zakładach przemysłowych, w których zainstalowane są odbiory o dużej mocy, stosuje się automatykę do ich wyłączania wg ustalonego programu. Po- woduje to odciążenie generatorów i zwiększenie częstotliwości w systemie. Tego rodza- ju automatyka nosi nazwę samoczynnego częstotliwościowego odciążenia SCO. Urzą- dzenie SCO składa się z dwóch podstawowych elementów:

 przekaźnika częstotliwościowego,

 przekaźnika pomocniczego.

W automatyce SCO częstotliwość jest kontrolowana za pomocą przekaźnika podczę- stotliwościowego i przy ustalonej wartości częstotliwości powoduje wyłączenie przewi- dzianych wcześniej odbiorników. Przekaźniki te są instalowane w stacjach średnich na- pięć i powodują wyłączenia wybranych linii SN. Automatyka SCO jest dzielona w zależ- ności od częstotliwości na 5 stopni:

 stopień 0 – przy częstotliwości 49,5 Hz włącza elektrownie wodne i szczytowo pompowe,

 stopień I – przy częstotliwości 49,2 Hz wyłącza z opóźnieniem 0,5 s ok. 12% mo- cy,

 stopień II – przy częstotliwości 48,8 Hz wyłącza z opóźnieniem 0,5 s ok. 12% mo- cy,

 stopień III – przy częstotliwości 48,4 Hz wyłącza z opóźnieniem 0,5 s ok. 12%

mocy,

 stopień IV – przy częstotliwości 48,1 Hz wyłącza z opóźnieniem 0,5 s ok. 14%

mocy.

6. Kompensacja mocy biernej

Powszechnie stosowane urządzenia elektryczne zasilane napięciem przemiennym pobierają z sieci oprócz energii czynnej, również energię bierną. Energia ta jest niezbęd- na do wytworzenia pola magnetycznego w silnikach, transformatorach i dławikach lub do wytworzenia pola elektrycznego np. w kondensatorach. Energia bierna jest pobiera- na również przez odbiorniki nieliniowe takie jak np. świetlówki kompaktowe (energo- oszczędne) stosowane w gospodarstwach domowych. Zbyt duży pobór mocy biernej (niewykonującej żadnej pracy, ale warunkującej prawidłowe działanie urządzeń elek- trycznych) skutkuje znacznym zwiększeniem wartości prądów roboczych, co może po- wodować:

 konieczność zwiększenia mocy i prądów znamionowych urządzeń wytwarzają- cych i przetwarzających energię elektryczną – często są to bardzo wysokie kosz- ty;

 zwiększenie strat energii czynnej w transformatorach, przesyłowych liniach elek- troenergetycznych, a nawet w instalacjach elektrycznych odbiorców energii – często mogących doprowadzać do poważnych uszkodzeń;

 znaczne spadki napięć w liniach zasilających oraz transformatorach – co może również być przyczyną awarii urządzeń.

Z uwagi na fakt, że wszystkie wymienione skutki poboru energii biernej z sieci są przyczyną generowania niepożądanych kosztów, którymi obciążani są sami odbiorcy, istnieje potrzeba kompensacji mocy biernej.

Wyróżnia się cztery sposoby kompensacji mocy biernej za pomocą kondensatorów:

 kompensacja centralna – polegająca na zainstalowaniu baterii kondensatorów w stacji zasilającej po stronie wysokiego lub niskiego napięcia. Ten sposób sto- sowany jest jedynie u mniejszych odbiorów;

Rysunek 17 Kompensacja centralna

 kompensacja grupowa, to najczęściej stosowany sposób instalowania baterii kondensatorów, przeznaczony dla dużych zakładów przemysłowych. Polega on na podłączeniu poszczególnych baterii do szyn rozdzielni nn w stacjach oddzia- łowych lub punktach zgrupowania odbiorników pobierających energię bierną;

Rysunek 18 Kompensacja grupowa

 kompensacja indywidualna – polega na przyłączeniu kondensatorów bezpośred- nio do zacisków odbiornika. Dzięki takiemu zastosowaniu od przepływu mocy biernej zostaje odciążona cała sieć.

Rysunek 19 Kompensacja indywidualna

 kompensacja mieszana.

Kompensacja mocy biernej, czyli poprawa współczynnika mocy cos, może być przeprowadzona w sposób naturalny lub sztuczny. Do naturalnych środków poprawy współczynnika mocy cos należą:

 prawidłowy dobór silników,

 przełączanie uzwojeń niedociążonych silników z trójkąta w gwiazdę,

 wyłączanie silników i transformatorów pracujących w stanie jałowym,

 zmiana silników indukcyjnych na synchroniczne.

Prawidłowy dobór mocy silników do rzeczywistych potrzeb jest sprawą bardzo istotną. Współczynnik mocy cos zależy w znacznym stopniu od obciążenia silnika i tak dla silnika pracującego z uzwojeniami połączonymi w trójkąt, w zakresie obciążenia od 1 do 0,7 mocy znamionowej, zmiany cos są niewielkie, lecz poniżej tej wartości współ-

Na dodatkowe zmiany wartości cosmoże wpływać usytuowanie osiowe wirnika względem stojana, jak również szczeliny powietrzne. Dlatego też podczas remontów sil- ników powinno się zwracać szczególną uwagę na zachowanie stałych szczelin powietrz- nych i prawidłowe umieszczenie wirnika.

Bardzo ważną rzeczą jest niedopuszczenie do dłuższej pracy w stanie jałowym silni- ków i transformatorów z uwagi na ich niski współczynnik mocy, który w tym stanie pra- cy wynosi zazwyczaj od 0,1 do 0,2. Często korzystne jest stosowanie wyłączników samo- czynnie wyłączających silniki nieobciążone dużej mocy, ponieważ zbyt częste ich wyłą- czanie i załączanie również wpływa ujemnie na cos.

Do znacznego poprawienia sytuacji w sieci zasilającej jest możliwość zastosowania silnika synchronicznego zamiast asynchronicznego. Jednakże ze względu na mniejsze możliwości przystosowania takiego silnika do potrzeb napędzanych urządzeń, skompli- kowaną budowę i znacznie wyższą cenę, nie zawsze rozwiązanie takie jest korzystne.

Sens zastosowania silnika synchronicznego zamiast asynchronicznego można rozpatry- wać dla silników o mocy powyżej 400 kW.

Większość wymienionych środków poprawy współczynnika mocy środkami natu- ralnymi nie wymaga żadnych lub wymaga bardzo niewielkich nakładów finansowych, zaś ich stosowanie w widoczny sposób poprawia sytuację.

Do sztucznych środków poprawy cos, stosowanych powszechnie i dających pew- ność jego podwyższenia, należą:

 kompensatory,

 baterie kondensatorów.

Kompensatory wirujące, którymi mogą być maszyny synchroniczne, są tradycyjnym źródłem regulowanej w sposób ciągły podstawowej harmonicznej mocy biernej. Mo- gą być równocześnie źródłem mocy mechanicznej, w przypadku gdy maszyna pracuje nie tylko jako kompensator, ale również jako maszyna napędzająca. W przypadku ma- szyny synchronicznej można wyróżnić dwa charakterystyczne przypadki:

 pracę maszyny ze stałym prądem wzbudzenia,

 pracę maszyny z regulowanym prądem wzbudzenia.

Kompensatory statyczne w większości przypadków wykorzystują załączane elemen- ty bierne pojemnościowe i indukcyjne, sterowane fazowo lub o zmiennym stopniu nasy- cenia rdzenia. Pobierają one lub dostarczają do systemu zasilającego wymagany ze względów stabilizacyjnych prąd bierny w sposób dyskretny lub najczęściej w sposób ciągły. Kompensatory mają tę zaletę, że umożliwiają płynną regulację produkowanej mocy biernej, lecz ze względu na wysokie koszty wytwarzania są bardzo rzadko w prak- tyce stosowane.

Kondensatory są znacznie tańszym środkiem poprawy współczynnika mocy. Ich za- daniem w systemach kompensacji mocy biernej jest obniżenie kosztów za energię elek- tryczną poprzez poprawę właśnie współczynnika mocy. Poprawiając ten parametr obni- ża się natężenie prądu oraz straty w systemie dostarczania energii. Charakteryzują się one następującymi zaletami:

 łatwość doboru do każdej wartości mocy zapotrzebowanej,

 możliwość stosowania zarówno wewnątrz, jak i na zewnątrz pomieszczeń,

 bardzo małe straty mocy czynnej (3-5 W/kvar),

 trwałość eksploatacyjna i praca bez stałej obsługi.

Baterie kondensatorów można podzielić ze względu na sposób przyłączania do systemu energetycznego w następujący sposób:

 za pomocą łączników mechanicznych – styczników,

 za pomocą łączników statycznych – tyrystorów.

Układy z łącznikami mechanicznymi stosuje się do systemów energetycznych z wol- nozmiennym obciążeniem, przy czym przy załączaniu poszczególnych stopni występują zazwyczaj znaczne udary prądowe i chwilowe niesymetrie. Z tych też powodów znacz- nie korzystniejsze jest stosowanie układów z łącznikami tyrystorowymi i nowoczesnymi sterownikami procesorowymi.

7. Klasyfikacja elektrowni

Elektrownia cieplna, to zakład produkujący energię elektryczną na skalę przemy- słową i wykorzystujący do tego celu energię paliw organicznych – konwencjonalnych – lub jądrowych. W większości elektrowni cieplnych układ przemian energetycznych jest trójstopniowy i wygląda w taki sposób, że w rezultacie spalania się paliwa powstaje energia cieplna, która jest przekazywana czynnikowi roboczemu, wykonującemu pracę w silniku cieplnym. W prądnicy napędzanej przez silnik cieplny dochodzi do zamiany energii mechanicznej w energię elektryczną. W zależności od rodzaju silnika cieplnego, elektrownie dzielą się na:

 elektrownie parowe klasyczne – nazywane elektrowniami konwencjonalnymi, w których czynnikiem roboczym jest wytworzona w kotle para wodna wykonują- ca pracę w turbinie parowej;

Rysunek 20 Wirnik turbiny parowej

Źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Turbina_parowa, stan na dzień 22.11.13

 elektrownie parowe jądrowe – w których energia cieplna dostarczana do czynnika pracującego powstaje w wyniku procesu rozszczepiania paliwa jądrowego w re- aktorze;

Rysunek 21 Turbina parowa elektrowni jądrowej

Źródło: http://www.nuclear.pl/energetyka,turbina,0.html, stan na dzień 22.11.13

 elektrownie spalinowe – najczęściej z silnikami spalinowymi tłokowymi Diesla.

Rysunek 22 Turbina spalinowa

Źródło: http://www.controlengineering.pl/menu-gorne/artykul/article/wysoko-wydajne-turbiny-spalinowe- elastycznosc-i-funkcjonalnosc/, stan na dzień 22.11.13

Do elektrowni cieplnych zalicza się również elektrownie wyposażone w generatory magnetohydrodynamiczne, termoelektryczne i termojonowe, w których proces prze- mian energetycznych zredukowany jest do dwóch stopni oraz elektrownie z ogniwami paliwowymi, w których występuje jednostopniowy układ przemian. Są to jednak elek- trownie niemające istotnego znaczenia dla produkcji energii elektrycznej na skalę prze- mysłową.

W zależności od rodzaju oddawanej energii, elektrownie cieplne dzielą się na:

 kondensacyjne – wytwarzające tylko energię elektryczną w turbozespołach kon- densacyjnych – nie wykorzystując ciepła pary wylotowej;

 elektrociepłownie – wytwarzające energię elektryczną i cieplną oddawaną na zewnątrz w postaci pary wodnej lub gorącej wody w ilości co najmniej 10% pro- dukowanej energii.

Elektrownie wodne – zamieniają energię potencjalną wody na energię mechaniczną w turbinie wodnej, a następnie na elektryczną w prądnicy napędzanej przez turbinę wodną. Wśród elektrowni wodnych można wyróżnić elektrownie szczytowo-pompowe, w których energia elektryczna jest produkowana z energii potencjalnej wody doprowa- dzonej do górnego zbiornika za pomocą pomp, pobierających tańszą energię elektryczną w okresach małego obciążenia systemu elektroenergetycznego.

W obecnych czasach z uwagi na kwestie związane z ochroną środowiska zwiększa się zainteresowanie niekonwencjonalnymi źródłami i technologiami wytwarzania ener- gii elektrycznej. Te nowe źródła wytwarzania energii elektrycznej dzieli się na odna- wialne i nieodnawialne. Do odnawialnych źródeł energii elektrycznej należą:

 energia słoneczna,

 energia wiatrowa,

 energia pływów i fal morskich,

 energia cieplna oceanów, tzw. maretermiczna.

Do źródeł nieodnawialnych należą:

 wodór,

 energia magnetohydrodynamiczna,

 ogniwa paliwowe.

Energię geotermiczną należy zaliczyć do obu rodzajów źródeł, ponieważ gejzery są źródłem energii nieodnawialnej, natomiast energia z gorących skał jest energią odna- wialną.

W elektrowniach słonecznych są dwie metody wykorzystania energii słonecznej: he- liotermiczna i helioelektryczna. Metoda heliotermiczna polega na przemianie promie- niowania słonecznego w ciepło, doprowadzone następnie do turbiny napędzającej gene- rator. Wykorzystuje się tu elementy zwane heliostatami, które są zwierciadłami skupia- jącymi energię słoneczną na absorberze zbudowanym z rurek, wewnątrz których krąży czynnik roboczy, którego pary napędzają generator.

Rysunek 24 Elektrownia słoneczna

Źródło: http://odkrywcy.pl/kat,111394,title,Najwieksza-w-Polsce-elektrownia- sloneczna,wid,12393011,wiadomosc.html?smg4sticaid=611b69, stan na dzień 22.11.13

W elektrowniach wiatrowych energia elektryczna jest produkowana za pomocą spe- cjalnych generatorów, zwanych turbinami wiatrowymi, napędzanymi siłą wiatru. Turbi- ny wiatrowe mają zazwyczaj trzy śmigła i są budowane jako wysokoobrotowe, poziomo- lub pionowoosiowe. Ze względu na moc elektrownie wiatrowe można podzielić na:

 mikroelektrownie wiatrowe – o mocy poniżej 100 W. Używa się ich najczęściej do ładowania baterii akumulatorów stanowiących zasilanie obwodów wydzielonych w miejscach, gdzie sieć elektroenergetyczna nie występuje lub względy ze- wnętrzne wskazują na konieczność wykorzystania innego źródła energii;

 małe elektrownie wiatrowe – o mocy od 100 W do 50 kW. Elektrownie z tej gru- py mogą zapewniać energię elektryczną w pojedynczych gospodarstwach domo- wych lub małych firmach. W warunkach przydomowych najpopularniejsze są elektrownie 3-5 kW;

 duże elektrownie wiatrowe – powyżej 100 kW, oprócz tego, że swobodnie mogą zasilać dom, to nadwyżka produkowanego prądu jest sprzedawana do sieci elek- troenergetycznej. Taka elektrownia musi posiadać szczegółowe wymagania lo- kalnego operatora sieci.

Rysunek 25 Elektrownie wiatrowe

Źródło: http://www.zachod.pl/radio-zachod/serwis-informacyjny/region/w-golicach-powstanie-farma- wiatrowa/, stan na dzień 22.11.13

Do elektrowni morskich zalicza się elektrownie wykorzystujące energię pływów i fal morskich, a także energię cieplną mórz. W elektrowniach pływowych wykorzystuje się zjawisko podnoszenia i opadania poziomu wód w morzach i oceanach. Energia fal mor- skich służy do sprężania powietrza wielkich pływających komór o długości 80m, szero- kości 7m i wysokości 7,5. Sprężone powietrze obraca turbinę napędzającą generator.

Ponadto pływające komory mogą służyć jako falochrony. Natomiast zagospodarowanie energii cieplnej mórz polega na wykorzystaniu różnicy temperatur między temperaturą wody na powierzchni a temperaturą wody w głębi morza lub oceanu. Jest to jednakże możliwe tylko na obszarach równikowych. Woda mam tam temperaturę ok. 30°C zaś na głębokości 300 m ok. 7°C. Wykorzystanie tej różnicy polega na zastosowaniu czynnika roboczego, który paruje w temperaturze wody powierzchniowej, a jest skraplany wodą głębinową.

W elektrowniach geotermalnych wykorzystanie wgłębnych wód termalnych zależy w głównej mierze od ich temperatury eksploatacyjnej – czyli pomniejszonej temperatu- ry złoża o spadek podczas jej wydobywania na powierzchnię. Do celów grzejnych nadają się wody o temperaturze co najmniej 65°C. Elektrownie takie pracują bez żadnych ko- tłów, a co za tym idzie – nie produkują żadnych spalin i odpadów, dzięki czemu nie szkodzą środowisku.

Rysunek 27 Pozyskiwanie energii geotermalnej

Źródło: http://ziemianarozdrozu.pl/encyklopedia/70/energia-geotermalna, stan na dzień 22.11.13

W elektrowniach MHD – magnetohydrodynamicznych metoda bezpośredniego prze- twarzania energii cieplnej na elektryczną polega na wzajemnym oddziaływaniu stru- mienia zjonizowanego gazu stacjonarnego pola magnetycznego. Odbywa się to w tempe- raturze ok. 2700°C przy prędkości strumienia gazu ok. 1000 m/s i przy indukcji pola magnetycznego ok. 2 do 6 T. Elektrownie MHD potrzebują 1,5 razy mniej wody od elek- trowni konwencjonalnych i 2,5 razy mniej zanieczyszczają środowisko.

W ogniwach paliwowych występuje bezpośrednie przetwarzanie energii chemicznej paliwa na energię elektryczną. Ogniwo paliwowe produkuje energię elektryczną z paliw węglowodorowych. Uzyskany z takiego paliwa gaz bogaty w wodór jest odprowadzony do anody ogniwa paliwowego, a do katody doprowadza się tlen z powietrza. Wodór i tlen reagują z elektrolitem, w którym dzięki przewodności jonowej płynie prąd, które- go obwód zewnętrzny jest zamykany poprzez odbiornik².

Bibliografia:

1. Kotlarski W., Grad J.: Aparaty i urządzenia elektryczne, WSIP, 2012.

2. Markiewicz H.: Instalacje elektryczne, WNT, 1996.

3. Laskowski J.: Poradnik elektroenergetyka przemysłowego, COSiW SEP, 1996.

4. Maksymiuk J.: Aparaty elektryczne, WNT, 1995.

5. Markiewicz H.: Zagrożenia i ochrona od porażeń w instalacjach elektrycznych, WNT, 2000.

6. Poradnik inżyniera elektryka tom 3, Praca zbiorowa, WNT, 1996.

2 Praca zbiorowa, Elektrownie, WNT, Warszawa 1995, s 588