1. Podział sieci

Według rodzaju zasilanych odbiorów:

• miejskie

• terenowe

• przemysłowe

Według napięć znamionowych:

• nN - niskie napięcie - do 1 kV - 0.4 kV (przemysłowe 0.4, 0,5, 0.66 i 1 kV);

• ŚN - średnie napięcie - powyżej 1 kV do 40 kV - 3, 5, 6, 10, 15, 20, 30 i 40 kV;

• WN - wysokie napięcie - od 60 do 130 kV - 60 i 110 kV.

Według budowy:

• napowietrzne - mogą być z przewodami gołymi lub izolowanymi;

• kablowe

Według rodzaju systemu:

• prądu przemiennego

• prądu stałego

2. Omówić układy sieci nN.

• sieci miejskie nN - ogólnie są to sieci zamknięte ze względu na niezawodność w zasilaniu; można tu wyróżnić sieć:

• dwukrotnie zasilaną,

• okrężną,

• pierścieniową,

• wielokrotnie zamkniętą,

• kratową otwartą (zabudowa zwarta),

• węzłowa,

• 
  
  
  zabudowa osiedlowa nieregularna.

• sieci wiejskie nN - są to sieci otwarte charakteryzujące się tym, że zawodność ich jest duża, nie ma rezerwy w czasie awarii.; można tu wyróżnić sieć:

• magistralną,

• promieniową.

• magistralną z odgałęzieniami

3. Omówić układy sieci ŚN.

Jeśli chodzi o sieci ŚN to można tu podzielić je na sieci miejskie (magistralne (wrzecionowe) i pętlowe (pierścieniowe)) i sieci terenowe to są to zazwyczaj sieci okrężne z magistralnymi licznymi odgałęzieniami.

a) okrężna b) magistralna

4. Podział odbiorców energii

do 1992

1. Przemysł i wielcy odbiorcy;

2. Trakcja elektryczna PKP;

3. Odbiorcy bytowo-komunalni:

a) lokale mieszkalne - gospodarstwa domowe oraz odbiory wspólne
(hydrofory, windy, oświetlenie klatek schodowych itp.),

b) gospodarstwa rolne (uspołecznione i nieuspołecznione) - bez możliwości rozdzielenia energii zużywanej na cele produkcyjne
i bytowe,

c) lokale niemieszkalne - większość obiektów użyteczności publicznej,

d) oświetlenie ulic. Grupa ta obejmuje oświetlenie ulic, parków i innych otwartych terenów publicznych, oraz większości przejść podziemnych,

e) trakcja miejska;

Odbiorców bytowo-komunalnych dzieli się na miejskich i wiejskich

4. Straty w sieci - różnica bilansowa - podział na techniczne i handlowe

od 1992

Według napięć sieci zasilającej:

Odbiorcy zasilani z sieci niskiego napięcia;

Odbiorcy zasilani z sieci średniego napięcia;

Odbiorcy zasilani z sieci wysokiego napięcia.

W podanych wyżej grupach, w dalszym ciągu, wyodrębnia się niektóre z grup klasyfikacyjnych podziału obowiązującego do 1992 roku.

Udział poszczególnych grup odbiorców w użytkowaniu mocy czynnej w szczycie obciążenia oblicza się na podstawie:

• rocznych czasów użytkowania mocy szczytowej przez odbiorców poszczególnych grup;

• pomiarów mocy wykonywanych u części odbiorców

Moc czynną szczytową, pobieraną przez odbiorcę lub grupę odbiorców oblicza się ze wzoru:

gdzie: A - energia pobierana w ciągu roku
T_s - czas użytkowania mocy szczytowej

Odbiory zasilane z sieci rozdzielczych najogólniej dzieli się na miejskie, wiejskie i przemysłowe.

Wśród odbiorów zasilanych z miejskich sieci rozdzielczych wyróżnia się odbiory :

• komunalno-bytowe - mieszkania, sklepy, restauracje teatry, kina, drobne zakłady przemysłowe (głównie rzemieślnicze), drobne spółdzielnie produkcyjne, lokale mieszkalne, gospodarstwa domowe oraz odbiory wspólne (o zapotrzebowaniu mocy od kilku do kilkudziesięciu kW);

• zakłady użyteczności publicznej - lokale niemieszkalne (przychodnie, teatry, kina, ;

• oświetlenie publiczne - oświetlenie ulic, parków i innych otwartych terenów publicznych, oraz większości przejść podziemnych.

O zmienności obciążenia odbiorów zasilanych z miejskich sieci decydują rodzaj
i stopień wyposażenia gospodarstw domowych w odbiorniki energii elektrycznej - głównie oświetleniowe i grzejne (kuchnie, podgrzewacze wody i ogrzewanie pomieszczeń.

Wśród odbiorców zasilanych z sieci wiejskich wyróżnia się:

• gospodarstwa domowe - gospodarstwa osób nie zatrudnionych bezpośrednio w rolnictwie oraz osób posiadających do 2 ha ziemi

• lokale niemieszkalne;

• oświetlenie publiczne;

• drobnych odbiorców siłowych - warsztaty rzemieślnicze, ośrodki maszynowe;

• gospodarstwa rolne - indywidualne gospodarstwa o powierzchni powyżej 2 ha, rolnicze spółdzielnie produkcyjne i państwowe gospodarstwa rolne.

Zmienność obciążenia w tej grupie zależy od wyposażenia gospodarstw
w odbiorniki energii elektrycznej, a w szczególności: oświetleniowe, grzejne
i silniki indukcyjne.

5. Metody prognozowania zapotrzebowania mocy......

Zadaniem prognozowania w elektroenergetyce jest określenie przyszłego zużycia energii elektrycznej oraz zapotrzebowania na moc.

Ze względu na rozpatrywany horyzont czasowy wyróżnia się prognozy:

• krótkoterminowe - kilkugodzinne, dobowe, tygodniowe, roczne;

• średnio terminowe - 1 ÷ 5 lat;

• długo terminowe - powyżej 5 lat.

Dokładność prognozy zależy od jej horyzontu czasowego i przeznaczenia:

Prognozy krótkoterminowe są opracowywane dla potrzeb bieżącej eksploatacji sieci elektroenergetycznych. Wymagana jest możliwie duża dokładność tych prognoz.

Prognozy średnio- i długoterminowe są podstawą do opracowania koncepcji rozwoju sieci rozdzielczych. Ze wzrostem długości horyzontu czasowego prognozy jej dokładność maleje.

Prognozy zużycia energii elektrycznej i zapotrzebowania na moc mogą być opisane za pomocą różnych modeli matematycznych. Można tu wyróżnić modele:

• deterministyczne - t.j. takie, w których formuła matematyczna traktuje opisywane zjawiska jako nieprzypadkowe, zakładając jednoznaczną identyfikacją obciążenia;

• probabilistyczne - t.j. takie, w których formuła matematyczna zawiera zmienną losową lub funkcję losową zmiennej, zakładając, że obciążenie jest procesem losowym o pewnym rozkładzie

Metody probabilistyczne są stosowane coraz częściej i wypierają metody deterministyczne.

Specyfika sieci powoduje, że w zależności od potrzeb, stosuje się podejście:

• mikroanalityczne - rozpatruje się poszczególnych odbiorców lub grupy odbiorców zasilanych z sieci;

• makroanalityczne - wykorzystuje się prawidłowości opisujące stan
  i ewolucję sieci jako całości lub jej większe fragmenty

Metody:

1. probabilistyczna

• Jeżeli funkcja y(t) reprezentuje zapotrzebowanie na moc sieci (lub odbiorcy zasilanego z sieci)
  w chwili t, to rozkład zmiennej losowej y(t) można określić dystrybuantą F(y), przedstawiającą prawdopodobieństwo zdarzenia y(t) < y:

F(y) = p[y(t)<y]

Zbiór zmiennych losowych {y(t), 0 ≤ t ≤ ∞} tworzy proces stochastyczny, którego oceny można dokonać na podstawie realizacji y_i(t), traktowanych jako wybrane w sposób losowy ze zbioru wszystkich możliwych realizacji procesu.

• Proces zapotrzebowania na moc {y (t)} określa nowy proces {e (t)}, w którym e(t) jest zużyciem energii w przedziale (T- 1, T), przy czym T przyjmuje wartości dyskretne:

Najważniejszym wymaganiem, jakie powinna spełniać prognoza jest dokładność. Za miarę "dobroci" prognozy przyjmuje się jej prawdopodobieństwo. Ze ściśle matematycznego punktu widzenia prawdopodobieństwo prognozy punktowej (jednej konkretnej liczby) jest równe zeru. Dlatego wyniki prognozowania przedstawia się w postaci przedziału ufności, a nie jednej liczby. Najczęściej wynik prognozowania podaje się w postaci wyrażenia:

p{a ≤ z ≤ b}=1 - a,

gdzie:

a - dolna granica przedziału ufności,

b - górna granica przedziału ufności,

z - wartość oczekiwana,

1 - a - wartość prawdopodobieństwa

Spośród wielu metod, w praktyce wybiera się te, które dają dostatecznie wąskie przedziały ufności uzyskanych wyników. Jako informacje wejściowe w tych metodach wykorzystuje się dane statystyczne z przeszłości, a dane pomocnicze stanowią plany rozwoju gospodarczego.

Wśród metod probabilistycznych wykorzystywanych do prognozowania zużycia energii elektrycznej najbardziej znane są: metoda bezpośredniej ekstrapolacji trendu, metoda regresji wielokrotnej oraz metody korelacyjne (słuszne przy założeniu, że w przyszłości obowiązywać będą związki przyczynowe wykryte w przeszłości).

2. Bezpośrednia eksploracja trendu

Zasadniczy wpływ na dokładność prognozy wykonanej metodą bezpośredniej ekstrapolacji trendu ma wybór funkcji, za pomocą której dokonuje się ekstrapolacji. Dotychczas nie opracowano ogólnych kryteriów, które umożliwiłyby dokonanie takiego wyboru. Pewną pomocą przy doborze funkcji ekstrapolacji może być analiza statystyczna względnych przyrostów wielkości ekstrapolowanej (w konkretnym przypadku zużycia energii elektrycznej w przeszłości).

y - roczny przyrost badanej wielkości,

t - czas mierzony w latach,

Dt - przyrost czasu równy jeden rok.

Krzywa f może być aproksymowana za pomocą funkcji f₁(t) lub f₂(t) albo ogólnie za pomocą funkcji f (t, y). Z analizy statystycznej można wyciągnąć wnioski co do charakteru funkcji f₁, lub f₂ czy f (t, y), aproksymujących przebieg krzywej f . Jeżeli np. za y uważać będziemy roczne zużycie energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe w miastach w przeliczeniu na jednego mieszkańca, to funkcja f (t, y) powinna być dodatnia, wklęsła i w ciągu najbliższych 10 lat nie powinna zbliżać się do zera.

Przeprowadzając analizę względnych przyrostów badanej wielkości dla wieloletniego okresu, należy zwrócić uwagę, czy nie obserwuje się wyraźnych załamań lub skoków linii trendu. Jeżeli. takie zjawisko zostało zaobserwowane, za podstawę ekstrapolacji można przyjąć jedynie najbliższą przyszłość (do najbliższego załamania się linii trendu licząc wstecz).

3.Metody korelacyjne

Dla przykładu metoda korelacyjna wyznaczania zużycia energii przez odbiorców komunalno-bytowych opiera się na hipotezie, że:

gdzie

Y- roczne zużycie energii elektrycznej w określonej grupie odbiorców bytowo-komunalnych w przeliczeniu na 1 mieszkańca,

DY- roczny przyrost zużycia energii elektrycznej jak wyżej,

X₁,...,X_n - zmienne niezależne wpływające na zużycie energii elektrycznej (określające wpływ grup taryfowych, wskaźników ekonomicznych, warunków meteorologicz-nych itp.),

Z - czynnik losowy,

a₁, a₁,...,a_n - współczynniki regresji.

Po podstawieniu:

Na podstawie danych statystycznych z lat ubiegłych (1, 2, ... ) ustala się macierz danych wyjściowych:

• Metodą mnożników Gaussa, przy wykorzystaniu wcześniej opisanych danych wejściowych, wyznacza się

• wartości współczynników regresji

• Istotność korelacji sprawdza się przez porównanie wartości obliczonej i tablicowej stałej Snedecora dla n oraz m - n - 1 stopni swobody.

• Spośród kilku wariantów o różnym zestawie zmiennych niezależnych, dla których sprawdzenia istotności korelacji dało wynik pozytywny, wybiera się wariant o największej wartości współczynnika korelacji wielokrotnej.

• Dla wybranego wariantu, na podstawie wyznaczonych współczynników regresji i znanych z przeszłości wartości zmiennych niezależnych {x₁ x₂,..., x_n} (z pominięciem czynnika losowego) oblicza się oszacowanie znanych ze statystyk wartości {y₁ y₂,..., y_m}.

Oszacowanie to oznacza się symbolami:

• Przyjmuje się, że czynnik losowy dla poszczególnych lat wynosi:

• 
  Wartości początkowe czynnika losowego określa się następująco:

• Wartość oczekiwaną dla i-tego roku prognozy wyznacza się z równania:

Oprócz wartości oczekiwanej, równanie to określa granice przedziału ufności (odchylenie od wartości oczekiwanej), wyznaczone na podstawie analizy wartości czynnika losowego z.

Zmienne niezależne w równaniu regresji powinny odpowiadać następującym warunkom:

1. Liczba zmiennych niezależnych dla każdej podgrupy odbiorców bytowo-komunalnych powinna być co najmniej równa 1/4 liczby obserwacji (liczby lat statystyki). Wynika to z ogólnej teorii korelacji wielokrotnej.

2. Z wielu możliwych zmiennych niezależnych należy dobierać takie, które najsilniej wpływają na prognozowaną wielkość (można to sprawdzić, obliczając odpowiednie współczynniki korelacji).

2. Zmienne niezależne należy dobierać tak, aby możliwe było uzyskanie ich wartości w latach prognozowanych lub samodzielne ich zaprogramowanie

6. Rodzaje opracowań programowych rozwoju sieci

Podstawą do opracowań programowych rozwoju sieci elektroenergetycznych są:

• plan zagospodarowania przestrzennego i rozwoju społeczno-gospodarczego rozpatrywanego obszaru oraz bilans mocy i energii elektrycznej,

• charakterystyka stanu istniejącego sieci wraz z informacjami o zamierzeniach inwestycyjnych odbiorców.

Rozróżnia się następujące rodzaje opracowań programowych rozwoju sieci:

• studium perspektywiczne - obejmuje podstawowe problemy rozpatrywanej sieci
  i określa działania kierunkowe

• koncepcja rozwoju- określa szczegółowo rozwój sieci na podstawie zasad kierunkowych przyjętych w studium oraz środki niezbędne do jego realizacji

• program rozwoju- precyzuje szczegółowy wykaz obiektów przyjętych z koncepcji rozwoju wraz z zakresem i terminami ich realizacji. Wykaz powinien odpowiadać potrzebom, ale skonfrontowanym z będącymi do dyspozycji środkami. Program powinien stanowić merytoryczną podstawę do sporządzania planów inwestycyjnych zależnych już bezpośrednio od możliwości realizacyjnych.

7. Ogólne zasady rozwoju sieci 110 kV

• Zadaniem opracowań programowych sieci 110 kV jest określenie optymalnego rozwoju całej sieci 110 kV od stacji odbiorczych 110 kV/ŚN) do stacji zasilających sieć 110 kV z sieci 400 czy 220 kV.

• Wyboru wariantu rozwoju dla rozpatrywanego obszaru dokonać należy spośród kilku wariantów na podstawie minimalizowania ich kosztów z całego rozpatrywanego horyzontu czasowego

• W celu ograniczenia liczby wariantów rozwojowych w wytycznych przedstawiono szereg ograniczeń, sformułowanych w postaci pewnych granicznych wartości bądź ogólnych zasad dotyczących normalnej i awaryjnej pracy sieci, Uznaje się przy tym, że w każdym etapie rozwoju sieci wspomniane ograniczenia muszą być spełnione,
  a ich niedotrzymanie jest dostatecznym powodem podjęcia decyzji o zmianie stanu sieci, tj. wzmocnienia, rozbudowy, modernizacji, zmiany układu pracy itp.

• Siecią nadrzędną dla sieci 110 kV będzie w bliskiej perspektywie sieć 400 i 220 kV,
  w dalszej zaś wyłącznie sieć 400 kV, gdyż rozwój sieci 220kV będzie ograniczany

• Siecią podrzędną dla sieci 110 kV będzie sieć średniego napięcia o napięciach 6, 10, 15, 20 i 30 kV w bliskiej perspektywie, w dalszej zaś o napięciach 15 lub 20 kV.

• Należy przewidywać likwidację istniejących sieci 60, 40 i 30 kV pełniących na niektórych obszarach funkcje sieci 110 kV i zastępowanie ich siecią 110 kV.

• Należy przewidywać, że sieć 110 kV będzie pracowała w układzie sekcjonowanym.
  W ramach sekcji sieć będzie zamknięta, a w szczególnych przypadkach może być częściowo otwarta.

8. Ogólne zasady rozwoju sieci ŚN

• Zadaniem opracowań programowych sieci ŚN i nN jest określenie optymalnego rozwoju sieci nN i ŚN, dla której siecią nadrzędna jest sieć
  110 kV

• Stacje 110 kV/ŚN, stanowiące podstawowe źródła zasilania sieci ŚN powinny być uwzględniane w rozpatrywanych wariantach rozwoju łącznie
  z siecią ŚN.

• Wyboru wariantu rozwoju dla rozpatrywanego obszaru dokonać należy na podstawie1 analizy techniczno-ekonomicznej w rozpatrywanym horyzoncie czasowym przy wykorzystaniu w szerokim zakresie optymalizacji cząstkowych

• W celu ograniczenia liczby wariantów rozwojowych, w wytycznych przedstawiono szereg ograniczeń, sformułowanych w postaci pewnych granicznych wartości bądź ogólnych zasad dotyczących normalnej
  i awaryjnej pracy sieci. Uznaje się przy tym, że w każdym etapie rozwoju sieci wspomniane ograniczenia powinny być spełnione, a ich niedotrzymanie jest wystarczającym powodem przewidywania zmiany stanu sieci, tj. rozbudowa, modernizacji, zmiany układu pracy itp.

• Należy przyjmować, że zarówno sieć nN, jak i ŚN będzie podstawowo pracować w układzie otwartym. W szczególnych przypadkach uzasadniających pracę sieci ŚN lub nN w układzie zamkniętym, wymagania odnośnie do tych układów należy ustalić indywidualnie

• Utrzymywanie sieci i o napięciach nietypowych dopuszcza się pod warunkiem ich stopniowego ograniczania wg następujących zasad:

sieć 40 kV i 30 kV:

• nie zwiększać liczby i mocy stacji zasilających te sieci, nie przyłączać do nich nowych odbiorów i nie zwiększać odbieranych mocy przez odbiory istniejące

• likwidować stopniowo transformację 30 kV/ŚN i 40 kV/ŚN, remont linii
  i stacji o tych napięciach przeprowadzać w wyjątkowych przypadkach,

ewentualne sprawne fragmenty linii o tych napięciach po likwidacji stacji należy wykorzystać do pracy w sieci o napięciu 20 kV lub 15 kV

sieć 10 kV i 6 kV energetyki zawodowej:

• nie zwiększać w zasadzie liczby stacji zasilających, w przypadkach wyjątkowych można dopuścić budowlę nowej stacji 110 kV/ŚN,
  lecz wówczas rozdzielnia ŚN powinna być budowana w gabarytach
  i izolacji 20 kV

• w strefach sieci o tych napięciach należy stopniowo wprowadzać nowe linie o napięciu 20 lub 15 kV do zasilania nowych stacji odbiorczych budowanych również w gabarytach i izolacji 20 kV (urządzenia te mogą przejściowo pracować na dotychczasowym napięciu)

• unikać stosowania pośredniej transformacji 20 lub 15 kV na napięcie 10 lub 6 kV, a przy docelowym (albo wieloletnim pozostawieniu napięcia 10 kV (6 kV) należy rozważyć celowość stosowania transformatorów trójuzwojeniowych, dla rozległych kablowych sieci 10 (6 kV) należy przeprowadzić analizę doboru napięcia docelowego wtedy, gdy pracują one w otoczeniu sieci 15 kV, natomiast w innych przypadkach należy przyjmować docelowe napięcie 20 kV

Docelowo pozostawienie szczątkowych sieci 10 lub 6 kV może być uzasadnione jedynie połączeniem sieci z elektrowniami lub z zakładami przemysłowymi posiadającymi rozległą sieć 10 lub 6 kV

Sieci o napięciach niższych od 6 kV - ze względu na ich wiek
i szczątkowe występowanie w kraju - powinny ulec likwidacji
w możliwie najszybszym terminie

9. Warunki brane pod uwagę przy ocenie pracy sieci 110kV

Warunki zwarciowe:

1. W przypadkach, gdy wyniki obliczeń zwarciowych wskazują na niedostosowanie istniejących elementów sieci do przewidywanych warunków zwarciowych, należy przeanalizować wpływ zmiany układów pracy sieci na złagodzenie warunków zwarciowych. Jeśli stwierdzona zostanie niemożliwość złagodzenia tych warunków drogą zmiany układu pracy, należy:

• przewidywać możliwość wprowadzenia w przyszłości urządzeń i środków
  do ograniczania prądów zwarciowych

• przeanalizować możliwości pracy rozpatrywanych elementów sieci 110 kV
  z przekroczeniem dopuszczalnych parametrów zwarciowych

• przewidywać modernizację lub rekonstrukcję istniejących obiektów 110 kV

2. Należy przewidywać pracę sieci 110 kV z uziemionym punktem gwiazdowym. Przy analizowaniu liczby uziemionych punktów gwiazdowych transformatorów można posługiwać się następującymi wskazówkami:

• stosunek reaktancji zwarciowych składowej symetrycznej zerowej X0 do składowej symetrycznej zgodnej X₁ we wszystkich węzłach sieci 110kV powinien zawierać się
  w granicach: 1 < X₀/X₁ < 3

• granica górna wynika z wytrzymałości izolacji urządzeń stacyjnych, dolna z celowości nie przekraczania przez wartość prądu zwarcia jednofazowego wartości prądu zwarcia trójfazowego; przy przekroczeniu dolnej granicy wartości stosunku X₀/X₁ urządzenia należy dobierać na prąd zwarcia jednofazowego

• rozkład uziemionych punktów gwiazdowych transformatorów 110 kV w sieci powinien być taki, aby nie dopuścić do wydzielania się w warunkach awaryjnych obszaru ze źródłami mocy z nie uziemionym punktem gwiazdowym

• w stacjach elektrowni 110 kV na każdym układzie szyn powinien być uziemiony punkt gwiazdowy przynajmniej jednego transformatora blokowego

Jakość napięcia

1. Maksymalne napięcie robocze w stanach normalnych i zakłóceniowych nie może przekroczyć wartości 123 kV.

2. Z punktu widzenia poprawnej regulacji napięcia w sieciach elektroenergetycznych, napięcie w sieci 110 kV nie powinno przekraczać wartości 121 kV,

3. Napięcie robocze nie powinno być mniejsze od:

• 105 kV - w stanach normalnych, w strefie dziennej i szczytowej okresu
  jesienno-zimowego,

• 100 kV - w stanach zakłóceniowych, w strefie dziennej i szczytowej okresu jesienno-zimowego,

• 97 kV - w stanach zakłóceniowych w pozostałym okresie

4. Przy projektowaniu układów zasilania z sieci 110 kV odbiorców przemysłowych wyposażonych w odbiorniki zakłócające dużej mocy (powyżej 1 MVA) należy, dla utrzymania poprawnej jakości energii elektrycznej w zakresie odkształcenia i wahań napięcia, stosować zalecenia i wskazówki zawarte w [9]:

Pewność pracy

1. Pewność pracy przewidywanych układów sieci 110 kV należy sprawdzać przez badanie ich odporności na występowanie charakterystycznych sytuacji zakłóceniowych

2. Układ sieci uznaje się za wystarczająco niezawodny, gdy po wystąpieniu tych sytuacji spełnione są następujące warunki:

• obciążenia elementów pozostających w ruchu nie przekraczają wartości dopuszczalnych, określonych w odpowiednich normach lub podanych
  przez wytwórcę

• występujące przeciążenia elementów pozostających w ruchu pozwalają
  na dokonanie odciążających przełączeń ruchowych w czasie nie przekraczającym 0.5 h

• napięcia w każdym punkcie układu nie są niższe od podanych wyżej

• nie zostają przekroczone stopnie ograniczeń odbiorców, określone w niniejszych wytycznych dla charakterystycznych stanów zakłóceniowych przy wymaganym poziomie niezawodności zasilania

3. Sprawdzania pewności pracy układów sieci 110 kV należy przeprowadzać oddzielnie dla:

• całych sekcji sieci 110 kV współpracujących za pośrednictwem transformatorów 400/110 kV lub 220/110 kV z siecią nadrzędną i elektrowniami

• zbiorów trzech i więcej stacji 110 kV/ŚN położonych obok siebie, o ile w badanym układzie występuje możliwość jednoczesnego przerwania zasilania lub ograniczenia mocy tych stacji

• zbiorów stacji 110 kV (odbiorczych i wytwórczych) przyłączonych do jednego głównego ciągu liniowego (GCL)

• zbioru stacji odbiorczych zasilanych z jednego podstawowego ciągu liniowego (PCL)

Rozróżnia się trzy poziomy wymagań niezawodności zasilania sekcji 110 kV:

Wskaźnik deficytowości sekcji w szczycie grudniowym, d	Szczytowe zapotrzebowanie mocy w sekcji
		do 500 MW	ponad 500 MW
d > 0.3 d ≤ 0.3	poziom II poziom III	poziom I poziom II

Wskaźnik d określa się ze wzoru:

Gdzie:

Z - szczytowe zapotrzebowanie mocy w sekcji

P_g - całkowita moc wytwarzana w badanej sekcji

R_w - moc rezerwy wirującej w sekcji

4. Sekcje sieci 110 kV powinny być sprawdzone na następujące sytuacje zakłóceniowe:

Poziom I niezawodności - wyłączenie z ruchu jednego transformatora 400/110 kV lub 220/110 kV i dwóch bloków w elekt równiach cieplnych współpracujących w badanej sekcji, niemniej jednak niż 30 % ich całkowitej mocy osiągalnej lub wyłączenie jednego układu szyn zbiorczych rozdzielni 110 k V w jednej ze stacji stanowiącej podstawowy punkt zasilania (PPZ) sekcji

Poziom II niezawodności:

- wyłączenie z ruchu jednego transformatora 400/110 kV lub 220/110 kV i jednego bloku w elektrowniach cieplnych współpracujących
w sekcji nie mniej jednak niż 20 % ich całkowitej mocy osiągalnej,

- wyłączenie części elektrowni pracującej na jeden układ szyn lub sekcję układu szyn 110 kV

Poziom III niezawodności:

- wyłączenie jednego transformatora 400/110 kV lub 220/110 kV

- wyłączenie dwóch bloków w jednej elektrowni

• Po wystąpieniu podanych wyżej sytuacji zakłóceniowych nie powinno dojść
  do jakichkolwiek ograniczeń zasilania odbiorców. Obciążenia pozostałych
  w ruchu elementów układu nie powinny przekraczać wartości dopuszczalnych dla dwugodzinnej pracy przy założeniu wykorzystania całkowitej rezerwy mocy wirującej lokalnych elektrowni pracujących w rozpatrywanej sekcji

• W uzasadnionych przypadkach (np, zasilanie z jednej sekcji sieci grupy odbiorów wyjątkowo wrażliwych na przerwy w zasilaniu jak kopalnie gazowe itp.) dopuszcza się zaostrzenie wymagań.

5. Układy zasilające zbiory trzech lub więcej liczby stacji transformatorowych 110 kV/ŚN powinny być sprawdzane na następujące charakterystyczne stany zakłóceniowe:

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV przy postoju największego zespołu
  w lokalnych elektrowniach niemniej jednak niż 20% ich całkowitej mocy

• wyłączenie dwóch linii zasilających w stanie pozakłóceniowym zasilanie co najmniej
  - 50 % mocy odbiorów w obszarach o dużej koncentracji obciążenia,
  - 20 % mocy odbiorów w obszarach o malej koncentracji obciążenia,

po czasie potrzebnym na dokonanie odpowiednich przełączeń ruchowych
(np w sieci ŚN),

6. Połączenia liniowe pomiędzy co najmniej dwoma podstawowymi punktami zasilania (PPZ) stanowią główny ciąg liniowy (GCL) sieci 110 kV.

7. Do GCL mogą być przyłączone:

- stacje transformatorowe 110 kV/ŚN,

- szynowe rozdzielnie 110 kV (sieciowe lub elektrowniane)

8. Pewność pracy głównego ciągu liniowego (GCL) powinna być badana przez sprawdzenie na następujące stany zakłóceniowe:

• wyłączenie systemu szyn 110 kV w jednym z PPZ oraz jednego (największego) bloku w elektrowni przyłączonej do GCL

• wyłączenie systemu szyn 110 kV rozdzielni elektrowni przyłączonej do GCL

• W stanach tych nie powinno dojść do ograniczeń dostawy mocy do żadnej stacji odbiorczej w GCL oraz do przerw w zasilaniu tych stacji dłuższych niż przewidywane w związku z automatycznym przełączaniem zasilania rezerwowego

9. Pewność pracy elektrowni i elektrociepłowni przyłączonych do GCL 110 kV powinna być sprawdzona zarówno z punktu widzenia wyprowadzenia mocy, jak i zasilania ogólnych potrzeb własnych

10. Podstawowy ciąg liniowy (PCL) stanowi połączenie liniowe między dwoma punktami zasilającymi 110 kV, z których każdy z osobna zapewnia możliwość zasilania pełną mocą wszystkich stacji przyłączonych do danego PCL.

11. Stany zakłóceniowe, na które należy sprawdzać układy zasilające stacje
    110 kV/ŚN:

a) stopień pierwszy

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV lub transformatora 110 kV/ŚN przy postoju największego generatora w elektrowni współpracującej z rozpatrywaną stacją
  110 kV/ŚN - w tym stanie zasilanie odbiorów pełną mocą

• wyłączenie dwóch linii 110 kV (np, wyłączona jedna planowo) - w tym stanie zasilanie 50 % mocy odbiorów, w tym „szczególnie ważnych” po czasie niezbędnym do dokonania odpowiednich przełączeń ruchowych

b) stopień drugi

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV lub transformatora 110 kV/ŚN przy postoju największego generatora w elektrowni współpracującej z rozpatrywaną stacją
  110 kV/ŚN - w tym stanie zasilanie odbiorów pełną mocą,

• wyłączenie dwóch linii zasilających 110 kV - w tym stanie zagwarantowanie dostawy 30 % mocy odbiorów po czasie niezbędnym do dokonania odpowiednich przełączeń ruchowych

c) stopień trzeci

• wyłączenie pojedynczej linii 110 kV lub transformatora 110 kV/ŚN przy postoju największego generatora w elektrowni współpracującej z rozpatrywaną stacją
  110 kV/ŚN - w tym stanie zasilanie odbiorów pełną mocą

11. Zakres niezawodności dostarczania energii elektrycznej

Niezawodność urządzenia (elementu, obiektu) - jest to prawdopodobieństwo poprawnego funkcjonowania w czasie t w określonych warunkach pracy:

lub prawdopodobieństwo, że uszkodzenie nie wystąpi w przedziale czasu (0, t):

gdzie

S - stan poprawnej pracy urządzenia,

S(τ) - stan urządzenia w chwili ,

T - czas poprawnej pracy urządzenia.

Przejście urządzenia ze stanu poprawnej pracy S do stanu niezdatności (awarii)
jest uszkodzeniem. Prawdopodobieństwo wystąpienia uszkodzenia nazywa się zawodnością
i jest równe:

Ponieważ:

prawdopodobieństwo uszkodzenia urządzenia F(t) jest dystrybuantą rozkładu zmiennej losowej T, nazywaną również funkcją rozkładu zmiennej T, natomiast:

jest funkcją gęstości prawdopodobieństwa uszkodzenia.

Dla oceny niezawodności urządzeń istotne znaczenie ma intensywność uszkodzeń:

oraz wartość oczekiwana czasu pracy:

Urządzenia można podzielić na dwie zasadnicze grupy:

Urządzenia nienaprawialne - są to takie urządzenia, dla których konstruktor z góry nie przewidział możliwości naprawy albo ich naprawa jest zbyt kosztowna.

Urządzenia naprawialne - są to urządzenia wielokrotnego użytku, w których po uszkodzeniu istnieje możliwość dokonania napraw oraz dalszej eksploatacji.

Urządzenia elektroenergetyczne są w większości wypadków urządzeniami naprawialnymi, w których wymiana

uszkodzonego elementu przywraca zdolność urządzeniu do działania.

Przejście urządzenia ze stanu uszkodzenia
do stanu zdatności S nazywamy odnową. Czas odnowy urządzeń zależy od wielu czynników, takich jak konstrukcji urządzenia, stopień złożoności, kwalifikacje personelu naprawiającego i jego wyposażenia w przyrządy, narzędzia, elementy zapasowe i materiały. Proces odnowy urządzeń jest procesem losowym, który charakteryzuje się następującymi wskaźnikami:

• prawdopodobieństwo dokonania odnowy w czasie t_o

gdzie T_o - czas odnowy urządzenia,

• funkcja gęstości prawdopodobieństwa dokonania odnowy

• intensywność odnowy

• średni czas odnowy

W sieciach elektroenergetycznych badanie niezawodności polega na badaniu niezawodności przepływu energii elektrycznej od punktów zasilających sieci do punktów odbiorczych. Tak określona cecha sieci elektroenergetycznych nazywana jest ciągłością zasilania energią elektryczną, a jej miarą jest współczynnik ciągłości zasilania:

gdzie

T_r - analizowany przedział czasu (zwykle l rok),

T_z - łączny czasem trwania zasilania w przedziale czasu T_r.

Wielkością przeciwną do współczynnika ciągłości jest współczynnik nieciągłości zasilania:

gdzie T_a - łączny czas trwania przerw w zasilaniu w czasie T_r.

W praktyce do oceny ciągłości zasilania stosowane są ponadto takie wskaźniki, jak:

• oczekiwana częstość występowania przerw w zasilaniu D,

• średni czas trwania jednej przerwy w zasilaniu:

,

• roczna ilość energii nie dostarczonej odbiorcom na skutek przerw w zasilaniu:

gdzie A - energia pobrana przez odbiorców w ciągu roku.

Koszty nieciągłości zasilania

Przerwy w zasilaniu energią elektryczną są przyczyną występowania strat u odbiorców, zwanych kosztami nieciągłości zasilania (zawodności). Wartość tych kosztów zależy od rodzaju odbiorcy i jego wielkości, a w przypadku zakładu przemysłowego od zastosowanej technologii i fazy procesu technologicznego, w której nastąpiła przerwa w zasilaniu. Koszty te zależą również od czasu trwania przerwy w zasilaniu. Charakterystyki czasowe strat
mają różną postać. Ogólnie charakterystyki te można podzielić na trzy zasadnicze typy:

• liniowe wyrażające się zależnością

• liniowe wyrażające się zależnością

gdzie

K_p - wartość strat spowodowanych przerwą w zasilaniu,

t_a - czas trwania przerwy w zasilaniu,

- średnią moc odbioru,

a i b - współczynniki strat.

• nieliniowe, które mogą być zlinearyzowane wieloodcinkowo, w wyniku czego uzyskuje się przebieg skokowo-liniowy.

W obliczeniach sieci elektroenergetycznych roczne koszty nieciągłości zasilania oblicza się z zależności:

gdzie

k_Q - strata spowodowana przerwami w zasilaniu, przypadająca na jednostkę nie dostarczonej energii elektrycznej (gospodarczy równoważnik niedostarczonej energii), w zł/kW⋅h.

równoważnik niedostarczonej energii jest równy:

k_Q = a,

W przypadku zakładów przemysłowych konieczne jest dokładne poznanie zastosowanych procesów technologicznych, systemu organizacyjnego oraz wrażliwości poszczególnych odbiorników i linii technologicznych na przerwy w dostawie energii elektrycznej. Koszty nieciągłości zasilania zakładu przemysłowego można podzielić na koszty bezpośrednie, które ponosi zakład, i koszty pośrednie, powstające poza zakładem na skutek zmniejszenia jego produkcji, ponoszone przez gospodarkę narodową.

Do kosztów bezpośrednich zalicza się:

• koszty akumulacji i amortyzacji, które obciążyłyby niewykonaną na skutek przerwy produkcję;

• koszty osobowe;

• utraconą część zysku zakładu;

• koszty surowców i materiałów zniszczonych na skutek przerwy;

• koszty naprawy urządzeń produkcyjnych uszkodzonych na skutek przerwy;

• koszty rozruchu po przerwie w zasilaniu.

Niezawodność pojedynczego urządzenia

Niezawodność jako prawdopodobieństwo braku uszkodzeń wyrazi się wówczas wzorem:

, (*)

prawdopodobieństwo wystąpienia uszkodzenia (dystrybuanta):

, (**)

Stosunek rzeczywistego czasu pracy urządzenia do wymaganego czasu pracy nazywamy współczynnikiem zdolności urządzenia:

,

a odwrotność średniego czasu naprawy - intensywnością napraw (usuwania uszkodzeń):

Stosunek rzeczywistego czasu pracy urządzenia do wymaganego czasu pracy nazywamy współczynnikiem zdolności urządzenia:

natomiast stosunek czasu napraw do wymaganego czasu pracy nazywamy współczynnikiem niezdolności (zawodności):

W przypadku linii elektroenergetycznej przyjmuje się, że oczekiwana liczba uszkodzeń jest proporcjonalna do długości linii, w przypadku zaś układów szyi zbiorczych przyjmuje się, że oczekiwana liczba uszkodzeń jest proporcjonalna do liczby pól w rozpatrywanym (pracującym oddzielnie) fragmencie szyn. Częstość uszkodzeń linii elektroenergetycznych oblicza się więc z zależności:

,

natomiast transformatorów, wyłączników itp. ze wzoru:

gdzie

- liczba uszkodzeń w ciągu roku przypadająca na 100 km linii

- liczba uszkodzeń w ciągu roku przypadająca na 100 szt. urządzeń,

l - długość linii w kilometrach

n_u - liczba urządzeń.

Sieć elektroenergetyczna składa się z dużej liczby współpracujących ze sobą elementów (urządzeń). Niezawodność sieci elektroenergetyczne zależy zarówno od parametrów zawodnościowych poszczególnych jej elementów, jak również od wzajemnego powiązania tych elementów w układy funkcjonalne.

Układ o szeregowej strukturze niezawodnościowej - jest taki układ, w którym dla prawidłowego działania konieczne jest prawidłowe działanie wszystkich elementów. Jeżeli uszkodzenia poszczególnych elementów układu są zdarzeniami niezależnymi, to prawdopodobieństwo, że wszystkie elementy będą nieuszkodzone, jest równe iloczynowi współczynników (prawdopodobieństw) zdatności wszystkich elementów.

gdzie

p_i - współczynnik zdatności i-go urządzenia,

q_i - współczynnik niezdatności i-go urządzenia.

Rys. 5. Układ o szeregowej strukturze niezawodnościowej

Współczynnik zawodności układu o szeregowej strukturze niezawodnościowej wynosi

Układ o równoległej strukturze niezawodnościowej - jest to taki układ, w którym do prawidłowego działania konieczne jest prawidłowe działanie tylko określonej części elementów składowych. W przypadku gdy w m-elementowym układzie o strukturze równoległej do prawidłowej pracy układu wymagane jest prawidłowe działanie m-r elementów, prawdopodobieństwo poprawnej pracy układu jest określone wyrażeniem:

gdzie

k - liczba elementów uszkodzonych,

r - liczba elementów rezerwowych.

Rys. 6. Układ o równoległej strukturze niezawodnościowej

Wpływ zabezpieczeń i automatyki na niezawodność sieci elektroenergetycznych

Stosowanie zabezpieczeń w sieciach elektroenergetycznych ma na celu szybki i selektywne wyłączanie urządzeń, w których występują uszkodzenia. Szybki i selektywne zadziałanie zabezpieczeń zapobiega rozprzestrzenianiu się zakłóceń, a tym samym ogranicza liczbę odbiorców pozbawionych zasilania.

Jednak zabezpieczenia są również urządzeniami zawodnymi w działaniu. Nie prawidłowe działanie zabezpieczeń może polegać bądź na braku zadziałania w przypadku uszkodzenia w zabezpieczanym urządzeniu, bądź na zadziałaniu niepotrzebnym, powodującym wyłączenie urządzenia nieuszkodzonego.

Brak zadziałania zabezpieczenia pociąga za sobą konieczność zadziałania zabezpieczenia rezerwowego, co powoduje niepotrzebne wyłączenie innych urządzeń Ponowne włączenie tych urządzeń może być dokonane po zlokalizowaniu uszkodzenia.

Zadziałanie niepotrzebne zabezpieczenia jest przyczyną wyłączenia tylko jednego urządzenia, a więc nie powoduje przerw w zasilaniu tak dużej liczby odbiorców ja przy braku działania.

Zawodność działania zabezpieczeń charakteryzują następujące wskaźniki:

współczynnik zadziałań brakujących określony zależnością:

częstość zadziałań niepotrzebnych

gdzie

N_b, - liczba zadziałań brakujących w ciągu roku,

N_d - liczba działań potrzebnych w ciągu roku,

N_n - liczba zadziałań niepotrzebnych w ciągu roku,

N_z - liczba zainstalowanych zabezpieczeń.

W sieciach elektroenergetycznych występują najczęściej dwa rodzaje automatyki elektroenergetycznej - samoczynne ponowne załączenia (SPZ) i samoczynne załączenia rezerwy

12. Dobór przewodów linii elektroenergetycznych.

1. nagrzewanie prądem roboczym (obc długotrwała)

x- obc okresowo zmienne

y- obc przerywane

z -obc dorywcze

R_ν = (1+αΔν)R₂₀ αal. = 0,004

2. nagrzewanie prądem zwarciowym (obc. Zwarciowa)

gęstość pradu jednosekudowy (ale zadko sprawdzamy bo bezpieczniki)

Idd'=Idd*k1*k2... k-zalezy od warunków i temp

3. maksymalny spadek napięcia (nN)

ΔU<ΔUdop 10%

4. gęstość gospodarcza prądu

Sg=I/jg jg - gospodarcza gęstość prądu zależy od budowy linii, napięcia, czas użytkowania mocy szczytowej Ts

Najbliższy przekrój nie musi być w góre

5. wytrzymałość mechaniczna

naprężenia mechaniczne mniejsze od dopuszczalnych, rozpiętość przęsła, ciężar

6. ulot

S>Smin(ulot)

ΔP=f(1/r) 60 kV - 35mm2 110 kV - 120mm2 220 kV - 300mm2

7. skutki ochrony p. poraż (nN)

8. koordynacja zabezpieczeń (nN)

14.Układy stacji 110/ŚN

Sieci o napięciach niższych od 6 kV - ze względu na ich wiek i szczątkowe występowanie w kraju - powinny ulec likwidacji w możliwie najszybszym terminie

• Dla zasilania sieci 20 kV i sieci 15 kV podstawowe należy stosować stacje
  2-transformatorowe w rozwiązaniach wg trzech podstawowych wersji:

I - 2 x 25 MVA, przeznaczona dla transformatorów 2-uzwojeniowych
o mocach 10, 16 i 25 MVA, przewidywana jako typowa stacja dla zasilania sieci na obszarach wiejskich i małych miast

II - 2 x 40 MVA, przeznaczona dla transformatorów 2-uzwojeniowych
o mocach 16, 25 i 40 MVA oraz ewentualnie 3-uzwojeniowych o mocach 25 i 40 MVA

III - 2 x 63 MVA, przeznaczona dla transformatorów z uzwojeniami dzielonymi o mocach 40 i 63 MVA. Ten typ stacji jest przewidywany
dla zasilania sieci ŚN na obszarach dużych miast względnie na innych obszarach o dużej koncentracji obciążenia

• W wyjątkowych przypadkach można stosować wielo-transformatorowe stacje 110 kV/ŚN . Do przypadków takich w szczególności należy zaliczyć:

- konieczność zastosowania oddzielnego transformatora dla odbiorów niespokojnych

- celowość budowy wspólnej stacji 110 kV/ŚN dla potrzeb energetyki zawodowej i przemysłowej

Preferowane są stacje 110 kV/ŚN dwu-transformatorowe

15.Dobór transformatorów w stacjach 110/ŚN

Stopień obciążenia transformatorów w stacjach zasilających sieć ŚN powinien zawierać się w przedziale:

0.40 ÷ 0.75 - dla stacji z dwoma transformatorami

0.50 ÷ 0.90 dla stacji z jednym transformatorem

Znamionowe moce transformatorów 110 kV/ŚN powinny być tak dobrane, aby:

• przejęcie obciążeń sieci ŚN przez transformatory w nowej stacji nie spowodowało w stacjach sąsiednich obniżenia stopnia obciążenia transformatorów poniżej wartości 0.4

• w pierwszym roku pracy transformatorów stopień ich obciążenia był
  w zasadzie nie niższy od 0.4 dla stacji z dwoma transformatorami, lub 0.5 dla stacji z jednym transformatorem

• w okresie co najmniej 5 lat nie wystąpiła konieczność ich wymiany ze względu na przekroczenie stopnia obciążenia 0.75 (dla stacji z dwoma transformatorami) lub nie nastąpiła konieczność dostawienia następnej jednostki przez okres co najmniej 2 lat ze względu na przekroczenie stopnia obciążenia 0.9 (w stacji z jednym transformatorem)

Sieć ŚN zasilana ze stacji z jednym transformatorem powinna mieć zapewnioną niezbędną rezerwę z innych stacji zasilających

16. Warunki przyłączania elektrownii i elektrociepłowni do sieci 110kV

1. Elektrownie i elektrociepłownie, które będą pracowały na sieć 110 kV dzieli się na trzy grupy:

• duże elektrownie blokowe, w których w zależności od lokalnych warunków, jeden lub dwa bloki o mocy 200 lub 360 MW będą przyłączone do sieci 110 kV

• elektrociepłownie zawodowe na terenie aglomeracji miejsko-przemysłowych, w których będą stosowane jednostki o mocy po 50, 100 i 200 MW, a łączna moc jednej elektrociepłowni będzie wynosiła od 100 do 600 MW

• pozostałe elektrownie i elektrociepłownie o mocy do 100 MW

2. Rolę tych elektrowni w zasilaniu sieci 110 kV należy analizować indywidualnie w zależności od rodzaju zainstalowanych w niej bloków.

3. Układy stacji elektrownianych będą zróżnicowane w zależności od rodzaju elektrowni i jej znaczenia w sieci 110 kV

4. Analizując przyłączenie elektrociepłowni do sieci 110 kV należy traktować ją nie tylko jako źródło mocy lecz również jako obiekt, któremu należy zagwarantować najwyższą pewność powiązania z systemem - dotyczy to przede wszystkim ogólnych potrzeb własnych EC oraz pomp wody sieci ciepłowniczej

5. Minimalna liczba linii wyprowadzonych ze stacji przyelektrownianej
   i łączących ją z siecią 110 kV powinna być następująca:

• elektrownie o mocy do 100 MW - trzy linie 110 kV, przy czym co najmniej dwie linie niezależne

• elektrownie o mocy od 100 MW do 300 MW - cztery, pięć linii 110 kV (torów)

• elektrownie o mocy powyżej 300 MW - sześć linii 110 kV (torów)

6. Analizując przyłączenie EC do sieci 110 kV należy zapewnić jej współpracę z siecią w przypadku jednoczesnego planowego wyłączenia jednej linii 2-torowej 110 kV i awaryjnego wyłączenia jednej linii 110 kV (jednego toru linii dwutorowej)

17. Podstawowe parametry obiektów i urządzeń sieci 110kV

1. Wyboru układu rozdzielni 110 kV należy dokonać z uwzględnieniem istniejącej
i przyszłej struktury sieci oraz aspektów ekonomicznych i technicznych, takich

• wymagany stopień rezerwowania i pewności zasilania odbiorów

• wymagania układów zabezpieczeń, automatyki i telemechaniki

• rozkład obciążeń na sekcje szyn zbiorczych

1. W okresach przejściowych dopuszcza się stosowanie układów niepełnych, należy jednak w każdym przypadku zarezerwować miejsce na rozbudowę stacji do stanu docelowego

2. Zaleca się przyjmowanie następujących schematów rozdzielń 110 kV w stacjach odbiorczych 110 kV/ŚN:

• bloki linia-transformator z wyłącznikami 110 kV lub bez

• bloki wyłącznikowe linia-transformator z dwuodłącznikową poprzeczką od strony linii 110 kV

• układ H z liczbą wyłączników zależną od potrzeb

rozdzielnie szynowe z jednym systemem szyn zbiorczych sekcjonowanym wyłącznikami (o dwóch lub trzech sekcjach do czterech pól liniowych)

• rozdzielnie szynowe z dwoma systemami szyn zbiorczych z sekcjonowaniem jednego systemu szyn (w zasadzie dla zakładów przemysłowych)

3. Powyższe schematy należy stosować dla rozdzielni napowietrznych i wnętrzowych
   W przypadkach przewidywania rozdzielni 110 kV z izolacją gazową dopuszczalne jest stosowanie innych układów np. wynikających z możliwości dostawcy

6. Oszynowanie rozdzielni, uziemienia, przewody robocze i odgromowe należy projektować i realizować już w pierwszym etapie dla warunków docelowych

7. Zaleca się przewidywać dwutransformatorowe stacje odbiorcze 110kV/ŚN

8. Stacje wielotransformatorowe mogą być stosowane tylko w specjalnych przypadkach np. zasilanie z jednej stacji 110 kV/ŚN odbiorców komunalnych i zakładów przemysłowych posiadających tzw. odbiorniki niespokojne lub dla zasilania dużych zakładów przemysłowych

9. Wartości mocy znamionowej transformatorów 110 kV/ŚN instalowanych w stacjach odbiorczych powinny spełniać następujące warunki:

zapewniać co najmniej 5-letnią pracę bez potrzeby wymiany na jednostki większe

szczytowe obciążenie transformatora powinno się mieścić w zakresie:

• od 0.5 do 0.9 wartości mocy znamionowej transformatora w przypadku stacji jednotransformatorowej

• od 0.4 do 0.75 wartości mocy znamionowej transformatora w przypadku stacji dwutransformatorowych

10. w stacjach zasilających przede wszystkim odbiory przemysłowe należy brać pod uwagę wymagania tych odbiorów (np. warunki rozruchu dużych silników itp.)

11. przy doborze transformatorów 110 kV/ŚN należy uwzględnić także zalecenia podane w części dotyczącej sieci średniego napięcia

18. Zasady sekcjonowania sieci 110kV

1. Stosowanie sekcjonowania w krajowej sieci 110 kV jest spowodowane przede wszystkim koniecznością ograniczenia prądów zwarcia.

Przy sekcjonowaniu sieci 110 kV należy stosować następujące zasady:

• punktami podziału sieci 110 kV na odrębne sekcje powinny być: stacje zasilające 400/110 kV lub 220/110 kV, elektrownie lokalne pracujące na sieć 110 kV, szynowe rozdzielnie 110 kV z co najmniej dwoma systemami szyn

• obciążenia transformatorów zasilających sekcje w ruchu normalnym powinny być takie, aby przy wypadnięciu jednego z nich pozostałe mogły przejąć całkowite obciążenie

• wyboru podstawowych punktów zasilania sekcji (PPZ) należy dokonywać pod kątem:

- istniejących i przewidywanych powiązali liniowych pomiędzy poszczególnymi stacjami 400/110 kV i 220/110 kV (PPZ)

- możliwości współpracy poszczególnych PPZ poprzez sieć 110 kV oraz pracy równoległej sieci 110 kV z siecią nadrzędną zarówno w stanie normalnym pracy sekcji, jak i w sytuacjach zakłóceniowych

• dopuszczalnych poziomów prądów zwarciowych w obiektach 110 kV sekcji

- minimalizacji strat mocy w stanie normalnej pracy sekcji (bez przewidywania stosowania urządzeń wymuszających rozpływ np, poprzecznej regulacji)

2. Przy programowaniu rozwoju sieci 110 kV na konkretnym obszarze, w celu wyboru najkorzystniejszego podziału sieci 110 kV na oddzielne sekcje niezbędne jest przeanalizowanie wielu wariantów sekcjonowania za pomocą rozpływów mocy
   i obliczeń prądów zwarciowych

Dla sekcji 110 kV przewiduje się docelowo dwa podstawowe układy:

a) sekcja zasilana z trzech PPZ. W przypadku wyłączenia z ruchu jednego PPZ pozostałe przejmują całe obciążenie sekcji, bez konieczności przełączeń w sekcji oraz bez przeciążeń linii 110 kV wewnątrz sekcji

b)sekcja zasilana z dwóch PPZ. W przypadku wyłączenia z ruchu jednego PPZ konieczne jest przyłączenie rozpatrywanej sekcji do sekcji sąsiedniej

19.Elementy koncepcji rozwoju sieciŚN

1. KR sieci ŚN powinna dotyczyć horyzontu czasowego 10 - 15 lat i powinna być opracowywana (aktualizowana) co ok. 5 - 10 lat,

2. W KR sieci ŚN należy rozpatrywać szczegółowo okres pierwszych 5 lat oraz rok docelowy

Koncepcja ta powinna obejmować następujące zagadnienia:

• prognozę zapotrzebowania, wytwarzania oraz bilans mocy i energii stanowiące aktualizację i uzupełnienie tych zagadnień ze studium perspektywicznego rozwoju

• szczegółową analizę i ocenę sieci istniejącej i określenie jej zdolności
  do przenoszenia wzrastających obciążeń przy zachowaniu wymaganej pewności zasilania

• określenie docelowych układów sieci ze szczególnym uwzględnieniem linii magistralnych, i pośrednich etapów dochodzenia do nich

• określenie potrzeb i terminów oraz kolejności wprowadzenia nowych
  i modernizacji istniejących obiektów sieciowych wraz z ustaleniem ich parametrów

określenie terminów ewentualnej zmiany napięcia, przejścia na inny rodzaj pracy sieci np. uziemienie punktu gwiazdowego przez rezystor itp.

• ustalenie potrzeb urządzeń i aparatury przy uwzględnieniu możliwości wykorzystania urządzeń wycofywanych z obiektów modernizowanych, wymagany jest bilans tych urządzeń

• określenie wymaganych nakładów na rozbudowę i modernizacje sieci
  w okresach 5-letnich oraz wyznaczenie syntetycznych wskaźników sieciowych takich jak:

- sprawność sieci

- stopień wykorzystania transformatorów zasilających siec ŚN

- wskaźnik pewności zasilania dla skrajnych lat horyzontu czasowego

20. Czynniki decydujące o konieczności rozbudowy sieci ŚN i nN

Zmianę określonego stanu sieci ŚN względnie nN należy uznać za celową, jeżeli sieci te:

• nie mogą zapewnić odbiorcom dostawy wzrastającego zapotrzebowania mocy
  i energii

nie mogą zapewnić wzrastających wymagań w zakresie jakości dostarczanej energii (ciągłość zasilania, prawidłowe warunki napięciowe)

• nie spełniają warunków bezpieczeństwa pracy sieci, a w szczególności warunków skuteczności zerowania w sieci nN

nie gwarantują właściwej sprawności rozdziału energii elektrycznej

• ze względu na starzenie się obiektów i urządzeń sieciowych wymagają modernizacji względnie odtworzenia

21. Zasady budowy rozdzielni ŚN w stacjach 110/ŚN

Rozdzielnie ŚN w stacjach zasilających należy przewidywać wnętrzowe z pojedynczym układem szyn zbiorczych. Rozdzielnia z podwójnym układem szyn zbiorczych wymaga odpowiedniego uzasadnienia.

Ponadto należy:

• dla każdego uzwojenia ŚN transformatora 110 kV/ŚN przewidywać jedną sekcję rozdzielni ŚN

• w przypadku rozwiązań stacji wielo-transformatorowych ilość sekcji ŚN ustalać indywidualnie

• liczbę pól liniowych w rozdzielniach ŚN ustalać stosownie do przewidywanych potrzeb - nie powinna ona przekraczać:

10 na jedną sekcję dla transformatorów dwu- i trójuzwojeniowych

8 na jedną sekcja dla transformatorów z uzwojeniami dzielonymi

22.Zasady budowy stacji odbiorczych ŚN/nN

Przy rozbudowie i modernizacji sieci należy stosować stacje w gabarytach oraz z izolacją na napięcie 20 kV

• Stacje dla sieci kablowych mogą być przewidywane jako wolnostojące, wbudowane w blokach mieszkalnych lub budynkach użyteczności publicznej, dobudowane lub częściowo wbudowane, tj. transformator poza budynkiem zagłębiony w kesonie betonowym.

• W stacjach dobudowanych i wbudowanych należy stosować środki możliwie maksymalnie ograniczające szumy oraz przenoszenie drgań transformatora na konstrukcję budynku mieszkalnego

• Dobór szczegółowego rozwiązania stacji 20/0,4 kV, dostosowanego zarówno po stronie ŚN, jak i nN do rzeczywistej sytuacji i struktury tych sieci przewidywanych w najbliższych latach, powinien być oparty na aktualnych rozwiązaniach typowych

• Stacje ŚN/nN przewidziane do eksploatacji przez odbiorcę mogą być budowane wg innych rozwiązań, a zapewnienie prawidłowej ich pracy w sieci energetyki zawodowej należy każdorazowo ustalić w warunkach ogólnych
  i technicznych przyłączenia urządzeń do wspólnej sieci elektroenergetycznej

23. Zasady budowy linii ŚN

W sieci ŚN należy preferować następujące przekroje:

• kable z żyłami aluminiowymi o przekrojach przewodów roboczych
  50, 95 150 i 240 mm² AL

• przewody gołe stalowo-aluminiowe o przekroju znamionowym
  35, 70 i 120 mm² AFL

W sieciach kompensowanych (względnie w sieciach z izolowanym punktem gwiazdowym) należy stosować kable ze wzmocnioną żyłą powrotną

Przy rozbudowie i modernizacji sieci należy stosować stacje w gabarytach oraz z izolacją na napięcie 20 kV

Stacje dla sieci kablowych mogą być przewidywane jako wolnostojące, wbudowane w blokach mieszkalnych lub budynkach użyteczności publicznej, dobudowane lub częściowo wbudowane, tj. transformator poza budynkiem zagłębiony w kesonie betonowym.

W stacjach dobudowanych i wbudowanych należy stosować środki możliwie maksymalnie ograniczające szumy oraz przenoszenie drgań transformatora na konstrukcję budynku mieszkalnego

Dobór szczegółowego rozwiązania stacji 20/0,4 kV, dostosowanego zarówno po stronie ŚN, jak i nN do rzeczywistej sytuacji i struktury tych sieci przewidywanych w najbliższych latach, powinien być oparty na aktualnych rozwiązaniach typowych

Stacje ŚN/nN przewidziane do eksploatacji przez odbiorcę mogą być budowane wg innych rozwiązań, a zapewnienie prawidłowej ich pracy w sieci energetyki zawodowej należy każdorazowo ustalić w warunkach ogólnych
i technicznych przyłączenia urządzeń do wspólnej sieci elektroenergetycznej

24. Wymagania w zakresie niezawodności sieci ŚN i nN

Przy założeniu wyłączenia jednego dowolnego elementu sieci biorącego udział w zasilaniu rozpatrywanego obszaru wymaga się, aby bez konieczności przelać zeń ręcznych możliwe było pokrycie :

1.pełnego obciążenia szczytowego:

• miast w obciążeniu szczytowym większym od 1 MW,

• ośrodków wypoczynkowo-turystycznych i uzdrowisk posiadających wiece j niż 1000 miejsc noclegowych, czynnych przez cały rok

2. 50 % obciążenia szczytowego z zachowaniem wymagań określonych w tablicy 2

miast o obciążeniu szczytowym mniejszym od 1 MW

• wsi gminnych oraz innych o obciążeniu szczytowym większym od
  0.5 MW

3. Przedstawione zalecenia i zasady sprawdzania układu sieciowego nie wykluczają możliwości stosowania indywidualnych analiz oceny pewności zasilania, opartych o rachunek prawdopodobieństwa i kalkulacje strat gospodarczych związanych z ograniczeniami i przerwami w zasilaniu

25. Warunki zwarciowe w sieciach ŚN i nN

1. Dla rozdzielni 20 i 15 kV w punktach zasilających te sieci przewiduje się dwa standardowe poziomy prądów zwarciowych:

• poziom podstawowy - 10.0 kA (250 MVA - dla napięcia 15 kV)

• poziom specjalny - 12.5 kA (320 MVA - dla napięcia 15 kV)

Sieć 20 i 15 kV powinna być w zasadzie projektowana dla poziomu podstawowego. Poziom specjalny dopuszcza się w przypadkach

• występowania w sieci ŚN dodatkowych źródeł lub silników o łącznej mocy zainstalowanej większej od 5 MVA, współpracujących z jednym transformatorem 110 kV

• wymagań wyższej mocy zwarciowej ze względu na odbiory niespokojne
  i nieliniowe dużych miast, w których przewiduje się utrzymywanie sieci kablowej 15 kV

2. Nowe obiekty należy projektować przy założeniu, że na szynach rozdzielni 20 i 15 kV w stacjach zasilających, w układzie docelowym, wystąpi standardowy prąd zwarciowy, niezależnie od mocy transformatorów zasilających zastosowanych w początkowym okresie pracy

3. Oszynowanie rozdzielni ŚN, uziemienia i odłączniki szynowe, należy projektować na docelowy prąd zwarciowy.

W celu umożliwienia bezpiecznej pracy obiektom istniejącym, należy przewidywać środki ograniczające prądy zwarciowe

Podstawowym środkiem w tym zakresie jest stosowanie transformatorów zasilających o podwyższonym napięciu zwarcia. Stosowane dławików zwarciowych dopuszcza się tylko w wyjątkowych przypadkach

W istniejących sieciach ŚN dopuszcza się przekraczanie dopuszczalnej wytrzymałości zwarciowej:

• do 30 % dla linii napowietrznych

• do 15 % dla linii kablowych z izolacją papierową

• do 20 % dla urządzeń rozdzielczych z wyjątkiem wyłączników, pól transformatorowych transformatorów 110 kV/ŚN oraz szyn zbiorczych

Ze względu na jakość napięcia, nadmierne ograniczenie mocy zwarciowej
w sieci jest niekorzystne

26.Układy miejskich sieci ŚN i nN

Układy sieci i ŚN i nN zależne są od obciążeń i tempa ich narastania,
a przede wszystkim od wymaganej ciągłości i zasilania odbiorców

Można rozróżniać cztery stopnie tych wymagań w zależności od charakteru zabudowy oraz dopuszczalnego średniego rocznego czasu przerw zakłóceniowych t_ac:

• zabudowa niska, jednorodzinna, nieliczne odbiory szczególnie ważne, dopuszczalny czas t_ac > 2 h,

• zabudowa mieszana, jedno- i wielorodzinna do 5 kondygnacji, rzadko występujące odbiory szczególnie ważne: 1 h < t_ac < 2 h,

• zabudowa wysoka, powyżej 5 kondygnacji, liczne odbiory szczególnie ważne t_ac < 1 h

• zabudowa bardzo wysoka powyżej 11 kondygnacji i wymagająca szczególnej ciągłości zasilania: t_ac ≈ 0.0 h

27.Układy terenowe sieci ŚN i nN

Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci napowietrznej ŚN powinien być układ magistralno - odgałęźny, którego optymalna struktura może być dość istotnie zróżnicowana w zależności od warunków lokalnych (różne liczby stacji odbiorczych i różne stosunki długości magistrali do odgałęzień)

W szczególnych warunkach układ podstawowy może przybierać skrajną postać bądź magistrali z odczepami bądź układu magistralno-odgałęźnego z połączeniami poprzecznymi poprzez odgałęzienia.

Podstawową konfiguracją sieci napowietrznej ŚN jest konfiguracja wrzecionowa - końce magistrali ciągu liniowego są zasilane z szyn ŚN w dwóch różnych GPZ

Dopuszcza się tworzenie konfiguracji pętlowej, lecz nie powinna ona wówczas obejmować więcej niż 50 % magistral wyprowadzonych z danego GPZ - końce magistrali ciągu liniowego są zasilane z dwóch różnych sekcji szyn ŚN tego samego GPZ

Niezależnie od konfiguracji i struktury ciągów liniowych, należy zasadniczo zakładać pracę w układzie otwartym, t.zn. przewidywać na magistralach punkty stałego podziału dzielące ciągi liniowe na dwie części, zasilane jednostronnie, z możliwością wzajemnego rezerwowania

28. Sposoby poprawy pewności zasilania w terenowych sieciach ŚN i nN

Zaleca się rozważać następujące sposoby poprawy struktury napowietrznych ciągów liniowych :

• wyprowadzenie z istniejących lub nowych stacji zasilających 110 kV/ŚN dodatkowych magistral, prowadzonych tak, aby przejęły one część odgałęzień z ciągów istniejących

• wydzielanie linii dla zasilania ewentualnych odbiorów skupionych (wydzielenie takiej linii może być celowe przy mocach 1÷1.5 MW
  i odległości do 10 km od stacji zasilającej)

• zastosowanie rozłącznika automatycznego sprzężonego z SPZ na dłuższym odgałęzieniu lub w magistrali jeśli są przekroczone jedynie
  3 pierwsze parametry z tablicy 4

W układzie magistralno-odgałęźnym, w zasadzie nie należy przewidywać połączeń między odgałęzieniami w celu rezerwowania. Celowość zastosowania takich połączeń może być uzasadniona
w następujących przypadkach:

1. Występowanie stacji ŚN zasilających pojedynczego odbiorcę wymagającego zasilania z dwóch niezależnych źródeł

2. Naturalnych ze względu na usytuowanie w terenie, zbliżeń odgałęzień dwóch różnych ciągów liniowych tak, że dodatkowa długość odcinka linii łączącego te dwa odgałęzienia nie przekracza 2 km

3. odgałęzień usytuowanych w pobliżu stacji zasilającej 110 kV/ŚN posiadających przekroje przewodów równe przekrojowi magistrali, długości połączeń rezerwujących są w takich przypadkach nieznaczne,
   a mogą rezerwować wzajemnie sąsiednie magistrale

4. zasilania specyficznych obszarów, w których, układ magistralno-odgałęźny z połączeniami poprzez odgałęzienia okaże się uzasadniony po indywidualnym rozpatrzeniu.

29. metody i środki wykorzystywane do ograniczenia mocy zwarciowej w sieciach.

Nie zamykanie sieci

Rozpinanie sieci pracujących równolegle - by tak nie pracowały

Za pomocą dławików zwarciowych

Za pomocą zwiększenia napięcia zwarcia transformatorów

Za pomocą transformatorów trójuzwojeniowych

Duże jednostki transformatorowe zamieniamy na dwa mniejsze pracujace na dwie wydzielone sieci.

30. metody i środki wykorzystywane do ograniczenia przepięć ziemnozwarciowych.

Występują one w sieciach z izolowanym punktem neutralnym. Prąd płynie przez pojemności linii względem ziemi.

W najgorszym przypadku tj gdy impedancja doziemienia jest bliska zeru napiecie fazowe podskakuje do wartości napięcia przewodowego.

ograniczamy te przepięcia kompensując prąd pojemnościowy doziemienia.

1. cewka Petersena (dławik gaszący)

lL=Ic Uf/ωL=3UfωC Indł= (1,2-1,3)Icmax Sndł=(1,2-1,3)Uf*Icmax

regulacja dławika za pomocą wciągania i wkładania rdzenia lub regulacja zaczepowa

2. t-tor kompensacyjny (Baucha i Reithoffera)

31. Wpływ mocy biernej na pracę sieci elektroenergetycznej

Moc bierna jest dla pracy sieci prądu przemiennego niezbędna, jednak jej przesył jest dla pracy tej sieci niekorzystny. Do negatywnych skutków przesyłu mocy biernej zalicza się:

- zwiększenie strat mocy czynnej

- zwiększenie spadków napięć w sieci

- ograniczenie możliwości przesyłu mocy czynnej

- ograniczenie możliwości generacji mocy czynnej w generatorach

- wzrost nakładów inwestycyjnych na urządzenia elektroenergetyczne

- trudności w pracy elementów sieci

Straty mocy czynnej wywołane przepływem prądu przez element sieci (linia transformator) można wyrazić zależnością:

R - rezystancja elementu sieci

S - moc pozorna płynąca przez element sieci

U_n - napięcie znamionowe międzyprzewodowe

DP_a - straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy czynnejDP_r - straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy biernej

Z powyższego wynika, że w stratach mocy czynnej można wyodrębnić składnik pochodzący od przepływu mocy czynnej oraz składnik pochodzący od przepływu mocy biernej

Przekształcając wzór składnik strat mocy czynnej pochodzący od przepływu mocy biernej można przedstawić w postaci:

Z wykresu widać, że przy cosj < 0.707 straty mocy wywołane przepływem mocy biernej są większe od strat mocy wywołanych przepływem mocy czynnej

Przy stałej wartości przesyłanej mocy czynnej, straty mocy czynnej są odwrotnie proporcjonalne do drugiej potęgi współczynnika mocy:

Spadek napięcia w sieci jest spowodowany przepływem mocy przez rezystancję oraz reaktancję. Spadek międzyprzewodowego przy indukcyjnym charakterze mocy płynącej przez element sieci można obliczyć z zależności:

W liniach napowietrznych stosunek reaktancji do rezystancji X/R wynosi
0.5 ÷3.0 a w transformatorach może nawet dochodzić do 20. Oznacza to, że przy obciążeniu indukcyjnym o wartości spadku napięcia decyduje spadek napięcia na reaktancji

Obciążalność prądowa (przepustowość) elementów sieci wynika na ogół
z dopuszczalnej długotrwale temperatury granicznej w normalnych warunkach pracy. Nagrzewanie elementów sieci jest spowodowane wydzielaniem ciepła
w przepływu prądu przez rezystancję tych elementów. Ilość wydzielanego ciepła jest proporcjonalna do kwadratu prądu

Przy założeniu, że moc pozorna jest stała moc czynna zmieni się , przy zmianie wartości

współczynnika mocy z cosj₁ na cosj₂ w stosunku:

Ograniczenie generacji mocy biernej

Nagrzewanie generatorów, podobnie jak w przypadku innych elementów sieci, jest powodowane przez moc pozorną. Moc turbiny jest dostosowana do mocy czynnej generatora czyli do pracy przy znamionowej wartości współczynnika mocy cosj.

W przypadku gdy generator pracuje przy mniejszej od znamionowej wartości współczynnika mocy wówczas ze względu na obciążalność cieplną nie jest możliwe wykorzystanie pełnej mocy turbiny

Ponadto składowa bierna prądu obciążenia powoduje rozmagnesowanie wirnika powodując zmniejszenie siły elektromotorycznej generatora co powoduje konieczność zwiększenia prądu wzbudzenia jednak tylko do wartości dopuszczalnej.

Jeśli generator oddaje moc bierną większą od znamionowej to dla utrzymania znamionowej wartości napięcia i nie przekroczenia obciążalności wirnika konieczne jest zmniejszenie generowanej mocy czynnej

Wzrost nakładów inwestycyjnych

Jeśli generator oddaje moc bierną większą od znamionowej to dla utrzymania znamionowej wartości napięcia i nie przekroczenia obciążalności wirnika konieczne jest zmniejszenie generowanej mocy czynnej

Zmniejszenie wartości współczynnika mocy powoduje konieczność doboru urządzeń na odpowiednio większą moc pozorną dla przesyłu tej samej mocy czynnej

Dotyczy to głównie przekroju przewodów linii napowietrznych i kablowych, mocy znamionowej transformatorów, szyn w rozdzielniach, aparatury łączeniowej i konstrukcji wsporczych

Koszt inwestycyjny urządzeń elektroenergetycznych w zależności od współczynnika mocy można wyrazić zależnością:

K₁ - koszt inwestycyjny przy współczynniku mocy cosj = 1

Inne trudności w pracy elementów sieci

1. Mała wartość współczynnika mocy pogarsza warunki pracy wyłączników
i rozłączników - trudności z gaszeniem łuku - bo występuje przesunięcie między prądem i napięciem, a łuk najłatwiej gasi się gdy prąd jest w fazie
z napięciem

1. Zwiększa się wartość ustalonego prądu zwarciowego, którego wartość zależy od wartości pola wzbudzenia generatorów bezpośrednio przed wystąpieniem zwarcia, a generatory oddające dużą moc bierną pracują jako przewzbudzone. Ponadto prąd zwarciowy wolniej dąży do wartości ustalonej

3. Wymuszone przez odbiory przepływy dużych ilości mocy biernej
w systemie mogą spowodować jej deficyt i obniżenie poziomów napięć
w sieci, co może doprowadzić do utraty równowagi statycznej systemu

32. Proszę podać cel i omówić zasady kompensacji biernej mocy w sieciach rozdzielczych.

Kompensujemy moc bierną w sieciach dla zmniejszenia strat występujących w sieci (spadek napięcia na elementach biernych, zmniejszamy prąd przepływający przez linię.

Moc bierna jest dla pracy sieci prądu przemiennego niezbędna, jednak jej przesył jest dla pracy tej sieci niekorzystny. Do negatywnych skutków przesyłu mocy biernej zalicza się:

zwiększenie strat mocy czynnej

zwiększenie spadków napięć w sieci

ograniczenie możliwości przesyłu mocy czynnej

ograniczenie możliwości generacji mocy czynnej w generatorach

wzrost nakładów inwestycyjnych na urządzenia elektroenergetyczne

trudności w pracy elementów sieci

Spadek napięcia w sieci jest spowodowany przepływem mocy przez rezystancję oraz reaktancję. Spadek międzyprzewodowego przy indukcyjnym charakterze mocy płynącej przez element sieci można obliczyć z zależności:

Obciążalność prądowa (przepustowość) elementów sieci wynika na ogół
z dopuszczalnej długotrwale temperatury granicznej w normalnych warunkach pracy. Nagrzewanie elementów sieci jest spowodowane wydzielaniem ciepła
w przepływu prądu przez rezystancję tych elementów. Ilość wydzielanego ciepła jest proporcjonalna do kwadratu prądu

Przy założeniu, że moc pozorna jest stała moc czynna zmieni się , przy zmianie wartości współczynnika mocy z cosj₁ na cosj₂ w stosunku:

Nagrzewanie generatorów, podobnie jak w przypadku innych elementów sieci, jest powodowane przez moc pozorną. Moc turbiny jest dostosowana do mocy czynnej generatora czyli do pracy przy znamionowej wartości współczynnika mocy cosj.

W przypadku gdy generator pracuje przy mniejszej od znamionowej wartości współczynnika mocy wówczas ze względu na obciążalność cieplną nie jest możliwe wykorzystanie pełnej mocy turbiny

Ponadto składowa bierna prądu obciążenia powoduje rozmagnesowanie wirnika powodując zmniejszenie siły elektromotorycznej generatora co powoduje konieczność zwiększenia prądu wzbudzenia jednak tylko do wartości dopuszczalnej.

Jeśli generator oddaje moc bierną większą od znamionowej to dla utrzymania znamionowej wartości napięcia i nie przekroczenia obciążalności wirnika konieczne jest zmniejszenie generowanej mocy czynnej

Zmniejszenie wartości współczynnika mocy powoduje konieczność doboru urządzeń na odpowiednio większą moc pozorną dla przesyłu tej samej mocy czynnej

Dotyczy to głównie przekroju przewodów linii napowietrznych i kablowych, mocy znamionowej transformatorów, szyn w rozdzielniach, aparatury łączeniowej i konstrukcji wsporczych

Koszt inwestycyjny urządzeń elektroenergetycznych w zależności od współczynnika mocy można wyrazić zależnością

Mała wartość współczynnika mocy pogarsza warunki pracy wyłączników
i rozłączników - trudności z gaszeniem łuku - bo występuje przesunięcie między prądem i napięciem, a łuk najłatwiej gasi się gdy prąd jest w fazie z napięciem

Zwiększa się wartość ustalonego prądu zwarciowego, którego wartość zależy od wartości pola wzbudzenia generatorów bezpośrednio przed wystąpieniem zwarcia, a generatory oddające dużą moc bierną pracują jako przewzbudzone. Ponadto prąd zwarciowy wolniej dąży do wartości ustalonej

Wymuszone przez odbiory przepływy dużych ilości mocy biernej
w systemie mogą spowodować jej deficyt i obniżenie poziomów napięć
w sieci, co może doprowadzić do utraty równowagi statycznej systemu

Q_b = P(tgϕ₁ - tgϕ₂ )

Wyróżniamy kompensację:

• indywidualną daje ona najlepsze wyniki, największe oszczędności, brak kosztu łącznika, powoduje kłopoty eksploatacyjne(blisko urządzenia)

• grupowa np. dla całej rozdzielni daje ona mniejsze oszczędności bo tylko w sieci rozdzielczej, ale duża bateria w jednym miejscu - opłaca się regulacja, dodatkowy wyłacznik.

• Centralna żadne oszczędności, eksploatacyjnie dogodne

W przypadku silników Qb<Qbj moc biegu jałowego silnika , by nie doszło do samowzbudzenia.

W małych zakładach centralna, w większych grupowa i niektóre odbiorniki indywidualnie.

33. Współczynnik mocy silnika indukcyjnego

Znamionowa wartość współczynnika mocy silników indukcyjnych zależy od ich konstrukcji.

Mniejszą wartość współczynnika mocy mają silniki:

• mniejszej prędkości obrotowej bo mają większy prąd magnesujący (większa liczba par biegunów)

• większej szczelinie powietrznej - większy pobór mocy biernej rozproszenia

• silniki pierścieniowe

34. Współczynnik mocy transformatora

Podobnie jak w przypadku silnika indukcyjnego w transformatorze można wyróżnić straty mocy biernej stanu jałowego Qj oraz obciążeniowe straty mocy biernej Qo.

Z rys. wynika, że niedociążony transformator ma również niską wartość współczynnika mocy cosj, dlatego w stacjach, w których zainstalowane są dwa transformatory, jeden z nich powinien być wyłączany w stanach niskiego obciążenia.

35. Odbiory mocy biernej indukcyjnej

Do urządzeń o dużym zapotrzebowaniu na moc bierną należą:

• silniki indukcyjne 60 ÷ 70 %

• transformatory 20 ÷ 25 %

• linie napowietrzne i inne odbiory 10 %

silniki indukcyjne

moc bierna pobierana przez silnik indukcyjny moc jest w przybliżeniu równa:

c - stała.

U - napięcie na zaciskach silnika

S - moc pozorna pobierana przez silnik,

X - reaktancja gałęzi magnesowania silnika,

X_ - reaktancja rozproszenia wirnika i stojana silnika,

Q_j - moc bierna magnesowania (moc bierna biegu jałowego),

Q_o - moc bierna rozproszenia

moc bierna pobierana przez silnik składa się z dwóch części:

• mocy magnesowania (człon pierwszy)

• strat mocy na reaktancji rozproszenia (człon drugi)

Zależność mocy biernej pobieranej przez silnik od mocy czynnej (obciążenia) silnika można wyrazić wzorem:

gdzie

P_n - moc czynna pobierana przy obciążeniu znamionowym

Q_n - moc bierna pobierana przy obciążeniu znamionowym

Jeśli silnik jest niedociążony to pobiera mniejszą moc czynną i bierną przy takim samym poborze mocy biernej magnesowania - co prowadzi do obniżenia wartości współczynnika mocy.

Mniejszą wartość współczynnika mocy mają silniki

• o mniejszej prędkości obrotowej bo mają większy prąd magnesujący (większa liczba par biegunów)

• o większej szczelinie powietrznej - większy pobór mocy biernej rozproszenia

• silniki pierścieniowe

Transformatory

Straty mocy biernej w transformatorze można określić z zależności:

Gdzie

i_0% - prąd stanu jałowego transformatora (prąd magnesowania) w %,

u_X% - strata napięcia na reaktancji transformatora (napięcie zwarcia) w %

S_n - moc znamionowa transformatora w kVA lub MVA

U_n - napięcie znamionowe transformatora w V lub kV

S - obciążenie transformatora w kVA lub MVA

U - rzeczywiste napięcie pracy transformatora w V lub kV

Zależność współczynnika mocy strony pierwotnej transformatora od stopnia obciążenia transformatora przy różnych wartościach współczynnika mocy obciążenia strony wtórnej

• Z zależności widać, że straty na magnesowanie rdzenia transformatora (jałowe) zależą od kwadratu napięcia zasilającego transformator

• Obciążeniowe straty mocy biernej spowodowane przepływem prądu przez reaktancję transformatora są proporcjonalne do kwadratu stopnia obciążenia transformatora

linie napowietrzne

Linia niskiego napięcia ma bardzo małą pojemność w związku z czym generowana przez nią moc bierna jest bardzo mała w porównaniu z mocą traconą na indukcyjności podłużnej linii. Moc bierną traconą w odcinku linii niskiego napięcia można w przybliżeniu obliczyć z zależności:

gdzie

S - moc przesyłana przez odcinek linii

U - napięcie linii (w praktyce przyjmuje się napięcie znamionowe linii)

X₀ - reaktancja jednostkowa indukcyjna linii,

l - długość odcinka linii

Moc bierna pobierana przez linię jest równa różnicy mocy traconej na indukcyjności i generowanej przez pojemność linii.

Moc bierną indukcyjną pobieraną przez linię można obliczyć ze wzoru:

B_C - jednostkowa susceptancja pojemnościowa linii, pozostałe oznaczenia jak we wzorze (5.4)

W liniach wysokich i najwyższych napięć moc bierna generowana na pojemności linii jest bardzo duża.

Inne urządzenia:

Do innych urządzeń o znacznym poborze mocy biernej indukcyjnej należą niektóre urządzenia grzejne, prostownicze, aparaty spawalnicze i dławiki zwarciowe

Spośród urządzeń grzejnych najniższą wartość współczynnika mocy mają piece indukcyjne, przy czym:

• piece indukcyjne rdzeniowe o mocy znamionowej 30 ÷ 400 kVA mają współczynnik mocy cosj = 0.4 ÷ 0.85

• piece indukcyjne bezrdzeniowe o mocy znamionowej do 1200 kVA mają współczynnik mocy cosj = 0.1

• nagrzewnice indukcyjne skrośne o mocy znamionowej 100 ÷ 400 kVA mają współczynnik mocy cosj = 0.3 ÷ 0.4

• Urządzenia prostownicze o mocach rzędy kilkudziesięciu MW (stosowane w hutach metali nieżelaznych oraz do zasilania trakcji prądu stałego) mają współczynnik mocy cosj = 0.8 ÷ 0.95, natomiast proste prostowniki trójfazowe mają, przy pełnym obciążeniu, współczynnik mocy ok. 0.7

• Spawarki transformatorowe o mocach 2÷ 60 kVA mają współczynnik mocy ok. 0.46 cosj = 0.4 ÷ 0.85

• Spawarki prostownikowe mają współczynnik mocy cosj = 0.5 ÷ 0.6

• Obciążone spawarki wirujące mają współczynnik mocy cosj = 0.8 ÷ 0.9, ale na biegu jałowym tylko 0.25 ÷ 0.30

36. Linia energetyczna -odbiornik, źródło

• Linie elektroenergetyczne są zarówno odbiornikiem mocy biernej indukcyjnej - straty mocy biernej na reaktancji indukcyjnej (podłużnej) linii, jak i źródłem mocy biernej indukcyjnej - generacja mocy biernej indukcyjnej na reaktancji pojemnościowej (poprzecznej) linii

• To, czy linia jest odbiornikiem czy źródłem mocy biernej indukcyjnej zależy od napięcia znamionowego i stopnia obciążenia linii

To czy linia jest odbiornikiem czy źródłem mocy biernej indukcyjnej zależy od obciążenia linii:

Jeśli linia jest obciążona mocą większą od mocy naturalnej to jest odbiornikiem mocy biernej indukcyjnej

Jeśli linia jest obciążona mocą mniejszą od mocy naturalnej to jest źródłem mocy biernej indukcyjnej

37. Energetyczny równoważnik mocy biernej

Jak już wcześniej powiedziano, przepływy mocy biernej w sieci powodują straty mocy czynnej.

1. Wpływ mocy biernej na wartość strat mocy czynnej można określić wyznaczając pochodną strat mocy czynnej względem przesyłanej mocy biernej na podstawie zależności:

gdzie

k_e - energetyczny równoważnik mocy biernej w MW/Mvar

Q - przesyłana moc bierna w MW

R - rezystancja na drodze od źródła zasilania do miejsca wyznaczania strat

U - napięcie międzyprzewodowe w kV

2. Energetyczny równoważnik mocy biernej wskazuje jak zmieniają się straty mocy czynnej na jednostkę mocy biernej i jest wielkością charakterystyczna dla danego punktu sieci

38. Parametry charakteryzujące jakość energii

Jakość energii elektrycznej charakteryzują następujące parametry:

- odchylenia napięcia,

- wahania napięcia,

- poziom odkształcenia krzywej napięcia,

- odchylenia częstotliwości,

• współczynnik asymetrii napięciowej w sieciach trójfazowych.

Odchylenie napięcia

Odchylenie napięcia jest różnicą rzeczywistej i znamionowej wartości napięcia

Względne odchylenie napięcia wyrażone w procentach wartości znamionowej napięcia:

gdzie

U - oznacza wartość skuteczną napięcia w danym punkcie sieci, a

U_N - napięcie znamionowe rozpatrywanej sieci lub urządzenia.

Odchylenie napięcia w danym punkcie sieci zależy od napięcia zasilania danej sieci
i spadku napięcia do tego punktu sieci.

Odchylenie napięcia może więc przyjmować zarówno wartości ujemne jak i dodatnie.

Odchylenia napięcia są spowodowane przez spadki wywołane przepływem prądu w elementach sieciowych, dlatego określenie dopuszczalnych wartości spadków napięcia jest pośrednim sposobem określenia dopuszczalnych odchyleń napięcia.

Wahania napięcia

Wahania napięcia są to serie zmian wartości skutecznej napięcia zachodzące z szybkością nie mniejszą niż 1 % napięcia znamionowego na sekundę w odstępach czasu nie dłuższych niż 10 minut .

Miarą wahań napięcia jest amplituda największej zmiany napięcia, tzw. zapad napięcia ΔU oraz amplituda zastępczych zmian napięcia ΔU.

Zapad napięcia w rozpatrywanym przedziale czasu wyraża się zależnością:

gdzie U_ext1, U_ext2 - sąsiednie ekstremalne wartości skuteczne napięcia.

Głównym źródłem rytmicznych wahań napięcia są silniki napędzające urządzenia o tętniącym charakterze pracy (np. sprężarki tłokowe), natomiast wahania napięcia o dużej gwałtownie zmieniającej się amplitudzie mogą być powodowane pracą spawarek, pieców łukowych
w pierwszym okresie ich pracy(przed roztopieniem wsadu). Również rozruch silników asynchronicznych napędzających urządzenia o dużym momencie obrotowym może powodować duże zapady napięcia.

Odkształcenie krzywej napięcia

Kształt krzywej napięcia można scharakteryzować za pomocą współczynnika odkształcenia krzywej napięcia wyrażonego zależnością:

gdzie

U_n% - wartość skuteczna n-tej harmonicznej napięcia wyrażona w procentach napięcia znamionowego sieci,

k - granica sumowania (liczba harmonicznych branych pod uwagę w analizie) w obliczeniach przyjmuje się zazwyczaj k =25.

Poziom odkształcenia krzywej napięcia _p w danym punkcie sieci jest to wartość współczynnika napięcia , która nie jest przekraczana w ciągu 90% doby.

Tabela . Dopuszczalne odkształcenia napięcia w sieciach energetyki zawodowej .

Napięcie sieci	Zalecane wartości dopuszczalne		Graniczne wartości dopuszczalne
		poziom νpd %	wartość chwilowa νpdmax %	poziom νpg %	wartość chwilowa νpgmax %
110 kV	1.5	3.0	3.0	4.5
ŚN	5.0	10.0	10.0	15.0
nN	7.0	14.0	10.0	15.0

Przyczyną odkształceń napięcia są odbiorniki nieliniowe będące źródłem wyższych harmonicznych. Do odbiorników takich zalicza się układy prostownikowe zasilające trakcję kolejową i tramwajową, piece łukowe.

Obecnie coraz większy udział w generacji wyższych harmonicznych mają urządzenia gospodarstwa domowego wyposażone w tyrystorowe układy regulacji pobieranej mocy w urządzeniach oświetleniowych, grzejnych czy regulujące liczbę obrotów np. pralek automatycznych czy elektronarzędzi. Również wyładowcze źródła światła (w tym energooszczędne świetlówki kompaktowe) są źródłem wyższych harmonicznych.

Baterie kondensatorów przyłączone do szyn rozdzielnicy zasilającej przemysłowe odbiorniki ze sterowaniem tyrystorowym mają istotny, często negatywny wpływ na odkształcenia krzywej napięcia w sieciach rozdzielczych.

Odchylenia częstotliwości

Zarządzenie podaje następujące wartości dopuszczalnego odchylenia częstotliwości +0.2 Hz i -0.5 Hz w czasie ponad 15 minut. Natomiast zalecenia UCPTE w zakresie regulacji mocy czynnej i częstotliwości są następujące:

- częstotliwość bazowa wynosi f_b = 50 ± 0.05 Hz,

- dostępna w ciągu kilku sekund rezerwa mocy regulacyjnej w systemie powinna wynosić co najmniej 2.5% aktualnej mocy systemu (a w gdy zakłada się możliwość odłączenia 5 %),

- różnica między czasem synchronicznym a czasem elektrycznym systemu w ciągu doby powinna być równa zero.

Asymetria w układach trójfazowych

W ustalonych stanach pracy sieci można wyróżnić dwa rodzaje asymetrii: asymetrię wewnętrzną oraz zewnętrzną.

Asymetria wewnętrzna jest skutkiem asymetrii elementów sieci i wynikającą z niejednakowej impedancji własnych i wzajemnych poszczególnych faz (np. niesymetryczne rozmieszczenie przewodów w linii).

Asymetria zewnętrzna może być spowodowana przez:

- zasilanie napięciem niesymetrycznym,

- odbiory pobierające różną moc w każdej z faz przyłączone w danym punkcie sieci,

- rozmieszczone przyłączone w różnych punktach sieci odbiory jednofazowe.

Obciążenie sieci niesymetrycznymi odbiornikami powoduje różne wartości spadków napięcia i strat mocy w poszczególnych fazach, powodując asymetrię napięć w punktach zasilania.

39. Wymagania odnośnie jakości energii elktr.

- odchylenia napięcia,

- wahania napięcia,

- poziom odkształcenia krzywej napięcia,

- odchylenia częstotliwości,

- współczynnik asymetrii napięciowej w sieciach trójfazowych.

• pewność zasilania (kategoria 1a - natychmiastowe załączenie, 100% rezerwy, 1b do 15 minut - zagrożenie życia i duże straty materialne; 2 duże straty gospodarcze i społeczne - 50 % mocy ; niewielkie straty)

• poziom napięcia

40.41. Wpływ odchyleń i wahań napięcia na pracę odbiorników

Skutki odchyleń i wahań napięcia zasilającego zależą od wrażliwości odbiorników energii. Do zasadniczych skutków zmian napięcia zasilającego odbiorniki można zaliczyć:

• zmianę ilości ciepła wydzielanego w obwodach elektrycznych co może prowadzić do zwiększenia strat energii, zmniejszenia trwałości odbiorników w wyniku zwiększonego nagrzewania się torów prądowych i przyspieszenia procesów starzenia izolacji

• trudności z osiągnięciem właściwej temperatury w piecach elektrycznych,

• zmianę prądów magnesujących prowadzące do pogorszenia współczynnika mocy oraz zmian ciepła wydzielanego w obwodach magnetycznych, a w konsekwencji do przegrzewania się urządzeń,

• zmianę prędkości obrotowej silników, a tym samym zmianę szybkości procesów produkcyjnych,

• zmiany momentów rozruchowych i obrotowych silników elektrycznych - w skrajnych przypadkach może to uniemożliwić rozruch lub spowodować utknięcie (zatrzymanie) napędu,

• zmianę siły oddziaływania elektromagnesu utrudniającą prawidłową pracę styczników i przekaźników,

• zmianę warunków pracy elektrycznych źródeł światła

• nadmierne starzenie izolacji na skutek trwałego podwyższenia napięcia co może doprowadzić do wyładowań w izolacji,

• zakłócenia pracy urządzeń elektronicznych

Do odbiorników najbardziej wrażliwych na odchylenia i wahania napięcia należą elektryczne źródła światła.

Odchylenia napięcia zasilającego elektryczne źródła światła powodują zmiany:

• strumienia świetlnego,

• mocy pobieranej z sieci,

• sprawności,

• trwałości

• trudności z zapłonem lamp wyładowczych.

Oprócz wpływu zmian napięcia na pracę poszczególnych odbiorników obserwuje się również wpływ zmian napięcia zasilającego na pobór moczy czynnej i biernej z sieci, a tym samym na straty mocy i energii w sieci oraz na współczynnik mocy cosϕ

42. Ograniczanie odchyleń i wahań napięcia

1. ograniczanie wahań:

1. sposoby naturalne:

• zasilanie odbiorników niespokojnych z węzłów sieci o dużej mocy zwarciowej

• zasilanie odbiorników wrażliwych na wahania z osobnych transformatorów

2. sposoby techniczne:

• 
  zastosowanie kondensatorów szeregowych

• zastosowanie szybkodziałających urządzeń kompensacyjnych

43.Wpływ odkształceń napięc i prądów na pracę sieci elektroenergetycznych.

• ograniczenie przepustowości sieci

• zmniejszenie sprawności sieci

• mogą powodować błędne działanie automatyki cyfrowej

• mogą powodować błędne działanie automatyki zabezpieczeniowej

• sa przyczyną błędnych wskazań mierników

• powodują zakłócenia w systemie łączności

• powodują straty w urządzeniach (t-tory,silniki)

Przy występowaniu w. harm. Może wystąpić rezonans

równoległy (szczególnie w sieci z zainstalowanymi

bateriami kondensatorów) a także uniemozliwiają

w pełni skompensowanie prądu ziemnozwarciowego.

44. Pojęcia : "poziom napięcia", "odchylenie napięcia", "spadek napięcia"

poziom napięcia- jest to wartość skuteczna napięcia występująca długotrwale w określonym punkcie sieci w warunkach jej normalnej pracy

odchylenie napięcia -jest to różnica pomiędzy wartością skuteczną napięcia w danym punkcie sieci, a wartością znamionową (może być dodatnie lub ujemne)

spadek napięcia - jest to różnica napięć występująca pomiędzy dwoma punktami systemu

45. Metody regulacji napięcia

Regulacji napięć w sieciach można dokonywać przez:

• zmianę napięć zasilających (zmiana sił elektromotorycznych generatorów),

• zmianę przekładni transformatorów,

• zastosowanie napięć dodawczych (szeregowych transformatorów regulacyjnych),

• zmianę impedancji sieci,

• zmianę rozpływu mocy biernej.

Regulacja napięć przez zmianę sił elektromotorycznych generatorów i przekładni transformatorów nosi nazwę regulacji bezpośredniej. Pozostałe dwa sposoby regulacji są uznawane za regulację pośrednią, gdyż zmiana napięć jest uzyskiwana przez zmianę spadków napięć
w elementach sieci.

Napięcie w określonym punkcie sieci można wyrazić zależnością:

gdzie

δU_T - suma przyrostów napięcia w transformatorach analizowanej sieci,

U - suma spadków napięcia w elementach analizowanej sieci.

napięcia w dowolnym punkcie sieci będzie równe:

Powyższe zależności są słuszne tylko wtedy gdy wszystkie wielkości są sprowadzone do jednego poziomu napięcia bądź w jednostkach względnych (tzn. odniesione do napięcia znamionowego) lub w procentach.

Regulacja przez zmianę napięć zasilających

Generatory w elektrowniach są wyposażone w układy do regulacji wzbudzenia, dzięki którym możliwa jest zmiana generowanej siły elektromotorycznej, a tym samym napięcia na zaciskach generatora. Jest to regulacja pozwalająca na ciągłą (nie skokową) zmianę napięcia w pewnych granicach. Zmianie napięcia generatora towarzyszy z zmiana mocy biernej oddawanej do sieci przez generator. Zmiana napięć zasilających służy więc do regulacji poziomu napięcia
i rozpływu mocy biernej w sieciach przesyłowych. W przypadku gdy generator zasila sieć
110 kV zmiana napięcia zasilającego powoduje zmianę napięcia i rozpływu mocy biernej w sieci 110 kV. Generatory są połączone z siecią przez transformatory blokowe.

Regulacja napięcia przez zmianę przekładni transformatorów

Dla umożliwienia utrzymania odpowiednich poziomów napięcia w różnych punktach elektroenergetycznych sieci rozdzielczych przy zmieniającym się obciążeniu, stosowane w tych sieciach transformatory mają możliwość zmiany przekładni. Zakres regulacji napięcia przez zmianę przekładni zależy od konstrukcji transformatora. Transformatory ŚN/nN umożliwiają zmianę przekładni w stanie beznapięciowym, przy czym zakres zmiany przekładni może wynosić -5%, 0%, 5% w transformatorach starszych lub -2.5%, 0%, +2.5%, +5%, +7.5% w transformatorach nowych. Można też jeszcze spotkać transformatory 30/6 kV lub 30/15 kV, w których zakres regulacji przekładni wynosi ±2.5%. Transformatory 110kV/ŚN mają regulację przekładni pod obciążeniem w zakresie ±10% co 1.1% lub ±16% co 1.33%. Spotykane są również inne nietypowe zakresy zmian przekładni transformatorów 110kV/SN. Przyrost napięcia spowodowany zmianą przekładni oznaczamy przez δU_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.

Zmiana przekładni transformatorów 110kV/ŚN 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%.

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

ϑ_s - stosunek napięć znamionowych sieci,

ϑ_n - przekładnia znamionowa transformatora.

Oprócz przyrostu napięcia wynikającego z przekładni znamionowej transformatora, można uzyskać przyrost wynikający ze z zmiany położenia zaczepów regulacyjnych.

Całkowity przyrost napięcia w transformatorze jest więc równy:

Wadą regulacji napięcia pod obciążeniem realizowanej w głównych punktach zasilania (GPZ) sieci ŚN jest fakt, że zmiana napięcia zasilania dotyczy dużego zbioru stacji, i napięcie zasilające musi być tak dobrane by odchylenia napięć we wszystkich punktach sieci mieściły się w dopuszczalnych granicach, co czasem jest trudne do zrealizowania, ze względu na zróżnicowanie poboru mocy w różnych punktach sieci. Natomiast wadą regulacji napięcia w transformatorach ŚN/nN jest to, że może być realizowana w stanie beznapięciowym, a więc wymaga wyłączenia zasilania odbiorców dla dokonania przełączeń. W związku z tym zmiany położenia zaczepów regulacyjnych są dokonywane rzadko raz lub dwa razy w roku (czasem rzadziej. Utrudnia to dodatkowo proces regulacji napięcia w GPZ. Czasem przy dużych wartościach spadków napięcia w sieci ŚN jest wręcz niemożliwe dobranie odpowiednich nastaw zaczepów transformatorów ŚN/nN (tj. takich, przy których odchylenia napięcia w sieci nN będą się mieścić w dopuszczalnym przedziale). Dla rozwiązania tego problemu konieczne jest stosowanie innych środków zmniejszenia spadków napięcia w sieciach ŚN.

Regulacja za pomocą napięć dodawczych

Jednym z takich środków pozwalających na utrzymanie napięcia w dopuszczalnych granicach, gdy regulacja w GPZ i zmiana zaczepów transformatorów ŚN/nN nie zapewnia utrzymania dopuszczalnych poziomów napięcia, jest instalacja w głębi sieci szeregowych transformatorów regulacyjne. 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 ±10%, lub dwie jednostki jednofazowe pracujące w układzie otwartego trójkąta (regulacja napięcia w zakresie ±10%).

Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci.

Spadek napięcia w linii elektroenergetycznej jest proporcjonalny do prądu (mocy) płynącej płynącego linią i impedancji linii:

lub w %

Z powyższych zależności 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. Zasadę regulacji napięcia przez zmianę reaktancji sieci przedstawiono na rys. 6.

Rys. 6. Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci: a) schemat zastępczy linii z włączoną szeregowo baterią kondensatorów; b) wykres napięcia wzdłuż linii; c) wykres wektorowy napięć.

Zgodnie z rys. 6a na podstawie zależności Błąd! Nie można odnaleźć źródła odsyłacza. po kompensacji mamy:

stąd

stąd

Z powyższych zależności wynika, że dla zupełnego skompensowania spadku napięcia tj. dla uzyskania ΔU₂ = 0 reaktancja baterii powinna być równa:

a gdy korzystamy z mocy:

Analogiczne warunki dla zupełnego skompensowania spadku napięcia otrzymamy wychodząc z zależności na procentowy spadek napięcia.

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 przesyłowych. W tym przypadku celem kompensacji jest zwiększenie (ograniczonej warunkami równowagi pracy układu przesyłowego) zdolności przesyłowej linii, 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 iskierników ochronnych.

Regulacja napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej.

W tym przypadku regulacja napięcia polega na zmianie składowej spadku napięcia powstającej reaktancji elementu sieci w wyniku przepływu przez tę reaktancję składowej biernej indukcyjnej prądu, a więc na zmianie składnika I_b⋅. Prąd bierny płynący 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. Zasadę regulacji napięcia przez zmianę rozpływu moc y biernej ilustruje rys. 7.

Rys. 7. Zasada regulacji napięcia przez zmianę rozpływu mocy biernej.

stąd

Natomiast gdy spadek napięcia obliczamy korzystając z mocy odpowiednie zależności będą następujące:

stąd

Dla zupełnego skompensowania spadku napięcia tj. dla uzyskania ΔU₂ = 0 załączona na końcu linii moc bierna powinna być równa:

Analogiczną zależność na moc bierną, którą należy załączyć na końcu linii dla całkowitego skompensowania spadku napięcia można wyprowadzić wychodząc z zależności na procentowy spadek napięcia.

Kompensacja mocy biernej oprócz zmniejszenia spadków napięcia zmniejsza również straty mocy w sieci. Kompensacja mocy biernej jest też być wykorzystywana do zwiększenia 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. Dlatego baterie kondensatorów budowane były wielostopniowe. Obecnie możliwa jest ciągła regulacja mocy biernej przy pomocy kompensatorów statycznych sterowanych za pomocą układów tyrystorowych. należy tu jednak zaznaczyć, że jest to drogie rozwiązanie i jest stosowane wtedy gdy bateria oprócz funkcji regulacji napięcia spełnia jeszcze inne funkcje. W sieciach przemysłowych baterie do kompensacji mocy biernej wchodzą często w skład filtrów wyższych harmonicznych.

47. Wpływ asymetrii na pracę sieci elektroenergetycznych

W przypadku obciążenia sieci elektroenergetycznej odbiornikami asymetrycznymi spadki i straty napięcia są różne w różnych fazach, a zatem napięcia przyłożone do zacisków odbiorników są asymetryczne. Napięcia te różnią się wartościami modułów napięć fazowych, a wektory są przesunięte są względem siebie o kąty inne niż 120°.

Odbiornikami powodującymi asymetrię napięć w sieci są:

- zespoły odbiorników jednofazowych przyłączonych do linii trójfazowej, np. piece indukcyjne, spawarki transformatorowe, trakcja jednofazowa;

- odbiorniki trójfazowe o asymetrycznym obciążeniu chwilowym, jak np. piece łukowe w okresie topienia wsadu;

- nierównomiernie rozmieszczone liczne odbiorniki jednofazowe włączone między przewody fazowe i neutralny, występujące np. u odbiorców komunalnych zasilanych z sieci niskiego napięcia.

przy czym N jest mocą asymetrii pobieraną dodatkowo z linii przez odbiór asymetryczny.

48. Wpływ asymetrii na pracę silników i transformatorów

Moment napędowy silnika zasilanego napięciem symetrycznym wywołany jest polem magnetycznym o strumieniu φ wirującym zgodnie z kierunkiem obrotów wirnika.

W przypadku gdy napięcie jest niesymetryczne występują dwa strumienie:

• zgodny φ1 - wirujący w kierunku ruchu obrotowego wirnika

• przeciwny φ2 wywołujący moment M2 o kierunku przeciwnym do M1

Użyteczny moment silnika : M = M1 - M2

Zmniejszeniu ulega także moc silnika zasilanego napięcie asymetrycznym w stosunku do mocy sinika zasilanego napięciem symetrycznym.

[ przy spotykanych wartościach asymetrii napięć zasilających zmniejszenie mocy oraz momentu napędowego wynosi kilka procent ]

Dopuszczalne obciążenie transformatora 3 -faz wynika zazwyczaj z warunku nie przekroczenia wartości prądu znamionowego w najbardziej obciążonej fazie( w tym przypadku wydziela się taka sama ilość ciepła jak przy obciążeniu symetrycznym)

Całkowita ilość ciepła wydzielonego w transformatorze na skutek asymetrii jest mniejsza, przez co możemy zwiększyć obciążenie najbardziej obciążonej fazy(powyżej prądu znamionowego), przy niedociążeniu pozostałych, w ten sposób aby łączna ilość ciepła była taka sama jak przy symetrycznym znamionowym obciążeniu

49. Metody ograniczenia asymetrii w sieciach elektroenergetycznych

Ograniczenie asymetrii napięć i prądów w systemie ma na celu zmniejszenie niekorzystnych skutków w pracy sieci i odbiorników poprzez symetryzację odbiorników asymetrycznych.

Symetryzacja obciążeń jednofazowych

Przeprowadza się ją stosując układy statyczne sprzężone:

• elektrycznie (złożone z elementów pojemnościowych i indukcyjnych)

• elektromagnetycznie (złożone z dławików oraz ze specjalnych transformatorów)

Przy wyborze i opracowaniu układu symetryzującego należy kierować się następującymi wymaganiami:

• moc elementów symetryzujących powinna być najmniejsza

• układ powinien zapewniać uzyskanie możliwie dużej wartości współczynnika mocy sieci trójfazowej przy wysokim stopniu skompensowania obciążenia

• układ powinien być prosty i niezawodny

Transformatorowe układy symetryzujące

a) b) c)

a) |L1|=|L3|=|1/2| |L2|

b) |L1|=|L3|=|1/2| |L2|

c) |L1|=|L3|=1,37 |L2|

Układ Steimetza

Jeżeli odbiornik ma charakter indukcyjny należy skompensować współczynnik mocy odbiornika do wartości równej jedności przez zastosowanie C_k. Powoduje to wzrost strat mocy przeznaczonej na symetryzację sieci.

Układ ten umożliwia symetryzację obciążenia rezystancyjno- inudkcyjnego nieskompensowanego powodując jednoczesne zmniejszenie współczynnika mocy w sieci.

Symetryzacja obciążeń dwufazowych

Transformator Scotta

Układ służy do symetryzacji odbiornika dwufazowego o jednakowym obciążeniu obu faz. Obciążenia są tak włączane, aby prądy kolejności przeciwnej wzajemnie się kompensowały, umożliwiając tym samy zmniejszenie mocy elementów kompensujących.

50. Sposoby uziemienia punktu neutralnego

Sposoby łączenia z ziemią punktu neutralnego (p.n.) sieci elektroenergetycznych:

1) sieć z izolowanym punktem neutralnym,

2) sieć kompensowana - z uziemionym przez reaktancję indukcyjną punktem neutralnym,

3) sieć z uziemionym punktem neutralnym.

Sieć z izolowanym punktem neutralnym - jest to sieć nie mająca zamierzonego połączenia p.n. z ziemią albo mająca połączenie z ziemią przez dużą impedancję urządzeń sygnalizacyjnych, pomiarowych lub zabezpieczeniowych.

Sieć kompensowana - jest to sieć, której p.n. jest połączony z ziemią przez reaktancję indukcyjną (dławik) tak dobraną, aby w przypadku łukowego zwarcia jednofazowego z ziemią następowała kompensacja składowej pojemności prądu, w stopniu umożliwiającym samoczynne gaśniecie łuku.

Sieć z uziemionym punktem neutralnym - jest to sieć, której p.n. jest połączony
z ziemią bezpośrednio albo przez rezystancję lub reaktancję indukcyjną o wartości umożliwiającej:

a) w sieciach średniego i wysokiego napięcia zmniejszenie przepięć ziemnozwarciowych
i stworzenie lepszych warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych,

b) w sieciach niskiego napięcia stworzenie właściwych warunków ochrony przeciwporażeniowej w zakłóceniowych stanach pracy (patrz. pkt. 3).

Wartością charakteryzującą uziemienie punktu neutralnego sieci wysokiego napięcia, obliczoną dla wybranego miejsca w sieci, jest współczynnik zwarcia doziemnego określony wzorem:

gdzie

U_fk - skuteczna wartość najwyższego napięcia o częstotliwości znamionowej, występująca
w czasie zwarcia doziemnego między zdrową fazą a ziemią;

U_fn - skuteczna wartość napięcia fazowego, która występuje w miejscu zwarcia w normalnych warunkach ruchowych.

51. Kryteria oceny różnych sposobów połączenia punktu neutralnego sieci z ziemią

Przy ocenie zalet i wad danego sposobu połączenia punktu neutralnego
z ziemią należy brać pod uwagę następujące kryteria:

1) wartość przepięć ziemnozwarciowych,

2) warunki działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych,

3) oddziaływanie prądu ziemnozwarciowego na środowisko,

4) ciągłość dostawy energii do odbiorców,

5) koszty wykonania danego układu połączenia p.n. z ziemią.

52.Kryteria wyboru wartości ziemnozwarciowego w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych ŚN.

a) W sieci ŚN z izolowanym punktem neutralnym wartość I^''_k przyjmuje się równą pojemnościowemu prądowi zwarciowemu jednofazowego doziemnego w tej sieci określonego wzorem {(10.47) z tomu I.} W kompensowanej sieci ŚN wartość I^''_K przyjmuje się równą 0.2 wartości pojemnościowego prądu jednofazowego zwarcia doziemnego.

b) Przy kompensacji składowej pojemnościowej prądu ziemnozwarciowego występuje prąd resztkowy. Zgodnie z przepisami

eksploatacja sieci powinna być prowadzona tak, aby prąd resztkowy nie przekraczał 0.2 wartości całkowitego prądu zwarcia z ziemią, jaki wystąpiłby w tej sieci, gdyby pracowała ona
z izolowanym punktem neutralnym.

c) W sieci SN z bezpośrednim lub małooporowym połączeniem jej punktu neutralnego z ziemią za I^''_K przyjmuje się prąd zwarciowy początkowy jednofazowa zwarcia z ziemią.

Na wybór wartości prądu ziemnozwarciowego w sieci b) i c) wpływają następujące czynniki:

1) zależność wartości przepięć ziemnozwarciowych od wartości i charakteru prądu ziemnozwarciowego

2) zagrożenia porażeniowe prądem ziemnozwarciowym,

3) zagrożenia urządzeń technicznych prądem ziemnozwarciowym,

4. warunki pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych

53. Metody ograniczania prądów ziemnozwarciowych w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych.

warunki:

• dla sieci o napięciu znamionowym 110 k V

,
(17) (18)

gdzie

X₁ - reaktancja zastępcza układu dla składowej sym.j zgodnej, określona dla danego miejsca jednofazowego zwarcia z ziemią;

X₀ i R₀ - reaktancja i rezystancja dla składowej sym. zerowej określona dla danego miejsca jednofazowego zwarcia z ziemią.

Wartości X₀ i R₀ i X₁ należy obliczać metodą składowych symetrycznych wg PN/E-05002.

Uziemienie bezpośrednie punktu neutralnego tych sieci w sposób spełniający warunki wyrażone nierównościami (17) i (18) gwarantuje:

l) ograniczenie współczynnika zwarcia doziemnego k_e (wzór (1) do wartości k_e < 1.4 w sieciach 110 kV i k_e < 1.3 w sieciach 220 kV i 400 kV (prawe strony nierówności),

2) ograniczenie prądu zwarcia jednofazowego do wartości nie przekraczając wartości prądu zwarcia trójfazowego (lewe strony nierówności).

54. Wpływ sposobu połączenia punktu neutralnego sieci ŚN na przepięcia ziemnozwarciowe

Przepięcia ziemnozwarciowe, ze względu na ich wartość i częstość, stanowią duże zagrożenie dla izolacji przepięć ziemnozwarciowych. (żadna teoria nie wyjaśnia wystarczająco zjawisk w sieciach rzeczywistych).

• Największe przepięcia występują w sieciach izolowanych i skompensowanych

• 
  Nieco mniejsze w sieciach z pkt. n. uziemionym przez reaktor

• Najmniejsze przy uziemieniu przez rezystor małej rezystancji - jego rezystancja powinna wynosić : R=(1÷2.5) / (3*ω*C_o)

(C_o - poj. Sieci dla składowej sym. Zerowej; ω - pulsacja pr.) Uziemienie p.n. przez tak dobrany rezystor powoduje, że wartość składowej czynnej całkowitego prądu jednofazowego zwarcia z ziemią w układzie trójfazowym jest zbliżona do wartości składowej biernej pojemnościowej tego prądu; ułatwia również spływanie do ziemi ładunków elektrycznych podczas pojedynczego zwarcia z ziemią, a zatem obniża przepięcia ziemnozwarciowe.

Przy takim R wartość maksymalna przepięcia w nieuszkodzonej fazie sieci nie powinna przekroczyć 2.5⋅U_f.

Zmniejszenie się poniżej jedności wartości R powoduje wzrost przepięć powyżej wartości 2.5⋅U_f

1

17

q₁

q₂

q₃

q_n

q_n

q₃

q₂

q₁

• dla sieci o napięciu znamionowym 220 kV i 400 kV

,

Stosunek strat mocy czynnej wywołanych przepływem mocy biernej do strat mocy czynnej wywołanych przepływem mocy czynnej dla różnych wartości współczynnika mocy

---