Nowoczesne pomiary, analiza i projektowanie w ujęciu oszczędnego użytkowania energii elektrycznej – wybrane zagadnienia. Mgr inż. Wiesław Jędrzejczyk, Mgr inż. Michał Miziura, Mgr inż. Bartosz Bronarski, Mgr inż. Grzegorz Rospond - FIW Lumen sc. Pojęcie „oszczędności użytkowania energii elektrycznej” w projektowaniu jest trudnym i bardzo często nieuwzględnionym elementem działań projektantów, inwestorów i dystrybutorów. Na wybranych zagadnieniach pokazano w artykule jak błędne decyzje mogą narazić na straty i koszty. Łańcuch błędnych decyzji podejmowanych w procesie inwestycyjnym i remontowym dla każdego zadania jest nierozerwalnie związany z pierwszymi danymi technicznymi w sprawie energii elektrycznej. Decyzja nr. 1 i 2 Dla inwestycji 1.1 otrzymania technicznych warunków zasilania 1.2 ustalenie technologicznego zapotrzebowania mocy w terenie Dla remontów i modernizacji 2.1 pomiary i analiza „on-line”, monitoring i zarządzanie energią elektryczną szczególnie w funkcji strat i kosztów (wiadomo co dziele się przed i po remoncie). 2.2 ustalenie technologicznego zapotrzebowania mocy w terenie oraz dostosowanie odbiorów np. oświetleniowych, nieliniowych do aktualnej sytuacji jakości energii elektrycznej. W celu zrozumienia zagadnień poruszanych dla punktu 1.1 i 1.2 przytacza się wybrane przykłady: 1. Wybór liczby i umiejscowienie stacji transformatorowych Przyjmuje się orientacyjne, że ekonomiczny promień zasięgu stacji transformatorowych przy aktualnych gęstościach obciążeń wynosi przy napięciu dolnym transformacji: - 15 kV – 6,3 km
- 10 kV - 4,2 km
- 6 kV - 2,5 km
- 690 V – 250 m
- 400 V - 150 m
Stacje transformatorowe powinny być i często były budowane w rejonie środka obciążenia. Jednak rzeczywistość modernizowanej często technologii zakładu przemysłowego czy też rozbudowy osiedli zupełnie odbiega od „rozsądnych i oszczędnych” lokalizacji stacji transformatorowych. Wzrost jednostkowych mocy bilansowanych dla odbiorów w mieszkaniach gdzie z początkowych mocy rzędu 3 kW jednofazowo do dzisiejszych 12-15 kW trójfazowo dobieranych pod ilość 30-stu i więcej mieszkań spowodował gwałtowny wzrost strat przesyłowych (w tym wzrost spadków napięć). Z przeglądu firm i zakładów występujących w naszych badaniach stwierdzamy, że większość starych, ale i co gorsze nowych, wybudowanych często w ostatnich latach jako przeniesionych z krajów zachodnich ma stacje transformatorowe ustawione na jednym z końców hal produkcyjnych lub hal handlowych. Przykłady Zakład nr.1-stary - Wprost błędem wydają się być założenia projektowe, ale i późniejsza eksploatacja infrastruktury zakładu, w którym 7 stacji trafo, każda z transformatorem po 1600 kVA jest w jednym rzędzie koło siebie, a odbiory i to duże w odległości nawet 300 - 350 mb. Jako ciekawostkę podam, że podczas pomiaru miernikiem cęgowym uziemienia roboczego wychodzącego z każdej komory do ziemi – prądy były różne i kształtowały się od 6 A do ok. 20 A. Rozdzielnia nn wykazywała atmosferę środowiska sauny tyle, że bez pary wodnej, a temperatury bardzo grubych kabli miedzianych i aluminiowych wykazywały nawet ok. 65ºC. Świadczy to między innymi o znaczących stratach oraz o błędach w doborze i układaniu kabli. Zakład nr. 2 nowy – Nowoczesna stacja transformatorowa 2x1000 kVA, obciążenie ok. 50% , rozdzielnia SN dobrze wyposażona, ulokowana w środku hal jak na rysunku 1, odbiorniki nieliniowe rzędu 40% mocy zainstalowanej, a odległości do odbiorników rzędu 300 mb. Wyliczenie kosztów realizacji inwestycji (np. większe średnice kabli zasilających odpływy) i późniejszej eksploatacji powoduje, że wykonanie wariantu realizacji inwestycji jak na rysunku 2 zwraca się w 100 % po dwóch latach. Następne lata przynoszą realne oszczędności, pomimo że struktura rozproszona czterech transformatorów 630 kVA ma także straty eksploatacyjne, a podczas realizacji inwestycji jest droższa.. Jednak po analizie kosztów wykonania zasilań niskiego napięcia (kable o zdecydowanie mniejszym przekroju) okazuje się, że nawet podczas realizacji inwestycyjnej można uzyskać realne korzystne oszczędności i zwrot wcześniejszy inwestycji .  Rysunek 1
 Rysunek 2 Osiedle mieszkaniowe - wydane warunki techniczne zasilania przez dystrybutora: moc zamówiona 590 kW dla 44 mieszkań, zasilanie po linii kablowej nn na odległość minimum 280 mb, a punkt najdalszy na 400 mb. Jeżeli nawet przyjmiemy współczynnik jednoczesności na poziomie 0,12 - 0,15, czyli ok. 80 kW rzeczywistego poboru energii, to tak zrealizowana inwestycja jest nie efektywna ekonomicznie i oznacza wystąpienie znaczących strat eksploatacyjnych. W takiej odległości warto zastosować stację transformatorową 15kV/0,4kV z komorą na transformator 630 kVA, a przejściowym transformatorem 160 kVA. WNIOSKI: Każdy projekt (warunki techniczne zasilania) winien zawierać nie tylko weryfikację za zgodność ze sztuką i normami, ale także weryfikację efektywności eksploatacyjnej, w tym POLICZONE KOSZTY EKSPLOATACYJNE przy założeniu średnich obciążeń z uwzględnieniem liczby i rozmieszczenia stacji transformatorowych. 2. Temperatura na śrubach łączeniowych i kablach prowadzonych na drabinkach i tunelach kablowych. Plagą (bo tylko tak to można określić) ostatnich 3 lat jest wysoka temperatura śrub łączeniowych, mostów szynowych rozdzielni, kabli itp. Oznacza to występowanie znacznych straty związane z mocą czynną, którą jest bezpowrotnie tracona. Problemem jest to, że niejednokrotnie hale produkcyjne, czy też zakłady nie mają możliwości postoju, gdyż pracują 24 godziny na dobę, co jednocześnie oznacza brak czasu na konserwację związaną z dokręceniem poluzowanych śrub. Jest to zamknięte koło, którego konsekwencją jest ciągły wzrost strat, a co za tym idzie kosztów. Dla ciekawości w jednym z przypadków zanotowano rekordową temperaturę śruby wynoszącą 355°C. Innym problemem jest to, że zakłady, czy też super markety podczas modernizacji układają nowe trasy kablowe na starych istniejących drabinkach lub w korytkach zapominając o współczynnikach poprawkowych związanych między innymi z gęstością ich ułożenia. W jednym z przypadków zarejestrowano rekord temperatury kabla w rozdzielni na końcówce 105ºC i stwierdzono, że izolacja jest stopiona na długości ok. 1 mb żyły. W innym przypadku zanotowano temperaturę kabla na drabince wynoszącą 78ºC i stwierdzono, że izolacja kruszy się . WNIOSKI: a) Elementy miedziane - dokręć conajmniej jeden raz na 2 lata. b) Elementy aluminiowe - dokręć conajmniej jeden raz w roku. c) We wzorach protokołów pomiarowych należy dodatkowo wprowadzić pozycję: „Podczas pomiarów dokręcono wszystkie śruby montażowe elementów instalacji elektrycznej, uziemiającej i wyrównawczej”. Oczywiście dla instalacji odgromowej należy dodać „... i zakonserwowano”. Należy z przykrością tutaj stwierdzić że sygnowane przez SEP wydawnictwa często podają przykładowe wzory protokołów pomiarowych, w których o OBOWIĄZKU dokręcania śrub montażowych nic się nie pisze. EKONOMICZNE SKUTKI ZŁEJ JAKOŚCI ENERGII Obecnie wśród odbiorców energii elektrycznej często koszty złej jakości energii kojarzone są wyłącznie z karami jakie mogą być nałożone przez Zakład Energetyczny w związku z poborem energii nie spełniającej parametrów wymaganych przez Rozporządzenie przyłączeniowe i zawartych w umowie sprzedaży energii. Niestety sprawa jest bardziej złożona, a zła jakość energii powoduje koszty wielokrotnie wyższe niż wspomniana wcześniej kara. Straty te możemy podzielić na dwa rodzaje: - straty związane z przestojami zakładu na skutek awarii systemu zasilania, wywołane zdarzeniem zewnętrznym (zapad, krótka i długa przerwa w zasilaniu, przepięcie), lub błędnym zadziałaniem zabezpieczeń. -straty związane z odkształceniem napięcia i przepływem odkształconego prądu, powodujące ciągłe dodatkowe straty w elementach systemu. Straty związane z niestabilnością zasilania i przerwami w dostawie energii elektrycznej. Wielkość strat tego typu zależy od charakteru pracy zasilanego odbiorcy, jego procesu technologicznego i posiadanych urządzeń . W przypadku odbiorców nie posiadających urządzeń wrażliwych na zapady, lub dopuszczających krótkotrwałe przerwy w zasilaniu straty w przypadku chwilowego zaniku zasilania nie są znaczące lub wystąpienie takich zdarzeń nie jest zauważalne. Sytuacja przedstawia się zupełnie inaczej w przypadku odbiorców których proces technologiczny nie dopuszcza zaników zasilania, wówczas straty mogą osiągnąć kilka a nawet kilkanaście milionów złotych w przypadku dużych zakładów, poprzez zatrzymanie produkcji i zniszczenie partii materiału. Zapady , przerwy i przepięcia w zasilaniu mogą być wywołane zarówno czynnikami nie zależnymi od odbiorcy np. przełączenia w sieci elektroenergetycznej, jak i sam odbiorca może wprowadzać do sieci takie zaburzenia, np. poprzez załączanie odbiornika o bardzo dużej mocy, lub wywołanie zwarcia na szynach rozdzielni co pokazano na rysunku 3. Zdarza się również, że przyczyną przerwy w zasilaniu jest zadziałanie zabezpieczenia przeciążeniowego, którego nastawa została niedoszacowana, ponieważ nie uwzględniono przepływu odkształconego prądu, lub błędu automatyki która wadliwie działa przy dużych odkształceniach napięcia.   Rysunek 3. a) zapad i krótka przerwa, w wyniku zwarcia b) efekt zwarcia przedstawionego w punkcie a w sąsiedniej rozdzielni. Straty związane z odkształceniem napięcia i przepływem odkształconego prądu. W odróżnieniu od strat wywołanych przerwami w zasilaniu, straty wywołane odkształceniem prądu i napięcia wpływają na koszt użytkowania energii w sposób ciągły. Jakie są główne elementy systemu generujące dodatkowe straty? -transformatory - baterie kondensatorów - silniki - inne Transformatory - W wyniku przepływu odkształconego prądu w transformatorze powstają dodatkowe straty na skutek dodatkowych prądów wirowych pochodzących od wyższych harmonicznych. Prądy te krążą w rdzeniu transformatora z częstotliwością o wiele większą niż ta dla jakiej został zaprojektowany transformator. Skutkiem tego, dodatkowe straty wywołują wzrost temperatury transformatora a tym samym pogarszają się warunki jego pracy. Dodatkowo na skutek zjawiska naskórkowości i sąsiedztwa wzrastają również straty w uzwojeniach transformatora, co jest efektem wzrostu efektywnej rezystancji uzwojeń. W praktyce wielkość dodatkowych strat w transformatorze o mocy 1000kVA zależy od stopnia odkształcenia prądu i zawartości harmonicznych poszczególnych rzędów. W przypadku transformatorów pracujących przy odkształceniu prądu wyrażonym współczynnikiem THDi =30-60% przy obciążeniu 50%, straty dodatkowe mogą osiągać wielkość ok10kW co daje rocznie koszt rzędu 15 – 20 tyś złotych. Zdarzają się jednak przypadki, gdy odkształcenie prądu wyrażone współczynnikiem THDi przekracza 100%, wówczas straty dodatkowe transformatora mogą dochodzić do poziomu 30-40kW co daje koszt nawet 70 tyś złotych rocznie. Należy również uwzględnić, że efektem dodatkowego grzania transformatora jest przyśpieszone jego zużycie, co może powodować konieczność jego wymiany po 7-10 latach zamiast planowanych 30-40. Kable - Dodatkowe straty mocy w kablach są efektem zwiększenia temperatury ich pracy. Dzieje się tak, gdy na etapie projektowanie nie zostanie uwzględniona możliwość przepływu prądów odkształconych których wartość skuteczna jest większa niż przebiegu sinusoidalnego. Szacuje się, że straty z tego tytułu stanowią ok. 2-3% strat w kablu. Baterie kondensatorów – Baterie kondensatorów w efekcie przepływu odkształconego prądu ulegają przyśpieszonej degradacji, na skutek przeciążenia i wzrostu temperatury pracy. W przypadku gdy bateria jest w stanie rezonansu może ona stracić swoje własności w czasie nawet 1 roku od wymiany. W przypadku gdy nie występuje rezonans lecz znacznie odkształcone jest napięcie, baterie również ulegają przyśpieszonemu zużyciu, na skutek wzrostu wartości szczytowej napięcia i przebić dielektryka. Silniki – Zasilanie silników elektrycznych odkształconym napięciem powoduje ich dodatkowe nagrzewanie na skutek zjawiska naskórkowości i dodatkowych strumieni w magnetowodach. W efekcie podobnie jak w transformatorach pogarszają się warunki ich pracy, rośnie temperatura i skraca czas eksploatacji. Zdarzają się przypadki, gdy źle wykonane uziemienie silnika wywołuje przepływ prądów przez wał i łożyska do ziemi, co skutkuje niszczeniem powierzchni tocznych łożysk nawet po 3 miesiącach eksploatacji. Podsumowując można stwierdzić, że w praktyce koszty złej jakości energii ponoszone w sposób ciągły mogą stanowić znaczną część ogólnych opłat za energię elektryczną. KONCEPCJA NOWOCZESNEGO SYSTEMU MONITORINGU PARAMETRÓW SIECI ELEKTRYCZNEJ Zasilanie elektroenergetyczne nawet w niewielkim zakładzie jest skomplikowane i podlega szeregowi niewidocznych zjawisk występujących w sieci, o których istnieniu niejednokrotnie można się dowiedzieć dopiero w chwili, gdy jakiś fragment sieci (bądź też urządzenie do niej przyłączone) ulegnie awarii. Ponieważ nierzadko nad działaniem układu zasilania danego zakładu nadzór sprawuje tylko jeden człowiek, nie jest on w stanie w sposób ciągły nadzorować pracę wszystkich elementów układu. Wydaje się wręcz niemożliwe, aby ciągle chodził on po zakładzie i sprawdzał, czy wszystko działa jak należy, tym bardziej że tak naprawdę za pomocą śrubokręta i próbnika niewiele może on się dowiedzieć o nieprawidłowościach pracy układu. Z kolei trudno wyobrazić sobie sytuację, w której dźwigałby on ze sobą wszędzie drogi, specjalistyczny sprzęt pomiarowy. W rezultacie jego działania niejednokrotnie mogą się ograniczać tylko do usuwania szkód zaistniałych w wyniku wystąpienia sytuacji awaryjnych. Przykład: W jednym z zakładów przemysłowych na skutek zadziałania zabezpieczeń baterii kondensatorów jedna z rozdzielni została całkowicie pozbawiona kompensacji mocy biernej. Na skutek braku możliwości ciągłego monitorowania pracy urządzeń nie zauważono wzrostu współczynnika mocy tgφ. W efekcie przez okres około jednego roku płacono karę za pobór ponad umownej mocy biernej w wysokości 4 tys. zł. miesięcznie. Ponieważ kwota ta nie stanowiła dużego procentu w ogólnej opłacie za energię elektryczną nie połączono tego faktu z możliwością wystąpienia wyżej wymienionej awarii. Jak łatwo policzyć odbiorca w skali roku stracił około 50 tys. zł., a straty te były przecież do uniknięcia. Dlatego w celu wprowadzenia kontroli sieci energetycznej niezwykle przydatne może być zastosowanie nowoczesnych systemów monitoringu parametrów sieci elektrycznej. W odróżnieniu od stosowanych systemów rozliczenia wykorzystujących liczniki energii elektrycznej, systemy oparte na analizatorach parametrów sieci posiadają znacznie większe możliwości. Kontrola takich parametrów jak współczynniki mocy, poziom odkształceń, czy moce pozwala na łatwe i szybkie reagowanie na stany awaryjne występujące w systemie zasilającym. Monitorowanie poszczególnych działów, rozdzielni i odbiorów sprawia, że użytkownik praktycznie natychmiast po wystąpieniu nieprawidłowości jest w stanie zlokalizować ich przyczynę. Dodatkowe zastosowanie systemu powiadamiania np. poprzez system SMS powoduje, że nie jest konieczne ciągłe śledzenie parametrów sieci przez użytkownika. W razie nieprawidłowości system taki może automatycznie wysyłać ostrzeżenie podając rodzaj zdarzenia i jego miejsce wystąpienia. Przykładowy schemat ideowy systemu monitoringu przedstawiono na rysunku 4.
Rysunek 4. Przykładowy schemat ideowy systemu monitoringu parametrów sieci elektrycznej, przy czym: Ann, ASN, A1…A5 – analizatory parametrów sieci elektrycznej.
Odpowiednie i przemyślane rozmieszczenie analizatorów w sieci elektrycznej daje obraz pracy sieci i zdarzeń w niej występujących. Korzystając z systemu monitoringu użytkownik powinien mieć możliwość podglądu parametrów związanych z jego siecią zasilającą. Podgląd ten mógłby się odbywać poprzez wyświetlanie wartości, wykresów czy raportów z dowolnie wybranych okresów (rys. 5.). Dodatkowo odpowiednio zaprojektowany program powinien dawać użytkownikowi możliwość sprawdzenia poprawności otrzymywanych wartości danych parametrów zgodnie z istniejącymi normami, przepisami i zaleceniami. Ponieważ jednak sieć zasilająca w każdym zakładzie jest na swój sposób inna, aby w pełni wykorzystać fakt posiadania systemu monitoringu przynajmniej jeden z użytkowników w danym zakładzie musi znać strukturę systemu zasilania oraz podstawy zjawisk związanych z energią elektryczną i jej jakością. Dopiero taka współpraca człowieka z systemem daje maksymalne korzyści z jego posiadania. Oczywiście taki nowoczesny system nie może ograniczać się tylko do kontroli parametrów sieci. Poprzez swoją wszechstronność powinien mieć możliwość współpracy zarówno z analizatorami jak i licznikami energii. Dzięki temu użytkownik mógłby uzyskać kontrolę rozliczeń energii zużytej w każdym z działów oraz dla całego zakładu.    Rysunek 5. Przykładowe sposoby wizualizacji danych uzyskiwanych z analizatorów parametrów sieci. Nowoczesność systemu powinna polegać także na tym, aby poprzez zastosowanie odpowiednich liczników była możliwość rozliczania także i innych mediów: wody, ciepła czy gazu. Skutki błędnego doboru źródeł światła. Efektywność zastosowania obniżenia napięcia w oprawach oświetleniowych. W niniejszej części artykułu przedstawiono skutki błędnego doboru źródeł światła do opraw oraz zaprezentowano zalety układu obniżającego napięcie do lamp wyładowczych. Przebadane zostały cztery rodzaje rtęciowych źródeł światła i trzy rodzaje źródeł metalohalogenkowych wiodących producentów. Każde z badanych źródeł miało moc 250W. Do porównania wykorzystano trzy typy opraw przeznaczonych dla źródeł rtęciowych oraz jedną dla źródeł metalohalogenkowych. Pomiarów dokonano przyrządem do analizy parametrów sieci elektrycznej klasy A. Porównywane parametry zestawów oświetleniowych: TZ – czas załączenia Pust – moc czynna w stanie ustalonym Qust – moc bierna w stanie ustalonym Qpz– moc bierna pobierana w okresie od chwilowego zaniku napięcia do ponownego włączenia źródła Tpz – czas ponownego załączenia Tpu– czas ustalenia parametrów po chwilowym zaniku napięcia. Na rysunku 6 przedstawiono czasy załączania poszczególnych źródeł, moc bierną i czynną pobierana w stanie ustalonym, czas ponownego załączenia, moc bierną pobierana w czasie stygnięcia jarznika po chwilowym zaniku napięcia, czas dojścia do stanu ustalonego po chwilowym zaniku napięcia. Jak wynika z wykresu najszybciej załącza się źródło 4 najwolniej 2 – ponad 3-krotnie dłużej niż 4. Moc bierna pobierana w stanie ustalonym jest porównywalna dla wszystkich zestawów oświetleniowych i wynosi ok. 400VAr, co przy dużej liczbie opraw w pomieszczeniu (hali produkcyjnej) powoduje znaczny wpływ opraw oświetleniowych na sumaryczną pobieraną moc bierną. Najkrótszy czas ponownego załączenia ma źródło 2, a czas dojścia do stanu ustalonego po chwilowym zaniku napięcia - 4. Fakt ten ma także duże znaczenie ponieważ przy chwilowym braku napięcia źródła rtęciowe gasną i nie jest możliwe natychmiastowe ich ponowne uruchomienie, w przeciwieństwie do tradycyjnego oświetlenia żarowego, wiąże się to z niemożnością wykonywania pracy w tym czasie przez ludzi znajdujących się w danym pomieszczeniu (hali itp.). Najdłuższy czas ponownego załączenia i czas dojścia do stanu ustalonego po chwilowym zaniku napięcia ma źródło 3.  Rysunek 6. Porównanie czterech źródeł rtęciowych w oprawie 1.  Rysunek 7. Porównanie czterech źródeł rtęciowych w oprawie 2 W tym kolejnym przypadku (rysunek 7) na szczególną uwagę zasługuje fakt, że zestaw oświetleniowy składający się z oprawy 2 oraz źródeł 2 i 4 w stanie ustalonym pobiera moc bierną indukcyjną ok. 60 VAr, co jest wartością ok. 7 razy mniejszą niż w przypadku zastosowania źródeł światła 1 i 3 w oprawie 2. Natomiast w okresie trwającym od chwilowego zaniku napięcia do ponownego załączenia źródła, oprawa z źródłami 2 i 4 pobiera moc bierną pojemnościową ok. 300VAr.  Rysunek 8. Porównanie czterech źródeł rtęciowych w oprawie 3 Na Rysunku 8 przedstawiono wyniki pomiarów źródeł światła w oprawie 3. Jak wynika z wykresu wszystkie zestawy oświetleniowe pobierają moc bierną indukcyjną ok. 45-90 VAr, co jest wartością 4-8 razy mniejszą niż w przypadku źródeł w oprawach 1 i 2. Natomiast w okresie trwającym od chwilowego zaniku napięcia do ponownego załączenia źródła, oprawa z źródłami pobiera moc bierną pojemnościową ok. 300VAr. Na Rysunku 9 przedstawiono wyniki pomiarów źródeł metalohalogenkowych. Szczególną uwagę zwraca źródło 2, które charakteryzuje się krótkim czasem załączania (90s), niewielką mocą bierną pobieraną w stanie ustalonym (20VAr) krótkim czasem ponownego załączenia i ustalenia się parametrów. Pozostałe źródła wypadają mniej korzystnie z ogólnego punktu widzenia (dłuższy czas ponownego załączenia – ponad 300s, znaczna moc bierna w stanie ustalonym – 200VAr i w okresie od chwilowego zaniku napięcia – 400VAr).  Rysunek 9. Porównanie trzech źródeł metalohalogenkowych Wnioski: Dobór odpowiedniego źródła światła do oprawy ma zasadniczy wpływ na pracę układu oświetleniowego tj. na: - Czas załączenia zestawu oświetleniowego
- Czas ponownego załączenia
- Moc bierną pobieraną w stanie pracy ustalonej (ind) i moc pobieraną w okresie od chwilowego zaniku napięcia do włączenia (poj).
- Nie można dobierać źródeł światła do oprawy tylko i wyłącznie na podstawie obliczeń natężenia światła, należy także mieć na uwadze koszty eksploatacyjne (moc bierna) i konserwację oświetlenia.
- Nie każde źródło rtęciowe może być stosowane we wszystkich oprawach dedykowanych do źródeł rtęciowych. Podobna sytuacja ma miejsce dla innych typów źródeł.
- Przed jakimikolwiek zakupami i działaniami modernizacyjnymi należy dokonać pomiarów analitycznych za pomocą SYSTEMU MONITORINGU PARAMETRÓW SIECI ELEKTRYCZNEJ tak aby otrzymać odpowiedź czym i jak dokonać dołączenia nowych urządzeń oraz jakie najlepiej winny one mieć fabryczne charakterystyki. Kluczowym tematem jest tu zbadanie parametrów istniejącego systemu elektrycznego oraz ciągły monitoring energii elektrycznej, który pokaże nam czy obrany kierunek działań jest właściwy.
Układ obniżający napięcie zasilania w oprawach oświetleniowych Podstawowe zalety układu obniżającego napięcie (UON): l Stabilizacja i obniżenie napięcia, przekłada się na wydłużenie żywotności źródeł światła l Oszczędność energii elektrycznej poprzez obniżenie napięcia Przeprowadzono badania oświetlenia z zastosowaniem układu obniżającego i stabilizującego napięcie (180V) i bez zastosowania tego układu. Poprzez układ zasilano dwie oprawy z źródłami rtęciowymi 250W oraz identyczny zestaw oświetleniowy bezpośrednio z sieci. Wyniki pomiarów przedstawiono w poniższej tabeli. | | Oświetlenie zasilane bezpośrednio z sieci | Oświetlenie zasilane poprzez UON | | Zużyta energia w czasie 8,5 godz. | En = 5,24 kWh | En = 3 kWh | | Natężenie oświetlenia | E1 = 600lx E2 = 810lx | E1 = 250lx E2 = 440lx | Energia zużyta przez oświetlenie zasilane z UON była o 40% mniejsza niż energia zużyta przez oświetlenie zasilane bezpośrednio z sieci. Natężenie oświetlenia w przypadku oświetlenia zasilanego przez UON jest ok. 2 krotnie mniejszy niż tego zasilanego bezpośrednio z sieci. Jednak jak stwierdzono 2 - krotna różnica natężenia oświetlenia nie jest bardzo odczuwalna przez człowieka, co zachęca do stosowania UON ze względu na zmniejszenie kosztów za energię elektryczną.
|
.gif)
