System elektroenergetyczny

Spis treści

 

       1. Krajowy system elektroenergetyczny

      System elektroenergetyczny (SEE) funkcjonujący na terenie kraju jest zbiorem wzajemnie powiązanych elementów służących do wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, rozdzielania i odbioru energii elektrycznej, obejmującym infrastrukturę niezbędną do jego prawidłowego funkcjonowania zarówno w warunkach normalnych, jak i zakłóceniowych, a także ośrodki dyspozytorskie sterujące pracą systemu na podstawie procedur i programów w obszarze zabezpieczeń i układów niezbędnych do regulacji i automatycznego sterowania pracą systemu.
      Główne elementy systemu elektroenergetycznego (elektrownie i sieci elektroenergetyczne), tworzą układ funkcjonalnych połączeń, współpracujące na ściśle określonych zasadach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami.
      Głównym celem systemu elektroenergetycznego, zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. [Dz.U.2007 Nr 93 poz.623], jest niezawodne dostarczanie wytworzonej energii elektrycznej do odbiorców przy zachowaniu określonych wymagań i norm jakościowych. Uznaje się, że system elektroenergetyczny znajduje się w stanie „ustalonym”, gdy utrzymuje napięcia węzłowe w dopuszczalnych zakresach, częstotliwość jest równa wartości synchronicznej, natomiast moce czynne odbierane i generowane są zbilansowane. Ze względu na ciągłą zmianę obciążenia, w systemie prowadzi się regulacje bilansu mocy czynnej. Poziomy napięć węzłowych utrzymuje się w dopuszczalnych granicach, przez regulację rozpływów mocy biernej.

      System elektroenergetyczny jest systemem rozległym terytorialnie, obejmuje cały kraj i jest powiązany z systemami elektroenergetycznymi innych krajów odpowiednimi połączeniami transgranicznymi. Współpracujące ze sobą systemy mogą być połączone: - galwanicznie liniami prądu przemiennego, zapewniając współpracę synchroniczną (częstotliwość
jest jednakowa we wszystkich połączonych systemach), albo - za pomocą łączy prądu stałego (linii lub stacji przekształtnikowych), zapewniających współpracę
asynchroniczną.
      Z uwagi na realizowane funkcje system elektroenergetyczny dzieli się na dwa główne podsystemy:
      - wytwórczy (elektrownie) oraz
      - przesyłowo-rozdzielczy (linie i stacje elektroenergetyczne).
      Uproszczony schemat systemu elektroenergetycznego przedstawia rysunek 1.


Rys. 1. Uproszczony schemat systemu elektroenergetycznego

 

      1.1. Wytwarzanie energii elektrycznej
      Urządzenia przemieniające różne postacie energii na energię elektryczną nazywają się "przetwornikami", zwane również generatorami (wytwornikami) energii elektrycznej. Generatory mogą być: proste (bezpośrednie), przemieniające daną postać energii jednostopniowo i złożone, oparte na kilkustopniowych przemianach energii w połączonych szeregowo przetwornikach prostych.

      Do podstawowych rodzajów generatorów energii elektrycznej zalicza się:
      a) prądnice - przetwarzają energię mechaniczną na energię elektryczną.
         Stosowane są w elektrowniach:
         - parowych klasycznych i jądrowych,
         - z turbinami gazowymi,
         - wodnych,
         - geotermalnych,
         - wiatrowych;
      b) fotoogniwa, w których energią wejściową jest promieniowanie słoneczne.
         Stosowane jako systemy fotowoltaiczne wykorzystujące bezpośrednio energię promieniowania
         świetlnego Słońca;
      c) ogniwa galwaniczne i paliwowe, przetwarzają energię chemiczną na energię elektryczną.
         Stosowane jako samodzielne źródła energii, przy czym:
         - w ogniwach galwanicznych (baterie, akumulatory) energia musi być wcześniej zgromadzona
          wewnątrz ogniw,
        - w ogniwach paliwowych (nie musza być wcześniej ładowane) wystarczy doprowadzić do nich paliwo,
          aby po krótkim czasie były gotowe do pracy;
      d) radioizotopowe generatory termoelektryczne - przetwarzają promieniowanie jądrowe na energię elektryczną.
         Stosowane jako samodzielne źródła energii.

      Do przetwarzania energii mechanicznej na elektryczną dla potrzeb systemu elektroenergetycznego stosuje się trójfazowe prądnice synchroniczne (generatory), przy czym:
      - prądnice z wirnikiem cylindrycznym (z tzw. utajonymi biegunami), napędzane turbinami parowymi lub gazowymi, nazywają się
        turbogeneratorami, natomiast
      - prądnice z jawnymi biegunami - stosowane w elektrowniach wodnych - hydrogeneratorami.
      Turbogeneratory są budowane jako dwubiegunowe, a dla bardzo dużych mocy - w elektrowniach jądrowych - również jako czterobiegunowe.
      Turbina parowa lub gazowa jest połączona z turbogeneratorem; obie maszyny tworzą tzw. turbozespół, który obraca się z prędkością synchroniczną 3000 obr/min (50 Hz).

      Wytwarzanie energii elektrycznej i/lub cieplnej w systemie elektroenergetycznym odbywa się:
      1) w elektrowniach cieplnych kondensacyjnych współpracujących synchronicznie z systemem elektroenergetycznym,
          wytwarzających tylko energię elektryczną (bez wyzyskiwania ciepła pary wylotowej z turbiny parowej), pracujących
          na węglu kamiennym lub brunatnym. W elektrowniach z turbinami gazowymi czynnikiem roboczym są gazy,
          najczęściej spalinowe, wytwarzane w komorach spalania,
      2) w elektrociepłowniach miejskich i przemysłowych wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu z wytwarzaniem
          energii cieplnej. Moce takich elektrowni zależą od wielkości zapotrzebowania na ciepło i mieszczą się w granicach
          od kilku do kilkaset MW;
      3) w elektrowniach wodnych przepływowych i szczytowo-pompowych;
      4) w elektrowniach wykorzystujących energie odnawialne: wiatru i słońca.
          Źródła energii odnawialnych stanowią w chwili obecnej niewielki udział w podsystemie wytwórczym SEE. Większość
          z nich pracuje na potrzeby lokalnych odbiorców. Ich moce są bardzo zróżnicowane, od kilku kW - w przypadku małych
          źródeł niskiego napięcia, wykorzystywanych przez odbiorców indywidualnych, do kilkudziesięciu MW w przypadku dużych
          farm wiatrowych przyłączonych do sieci przesyłowo-rozdzielczej.

      Energia elektryczna wytwarzana jest w elektrowniach podstawowych (dużych) SEE, w których prądnice synchroniczne (generatory) przyłączone są do sieci przesyłowej WN oraz w mniejszych elektrowniach, w których źródła wytwórcze przyłączone są do sieci rozdzielczej WN i SN, tworząc tzw. generację rozproszoną. Wytworzona energia elektryczna dostarczana jest siecią przesyłową i rozdzielczą do do węzłów sieci rozdzielczych i do odbiorców.

      Generacja rozproszona to źródła energii elektrycznej nie podlegające centralnemu dysponowaniu przez operatora systemu przesyłowego, przyłączone do systemu rozdzielczego lub bezpośrednio do sieci odbiorcy, która może współpracować z systemem elektroenergetycznym lub pracować jako układ wydzielony.

      1.2. Cechy systemu elektroenergetycznego:
      1) Zespoły prądotwórcze w elektrowniach, powiązane w systemie sieciami elektroenergetycznymi w warunkach normalnych
          pracują synchronicznie; prędkość kątowa ich mas wirujących jest jednakowa i proporcjonalna do częstotliwości systemu
          elektroenergetycznego.
      2) Wytwarzanie, przesył i przetwarzanie energii elektrycznej odbywa się praktycznie jednocześnie, nie ma pojęcia
          „magazynowanie energii elektrycznej”.
      3) Ilość energii wyprodukowanej w danym czasie musi być równa ilości energii przetworzonej w odbiornikach i traconej
          na drodze przesyłu.
      4) W przypadku napędów elektrycznych z silnikami synchronicznymi, prędkość kątowa ich mas wirujących jest
          proporcjonalna do częstotliwości, natomiast prędkość kątowa mas wirujących napędów z silnikami asynchronicznymi
          (indukcyjnymi), jest w przybliżeniu proporcjonalna do częstotliwości (z uwzględnieniem zmienności poślizgu).
      5) System elektroenergetyczny musi zapewnić prawidłową pracę systemu i dostawę energii elektrycznej dla odbiorców
          w czasie wyłączenia z ruchu określonej liczby uszkodzonych lub wymagających naprawy czy konserwacji elementów
          systemu.
      6) Wymagane jest ciągłe utrzymywanie w systemie odpowiednich stanów, konfiguracji i mocy źródeł, w celu zapewnienia
          pokrywania obciążeń.
      7) Wymagana jest niezawodna praca systemu elektroenergetycznego, w szczególności poprzez odpowiednie rezerwowanie
          elementów systemu oraz wprowadzanie w szerokim zakresie nowoczesnych układów automatyki i sterowania.

       Szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w Polsce określone zostały w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. [Dz.U.07.93.623], zm: Dz.U. 2008 Nr 30, poz.178 i Dz.U. Nr 162, poz. 1005.

      1.3. Definicje:
      Wytwórca - przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej;
      Stacja elektroenergetyczna - to zespół urządzeń służących do przetwarzania i rozdzielania energii elektrycznej;
      znajdujący się we wspólnym pomieszczeniu i/lub ogrodzeniu wraz z urządzeniami pomocniczymi;
      Jednostka wytwórcza - wyodrębniony zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący
      do wytwarzania energii elektrycznej i wyprowadzenia mocy, opisany przez dane techniczne i handlowe;
      Miejsce dostarczenia energii elektrycznej - punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza
      energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług
      przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej, albo w umowie
      kompleksowej będący jednocześnie miejscem jej odbioru;
      Przesyłanie - transport paliw lub energii za pomocą sieci;
      Dystrybucja - rozdział i dostarczanie do odbiorców paliw lub energii za pomocą sieci;
      Miejsce przyłączenia - punkt w sieci - w którym przyłącze łączy się z siecią;
      System przesyłowy - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu wyższym niż 110 kV
      (sieć przesyłowa) wraz z jednostkami wytwórczymi pracującymi na tę sieć;
      Urządzenie elektryczne - wszystkie urządzenia przeznaczone do wytwarzania, przekształcania, przesyłania,
      magazynowania, rozdziału lub wykorzystywania energii elektrycznej, takie jak maszyny, transformatory, aparaty, przyrządy
      pomiarowe, urządzenia zabezpieczające, oprzewodowanie, odbiorniki;
      Sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji paliw lub energii, należące do
      przedsiębiorstw energetycznych;
      Przyłącze - odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, o wymaganej
      przez niego mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego, świadczącego na rzecz
      podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;
      Rozdzielnia - to zespół urządzeń służących do rozdzielania energii elektrycznej, przystosowanych do określonego napięcia
      znamionowego. W przypadku gdy w stacji nie występują transformatory, pojęcie rozdzielni pokrywa się z pojęciem stacji;
      Rozdzielnica - jest to urządzenie stosowane w sieciach rozdzielczych i instalacjach odbiorczych, zazwyczaj
      prefabrykowane, składające się z aparatów elektrycznych wraz z ich połączeniami, izolacją, elementami konstrukcyjnymi
      i osłonami;
      Odbiory - odpływy mocy z sieci przesyłowych do sieci rozdzielczych;
      Odbiornik - jest urządzeniem przetwarzającym pobraną z sieci energię elektryczną na inny rodzaj energii użytecznej;
      Odbiorca - osoba fizyczna lub prawna, która zawarła z dostawcą umowę o sprzedaży energii, umowę o świadczeniu usługi
      przesyłania/dystrybucji lub umowę kompleksową.

▲ do góry

       2. Struktura systemu elektroenergetycznego

      Głównymi cechami systemu elektroenergetycznego są jego struktury: geograficzna i organizacyjno-własnościowa.
      Struktura geograficzna jest określona przez:
      - rozmieszczenie odbiorców  (przemysł, główne miasta),
      - uwarunkowania lokalizacyjne elektrowni cieplnych (węgiel, woda chłodząca, ograniczenia ekologiczne),
      - lokalizacje elektrowni wodnych i wiatrowych,
      - możliwe trasy linii elektroenergetycznych oraz powiązań transgranicznych.
      Struktura organizacyjno - własnościowa określa wzajemne powiązania organizacyjne i stosunki własnościowe
      elementów wchodzących w skład systemu elektroenergetycznego. Są to powiązania elektrowni z odbiorcami energii
      elektrycznej za pomocą sieci przesyłowych, sieci rozdzielczych i stacji transformatorowych wiążących te sieci oraz
      powiązania z innymi systemami elektroenergetycznymi.

       Głównym celem działania systemu elektroenergetycznego jest wytwarzanie i dostawa energii elektrycznej dla odbiorców w sposób ciągły i nieprzerwany, przy zachowaniu odpowiednich parametrów jakości i niezawodności dostawy.

      2.1. Elektrownie

      Elektrownią nazywa się zakład produkcyjny wytwarzający energię elektryczną na skalę przemysłową, współpracujący synchronicznie z systemem elektroenergetycznym, spełniający warunki techniczne określone przez operatora systemu, w szczególności pod względem właściwości ruchowych.

      2.1.1. Podział elektrowni ze względu na rodzaj wykorzystywanej energii pierwotnej:
         1) Elektrownie cieplne - produkujące energię elektryczną na skalę przemysłową, wykorzystujące do tego celu
             energię paliw organicznych (konwencjonalnych) lub jądrowych.
             Elektrownie cieplne dzielą się na:
              a) elektrownie parowe klasyczne (konwencjonalne), w których czynnikiem roboczym jest wytworzona
                  w kotle para wodna, wykonująca pracę w turbinie parowej;
              b) elektrownie gazowe, w których zespół wytwórczy tworzą: kocioł parowy i turbozespół (turbina i generator).
                  W elektrowniach z turbinami gazowymi czynnikiem roboczym są gazy, najczęściej spalinowe, wytwarzane
                  w komorach spalania. Pozostałe główne przetworniki energii to turbina gazowa i prądnica;
              c) elektrownie parowe jądrowe - w których rolę kotła spełnia reaktor jądrowy i wytwornica pary.

             W zależności od rodzaju oddawanej energii elektrownie cieplne dzielą się na:
                 - elektrownie kondensacyjne, wytwarzające tylko energię elektryczną w turbozespołach kondensacyjnych;
                 - elektrociepłownie, wytwarzające energię elektryczną i cieplną, oddawaną na zewnątrz w postaci pary lub
                   gorącej wody w ilości co najmniej 10% produkowanej energii.

      Do urządzeń potrzeb własnych w elektrowniach cieplnych należy przede wszystkim zaliczyć: pompy wody zasilającej, młyny węglowe, układy regulacji częstotliwości i mocy w systemie elektroenergetycznym, pompy wody chłodzącej, skraplacze, elektrofiltry, układy odpopielania i wiele innych.

       2) Elektrownie wodne - zamieniają energię potencjalną wody (energię spadku wód) na energię mechaniczną
           w turbinie wodnej, a następnie na energię elektryczną w prądnicy napędzanej przez turbinę wodną. Składają
           się z hydrozespołów, budowli piętrzących, kanałów derywacyjnych, sztolni, rurociągów,
           Elektrownie wodne dzielą się na:
           - elektrownie przepływowe - wykorzystują naturalny, ciągły przepływ cieku wodnego (nie mają zbiornika
             do magazynowania wody); np.: El. Włocławek, Dębe,
           - elektrownie zbiornikowe - wyposażone w zbiorniki wody dla lepszego wykorzystania cieku wodnego;
             Rożnów, Tresna, Porąbka, Czchów. Otmuchów,
           - elektrownie pompowe (szczytowo-pompowe) - w okresach małego obciążenia SEE woda jest
             przepompowywana ze zbiornika dolnego do górnego; Porąbka-Żar, Żarnowiec.
           - elektrownie zbiornikowe z członem pompowym - zbiorniki górne są częściowo napełniane przez dopływy
             naturalne, a częściowo (w okresach małych obciążeń) uzupełniane wodą tłoczoną przez pompy
             ze zbiorników dolnych Solina, Niedzica.

      3) Elektrownie wiatrowe
          Energia wiatru jest wykorzystywana na Ziemi już od kilku tysięcy lat. Wraz z odkryciem elektryczności energia wiatru znalazła nowe zastosowanie - wytwarzanie energii elektrycznej.
         Pierwsza turbina wiatrową wyposażona w generator prądu przemiennego została skonstruowana w 1950 r. Natomiast w 1957 roku zbudowano elektrownię wiatrową o mocy 200 kW. Siłownia tej elektrowni została wyposażona w trójpłatowy wirnik zwrócony przodem do kierunku wiatru, generator asynchroniczny, mechanizm ustawiania kierunku, hamulce aerodynamiczne oraz regulację mocy poprzez zmianę kąta natarcia łopat. Obecnie są budowane elektrownie wiatrowe o małych, średnich.
i dużych mocach wykorzystywane zarówno dla potrzeb systemu elektroenergetycznego, jak również dla lokalnych potrzeb własnych, np.:
      a) Małe elektrownie wiatrowe małej mocy (do 100 W) przystosowane do magazynowania energii elektrycznej w baterii
          akumulatorów, wykorzystywanej następnie do zasilania wydzielonego obwodu lub odbiornika elektrycznego;
      b) Elektrownie wiatrowe małej mocy (3,5 – 50 kW) służą jako dodatkowe źródło energii, które w pewnym stopniu
          uniezależnia odbiorcę od sieci lokalnego dystrybutora energii elektrycznej.
          Może ona zasilać, np. wydzielony obwód oświetleniowy, obwód ogrzewania podłogowego albo całą instalację domową,
          np. w przypadku braku zasilania podstawowego;
      c) Elektrownie wiatrowe o mocach większych (50 - 250 kW) przeznaczone są przede wszystkim do zasilania odbiorców
          lokalnych. Mogą zapewniać dostawę energii elektrycznej do pojedynczych gospodarstwach domowych, ogrodniczych,
          a nawet małych zakładów przemysłowych;
      d) Elektrownie wiatrowe o bardzo dużych mocach są autonomicznymi jednostkami wytwórczymi o mocy 2 MW lub więcej,
          mogą przekazać wytworzoną energię elektryczną do systemu elektroenergetycznego. Są to elektrownie wiatrowe o wysokim
          poziomie technicznym zarówno pod względem sprawności przetwarzania energii wiatru na energię elektryczną, jak również
          stosowanych materiałów, technologii wykonania i wysokiej niezawodności.
          Istotne znaczenie dla wyboru lokalizacji i projektowania budowy elektrowni wiatrowych mają takie uwarunkowania jak:
          - cechy wiatru, jako elementu dynamicznego, uzależnionego od charakteru cyrkulacji ogólnej i warunków lokalnych,
          - wysokość nad poziomem morza, rzeźba terenu, szorstkość podłoża, a także przeszkód terenowe.
      Najkorzystniejsze warunki pracy elektrowni wiatrowych występują w pasie nadmorskim, w części centralnej Polski oraz na obszarach górskich. Do budowy elektrowni wiatrowych stosuje się obecnie coraz wyższe wieże sięgające 100 m.
      Do zalet elektrowni wiatrowych zalicza się: brak kosztów paliwa oraz brak emisji zanieczyszczeń. Wadami są natomiast: wysokie nakłady inwestycyjne, hałas, zagrożenie dla ptaków, ale przede wszystkim wysoka niestabilność i nieprzewidywalność pracy turbiny (zależna od wiatru), co z kolei wpływa destabilizująco na pracę sieci elektroenergetycznej. Ten stan wymaga zwiększenia rezerw mocy w postaci innych źródeł energii elektrycznej oraz utrudnia prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego.

       4) Elektrownie słoneczne
       Pozyskanie energii słonecznej polega konwersji fotoelektrycznej lub fototermicznej, w wyniku których ostatecznie otrzymuje się odpowiednio, energię elektryczną lub cieplną.
       Systemy fotowoltaiczne należą do odnawialnych źródeł energii wykorzystujących bezpośrednio energię promieniowania świetlnego Słońca. Głównym składnikiem takiego systemu są fotowoltaiczne ogniwa słoneczne.
      Zasada działania ogniwa fotowoltaicznego polega na wykorzystaniu zjawiska fotoelektrycznego wewnętrznego. Promieniowanie świetlne na sieć krystaliczną półprzewodnika typu n, powoduje efekt uwalniania elektronów i powstanie siły elektromotorycznej na złączu p - n.
      Ogniwa fotowoltaiczne, do budowy których stosowane są materiały półprzewodnikowe takie jak: krzem, selen, tellurek kadm oraz arsenek galu, łączy się w kolektory o mocy zainstalowanej rzędu megawatów. Powszechnie stosuje się zespoły ogniw o mocy rzędu kilku kW, zainstalowane na dachach domów.
      Ze względu na zmienność nasłonecznienia korzystne jest sprzężenie zespołu fotoogniw z zasobnikami energii elektrycznej, np z baterią akumulatorów. Takie układy hybrydowe są droższe, ale lepiej dopasowują moc do zmiennego zapotrzebowania na moc odbiorcy, niezależnie od warunków słonecznych.
      W zależności od mocy stosowanych kolektorów słonecznych systemy fotowoltaiczne mogą być połączone z siecią elektroenergetyczną lub bezpośrednio zasilać instalacje odbiorcze.
        W układach fototermicznych skoncentrowana energia promieniowania słonecznego jest przetwarzana na energię cieplną czynnika roboczego (np. olej termiczny glikol, woda), wykorzystywaną do:
        a) produkcji energii elektrycznej - wytworzona w wymienniku ciepła para napędza turbinę oraz sprzężoną z nią prądnicę,
        b) podgrzewania wody, wspomagania centralnego ogrzewania lub ciepła technologicznego.
           W zastosowaniach praktycznych wyróżnia się:
          - konwersję fototermiczną pasywną, polegającą na tym, że przepływ nośnika ciepła (na przykład ogrzanej wody) odbywa się
            jedynie w drodze konwekcji oraz
          - konwersję aktywną, podczas której wymuszony przepływ nośnika ciepła odbywa się np. przy użyciu pomp zasilanych
            z innych źródeł energii.
          Do zalet elektrowni słonecznych zalicza się: brak emisji zanieczyszczeń do atmosfery, niskie koszty utrzymania, brak
          kosztów paliwa. Z drugiej strony ogniwa te odznaczają się wysokimi kosztami instalacji, silną zależnością od warunków
          atmosferycznych oraz niską sprawnością (14 - 20%).

       5) Elektrownie geotermalne
      Technologia produkcji energii elektrycznej i cieplnej opiera sie na źródłach geotermalnych. W tych elektrowniach wykorzystuje się systemy hydrotermiczne wysokotemperaturowe i niskotemperaturowe, ciepło suchych skał gorących oraz magmę.
      Budowa systemu polega na wykonaniu jednego wiercenia, z którego pobiera się gorącą wodę. W określonej odległości od otworu gorącej wody wykonuje się drugi otwór, którym wodę geotermalną, po odebraniu od niej ciepła, wtłacza się z powrotem do złoża.
      Pobierana gorąca woda jest najczęściej w znacznym stopniu zasolona, co niekorzystnie wpływa na utrzymanie stanu technicznego i warunki pracy wymienników ciepła i innych elementów armatury instalacji geotermalnej.
      Znaczne zasoby energii geotermalnej występujące na terenie kraju wykorzystane są tylko w części, z powodu konieczności wykonywania głębokich wierceń oraz często w miejscach trudno dostępnych.
      Produkcja energii geotermicznej stwarza pewne zagrożenia zanieczyszczenia wód głębinowych, uwalnianie radonu, siarkowodoru i innych gazów.
      Z uwagi jednak na bardzo małą sprawność konwersji energii w elektrowniach tego typu, wskaźniki opłacalności (a tym samym koszt wytwarzania energii elektrycznej), jest bardzo wysoki.

      2.1.2. Podział elektrowni ze względu na czas pracy w ciągu roku
       - Elektrownie podstawowe - pracują z prawie niezmiennym obciążeniem przez większość dni w roku (elektrownie parowe
         o małym jednostkowym koszcie paliwa i dużej sprawności, elektrownie jądrowe i elektrociepłownie);
       - Elektrownie podszczytowe - zmniejszają znacznie swoje obciążenie w dolinach obciążenia systemu (starsze elektrownie
         parowe, elektrownie wodne ze zbiornikiem o niedużym czasie napełniania);
       - Elektrownie szczytowe - uruchamiane tylko w okresach szczytowego obciążenia każdej doby (elektrownie gazowe
         i gazowo-parowe, specjalne elektrownie parowe o szybkim rozruchu, stare elektrownie parowe o dużym koszcie paliwa).

▲ do góry

       3. Schematy zastępcze elementów systemu elektroenergetycznego

       3.1. Schemat zastępczy systemu elektroenergetycznego w układzie trójfazowym
       Schematy zastępcze elementów systemu elektroenergetycznego służą do wykonywania obliczeń elektrycznych układów elektroenergetycznych, np. do wyznaczania: rozpływów prądów i spadków napięć, prądów płynących w czasie zwarć symetrycznych lub strat mocy i energii.
      Do określania schematu zastępczego przyjmuje się następujące założenia:
      - symetria obciążenia – każdy przewód przewodzi prąd o tej samej wartości, a wektory prądów są przesunięte
        względem siebie o 120°;
      - symetria elementu – wszystkie przewody są jednakowo wykonane i usytuowane jednakowo względem siebie
        i względem ziemi.
      Wynika stąd, że każda faza układu pracuje niezależnie od pozostałych faz, a wartości skuteczne prądów i napięć są takie same.
      Można zatem rozważyć ogólny układ linii trójfazowej o impedancjach własnych fazowych ZAA, ZBB, ZCC oraz impedancjach wzajemnych pomiędzy fazami ZAB, ZBC, ZCA (Rys. 2)..
      Na początku układu została przyłożona siła elektromotoryczna (SEM) odpowiednio EA, EB, EC. Można również założyć, że układ jest obciążony prądami fazowymi IA, IB, IC, a napięcia na jego końcu wynoszą UA, UB, UC.


Rys. 2. Schemat zastępczy linii trójfazowej

       Równania elementu trójfazowego można zapisać następująco:

UA = EA - (IAZAA + IBZAB + ICZAC)
UB = EB - (IAZBA + IBZBB + ICZBC)
UC = EC - (IAZCA + IBZCB + ICZCC)

       W postaci macierzowej:

ΔU =ZI

       gdzie:

       Przy założeniu symetrii elementu impedancje własne i wzajemne są sobie równe, tj:

ZAA = ZBB = ZCC = Zs oraz
ZAB = ZAC = ZBA = ZBC = ZCA = ZCB = Zm

       Uwzględniając teraz założenie drugie, o symetrii obciążenia, to równania elementu trójfazowego można zapisać w postaci:

EAUA = (IAZs + a2IAZm + aIAZm) = IA(Zs + a2Zm + aZm) = IA( Zs Zm)
EB UB = (aIBZm + IBZs + a2IBZm) = IB(aZm + Zs + a2Zm) = IB( Zs Zm)
EC UC = (a2ICZm + aICZm + IAZs) = IC(a2Zm + aZm + Zs) = IC(Zs Zm)

        Z powyższego zapisu wynika, że różnica napięć w poszczególnych fazach zależy tylko od prądu danej fazy, a więc równania są wzajemnie niezależne. W zapisie matematycznym oznacza to, że macierz impedancji układu Z jest macierzą diagonalną

        Tak więc, przy podanych założeniach rozpatrywanie wszystkich trzech faz układu jednocześnie jest zbędne. Wynika stąd podstawowa idea i metoda obliczania 3-fazowych sieci symetrycznych – idea obwodu zastępczego 1-fazowego. Obwód ten składa się z jednego przewodu fazowego o określonej impedancji i z fikcyjnego przewodu o impedancji równej zeru, stanowiącego węzeł odniesienia dla napięć fazowych. Potencjał tego przewodu wzdłuż jego długości jest równy zeru, co odpowiada sytuacji rzeczywistej - przy symetrii obciążenia przez przewód neutralny (jeśli istnieje) nie płynie żaden prąd.
      Jednofazowy obwód zastępczy przenosi moc równą 1/3 mocy obciążenia całkowitego. Idea obwodu zastępczego została pokazana na rysunku 3.


Rys. 3. Idea schematu zastępczego obwodu 1- fazowego
Oznaczenia: N - fikcyjny przewód neutralny układu, Odb. - umyślony odbiornik pobierający
1/3 część całkowitego obciążenia, U1 - napięcie fazowe względem punktu neutralnego.

      3.2. Schemat zastępczy linii elektroenergetycznej o parametrach rozłożonych (Rys. 4)
     Schemat zastępczy linii elektroenergetycznej (napowietrznej lub kablowej) WN i NN odwzorowuje zjawiska, które występują przy przesyle energii elektrycznej.
      Podstawowymi parametrami schematu linii są następujące wielkości:
      Rk - rezystancja związana z wydzielaniem energii cieplnej w przewodach przy przepływie prądu;
      Xk - reaktancja indukcyjna, wynikająca z istnienia pola magnetycznego wokół przewodów;
      Gk - konduktancja (przewodność czynna), związana ze zjawiskami zachodzącymi w izolacji
            przewodu względem otoczenia;
      Bk - susceptancja (przewodność bierna), wynikającą z istnienia pola elektrycznego pomiędzy
            poszczególnymi przewodami oraz przewodami a ziemią.

       Na podstawie parametrów odniesionych do elementarnej jednostki długości linii, wyznacza się impedancję Zk i admitancję Yk jednostkową linii:

Zk = (Rk + jXk)
Yk = (Gk + jBk)

       W liniach elektroenergetycznych WN i NN o dużych długościach charakter zjawisk jest falowy, co oznacza, że związki pomiędzy napięciami i prądami na początku i końcu linii należy opisać równaniami linii długiej o postaci:

       gdzie:
      γ - współczynnik rozchodzenia się fali elektromagnetycznej;
      Zf -  impedancja falowa linii, w Ω;
       l - długość linii, w m.
      Na podstawie wyznaczonych impedancji Zk i admitancji Yk jednostkowych linii oraz równań linii długiej można przedstawić schemat zastępczy linii o parametrach rozłożonych, gdzie Δx jest elementarną długością linii (Rys. 4).


Rys. 4. Schemat zastępczy linii o parametrach rozłożonych

      Schemat zastępczy linii o parametrach rozłożonych stosuje się do określenia parametrów  linii, których długość przekracza 5% długości fali elektromagnetycznej. co odpowiada długości około 300 km dla linii napowietrznej i 150 km dla linii kablowej.

      Zależności umożliwiające obliczanie parametrów schematu zastępczego linii są następujące:
      Rezystancja Rk – jest rezystancją jednostkową (kilometryczną) jednej fazy linii 3-fazowej, w Ω/km, którą oblicza się ze wzoru:

       Reaktancję indukcyjną Xk przewodu oblicza się ze wzoru:

       gdzie:
      ω - pulsacja prądu, w rad/s (ω = 2πf);
      Lk - jest indukcyjnością jednostkową linii, w H/km, którą wyznacza się na podstawie analizy pola
           magnetycznego w przestrzeni ograniczonej przewodami czynnymi. Przy założeniu symetrii linii
           uzyskuje się następującą zależność:

       gdzie:
      bśr -średni odstęp między przewodami, w cm,
      r – promień przekroju przewodów, w cm,
      μw – względna przenikalność magnetyczna materiału przewodu (dla materiałów z miedzi i aluminium μw ≈ 1).
           Przenikalność magnetyczna w próżni μo = 4π !0-4 H/km.

      3.3. Schemat zastępczy jako czwórnik typu π (Rys. 5) - odwzorowuje elementy sieci elektroenergetycznej, przy czym w gałęziach poprzecznych uwzględnia się wyłącznie susceptancje pojemnościowe. Wielkościami charakterystycznymi linii elektroenergetycznej są impedancje i admitancje jednostkowe, tj. odniesione do 1 km długości linii. Oznacza się je przez R', X', B' a ich wartości oblicza się albo odczytuje z odpowiednich tablic lub wykresów.
      Impedancje i admitancje dla całej długości linii otrzymuje się mnożąc wartości jednostkowe tych wielkości przez długość linii l:

R = R'l,    X = X'l,    B = B'l

      Obliczenia parametrów linii elektroenergetycznej WN i NN o długości mniejszej niż 300 km dla linii napowietrznej i 150 km dla linii kablowej można dokonać w oparciu o schemat zastępczy typu π w postaci parametrów skupionych (Rys. 5).


Rys.5. Schemat zastępczy typu π dla linii elektroenergetycznej o parametrach skupionych

 

      Wartości parametrów schematu zastępczego typu π wyznacza się dla całej linii elektroenergetycznej o napięciu znamionowym powyżej 15 kV, w zależności od jej długości, ze wzorów:

ZL = ZkI (Rk + jXk)
YL = YkI (Gk + jBk)

      3.4. Schemat zastępczy linii z pominięciem gałęzi poprzecznych
      Do określenia parametrów linii o niższych napięciach można przyjąć schemat zastępczy uproszczony, w którym pomija się gałęzie poprzeczne (zjawiska z jakimi związane są parametry tych gałęzi nie mają praktycznego znaczenia).
      Schemat zastępczy linii elektroenergetycznej z pominięciem gałęzi poprzecznych przedstawia rysunek 6.


Rys. 6. Schemat zastępczy linii o niższych napięciach z pominięciem gałęzi poprzecznych

      W obliczeniach krótkich linii elektroenergetycznych niskiego napięcia, nie wymagających dużej dokładności, dopuszcza się dalsze uproszczenie, np. pominięcie reaktancji linii, ograniczając się do uproszczonej postaci końcowej wzorów.

      1) Rezystancja linii
      Rezystancję linii, równoznaczną z rezystancją przewodów linii, można obliczyć ze wzoru

RL = Rkl

      przy czym:
      Rk - rezystancja jednostkowa, w Ω/km,
      l - długość linii, w km.
      Wartości rezystancji jednostkowej linii Rk podawane są w odpowiednich normach dotyczących przewodów stosowanych w liniach elektroenergetycznych.

      W przypadku braku danych można dla przewodów AFL obliczyć przybliżoną wartość rezystancji linii, równoznacznej z rezystancją jednostkową przewodów jednej fazy linii 3-fazowej, ze wzoru

      gdzie:
      γ - jest konduktywnością (przewodnością właściwą) przewodu w m/Ωmm2;
      S - jest rzeczywistym przekrojem przewodów AFL (przekrój części AL), w mm2.

 

      Wartości konduktywności γ dla przewodowych linii wynoszą:
      - miedź twarda: drut γ = 55 m/Ωmm2, linka γ = 53 m/Ωmm2,
      - miedź miękka γ = 56 m/Ωmm2,
      - aluminium twarde γ = 34 m/Ωmm2,
      - aluminium miękkie γ = 35 m/Ωmm2.

      2) Reaktancja indukcyjna
      Reaktancję indukcyjną linii oblicza się ze wzoru

XL = Xkl = ωLkl

      przy czym:
      Lk - jednostkowa indukcyjność robocza jednej fazy linii, w H/km,
       l - długość linii, w km,
      ω - pulsacja prądu, w rad/s (ω = 2πf).

      Średnie odstępy między przewodami bśr dla różnych układów linii wynoszą:
      a) średnia odległość między przewodami w układzie trójfazowym

      b) średnia odległość między przewodami dla symetrycznych układów przewodów

bśr = b

      c) średnia odległość między przewodami dla płaskiego układu przewodów

      d) średnia odległość między przewodami dla linii dwutorowej z symetrycznie rozmieszczonymi torami

      Liniami symetrycznymi pod względem magnetycznym są linie napowietrzne i kablowe, których przewody ułożone są w wierzchołkach trójkąta równobocznego. W układach niesymetrycznych o znacznej niesymetrii wskazana jest symetryzacja ze względu na różne spadki napięć. Dla uzyskania wymaganej symetrii linii elektroenergetycznej stosuje się tzw. przeplatanie przewodów (rys. 7).


Rys. 7. Przeplatanie przewodów linii trójfazowej

      W tym celu linię dzieli się na podzielną przez 3 liczbę sekcji, natomiast trzy sekcje stanowią jeden cykl splatania. W każdej sekcji przewód danej fazy prowadzi się w innym położeniu względem przewodów faz pozostałych, a całą linię uznaje się za symetryczną.

      Indukcyjność jednostkowa linii trójfazowej z przewodami wiązkowymi wynosi

      W liniach najwyższych napięć w fazach roboczych są stosowane przewody wiązkowe, dla których w obliczeniach indukcyjności określa się promień zastępczy - rz. Dla wiązki złożonej z m przewodów wartość rz wyznacza się ze wzoru

      gdzie: r - promień pojedynczego przewodu należącego do wiązki.
     Średni odstęp między przewodami tej samej wiązki wynosi

      gdzie: a1, a2...am - odległości między kolejnymi przewodami wiązki.

      Dla trójfazowych linii dwutorowych, przy założeniu symetrii fazowej linii dwutorowej obciążonej symetrycznie, wyznacza się odrębnie bśr dla każdego toru, traktując je niezależnie. Dla linii nieprzeplatanych o znacznej niesymetrii należałoby liczyć oddzielnie średnią odległość dla poszczególnych przewodów.

      3) Susceptancja linii
      W linii występują pojemności wzajemne między przewodami oraz pojemności między przewodami a ziemią. Pojemność dla jednej fazy linii symetrycznej pojemnościowo jest równa sumie pojemności cząstkowej tej fazy względem ziemi oraz potrójnej wartości pojemności cząstkowej wzajemnej, przy czym pojemności poszczególnych faz są w tym przypadku jednakowe.
      Susceptancja linii elektroenergetycznej wyrażona w S/km wynosi

BL = Bk l = ω Ck

      gdzie:
      Bk - susceptancja jednostkowa, w S/km;
      Ck - jednostkowa pojemność robocza przewodu, w F/km.

      a) Pojemność jednostkowa linii dwuprzewodowej wynosi

      gdzie:
      qk - ładunek elektryczny równomiernie rozłożony wzdłuż przewodu przypadający na jednostkę długości, w C/m,
      v - różnica potencjałów na powierzchni dwóch przewodów, w V.

      b) Pojemność jednostkowa linii trójfazowej, F/km
      Wartość pojemności jednostkowej dla dowolnego przewodu linii symetrycznej pojemnościowo oblicza się z przybliżonego wzoru

      gdzie:
      bśr – średni odstęp między przewodami w cm,
      r – promień przekroju przewodów w cm.

      Dla linii z przewodami wiązkowymi zamiast promienia rzeczywistego należy przyjąć wielkość zastępczą rz określoną przy rozpatrywaniu indukcyjności. Symetrię pojemnościową w układzie niesymetrycznym pojemnościowo można uzyskać również przez przeplatanie przewodów.
      Wartość jednostkowej pojemności roboczej przewodu linii dwutorowej Ck mnoży się przez 2. Wpływ przewodów jednego toru na przewody drugiego toru można całkowicie pominąć, bez względu na ich rozmieszczenie, przez zastosowanie odpowiedniego sposobu przepleceń przewodów, np. wykonanie trzykrotnie większą częstość przepleceń w jednym torze linii niż w drugim.

      Pojemności robocze kabli i przewodów linii napowietrznych można wyznaczać z zależności graficznych lub tabelarycznych podanych przez wytwórcę.

      4) Konduktancja linii
      Konduktancja linii elektroenergetycznej napowietrznej odzwierciedla straty mocy czynnej poprzecznej, czyli straty związane z upływem prądu przez izolację oraz straty związane ze zjawiskiem ulotu (w liniach WN). W liniach kablowych występuje również zjawisko histerezy dielektrycznej.
      Wartość prądu upływu w linii, płynącego przez izolację (np. przez izolatory linii) do ziemi, zależy od długości linii. Największa upływność prądu występuje w krótkich liniach niskiego napięcia. Praktycznego znaczenia nie ma też upływność w liniach wyższych napięć, tak więc konduktancję związaną z upływnością prądu w izolacji linii można pominąć. A zatem, konduktancję linii należy uwzględnić się wówczas, gdy występuje zjawisko ulotu.
      Zjawisko ulotu w liniach napowietrznych WN polegaj na upływie ładunków z przewodu, na skutek wyładowania elektrycznego powstającego w powietrzu wokół przewodu. Zjawisko ulotu istnieje wówczas, gdy fazowe napięcie robocze linii Uf będzie większe od napięcia, przy którym występuje wyładowanie, tzw. napięcia krytycznego Ufkr ulotu, wtedy: Uf > Ufkr

      a) Napięcie krytyczne [kV] wyznacza sie na podstawie wzoru empirycznego

      przy czym:
      mp - współczynnik zależny od stanu powierzchni przewodu np.: przewody jedno drutowe:
             nowy mp = 1, stary - mp = 0,93 - 0,98, linka mp = 0,83 - 0,87,
      ma - współczynnik zależny od warunków atmosferycznych: pogoda sucha, słoneczna ma = 1,
             pogoda deszczowa ma = 0,8,
      bśr - średnia odległość między przewodami, w cm,
      δ - współczynnik zależny od ciśnienia i temperatury powietrza: dla warunków normalnych δ = 1,
      r - promień przewodu, w cm.

 

      b) Konduktancję jednostkową linii można wyznaczyć ze wzoru

 

 

      gdzie:
      ∆Pul - straty mocy czynnej spowodowane ulotem, w MW/km;
      Ufśr - średnia wartość napięcia fazowego, w kV.

 

      c) Straty mocy czynnej w liniach napowietrznych ∆Pul (w kW/km), związane z ulotem, dla f = 50 Hz i δ = 1, określa wzór

      d) Straty mocy czynnej w liniach kablowych ∆Ph (w kW/km), powstałe na skutek histerezy dielektrycznej w kablach, można wyznaczyć ze wzoru

 

      gdzie:
      Uf - napięcie fazowe linii, w kV;
      C - pojemność robocza kabla, w μF/km;
      tgδ - współczynnik stratności dielektrycznej.

▲ do góry

      4. Sterowanie pracą systemu elektroenergetycznego

      System elektroenergetyczny, jako zbiór wzajemnie powiązanych elementów służących do wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej, jest złożonym i rozległym terytorialnie obiektem sterowania. Sterowanie należy rozumieć jako celowe oddziaływanie na elementy, grupy i zbiory w całym systemie, dla osiągnięcia określonych celów.
      Do podstawowych celów sterowania w systemie należy:
      - cel techniczny - polegający na utrzymaniu określonych zmiennych stanu w żądanych przedziałach,
        np. utrzymanie częstotliwości, poziomów napięcia, dopuszczalnych prądów i mocy,
      - cel ekonomiczny - polegający na optymalizacji zbioru zmiennych stanu, zmierzający do minimalizacji
        kosztów, np. rozdział mocy czynnej i biernej zgodnie z kryteriami ekonomicznymi, sterowanie usługami
        systemowymi na podstawie przetargów, sterowanie mocą wymiany z sąsiednimi systemami,
      - bezpieczeństwo pracy systemu, np. sterowanie poprawiające stabilność, samoczynne odciążenie
        w stanach awaryjnych.

      4.1. Obciążenie systemu elektroenergetycznego
      1) Przez moc obciążenia systemu elektroenergetycznego należy rozumieć zapotrzebowanie na moc czynną pobieraną przez wszystkie odbiorniki energii elektrycznej przyłączone do sieci elektroenergetycznej.
      Pomijając straty mocy czynnej, można stwierdzić, że w stanie ustalonym moc obciążenia systemu jest to suma mocy pobieranej z zacisków generatorów pracujących w danej chwili w systemie elektroenergetycznym.

      Moc obciążenia w systemie elektroenergetycznym ulega ciągłym zmianom, które można sklasyfikować w następujący sposób:
      - zmiany wynikające z przebiegu krzywych dobowej zmienności obciążenia; zmiany te mogą dochodzić nawet do 50% mocy
        szczytowej obciążenia danej doby,
      - zmiany mocy obciążenia o niedużej wartości (ok. 5% mocy obciążenia) i krótkim czasie trwania związane z włączaniem lub
        wyłączaniem różnego rodzaju odbiorników,
      - przypadkowe duże zmiany mocy obciążenia związane z nagłymi stanami awaryjnymi np. awaryjnym wyłączeniem części
        systemu z dużą grupą odbiorów,
      - niewielkie zmiany mocy o oscylacyjnym charakterze związane z przerywaną pracą odbiorników.
        Wartość tych zmian jest bardzo mała, zaś częstość stosunkowo duża.
      Omówione powyżej rodzaje zmian mocy mogą, w większości przypadków, wzajemnie nakładać się na siebie.

      2) Moc wytwarzana w systemie elektroenergetycznym
     Moc wytwarzana PT - jest to moc mechaniczna na wale turbiny zespołu wytwórczego. Pomijając straty mocy czynnej można założyć, że w stanach ustalonych moc wytwarzana PT jest równa mocy mierzonej na zaciskach generatora PG. Moc wytwarzana w systemie elektroenergetycznym jest sumą mocy wytwarzanych przez poszczególne bloki energetyczne pracujące w danej chwili w systemie.

      Zmiany mocy wytwarzanej zależą od zdolności regulacyjnych i parametrów poszczególnych rodzajów bloków wytwórczych, np.:
       - w turbozespołach parowych szybkie zmiany mocy wytwarzanej ze względu na ograniczenia
         technologiczne są ograniczone do przedziału nie przekraczającego ± 5% znamionowej mocy
         bloku. Dalsze zmiany mocy wytwarzanej przekraczające tzw. pasmo szybkiej regulacji mogą
         być dokonywane z prędkością zależną od stanu ruchowego turbiny;
       - w hydrozespołach zmiany mocy wytwarzanej mogą zachodzić z dużo większą prędkością w całym
         zakresie mocy znamionowej zespołu wytwórczego.

      W pracy systemu elektroenergetycznego należy liczyć się ze zmianami mocy wytwarzanej, związanymi z awaryjnymi odstawieniami poszczególnych bloków bądź całych elektrowni.

      3) Częstotliwość w systemie elektroenergetycznym
      Częstotliwość jest jednym z podstawowych parametrów systemu elektroenergetycznego. Wartość częstotliwości jest jednakowa w każdym punkcie systemu oraz połączonych ze sobą systemów europejskich i zależy od bilansu mocy czynnej. W systemie elektroenergetycznym, przy pominięciu strat w stanie ustalonym, moc wytwarzana pracujących generatorów PG jest równa sumie mocy pobieranych z tegoż systemu Podb. Częstotliwość w systemie wynosi wówczas 50 Hz.
      Utrzymanie częstotliwości o tej wartości wymaga istnienia w SEE dyspozycyjnej mocy czynnej, pokrywającej potrzeby zmieniających się obciążeń i strat mocy w sieciach przesyłowo-rozdzielczych.
      Naruszenie opisanego powyżej stanu równowagi (np. przez zmianę mocy odbiorów, czy przez zmianę mocy wytwarzanej), spowoduje zmianę prędkości wirowania wszystkich maszyn obrotowych pracujących w danej chwili w systemie, zarówno zespołów prądotwórczych (generatorów), jak i silników przyłączonych do sieci u odbiorców, przez zmianę energii kinetycznej ich mas wirujących.
      Wynikiem tego są zmiany częstotliwości w systemie elektroenergetycznym.

      Praca systemu elektroenergetycznego ze znacznie mniejszą, jak i ze znacznie większą częstotliwością, jest z wielu względów szkodliwa i niedopuszczalna.
      a). Skutki obniżenia częstotliwości:
          - przy spadku częstotliwości poniżej 49,5 Hz, niektóre pierścienie łopatek turbinowych zaczynają drgać,
            co może wpływać na wibracyjne zmęczenie materiałów, a nawet doprowadzić do ich zniszczenia,
          - przy spadku częstotliwości poniżej 49,0 Hz, następuje całkowite otwarcie dopływu pary do turbiny,
            a jej obciążenie osiąga znamionową wartość.

      b). Skutki podwyższenia częstotliwości:
          - w wyniku wzrostu częstotliwości rosną straty w żelazie i przegrzewają się wszystkie obwody magnetyczne
            silników i transformatorów,
          - wzrost częstotliwości zwiększa niekorzystnie prędkość obrotową agregatów prądotwórczych u odbiorców,
            naruszając wymogi technologiczne produkcji,
          - odbiorniki oporowe, np. żarówki pracujące przy zwiększonej częstotliwości, ulegają przedwczesnemu zużyciu.
         Poza tym zmiany częstotliwości mają istotny wpływ na wymianę mocy pomiędzy systemami.

      4.2. Regulacja napięcia w systemie elektroenergetycznym
      Dobór i utrzymanie właściwych wartości napięć w sieci elektroenergetycznej ma istotne znaczenie dla wszystkich elementów systemu elektroenergetycznego.
      Poziomy napięć w węzłach sieci elektroenergetycznej mają ścisły związek ze stratami napięcia na drodze przepływu prądu i zmieniają się:
      - w stanach normalnych w skutek nagłych zmian obciążenia,
      - w stanach zakłóceniowych w sieciach oraz
      - w skutek rozpływu mocy biernej.

      Poziomy napięć w węzłach muszą spełniać wymagania dotyczące nieprzekraczania dopuszczalnego pasma zmienności, a także ograniczenia generacji mocy biernej. Granice pasma zmienności są określone maksymalnym dopuszczalnym napięciem ze względu na poziom izolacji oraz zakresu zmian przekładni transformatorów sprzęgających sieci o różnych napięciach znamionowych. Zasadniczy wpływ na poziomy napięć w sieciach elektroenergetycznych ma moc bierna, ze względu na znaczną przewagę reaktancji nad rezystancją w sieci.

      Utrzymanie dopuszczalnych wartości napięć w systemie elektroenergetycznym ma istotne znaczenie w węzłach odbiorców energii elektrycznej, a także dla urządzeń elektrycznych pracujących w systemie.

      Regulacja napięcia odbywa się zarówno w stanach normalnych, jak i zakłóceniowych, w sieciach wszystkich poziomów napięć; w sieciach przesyłowych NN, sieciach rozdzielczych WN i SN, a także w sieciach niskiego napięcia nn (Rys. 10).


Rys. 10. Struktura funkcjonalna systemu elektroenergetycznego

      4.2.1. Zasadniczym celem regulacji poziomów napięcia w systemie elektroenergetycznym jest:
      1) w stanach normalnych - zapewnienie właściwych poziomów napięć przy zmieniającym się obciążeniu odbiorców, a w szczególności:
          a) utrzymanie gwarantowanych poziomów napięć w węzłach zasilania odbiorców energii elektrycznej
              i nieprzekraczanie dopuszczalnego pasma zmienności,
          b) zapewnienie właściwych warunków eksploatacji urządzeń wytwórczych, przesyłowych i rozdzielczych,
          c) zmniejszenie strat sieciowych.
      2) w stanach zakłóceniowych - łagodzenie przebiegu i skutków zakłócenia, a w szczególności:
          a) zmniejszenie nagłych obniżeń napięcia (zapadów) w trakcie wystąpienia zwarcia w sieci,
          b) ograniczenie przepięć po nagłym zrzucie obciążenia lub wyłączenia zwarcia,
          c) tłumienie kołysań wirników generatorów synchronicznych oraz towarzyszących im kołysań
             mocy oraz oscylacji napięć po wystąpieniu zwarć w sieci przesyłowej WN łączącej elektrownie,
         d) przeciwdziałanie powstawaniu zjawiska lawiny napięcia spowodowanej nadmiernym wzrostem
             poboru mocy biernej przez silniki asynchroniczne u odbiorcy przemysłowego przy obniżonej
             wartości napięcia w węźle zasilającym odbiorcę,
      3) zmniejszanie strat zwarciowych,
      4) minimalizację kosztów przesyłu energii elektrycznej.

      Liczba występujących w węzłach rozległej sieci spadków napięcia, jako zmiennych stanu, jest bardzo duża. Sterowanie tymi napięciami musi zapewnić ich zmienność w określonym przedziale.

      W sieci prądu przemiennego jest możliwe częściowe uniezależnienie poziomów napięcia od przepływu mocy czynnej, dzięki odpowiedniej generacji i sterowaniu przepływem mocy biernej.
      Wynika to ze wzoru na spadek napięcia w linii:

      gdzie:
      P - moc czynna;
      Q - moc bierna;
      UN - napięcie znamionowe;
      RL - rezystancja linii;
      XL - reaktancja linii.

      4.2.2. Rodzaje regulacji
      Poziomy napięcia w sieciach elektroenergetycznych są ściśle związane z bilansem mocy biernej. Aby utrzymać napięcie w węzłach sieci na określonym poziomie stosuje się odpowiednią regulację mocy biernej.
      W systemie elektroenergetycznym rozróżnia się następujące sposoby regulacji.
      - regulacja pierwotna realizowana przez regulatory napięcia generatorów. Polega na szybkiej zmianie
        wzbudzenia generatorów przy zmianie napięcia na ich zaciskach;
      - regulacja wtórna napięcia koordynuje działanie urządzeń regulacyjnych napięć i mocy biernej w określonym
        obszarze systemu celem utrzymania wymaganego poziomu napięcia;
      - regulacja trójna napięcia polega na procesie optymalizacji przebiegającym z użyciem obliczeń opartych
        na pomiarach czasu rzeczywistego, którego celem jest zmodyfikowanie nastaw urządzeń wpływających
        na rozkład mocy biernej (regulatory bloków wytwórczych, regulatory przełączników zaczepów transformatorów
        oraz urządzenia kompensujące).

      Regulacja napięcia w systemie elektroenergetycznym może być dokonywana poprzez zmianę:
      - sił elektromotorycznych generatorów i przekładni transformatorów (regulacja bezpośrednia),
      - impedancji sieci (regulacja pośrednia),
      - rozpływu mocy czynnych lub biernych (regulacja pośrednia).

      1) Bezpośrednia regulacja napięcia w systemie elektroenergetycznym polega:
      a) w generatorach synchronicznych wyposażonych w regulatory napięcia współpracujące z układem wzbudzenia
          maszyny - poprzez zmianę prądu wzbudzenia generatora regulator zapewnia utrzymywanie zadanej wartości
          napięcia na zaciskach. Regulacja wzbudzenia generatora jest podstawowym sposobem regulacji napięcia w systemie
          elektroenergetycznym.
      b) w transformatorach regulacyjnych - na zmianie przekładni transformatora poprzez zmianę czynnej liczby zwojów
          w jednym z uzwojeń transformatora. Zmiana przekładni wpływa na zmianę długości wektora napięcia; ten rodzaj
          regulacji określa się mianem "regulacji wzdłużnej". Regulacja ta nie zmienia bilansu mocy biernej w układzie,
          ale, poprzez zmianę poziomów napięcia w poszczególnych węzłach sieci, wpływa na zmianę rozpływu mocy.

      2) Regulacja pośrednia
      Zmiana rozpływu mocy biernych w sieci elektroenergetycznej powoduje zmianę spadków napięcia w tej sieci, a tym samym zmienia wartości napięć w jej węzłach. Regulacji mocy biernej dokonuje sie za pomocą generatorów synchronicznych, a także dodatkowych źródeł mocy biernej, np:
      - baterii kondensatorów równoległych w sieciach rozdzielczych,
      - dławików równoległych w sieciach przesyłowych,
      - urządzeń energoelektronicznych, jak np. statyczny kompensator SVC,
         czy statyczny kompensator synchroniczny STATCOM (sieci przesyłowe i rozdzielcze).

      Kompensatory statyczne to układy zawierające kondensatory i/lub dławiki sterowane tyrystorowo. Włącza się je do węzłów sieci elektroenergetycznej równolegle do odbiorów, stanowią więc regulowaną susceptancję, której wartość zmienia się w sposób płynny w granicach wyznaczonych mocą kondensatorów i dławików. Z uwagi na zdolność do szybkiej (nadążnej) zmiany mocy biernej, układy te stosuje się w przypadku konieczności kompensacji szybkich zmian napięcia. Kompensatory realizują zwykle funkcje polegające na:
      - stabilizacji napięcia w węzłach sieci,
      - kompensacji mocy biernej,
      - kompensacji składowej przeciwnej napięć i prądów, czyli symetryzacji.

      3) Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci
      Zmiana impedancji sieci wpływa na zmianę spadków napięć i tym samym zmienia napięcia w węzłach tej sieci.
      Wyróżnia się dwa sposoby regulacji napięcia w węzłach sieci:
      1) poprzez zmianę konfiguracji sieci,
      2) przez zastosowanie kondensatorów szeregowych.

     Regulacja przez zmianę konfiguracji sieci polega na włączaniu elementów równoległych, np. linii lub transformatorów, przy dużym obciążeniu i ich wyłączaniu, gdy obciążenie jest małe. Głównym celem zmiany konfiguracji sieci jest dostosowanie mocy znamionowej elementów do aktualnego obciążenia, a w następstwie, oprócz zmiany napięcia, zmniejszenie całkowitych strat mocy czynnej w sieci.
      Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci polegająca na zastosowaniu baterii kondensatorów szeregowych jest przedstawiona na rysunku 12.


Rys. 12. Regulacja napięcia przez zmianę impedancji sieci

      Strata napięcia na kondensatorze zmniejsza stratę napięcia na reaktancji indukcyjnej linii, co z kolei powoduje zmniejszenie całkowitego spadku napięcia w linii. Moc baterii kondensatorów można zmieniać, poprzez włączanie i wyłączanie kolejnych jej stopni. W ten sposób można wpływać na stopień kompensacji reaktancji linii, w zależności od obciążenia.

      4.3. Regulacja mocy czynnej i częstotliwości w systemie elektroenergetycznym
      Regulacja częstotliwości i mocy czynnej jest jednym z podstawowych działań w funkcjonowaniu systemu elektroenergetycznego. Specyficzne właściwości maszyn synchronicznych powodują, że częstotliwość w całym systemie elektroenergetycznym, w ustalonym stanie pracy,  jest jednakowa, a jej wartość zależy od aktualnego zbilansowania mocy zapotrzebowanej przez odbiory Podb i mocy wytwarzanej PT przez pracujące aktualnie elektrownie w systemie.
      Regulacja częstotliwości i mocy po stronie wytwarzania obejmuje regulację pierwotną, wtórną i trójną i wymaga wyposażenia jednostek wytwórczych w stosowne układy regulacyjne oraz posiadania odpowiedniej rezerwy mocy.

      1) Regulacja pierwotna częstotliwości i mocy czynnej.
      Każdy blok energetyczny (generator i turbina) wyposażony jest w regulator prędkości obrotowej turbiny. W czasie pracy regulator oddziałuje na dopływ pary lub wody do turbiny, a w następstwie na zmianę mocy czynnej generatora. Moc generowana Pg wynika z mocy odbieranej, punkt równowagi "a" jest osiągnięty przy częstotliwości fn.
      Jak wynika z charakterystyki P = f (f) wzrostowi mocy odbioru odpowiada przesunięcie w górę charakterystyki odbioru, co spowoduje przyhamowanie wirnika generatora i zadziałanie regulatora prędkości obrotowej. Z kolei, na skutek zwiększenia dopływu czynnika energetycznego do turbiny następuje zwiększenie mocy generowanej. Ustala się nowy punkt równowagi "b" przy mocy P1 i częstotliwości f1.


Rys. 13. Regulacja pierwotna.

 

      Regulacja mocy jednostki wytwórczej za pomocą indywidualnego regulatora prędkości obrotowej w funkcji częstotliwości sieci i w zależności od jego nastawienia nazywa się regulacją pierwotną.
      Przebieg regulacji pierwotnej można podzielić na dwie fazy (Rys. 13):
      - pierwszą – kiedy działanie regulacji pierwotnej jeszcze nie zdążyło się rozpocząć z uwagi na bezwładność układów (t = 0-5 s),
      - drugą – przy właściwym oddziaływaniu regulacji pierwotnej (t ≤ 30 s).

      W pierwszej fazie częstotliwość spada liniowo z szybkością zależną od zmiany mocy w stosunku do mocy wirującej maszyn w systemie przed zaburzeniem (przedział Δt1 na Rys. 15). W drugiej fazie (Δt2) zaczyna się zwiększać, aż do ustalenia się wartości stałej mniejszej od fn.
      Wynikiem regulacji pierwotnej jest przywrócenie równowagi pomiędzy mocą zapotrzebowaną a wytwarzaną, ale przy częstotliwości mniejszej niż przed zaburzeniem. Możliwości regulacyjne zależą od nachylenia charakterystyki częstotliwościowej generatora i wartości mocy generowanej przed zaburzeniem. Współczynnik nachylenia K charakterystyki częstotliwościowej określony jest zależnością

      Wielkość odwrotna, wyrażona w procentach nazywa się statyzmem i jest miarą zdolności regulacyjnych w SEE:

s =100/K

      Jeśli rezerwa w systemie jest mała, to statyzm rośnie, natomiast jeżeli rezerwa jest duża statyzm maleje; w szczególnym przypadku, gdy charakterystyka jest pionowa, statyzm jest równy zeru (charakterystyka astatyczna).
      Wartości statyzmu wyrażone w procentach wynoszą:
      4 – 6 % (a nawet do 8 %) - dla elektrowni cieplnych,
      2 – 6 % - dla elektrowni wodnych.

      W krajowym SEE w regulacji pierwotnej biorą udział tylko bloki elektrowni cieplnych systemowych.

      2) Regulacja pierwotna i wtórna
      Regulacja pierwotna powoduje zmianę punktu pracy na charakterystyce częstotliwościowej, co wiąże się ze zmianą częstotliwości. Utrzymanie stałej wartości częstotliwości wymaga przesunięcia w prawo charakterystyki mocy generowanej (Rys. 14). Jest to zadanie regulacji wtórnej.


Rys. 14. Regulacja pierwotna i wtórna

      Regulacja mocy i częstotliwości w systemie elektroenergetycznym za pomocą skoordynowanego oddziaływania na indywidualne regulatory wybranych jednostek wytwórczych przez układ automatycznej regulacji częstotliwości i mocy (ARCM) nazywa się regulacją wtórną.
      W efekcie działania regulacji wtórnej następuje dalszy wzrost mocy generowanej do wartości P2 i ustalenie nowego punktu równowagi c przy częstotliwości fn (Rys. 14). Regulacja wtórna sprowadza więc częstotliwość do poziomu wartości zadanych przed zaburzeniem. Działanie regulacji wtórnej powinno się rozpocząć po zadziałaniu regulacji pierwotnej, najpóźniej w chwili t = 30 s po wystąpieniu zaburzenia i zakończyć przed upływem 15 min.
      Regulacja wtórna w SEE jest realizowana przez wybrane bloki elektrowni cieplnych i wybrane hydrozespoły elektrowni wodnych reagujących na sygnały zadawane przez regulator centralny ARCM.
      W miarę jak działa regulacja wtórna (przedział Δt3 na Rys. 15), systemowe odchylenie regulacji zdąża do zera.

 


Rys. 15. Zmiana częstotliwości przy regulacji pierwotnej i wtórnej.

 

      3) Regulacja trójna
      Po zakończeniu regulacji pierwotnej i wtórnej, kiedy częstotliwość powraca do swej początkowej znamionowej wartości f = fn, rozpoczyna się działanie godzinowej regulacji trójnej. Jej zadaniem jest odtworzenie określonej wartości rezerwy mocy regulacyjnej. Regulacja trójna polega na zmianie punktów pracy na charakterystykach generatorów (zmiana mocy bazowej, wokół której działa regulacja pierwotna i wtórna) oraz włączaniu lub wyłączaniu hydrozespołów elektrowni wodnych pracujących w układzie regulacyjno-interwencyjnym i sterowanych zdalnie z krajowej dyspozycji mocy.
      Utrzymanie właściwej częstotliwości wymaga istnienia odpowiedniej rezerwy mocy czynnej; deficyt mocy czynnej w SEE nieuchronnie powoduje zmniejszenie częstotliwości. W przypadku znacznego deficytu mocy i związanego z tym obniżania się częstotliwości w SEE wykorzystuje się – oprócz regulacji po stronie wytwarzania – samoczynne częstotliwościowe odciążanie (SCO) sieci, polegające na stopniowym wyłączaniu wybranych odbiorów przy obniżeniu się częstotliwości poniżej zadanych wartości.

▲ do góry

      5. Straty mocy i energii

      Straty mocy i energii w elementach sieci elektroenergetycznych są związane z procesem wytwarzania, przesyłu i użytkowania energii elektrycznej.
      Straty mogą być
      - obciążeniowe (podłużne) - zależne od obciążenia elementu sieciowego,
      - jałowe (poprzeczne) - praktycznie niezależne od obciążenia.

      Ogólną zależność można zapisać w postaci

      gdzie:
      J - gęstość prądu, w A/mm2;
      ρ - rezystywność materiału przewodzącego, w Ωm;
      V - objętość elementu przewodzącego, w m3.

      5.1. Straty mocy w przewodach linii elektroenergetycznej spowodowane są zarówno przepływem prądu, jak i zjawiskami związanymi ze zmiennym polem elektrycznym i magnetycznym.
      Straty mocy czynnej związane z rezystancją przewodu w układzie trójfazowym, przy stałym obciążeniu przewodu, wyrażają się wzorem

ΔP = 3I2R

      gdzie:
      I - jest prądem płynącym przez przewód, w A;
      R - rezystancją tego przewodu, która przy uwzględnieniu wpływu temperatury wynosi:

R = R20 [1 + α (ϑ 20)]

      przy czym:
      ϑ ≤ 300 oC;
      R20 - rezystancja toru w temperaturze 20oC, w Ω;
      α - temperaturowy współczynnik wzrostu rezystywności materiału.

 

      Przy prądzie przemiennym należy uwzględnić współczynnik wypierania kw:

R~ = kwR--

      gdzie:
      R~, R--- rezystancja odpowiednio przy prądzie przemiennym i stałym, w Ω;
      kw - współczynnik wypierania określony wzorem: kw = kokz ,

      przy czym:
      ko - współczynnik naskórkowości (ko > 1),
      kz - współczynnik zbliżenia (kz > 0). Efekt zbliżenia jest wywołany wpływem sąsiednich pól magnetycznych przewodów.

      Wartość współczynnika naskórkowości zależy od:
      - częstotliwości prądu,
      - rezystancji rozpatrywanego przewodnika,
      - kształtu przekroju przewodnika.
      Wartość współczynnika naskórkowości zawiera się w praktycznych przypadkach od 1,1 do 1,2.

      Straty mocy i energii w systemie elektroenergetycznym

      Z punktu widzenia ekonomicznej pracy systemu elektroenergetycznego najistotniejsze są straty mocy i energii czynnej, które dla przedziału czasu Δt = t2 - t1 = Ta określa zależność

ΔA = ΔPTa

      Przy obciążeniu zmiennym określa się straty mocy występujące przy prądzie maksymalnym:

ΔPmax = 3I2maxR

      Straty mocy biernej występują na reaktancji X przewodu

ΔQ = 3I2X

      gdzie: I2 - wartość skuteczna natężenia prądu, w A.

      Straty mocy w sieci elektroenergetycznej jako funkcji przesyłanej mocy można wyrazić z zależności

      przy czym:
      S, P, Q - odpowiednio moc pozorna, w VA, czynna, w W,  i moc bierna, w var,  przesyłane przez dany element sieciowy;
      I - wartość skuteczna natężenia prądu w danym elemencie sieciowym, w A;
      R - rezystancja podłużna elementu sieciowego, w Ω;
      U - napięcie międzyfazowe, w V.

      5.2. Straty jałowe mocy czynnej, określa się dla tych elementów sieciowych, dla których w schematach zastępczych uwzględnia się konduktancję G, np. dla linii elektroenergetycznych napowietrznych o napięciu znamionowym Un > 30 kV i linii kablowych o napięciu znamionowym Un > 20 kV, transformatorów oraz kondensatorów równoległych.

      Straty jałowe oblicza się ze wzoru

Pj = U2 G

      gdzie:
      G - konduktancja poprzeczna elementu sieciowego, w S;
      U - napięcie międzyfazowe, w V.

      W praktyce przyjmuje się, że straty jałowe są stałe.

      Wypadkowe straty mocy czynnej linii: które są sumą strat obciążeniowych mocy czynnej i strat jałowych mocy czynnej, wyznacza się ze wzoru::

P = ∆Po + ∆Pj

 

      5.3. Straty energii ΔA określa następująca zależność:

      gdzie:
      ∆Pt - chwilowe straty mocy czynnej;
       Ta, - czas obliczeniowy, czyli czas, dla którego wyznacza się straty energii.

 

      Straty energii ΔA, które są sumą jałowych strat energii czynnej ΔAj i obciążeniowych strat energii czynnej ΔAo, oblicza się ze wzoru:

      przy czym:
      - jałowe straty energii czynnej, przy założeniu ΔPj = const,  wynoszą: ΔAj = ΔPjTa
        (Ta - czas pracy urządzenia),
      - obciążeniowe straty energii czynnej ΔAo można obliczyć ze wzoru

 

      5.4. Moc chwilową strat obciążeniowych ΔPot można wyrazić jako

      gdzie;
      ΔPos - straty obciążeniowe przy szczytowym (maksymalnym) obciążeniu, W;
      Ss - największe obciążenie mocą pozorną w okresie rozliczeniowym Ta;, w VA;
      St - obciążenie mocą pozorną w chwili t, w VA;
      Is - największe natężenie prądu w okresie rozliczeniowym Ta, w A;
      It - natężenie prądu w chwili t, w A;
      mSt - chwilowy stopień obciążenia mocą pozorną, w VA.

▲ do góry

     6. Jakość dostawy energii elektrycznej

       Szczególnego znaczenia w praktyce nabierają zagadnienia jakości dostawy energii elektrycznej odbiorcom, np.:
       - jakość energii elektrycznej, czyli odpowiednie parametry napięcia zasilającego i częstotliwości,
       - niezawodność (pewność) dostawy energii, określona czasem trwania i liczbą przerw w zasilaniu,
       - względy ekonomiczne oraz poziom obsługi odbiorców energii elektrycznej.

      Jakość energii elektrycznej odnosi się do pewnych znormalizowanych parametrów napięcia zasilającego, które charakteryzują poziom określonego zaburzenia elektromagnetycznego, powodującego zmiany w przebiegu napięcia.
      Zgodnie z normą PN-T-01030:1996. Wersja polska. Kompatybilność elektromagnetyczna. Terminologia oraz PN-T-01030:1996/A1:1999 - wersja polska Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) -- Terminologia; zaburzeniem elektromagnetycznym jest każde zjawisko elektromagnetyczne, które może spowodować pogorszenie działania urządzeń.
      Zaburzenie zwykle dzieli sie na kategorie według kryterium czasu ich trwania, np:
       - w czasie trwającym zaledwie milisekundy i sekundy trwają stany przejściowe oraz zmiany amplitudy napięcia
         spowodowane zaburzeniami i łączeniami występującymi w sieciach elektroenergetycznych,
       - w czasie rzędu minut występują zmiany napięcia wynikające ze zmian obciążenia sieci, obejmujące zarówno
          obniżenia, jak i wzrosty napięcia.

      Zaburzenia w stanach ustalonych dotyczą wprowadzanych do sieci odbiorów nieliniowych i odbiorów charakteryzujących się szybkozmiennym poborem mocy.

      Do typowych źródeł zaburzeń stwarzających problemy z utrzymaniem jakości energii elektrycznej należy:
      - częstotliwość,
      - zapady i wzrosty napięcia,
      - wahania amplitudy napięcia,
      - harmoniczne napięcia,
      - asymetria napięć,
      - migotanie światła.

      6.1. Definicje i wartości dopuszczalne parametrów jakościowych

      1) Odchylenie częstotliwości
      Najlepszym wskaźnikiem zbilansowania mocy w systemie jest częstotliwość. Jej ciągły pomiar służy do sterowania mocą elektrowni w celu zapewnienia pokrycia zmieniającego się losowo obciążenia. Częstotliwość w systemie elektroenergetycznym jest stała, a jej znamionowa wartość wynosi 50 Hz. Zmiana częstotliwości jest efektem zmiany mocy czynnej odbiorów. Odchylenie częstotliwości definiuje się jako względną różnicę częstotliwości pomierzonej i uśrednionej w przedziale fL pomiarowym w stosunku do jej wartości znamionowej fn:

      2) Poziom napięcia
      W odróżnieniu od częstotliwości - zmiennej stanu jednakowej w całym systemie - występujące w rozległej sieci spadki napięcia powodują, że liczba napięć w węzłach, jako zmiennych stanu, jest bardzo wielka.
      Sterowanie tymi napięciami musi zapewnić ich zmienność w określonym przedziale, np.± 10%. W sieci prądu przemiennego jest możliwe częściowe uniezależnienie poziomów napięcia od przepływu mocy czynnej dzięki odpowiedniej generacji i sterowaniu przepływu mocy biernej.

      gdzie:
      Uc - napięcie deklarowane w złączu sieci elektroenergetycznej, w V;
      UL - uśredniona w przedziale pomiarowym wartość skuteczna napięcia zasilającego (fazowego
             bądź międzyprzewodowego). w V.

      3) Odchylenie napięcia
      Wartość skuteczna napięcia w węzłach sieci zmienia się w następstwie zmian obciążenia i wynikającej z nich zmiany spadków napięcia w gałęziach sieci elektroenergetycznych. Odchylenie napięcia jest względną różnicą wartości skutecznej napięcia, pomierzonej i uśrednionej w przedziale pomiarowym UL do wartości tzw. napięcia deklarowanego Uc (zwykle jest to napięcie znamionowe).

 

      4) Harmoniczne napięcia
      W idealnej krzywej napięcia występuje tylko harmoniczna podstawowa o częstotliwości 50 Hz. Przyczyną zniekształcenia krzywej napięcia są odbiorniki nieliniowe, np. transformatory, świetlówki, urządzenia przekształtnikowe. Prądy pobierane przez te urządzenia są odkształcone, a więc zawierają wyższe harmoniczne. Harmoniczne te płynąc przez sieć elektroenergetyczną powodują pojawianie się spadków napięcia od tych harmonicznych i w efekcie zniekształcenie napięcia w węzłach sieci.
      Względna wartość h-tej harmonicznej napięcia, uśredniona w przedziale pomiarowym U(h), odnosi się do harmonicznej podstawowej napięcia deklarowanego:

      5) Współczynnik odkształcenia

      Przez współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego THD należy rozumieć współczynnik określający łącznie wyższe harmoniczne napięcia U(h), obliczany według wzoru

      gdzie:
      THD - współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego;
      Uh - uśredniona w przedziale pomiarowym wartość skuteczna napięcia h-tej harmonicznej (h = 1, ..., 40), w V;
      U1 - uśredniona w przedziale pomiarowym wartość skuteczna harmonicznej podstawowej napięcia zasilającego, V;
      h - rząd wyższej harmonicznej.

      6) Współczynnik asymetrii napięcia.
      Stan asymetrii w układzie trójfazowym występuje wówczas, gdy wartości skuteczne napięć fazowych są różne lub/i kąty przesunięć między nimi różnią się od 120o. Przyczyną asymetrii jest praca niesymetrycznych obciążeń, przede wszystkim nn i SN.
      Miarą asymetrii jest współczynnik asymetrii (odniesiony do pierwszej harmonicznej), obliczany jako iloraz składowej przeciwnej napięcia U1(2) do składowej zgodnej U1(1), pomierzonej i uśrednionej w przedziale pomiarowym:

      przy czym:
      U1(1) - uśredniona w przedziale pomiarowym wartość skuteczna składowej zgodnej harmonicznej podstawowej
                napięcia zasilającego, w V;
      U2(1) - uśredniona w przedziale pomiarowym wartość skuteczna składowej przeciwnej harmonicznej podstawowej
                napięcia zasilającego, w V.

      7) Długookresowa uciążliwość migotania światła
      Migotanie światła można zdefiniować jako wrażenie niestabilności postrzegania wzrokowego, spowodowane zmianą strumienia świetlnego źródeł światła. Główną przyczyną zjawiska migotania są wahania napięcia, czyli gwałtowne, powtarzające się zmiany wartości skutecznej napięcia, spowodowane pracą tzw. niespokojnych odbiorników - jak np. spawarki, piece łukowe, urządzenia walcownicze, charakteryzujących się szybkozmiennym obciążeniem. Migotanie światła jest efektem przenoszenia się wahań do sieci odbiorczej niskiego napięcia.
      Przez wskaźnik długookresowego migotania światła (P1t), należy rozumieć wskaźnik obliczony na podstawie sekwencji 12 kolejnych wartości wskaźników krótkookresowego migotania światła Pst, (mierzonych przez 10 minut) występujących w okresie 2 godzin, według wzoru

      gdzie:
      P1t - wskaźnik długookresowego migotania światła;
      Pst - wskaźnik krótkookresowego migotania światła.

      6.2. Kryteria podziału na grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci
      Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego [Dz.U.07.93.623], zm: Dz.U. 2008 Nr 30, poz.178 i Dz.U. Nr 162, poz. 1005, podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dzieli się na grupy, zwane dalej grupami przyłączeniowymi, według następujących kryteriów:
      1) grupa I — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
          znamionowym wyższym niż 110 kV;
      2) grupa II — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
          znamionowym 110 kV;
      3) grupa III — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
          znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV;
      4) grupa IV — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
          znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie znamionowym
          zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A;
       5) grupa V — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
           znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym
           zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym ni˝ 63 A;
      6) grupa VI — podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci poprzez tymczasowe
          przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty,
          których urządzenia, instalacje i sieci są przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok.

      Granica własności pomiędzy siecią przedsiębiorstwa energetycznego a instalacją odbiorcy wynika z warunków przyłączenia. Dla podmiotów zaliczonych do IV i V grupy przyłączeniowej (przyłączenie stałe do sieci nn) granica własności jest tożsama z miejscem dostarczenia energii elektrycznej i zależy od rodzaju przyłącza. Dla pozostałych grup przyłączeniowych - zgodnie z rozporządzeniem - wynika z umowy o przyłączenie. Przyłącze należy do przedsiębiorstwa energetycznego, w sieciach nn jest zwykle zakończone złączem, w którym ustalone jest miejsce dostarczenia energii elektrycznej i następuje rozdzielenie własności. Miejscem tym - w uzasadnionych przypadkach - mogą również być zaciski prądowe przy izolatorach stojaka dachowego. Dalszą częścią toru prądowego (poza ewentualną rozdzielnicą w złączu) jest wewnętrzna linia zasilająca, będąca częścią instalacji należącej do odbiorcy.

      Granice własności sieci elektroenergetycznych pomiędzy pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi wynikają z uwarunkowań topografii sieci a pomiędzy PSE Operator I spółkami są ustalone według ogólnych zasad podziału sieci na przesyłową i dystrybucyjną.

      6.3. Parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi odbiorców oraz sposób załatwiania reklamacji.

      Pomiar parametrów jakościowych powinien trwać w sposób ciągły przez okres co najmniej jednego tygodnia. Każdy mierzony parametr uśrednia się w czasie 10 min.
      Zgodnie z normą PN-EN 50160:2010 - wersja polska Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych wymaga się, aby 95% otrzymanych w czasie pomiarów wyników spełniało określone standardy.

     Parametry jakościowe energii elektrycznej określone w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
      [Dz.U.07.93.623, zm: Dz.U. 2008 Nr 30, poz.178 i Dz.U. Nr 162, poz. 1005].
      6.3.1. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II ustala się następujące parametry jakościowe energii elektrycznej w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń:
      1) wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 sek. w miejscach przyłączenia powinna być zawarta w przedziale:
          a) 50 Hz ±1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia,
          b) 50 Hz +4 % / 6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia;
      2) w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno
          mieścić się w przedziale odchyleń:
          a) ±10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV,
          b) +5 % / --10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 400 kV;
      3) przez 95 % czasu każdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania światła
          spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od 0,8;
      4) w ciągu każdego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych:
          a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego powinno mieścić
              się w przedziale od 0 % do 1 % wartości składowej kolejności zgodnej,
          b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego powinno być mniejsze lub równe
              wartościom określonym w poniższej tabeli:

 

      5) współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający wyższe
          harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 3 %;
      6) warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w pkt 1-5 jest pobieranie
          przez odbiorcę mocy czynnej nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tg φ nie większym niż 0,4.

      6.3.2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II parametry jakościowe energii elektrycznej
          dostarczanej z sieci, o których mowa w ust. 1, mogą być zastąpione w całości lub w części innymi parametrami
          jakościowymi tej energii określonymi przez strony w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie
          o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

      6.3.3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III-V ustala się następujące parametry jakościowe
         energii elektrycznej - w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń:
      1) wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 sekund powinna być zawarta w przedziale:
          a) 50 Hz ±1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia,
          b) 50 Hz +4 % / -6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia;

      2) w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno
          mieścić się w przedziale odchyleń ±10 % napięcia znamionowego;
      3) przez 95 % czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania światła P1t spowodowanego wahaniami
          napięcia zasilającego nie powinien być większy od 1;
      4) w ciągu każdego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych:
         a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale
             od 0 % do 2 % wartości składowej kolejności zgodnej,
         b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym
             w poniższej tabeli:

        5) współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego THD uwzględniający wyższe
            harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 8 %;
        6) warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w pkt 1—5 jest pobieranie
            przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4.
      6.3.4. Przedsiębiorstwo energetyczne, do którego sieci są przyłączeni odbiorcy, może ustalić, dla poszczególnych
          grup przyłączeniowych, dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii elektrycznej
          niepowodujących pogorszenia parametrów określonych w ust. 1 i 3 albo ustalonych w umowie sprzedaży
          energii elektrycznej lub umowie przesyłowej.
      6.3.5. Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia odpowiada wartości 230/400V.
      6.3.6. Dla grupy przyłączeniowej VI parametry jakościowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci określa umowa
          o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo umowa kompleksowa.
      6.3.7. Podmioty przyłączone do sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym powinny wprowadzać do tej sieci
          lub pobierać z tej sieci moc bierną przy współczynniku tgϕ mniejszym niż 0,4.

      6.4. Ocena jakości energii elektrycznej
      Ocenę jakości energii elektrycznej w określonym węźle sieci elektroenergetycznej należy przeprowadzać w okresie obserwacji nie krótszym od jednego tygodnia. Mierzone w sposób ciągły wskaźniki jakości uśrednia się w charakterystycznych przedziałach czasowych: 3 sekund, 10 minut, lub 2 godzin.
      Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych, ocenie podlegają wartości 10 - minutowe, za wyjątkiem wskaźnika długookresowej uciążliwości migotania, który wyznacza się dla czasu 2 godzin.
      Oceny dokonuje się przez porównanie statystycznych parametrów mierzonych wielkości z wartościami ustalonymi. Wymaga się, aby 95% wyników pomiarów mieściło się w podanych granicach.

      6.5. Niezawodność
      Wymagana jest niezawodna praca systemu elektroenergetycznego, w szczególności poprzez:
      - ciągłe utrzymywanie w systemie odpowiednich stanów, konfiguracji i mocy źródeł, w celu zapewnienia
        pokrywania obciążeń i nieprzerwanej dostawy odbiorcom energii elektrycznej,
      - zapewnienie odpowiedniego rezerwowania elementów systemu.
       Przerwy w zasilaniu odbiorców są jednak nieuniknione, ze względu na możliwość różnego rodzaju awarii lub też konieczność prowadzenia prac eksploatacyjnych. W praktyce poziom niezawodności dostosowuje się do charakteru odbiorców.
      Najmniejszą niezawodnością zasilania charakteryzują się sieci wiejskie, ze względu na występujące duże odległości pomiędzy odbiorcami oraz stosunkowo małe moce odbierane. W rejonach wiejskich stosuje się najczęściej sieci otwarte bez żadnych możliwości rezerwowania. W przypadku, gdy istnieją możliwości zasilania rezerwowego, konieczne przełączenia dokonywane są ręcznie, co w połączeniu z rozległością tej sieci, czas przerwy w dostawie energii elektrycznej jest często nadmiernie długi.
      Większej pewności zasilania wymagają odbiorcy gospodarstw domowych i komunalnych w miastach, zasilani przeważnie jedną linią zasilająca, bez możliwości zasilania rezerwowego, lub jeżeli istnieją możliwości rezerwowania, przełączenia takie w sieciach nn odbywają się ręcznie z dużą zwłoką czasową, lub automatycznie - w sieciach SN.
      Niezawodność zasilania, jakiej wymagają odbiorcy przemysłowi, jest bardziej zróżnicowana i zależy od wartości strat spowodowanych przerwą w dostawie energii.

▲ do góry

Menu serwisu