Współczesne problemy wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej

1.1. Charakterystyka systemu elektroenergetycznego

System elektroenergetyczny składa się z elektrowni, wytwarzających energię elektryczną oraz sieci wysoko-, średnio- i niskonapięciowych przesyłających energię do odbiorców, rys. 1.1.

Rys. 1.1 Schemat ideowy systemu elektroenergetycznego

Duże elektrownie systemowe wytwarzają moc, która jest transformowana z napięcia na zaciskach generatorów na napięcie 400 kV lub 220 kV, następnie przesyłana do stacji NN/110 kV. Oprócz tradycyjnych elektrowni systemowych występują również duże farmy wiatrowe przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej 400/220 kV.

Na rys. 1.2 pokazano schemat połączenia dużego bloku do KSE w Elektrowni Bełchatów. Z punktu widzenia ustalonych stanów pracy istotne są zmiany mocy czynnej i biernej generatora.

Rys. 1.2. Schemat połączenia bloku 858 MW w El. Bełchatów z węzłem Trębaczów 400 kV

Węzły sieci przesyłowej oprócz nazw długich mają kody, którymi posługują się analitycy systemowi. Przykładowo TRE421 oznacza:

• TRE - stacja Trębaczów,

• 4 - napięcie 400 kV

• 2 - drugi system szyn w stacji,

• 1 - pierwszy obszar KSE (Centrum)

Stosowanie kodów węzłów, linii, transformatorów, łączników szyn, generatorów ułatwia komputerową analizę wyników obliczeń elektroenergetycznych, jakimi są obliczenia rozpływów mocy oraz obliczenia prądów zwarciowych.

Ze stacji NN/110 kV jest zasilana sieć rozdzielcza 110 kV. Powinna ona pełnić funkcje rozdziału mocy między stacje 110/SN, z których zasilani są końcowi odbiorcy. Przesył mocy jest związany ze spadkami napięć i stratami mocy. Związane z tym analizy techniczne wymagają zbudowania modelu systemu elektroenergetycznego opisującego wzajemne relacje napięć i mocy.

W Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) niektóre linie pełnią również funkcje przesyłowe. Są to linie wchodzące w skład ciągu 110 kV łączącego stacje NN/110 kV po stronie 110 kV. Ciągi te rezerwują przesył mocy liniami 400 kV lub 220 kV. Mogą mieć skomplikowaną konfigurację i bardzo często linie 110 kV są wspólne dla wielu ciągów. W przypadku wyłączenia linii 400 lub 220 kV ciągi 110 kV przejmują na siebie przesył mocy z elektrowni systemowych do odbiorów. O zdolności przejmowania przepływów mocy z sieci 400/220 kV przez dany ciąg 110 kV decyduje stosunek reaktancji zastępczej po stronie NN do reaktancji ciągu 110 kV oraz rozchył kątowy między wektorami napięć w stacjach NN. Badanie tych zjawisk wymaga zbudowania modeli opisujących wzajemne relacje napięć, mocy, prądów i reaktancji.

1.2. Elektrownie

Wśród elektrowni największe znaczenie mają elektrownie przetwarzające energię cieplną na energię elektryczną, w tym także elektrownie atomowe. Te elektrownie są stosunkowo tanie, pracują prawie cały rok i wytwarzają najwięcej energii elektrycznej. Podstawową jednostką wytwórczą jest blok energetyczny składający się z turbiny, generatora i transformatora blokowego. Ich wadą jest długi rozruch wynoszący ok. 6-8 godzin. Z tego powodu bloki cieplne nie powinny być często wyłączane i załączane. Kolejna wada to stosunkowo wąski przedział zmienności wytwarzanej mocy. Minimalna moc mechaniczna bloku wynosi ok. 60% mocy znamionowej.

Turbina energię cieplną pobieraną z kotła zamienia na energię mechaniczną. Para wodna o wysokiej temperaturze i pod wysokim ciśnieniem uderza w łopatki wirnika turbiny wprawiając go w ruch obrotowy. Wirnik turbiny jest sprzężony z wirnikiem generatora. W obwodach elektrycznych wirnika generatora wytwarzane jest pole magnetyczne, które wirując wraz z wirnikiem wytwarza siły elektromotoryczne w uzwojeniach stojana generatora. Wytwarzany jest napięcie i prąd 3-fazowy o częstotliwości 50 Hz. Zachwianie równowagi miedzy energią mechaniczną i elektryczną powoduje przyśpieszanie lub hamowanie ruchu wirników i może zakończyć się awaria systemową. Badanie tych zjawisk wymaga zbudowanie modeli opartych nas równaniach różniczkowych ruchu obrotowego

Duże prądy elektryczne nie mogą być przesyłane na duże odległości ze względu na wytrzymałość cieplną przewodów linii i kabli. Konieczne jest zmniejszenie wartości prądu poprzez podniesienie napięcia. W rezultacie ta sama moc elektryczna generatora jest przesyłana na duże odległości przy znacznie mniejszym prądzie. Służą do tego transformatory blokowe o mocy znamionowej nieco większej od mocy znamionowej generatora. Badanie tych zjawisk wymaga oblicze elektroenergetycznych opartych na nieliniowych zależnościach miedzy mocami i napięciami w systemie elektroenergetycznym.

Do elektrowni cieplnych zaliczyć należy również elektrociepłownie, które energię elektryczną wytwarzają jako uzupełnienie wytwarzania ciepła. Zwykle są przyłączane do sieci 110 kV. W zakładach przemysłowych elektrociepłownie są przyłączane bezpośrednio do sieci 6 kV.

W niektórych systemach duże znaczenie mają elektrownie przepływowe wodne, wykorzystujące energię kinetyczną spiętrzonej wody dużych rzek nizinnych lub rzek górskich. Spiętrzona woda spływa przepustami w dół i napędza turbiny wodne. Energia potencjalna spiętrzonej wody jest zamieniana na energię kinetyczną, a energia kinetyczna na energię mechaniczną. Turbina wodna napędza generator, który zamienia energię mechaniczną na elektryczną. Zaletą turbiny wodnej jest jej szybki rozruch. Podobnie jak w elektrowniach cieplnych konieczne jest tu analizowanie równań różniczkowych ruchu obrotowego wirników w przypadku naruszenia równowagi między energia mechaniczna i elektryczną.

Budowane są również elektrownie wodne zbiornikowe i pompowe o mniejszej mocy turbin. Mają one przede wszystkim znaczenie regulacyjne w systemie, gdyż mogą być szybko uruchamiane w szczycie zapotrzebowania mocy, a w nocy przepompowują wodę z dolnego zbiornika do górnego.

Obecnie, coraz większego znaczenia napierają odnawialne źródła energii elektrycznej. Są to głównie elektrownie wiatrowe, małe elektrownie wodne, elektrownie na biogaz oraz elektrownie pływowe wykorzystujące energię przypływów i odpływów mórz i oceanów, także elektrownie geotermiczne. Na mniejszą skalę stosowane są również ogniwa paliwowe i słoneczne. Odnawialne źródła energii ze względu na małą moc są przyłączane do sieci średniego napięcia, a nawet niskiego napięcia. Pracują zatem w bliskiej odległości elektrycznej od odbiorcy, co przyczynia się do zmniejszenia strat przesyłowych w systemie elektroenergetycznym.

Załączanie małych elektrowni do sieci średniego napięcia powoduje podnoszenie się napięcia w sieci, a wyłączanie - obniżanie się napięcia w sieci. Zmiany napięcia muszą się mieścić w dopuszczalnych zakresach procentowych. Szczególnie uciążliwe jest to w przypadku małych elektrowni wiatrowych. Wymagane są tu obliczenia bazujące na nieliniowych zależnościach między napięciami sieci i przesyłanymi mocami.

Zasadniczą wadą odnawialnych źródeł jest fakt, że mogą pracować tylko równolegle z siecią nadrzędną, czyli nie są zdolne do pracy wyspowej. Problemy te są przedmiotem badań i być może, że w niedalekiej przyszłości powstawać będą autonomiczne systemy elektroenergetyczne zdolne do pracy wyspowej. Wymagać to będzie odpowiednich układów regulacji napięć i mocy źródeł.

1.3. Udział odnawialnych źródeł energii w wytwarzaniu energii elektrycznej

Odnawialnym źródłem energii (OZE) jest źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy i biogazu.

Pakiet energetyczno-klimatyczny przyjęty przez Parlament Europejski 17 grudnia 2008 roku i dyrektywa 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 ustanawiają cel ogólny zapewnienia 20% udziału OZE w bilansie energetycznym UE i określają cele krajowe dla poszczególnych państw członkowskich. W przypadku Polski celem będzie zapewnienie 15% energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto do roku 2020.

Zgodnie z pakietem energetyczno-klimatycznym udział energii ze źródeł odnawialnych odnosi się łącznie do końcowego zużycia energii w sektorze energii elektrycznej, ogrzewania i chłodzenia oraz transportu. Sposób liczenia osiągnięcia 15% OZE w 2020 r. dla Polski według Pakietu Klimatycznego UE przedstawia następująca zależność

gdzie:

• 
  - produkcja (zużycie) energii cieplnej ze źródeł OZE,

• 
  - produkcja (zużycie) energii elektrycznej ze źródeł OZE,

• 
  - produkcja (zużycie) biopaliw ze źródeł OZE,

• 
  - zużycie biomasy na potrzeby własne źródeł energii odnawialnej i energii wtórnej - energii pochodnej,

• 
  - finalne zużycie energii,

• 
  - zużycie energii na potrzeby własne sektora energetycznego,

• 
  - straty paliw i energii na przesyle i dystrybucji

Z powyższej zależności wynika, że produkcja energii elektrycznej wykorzystująca odnawialne źródła energii (
) jest jednym ze sposobów - obok energii cieplnej oraz biopaliw - pozwalających wypełnić cele nałożone przez Unie Europejską w zakresie OZE.

Tab.1.1. Polityka energetyczna do 2030 r- produkcja i zapotrzebowanie energii finalnej brutto OZE.

	2015 r	2020 r	2025 r	2030 r
Energia elektryczna z OZE [GWh]	17 632,2	31 246,3	37 871,9	39 499,0
Ciepło OZE [GWh]	58 688,5	72 756,1	81 976,4	88 602,0
Biopaliwa z OZE [GWh]	10 282,1	6 255,9	7 048,7	7 618,4
Razem OZE [GWh]	86 602,8	120 797,3	138 835,5	149 987,5
Zapotrzebowanie energii finalnej brutto w kraju [GWh]	744 075,8	804 830,9	877 832,4	936 808,1
Udział OZE [ %]	11,6	15,0	15,8	16,0
Udział energii elektr. w OZE [ %]	2,4	3,9	4,3	4,2
Udział ciepła w OZE [%]	7,9	9,0	9,3	9,5
Udział biopaliw w OZE [%]	1,4	0,8	0,8	0,8

W konsekwencji Polska przyjęła za cel wzrost wykorzystania odnawialnych źródeł energii w bilansie energii finalnej do 15% w roku 2020 i 20% w roku 2030. W Tab. 1.1. pokazano planowany udział OZE w produkcji energii elektrycznej, ciepła i biopaliw. Zastosowano przelicznik 1 ktoe = 41868 GJ = 11,63 GWh.

Największy udział w produkcji energii z odnawialnych źródeł energii przypada na źródła produkujące ciepło, najmniejszy - na biopaliwa. W 2010 r przewiduje się udział OZE produkujących energię elektryczną na poziomie 1.2% zapotrzebowania na energię w kraju, a w 2030 r - 4.2 %. Odpowiada to podwajaniu produkcji energii elektrycznej z OZE co 5 lat, z tym że między 2025 r i 2030 r udział ten stabilizuje się na poziomie (4.2-4.3)%.

Przewiduje się, że do produkcji energii elektrycznej OZE będą wykorzystywać głównie wiatr, biomasę, biogaz, wodę, przy czym największy udział planuje się dla elektrowni wiatrowych, Tab.1.2.

Tab. 1.2. Polityka energetyczna do 2030 r- produkcja energii elektrycznej w OZE.

Energia elektryczna z OZE	2010 r	2015 r	2020 r	2025 r	2030 r
Biomasa [GWh]	3 471,6	5 852,2	10 377,4	11 083,4	11 570,7
Biogaz [GWh]	365,2	1 636,3	4 006,5	6 461,6	6 891,9
Wiatr [GWh]	2 023,6	7 349,0	13 704,8	17 096,1	17 793,9
Woda [GWh]	2 453,9	2 794,7	3 156,4	3 218,0	3 218,0
Fotowoltaika [GWh]	0,0	0,0	1,2	12,8	24,4
Razem en.el. OZE [GWh]	8 314,3	17 632,2	31 246,3	37 871,9	39 499,0

W oparciu o planowaną produkcję energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych można oszacować ich wymaganą moc zainstalowaną w oparciu o średnioroczne wykorzystanie mocy turbin wiatrowych, które jest równe ilorazowi rocznej produkcji energii przez moc zainstalowaną.

Tab. 1.3. Moc elektrowni wiatrowych wynikająca z planowanej produkcji energii elektrycznej przy 1500 h jako średniorocznym wykorzystaniu tych elektrowni.

Produkcja energii elektrycznej i moc elektrowni wiatrowej	2015 r	2020 r	2025 r	2030 r
Planowana produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych [GWh]	7 349,0	13 704,8	17 096,1	17 793,9
Średni czas wykorzystania elektrowni wiatrowych [h]	1500	1500	1500	1500
Moc elektrowni wiatrowych przy średnim czasie ich wykorzystania 1500 h w roku [GW]	4,9	9,1	11,4	11,9

Z rozważań teoretycznych wynika, że średnioroczne wykorzystanie farm wiatrowych w Polsce zależy od średniej prędkości wiatru w trzeciej potędze. Farmy zlokalizowane nad morzem mogą mieć średnioroczny czas wykorzystania ok. 2500 h, ale farmy w centrum i na południu kraju nawet poniżej 1000 h. Większość turbin wiatrowych w planowanych farmach ma mieć wysokość powyżej 100 m, co teoretycznie pozwala wnosić, że przy średniej prędkości wiatru w Polsce ok. 9 m/s średnioroczne wykorzystanie farm wiatrowych może wynieść ok. 2000 h.

W Polityce energetycznej zaplanowano wartości mocy elektrowni wiatrowych, przy założeniu, że średnioroczne wykorzystanie elektrowni wiatrowych w Polsce wyniesie ok. 2000 h, patrz Tab. 1.4. Z tabeli tej wynika ponadto, że

• planowana moc elektrowni wiatrowych w 2010 r powinna wynieść ok. 1000 MW, a po 20 latach w 2030 r - ok. 8000 MW,

• udział elektrowni wiatrowych w pokryciu zapotrzebowania mocy w KSE w 2010 r planowany jest na poziomie ok. 1.4% i w ciągu 15 lat powinien wzrosnąć 7-krotnie do ok. 8.8 %,

• udział elektrowni wiatrowych w zainstalowanej mocy w KSE powinien wynieść w 2010 r ok. 2.7% i w ciągu 15 lat wzrosnąć do ok. 15.3%

Tab. 1.4. Polityka energetyczna do 2030 r - planowana moc elektrowni wiatrowych.

Prognozowane zapotrzebowanie i produkcja energii elektrycznej	2015 r	2020 r	2025 r	2030 r
Planowana produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych brutto [GWh]	7 349,0	13 704,8	17 096,1	17 793,9
Planowana moc elektrowni wiatrowych [MW]	3396	6089	7564	7867
Przyjęte średniorocze wykorzystanie elektrowni wiatrowych [h]	2164	2251	2260	2262
Planowana moc zainstalowana elektrowni w KSE [MW]	40 007	44 464	47 763	51 412
Udział elektrowni wiatrowych w mocy zainstalowanej w KSE [%]	8,5	13,7	15,8	15,3
Zapotrzebowanie energii elektrycznej brutto w KSE [GWh]	152 800	169 300	194 600	217 400
Planowany udział elektrowni wiatrowych w produkcji energii elektr. w KSE [%]	4,8	8,1	8,8	8,2

1.4. Sieć elektroenergetyczna, stacje elektroenergetyczne, odbiorcy

Sieć elektroenergetyczna obejmuje linie oraz transformatory, zwane gałęziami i służy do przesyłu i rozdziału energii elektrycznej. Gałęzie łączą węzły, którymi są odpowiednie systemy szyn w stacji elektroenergetycznej.

Do przesyłu służą linie napowietrzne i kablowe.

1. Rozdział następuje w stacjach elektroenergetycznych za pomocą transformatorów, szyn i łączników. W stacjach elektroenergetycznych znajdują się również urządzenia pomiarowe, zabezpieczenia, urządzenia sygnalizacyjne i sterownicze.

2. Odbiorcy energii elektrycznej to osoby prawne lub fizyczne, zawierające umowę, z dystrybutorem energii elektrycznej na danym terenie, o dostarczenie energii elektrycznej.

3. Z punktu widzenia analizy systemu elektroenergetycznego istotny jest odbiór kompleksowy. Jest nim np. duży zakład przemysłowy zasilany z węzła sieci przesyłowej lub sieć rozdzielcza 110 kV i średniego napięcia na danym obszarze zasilana z węzła sieci przesyłowej. Cechą charakterystyczną odbioru kompleksowego jest pobór mocy rzędu kilkudziesięciu - kilkuset MW oraz zasilanie z sieci przesyłowej.

4. Moc elektryczna dostarczona liniami przesyłowymi wysokich napięć jest następnie rozprowadzana między odbiorców za pomocą sieci rozdzielczych, które w odróżnieniu od sieci przesyłowej są siecią promieniową lub o niewielkiej liczbie oczek.

5. W Polsce są to linie 110 kV i średnich napięć (60, 40, 30, 20, 15, 10 kV).

6. Krajowa sieć 110kV, jakkolwiek jest siecią dystrybucyjną, to poprzez oczkową konfigurację, bierze częściowy udział w przesyle energii elektrycznej, równolegle z siecią przesyłową najwyższych napięć.

7. Spośród różnych występujących obecnie poziomów średnich napięć za rozwojowe uważa się 20 kV. Część odbiorców jest zasilana bezpośrednio z węzłów na średnim napięciu. Są to mniejsze zakłady przemysłowe. Pozostali odbiorcy to odbiorcy niskonapięciowi, zasilani z punktów transformatorowych, w których średnie napięcie jest transformowane na 400V.

1.5. Linie napowietrzne

Przesył dużych mocy odbywa się głównie liniami napowietrznymi. Łączą one elektrownie z centrami odbioru energii elektrycznej.

Linie napowietrzne to przewody stalowo-aluminiowe zawieszone na słupach. Linie prowadzone są przez rozległe tereny narażone są na działanie czynników klimatycznych, topograficznych, środowiskowych, co musi być uwzględnione podczas projektowania, budowy i eksploatacji.

Podstawowe elementy linii to przewody fazowe, przewody odgromowe, konstrukcje wsporcze, izolatory, osprzęt i uziomy słupów.

Rys. 1.3. Sylwetki typowych słupów: a,b,c,d,e) - linia 110 kV; f,g,h,i) - linia 220 kV, j,k) - linia 400 kV

Ze względu na przeznaczenie i rodzaj pracy słupy dzielą się przelotowe, narożne, odporowe, odporowo-narożne, krańcowe, rozgałęźne, skrzyżowaniowe.

Słupy są uziemiane. Uziemienia pełnią rolę uziemień ochronnych i odgromowych. W liniach od 110 kV każdy słup musi mieć uziemienie odgromowe, ale już niekoniecznie uziemienie ochronne przed porażeniem elektrycznym.

Uziemienia mogą być wykonane jako powierzchniowe i głębinowe. Powierzchniowe składają się z promieni lub otoków wokół słupa wykonanych z bednarki zakopanej na głębokości 50 - 60 cm. Uziemienia głębinowe - oprócz otoków z bednarki - mają jeden lub kilka prętów stalowych o średnicy 20 mm wbitych w grunt na głębokość od 6 do 18 m.

Izolację między przewodami oraz między przewodami a ziemią stanowi powietrze atmosferyczne. Izolację między przewodami i słupami stworzą izolatory. Wytrzymałość izolatorów jest ograniczona. W stanach nieustalonych mogą pojawiać się przepięcia, które będą powodować uszkodzenia izolacji linii. Konieczne są tu badania stanów zwarciowych powodujących podwyższenia w fazach nie objętych zwarciem. W tym celu należy zbudować model matematyczny zwarć symetrycznych i niesymetrycznych.

W przypadku zwarć doziemnych prąd zwarciowy może płynąć przez uziemienie słupów, co może grozić porażeniem istot żywych. Aby tego uniknąć zwarcia muszą być bardzo szybko wyłączane.

Przewody to przede wszystkim linki stalowo-aluminiowe. Rdzeń stalowy przenosi obciążenie mechaniczne, prąd płynie głównie przez oplot aluminiowy.

Rys. 1.4. Budowa linki stalowo-aluminiowej AFL-8 525. Oznaczenia: 1- drut stalowy, 2 - drut aluminiowy.

Średnice drutów aluminiowych wynoszą od 1.16 do 5.05 mm. Oplot jest wykonany - zależnie od przekroju - z 7,19,37 lub 61 drutów. W poszczególnych warstwach skręty spirali są przeciwne. Przewody stalowo-aluminiowe są charakteryzowane przez stosunek przekroju aluminium i stali. W kraju są to stosunki:

• 1.25,

• 1.7,

• 3,

• 4,

• 6,

• 8,

• 20.

Przekrój znamionowy linki stalowo-aluminiowej jest określany jedynie za pomocą przekroju znamionowego części aluminiowej:

• 16 mm2,

• 25 mm2,

• 35 mm2,

• 50 mm2,

• 70 mm2,

• 95 mm2,

• 120 mm2,

• 150 mm2,

• 185 mm2,

• 240 mm2,

• 300 mm2,

• 350 mm2,

• 400 mm2,

• 525 mm2,

• 675 mm²

Przekrój rzeczywisty - wskutek obecności rdzenia stalowego - jest nieco większy. Linki stalowo-aluminiowe mają symbol AFL-stosunek_przekrojów przekrój_znamionowy, Tab. 1.5.

Tab. 1.5 Przewody stosowane w typowych krajowych rozwiązaniach napowietrznych i przesyłowych

	Przewody robocze		Przewody odgromowe
Napięcie linii
	typ	przekrój	typ	przekrój
kV		mm^2		mm^2
110	AFL-6	120, 240	AFL-6	120, 240
110	AFL-8	525	AFL-1,7	50, 70, 95
220	AFL-8	525	AFL-1,7	70
220	AFL-8	525	AFL-6	120
400	AFL-8	525	AFL-1,7	70
750	AFL-8	525	AFL-1,7	70

W liniach 220 i 400 kV stosowane są przewody wiązkowe w poszczególnych fazach. Składają się one z 2, 3 lub 4 linek utrzymywanych w stałych odległościach od siebie (25 ÷ 50 cm) za pomocą odstępników.

W liniach napowietrznych instaluje się również przewody odgromowe pełniące rolę piorunochronu. Przewód odgromowy jest uziemiany na każdym słupie. Przewody odgromowe wykonuje się podobnie jak przewody robocze, ale ostatnio w rozwiązaniach specjalnych stosuje się przewody z wbudowanym światłowodem do transmisji danych. Włókna światłowodowe są umieszczone wewnątrz pancerza aluminiowego, na który jest nawinięta warstwa oplotowa ze stopu aluminium oraz aluminiowanych drutów stalowych. Maksymalnie wstawia się 24 włókna światłowodowe.

Często rdzeń stalowy ulega korozji. Z tego względu coraz szersze zastosowanie znajdują przewody ze stopów aluminium, np. AlFeMg. Eliminuje się w ten sposób również łatwo uszkadzające się miękkie druty aluminiowe. Przewody ze stopów mają na ogół mniejszą rezystancję.

Przewody w liniach napowietrznych mają określoną wytrzymałość cieplną. W Tab. 1.6 podano przybliżone obciążalności przewodów AFL-6 o różnych przekrojach dla dopuszczalnej temperatury przewodów 40, 60 i 80 ⁰C.

Tab. 1.6. Przybliżone obciążalności przewodów linii napowietrznych dla dopuszczalnej temperatury 40, 60 i 80 ⁰C.

Przekrój przewodu	Dopuszczalna temp.przewodów	Zima	Lato
AFL-6 mm2	^oC	A	A
120	40	405	205
120	60	475	350
120	80	475	410
185	40	535	270
185	60	630	455
185	80	630	535
240	40	625	325
240	60	735	550
240	80	735	645
350	40	810	405
350	60	950	690
350	80	950	810
525	40	1040	515
525	60	1220	875
525	80	1220	1030

1.6. Linie kablowe

Do przesyłu energii elektrycznej stosuje się również kable. Są one jednak znacznie droższe od linii napowietrznych. Kable do przesyłu wielkich mocy wymagają specjalnej budowy, zapewniającej dużą wytrzymałość izolacji przy możliwie małej masie.

Przykładowo kabel olejowy 110 kV ma następujące części składowe:

• żyła miedziana z 2 warstw drutów profilowanych i 2 warstw drutów okrągłych,

• ekran z papieru półprzewodzącego,

• izolacja papierowa,

• ekran z papieru półprzewodzącego,

• powłoka ołowiana,

• osłona ochronna pod uzbrojeniem,

• pancerz z taśm tombakowych,

• zewnętrzna osłona z polwinitu wytłaczanego (y), włóknista (A) lub z taśm polwinitowych (k),

• kanał olejowy.

W celu wyrównania i zmniejszenia naprężenia elektrycznego w pobliżu żył stosuje się ekranowanie żył. Ekran stanowi również barierę cieplną, utrudniającą nagrzewanie się izolacji w czasie przepływu prądu zwarciowego. Ekran na izolacji żył chroni również przed wpływem zewnętrznych pól elektrycznych. Najczęściej jest on wykonany z papieru metalizowanego lub półprzewodzącego, także z polietylenu przewodzącego.

Kabel jest chroniony przed wilgocią, czynnikami chemicznymi, itp. przez powłokę wykonaną jako:

• płaszcz ołowiany bez szwu /nie stosuje się w przypadku izolacji z tworzywa sztucznego/,

• płaszcz aluminiowy bez szwu / pełni rolę płaszcza oraz pancerza,

• powłoka z tworzywa sztucznego.

Zewnętrzną ochronę kabla przed naprężeniami i uszkodzeniami mechanicznymi stanowi pancerz stalowy z taśmy lub drutów okrągłych/ także profilowanych/.

W sieciach 400/220/110 kV obok kabli olejowych stosowane są kable o izolacji polietylenowej. Ich części składowe to:

• żyła miedziana lub aluminiowa,

• wytłaczany wewnętrzny ekran przewodzący,

• izolacja,

• wytłaczany zewnętrzny ekran przewodzący,

• owój z drutu aluminiowego,

• izolacja aluminiowo-polietylenowa,

• powłoka ołowiana,

• gładka powłoka z polietylenu.

Kabel średniego napięcia to kable o izolacji z polwinitu. Kabel taki składa się z przewodzącej żyły wykonanej z miedzi lub aluminium. Żyły są wykonane z drutów profilowanych. Kable mogą mieć 1, 2 lub 3 żyły. Kable wielożyłowe są okrągłe lub owalne.

Z liniami kablowymi związany jest sprzęt kablowy: mufy, głowice, złączki, końcówki, itp. Do łączenia kabli używa się muf. Służą one do połączenia 2 odcinków kabli w taki sposób, aby wytrzymałość elektryczna i mechaniczna byłą nie mniejsza od kabla. Głowice kabli służą do szczelnego wykonania końcówek kabli i zapewniają wymaganą wytrzymałość elektryczną i mechaniczną zakończenia kabla. Głowice mogą być napowietrzne lub wnętrzowe.

Kable układa się bezpośrednio w ziemi lub w rurach i blokach /pod jezdnią, budynkami, w agresywnym środowisku/. O głębokości i sposobie ułożenia kabli decydują normy. Zarówno kable jak i ich trasa powinny być oznaczone za pomocą folii i słupków betonowych. Na oznaczeniu podaje się m.in. napięcie kabla, odległość kabla, jeżeli tabliczka umieszczona jest obok trasy, symbol mufy.

Do oznaczania kabli stosuje następujące znormalizowane symbole:

• K - żyły miedziane, izolacja z papieru nasyconego olejem, powłoka ołowiana,

• A przed K - żyły aluminiowe

• A po K na końcu symbolu - zewnętrzna osłona włóknista,

• Y przed K - powłoka polwinitowa,

• Y po K - izolacja polwinitowa,

• X - znaczenie jak Y , ale w odniesieniu do polietylenu,

• s po X - izolacja z polietylenu sieciowanego,

• Al przed K - powłoka aluminiowa,

• Ft, Fp, Fo - pancerz z taśm stalowych (t), drutów płaskich (p), drutów okrągłych (o),

• KWO - wysokonapięciowy kabel olejowy,

• H przed K - kabel z żyłami ekranowanymi,

• H po Y - kabel z żyłami ekranowanymi,

• 3 przed H - kabel 3-płąszczowy,

• y na końcu symbolu - zewnętrzna osłona polwinitowa,

• x na końcu symbolu - zewnętrzna osłona polietylenowa,

• k - zewnętrzna osłona z taśm polwinitowych,

• n po K - kabel z syciwem nieściekającym.

1.7. Transformatory

Transformatory w sieciach przesyłowych są budowane jako napowietrzne 2- lub 3-uzwojeniowe. Czasami są budowane jako 3 jednostki 1-fazowe.

Uzwojenia transformatorów 3-fazowych łączone są w gwiazdę (Y lub y), trójkąt ( D lub d), zygzak (Z lub z). Duża litera oznacza uzwojenie o wyższym napięciu, mała - o mniejszym napięciu.

Do łączenia sieci najwyższych napięć stosowane autotransformatory. Są tańsze, mają mniejsze wymiary i mniejszą masę. Połączone są w gwiazdę Yy i mają wspólny punkt neutralny, najczęściej bezpośrednio uziemiony. Mają często dodatkowe uzwojenie pomocnicze średniego napięcia 6 - 30 kV nie połączone galwanicznie z uzwojeniami głównymi. Uzwojenie pomocnicze łączy się zwykle w trójkąt w celu zamknięcia 3 harmonicznej.

Moce znamionowe autotransformatorów wynoszą w Polsce

750/400 kV 1250 MVA

400/220 kV 500 MVA

400/110 kV 330 lub 250 MVA

220/110 kV 160 MVA

Sieci dystrybucyjne są zasilane ze stacji nazywanych Głównymi Punktami Zasilania ( GPZ) wyposażonych w sieciowe transformatory redukcyjne 110/20 kV lub 110/15 kV (110/6 kV przy zasilaniu zakładów przemysłowych). Układ połączeń uzwojeń to zwykle Yd11 lub Yd5. Znamionowe moce sieciowych transformatorów redukcyjnych tworzą następujący szereg:

• 6.3 MVA,

• 10 MVA,

• 16 MVA,

• 25 MVA,

• 40 MVA,

• 63 MVA.

Transformatory redukcyjne i autotransformatory wyposażone są zwykle w układ regulacji przekładni o zakresie ok. +/- (25 - 30)% napięcia znamionowego przy liczbie stopni regulacyjnych równej ok. 25. Ich zadaniem jest utrzymanie napięcia po stronie niższego napięcia na zadanym poziomie, co jest związane ze zmiana zaczepów pod obciążeniem.

W analizach napięć i prądów w stanach ustalonych konieczne jest zamodelowanie zmian przekładni pod obciążeniem.

Transformatory sieciowe redukcyjne i autotransformatory cechują się dużymi napięciami zwarcia od 9% do 15 %, co pozwala zmniejszać wartości prądów zwarcia płynących przez uzwojenia transformatorów. Napięcia zwarcia transformatorów 2-uzwojeniowych pokazano w Tab. 1.7.

Tab. 1.7. Napięcia zwarcia transformatorów 2-uzwojeniowych.

Nap. górne	Moc znamionowa	Napięcie zwarcia
UNH	SN	uk
110 kV	12.5 - 20 MVA	8.8 - 10 %
110 kV	25 - 40 MVA	10.5 - 18 %
220 kV	150 - 250 MVA	12.5 - 13.5 %

Napięcie zwarcia transformatora jest jednym z najważniejszych parametrów w analizie stanów ustalonych, zwarciowych i przejściowych elektromechanicznych. Wyniki analiz decydują o tym jakie napięcie zwarcia ma mieć transformator w planowanym układzie przesyłowym. Konieczne są tu analizy zarówno stanów ustalonych jak i zwarciowych.

1.8. Stacje elektroenergetyczne

Stacja elektroenergetyczna to zespół urządzeń służących do przetwarzania i rozdziału energii. Stacje do rozdziału energii elektrycznej nazywają się stacjami transformatorowo-rozdzielczymi. Stację tworzą następujące elementy składowe:

• szyny zbiorcze

• pola rozdzielni

• stanowiska transformatorów

• stanowiska przekształtników

• pomieszczenia urządzeń pomocniczych

• nastawnie /sterownie/

Szyny zbiorcze są miejscem połączenia linii i transformatorów i tworzą elektryczny węzeł sieciowy. Stosowane są układy z pojedynczym, podwójnym, potrójnym systemem szyn podzielonych na sekcje. Stacje mogą być wnętrzowe lub napowietrzne /głównie dla napięć najwyższych napięć/. Stacje wnętrzowe są budowane tam, gdzie warunki nie pozwalają wybudować stacji napowietrznych. Urządzenia rozdzielcze stacji wnętrzowych są umieszczane w hermetycznie zamkniętym środowisku izolacyjnym, zwykle gazowym SF₆ - sześcio-fluorku siarki. Izolacja gazowa pod ciśnieniem 0.2 - 0.6 Mpa ma dużą wytrzymałość elektryczną i pozwala na zmniejszenie odstępów izolacyjnych.

Istotnym elementem stacji są łączniki: wyłączniki, rozłączniki, odłączniki, uziemniki, zwierniki, bezpieczniki. Stacja w analizie stanów ustalonych , zwarciowych i nieustalonych jest modelowane w postaci węzłów odpowiadających systemom lub sekcjom szyn.

Bezpieczniki i rozłączniki używane są zwykle w obwodach pomocniczych.

Wyłączniki służą do łączenia prądów roboczych oraz zwarciowych i zawierają układy do przerywania dużych prądów i gaszenia łuku. Podstawowe parametry wyłącznika to:

• znamionowy prąd roboczy

• znamionowe napięcie robocze między otwartymi stykami oraz względem ziemi

• prąd wyłączalny wraz z charakterystyką trwałości łączeniowej zwarciowej w zależności od wielkości przerywanego prądu zwarcia,

• wytrzymałość cieplna i dynamiczna w stanie zwarcia przy zamkniętych stykach

• trwałość łączeniowa w warunkach prądów roboczych w postaci liczby dopuszczalnych cykli przestawieniowych.

Wyłączniki są wykonane jako małoolejowe /wycofywane/, powietrzne /wycofywane/, próżniowe, gazowe z SF₆ /powszechnie stosowane/, magnetowydmuchowe.

Wyłączniki SF₆ budowane są na wszystkie wartości napięć i prądy robocze do 6 kA. Wartości prądów wyłączalnych wynoszą od 12.5 do 80 kA. Trawłość łączeniowa wynosi kilkadziesiąt cykli łączeniowych przy prądzie wyłączalnym. Trwałość mechaniczna przekracza 10⁴ cykli przestawieniowych co pozwala na wydłużenie cyklu przeglądów konserwacyjnych do 5 - 10 lat eksploatacji.

Odłączniki służą do zamykania i otwierania obwodów w stanie bezprądowym. Można za pomocą odłączników przerywać jedynie niewielkie prądy: stanu jałowego transformatorów niezbyt dużej mocy, przekładników napięciowych oraz krótkich linii pracujących bez obciążenia. Niektóre odłączniki są wyposażone w uziemniki umożliwiające uziemienie urządzeń odłączonych od napięcia.

Zwierniki są przeznaczone do inicjowania samoczynnego wyłączenia linii zasilających przez załączenie 1-fazowego zwarcia z ziemią. W zwierniki wyposażone są mniej ważne stacje 110 kV pracujące jako odczepowe lub końcowe i nie mające wyłączników po stronie górnego napięcia transformatora.

Dobór aparatury w stacji elektroenergetycznej wymaga przede wszystkim przeprowadzenia analiz zwarć symetrycznych i niesymetrycznych, ponieważ prądy zwarciowe wielokrotnie przekraczają wartości prądów obciążeniowych w stanach ustalonych.

Na rys. 1.5 pokazano schemat ideowy rozdzielni małej elektrowni biogazowej przyłączonej do linii 20 kV.

Elektrownia biogazowa jest wyposażona w 3 agregaty prądotwórcze o mocy po 180 kW, pracujące przy napięciu 0,4 kV.

Agregaty wyposażone są we własne szafy energetyczno-sterownicze. W budynku elektrowni zainstalowana jest także rozdzielnica n.n. do zasilania potrzeb własnych elektrowni.

Blisko budynku elektrowni zlokalizowano stację transformatorowej, w której są 4 transformatory 20/0,4 kV, w tym trzy blokowe (T1, T2 i T3) o mocy po 250 kVA oraz jeden transformator potrzeb własnych (T4) o mocy 160 kVA.

Rozdzielnica 20 kV składa się z dwóch części: z części należącej do spółki dystrybucyjnej oraz z części wytwórcy. Zastosowana rozdzielnica składa się z dziesięciu pól, w tym:

• trzy pola transformatorów blokowych (T1, T2 i T3),

• jedno pole transformatora potrzeb własnych (T4),

• jedno pole pomiarowe,

• dwa pola łącznika sekcyjnego,

• trzy pola liniowe, w tym dwa rezerwowe.

Rozdzielnica niskiego napięcia (potrzeb własnych) jest zasilana z transformatora potrzeb własnych T4 kablem 3xYKY-70+2xYKYżo-70 o długości ok. 25 m.

Połączenie transformatorów (T1, T2, T3 i T4) z rozdzielnicą WN wykonane jest kablami w izolacji z polwinitu, typu 3xYHAKXS-70 mm², natomiast z rozdzielnicą n.n. (z agregatami prądotwórczymi i rozdzielnią potrzeb własnych) - kablami typu 3xYKYżo-120+YKY-120 o długości ok. 50 m.

Rys.1.5. Schemat ideowy rozdzielni małej elektrowni biogazowej.

Elektrownia biogazowa jest przyłączona do linii napowietrznej 20 kV za pomocą linii kablowej typu 3xYHAKXS-120 mm² o długości ok. 260 m i odcinka linii napowietrznej AFl-6 70 mm², łączących słup nr 6 w linii L-1016 z polem zasilającym (nr 9) w rozdzielni 20 kV stacji transformatorowej elektrowni.

W rozdzielni 20 kV stacji transformatorowej zastosowano następujące łączniki:

• w polach liniowych: rozłączniki,

• w polach transformatorowych rozłączniki bezpiecznikowe,

• w polu łącznika sekcyjnego rozłącznik.

Na słupie nr 6 linii L-1016 zainstalowany jest rozłączniko-uziemnik.

Ciąg liniowy L-124/123 zabezpieczony jest w stacji zasilającej GPZ za pomocą przekaźnika. Zabezpieczenia w GPZ współpracują z automatyką dwukrotnego SPZ.

Transformatory T1, T2, T3 i T4 po stronie 20 kV zabezpieczone są wkładkami bezpiecznikowymi wysokiego napięcia, współpracującymi z rozłącznikami.

Jednostkami wytwórczymi w EB są 3 agregaty prądotwórcze o mocy znamionowej po 180 kW, składające się z silnika gazowego połączonego kołnierzowo z prądnicą asynchroniczną oraz szafy energetyczno-sterowniczej.

Parametry znamionowe generatora asynchronicznego są następujące:

Moc znamionowa: P_n = 200 kW

Napięcie znamionowe: U_n = 0,40 kV

Współczynnik mocy: cosϕn=0,88

Sprawność: η_n = 0,933

Obroty znamionowe: n_n = 1522 obr/min

Liczba biegunów: 2p = 4

Krotność prądu rozruchu: kr = I_L/I_R = 6,8

Moment bezwładności: J = 5,2 kg.m²

Poślizg znamionowy s_n=0,01466.

Generator jest napędzany przez silnik gazowy 6-cylindrowy rzędowy, turbodoładowany z chłodnicą mieszaki. Postawowe parametry silnika są następujące:

• moc maksymalna na wale P_m = 193 kW

• pędkość obrotowa turbiny 1500 obr/min

• moment bezwładności J = 7,44 [kg.m²].

Generator asynchroniczny jest wyposażony w zestaw zabezpieczeń podstawowych, chroniących go przed skutkami:

• zwarć międzyfazowych i doziemnych,

• przeciążeń- jako nadprądowo-zwłoczne zależne (oraz temperaturowe lub cieplne),

• od zaniku fazy- jako podnapięciowe fazowe U<<, działające ze zwłoką na łączenie,

• od nadmiernego wzrostu prędkości oraz od pracy silnikowej (od mocy zwrotnej), nastawione zgodnie z dopuszczalnymi warunkami pracy zespołu.

Oprócz zabezpieczeń podstawowych generator powinien posiada zabezpieczenia dodatkowe od nadmiernych zmian napięcia i częstotliwości oraz od utraty połączenia z systemem. Zabezpieczenia te powinny powodować wyłączenie generatora.

Dobór aparatury oraz zabezpieczeń i nastaw zabezpieczeń wymaga przeprowadzenia analizy zwarć symetrycznych i niesymetrycznych. Konieczne jest tu zastosowanie przekształcenia układu 3-fazowego prądów i napięć składowych (faza A,B,C) do układu składowych symetrycznych (0,1,2 - składowa zerowa, zgodna i przeciwna).

1.9. Podstawowe zależności między wielkościami elektrycznymi w systemie elektroenergetycznym

System elektroenergetyczny z punktu widzenia teorii obwodów jest liniowym obwodem elektrycznym prądu sinusoidalnego trójfazowego. W najprostszym przypadku - przy całkowitej symetrii prądów i napięć obwód 3-faz może być analizowany jako obwód jednofazowy, w którym występuje źródło napięcia obciążone impedancją.

Obwód 1-fazowy

Jeśli wartość chwilowa napięcia na zaciskach źródła wynosi

a impedancja odbiornika

to z prawa Ohma wynika, że chwilowa wartość prądu wyraża się wzorem

gdzie:

U_phm, I_phm - amplitudy napięcia i prądu,

- kąty (fazy) początkowe prądu i napięcia,

- przesunięcie fazowe prądu i napięcia, wynikające z obciążenia źródła impedancją,

ω = 2πf - pulsacja prądu,

f - częstotliwość.

W praktyce inżynierowie elektroenergetycy posługują się znanymi z podstaw elektrotechniki definicjami mocy

Przyjmuje się umownie, że

• Q_ind(+) - moc bierna indukcyjna jest dodatnia,

• Q_poj(-) - moc bierna pojemnościowa jest ujemna.

Oznacza to, że indukcyjność pobiera moc bierną, natomiast pojemność generuje moc bierną. Jednostką mocy czynnej jest wat oznaczany W, natomiast jednostką mocy biernej jest war oznaczany var.

W analizie stanów ustalonych często korzysta się z zapisu zespolonego wielkości elektrycznych. Moc zespolona w układzie prądu przemiennego jest określana jako wektor w przestrzeni zespolonej o składowych, odpowiadających mocy czynnej i mocy biernej

gdzie

jest definiowane jako moc pozorna , czyli moduł mocy zespolonej.

Jednostką mocy zespolonej (pozornej) jest woltoamper, oznaczany symbolem V⋅A.

Między obwodem 3-fazowym i zastępczym obwodem 1-fazowym istnieje proste relacje. Układowi trójfazowemu symetrycznemu obwodu jest przyporządkowany układ trójfazowy symetryczny napięć źródłowych, występujących w tych obwodach, oraz układ trójfazowy symetryczny prądów płynących w tych obwodzie

Przy założeniu pełnej symetrii napięć i prądów moc zespolona trójfazowa i moc pozorna trójfazowa jest 3 razy większe od mocy jednej fazy

P = P_ph3

Q = Q_ph3

S = S_ph3

Oprócz mocy trójfazowej, w analizie systemów elektroenergetycznych zamiast napięcia fazowego używa się powszechnie napięcia międzyfazowego (międzyprzewodowego), a także standardowo posługuje się prądem przewodowym (liniowym, fazowym)

W rezultacie wzór na moc 3-fazową wymaga zawsze używania współczynnika
i przyjmuje następującą postać

W stanach zwarciowych układ fazowy A,B,C jest przekształcany do układu składowych symetrycznych 0,1,2.

W tym miejscu należy zauważyć, że przy budowie modeli systemu elektroenergetycznego w stanach ustalonych, zwarciowych i nieustalonych elektromechanicznych elektroenergetycy kierują się dwoma podstawowymi zasadami:

1. matematyczny model musi być możliwie najprostszy,

2. wyniki obliczeń powinny być nieco większe od wartości mierzonych.

Pierwsza zasad zapewnia łatwość wykonywania obliczeń przez elektroenergetyków o średnim wykształceniu.

Druga zasada zapewnia margines decyzyjny przy doborze aparatury oraz projektowaniu i planowaniu pracy systemu elektroenergetycznego.

19

Współczesne problemy wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej

---