A K A D E M I A G Ó R N I C Z O - H U T N I C Z A

i m. S t a n i s ł a w a S t a s z i c a

WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, AUTOMATYKI, INFORMATYKI i ELEKTRONIKI

K a t e d r a E l e k t r o e n e r g e t y k i

ELEKTROENERGETYCZNE SIECI

ELEKTROENERGETYCZNE SIECI

ROZDZIELCZE

ROZDZIELCZE

Wykład 4

Wykład 4

W. Szpyra

W. Szpyra

Kraków, grudzień 2006

Kraków, grudzień 2006

B-1, pok. 112b, tel.: [phone], e-mail: [e-mail]

Konsultacje: piątek godz. 9

45

- 11

15

Plik dostępny pod adresem:

http://galaxy.uci.agh.edu.pl/~wszpyra/ESR/*.*

Regulacja napięcia

w sieciach rozdzielczych

Literatura

5. Praca zbiorowa pod red. Kujszczyk Sz.: Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze. Tom

1 i 2. Wyd. Pol. Warszawskiej, Warszawa 2004

8. Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20.12.2004 r. w sprawie

szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych,
ruchu i eksploatacji tych sieci. Dz. U. Nr 2 poz. 6. z dnia 6.01.2005.

9. Szpyra W.: „Optymalna regulacja napięcia w rozległej sieci rozdzielczej średniego

napięcia”. Archiwum Energetyki, tom XXIX (2000), nr 1-2, str. 27-47.

10. Szpyra W.: „Optymalna regulacja napięcia sieci rozdzielczej średniego napięcia w

warunkach rynkowych”. Rozdział w : „Problemy systemów elektroenergetycznych”
Pod. red. Kazimierza Wilkosza. PAN, Komitet Elektrotechniki. Seria wydawnicza Sekcji
Systemów Elektroenergetycznych Komitetu Elektrotechniki PAN. Oficyna Wyd. Pol.
Wrocławskiej, Wrocław 2002. Rozdz. 16, str. 409-433.

7. Praca zbiorowa: Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych. Instytut

Energetyki Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa-Katowice 1986

6. Praca zbiorowa: Poradnik Inżyniera Elektryka. Wydawnictwa Naukowo-Techniczne

Warszawa 1996

3. Norma PN-IEC60038:1999 Napięcia znormalizowane

4. Norma EN 50160:1999E Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach

rozdzielczych

1. Bogucki A., Lawera E., Przygrodzki A, Szewc B.: „Podatność częstotliwościowa i

napięciowa systemu elektroenergetycznego i jego elementów”. Politechnika Śląska,
skrypty uczelniane nr 1116; Gliwice 1983.

2 Lipart K.: „Charakterystyki statyczne mocy”, Praca dyplomowa AGH, Wydz. EAiE,

Kraków 1996.

Cel regulacji napięcia

Głównym celem regulacji jest utrzymanie odchyleń
napięcia w granicach dozwolonych przez obowiązujące
przepisy.

Dodatkowym celem regulacji napięcia może być optymalizacja
poziomu napięcia w celu osiągnięcia optimum funkcji celu przyjętego
kryterium optymalizacji, np.:



minimalizacja kosztów strat mocy i energii w sieci,



minimalizacja względnych strat energii w sieci, (maksymalizacja
sprawności dystrybucji energii),



minimalizacja kosztów strat gospodarczych ponoszonych przez

minimalizacja kosztów strat gospodarczych ponoszonych przez

odbiorców z powodu odchyleń napięcia od wartości

odbiorców z powodu odchyleń napięcia od wartości

znamionowej,

znamionowej,



minimalizacja kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo
sieciowe z powodu przekroczenia dopuszczalnych odchyleń
napięcia (minimalizacja bonifikat i upustów udzielanych
odbiorcom),



minimalizacja kosztów łącznych tj. kosztów strat mocy i energii
oraz bonifikat i upustów udzielanych odbiorcom,



maksymalizacja zysku ze sprzedaży energii.

Przepisy regulujące jakość energii

Dopuszczalne wartości odchyleń napięcia od wartości
znamionowej regulują następujące przepisy:



Norma PN-IEC60038:1999 Napięcia znormalizowane



Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia
20.12.2004 roku w sprawie szczegółowych warunków
przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych,
ruchu i eksploatacji tych sieci. Dz. U. Nr 2 poz. 6. z dnia
6.01.2005. (rozporządzenie przyłączeniowe).

 Norma EN 50160:1999E Parametry napięcia zasilającego w

publicznych sieciach rozdzielczych

Odchylenia napięcia w świetle obowiązujących

przepisów

Z § 34 rozporządzenia wynika, że w każdym tygodniu 95 % ze
zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia
zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń:



U

n

= 110 i U

n

= 220 kV: ±10% U

n

,



U

n

= 400 kV:

+5% /-10% U

n

;

1. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II

przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym:

2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III – V

(zasilanych z sieci o napięciu niższym niż 110 kV):

±10% U

n

,

W okresie do dnia 31 grudnia 2008 r. dopuszcza się, aby
wartość napięcia znamionowego sieci niskiego napięcia
mieściła się w przedziale 230/400 V +6%/-10%, a od dnia 1
stycznia 2009 r. w przedziale 230/400 V ±10%.

Dla grupy przyłączeniowej VI parametry techniczne energii
elektrycznej dostarczanej z sieci określa umowa sprzedaży
energii elektrycznej lub umowa przesyłowa.

Odchylenie napięcia

Odchylenie napięcia w określonym punkcie sieci jest to
różnica między rzeczywistą wartością napięcia w tym
punkcie, a napięciem znamionowym sieci.
Względna, wyrażona w % napięcia znamionowego,
wartość odchylenia napięcia jest równa:

%

100

%









n

n

r

U

U

U

U

U

U

r

r

– rzeczywista wartość napięcia w danym punkcie

sieci;

U

n

– napięcie znamionowe sieci.

Odchylenie napięcia może przyjmować zarówno ujemne
jak i dodatnie wartości.

(1)

Przyczyny odchyleń napięcia

Głównymi przyczynami odchyleń napięcia od wartości
znamionowej są:
 spadki napięcia na elementach sieci:

– liniach U

L

,

– transformatorach U

T

,

– dławikach U

D

;

 różnice między przekładnią znamionową

transformatorów, a stosunkiem napięć znamionowych
sieci łączonych przez te transformatory

U



;

 regulacja napięcia w sieci nadrzędnej (zasilającej)

U

z

.

U

f12

I

c

×X

Spadek napięcia na elemencie sieci









X

I

R

I

U

R

I

X

I

X

I

R

I

U

U

U

U

b

c

f

b

c

b

c

f

f

f

f



































2

2

2

2

2

1

U

f1

U

f2

I=I

c

–

jI

b

Z=R+jX

U

f12

I

c

I

I

b

I
m

U

f

1

U

f2

I

c

×

R

U

f

I

b

×

X I

b

×

R

R
e





%

100

%

100

3

%

100

3

2

%

n

n

b

c

n

f

U

X

Q

R

P

U

X

I

R

I

U

U

U





























prąd bierny o charakterze indukcyjnym ze znakiem „

minus

minus”,



moc bierną o charakterze indukcyjnym ze znakiem „plus”,

Do powyższych wzorów wstawiamy:

Spadek napięcia jest w przybliżeniu równy podłużnej stracie
napięcia:

(3
)

(4
)

Rys. 1. Schemat zastępczy (reprezentacja jednofazowa) elementu sieci i wykres

wektorowy napięć i prądów.

Spadek napięcia

Spadek napięcia na elemencie sieci jest to różnica
algebraiczna pomiędzy wartością skuteczną napięcia na
początku i na końcu elementu sieci (np.: linii,
transformatora, dławika).
Względna, wyrażona w % napięcia znamionowego,
wartość spadku napięcia jest równa:

%

100

2

1

%









n

U

U

U

U

U

U

1

1

– wartość napięcia na początku elementu sieci,

U

U

2

2

– wartość napięcia na końcu elementu sieci,

U

n

– napięcie znamionowe sieci.

(2)

Spadek napięcia na transformatorze

n

n

x

T

S

U

u

X







100

2

n

k

r

S

P

u







10

Wartość spadku napięcia na transformatorze można obliczyć
korzystając z podanej na poprzednim slajdzie ogólnej zależności na
spadek napięcia na elemencie sieci. W tym celu należy najpierw
obliczyć rezystancję

R

T

i reaktancję

X

T

transformatora korzystając z

zależności:

n

n

r

T

S

U

u

R







100

2

2

2

r

k

x

u

u

u





przy
czym:

k

P



- znamionowe straty obciążeniowe (straty w miedzi)

transformatora w [kW],

n

U

- napięcie znamionowe uzwojenia, dla którego wykonywane są

obliczenia w [kV],

n

S

- moc znamionowa transformatora w [MVA],

k

u

- napięcie zwarcia transformatora w
[%],

x

u

- składowa bierna napięcia zwarcia transformatora w [%].

gdzie
:

r

u

- składowa czynna napięcia zwarcia transformatora w [%],

(5
)

(6
)

(7
)

(8
)

Spadek napięcia na transformatorze

Względną wartość spadku napięcia na transformatorze można też
obliczyć korzystając z zależności:





n

x

r

T

S

S

u

u

U

















sin

cos

%

gdzie:

S

–

obciążenie transformatora (należy wstawić w takich

samych jednostkach jak moc znamionowa transformatora);

cos

–

cosinus kąta pomiędzy prądem obciążenia

transformatora, a napięciem (współczynnik mocy obciążenia
transformatora);

sin

–

sinus kąta pomiędzy prądem obciążenia

transformatora, a napięciem (przy obciążeniu o charakterze
indukcyjnym do wzoru należy wstawiać

sin

ze znakiem

„minus”,

pozostałe oznaczenia jak na poprzednim slajdzie.

(9
)

Wpływ różnicy przekładni transformatora i stosunku

napięć łączonych sieci

%

100

1



























S

T

U

%

5

%

100

4

,

0

/

0

,

15

4

,

0

/

75

,

15

1

















 







U

Przekładnie znamionowe transformatorów są zazwyczaj różne od
stosunku napięć znamionowych sieci, dlatego przy ustawieniu
przekładni transformatora na zaczepie zerowym otrzymuje się
przyrost napięcia, który można wyrazić zależnością:

gdzie:



S

–

stosunek napięć znamionowych sieci łączonych za jego

pośrednictwem.



T

–

przekładnia znamionowa transformatora,

Dla przykładu przekładnie znamionowe starszych transformatorów
stosowanych w sieci SN wynoszą:



T

=15,75 kV/0,4 kV lub 21,0

kV/0,4 kV

,

a stosunek napięć łączonych sieci:



S

=15,0 kV/0,4 kV

lub 21,0 kV/0,4 kV.

Przyrost napięcia wynosi więc:

lub

%

5

%

100

4

,

0

/

0

,

20

4

,

0

/

0

,

21

1

















 







U

(10
)

Wpływ różnicy przekładni transformatora i stosunku

napięć łączonych sieci c.d.

Oznacza to, że dla uzyskania po stronie dolnego napięcia
transformatora znamionowej wartości napięcia sieci niskiego napięcia,
transformator musi być zasilony napięciem o 5% wyższym od
napięcia znamionowego sieci SN.

Nowe transformatory instalowane w sieciach rozdzielczych SN mają
przekładnie znamionowe równe:



T

=15,75 kV/0,42

2

kV

lub

21,0

kV/0,42

2

kV

,

W tym przypadku przyrost napięcia wynikający z różnicy

pomiędzy przekładnią transformatora, a stosunkiem napięć łączonych
sieci wynosi:

%

0

100

4

,

0

/

0

,

15

42

,

0

/

75

,

15

1















 







U

lub

%

0

100

4

,

0

/

0

,

20

42

,

0

/

0

,

21

1















 







U

Przy obowiązującej do 1998 roku wartości napięcia znamionowego w
sieci niskiego napięcia wynoszącej 0,38 kV, przekładnia znamionowa
starych transformatorów dawała zwyżkę napięcia wynoszącą:

U



=

0,25%.

Bilans odchyleń i spadków napięcia

Wartość odchylenia napięcia w danym punkcie sieci określa się na
podstawie bilansu odchyleń i spadków napięcia na drodze od punktu
zasilania do tego punktu:

SN

L

U



nn

L

U



U



U

zT

U

z

U

T

k

Przy oznaczeniach jak na rys. 2, odchylenie napięcia w punkcie

k

sieci niskiego napięcia wyniesie:

nn

SN

L

zT

T

L

z

k

U

U

U

U

U

U

U





























(11)

– regulacja bezpośrednia i jednocześnie
bezinwestycyjna,

– regulacja pośrednia i wymagająca nakładów
inwestycyjnych.

Odchylenie napięcia można zmieniać wpływając bezpośrednio lub
pośrednio na wielkości występujące w powyższym wzorze:

Rys. 2. Uproszczony schemat fragmentu sieci i bilans odchyleń i spadków napięcia

Środki do regulacji napięcia



Bezinwestycyjnie – wykorzystanie możliwości regulacyjnych
transformatorów:

– 110/SN w głównych punktach zasilania sieci - regulacja pod

obciążeniem – praktycznie możliwe jest utrzymanie zadanego
poziomu napięcia na szynach SN w GPZ,

– SN/nn – w stanie beznapięciowym (w niektórych sytuacjach

może zachodzić konieczność zamiany miejscami
transformatorów o różnych zakresach regulacyjnych) –
ponoszone są koszty pracy ludzi i sprzętu.



Inwestycyjnie – zastosowanie środków technicznych dla
zmniejszenia (lub kompensacji) spadku napięcia w sieci:

– instalację szeregowych autotransformatorów regulacyjnych

(regulacja za pomocą napięć dodawczych) – kompensacja
spadku napięcia,

– instalację baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej,
– instalację kondensatorów szeregowych do kompensacji

reaktancji linii,

– wyprowadzenie nowych obwodów z GPZ przejmujących

zasilanie części stacji SN/nn,

– skracanie obwodów sieci niskiego napięcia przez zagęszczenie

stacji SN/nn (budowa nowych stacji).

Regulacja napięcia przez zmianę przekładni

transformatorów

Zakres regulacji napięcia przez zmianę przekładni zależy od
konstrukcji transformatora.
Transformatory 110kV/SN mają regulację przekładni pod obciążeniem
w zakresie: 10% co 1,25% lub 16% co 1,25%. Spotykane są

również inne nietypowe zakresy zmian przekładni transformatorów
110kV/SN.
Zmiana przekładni transformatorów 110kV/SN jest dokonywana
ręcznie bądź automatycznie, przy czym dla uniknięcia zbyt częstej
zmiany położenia zaczepów i ich szybkiego zużycia układy regulacji
działają z tzw. strefą nieczułości, np. 0,5% lub 1%.

Transformatory SN/nn umożliwiają zmianę przekładni w stanie
beznapięciowym, przy czym zakres zmiany przekładni może
wynosić:

Przyrost napięcia spowodowany zmianą przekładni oznaczamy przez U

zT

,

przy czym przyrost ten jest dodatni gdy zaczepy zmienimy tak by
przekładnia transformatora (wyrażona jako stosunek liczby zwojów
uzwojenia pierwotnego i wtórnego) zmalała,
a ujemny gdy zaczepy są ustawione tak by przekładnia wzrosła.

Można też jeszcze spotkać transformatory 30/6 kV lub 30/15 kV, w
których zakres regulacji przekładni wynosi U

zT

= 2,5%.

– w transformatorach starszych: U

zT

= –5%, 0%, 5% , lub

–

w transformatorach nowych: U

zT

= –2,5%, 0%, +2,5%, +5%,

+7,5%.

Regulacja za pomocą napięć dodawczych

Jednym ze środków pozwalających na utrzymanie napięcia w
dopuszczalnych granicach, gdy regulacja w GPZ i zmiana zaczepów
transformatorów SN/nn nie zapewnia utrzymania dopuszczalnych
poziomów napięcia, jest instalacja w głębi sieci szeregowych
transformatorów regulacyjnych. Transformatory te są wyposażone w
automatyczne układy regulacji pozwalające na zmianę napięcia w
zakresie 10% w 32 stopniach. Pozwala to na utrzymywanie w

danym punkcie sieci zadanego poziomu napięcia niezależnie od
zmian obciążenia.
Transformatory mogą być budowane jako jednostki jednofazowe lub
trójfazowe. Transformatory trójfazowe, ze względu na ciężką budowę
i wysokie koszty są rzadko stosowane. Dla regulacji napięcia w sieci
trójfazowej stosuje się trzy jednostki połączone w trójkąt co pozwala
na regulację napięcia w zakresie 15%, lub dwie jednostki

jednofazowe pracujące w układzie otwartego trójkąta (regulacja
napięcia w zakresie 10%).
Na rys. 3 pokazano schemat jednofazowego 32-stopniowego
transformatora do regulacji napięcia, na rys. 4 układy połączeń
dwóch oraz trzech jednofazowych transformatorów do regulacji
napięcia w sieci trójfazowej i odpowiadające tym układom wykresy
wektorowe napięć, a na rys. 5 widok transformatora.

Rys. 3. Schemat połączeń jednofazowego transformatora do regulacji napięcia

Uzwojenie szeregowe jest sprzężone elektromagnetycznie z uzwojeniem
równoległym.
Uzwojenie kontrolne sprzężone z uzwojeniem równoległym pełni funkcję
przekładnika napięciowego.
Zmiana kierunku regulacji jest realizowana przez przełączenie przełącznika z
pozycji
VI – podwyższanie napięcia (ang. voltage increase) w pozycję VR – obniżanie
napięcia (voltage reduction). Zmiana wielkości napięcia dodawczego
odbywa się przez zmianę zaczepu uzwojenia szeregowego. Dławik służy do
ograniczenia prądu zwarciowego występującego w trakcie przełączania
zaczepów.

Układ połączeń szeregowego transformatora

regulacyjnego

Sposoby włączenia do sieci transformatorów

dodawczych

Rys. 4. Układ połączeń jednofazowych transformatorów szeregowych do regulacji

napięcia w sieci SN i odpowiadające tym układom wykresy wektorowe napięć: a)
dwa transformatory połączone w układzie V; b) trzy transformatory połączone w
trójkąt.

Rys. 6. Rozkład napięcia wzdłuż obciążonej w wielu punktach linii SN z zainstalowanym

szeregowym transformatorem regulacyjnym

Firma COOPER POWER SYSTEMS oferuje transformatory na napięcie 6.6, 11,
15, 22 i 33 kV o mocach od 33 do 660 kVA.
W Polsce przedstawicielem firmy jest Zakład Wykonawstwa Sieci
Elektrycznych Olsztyn S.A.

Rozkład napięcia wzdłuż linii

Wpływ wzrostu obciążenia na zakres regulacji

[www.cooperpower.co
m]

Szeregowy transformator

regulacyjny

Rys. 5. Widok jednofazowego transformatora regulacyjnego

produkcji firmy COOPER POWER SYTSTEMS
[

www.cooperpower.com

]

Regulacja napięcia przez zmianę rozpływu mocy

biernej

Regulacja napięcia polega w tym przypadku na zmianie składowej spadku
napięcia powstającej reaktancji elementu sieci w wyniku przepływu przez
reaktancję mocy biernej indukcyjnej, a więc na zmianie składnika

QX

(

I

b

X

) w zależności (4).

Moc bierną płynącą przez element sieci można zmienić instalując dodatkowe
źródło mocy biernej pojemnościowej w miejscu poboru mocy biernej
indukcyjnej. Można to zrobić instalując baterię kondensatorów równoległych
lub kompensator synchroniczny.

Ideę regulacji napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej ilustruje rys 7.

Rys. 7. Idea regulacji napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej [5]: a) schemat

układu,
b) wykres wektorowy.

R

X

I, cos

I

k

1

2

I

I×
X

I×
R

I

k

×X

I

k

×R

U

1

U

2

I

k

I



'

1

U

''

1

U

2

U

Regulacja napięcia przez zmianę rozpływu mocy

biernej cd.

Przekształcając zależność (4) można otrzymać wyrażenia podające jaką moc
bierną pojemnościową należy dostarczyć aby uzyskać zmniejszenie spadku
napięcia
z

U

1

do

U

2

:

Z zależność (4) mamy:





X

I

U

X

I

X

I

R

I

I

I

X

R

I

U

k

k

b

c

k

b

c

































1

2

stąd

X

U

X

R

I

I

X

U

U

I

c

b

k

2

2

1





















Natomiast gdy w obliczeniach korzystamy z mocy odpowiednie zależności
będą następujące:





n

k

n

k

n

n

n

k

U

X

Q

U

U

X

Q

U

X

Q

U

R

P

U

X

Q

Q

R

P

U

































1

2

stąd





2

2

1

U

X

U

X

R

P

Q

U

U

X

U

Q

n

n

k























Dla zupełnego skompensowania spadku napięcia tj. dla uzyskania

U

2

= 0

,

załączona na końcu linii moc bierna powinna być równa:

X

R

P

Q

Q

k







(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

Regulacja napięcia przez zmianę rozpływu mocy

biernej cd.

Kompensacja mocy biernej oprócz zmniejszenia spadków napięcia
zmniejsza również straty mocy w sieci.
Kompensacja mocy biernej umożliwia zwiększenie przesyłu mocy czynnej w
sytuacji gdy ze względu na obciążalność długotrwałą nie jest możliwe
zwiększenie obciążenia linii, wówczas przy tej samej mocy pozornej
możemy zwiększyć obciążenie mocą czynną zmniejszając moc bierną.
Wadą baterii kondensatorów stosowanych do kompensacji mocy biernej jest
kwadratowa zależność od napięcia mocy biernej dostarczanej przez baterię.
Ze wzrostem obciążenia mocą bierną indukcyjną następuje wzrost spadku
napięcia na zaciskach baterii, a w konsekwencji zmniejszenie mocy biernej
dostarczanej przez tę baterię. Dla zapewnienia odpowiedniej kompensacji
należałoby więc zwiększyć moc baterii, np. włączając kolejny człon baterii
wielostopniowej.
Obecnie możliwa jest ciągła regulacja mocy biernej przy pomocy
kompensatorów

statycznych

sterowanych

za

pomocą

układów

tyrystorowych. Należy tu jednak zaznaczyć, że jest to rozwiązanie drogie i
jest stosowane wtedy gdy bateria oprócz funkcji regulacji napięcia spełnia
jeszcze inne funkcje np. wchodzi w skład filtrów wyższych harmonicznych w
sieciach przemysłowych.

Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci

Spadek napięcia w linii elektroenergetycznej jest proporcjonalny do prądu
(mocy) płynącego linią i impedancji linii.
Z zależności (4) wynika, że dla zmniejszenia spadku napięcia należałoby
zmniejszyć wartość składnika

P·R

, przez zmniejszenie wartości rezystancji

R

obwodu, zmianę składnika

Q·X

przez zmianę wartości reaktancji

X

obwodu,

lub zmianę obu tych wielkości jednocześnie.
Zmniejszenie impedancji obwodu jest możliwe przez okresowe załączenie
linii lub transformatorów równoległych jeśli takie istnieją, na czas
zwiększonego obciążenia.
Możliwa jest też zmiana impedancji przez dokonanie przełączeń w sieci.
Należy przy tym zaznaczyć, że przełączenia w sieci dokonywane są
sezonowo, a ich głównym zadaniem jest dostosowanie układu sieci do
zmieniającego się obciążenia, a zmniejszenie spadków napięć jest
dodatkowym efektem przełączeń.
Zmniejszenie rezystancji linii jest możliwe przez zwiększenie przekroju
przewodów,
a więc przez ich wymianę, co wiąże się z przebudową linii, gdyż nie zawsze
jest możliwe zawieszenie przewodów o większym przekroju na istniejących
konstrukcjach wsporczych. Zmniejszenie reaktancji linii jest możliwe przez
zastosowanie baterii kondensatorów włączonych w szereg z linią. Ideę
regulacji napięcia przez zmianę reaktancji sieci przedstawiono na rys. 8.

Regulacja napięcia przez zmianę reaktancji sieci

Rys. 8. Idea regulacji napięcia przez

zmianę reaktancji sieci [5]: a)
schemat zastępczy linii z
włączoną szeregowo baterią
kondensatorów; b) wykres
napięcia wzdłuż linii; c) wykres
wektorowy napięć.

Zgodnie z rys. 8a, na podstawie
zależności (4) spadek napięcia po
kompensacji wyniesie:





C

b

C

b

L

b

L

c

C

L

b

L

c

X

I

U

X

I

X

I

R

I

X

X

I

R

I

U





































1

2

(17)

stąd

b

b

c

L

b

C

I

U

I

I

R

X

I

U

U

X

2

1

2

















(18)

Jeśli zamiast prądów będziemy
operować mocami to zależność (18)
przyjmie postać:





Q

U

U

Q

P

R

X

Q

U

U

U

X

n

L

L

n

C























2

2

1

(19)

Regulacja napięcia przez zmianę reaktancji sieci cd.

Dla zupełnego skompensowania spadku napięcia tj. dla uzyskania

U

2

= 0

reaktancja baterii szeregowej powinna być równa:









ctg

R

X

X

L

L

C

Q

P

I

I

ctg

b

c







(21) przy
czym:

(22)

Podane wyżej zależności są słuszne również dla transformatorów, z tym że
reaktancja baterii kondensatorów musi być obliczona na podstawie
rezystancji i reaktancji transformatora sprowadzonych na tę stronę
transformatora, po której będzie instalowana bateria.

Zaletą tego sposobu regulacji napięcia jest natychmiastowa reakcja na
zmianę obciążenia i dlatego kondensatory szeregowe są chętnie stosowane
do ograniczania wartości zmian napięcia powodowanych szybkimi zmianami
obciążenia odbiorników „niespokojnych”.

Kompensacja szeregowa znalazła też zastosowanie w długich liniach
przesyłowych.
W tym przypadku celem kompensacji jest zwiększenie zdolności przesyłowej
linii (ograniczonej warunkami równowagi pracy układu przesyłowego), a nie
zmniejszenie spadku napięcia.

Do wad kompensacji szeregowej należy zaliczyć możliwość pojawienia się w
sieci ferrorezonansu, w wyniku którego mogą się pojawić przepięcia
niebezpieczne dla baterii kondensatorów. Przepięcia mogą się również
pojawić w czasie zwarć lub wyładowań atmosferycznych. Wynika stąd
konieczność stosowania środków ochronny przepięciowej.

Wpływ zmian napięcia na moc pobieraną z sieci

Efektem zmian napięcia są zmiany mocy czynnej i biernej pobieranej
z sieci zgodnie z napięciowymi charakterystykami statycznymi [1]:

P

r

, Q

r

– odpowiednio moc czynna i bierna pobierana z sieci przy napięciu

U

r

,



– odpowiednio współczynniki nachylenia napięciowej charakterystyki

statycznej pobieranej mocy czynnej i biernej,

P

n

, Q

n

– odpowiednio moc czynna i bierna pobierana z sieci przy napięciu

U

n

,





,

1

U

P

P

n

r

















,

1

U

Q

Q

n

r













U

– względna wartość odchylenia napięcia od wartości znamionowej:

,

n

n

r

U

U

U

U







U

r

, U

n

– odpowiednio rzeczywista i znamionowa wartość napięcia.

(23)
(24)

(25)

Tabela. 1. Współczynniki napięciowych charakterystyk statycznych dla
odchyleń: ±5%

Wpływ regulacji napięcia na pracę sieci

Rys. 9. Obwód sieci SN i jego schemat zastępczy

T

U

T

U

o

Z

L

=R

L

+jX

L

Z

T

=R

T

+jX

T

a)

L

O

Y

T

=G

T

+jB

T

b)

S

o

U

z



T

a)

zmiana napięcia zasilającego

U

z

przy jednoczesnej zmianie

przekładni



T

,

tak by napięcie na zaciskach odbioru:

U

o

=

const

,

Można rozważyć dwa

skrajne

przypadki regulacji

napięcia:

b)

zmiana napięcia zasilającego

U

z

przy niezmienionej przekładni



T

:

U

o

 const

.

Zmiany napięcia, a straty (U

o

= const)

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Stopień obciążenia transformatora, w % Sn

W

zg

lę

d

n

ia

z

m

ia

n

a

s

tr

a

t

e

n

e

rg

ii

,

w

%

Ts = 3000 h/a (wariant +5%)
Ts = 4000 h/a (wariant +5%)
Ts = 5000 h/a (wariant +5%)
Ts = 3000 h/a (wariant -5%)
Ts = 4000 h/a (wariant -5%)
Ts = 5000 h/a (wariant -5%)

Rys. 10.Względna zmiana strat energii w układzie przesyłowym z rys. 9 w funkcji

stopnia obciążenia transformatora przy zmianie napięcia zasilającego U

z

i

jednoczesnej zmianie przekładni transformatora (U

o

=const).

Zmiany napięcia, a straty (U

o

= const)

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Stopień obciążenia transformatora, w % Sn

W

zg

lę

d

a

zm

ia

n

a

st

ra

t

e

n

e

rg

ii

,

w

%

Ts = 3000 h/a (wariant +5%)
Ts = 4000 h/a (wariant +5%)
Ts = 5000 h/a (wariant +5%)
Ts = 5000 h/a (wariant -5%)
Ts = 4000 h/a (wariant -5%)
Ts = 3000 h/a (wariant -5%)

a)

b)

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Stopień obciążenia transformatora, w % Sn

W

zg

lę

d

n

ia

z

m

ia

n

a

s

tr

a

t

e

n

e

rg

ii

,

w

%

Ts = 3000 h/a (wariant +5%)
Ts = 4000 h/a (wariant +5%)
Ts = 5000 h/a (wariant +5%)
Ts = 3000 h/a (wariant -5%)
Ts = 4000 h/a (wariant -5%)
Ts = 5000 h/a (wariant -5%)

Rys. 11. Względna zmiana strat energii w układzie przesyłowym z rys 9 w funkcji

stopnia obciążenia transformatora przy zmianie napięcia zasilającego U

z

i

przekładni transformatora : a) długość linii l = 1 km, b) długość linii l = 2

km.

Zmiany napięcia, a straty (U

o

 const)

Rys. 12. Względna zmiana strat energii w układzie przesyłowym w funkcji stopnia

obciążenia transformatora przy zmianie napięcia zasilającego U

z

o 5% i przy

stałej

przekładni

(

= const

).

-14

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Stopień obciążenia transformatora, w % Sn

W

zg

lę

d

n

a

z

m

ia

n

a

s

tr

at

e

n

er

g

ii

,

w

%

Ts=5000h/a (wariant "+5%")
Ts=4000h/a (wariant "+5%")
Ts=3000h/a (wariant "+5%")
Ts=3000h/a (wariant "-5%")
Ts=4000h/a (wariant "-5%")
Ts=5000h/a (wariant "-5%")

Zmiany napięcia, a zysk ze sprzedaży energii (

U

o



const

)

Rys. 13.Względna zmiana zysku ze sprzedaży energii w układzie przesyłowym w funkcji

stopnia obciążenia transformatora przy zmianie napięcia zasilającego

U

z

o

5%

i przy stałej przekładni (

= const

).

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Stopień obciążenia transformatora, w %Sn

Z

m

ia

n

a

z

ys

k

u

,

w

%

Ts=5000h/a (wariant "+5%")
Ts=4000h/a (wariant "+5%")
Ts=3000h/a (wariant "+5%")
Ts=3000h/a (wariant "-5%")
Ts=4000h/a (wariant "-5%")
Ts=5000h/a (wariant "-5%")

Optymalna regulacja napięcia

Kryteria optymalnej regulacji napięcia [9],
[10]:

Zadaniem optymalnej regulacji napięcia jest znalezienie wartości
napięć na szynach SN w stacji 110kV/SN zasilającej sieć oraz nastaw
przekładni wszystkich transformatorów ŚN/nN zasilanych z sieci, przy
których funkcja celu określonego kryterium jakości regulacji osiąga
wartość optymalną, a odchylenia napięcia w każdym punkcie sieci
mieszczą się w dopuszczalnym przedziale.

(1) Minimalizacja kosztów strat mocy i energii w sieci ponoszonych przez

spółkę dystrybucyjną:

min

{

K

P

+ K

A

}

;

(2) Minimalizacja względnych strat energii w sieci: ;

(3) Maksymalizacja zysku osiąganego przez spółkę dystrybucyjną ze

sprzedaży energii elektrycznej

max

{

Z

SD

}

;

(4) Minimalizacja kosztów strat gospodarczych powstających u odbiorców na

skutek odchylenia napięcia zasilającego od wartości znamionowej

min

{

K

Godb

}

;

(5) Minimalizacja kosztów łącznych, tj. kosztów strat mocy i energii w sieci

spółki dystrybucyjnej oraz kosztów strat gospodarczych ponoszonych
przez odbiorców (minimalizacja sumy kosztów z kryteriów (1) i (4)):

min

{

K

P

+

K

A

+

K

Godb

};

(6) Minimalizacja kosztów spółki dystrybucyjnej, tj. kosztów strat mocy i

energii w sieci oraz kosztów bonifikat (upustów) udzielanych odbiorcom
za przekroczenie dopuszczalnych odchyleń napięcia:

min

{

K

P

+

K

A

+

K

U odb

}











 

E

E

min

Przykład 1.

Obwód sieci 15 kV składa się z

NL

= 56

odcinków linii o łącznej

długości (wraz z odczepami)

L = 9.26 km,

zasila

NT = 29

stacji transformatorowych 15/0.4
kV. Suma mocy transformatorów
SN/nn wynosi



S

n

= 6.8

MVA.

Odchylenie napięcia zasilającego

5.0 4.0 3.0 2.0 1.0

0

-1.0 -2.0 -2.5

Wielkość

Zmiana w %

Energia wprowadzona do sieci 6.89 5.52 4.14 2.76 1.38

0 -1.38 -2.76 -3.49

Energia oddana z sieci

6.95 5.56 4.17 2.78 1.39

0 -1.39 -2.78 -3.52

Względne straty energii

-1.52 -1.22 -0.93 -0.62 -0.31 0

0.32 0.64 0.82

Zysk

6.98 5.58 4.19 2.79 1.40

0 -1.40 -2.79 -3.53

Straty całkowite

5.33 4.27 3.21 2.14 1.07

0 -1.08 -2.16 -2.73

Straty obciążeniowe

4.10 3.30 2.49 1.67 0.84

0 -0.85 -1.71 -2.17

Straty obciążeniowe w liniach

4.12 3.31 2.50 1.68 0.84

0 -0.85 -1.72 -2.18

Straty obciążeniowe w transf.

4.05 3.26 2.46 1.65 0.83

0 -0.84 -1.69 -2.14

Straty jałowe w transf.

10.40 8.28 6.18 4.10 2.04

0 -2.02 -4.02 -5.08

Rys. 14. Schemat sieci do przykładu
1.

Wpływ zmiany napięcia w GPZ na straty

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

-3.0

-2.0

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

Odchylenie napięcie na szynach ŚN w GPZ, w %

Z

m

ia

n

a

st

ra

t

w

%

Straty jałowe

Straty całkowite

Straty obciążeniowe

Rys. 15. Wpływ zmian napięcia zasilającego obwód na straty energii w obwodzie,

Wpływ zmiany napięcia w GPZ na sprzedaż energii

-4.00

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

Odchylenie napięcia na szynach ŚN w GPZ, w %

Z

m

ia

n

a

,

w

%

Zysk
Energia oddana z sieci
Energia wprowadzona do sieci
Względne straty energii

Rys. 16. Wpływ zmian napięcia zasilającego obwód na zysk z obrotu energią, energię

wprowadzoną do sieci i oddaną z sieci oraz względne straty energii.

Wybór kryterium

Podane kryteria mogą dawać różne (nawet przeciwstawne)
wskazania regulacji napięcia w GPZ oraz nastaw przekładni
transformatorów ŚN/nN.

 Z punktu widzenia spółki dystrybucyjnej regulacja napięcie

powinna się odbywać według kryteriów (1) ÷ (3) lub (6);

 Ze względu na koszty społeczne napięcie powinno być regulowane

według kryterium (5).

 Dla odbiorcy energii najkorzystniejsza byłaby regulacja napięcia

według kryterium minimalizacji odchyleń napięcia od wartości
znamionowej (4);

Skutki podwyższenia napięcia sieci nn

Od 1 stycznia 2004 obowiązuje nowa, wyższa o 5% wartość napięcia
znamionowego w sieci nn. Zasadniczym efektem podwyższenia
napięcia jest wzrost mocy czynnej i biernej pobieranej z sieci, a w
konsekwencji:

Z punktu widzenia odbiorców energii istotny jest wzrost kosztów
zaopatrzenia w energię elektryczną.

 ilości energii pobieranej z sieci przez odbiorców,

 spadków napięć,

 strat mocy i energii w sieci,

Przedsiębiorstwa sieciowe poniosły koszty związane z regulacją
napięcia w sieci tak, by dotrzymać warunków wynikających z
rozporządzenia przyłączeniowego, niezależnie od tego czy zysk z
obrotu energią wzrośnie czy się zmniejszy. Są to koszty:

1. Pomiarów i analiz dotyczących warunków pracy sieci SN i nn,

które powinny być wykonane dla określenia środków
technicznych i organizacyjnych niezbędnych dla spełnienia tych
wymagań;

2. Realizacji tych działań.

Przykład 2

Sieć SN zasilana ze stacji 110/15 kV składa się z 7 obwodów o łącznej
długości linii ok. 168 km, zasila 136 stacji transformatorowych 15/0.4 kV o
łącznej mocy transformatorów zainstalowanych w tych stacjach 11.2 MVA
(rys. 17). Obliczenia wykonano w dwóch wariantach:

w

1

- dla starego

starego

napięcia znamionowego sieci nn :

U

nn

= 220/380 V;

w

2

- dla nowego napięcia znamionowego sieci nn:

U

nn

=

230/400 V

.

Obliczenia wykonano dla kryterium maksymalizacji zysku z obrotu energią.

Przykład 2.

Rys. 17. Schemat topograficzny sieci do

przykładu 2.

Podsumowanie

 Regulacja napięcia w sieci rozdzielczej wpływa zarówno na straty

mocy
i energii w sieci jak i na pobór mocy i energii z tej sieci, a tym
samym na koszty i przychody,

 W skrajnym przypadku regulacja napięcia powodująca

zmniejszenie strat mocy i energii może spowodować zmniejszenie
przychodów z obrotu energią
i pogorszenie efektywności w sensie ekonomicznym.

Podane kryteria mogą dawać różne (nawet przeciwstawne)
wskazania regulacji napięcia w GPZ oraz nastaw przekładni
transformatorów ŚN/nN.
Bez wykonania obliczeń nie jest możliwe jednoznaczne określenie
skutków regulacji.

 Z punktu widzenia spółki dystrybucyjnej regulacja napięcie

powinna się odbywać według kryteriów (1) ÷ (3) lub (6);

 Ze względu na koszty społeczne napięcie powinno być

regulowane według kryterium (5).

 Dla odbiorcy energii najkorzystniejsza byłaby regulacja napięcia

według kryterium minimalizacji odchyleń napięcia od wartości
znamionowej (4);

Dziękuje za

Dziękuje za

uwagę

uwagę