1. OGÓLNE ZASADY OCENY SIECI

1. Ocena niezawodności sieci

W wytycznych [9] podano dopuszczalne wartości parametrów charakteryzujących sieć mających wpływ na niezawodność układów zasilania. Zgodnie z „wytycznymi” w sieci napowietrznej w przypadku układu magistralno-odgałęźnego obciążonego mocą P > 0.5 MW dopuszczalne wartości parametrów wg [9] są następujące:

1. łączna długość linii SN przypadająca na 1 wyłącznik 50 km,

2. liczba stacji SN/nN na odcinku magistrali wyłączanej 1 wyłącznikiem 35 szt.,

3. maksymalna długość odgałęzienia 12 km,

4. liczba odgałęzień na odcinku magistrali wyłączanej 1 wyłącznikiem 8 szt.,

5. liczba stacji SN/nN na 1 odgałęzieniu przy łącznym ich obciążeniu P > 0.3 MW 10 szt.,

Inną podstawą do oceny niezawodności sieci mogą być dane statystyczne dotyczące uszkodzeń elementów sieci pozwalające określić jednostkowe wskaźniki intensywności uszkodzeń d, średnie czasy trwania zakłóceń t_a oraz współczynniki awaryjności q. Wskaźniki intensywności uszkodzeń określa się na podstawie liczby awarii w analizowanym okresie czasu oraz długości linii (liczby stacji, lub innych elementów sieci).Przeciętny czas trwania pojedynczej awarii określa się na podstawie liczby awarii w dłuższym okresie czasu oraz łącznego czasu trwania awarii w tym okresie:

, [godz./awarię]

gdzie:

T_ai - łączny czas trwania awarii w i-tym roku, [godz.],

n_ai - liczba awarii (zakłóceń) w i-tym roku,

N - liczba lat objętych statystyką awaryjności.

Okres objęty statystyką awaryjności powinien wynosić ok. N = 4 ÷ 5 lat. Wynika to stąd, że w takim okresie nie ujawniają się jeszcze skutki procesów starzeniowych oraz efekty postępu technicznego prowadzące do zmniejszenia awaryjności urządzeń. Przyjęcie krótszego okresu fałszowałoby statystykę z powodu zwiększonej awaryjności urządzeń w pierwszym roku eksploatacji (krzywa „wannowa” - rys. 1).

Rys. 1. Intensywność uszkodzeń typowego urządzenia w funkcji czasu jego działania.

Jeśli w rozważnym okresie czasu intensywność uszkodzeń zmienia się w niewielkim zakresie, to można korzystać ze średniej wartości intensywności:

Spodziewany roczny czas przerw T_aL spowodowany awaryjnością linii w obwodzie o długości linii l oblicza się z zależności:

natomiast spodziewany roczny czas przerw T_aT spowodowany uszkodzeniami transformatorów w obwodzie zasilającym N_T transformatorów oblicza się z zależności:

gdzie

d_L, d_T - odpowiednio wskaźnik intensywności uszkodzeń dla linii i transformatorów,

t_aL, t_aT - odpowiednio średni czas trwania awarii dla linii i transformatorów.

Przykładowe wartości wskaźników intensywności uszkodzeń oraz przeciętne czasy trwania awarii zaczerpnięte z literatury [6] oraz współczesnej statystyki dla dwóch zakładów energetycznych zestawiono w tabeli 1.

Tabela 1. Jednostkowe wskaźniki intensywności uszkodzeń, średnie czasy trwania zakłóceń i współczynniki awaryjności na podstawie [6] oraz współczesnej statystyki w ZE 1 i ZE 2.

Element	Jednost­ka j	Jednostkowe wskaźniki intensywności uszkodzeń			Średnie czasy trwania zakłóceń ta [godz.]			Współczynniki awaryjności q [1×10^-3]			Roczny czas trwania zakłóceń Ta [godz./rok/j]
				[6]	ZE 1	ZE 2	[6]	ZE 1	ZE 2	[6]	ZE 1	ZE 2	[6]	ZE 1	ZE 2
Linia napowietrzna średniego napięcia	100 km	2.5	5.2	4.4	14	4.80	4.83	4.0	2.85	2.43	35	25.0	21.3
Linia kablowa średniego napięcia	100 km	22	23.7	21.9	12	1.85	1.10	30.0	5.01	2.75	264	43.8	24.1
Transformator SN/nN	100 szt.	6	0.8	0.85	12	5.30	9.95	8.2	0.48	0.96	72	4.2	8.5

Z danych podanych w tabeli wynika, że wartości wskaźników awaryjności dla ZE 1 i ZE 2 są znacznie niższe od wartości wskaźników w czasie, gdy opracowano wytyczne [9]. W przypadku sieci napowietrznej o dopuszczalnej wg [9] długości linii (50 km) spodziewany roczny czas trwania zakłóceń wyniesie przy awaryjności:

• wg literatury [6] (lata 80-te) T_aLit = 17.5 godz./rok,

• dla ZE 1 (lata 1999- 2000) T_aZE1 = 12.5 godz./rok,

• dla ZE 2 (lata 1997-98) T_aZE2 = 10.6 godz./rok.

Zatem sprawdzenie czy sieć spełnia wymagania rozporządzenia [5] w zakresie niezawodności zasilania nie może być dokonane wyłącznie na podstawie wytycznych [9].

W praktyce proponuje się następujące kryteria oceny niezawodności sieci SN:

1. Główne linie napowietrzne SN powinny być zamykane pomiędzy GPZ lub RS.

2. Ciągi kablowe SN powinny być zamykane w pętle, przy czym maksymalna liczba stacji zasilanych z pętli nie powinna być większa od 12 ÷ 14 (6 ÷ 7 stacji na półpętlę).

3. Odgałęzienia promieniowe zasilane jednostronnie powinny zasilać nie więcej niż 3 ÷ 4 stacje transformatorowe.

4. Łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych
   .

Zgodnie z „rozporządzeniem przyłączeniowym” [5] łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych, liczony dla poszczególnych wyłączeń dla grup przyłączeniowych IV i V od dnia 1 stycznia 2005 r. nie może przekroczyć 48 godzin. Na czas ten składają się oprócz czasów zakłóceń w sieci SN również czasy zakłóceń w pozostałych elementach układu zasilania. Podane punktach 2 do 4 liczby stacji oraz łączny czas trwania wyłączeń awaryjnych w ciągu roku należy traktować orientacyjnie. W przypadku oceny sieci konkretnego rejonu należy brać pod uwagę statystykę awaryjności sieci tego rejonu, doświadczenie służb eksploatacyjnych oraz uwzględniać lokalne preferencje w zakresie układów sieci.

1. Obciążenie sieci średniego napięcia

Podstawę do określenia obciążenia sieci SN rejonu stanowią:

1. obciążenia obwodów sieci średniego napięcia,

2. informacje o zamierzeniach inwestycyjnych na terenie działania rejonu,

3. informacje o zużyciu energii.

1. Obciążenia stacji transformatorowych SN/nN

Znajomość obciążeń stacji transformatorowych SN/nN jest potrzebna m.in. do wyznaczenia spadków napięć oraz strat mocy w poszczególnych obwodach sieci. Z powodu braku jednoczesnych pomiarów obciążeń transformatorowych poszczególnych stacjach transformatorowych SN/nN (ST) w szczycie obciążenia sieci nie jest możliwe dokładne obliczenie rozpływu mocy oraz spadków napięcia i strat mocy w analizowanej sieci. W związku z tym dla potrzeb obliczeń spadków napięć w sieci SN przyjęto następujące założenia upraszczające:

1. Współczynnik mocy cos, jest jednakowy we wszystkich odcinkach linii zasilanych
   z danego obwodu (odpływu z GPZ).

2. Transformatory w stacjach SN/nN zasilane z tego samego obwodu są obciążone proporcjonalnie do ich mocy znamionowej, tzn.: moc S_i dopływająca z sieci do i-tej stacji transformatorowej SN/nN jest proporcjonalna do udziału mocy znamionowej transformatora(ów) w tej stacji w sumie mocy znamionowych wszystkich transformatorów zasilanych z danego obwodu:

gdzie

S_l - moc wpływająca do l-go obwodu z GPZ,

S_ni - moc znamionowa transformatora(ów) SN/nN w i-tej ST,

NT_l - zbiór transformatorów zasilanych z l-go obwodu,

Tak wyznaczone moce dopływające do poszczególnych stacji transformatorowych stanowią podstawę do obliczeń rozpływu prądów i spadków napięcia w sieci. Z analiz przedstawionych w [7] [8] wynika, że błąd w określeniu maksymalnego spadku napięcia w liniach średniego napięcia popełniany przy przyjętych założeniach wynosi około ±5%.

Z pomiarów obciążeń wykonanych w 124 stacjach transformatorowych 15/0.4 kV w sezonie zimowym (od października do marca) w latach 1997 - 2001 wynika, że średni stopień obciążenia transformatorów wynosi około 50% mocy znamionowej. Rozkład stopnia obciążenia stacji 15/0.4 kV pokazano na rys. 2.

Z kolei średnie obciążenie wszystkich transformatorów zasilanych z poszczególnych obwodów (obliczone jako iloraz mocy wpływającej do obwodu przez sumę mocy znamionowych transformatorów zasilanych z obwodu) waha się w granicach 4% - 55%. Średnie obciążenie wszystkich stacji 15/0.4 kV w sieci ZE 2 wynosi około 25%.

Rys. 2. Rozkład stopnia obciążenia transformatorów 15/0.4 kV w ZE 2 na podstawie pomiarów obciążeń wykonanych w okresie zimowym w latach 1997-2001.

W tych samych latach w sieci 6 kV ZE 2 wykonano w okresie zimowym tylko 11 pomiarów obciążeń stacji 6/0.4 kV (w tym w dwóch stacjach dwukrotnie). Stopień obciążenia transformatorów w tych stacjach waha się w granicach od 5% do 80% przy średniej 38.6%. Średnie obciążenie transformatorów zasilanych z poszczególnych obwodów obliczone jako iloraz mocy wpływającej do obwodu przez sumę mocy znamionowych wszystkich transformatorów zasilanych z obwodu waha się w granicach 9.0% - 70.0%. Średnie obciążenie wszystkich stacji 6/0.4 kV w sieci ZE 2 wynosi około 38 % mocy znamionowej transformatorów.

1. Prognoza wzrostu obciążenia sieci ŚN

Przebieg zmian obciążenia sieci ŚN zimowym szczycie rannym i wieczornym w latach 1996 - 2000 pokazano na rys. 3.

Z rysunku widać, że w latach 1997 i 1998 nastąpił znaczny wzrost obciążenia obwodów (przeciętnie o około 6.3% rocznie w szczycie rannym i o około 4.5% w ciągu roku w szczycie wieczornym). W roku 1990 nastąpił spadek obciążenia o około 8.8% w szczycie rannym i o około 6.9% w szczycie wieczornym. Wobec tak dużej zmienności obciążenia obwodów, za podstawę prognozy przyjęto przyrost obciążenia w szczycie wieczornym, który nastąpił między rokiem 1996 a rokiem 2000. Na tej podstawie określono przeciętny roczny przyrost obciążenia obwodów wynoszący około 0.65% rocznie, co w ciągu 15 lat daje wzrost obciążenia obwodów o około 10%.

Rys. 3. Obciążenie obwodów sieci ŚN ZE 2 w zimowym szczycie rannym i  wieczornym w latach 1996 -2000.

Dla oceny obwodów sieci ŚN pod kątem obciążalności długotrwałej oraz poziomów napięć należy przyjąć następujące roczne przyrosty obciążenia oraz czasy trwania strat maksymalnych:

• obwody sieci SN ZE 1:

• RE X q_p = 1,20 %, τ = 3 000 godz./rok,

• RE Y q_p = 0,40 % τ = 2 500 godz./rok,

• obwody sieci SN ZE 2 q_p = 0,60 % τ = 3 500 godz./rok.

1. Gęstość prądu w liniach ŚN

Jednym z kryteriów oceny poprawności doboru przekroju przewodów w linii do obciążenia jest porównanie gęstości prądu płynącego w danej linii j_l z ekonomiczną gęstością prądu j_e:




Ekonomiczną gęstość prądu oblicza się na podstawie kosztów budowy linii, materiału przewodów roboczych i przewidywanego okresu eksploatacji linii, czasu trwania strat maksymalnych, przewidywanego wzrostu obciążenia oraz stopy dyskonta (procentowej). Na rys. 4 pokazano wykresy ekonomicznej gęstości prądu w liniach kablowych i napowietrznych z przewodami aluminiowymi (stalowo-aluminiowymi dla linii napowietrznych) w funkcji czasu trwania strat maksymalnych obliczone dla dwóch wartości współczynnika wzrostu obciążenia q, przy stopie dyskonta p = 8% dla okresu eksploatacji N = 22 lata (koszty budowy linii przyjęto wg danych ZE 2).

Ekonomiczna gęstość prądu dla linii kablowych z żyłami miedzianymi jest o około 60 - 70 % większa niż dla linii kablowych z żyłami aluminiowymi.


Rys. 4. Ekonomiczna gęstość prądu w liniach kablowych i napowietrznych średniego napięcia w funkcji czasu trwania strat maksymalnych.

2. Warunki zwarciowe

Sprawdzenia czy przewody i kable są dobrane prawidłowo ze względu na warunki zwarciowe można dokonać dwustopniowo:

1^o określić minimalne przekroje przewodów, które mogą być przyłączone bezpośrednio do szyn ŚN w GPZ.

2^o w przypadku, gdy w obwodach występują odgałęzienia o mniejszych niż minimalne przekrojach, sprawdzić czy dane odgałęzienie spełnia wymagania zwarciowe uwzględniając impedancję zwarciową od GPZ do tego odgałęzienia.

Minimalny, ze względu na warunki zwarciowe, przekrój przewodów oblicza się z zależności:




przy czym


- prąd zwarciowy, w [kA]:




gdzie:

U_n - napięcie znamionowe sieci, w [kV],


- moc zwarciowa na szynach SN w danym GPZ, w [MVA],

j_max - dopuszczalna gęstość prądu przy zwarciu, w [A/mm²] .

w - współczynnik dopuszczalnego przekroczenia wytrzymałości zwarciowej ,

t_z - czas trwania zwarcia [s],

1. Dopuszczalne odchylenia i spadki napięcia

1. Przepisy i zalecenia dotyczące odchyleń i spadków napięcia

Podstawą do określenia maksymalnych spadków napięcia w sieci ŚN są:

• Norma PN-88/E-02000. Napięcia znamionowe [2];

• Norma PN-IEC60038:1999. Napięcia znormalizowane [3] - dopuszcza odchylenie napięcia w zakresie ±10%;

• Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. Ustaw z dnia 17.10.2000 r Nr 86 poz. 857 [5].

Norma PN-88/E-02000 wprowadziła nowe wartości napięć znamionowych sieci i urządzeń prądu przemiennego 50 Hz o napięciu powyżej 110V do 1000V. Dla sieci nN są one następujące:

• w sieci trójfazowej 230/400V (dotychczas 220/380V),

• dla odgałęzień jednofazowych 230V (dotychczas 220V).

Wymienione wyżej przepisy podają m.in. dopuszczalne wartości odchyleń napięcia od wartości znamionowej. Są one następujące:

• Punkt 6 normy PN-88/E-02000 dopuszcza pracę istniejącej sieci o napięciu znamionowym 220/380V z jednofazowymi odgałęzieniami 220V do dnia 31 grudnia 2003 roku, zalecając jednocześnie utrzymywanie napięcia w zakresie
  .

• Norma PN-IEC60038:1999 dopuszcza odchylenie napięcia w zakresie ±10%.

• Z rozporządzenia przyłączeniowego (§ 37 pkt 1 ust. 2) wynika, że jeżeli strony nie ustaliły w umowie sprzedaży standardów jakościowych energii elektrycznej dopuszczalne odchylenie napięcia od znamionowego w sieciach o napięciu znamionowym niższym niż 110kV w czasie 15 minut powinno mieścić się w przedziale od -10% do +5%.

Wymienione wyżej przepisy są niespójne jeśli chodzi o dopuszczalne wartości odchyleń napięcia, a najostrzejsze warunki wynikają z „rozporządzenia przyłączeniowego” [7], które dopuszcza odchylenia napięcia w zakresie +5% do -10 %.

1. Dopuszczalne wartości spadków napięcia w sieci ŚN

Maksymalne dopuszczalne wartości spadków napięcia w sieci średniego napięcia określa się z bilansu odchyleń i spadków napięcia:

Dopuszczalne wartości spadków napięcia przyjęte do oceny sieci należy określić na przy następujących założeniach:

1° Odchylenia napięcia od wartości znamionowej u odbiorców zasilanych z sieci ŚN i nN w normalnych i awaryjnych stanach pracy sieci mieszczą się w granicach podanych w rozporządzeniu przyłączeniowym [5] tj.: +5% ≥ δU_odb ≥ -10%.

2° Maksymalne dopuszczalne odchylenie napięcia na szynach ŚN w stacjach zasilających sieć ŚN wynosi δU_GPZ ≤ 5%, co odpowiada napięciu U_GPZ = 15.75 kV w punktach zasilania sieci 15 kV oraz U_GPZ = 6.3 kV w punktach zasilania sieci 6 kV.

3° W przypadku, gdy dany obwód rezerwuje inny obwód, maksymalny spadek napięcia w stanie awaryjnym jest około 3 ÷ 4 razy większy niż spadek napięcia w stanie normalnym.

4° Maksymalne spadki napięcia w sieci niskiego napięcia (wraz z wewnętrznymi liniami zasilającymi lub przyłączami) nie przekraczają:

• w miastach U_nN ≤ 6.5%,

• na wsi U_nN ≤ 6.0% ÷ 7.5%.

5° Maksymalne spadki napięcia na transformatorach ŚN/nN nie przekraczają wartości obliczonych na podstawie średniego stopnia obciążenia transformatorów.

6° Zaczepy regulacyjne transformatorów ŚN/nN o napięciach znamionowych 15.75/0.4 kV oraz transformatorów 6.3/0.4 kV stacjach położonych w pobliżu GPZ są ustawione w pozycji „-5%” (odpowiada to zwiększeniu o 5% napięcia na zaciskach niskiego napięcia).

Literatura

1. Kot A.: Prognozowanie obciążeń sieci SN - doświadczenia projektanta. Mat. V Konferencji Naukowej „Prognozowanie w elektroenergetyce” Częstochowa, 21-22 września 2000, str. 93-100.

2. Norma PN-88/E-02000 Napięcia znamionowe.

3. Norma PN-IEC60038:1999 Napięcia znormalizowane.

4. Praca zbiorowa: Poradnik inżyniera elektryka, tom III, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1996, 1997

5. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców. Dz. Ustaw z dnia 17.10.2000 r Nr 86 poz. 857.

6. Sozański J.: „Niezawodność zasilania energią elektryczną”; WNT, Warszawa 1982

7. Szpyra W. L.: Optymalna regulacja napięcia w rozległej sieci rozdzielczej średniego napięcia. Praca doktorska, Akademia Górniczo-Hutnicza, Kraków 1998 r.

8. Szpyra W.L.: Uproszczony model sieci do obliczania strat mocy i spadków napięcia w terenowej sieci rozdzielczej średniego napięcia. Referat na Konferencję Optymalizacja w Elektroenergetyce OPE'99, Jachranka 7-8 października 1999, str. 125-134.

9. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN). Instytut Energetyki, Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa, Katowice 1986 r.

10. Zapotrzebowanie na energię elektryczną - plan rozwoju. Biuletyn Miesięczny PSE S.A. nr 1 styczeń 2001,

λ(t)

t

t₁

t₂

---