System elektroenergetyczny

Spis treści

1. Krajowy system elektroenergetyczny

     Współczesny system elektroenergetyczny (SEE) funkcjonujący na terenie kraju jest zbiorem powiązanych ze sobą elementów służących do wytwarzania, przetwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej oraz ośrodków dyspozytorskich sterujących 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 w dostawach energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami.
     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], głównym celem systemu elektroenergetycznego jest niezawodne dostarczanie wytworzonej energii elektrycznej do odbiorców, przy zachowaniu określonych wymagań i norm jakościowych.
     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:

1) galwanicznie liniami prądu przemiennego, zapewniając współpracę synchroniczną (częstotliwość jest jednakowa we wszystkich połączonych systemach) albo
2) 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 – energia musi być wcześniej zgromadzona w ogniwach,
– w ogniwach paliwowych – po doprowadzeniu paliwa są 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:

a) prądnice z utajonymi biegunami , napędzane turbinami parowymi lub gazowymi, nazywają się turbogeneratorami, budowane jako dwubiegunowe, a dla bardzo dużych mocy, w elektrowniach jądrowych – jako czterobiegunowe oraz
b) prądnice z jawnymi biegunami – stosowane w elektrowniach wodnych nazywane hydrogeneratorami.

     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 elektrowniach wodnych przepływowych i szczytowo-pompowych;
3) w elektrowniach wykorzystujących energie odnawialne: wiatru i słońca.
4) 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.

     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:
     System elektroenergetyczny cechują następujące szczególne właściwości:

1) Praca synchroniczna zespołów prądotwórczych w systemie elektroenergetycznym
Zespoły prądotwórcze (turbogeneratory) w elektrowniach, powiązane ze sobą w systemie sieciami elektroenergetycznymi, w warunkach normalnych pracują syn-chronicznie. Prędkość kątowa ich mas wirujących jest jednakowa i proporcjonalna do częstotliwości systemu;
2) Wytwarzanie i przesyłanie energii elektrycznej
Wytwarzanie i przesyłanie energii elektrycznej odbywa się praktycznie jednocześnie, nie występuje pojęcie „magazynowania energii elektrycznej”;
3) Zasady zachowania energii
Łączna moc generowana w elektrowniach powinna być równa sumie mocy odbiorów i strat mocy w systemie;
4) Bilans mocy i energii
Ilość energii wyprodukowanej w danym czasie musi być równa ilości energii traconej na drodze przesyłania i przetworzonej w odbiornikach. W dowolnym odcinku czasu musi być spełniony bilans energii elektrycznej, a w każdej chwili czasowej – bilans mocy;
5) Napędy elektryczne
Prędkość kątowa mas wirujących napędów elektrycznych z silnikami synchronicznymi jest proporcjonalna do częstotliwości, natomiast prędkość kątowa mas wirujących napędów z silnikami asynchronicznymi (indukcyjnymi), jest w przybliżeniu proporcjonalna do częstotliwości (z uwzględnieniem zmienności poślizgu);
6) Funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego
System elektroenergetyczny zapewnia dostawę energii elektrycznej do odbiorców również w czasie wyłączenia z ruchu określonej liczby uszkodzonych lub wymagających naprawy czy konserwacji elementów systemu. Wymagane jest w związku z tym ciągłe utrzymywanie w systemie odpowiednich stanów, konfiguracji i mocy źródeł, w celu zapewnienia bieżącego pokrywania obciążeń;
7) Niezawodność pracy systemu elektroenergetycznego
Wymagana jest niezawodna praca systemu elektroenergetycznego, w szczególności poprzez odpowiednie rezerwowanie poszczególnych elementów systemu oraz wprowadzanie w szerokim zakresie nowoczesnych układów automatyki i sterowania;
8) Współpraca systemów elektroenergetycznych
System elektroenergetyczny jest systemem rozległym terytorialnie, obejmującym cały kraj, powiązany połączeniami transgranicznymi z systemami elektroenergetycznymi sąsiednich krajów. Współpracujące ze sobą systemy mogą być połączone:

a) galwanicznie liniami prądu przemiennego, zapewniając współpracę synchroniczną (częstotliwość jest jednakowa we wszystkich połączonych systemach) albo
b) za pomocą łączy prądu stałego (linii lub stacji przekształtnikowych) zapewniających współpracę asynchroniczną.

     Szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w Polsce określone zostały w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. [Dz.U.07.93.623 z późn. zm].

▲ do góry

2. Struktura systemu elektroenergetycznego

     Głównymi cechami systemu elektroenergetycznego są jego struktury: geograficzna i organizacyjno-własnościowa.
      Struktura geograficzna jest określona przez:

a) rozmieszczenie odbiorców (przemysł, główne miasta),
b) uwarunkowania lokalizacyjne elektrowni cieplnych (węgiel, woda chłodząca, ograniczenia ekologiczne),
c) lokalizacje elektrowni wodnych i wiatrowych,
d) 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 – produkują energię elektryczną na skalę przemysłową wykorzystując 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:

a) elektrownie kondensacyjne, wytwarzające tylko energię elektryczną w turbozespołach kondensacyjnych;
b) 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:

a) elektrownie przepływowe – wykorzystują naturalny, ciągły przepływ cieku wodnego (nie mają zbiornika do magazynowania wody); np.: El. Włocławek, Dębe,
b) elektrownie zbiornikowe – wyposażone w zbiorniki wody dla lepszego wykorzystania cieku wodnego; Rożnów, Tresna, Porąbka, Czchów. Otmuchów,
c) elektrownie pompowe (szczytowo-pompowe) – w okresach małego obciążenia SEE woda jest przepompowywana ze zbiornika dolnego do górnego; Porąbka-Żar, Żarnowiec.
d) 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 wiatrowa, 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. Na Morzu Irlandzkim działa od niedawna farma wiatrowa z największymi na świecie turbinami o mocy 8 MW każda. Trwają również testy turbin o mocy 9 i 10 MW.
     Ze względu na przeznaczenie elektrownie wiatrowe dzieli się na:

a) Elektrownie wiatrowe o mocy do 100 W – przystosowane do magazynowania energii elektrycznej w baterii akumulatorów, wykorzystywanej następnie do zasilania wydzielonego obwodu lub odbiornika elektrycznego;
b) Elektrownie wiatrowe o mocy od 3,5 do 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 od 50 do 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:

a) cechy wiatru, jako elementu dynamicznego, uzależnionego od charakteru cyrkulacji ogólnej i warunków lokalnych,
b) 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:
a) konwersję fototermiczną pasywną, polegającą na tym, że przepływ nośnika ciepła (na przykład ogrzanej wody) odbywa się jedynie w drodze konwekcji oraz
b) 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
     Pozyskiwanie energii geotermalnej z głębi Ziemi należy do najtrudniejszych z odnawialnych źródeł energii. Odbywa się z zasobów hydrogeotermalnych, gdzie nośnikiem ciepła są wody podziemne pozyskiwane przez otwory wiertnicze i z zasobów petrogeotermalnych, czyli suchych gorących skał, z których energię pozyskuje się przez wprowadzenie wody otworami wiertniczymi do nagrzanych zespołów skalnych. Złoża par i wód geotermalnych eksploatowane są głównie z głębokości do 4000 merów.
     Przy wyborze metody pozyskiwania energii elektrycznej wpływ mają przede wszystkim parametry wody wydobywanej z wnętrza Ziemi, czyli jej temperatura, stan termodynamiczny i skład chemiczny.
     Zasoby hydrogeotermalne wysokotemperaturowe mogą być wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach geotermalnych.
     Występujące w Polsce bogate zasoby wód geotermalnych nie nadają się do wytwarzania energii elektrycznej z powodu zbyt niskich parametrów temperaturowych. Woda geotermalna o temperaturze nieprzekraczającej 120 oC wykorzystywana jest przede wszystkim w ciepłowniach geotermalnych dla celów ogrzewczych oraz po części w rekreacji.

2.1.2. Podział elektrowni ze względu na czas pracy w ciągu roku

a) 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);
b) Elektrownie podszczytowe – zmniejszają znacznie swoje obciążenie w dolinach obciążenia systemu (starsze elektrownie parowe, elektrownie wodne ze zbiornikiem o niedużym czasie napełniania);
c) 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 mogą służyć 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:

a) symetria obciążenia – każdy przewód przewodzi prąd o tej samej wartości, a wektory prądów są przesunięte względem siebie o 120°;
b) 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. Układ jest obciążony prądami fazowymi IA, IB, IC, a napięcia na jego końcu wynoszą UA, UB, UC.


Rys. 2. Schemat układu trójfazowego

     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

3.2. Schemat zastępczy linii elektroenergetycznej (Rys. 4)
     Celem schematu zastępczego linii elektroenergetycznej jest odwzorowanie zjawisk występujących przy przesyle energii elektrycznej. Do parametrów schematu zalicza się 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.

     Rezystancje, impedancje i admitancje dla całej długości linii otrzymuje się mnożąc wartości jednostkowe tych wielkości prze długość linii (l).
     Na podstawie parametrów schematu odniesionych do jednostki długości linii, wyznacza się jednostkową (kilometryczną) impedancję Zk i admitancję Yk linii:

     W liniach elektroenergetycznych bardzo długich, o napięciach wysokich (WN) i najwyższych (NN), charakter zjawisk jest falowy, stąd związki pomiędzy napięciami i prądami na początku i końcu linii opisuje się równaniami linii długiej z zależności:

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.

3.3. Schemat zastępczy linii typu π o parametrach skupionych (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 przez R’, X’, B’ a ich wartości oblicza się albo odczytuje z odpowiednich tablic lub wykresów.


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:

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 rys. 6.


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

     Przy obliczeniach krótkich linii elektroenergetycznych niskiego napięcia, nie wymagających dużej dokładności, dopuszcza się dalsze uproszczenia polegające na pominięcie reaktancji linii.
     Zależności umożliwiające obliczanie parametrów schematu zastępczego linii elektroenergetycznej, przy pominięciu skomplikowanej analizy pola magnetycznego i elektrycznego koniecznej dla wyznaczenia zależności na indukcyjność i pojemność przewodu, w uproszczonej postaci końcowej wzorów, są następujące :
     1) Rezystancja linii
     Rezystancję linii, równoznaczną z rezystancją przewodów linii, oblicza się 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, równoznaczną z rezystancją jednostkową przewodów jednej fazy linii 3-fazowej, ze wzoru:

     Rezystancję jednostkową (kilometryczną) jednej fazy linii 3-fazowej, w Ω/km, oblicza się ze wzoru:

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

      2) Reaktancja indukcyjna
     Reaktancję indukcyjną Xk, 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.

     Na podstawie metody obliczania trójfazowych sieci symetrycznych można również rozpatrzyć jednofazowy obwód zastępczy, składający 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 6a.


Rys. 6a. Schemat jednofazowego obwodu zastępczego
Oznaczenia: N – fikcyjny przewód neutralny układu, Odb. – umyślony odbiornik pobierający 1/3 część całkowitego obciążenia, U1 – napięcie fazowe względem punktu neutralnego.

     Liniami symetrycznymi pod względem magnetycznym są linie, 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.

     Średnie odległości między przewodami (bśr) dla różnych układów linii napowietrznej wynoszą:

a) w układzie trójfazowym

b) dla symetrycznych układów przewodów

bśr = b

c) dla płaskiego układu przewodów

d) dla linii dwutorowej z symetrycznie rozmieszczonymi torami

     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, a2am – 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 = ω Ck

gdzie:
Bk – susceptancja jednostkowa, w S/km;
Ck – jednostkowa pojemność robocza linii, 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
     Wartość pojemności jednostkowej dla dowolnego przewodu linii symetrycznej pojemnościowo, w F/km, oblicza się z przybliżonego wzoru

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

     Symetrię pojemnościową w układzie niesymetrycznym pojemnościowo można uzyskać również przez przeplatanie przewodów. Wartość jednostkowej pojemności roboczej przewodu linii dwutorowej Ck mnoży się przez 2.
     Dla linii z przewodami wiązkowymi zamiast promienia rzeczywistego należy przyjąć wielkość zastępczą r2 określoną przy rozpatrywaniu indukcyjności.
     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.
     Pojemności jednostkowe kabli elektroenergetycznych zależą od ich budowy.
Np.: pojemność jednostkowa kabli 1-żyłowych ekranowanych lub 3-żyłowych 3-powłokowych, w F/km, oblicza się ze wzoru:

gdzie: R jest promieniem wewnętrznym powłoki przewodzącej.
Dla kabli 3-żyłowych z izolacją rdzeniową stosuje się zależność:

gdzie:
a – odstęp środka żyły od środka kabla, w cm,
R – promień wewnętrzny powłoki metalowej, w cm,
r – promień żyły, w cm.
Ɛw – względna przenikalność dielektryczna materiału izolacyjnego.

     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 wówczas, gdy występuje zjawisko ulotu.
     Zjawisko ulotu w liniach napowietrznych WN polega 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) Straty mocy czynnej w liniach napowietrznych ∆Pul (w kW/km), związane z ulotem, dla f = 50 Hz i δ = 1, określa wzór

     b) 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.

     c) Napięcie krytyczne [kV] wyznacza się 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.

d) Konduktancje jednostkowe linii napowietrznej i kablowej
     Jeżeli znane są straty mocy czynnej spowodowane ulotem można obliczyć jednostkową konduktancję linii napowietrznej, w S/km,, ze wzoru:

gdzie:
Pul – straty mocy czynnej spowodowane ulotem, w W/km;
Uf – średnia wartość napięcia fazowego, w V.

     Jeżeli znane są straty mocy czynnej powstałe w skutek histerezy dielektrycznej kabli, można obliczyć jednostkową konduktancję linii kablowej, w S/km,, 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:

a) cel techniczny – polegający na utrzymaniu określonych zmiennych stanu w żądanych przedziałach, np. utrzymanie częstotliwości, poziomów napięcia, dopuszczalnych prądów i mocy,
b) 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,
c) 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:

a) zmiany wynikające z przebiegu krzywych dobowej zmienności obciążenia; zmiany te mogą dochodzić nawet do 50% mocy szczytowej obciążenia danej doby,
b) zmiany mocy obciążenia o niedużej wartości (ok. 5% mocy obciążenia) i krótkim czasie trwania związane z włączaniem lub wyłączaniem różnego rodzaju odbiorników,
c) przypadkowe duże zmiany mocy obciążenia związane z nagłymi stanami awaryjnymi np. awaryjnym wyłączeniem części systemu z dużą grupą odbiorów,
d) 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.:

a) 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;
b) 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.

1). Skutki obniżenia częstotliwości:

a) 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,
b) przy spadku częstotliwości poniżej 49,0 Hz, następuje całkowite otwarcie dopływu pary do turbiny, a jej obciążenie osiąga znamionową wartość.

2). Skutki podwyższenia częstotliwości:

a) w wyniku wzrostu częstotliwości rosną straty w żelazie i przegrzewają się wszystkie obwody magnetyczne silników i transformatorów,
b) wzrost częstotliwości zwiększa niekorzystnie prędkość obrotową agregatów prądotwórczych u odbiorców, naruszając wymogi technologiczne produkcji,
c) 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). Strukturę funkcjonalną systemu elektroenergetycznego przedstawia rysunek 10.


Rys. 10. Struktura funkcjonalna systemu elektroenergetycznego

4.2.1. Zasadnicze cele regulacji poziomów napięć w systemie elektroenergetycznym
      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 kołysani 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) minimalizacja 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.
     Regulacja częstotliwości i mocy czynnej po stronie wytwarzania obejmuje następujące rodzaje regulacji mocy biernej:

a) regulacja pierwotna realizowana jest przez regulatory napięcia generatorów. Polega na szybkiej zmianie wzbudzenia generatorów przy zmianie napięcia na ich zaciskach;
b) regulacja wtórna napięcia koordynuje działanie urządzeń regulacyjnych napięć i mocy biernej w określonym obszarze systemu celem utrzymania wymaganego poziomu napięcia;
c) 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 częstotliwości i mocy czynnej po stronie wytwarzania wymaga wyposażenia jednostek wytwórczych w stosowne układy regulacyjne oraz posiadanie odpowiedniej rezerwy mocy.
     Regulacja napięcia w systemie elektroenergetycznym może być dokonywana poprzez zmianę:

a) sił elektromotorycznych generatorów i przekładni transformatorów (regulacja bezpośrednia),
b) impedancji sieci (regulacja pośrednia),
c) 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:

a) baterii kondensatorów równoległych w sieciach rozdzielczych,
b) dławików równoległych w sieciach przesyłowych,
c) 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:

a) stabilizacji napięcia w węzłach sieci,
b) kompensacji mocy biernej,
c) 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:

a) poprzez zmianę konfiguracji sieci,
b) 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):

a) pierwszą – kiedy działanie regulacji pierwotnej jeszcze nie zdążyło się rozpocząć z uwagi na bezwładność układów (t = 0-5 s),
b) 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:

a) obciążeniowe (podłużne) – zależne od obciążenia elementu sieciowego,
b) 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 20 oC, 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;
kwwspółczynnik wypierania określony wzorem: kw = kokz

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

     Wartość współczynnika naskórkowości zależy od:

a) częstotliwości prądu,
b) rezystancji rozpatrywanego przewodnika,
c) 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 = t2t1 = 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:
1) jałowe straty energii czynnej, przy założeniu ΔPj = const, wynoszą: ΔAj = ΔPjTa
(Ta – czas pracy urządzenia),
2) 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.:

a) jakość energii elektrycznej, czyli odpowiednie parametry napięcia zasilającego i częstotliwości,
b) niezawodność (pewność) dostawy energii, określona czasem trwania i liczbą przerw w zasilaniu,
c) 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:

a) w czasie trwającym zaledwie milisekundy i sekundy trwają stany przejściowe oraz zmiany amplitudy napięcia spowodowane zaburzeniami i łączeniami występującymi w sieciach elektroenergetycznych,
b) 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 – wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej;
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
     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 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych wymaga się, aby 95% otrzymanych w czasie pomiarów wyników spełniało określone standardy.
     Parametry jakościowe energii elektrycznej są określone w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego [Dz.U.2007 nr 93 poz. 623 z późn. zm.].

     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 umowieo 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:

a) ciągłe utrzymywanie w systemie odpowiednich stanów, konfiguracji i mocy źródeł, w celu zapewnienia pokrywania obciążeń i nieprzerwanej dostawy odbiorcom energii elektrycznej,
b) 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