VIII KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA STRATY ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Transkrypt

1 POLSKIE TOW ARZYSTW O PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ VIII KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA STRATY ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH marca 2018 r., Wrocław

2 Materiały konferencyjne zostały przygotowane na podstawie składów komputerowych dostarczonych przez Autorów Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej ul. Wołyńska 22, Poznań tel , fax ptpiree@ptpiree.pl

3 VIII KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA STRATY ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH ORGANIZATOR POLSKIE TOWARZYSTWO PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UL. WOŁYŃSKA 22, POZNAŃ, TEL , FAX MIEJSCE PARK HOTEL DIAMENT WROCŁAW, UL. MUCHOBORSKA 10, WROCŁAW TERMIN MARCA 2018 R. RADA PROGRAMOWA - ANDRZEJ WALENTYNOWICZ (PRZEWODNICZĄCY) ENERGA- OPERATOR - RAFAŁ ZIEMBIŃSKI ENERGA-OPERATOR - KRZYSZTOF BITNER INNOGY STOEN OPERATOR - WOJCIECH RUTKOWSKI PGE DYSTRYBUCJA - WALDEMAR BOROWIAK ENEA OPERATOR - ANDRZEJ PASIERBIEWICZ TAURON DYSTRYBUCJA - JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI PTPIREE - RAFAŁ ŚWISTAK PTPIREE KOMITET ORGANIZACYJNY - RAFAŁ ŚWISTAK PTPIREE - JUSTYNA DYLIŃSKA-CHOJNACKA PTPIREE - SEBASTIAN BRZOZOWSKI PTPIREE

4

5 SPIS TREŚCI Nr sesji / Nr referatu Tytuł Strona 1/1. Analiza statystyczna strat energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w XXI wieku Elżbieta Niewiedział, Ryszard Niewiedział (Wyższa Szkoła Kadr Menedżerskich w Koninie) /2. Monitorowanie strat w sieciach przesyłowych NN Bartosz Kałużny, Łukasz Sywulski (PSE S.A.) /3. Porównanie wskaźników różnicy bilansowej Piotr Białek (Enea Operator Sp. z o.o./ptpiree) /1. Przyszłościowe techniczno-organizacyjne możliwości zmniejszania strat w sieciach elektroenergetycznych Jerzy Szkutnik (Politechnika Częstochowska) /2. Integracja systemu BISUN do analizy Różnicy Bilansowej z systemem szms w TAURON Dystrybucja S.A. Dariusz Jeziorny (TAURON Dystrybucja S.A.), Barbara Kaszowska, Andrzej Włóczyk (Politechnika Opolska) /3. Integracja systemu BISUN do analizy Różnicy Bilansowej z systemem cbp w TAURON Dystrybucja S.A. Dariusz Jeziorny (TAURON Dystrybucja S.A.), Barbara Kaszowska, Andrzej Włóczyk (Politechnika Opolska) /4. Bilansowanie ciągów liniowych SN z wykorzystaniem interfejsu do systemu SCADA w PGE Dystrybucja SA Oddział Białystok Wojciech Rutkowski (PGE Dystrybucja S.A.) /1. Obszarowe bilansowanie energii z dużym nasyceniem OZE Leszek Bronk (Instytut Energetyki oddział Gdańsk), Mirosław Matusewicz (ENERGA-Operator SA) /2. Problemy strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia z mikroinstalacjami prosumenckimi Sławomir Cieślik (Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy w Bydgoszczy). 79 4/1. Rozwijanie narzędzi do bilansowania sieci z wykorzystaniem liczników inteligentnych Andrzej Walentynowicz, Ludwik Tomaszewski (ENERGA-Operator SA) /3. Stosowanie symetryzatora prądów obciążenia Ensto Phase Balancer jako skutecznego środka do obniżania strat sieciowych i poprawy ochrony przeciwporażeniowej w liniach napowietrznych niskiego napięcia Marek Ozorowski (Ensto Pol Sp. z o.o.)

6

7 ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM W XXI WIEKU Elżbieta Niewiedział, Ryszard Niewiedział Wyższa Szkoła Kadr Menedżerskich w Koninie Powszechne wykorzystywanie energii elektrycznej powoduje, że odbiorca z reguły nie zastanawia się nad sposobami jej wytwarzania i dostarczania. Oczekuje jednak pewnych dostaw takiej ilości energii w określonej czasie, aby mógł zaspokoić swoje potrzeby, czyli oczekuje zapewnienia wysokiego poziomu bezpieczeństwa energetycznego. Bezpieczeństwo energetyczne można określać z dwojakiego punktu widzenia: 1. Bezpieczeństwo energetyczne odbiorcy czyli określony stopień gwarancji możliwości korzystania z potrzebnych mu form energii w określonym czasie i w potrzebnej ilości oraz przy dostępnej dla niego cenie. Zapewnienie tego bezpieczeństwa stawia odpowiednie wymagania dostawcom. 2. Bezpieczeństwo dostaw energii gotowość dostawców do pokrycia pełnego zapotrzebowania na energię po akceptowalnych społecznie cenach w stanach normalnych i ograniczonego zapotrzebowania energii w stanach awaryjnych. Operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych zarządzając sieciami odpowiedzialni są za dostawy energii odbiorcom zdają sobie sprawę w tego, że sieci (tak jak każde inne urządzenie) zużywają energię na potrzeby własne. Zużycie to w wieloletniej praktyce nazywane jest stratami energii. Można zatem stwierdzić, że straty energii są jednym ze składników bilansu energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym. Światowe tendencje ukierunkowane są na zmniejszenie zużycia energii we wszystkich jej postaciach (w tym elektrycznej), które ograniczy zużycie energii pierwotnej, a w konsekwencji wyczerpywanie zasobów kopalnianych oraz zmniejszy ujemny wpływ energetyki na środowisko. Stąd ograniczenie zużycia energii jest jednym z podstawowych zadań stojących przed wszystkimi użytkownikami energii w Polsce i prowadzi do wzrostu efektywności energetycznej. W 2011 roku uchwalono w Polsce pierwszą wersję Ustawy o efektywności energetycznej. Aktualna wersja ustawy z 2016 roku w Art.1. określa między innymi: zadania jednostek sektora publicznego w zakresie efektywności energetycznej; zasady realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii. Natomiast w Art ustawa wskazuje rodzaje działań, które mają ograniczyć straty energii w sieciach elektroenergetycznych, czyli służyć poprawie efektywności energetycznej procesu przesyłania mocy i energii od wytwórcy do odbiorcy. Podaje następujące przedsięwzięcia ograniczające straty: związane z poborem energii biernej, sieciowe związane z przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, na transformacji. Z zapisów ustawy wyraźnie widać, że Operatorzy Sieci Przesyłowej (OSP) i Operatorzy Sieci Dystrybucyjnej (OSD) muszą wprowadzać takie rozwiązania eksploatacyjne, które ograniczą straty energii w tych sieciach. Autorzy referatu od wielu lat prowadzą analizę statystyczną strat energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Rezultaty analiz, ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE... 7

8 przeprowadzonych na podstawie danych zawartych w rocznikach Agencji Rynku Energii Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [1], przedstawiono dla wcześniejszych okresów w autorskich rozdziałach monografii [2] i [3], a także w referatach prezentowanych na kolejnych konferencjach dotyczących strat energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych [4, 5, 6]. W niniejszym referacie uwzględniając dane z lat 2015 i 2016 przedstawiono wyniki analiz strat w polskich sieciach elektroenergetycznych na podstawie wartości: energii elektrycznej wprowadzonej (dostarczonej) do sieci, straty i różnice bilansowe energii elektrycznej, wskaźnika strat i różnic bilansowych, w okresie od 2002 do 2016 roku w podziale na sieci poszczególnych poziomów napięć. Rozpatrzono dynamikę zmian poziomu w/w wielkości przyjmując jako rok odniesienia rok 2002 oraz współzależność między wartościami strat i energii wprowadzonej do sieci poszczególnych poziomów napięć. Statystyka strat energii [1] do 2001 roku podawała wartości strat łącznie dla sieci średniego i niskiego napięcia, a dopiero od 2002 roku zindywidualizowane wartości dla w/w sieci. Stąd w analizie pominięto pierwsze lata XXI wieku 2000 i Według Autorów okres jest wystarczająco długim okresem, na podstawie którego można analizować zmiany tak energii wprowadzonej do sieci jak i zmiany strat. Ponadto dokonano próby oceny korelacji między poziomem wartości wskaźnika strat i różnic bilansowych w sieciach poszczególnych poziomów napięć, a ilością energii elektrycznej wprowadzanej do sieci łącznie oraz wprowadzonej ze źródeł odnawialnych. Podstawową analizowaną wielkością jest analogicznie jak w poprzednich opracowaniach wskaźnik strat i różnic bilansowych ΔE %, określony następującym wzorem: E E % = 100 (1) gdzie: ΔE E wp E wp straty i różnice bilansowe w sieci na danym poziomie napięcia, w GWh/a; energia elektryczna wprowadzona do sieci na danym poziomie napięcia, w GWh/a. Do wyznaczenia względnych zmian wartości analizowanych wielkości wykorzystano średnioroczne przyrosty α w różnych przedziałach czasu obliczone według następującej ogólnej zależności: x α T2 ΔT ΔT 1 100% x T1 = (2) gdzie: T = T 2 T 1 zgodne z okresami w tabelach 1 4; T 2 odpowiednio 2007, 2012, 2015, 2016; T 1 odpowiednio 2002, 2007, 2012, Ponadto dla oceny zmian wartości poszczególnych wielkości w przyjętym okresie czasu wprowadzono bezwymiarowe wskaźniki oznaczone symbolami w 1, w 2 i w 3 : wskaźnik w 1 określa stosunek ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci E wp w danym roku do analogicznej ilości energii w roku 2002; wskaźnik w 2 określa stosunek wartości rzeczywistych strat i różnicy bilansowej w sieci ΔE w danym roku do analogicznej wartości w roku 2002; 8 ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE...

9 wskaźnik w 3 określa stosunek wartości wskaźnika strat i różnic bilansowych ΔE % w danym roku do wartości analogicznego wskaźnika w roku Wartości energii wprowadzonej, rzeczywistych i procentowych strat energii, wskaźników w 1, w 2 i w 3 oraz średniorocznych przyrostów α w badanym okresie czasu zestawiono w następujących tabelach: tabela 1 sieci 400 i 220 kv, tabela 2 sieci 110 kv, tabela 3 sieci średniego napięcia, tabela 4 sieci niskiego napięcia w podziale na sieci poszczególnych poziomów napięć. Tabela 1. Straty i różnice bilansowe energii elektrycznej w sieci 400 i 220 kv KSE Rok E wp ΔE ΔE % w 1 w 2 w 3 GWh GWh % ,89 1,00 1,00 1, ,98 1,15 1,20 1, ,69 1,25 1,11 0, ,71 1,24 1,12 0, ,64 1,29 1,12 0, ,77 1,29 1,21 0, ,62 1,30 1,11 0,86 Średnioroczne przyrosty α [%] Definicje wskaźników ,92 3,78 0, ,66-1,53-3, ,97-0,04-1, ,55-8,07-8, ,91 0,77-1,12 w 1 = E wp(i) / E wp(2002) w 2 = ΔE (i) / ΔE (2002) w 3 = ΔE %(i) / ΔE %(2002) gdzie: i - rozpatrywany rok Tabela 2. Straty i różnice bilansowe energii elektrycznej w sieci 110 kv KSE Rok E wp ΔE ΔE % w 1 w 2 w 3 GWh GWh % ,39 1,00 1,00 1, ,83 1,11 1,10 0, ,70 1,12 1,12 0, ,61 1,13 1,13 0, ,44 1,13 1,13 0, ,55 1,15 1,15 0, ,48 1,17 1,17 0,73 Średnioroczne przyrosty α [%] Definicje wskaźników ,15-3,14-5, ,13-1,36-1, ,19-2,23-3, ,99-2,57-4, ,15-2,25-3,36 w 1 = E wp(i) / E wp(2002) w 2 = ΔE (i) / ΔE (2002) w 3 = ΔE %(i) / ΔE %(2002) gdzie: i - rozpatrywany rok ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE... 9

10 Tabela 3. Straty i różnice bilansowe energii elektrycznej w sieci średniego napięcia KSE Rok E wp ΔE ΔE % w 1 w 2 w 3 GWh GWh % ,38 1,00 1,00 1, ,00 1,15 1,05 0, ,09 1,21 0,85 0, ,10 1,22 0,86 0, ,03 1,23 0,85 0, ,99 1,26 0,86 0, ,70 1,30 0,80 0,62 Średnioroczne przyrosty α [%] Definicje wskaźników ,77 0,96-1, ,03-4,05-5, ,83-1,54-3, ,16-6,72-9, ,88-1,57-3,38 w 1 = E wp(i) / E wp(2002) w 2 = ΔE (i) / ΔE (2002) w 3 = ΔE %(i) / ΔE %(2002) gdzie: i - rozpatrywany rok Tabela 4. Straty i różnice bilansowe energii elektrycznej w sieci niskiego napięcia KSE Rok E wp ΔE ΔE % w 1 w 2 w 3 GWh GWh % ,94 1,00 1,00 1, ,09 1,08 0,82 0, ,30 1,11 0,59 0, ,98 1,11 0,55 0, ,74 1,10 0,53 0, ,37 1,11 0,50 0, ,65 1,12 0,44 0,39 Średnioroczne przyrosty α [%] Definicje wskaźników ,53-3,86-5, ,56-6,54-7, ,28-7,03-7, ,83-12,52-13, ,83-5,73-6,51 w 1 = E wp(i) / E wp(2002) w 2 = ΔE (i) / ΔE (2002) w 3 = ΔE %(i) / ΔE %(2002) gdzie: i - rozpatrywany rok Ilustrację graficzną danych zestawionych w tabelach 1 4 stanowią rysunki 1 6, na których przedstawiono dla przyjętego przedziału lat i sieci wszystkich poziomów napięć: procentowe wartości wskaźnika strat i różnic bilansowych ΔE % ; względne zmiany energii elektrycznej wprowadzonej do sieci E wp (wskaźniki w 1 ); względne zmiany strat i różnic bilansowych ΔE % (wskaźniki w 3 ). 3,00 2,50 2,00 sieć 400 kv i 220 kv sieć 110 kv 1,40 1,20 sieć 400 kv i 220 kv sieć 110 kv 1,50 1,00 1,00 0,50 0, , Rys. 1. Procentowy wskaźnik strat ΔE % w sieciach NN i WN Rys. 2. Przyrost energii wprowadzonej do sieci NN i WN (wskaźnik w 1 ) 10 ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE...

11 1,10 0,90 sieć 400 kv i 220 kv sieć 110 kv sieć SN sieć nn 8 6 0, , Rys. 3. Przyrost procentowych strat energii w sieciach NN i WN (wskaźnik w 3 ) Rys. 4. Procentowy wskaźnik strat ΔE % w sieciach SN i nn 1,4 sieć SN 1,1 sieć SN 1,2 sieć nn 0,9 sieć nn 0,7 1,0 0,5 0, , Rys. 5. Przyrost energii wprowadzonej do sieci SN i nn (wskaźnik w 1 ) Rys. 6. Przyrost procentowych strat energii w sieciach SN i nn (wskaźnik w 3 ) Analizując przedstawione dane zawarte w tabelach 1 4 oraz zilustrowane na rysunkach 1 6 nasuwają się następujące wnioski dotyczące strat energii elektrycznej w polskich sieciach elektroenergetycznych poszczególnych poziomów napięć. SIECI NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ (400 i 220 kv): wzrasta ilość energii wprowadzonej do sieci, przy czym średnioroczne przyrosty wskazują na wolniejszy przyrost energii w ostatnich latach badanego okresu α = 2,92% przy α = 0,55% nieregularnie kształtują się średnioroczne zmiany strat energii: w latach wystąpił wzrost strat (średnioroczny przyrost α był dodatni), a w następnych okresach wystąpiło zmalenie strat (średnioroczny przyrost α był ujemny), przy czym trudno stwierdzić jakąkolwiek równomierność spadku strat, ponieważ minimalna wartość α = -1,0%, natomiast maksymalna α = -8,6%; występuje średnia korelacja (współzależność) między energią wprowadzoną do sieci a wskaźnikiem strat, o czym świadczy wartość współczynnika korelacji R = -0,85. SIECI 110 kv: wartości średniorocznych przyrostów energii wprowadzonej w sieci 110 kv wynosiły α = 2,15% α = 1,99% co wskazuje na wolniejszy przyrost energii wprowadzonej w porównaniu z siecią NN; znaczące obniżenie wskaźnika strat w całym okresie 14-tu lat wystąpiło w sieciach 110 kv α = 3,36% w porównaniu z siecią NN α = 1,12%; ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE... 11

12 w sieciach 110 kv współczynnik korelacji między energią wprowadzoną do sieci a wskaźnikiem strat wyniósł R = -0,83 i jest tylko nieco niższy od wartości R dla sieci NN, czyli występuje podobna, niezbyt silna współzależność między badanymi wielkościami; SIECI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA (SN): średnioroczny przyrost energii wprowadzonej w sieciach SN w całym okresie 14-tu lat był równy 1,88% i był tylko nieco niższy od przyrostu w sieciach NN; nietypowo kształtowały się zmiany rzeczywistych i procentowych strat energii; w pierwszych pięciu latach wartości bezwzględne strat energii ΔE wzrosły, natomiast wskaźnik strat ΔE % zmalał takie zmiany spowodowane były znacznie szybszym wzrostem ilości energii wprowadzonej do sieci w stosunku do rzeczywistych strat energii; analizując cały rozpatrywany okres lat można stwierdzić, że wystąpił znaczący spadek bezwzględnych rocznych strat energii ΔE o 20% i wskaźnika ΔE % o 38%, przy wysokim przyroście energii wprowadzonej do sieci E wp o 30%; w sieciach SN współczynnik korelacji między energią wprowadzoną do sieci a wskaźnikiem strat ΔE % jest znacznie wyższy od wcześniej podanych wartości współczynnika R, a mianowicie R = -0,94, czyli występuje silniejsza współzależność badanych wielkości niż w sieciach wyższych napięć. SIECI NISKIEGO NAPIĘCIA (nn): przyrost energii wprowadzonej do sieci nn w przyjętym okresie czasu równy α = 0,83% był najniższy w porównaniu z przyrostami w pozostałych sieciach wyższych napięć; odwrotnie kształtował się wskaźnik strat, dla których średnioroczny przyrost równy był α = 6,5%, co oznacza, że w sieciach nn wystąpił najwyższy w porównaniu ze zmianami w pozostałych sieciach spadek strat energii; współczynnik korelacji R = -0,97 wskazuje na najsilniejszą współzależność między energią wprowadzoną a wskaźnikiem strat. Ustalenia Unii Europejskiej, w ślad za Protokołem z Kioto z dnia 11 grudnia 1997 r., zobowiązały kraje członkowskie do wprowadzenia na szeroką skalę źródeł energii elektrycznej OZE wykorzystujących odnawialne źródła energii. Warto podkreślić, że źródła te początkowo przyłączane były w większości do sieci średniego napięcia, natomiast po kilku latach powstawały i dynamicznie się rozwijały źródła OZE, które przyłączano do sieci 110 kv, czyli sieci wysokich napięć. Usytuowania źródeł wytwórczych OZE w różnych punktach sieci zmieniły przepływy mocy. Na poprzedniej konferencji w 2016 roku Autorzy starali się odpowiedzieć na stawiane pytanie czy uzupełnianie bilansu energii elektrycznej elektrowniami OZE zmieni znacząco przepływy mocy, które wywołają mniejsze straty energii. W niniejszym referacie przeanalizowano wyniki badań o poszerzony materiał statystyczny, tzn. dane z lat 2015 i 2016 dotyczące produkcji energii elektrycznej z OZE i sprawdzono, czy wniosek z poprzednich badań nadal jest aktualny. W tabeli 5 przedstawiono dla poszczególnych poziomów napięć: ilość energii dostarczonej z OZE w badanym okresie czasu; udział energii z OZE w całkowitej energii dostarczonej do sieci (wskaźnik w 4 ); procentowy przyrost energii dostarczonej do sieci w kolejnych latach do energii dostarczonej w roku 2002 (wskaźnik w 5 ). 12 ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE...

13 Tabela 5. Dostawy energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych Energia dostarczona ze źródeł odnawialnych Rok do sieci 110 kv do sieci SN do sieci nn E wp w 4 w 5 E wp w 4 w 5 E wp w 4 w 5 GWh - GWh - GWh ,4 1, ,5 1, ,2 1, ,3 10, ,7 2, ,0 0, ,5 70, ,0 14,9 88 1,5 0, ,3 88, ,1 19,4 90 1,6 0, ,0 112, ,7 23,5 90 1,6 0, ,9 160, ,4 29,7 74 1,3 0, ,0 173, ,8 32, ,9 0,95 Natomiast w tabeli 6 zestawiono średnioroczne przyrosty dostaw energii z OZE na różnych poziomach napięć w przedziałach czasu analogicznych do przyjętych w analizie strat, a na rysunkach 7 9 ilustrację graficzną w/w zmian. Tabela 6. Średnioroczne przyrosty α [%] dostaw energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na różnych poziomach napięcia Przedział lat Poziom napięcia 110 kv SN nn ,56 23,77-0, ,79 38,77-4, ,15 21,74 5, ,17 10,33 47, ,52 28,32-0, alfa = 44,52% alfa = 28,32% Rys. 7. Przyrost energii ze źródeł odnawialnych dostarczanej do sieci 110 kv (wskaźnik w 5 ) Rys. 8. Przyrost energii ze źródeł odnawialnych dostarczanej do sieci SN (wskaźnik w 5 ) 1,4 1,2 alfa = -0,38% 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0, Rys. 9. Przyrost energii ze źródeł odnawialnych dostarczanej do sieci nn (wskaźnik w 5 ) ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE... 13

14 Warto podkreślić, że najwyższy ponad 170-krotny przyrost energii dostarczanej z OZE wystąpił w sieciach 110 kv i w konsekwencji średnioroczny przyrost dla okresu był równy α = 44,5%. Nieco niższy przyrost ponad 30-krotny zaobserwować można w sieciach SN, w których średnioroczny przyrost energii był równy α = 28,3%. Zupełnie nietypowe są analogiczne wartości dla sieci nn, dla których wystąpił niewielki spadek energii dostarczonej z OZE o 5% przy ujemnej średniorocznej wartości α = - 0,38%. Najsilniejszą współzależność pomiędzy obniżeniem wartości wskaźnika strat i różnic bilansowych w miarę wzrostu ilości energii elektrycznej wprowadzonej ze źródeł odnawialnych zauważa się dla sieci SN. Wysoka wartość współczynnika korelacji R = - 0,95 jest na podobnym poziomie jak w krótszym o dwa lata okresie analizy przedstawionym w [6]. Niższą współzależność zauważa się przy analogicznej analizie dla sieci 110 kv, chociaż biorąc pod uwagę wartość R = - 0,81 można ją określić jako średnią. W początkowych latach XXI wieku poziom strat energii zmieniał się nieregularnie, a dopiero w następnych latach zauważa się stałą tendencję spadkową i stąd niższa wartość R. Obserwując sieciowe straty dla poszczególnych poziomów napięć widać wyraźnie tendencję spadkową tak rzeczywistych jak i procentowych strat energii. Autorzy zadali sobie pytanie (podobnie jak przy opracowaniu poprzedniego referatu) jaki jest udział strat w całkowitej energii wyprodukowanej w Polsce. Aby odpowiedzieć na to pytanie zestawiono w tabeli 7 energię wyprodukowaną w polskich elektrowniach w latach i sumę strat energii w tym okresie. Na podstawie w/w danych wyznaczono łączne procentowe straty w stosunku do globalnie wytworzonej ilości energii E prod. Tabela 7. Względne straty energii elektrycznej odniesione do globalnie wytworzonej energii elektrycznej. Rok Jednostka E prod TWh TWh 157,66 163,55 162,14 164,56 159,10 164,80 ΔE TWh 11,96 10,58 10,72 10,48 10,07 10,22 9,42 ΔE % % 7,58 6,47 6,61 6,37 6,33 6,20 5,65 Z analizy przedstawionych danych można sformułować następujące spostrzeżenia: łączne, rzeczywiste straty energii w ciągu 7-ciu lat zmalały o około 21% przy wzroście produkcji energii na poziomie 5,4% (średnioroczne zmiany były równe odpowiednio 3,9% i +0,9%); tym samym przedziale czasu w większym stopniu zmalały procentowe straty energii - - o 25,5% (średniorocznie o 4,8%); w roku 2016 obserwuje się dynamiczny spadek poziomu łącznych strat o ok. 9% w stosunku do roku 2015, a tylko ok. 2% w roku 2015 w stosunku do roku 2014; interesującą sprawą jest zmiana udziału strat energii na poszczególnych poziomach napięć w łącznych stratach; zmalał w ciągu czterech ostatnich lat udział strat w sieciach nn z 33,8% na 29%, natomiast udziały strat w pozostałych sieciach zwiększyły się i odpowiednie wartości wynoszą: sieci NN - zmiana z 15,8% na 17,9%, sieci 110 kv - zmiana z 20,5% na 21,3% i sieci SN - zmiana z 29,9% na 32,0%; jeszcze raz warto wskazać na duże osiągnięcia operatorów w zakresie minimalizowania strat energii w sieciach dystrybucyjnych nn; porównując otrzymane wartości z odpowiednimi wartościami z okresu lat [6], w którym wystąpił spadek strat o ok.15%, można stwierdzić, że straty sieciowe mają nadal tendencję spadkową, co skutkuje wyższą efektywnością procesu przesyłu energii elektrycznej i wywiązywaniem się z nałożonych działań wynikających z Ustawy o efektywności energetycznej 14 ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE...

15 LITERATURA [1] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa [2] Niewiedział E., Niewiedział R.: Analiza strat energii elektrycznej w sektorze dystrybucji. W: Ograniczanie strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych. Wyd. PTPiREE, Poznań 2002, s [3] Niewiedział E., Niewiedział R.: Analiza strat energii elektrycznej w sektorze dystrybucji. W: Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych. Wyd. PTPiREE, Poznań 2009, s [4] Niewiedział E., Niewiedział R.: Analiza statystyczna strat energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. W: Mat. V Konferencji Nauk.-Techn. n.t. Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, Kołobrzeg 2011, s [5] Niewiedział E., Niewiedział R.: Analiza statystyczna strat energii elektrycznej w KSE dla lat W: Mat. VI Konferencji Nauk.-Techn. n.t. Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, Rawa Mazowiecka 2014, s [6] Niewiedział E., Niewiedział R.: Analiza statystyczna strat energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym w ostatnim piętnastoleciu. W: Mat. VII Konferencji Nauk.-Techn. n.t. Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, Kołobrzeg 2016, s ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE... 15

16 16 ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE...

17 MONITOROWANIE STRAT W SIECIACH PRZESYŁOWYCH N NN Bartosz Kałużny, Łukasz Sywulski PSE S.A. MONITOROWANIE STRAT W SIECIACH PRZESYŁOWYCH NN 17

18 18 MONITOROWANIE STRAT W SIECIACH PRZESYŁOWYCH NN

19 MONITOROWANIE STRAT W SIECIACH PRZESYŁOWYCH NN 19

31 PORÓWNANIE WSKAŹNIKÓW STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ Piotr Białek Enea Operator Sp. z o.o./ptpiree PORÓWNANIE WSKAŹNIKÓW STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ 31

32 32 PORÓWNANIE WSKAŹNIKÓW STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ

33 PORÓWNANIE WSKAŹNIKÓW STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ 33

39 PRZYSZŁOŚCIOWE TECHNICZNO-ORGANIZACYJNE MOŻLIWOŚCI ZMNIEJSZANIA STRAT W SIECIACH ELEKTROENERGETYCZNYCH Jerzy Szkutnik Politechnika Częstochowska PRZYSZŁOŚCIOWE TECHNICZNO-ORGANIZACYJNE MOŻLIWOŚCI ZMNIEJSZANIA STRAT W

40 40 PRZYSZŁOŚCIOWE TECHNICZNO-ORGANIZACYJNE MOŻLIWOŚCI ZMNIEJSZANIA STRAT W...

41 PRZYSZŁOŚCIOWE TECHNICZNO-ORGANIZACYJNE MOŻLIWOŚCI ZMNIEJSZANIA STRAT W

47 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W TAURON DYSTRYBUCJA S.A. Dariusz Jeziorny TAURON Dystrybucja S.A. Barbara Kaszowska, Andrzej Włóczyk Politechnika Opolska W artykule przedstawiono zasady funkcjonowania statystycznego systemu do analizy różnicy bilansowej BiSun, jego podstawowe i nowe funkcjonalności, modyfikacje rozwojowe w zakresie współpracy z SZMS (zarzadzanie majątkiem sieciowym) funkcjonującym w spółce dystrybucyjnej. 1. Obliczenia strat sieciowych w spółce dystrybucji energii Analiza różnicy bilansowej (RB) na dużych obszarach z wykorzystaniem informacji z liczników energii elektrycznej wymaga wykorzystania znacznej ilości danych oraz zaangażowania odpowiednio wydajnych systemów informatycznych. Można zastosować również systemy oparte o dane statystyczne. TAURON Dystrybucja S.A.( TD SA) stosuje do analizy RB system BiSun, który wykorzystuje tego typu dane tj. informacje o przepływach energii w sieciach dystrybucyjnych zawarte w formularzach ARE: G wielkości energii elektrycznej, sprzedane różnego rodzaju odbiorcom z sieci o różnych poziomach napięcia, G wielkości energii przepływające między sieciami, informacje o elementach majątku sieciowego zawarte w sprawozdaniach G10.5. Podstawowe funkcjonalności tego systemu to: obliczenia strat energii czynnej i biernej dla sieci WN, SN i nn dla: - różnych obszarów i przedziałów czasowych, - w podziale na różne elementy wchodzące w skład sieci, wyznaczanie strat uzasadnionych, w stosunku do których są porównywane obliczone wartości rzeczywiste, na podstawie wyników obliczeń można wskazać: - obszary, w których występuje zwiększony poziom strat w stosunku do poziomu strat uzasadnionych, - rodzaj tych strat (techniczne, handlowe), - podział strat między sieci SN i nn, - grupę elementów sieci o zwiększonym poziomie strat w stosunku do strat uzasadnionych. System dokonuje również porównania poziomu różnicy bilansowej w stosunku do majątku zaangażowanego do dystrybucji energii elektrycznej w wyznaczonych obszarach, np. oddziałach. System ten jest eksploatowany w TD SA od wielu lat, obecnie od 2014 r. na całym obszarze spółki. Istotnym elementem systemu są współczynniki parametryzujące sieć. Obecnie są one określane na podstawie szczegółowych danych dotyczących sieci elektroenergetycznej, zawartych jak wyżej wspomniano w sprawozdaniach G10.5 oraz dodatkowych danych, w tym dotyczących topologii sieci. Przygotowywanie ich przez służby poszczególnych oddziałów jest pracochłonne, dlatego parametryzowanie sieci wykonywane jest raz w roku. INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W... 47

48 Jednocześnie, TD SA wdrożył System Zarządzania Majątkiem Sieciowym (SZMS), w którym zgromadzono dane dotyczące majątku obejmującego sieci elektroenergetyczne. System umożliwia również tworzenie schematów topologicznych sieci i schematów jednokreskowych. Wykorzystanie tych informacji i zautomatyzowanie procesu pozyskiwania danych do systemu BiSun umożliwiłoby częstsze aktualizacje współczynników parametryzujących sieć, jak również tworzenie ich dla nowych obszarów definiowanych na potrzeby analiz różnicy bilansowej. Z tego powodu w TD SA podjęto próbę budowy interfejsu umożliwiającego automatyczne pozyskiwanie niezbędnych danych z systemu SZMS. Schemat takiego połączenia przedstawia Rysunek 1. System Zarządzania Majątkiem Sieciowym gromadzi informacje o wszystkich istotnych obiektach sieci elektroenergetycznej WN, SN, nn tj: stacjach transformatorowych, liniach napowietrznych, liniach kablowych, transformatorach, przekładnikach WN, łącznikach, bateriach kondensatorów, rozdzielnicach, złączach kablowych. Informacje mają postać graficzną, opisową oraz plikową (np. skany dokumentów, zdjęcia, katalogi, DTR). Niezbędne dane mogą być pozyskane z SZMS w dowolnym czasie. Informacje te powiązane są logicznie, co m. in. umożliwia odwzorowanie sieci w postaci przebiegu linii na tle podkładów mapowych, jak ich późniejsze przekształcenie do postaci schematów jednokreskowych umożliwiających prowadzenie różnorodnych obliczeń. Rys. 1. Schemat połączenia Systemu Bi-Sun z SZMS Procedura obliczeń wskaźników charakteryzujących sieć obejmuje: ustalenie obciążeń sieci dla różnych okresów obliczeniowych, wykonanie obliczeń rozpływu mocy w sieci, wyznaczenie strat mocy i energii w elementach sieci, analizę statystyczną parametrów sieci, obciążeń i strat, estymację parametrów do obliczeń strat energii. 48 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W...

49 2. Zarys koncepcji wykorzystania danych SZMS do obliczenia start sieciowych w spółce dystrybucji energii Obliczenia strat sieciowych pojedynczych urządzeń, w tym np. transformatora, odcinka linii, ciągu sieciowego lub w wybranym obszarze np. zasilanym ze stacji transformatorowej lub rejonu dystrybucji wymaga pozyskania informacji technicznych umożliwiających zamodelowanie urządzenia oraz wskazania obciążenia. Dostęp do tych grup danych obliczeniowych, do niedawna nieosiągalny z zasobów baz danych, staje się obecnie możliwy. Rozbudowa Centralnej Bazy Pomiarowej, szczególnie w zakresie Modułu Bilansującego, aktualnie obejmującego sieci rozdzielcze wysokich napięć, ale również stacje transformatorowe SN/nN daje możliwość bezpośredniego lub co najmniej pośredniego bieżącego ustalenia obciążenia poszczególnych elementów sieciowych. Elementem niezbędnym do pełnego wykonania zadania, polegającego na wyznaczeniu różnicy bilansowej oraz wskazaniu udziałów w niej strat technicznych i handlowych, jest model matematyczny sieci. Przedstawiona w pkt.1 procedura obliczeń wykorzystuje założenie, że dane są dostępne i wiarygodnie odzwierciedlają aktualny stan pracy sieci. Można jedynie zastanawiać się nad zasadami obowiązującymi w zakresie kompetencji i realizowanych zadań. Najważniejszym jest ulokowanie centrum obliczeniowego. Możliwe są dwie, trzy lub cztery lokalizacje: centralna baza pomiarowa - CBP, system zarządzania majątkiem sieciowym - SZMS, system obliczeń strat sieciowych metodami statystycznymi Bi-Sun lub nowy system obliczeń, dedykowany i niezależny. Podjęte do tej pory działania w zakresie modułów obliczeniowych SZMS umożliwiają wykonanie obliczeń w wybranych fragmentach sieci. Wyniki obliczeń są dedykowane do prac inżynierskich szczególnie w zakresie rozwoju i optymalizacji sieci rozdzielczej. Moduł Bilansujący MB CBP daje możliwość bezpośredniego wyznaczenia różnicy bilansowej w wybranych obszarach, jednak ze względu na charakter bazy danych, jej rozmiar i bezpieczeństwo danych należy sądzić, iż rozbudowa jest możliwa w niewielkim zakresie. Kolejnym, potencjalnym narzędziem jest aktualnie eksploatowany w TD system obliczeń strat sieciowych wykorzystujący metody statystyczne. System ten jest dedykowany do wykonywania obliczeń na podstawie danych agregowanych w okresach miesięcznych, kwartalnych lub rocznych. Zbiory wykorzystywanych podczas obliczeń parametrów dotyczą grup urządzeń w podziale na obszary. Ważne jest, że zbiory parametrów są aktualizowane periodycznie, w okresach rocznych, na podstawie zbieranych i przetwarzanych informacji oraz danych technicznych pozyskiwanych z różnych źródeł. Wykorzystanie bieżących informacji o sieci i obciążeniach w sposób zautomatyzowany może skrócić okresy pomiędzy kolejnymi aktualizacjami zbiorów współczynników zwiększając dokładność obliczeń. Dodatkowym atutem bieżącej aktualizacji w oparciu o dane pomiarowe parametrów sieci do obliczeń strat energii jest wyeliminowanie błędów parametryzacji spowodowanych elementami odstającymi. Przyjmując, że wyznaczenie parametrów sieci realizuje się w oparciu o wyniki obliczeń rozpływowych, oczywistym staje się fakt dostępności informacji o bieżących stratach technicznych analizowanej sieci. Jedynym ograniczeniem do kompleksowego wyznaczenia wskaźników strat sieciowych w pełnym wymiarze jest równoczesny dostęp do danych technicznych i danych pomiarowych. Na podstawie powyższych analiz dokonano oceny możliwości wykorzystania SZMS i CBP uwzględniając specyfikę systemów, podstawowy obszar zastosowań, możliwości rozwojowe oraz sposób, zakres i rodzaj gromadzonych danych. Na rysunku 2 przedstawiono schemat ideowy interfejsu powiązania SZMS z systemem obliczeń strat sieciowych Bi-Sun oraz MB CBP, dedykowany do INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W... 49

50 parametryzacji sieci do obliczeń strat energii metodami statystycznymi przy jednoczesnym wyznaczaniu rzeczywistych, technicznych strat sieciowych w zakresie urządzeń i obszarów zawartych w bazach danych i uzupełnieniu brakujących wyników metodami statystycznymi. 3. Interfejs Bi-Sun - SZMS Narzędziem ogólnie dostępnym dla personelu zajmującego się analizami i oceną dystrybucji energii jest moduł bilansujący MB CBP. Stąd wstępnie przyjęto koncepcję rozbudowy bazy danych CBP w zakresie gromadzenia wyznaczonych wolumenów strat energii i wskaźników strat. To rozwiązanie daje możliwość bezpośredniego zestawiania w MB CBP przepływów energii, wyznaczanych różnic bilansowych przy jednoczesnym korelowaniu z generowanymi stratami technicznymi. Wykorzystanie zawartości SZMS wymaga zastosowania interfejsu, który umożliwi bezbłędne pobranie danych w zakresie parametrów technicznych elementów sieci rozdzielczej oraz struktury sieci. Obliczenie rozpływu mocy w sieci może zostać przeprowadzone bezpośrednio w SZMS lub po pobraniu informacji o strukturze sieci, korzystając z dowolnego narzędzia. W każdym przypadku, w celu uzyskania wiarygodnych wyników obliczeń należy stosować dodatkowe procedury testujące, które wyeliminują możliwość błędnego połączenia elementu w strukturze sieci oraz błędnego powiązania z danymi charakteryzującymi obciążenia. W przypadku pobierania wyników obliczeń rozpływu mocy realizowanych w SZMS konieczne staje się wstępne zdefiniowanie obszarów modelowanej sieci. Zastosowane w module obliczeń inżynierskich SZMS narzędzia obliczeniowe bazują na sprawdzonych algorytmach. Dalsze przetwarzanie sprowadza się jedynie do obróbki statystycznej wyników celem wyznaczenia wartości współczynników charakteryzujących element sieciowy lub fragment sieci. Bardziej wymagającym jest przypadek wyznaczania parametrów charakteryzujących sieć na postawie struktury i danych technicznych zawartych w SZMS oraz obciążeń pobieranych z bazy pomiarowej CBP. 50 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W...

51 Rys. 2. Schemat działania interfejsu SZMS - BiSun Tu pobrane dane o strukturze sieci powinny zostać zweryfikowane już na etapie kreowania modelu matematycznego sieci. Upatruje się, że na tym etapie weryfikacja może odbyć się bez konieczności pobierania danych o obciążeniu sieci. Decydującym elementem procedury obliczeniowej jest pobranie danych z CBP dla określonych punktów scharakteryzowanych w SZMS. Wykonanie tego zadania wymaga przeprowadzenia asocjacji miejsc dostarczania energii lub miejsc pomiarowych określonych w SZMS z informacjami o punktach poboru energii lub punktach pomiarowych przechowywanych w zbiorach charakteryzujących strukturę układu pomiaru energii elektrycznej. INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W... 51

52 Pozyskane z CBP dane należy przypisać do węzłów modelu matematycznego sieci. W zależności od rodzaju pozyskanych danych może być konieczne wyznaczenie pochodnej energii pobieranej lub agregacja danych w przypadku, gdy do węzła sieci przypisana jest większa liczba punktów pomiarowych Parametryzacja sieci na podstawie wyników obliczeń rozpływowych SZMS Parametryzację rozpoczyna się od importu danych z SZMS (rys. 2 blok 1a) w zakresie parametrów technicznych elementów, struktury sieci, wyników obliczeń rozpływu mocy i ich wstępnej weryfikacji (2a). Działania kontynuuje się wykonując obliczenia współczynników w dwóch odseparowanych torach: dla grupy niezależnej od obciążenia sieci (5.1.a) - straty jałowe (poprzeczne, upływowe) i grupy uzależnionej o wielkości obciążenia (5.2.a) - straty obciążeniowe (podłużne). Szczególnie druga grupa współczynników powinna zostać poddana ocenie (obróbce) statystycznej (5.3.a), której efektem będą wskaźniki do obliczeń strat energii metodami statystycznymi. Końcowym etapem estymacji współczynników jest ich integracja poprzez scalenie i zaimplementowanie w modelu matematycznym sieci (5.4a). Tak wyznaczone wartości współczynników zostają poddane końcowej kontroli jakości (5.5.a) i zapisane w bazie Bi-Sun (6a) Parametryzacja sieci na podstawie obliczeń autonomicznych w Bi-Sun Parametryzację rozpoczyna się od importu danych z SZMS (rys. 2 blok 1a) obejmujących parametry techniczne elementów sieci, strukturę sieci, charakterystykę punktów pomiarowych. Na tej podstawie tworzy się strukturę sieci i dokonuje się jej wstępnej weryfikacji (2a). Ze względu na konieczność uzupełnienia modelu sieci o rzeczywisty poziom obciążenia, konieczne jest powiązanie punktów struktury sieci rozdzielczej z punktami poboru energii zdefiniowanymi w CBP (3.a). Asocjacja jest zadaniem bardzo ważnym, gdyż systemy SZMS i CBP są niezależne, tzn. w SZMS najważniejszym jest miejsce dostarczania energii MDE, natomiast w CBP punkt poboru energii (PPE). Odpowiednio przygotowane zapytanie powoduje pobranie (1b) i zestawienie odpowiedniego zestawu informacji o przepływach energii zarejestrowanych w licznikach (2b). Pozyskane dane pomiarowe poddaje się agregacji (4a) odpowiednio do ustalonej struktury sieci (2a) a następnie wykonuje obliczenia rozpływu mocy. Dalszy ciąg procesu obliczeniowego przebiega analogicznie jak w przypadku parametryzacji na podstawie wyników obliczeń SZMS. Wykonuje się obliczenia współczynników w dwóch odseparowanych torach: dla grupy niezależnej od obciążenia sieci (5.1.a) - straty jałowe (poprzeczne, upływowe) i grupy uzależnionej o wielkości obciążenia (5.2.a) - straty obciążeniowe (podłużne). Grupa współczynników zależnych od obciążenia zostaje poddana obróbce statystycznej (5.3.a) celem wyznaczenia wskaźników do obliczeń strat energii metodami statystycznymi. Końcowym etapem estymacji współczynników jest ich integracja i zaimplementowanie w modelu matematycznym sieci (5.4a). Wyznaczone wartości współczynników zostają poddane końcowej kontroli jakości (5.5.a) i zapisane w bazie Bi-Sun (6a) Nadzór nad procesem parametryzacji Proces parametryzacji jest bardzo wrażliwy na niedoskonałości danych obliczeniowych i ich wiarygodność. Z tego względu interfejs powinien być wyposażony w moduł wizualizacji obejmując wszystkie etapy przetwarzania (7a). Prezentowane 52 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W...

53 powinny być zarówno wyniki obliczeń uzyskiwane w kolejnych etapach, ale przede wszystkim ostrzeżenia związane z przekroczonymi poziomami wyników obliczeń i w przypadku kolejnej aktualizacji ich znaczących zmian Proces obliczeń i wizualizacji wskaźników strat z wykorzystaniem interfejsu Bi-Sun - SZMS Wyniki obliczeń prowadzonych cyklicznie, zgodnie z przyjętym harmonogramem wykonuje się w systemie obliczeń strat energii Bi-Sun (6a). Wyniki obliczeń powinny zostać wprowadzone do CBP (4.b). Zgodnie z założeniami, wyniki obliczeń z innymi wartościami charakteryzującymi przepływy energii powinny być dostępne w module bilansującym MB CBP. 4. Podsumowanie W referacie przedstawiono prowadzone działania zmierzające do zwiększenia efektywności działania spółki dystrybucji energii elektrycznej poprzez ograniczenie strat sieciowych w identyfikowanych obszarach poprzez zwiększenie dokładności obliczeń. Aktualne możliwości techniczne pozwalają na automatyzację procesu modelowania sieci w oparciu o bieżące dane techniczne charakteryzujące sieć rozdzielczą i obciążenia sieci. Pomimo dostępu do danych trudność mogą stanowić różnorodne systemy nimi zarządzające. Przedstawiony materiał nie wyczerpuje tematyki automatyzacji procesu obliczeń strat sieciowych, jednak upatruje się, że celem nadrzędnym będzie pełna automatyzacja bez powiększania arsenału systemów obliczeniowych. Literatura [1] Jeziorny D., Kaszowska B., Włóczyk A.: Zastosowanie programu bilansowania strat energii Bi-Sun do wspomagania podejmowania decyzji w spółkach dystrybucyjnych, Rynek Energii, nr 1(VIII), [2] Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Modelowanie sieci dystrybucyjnej do obliczeń strat energii wspomagane systemem zarządzania majątkiem sieciowym. Materiały konferencyjne Straty Kołobrzeg, [3] Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Integracja danych pomiarowych i systemu zarządzania majątkiem sieciowym do obliczeń strat energii elektrycznej. Rynek energii elektrycznej. Rozwój i eksploatacja. Monografie Politechnika Lubelska. Lublin, [4] Praca zb. (pod red. J. Kulczyckiego): Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych. PTPiRE, INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W... 53

54 54 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM SZMS W...

55 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ Z SYSTEMEM C CBP W TAURON DYSTRYBUCJA S.A. Dariusz Jeziorny TAURON Dystrybucja S.A. Barbara Kaszowska Andrzej Włóczyk Politechnika Opolska W artykule przedstawiono zasady funkcjonowania statystycznego systemu do analizy różnicy bilansowej Bi-Sun, jego podstawowe i nowe funkcjonalności, modyfikacje rozwojowe w zakresie współpracy z CBP funkcjonującą w spółce dystrybucyjnej (bilansowanie w oparciu o dane pomiarowe z liczników zdalnie odczytywanych). 1. Bilansowanie energii na podstawie danych CBP Podstawą efektywnego prowadzenia działań w zakresie minimalizacji różnicy bilansowej (RB) w sieci elektroenergetycznej jest rzetelna wiedza w zakresie majątku sieciowego oraz pomiarów. Możliwość posiadania danych pomiarowych zapewniona jest w TAURON Dystrybucja S.A. (TD SA) poprzez Centralną Bazę Pomiarową (CBP), w której przechowywane sąą przesyłane z liczników energii dane. Z danych tych korzysta aplikacja Moduł Bilansujący CBP, który umożliwia tworzenie bilansów dla obszarów, ciągów i stacji z założoną maksymalną 1 godzinową rozdzielczością na poziomach napięć WN, SN i nn w zależności od posiadanych punktów pomiarowych. Bilanse te umożliwiają dokładne śledzenie zmian RB dla okresów rocznych, sezonów, miesięcy, tygodni, doby i poszczególnych godzin. Przykład wyników bilansowania prezentuje rysunek 1. Rys. 1. Wyniki bilansowania w MB CBP Interesująca ze względu na prowadzenie działań optymalizujących jest informacja o poziomie strat technicznych i handlowych w obserwowanym obszarze. Aplikacja MB CBP nie dostarcza tego typu informacji. Informacje te dostępne są w systemie Bi-Sun, który dokonuje obliczeń w oparciu o dane statystyczne. W TD SA postanowiono wykorzystać te dane do wsparcia informacji pozyskiwanych z aplikacji MB CBP dla obliczeń dotyczących tylko analizy RB na obszarach. W zakresie ciągów liniowych i stacji zrezygnowano obecnie z tego wsparcia. Ewentualne prace podjęte INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ... 55

56 zostaną po ocenie pozyskanych wyników obszarowych. Współpracę obu systemów przedstawiono na rysunku 2. W systemie Bi-Sun przygotowywane są zestawy współczynników, które dla poszczególnych oddziałów TD SA i poziomów napięć będą dokonywać wyodrębnienia z RB strat handlowych. Obecnie prace obejmują poziom WN, który niestety jest obszarem pod tym względem trudnym do analizy. Zakłada się w najbliższym czasie rozszerzenie tych analiz na poziom napięcia średniego, gdzie ze względu na wyższy poziom RB oczekuje się wyników lepiej charakteryzujących dany obszar. Dokładność i wiarygodność otrzymanych danych końcowych w odniesieniu do analiz opartych na danych pomiarowych wspartych obliczeniami statystycznymi będzie zależeć od stopnia odzwierciedlenia stanu rzeczywistego strat handlowych przez pozyskany zestaw współczynników z systemu Bi-Sun. Rys. 2. Zakładany model współpracy systemów CBP-SZMS-Bi-Sun 2. System do obliczeń strat sieciowych w TDSA perspektywa rozwoju Moduł obliczeniowy dedykowany do obliczeń strat energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej spółki w zakresie całego obszaru, jak i w podziale na Jednostki Biznesowe lub Oddziały wykorzystuje dane i współczynniki aktualizowane odpowiednio w cyklach miesięcznych - dane oraz cyklach rocznych - współczynniki. Pomimo zautomatyzowania procesu wprowadzania danych do bazy danych bezpośrednio ze sprawozdań G10.x stosując dedykowane szablony pozwalające na dostosowanie bieżącego formatu arkuszy *.xls do standardu zaimplementowanego w bazie danych oraz stosowania opracowanych formularzy do przetwarzania i walidacji zbiorów współczynników na etapie gromadzenia danych charakteryzujących sieć proces jest czasochłonny. Na rysunku 3 przedstawiono schemat blokowy systemu uzupełniony o elementy minimalizujące niezbędny czas na przygotowanie zbiorów danych i współczynników. System obliczeniowy jest wyposażony w bazę danych do zarządzania wszystkimi 56 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ...

57 istotnymi zbiorami danych, z punktu widzenia modułu obliczeniowego i wizualizacji oraz interfejsy dodawania danych i współczynników. W zakresie przygotowania współczynników obliczeniowych zostanie wykorzystany System Zarządzania Majątkiem Sieciowym SZMS wymagający implementacji dedykowanego interfejsu łączącego oba systemy. Istotny pozostaje fakt, że ingerencja w tym zakresie nie wpływa na aktualny standard przechowania danych wejściowych, współczynników i algorytmów obliczeniowych. Zmiana źródła danych obliczeniowych ze standardu G10.x na dane zawarte w CBP może spowodować znacznie większe nakłady. Na ich wielkość będzie miał wpływ przede wszystkim cel jaki zostanie postawiony. Najmniej inwazyjnym zabiegiem pozostaje bezpośrednia zmiana źródła danych obliczeniowych. Jedyna zmiana, którą należy przewidzieć będzie dotyczyła pobierania danych ze sprawozdania G10.5 ogólne informacje o sieci, których nie przechowuje się w CBP. Jednak nakłady inwestycyjne mogą być niewspółmierne z minimalizacją kosztów obsługi. Zdecydowanie bardziej atrakcyjne jest pełne wykorzystanie danych CBP polegające na wykorzystaniu danych profilowych rejestracji zliczanej w okresach 15- minutowych energii przez elektroniczne liczniki energii wyposażone w łącza transmisji danych. Tym rodzajem liczników objęto sieć rozdzielczą WN oraz sieć rozdzielczą SN na podstawie pomiaru energii w stacjach transformatorowych SN/nN po stronie nn. Docelowo pomiarem zostaną objęte wszystkie stacje SN/nN oraz odbiorcy przyłączeni do sieci SN. W obszarze sieci nn dostępne są rejestracje dokonywane przez liczniki grup taryfowych C2x oraz w wybranych obszarach przez liczniki AMI. Rys. 3. System obliczeń strat w sieci dystrybucji energii perspektywa rozwoju Piętnastominutowy okres pomiaru pozwala na przyjęcie zasad obliczeń i analiz odpowiednich dla pomiarów ciągłych. Kolejnym atutem liczników elektronicznych jest równoczesna dwukierunkowa rejestracja przepływu mocy biernej. Dyspozycja czasem pomiaru z dużą rozdzielczością może zostać wykorzystana do oceny rzeczywistej rezystancji elementu uwzględniającej współczynniki temperaturowe. Jeśli liczniki zostaną skonfigurowane do jednoczesnego pomiaru i rejestracji napięć i obciążeń w poszczególnych fazach dostępna będzie możliwość wyznaczenia rzeczywistych strat porzecznych (upływowych, jałowych). Zastosowanie tego rozwiązania będzie miało jednak zdecydowanie większy wpływ na architekturę istniejącego sytemu. Konieczna będzie zmiana metod i INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ... 57

58 algorytmów obliczeniowych, co wymusi dostosowanie zbiorów opisujących elementy sieci dystrybucyjnej. Konieczna będzie również asocjacja miejsc pomiaru energii z modelami sieci elektroenergetycznej. W dalszej części przedstawiono wybrane zagadnienia w zakresie przystosowania oprogramowania, algorytmów obliczeniowych, parametryzacji transformatorów SN/nN oraz wyniki obliczeń testowych. 3. Ewolucja algorytmów parametryzacji sieci, agregacji danych obliczeniowych i obliczeń strat energii Obliczenia metodami statystycznymi Zasady obliczeń strat metodami bazującymi na statystyce są scharakteryzowane w wielu publikacjach, m.in. [4]. Modele obliczeniowe dla poszczególnych grup urządzeń są różne. Przedstawiony poniżej zakres niezbędnych zmian dotyczy transformatorów SN/nN, przy jednoczesnym założeniu, że zostały wyposażone w liczniki bilansujące LB. Straty obciążeniowe tych transformatorów wyznacza się według wzoru (1): E oc tr SN / nn = 1 2 Ts 3 Tr β tr nn 2 S tr SN / nn p + 1 Ts R SN / nn tr nn k T T obl r SN / nn k U U r nn n nn r SN / nn tr SN / nn N a o SN / nn 3 4 tr SN / nn gdzie: /, /- sumaryczna moc i liczba transformatorów SN/nN, / średnie obciążenie transformatorów SN/nN określone wzorem: EC tr nn β SN / S tr SN / nn = (2) Tobl Ts tr nn Str SN / nn cosϕtr SN / nn Tr / - współczynnik jednostkowych strat obciążeniowych, / współczynnik uwzględniający rozrzut obciążeń szczytowych ν β transformatorów SN/nN oraz czasów obciążenia szczytowego, / współczynnik uwzględniający rozrzut mocy transformatorów / - współczynnik jednostkowych strat obciążeniowych, /,, czas obciążenia szczytowego, obliczeń, roku,, napięcie znamionowe sieci, napięcie w szczycie obciążenia. Powyższe współczynniki obliczeniowe wymagają dużego zaangażowania w przygotowanie danych obliczeniowych, szczególnie tych, które są zależne od poziomów obciążeń oraz czasów trwania i występowania obciążenia szczytowego. Dysponując danymi CBP proces może zostać zautomatyzowany. Obliczenia metodami dokładnymi z zastosowaniem danych CBP Obliczenia strat energii czynnej planuje się realizować w oparciu o dane rejestrowane periodycznie w odstępach 15 minutowych. Stąd straty mocy czynnej są równe: / = (3) / =! " #$ S 10 3 (1) % # & '( (4) 58 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ...

59 ) / = *!.0),. (5) 1 /,2 = *!,3 (6) /,3 6 / (7) ) / = 41 /,2 ),.,2 gdzie: obciążenie transformatora, liczba pomiarów, 7 liczba transformatorów, numer transformatora, 8 numer przedziału czasowego, / straty mocy czynnej wyznaczone na podstawie mocy pozornej obciążającej transformator, / - straty mocy czynnej obliczone na podstawie pomiaru energii w okresie 15 minut, znamionowe straty mocy w uzwojeniach transformatora, 1 /,2 rezystancja zastępcza k-tego transformatora do obliczeń strat energii na podstawie pomiaru energii w okresie 15 minut ),.,2 energia czynna obciążająca k-ty transformator, w i-tym przedziale / / czasowym, równa: ),.,2 = 9),,.,2 +),,.,2. W powyższych wzorach obliczeniowych pomięto wpływ napięcia zasilającego oraz temperatury. Porównując wzory do obliczeń strat obciążeniowych czynnych analizowanymi metodami (1) i (7) należy stwierdzić, że wykorzystanie danych CBP bardzo pozytywnie wpłynie na jakość wyników obliczeń strat energii. W analogiczny sposób wyznacza się straty energii biernej, również w transformatorach WN/SN i SN/SN. 4. Interfejs Bi-Sun CBP na przykładzie obliczeń strat w transformatorach SN/nN Integracja systemów CBP i Bi-Sun wymaga zastosowania rozwiązań, które nie spowodują zakłóceń w działaniu centralnej bazy pomiarowej. Znaczenie wiarygodności zawartych w niej danych są kluczowe podczas wykorzystania w zakresie bilingowania i raportowania. Opracowany interfejs został zoptymalizowany pod kątem poziomu wykorzystania serwera bazy danych. Powiązanie poszczególnych elementów przedstawiono na rysunku 4. W tym celu po pobraniu danych technicznych z SZMS wykonuje się asocjację punktów pomiarowych CBP w stworzonym do tego celu module asocjacji CBP_SZMS. Kierowane do bazy zapytanie SQL prowokuje wybranie właściwych danych, ich wstępną obróbkę w zakresie umożliwiającym bezpośrednie obliczenie strat energii w pojedynczym transformatorze lub w transformatorach w wybranym obszarze. Wyniki obliczeń mogą zostać wykorzystane do parametryzowania analizowanej grupy urządzeń oraz bezpośrednio do wyznaczania strat technicznych w sieciach. Niezależnie od celu wykonywanych obliczeń, wyniki powinny zostać zapisane w bazach odpowiednio: w zakresie obliczeń strat energii w CBP oraz wartości współczynników obliczeniowych w bazie Bi-Sun. Przykładowe wyniki obliczeń strat zamieszczono w tablicy 1. Dotyczą strat w transformatorze SN/nN o mocy 630kVA i ΔP Cu = 6,2kW zasilającego odbiorców komunalnych. Poza energią transformowaną podano wskaźniki statystyczne, które INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ... 59

60 potencjalnie mogą zostać wykorzystane podczas parametryzacji transformatorów do obliczeń strat energii metodami statystycznymi. Rys. 4. Schemat działania interfejsu CBP Bi-Sun 5. Podsumowanie W referacie przedstawiono prowadzone działania zmierzające do zwiększenia efektywności działania spółki dystrybucji energii elektrycznej poprzez ograniczenie strat sieciowych w identyfikowanych obszarach poprzez zwiększenie dokładności obliczeń. Aktualne możliwości techniczne pozwalają na automatyzację procesu modelowania sieci w oparciu o bieżące dane techniczne charakteryzujące sieć rozdzielczą i obciążenia sieci. Pomimo dostępu do danych trudność mogą stanowić różnorodne systemy nimi zarządzające. Przedstawiony materiał nie wyczerpuje tematyki automatyzacji procesu obliczeń strat sieciowych, jednak upatruje się, że celem nadrzędnym będzie pełna automatyzacja bez powiększania arsenału systemów obliczeniowych. Tabl. 1. Wyniki obliczeń strat energii w transformatorze o mocy 630kVA N pom E c E b E E 2 E c min E b min E c max E b max E sr E c var E b var E var ΔE lp. data - kwh kvarh kva kva 2 kwh kvarh kwh kvarh kva kwh 2 kvarh 2 kvah 2 kvah ,00 234, ,00 14,00 2,00 32,00 11,00 23,35 28,91 5,27 32,14 3, ,00 362, ,00 13,00 2,00 54,00 26,00 33,74 182,65 54,93 229,67 8, ,00 396, ,00 16,00 3,00 62,00 27,00 37,46 199,78 48,36 240,75 9, ,00 372, ,00 16,00 3,00 53,00 24,00 35,35 160,31 45,43 198,18 8, ,00 383, ,00 16,00 2,00 59,00 24,00 35,87 197,31 55,66 244,15 9, ,00 398, ,00 15,00 2,00 61,00 26,00 37,28 217,31 63,52 270,59 9, ,00 321, ,00 16,00 2,00 56,00 25,00 30,73 108,42 33,57 135,21 6, ,00 257, ,00 15,00 2,00 39,00 12,00 25,46 39,14 7,41 43,76 4, ,00 385, ,00 15,00 2,00 59,00 23,00 36,00 214,41 49,08 256,26 9, ,00 391, ,00 14,00 2,00 59,00 24,00 36,49 224,87 53,12 269,82 9,59 60 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ...

61 Literatura [1] Jeziorny D., Kaszowska B., Włóczyk A.: Zastosowanie programu bilansowania strat energii Bi-Sun do wspomagania podejmowania decyzji w spółkach dystrybucyjnych, Rynek Energii, nr 1(VIII), [2] Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Modelowanie sieci dystrybucyjnej do obliczeń strat energii wspomagane systemem zarządzania majątkiem sieciowym. Materiały konferencyjne Straty Kołobrzeg, [3] Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Integracja danych pomiarowych i systemu zarządzania majątkiem sieciowym do obliczeń strat energii elektrycznej. Rynek energii elektrycznej. Rozwój i eksploatacja. Monografie Politechnika Lubelska. Lublin, [4] Praca zb. (pod red. J. Kulczyckiego): Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych. PTPiRE, INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ... 61

62 62 INTEGRACJA SYSTEMU BISUN DO ANALIZY RÓŻNICY BILANSOWEJ...

63 BILANSOWANIE CIĄGÓW LINIOWYCH SN Z WYKORZYSTANIEM INTERFEJSU DO SYSTEMU SCADA W W PGE DYSTRYBUCJA SA ODDZIAŁ BI IAŁYSTOK Wojciech Rutkowski PGE Dystrybucja S.A. BILANSOWANIE CIĄGÓW LINIOWYCH SN Z WYKORZYSTANIEM INTERFEJSU DO SYSTEMU

64 64 BILANSOWANIE CIĄGÓW LINIOWYCH SN Z WYKORZYSTANIEM INTERFEJSU DO SYSTEMU...

65 BILANSOWANIE CIĄGÓW LINIOWYCH SN Z WYKORZYSTANIEM INTERFEJSU DO SYSTEMU

67 BILANSOWANIE CIĄGÓW LINIOWYCH SN Z WYKORZYSTANIEM INTERFEJSU DO SYSTEMU

69 OBSZAROWE BILANSOWANIE ENERGII Z DUŻYM NASYCENIEM M OZE Leszek Bronk Instytut Energetyki oddział Gdańsk Mirosław Matusewicz ENERGA-Operator SA OBSZAROWE BILANSOWANIE ENERGII Z DUŻYM NASYCENIEM OZE 69

70 70 OBSZAROWE BILANSOWANIE ENERGII Z DUŻYM NASYCENIEM OZE

71 OBSZAROWE BILANSOWANIE ENERGII Z DUŻYM NASYCENIEM OZE 71

79 PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH NISKIEGO NAPIĘCIA Z MIKROINSTALACJAMI PROSUMENCKIMI Sławomir Cieślik Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy w Bydgoszcz Wstęp Zagadnienie strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach dystrybucyjnych z generacją rozproszoną staje się problemem w kontekście zapewnienia efektywnej pracy tego typu sieci. Możliwość przyłączania jednostek wytwórczych energii elektrycznej w postaci mikroinstalacji prosumenckich (w Polsce głównie układów fotowoltaicznych), samo w sobie powoduje zmianę wyobrażenia o funkcjonowaniu sieci, w tym również nowe podejście do problemu strat energii. Pozyskiwanie energii elektrycznej z promieniowania słonecznego, technicznie w układach fotowoltaicznych, wiąże się z rozproszoną generacją energii w stosunkowo krótkim okresie dnia, co stwarzać może określone problemy z funkcjonowaniem sieci i wpływem na jej stany pracy, w tym wielkość strat energii elektrycznej. Rozwój mikroinstalacji prosumenckich w Polsce jest zjawiskiem oczekiwanym i pożądanym przez świadome energetycznie społeczeństwo. Rozwojowi temu towarzyszą różnorodne problemy techniczne [3, 6-8, 18], wśród których można wymienić wpływ generacji rozproszonej na: zużycie energii elektrycznej przez odbiorniki przyłączone do wspólnej sieci [13, 14], wartości napięcia w węzłach sieci [10], jakość energii elektrycznej w sieciach [4, 5, 9, 15, 20] oraz straty energii elektrycznej w elementach sieci [1, 11, 12]. W pierwszej polskiej monografii [17] dotyczącej generacji rozproszonej w systemie elektroenergetycznym, sprecyzowano pojęcie generacji rozproszonej. Specyfika rozproszonych źródeł energii elektrycznej nie leży w zastosowanej technologii ani w wielkości ich mocy. Rozproszenie wynika z usytuowania w systemie elektroenergetycznym, a charakterystyczną cechą rozproszonego wytwarzania energii elektrycznej jest niezależność od scentralizowanego planowania rozwoju systemu i niepodleganie centralnemu (również obszarowemu) dysponowaniu mocą. Propozycje ingerowania z zewnątrz (np. przez operatora systemu dystrybucyjnego) w pracę mikroinstalacji prosumenckiej, np. w [21], są ryzykowne z jednej strony z punktu widzenia odpowiedzialności formalno-prawnej względem właściciela mikroinstalacji (prosumenta), z drugiej strony z technicznego punktu widzenia, ponieważ wprowadza się swego rodzaju sterowanie (dysponowanie) mocą, co zgodnie z definicją generacji rozproszonej pozbawia ją istoty rozproszenia. W Instytucie Inżynierii Elektrycznej na Uniwersytecie Technologiczno-Przyrodniczym w Bydgoszczy prowadzone są od wielu lat badania dotyczące tego tematu w różnych jego aspektach. Powstało laboratorium z fizycznym modelem elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia z generacją rozproszoną [2] oraz rozwijane są możliwości symulacji pracy tego typu sieci w czasie rzeczywistym [16]. Prowadzone były również badania eksperymentalne na obiektach rzeczywistych, np. [19, 22]. Wyniki uzyskiwane w ramach różnego rodzaju badań dają podstawę do formułowania wniosków dotyczących wpływu mikroinstalacji prosumenckich (generacji rozproszonej) na straty energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia. Ten aspekt pracy sieci z generacją rozproszoną jest przedmiotem niniejszego artykułu. PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH... 79

80 Straty energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia Straty energii elektrycznej w elementach sieci elektroenergetycznej niskiego napięcia wynikają z przemiany energii elektrycznej w ciepło. W fizycznym ujęciu, na podstawie prawa Joule a-lenza, gęstość mocy cieplnej prądu w przewodniku równa się iloczynowi jego przewodności właściwej i kwadratu natężenia pola elektrycznego. Zatem w ujęciu obwodowym energia elektryczna na straty będzie równa iloczynowi mocy czynnej (w tym kontekście można mówić, że jest to moc strat) i czasu. Do analizy stanów pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych wykorzystuje się schematy zastępcze jej elementów, np. transformatorów, linii elektroenergetycznych i odbiorników. Schematy zastępcze konstruowane są z podstawowych elementów obwodów elektrycznych znanych z klasycznej teorii obwodów elektrycznych. Prawo Joule a-lenza, czyli uwzględnienie strat energii elektrycznej w obwodach elektrycznych (schematach zastępczych) będzie reprezentowane przez idealny rezystor o określonej rezystancji. W klasycznym ujęciu straty w sieciach elektroenergetycznych dzieli się na straty jałowe i obciążeniowe. Bazując na schematach zastępczych elementów systemu elektroenergetycznego, można powiedzieć, że straty jałowe reprezentowane są przez rezystancje w gałęziach poprzecznych schematu zastępczego, a ich wartość jest proporcjonalna do kwadratu napięcia w danym miejscu. Straty obciążeniowe reprezentowane są przez rezystancje w gałęziach podłużnych schematu, a ich wartość jest proporcjonalna do kwadratu natężenia prądu płynącego w danej gałęzi. W dalszej części artykułu będą rozpatrywane tylko straty obciążeniowe (jest to w pełni akceptowane w sieciach elektroenergetycznych niskiego napięcia). Opis i model matematyczny uproszczonej przykładowej sieci elektroenergetycznej nn Dla jasności przekazu, rozpatrzmy uproszczoną przykładową sieć elektroenergetyczną, której schemat ideowy przedstawiono na rysunku 1. Rys. 1. Schemat ideowy uproszczonej przykładowej sieci Głównym punktem zasilania uproszczonej przykładowej sieci jest stacja transformatorowa SN/nn, która przyłączona jest do linii kablowej SN (830 m), 80 PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH...

81 wyprowadzonej ze stacji 110/15 kv (GPZ). W stacji transformatorowej SN/nn, z rozdzielni nn wyprowadzone są kable do dwóch złączy kablowych: ZK-I i ZK-II. W obwodach nn wyprowadzonych ze złącza ZK-I. Natomiast ze złącza ZK-II wyprowadzone są dwa obwody nn: II-1 i II-2. Na potrzeby studium przypadku, który będzie przedmiotem analizy, zakłada się, że w instalacji na działce nr 2 (węzeł 4) może być przyłączona mikroinstalacja prosumencka. W czarnych kółkach podano numery węzłów rozpatrywanego fragmentu sieci dystrybucyjnej. Dla uproszczenia analizy (nie umniejszając jej wartości merytorycznej) rozpatruje się procesy fizyczne tylko dla jednej fazy, zakładając symetrię układu trójfazowego. Trzeba mieć świadomość, że założenie symetrii obciążeń fazowych w przypadku elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia, z praktycznego, ogólnego punktu widzenia jest niewłaściwe. Jednak jako studium przypadku, nawet w celu uzyskania ogólnych wniosków w tym zakresie jest dopuszczalne. Na rysunku 2 przedstawiono schemat zastępczy analizowanej sieci, na podstawie którego opracowano model matematyczny. W tabeli 1 zamieszczono zastosowane w schemacie zastępczym analizowanej sieci symbole oraz ich interpretację fizyczną. Rys. 2. Schemat zastępczy uproszczonej przykładowej sieci PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH... 81

82 TABELA 1. Symbole i ich znaczenie fizyczne (wszystkie wartości przeliczone na stronę nn) Lp. Symbol Znaczenie fizyczne Napięcie zastępczego źródła (górne napięcie w stacji transformatorowej 1 U Q SN/nn, w symulacji przyjęto wartość 15,850 kv) 2 Z Q Zastępcza impedancja systemu elektroenergetycznego, widziana z zacisków górnego napięcia transformatora w stacji SN/nn 3 Z T1, Z T2 Impedancje gałęzi podłużnej w klasycznym schemacie zastępczym transformatora trójfazowego 4 Z Fe, Z Impedancje gałęzi poprzecznej w klasycznym schemacie zastępczym transformatora trójfazowego, Z Fe = R Fe oraz Z = jx 5 Z 1 Impedancja zastępcza sieci zasilanej ze złącza kablowego ZK-I (z uwzględnieniem impedancji odcinka linii kablowej do tego złącza) 6 Z 2 Impedancja zastępcza sieci zasilanej z obwodu II-1 złącza kablowego ZK- II (z uwzględnieniem impedancji pierwszego odcinka linii kablowej) 7 Z 3 i Z 4 Impedancja odbiorów energii elektrycznej, odpowiednio w węzłach 3 i 4 8 Z Cx Impedancja reprezentująca reaktancję pojemnościową wynikającą z połowy pojemności odcinków kabla połączonych w węźle x 9 Z x x+1 Impedancja (rezystancja i reaktancja indukcyjna) odcinka kabla pomiędzy węzłami x i x+1 10 I w Źródło prądu reprezentujące przyłączoną w węźle nr 4 jednostkę wytwórczą niskiego napięcia " Na podstawie obliczeniowej mocy zwarciowej S kq dla zwarcia trójfazowego na szynach górnego napięcia transformatora w stacji SN/nn oblicza się impedancję zastępczą systemu elektroenergetycznego, przeliczoną na stronę dolnego napięcia transformatora według wzoru 2 2 cu nq U nlvtr Q " Z = (1) SkQ U nhvtr gdzie: c współczynnik napięciowy do obliczania maksymalnego (c = 1,1) lub minimalnego (c = 1,0) prądu zwarcia; U nq znamionowe napięcie systemu w węźle, dla którego podano obliczeniową moc zwarcia [kv]; U nlvtr znamionowe napięcie uzwojenia dolnego napięcia transformatora [kv]; U nhvtr znamionowe napięcie uzwojenia górnego napięcia transformatora [kv]. W przypadku, gdy znamionowe napięcie systemu w węźle, dla którego podano obliczeniową moc zwarciową jest większe od 35 kv, przyjmuje się X Q = Z Q (w przeciwnym przypadku, gdy nie są znane wartości rezystancji i reaktancji przyjmuje się X Q = 0, 995ZQ oraz R Q = 0, 1X Q ). Parametry gałęzi podłużnej schematu zastępczego transformatora, przeliczone na stronę dolnego napięcia oblicza się ze wzorów: 2 2 uku nlvtr ΔP Z T =, obcu nlvtr 2 2 R R T =, X 2 T = ZT RT, T + jx Z T T1 = Z T2 =, (2) 100S 1000S 2 ntr ntr gdzie: u k procentowe napięcie zwarcia, S ntr znamionowa moc transformatora [MVA], 82 PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH...

83 ΔP obc straty mocy przy znamionowym prądzie transformatora [kw]. Parametry gałęzi poprzecznej schematu zastępczego transformatora, przeliczone na stronę dolnego napięcia oblicza się ze wzorów: U nlvtr 100U Z Fe = RFe =, Z nlvtr μ = jxμ = j, P 2 2 Fe ( I0% SnTr ) 0,01 P Fe (3) gdzie: I 0% procentowe natężenie prądu stanu jałowego transformatora, ΔP Fe straty mocy w stanie jałowym transformatora [kw]. Model matematyczny sieci składa się z układu 7 równań (nieliniowy układ równań): U U Q U 1 = 5 Z Q + Z T1 Z Fe Zμ Z T2 Z T2 Z Q + Z T U U U 5 1 = 0 Z T2 Z1 Z C1 Z12 Z12 Z T U = U U Z12 Z 2 Z C2 Z 23 Z12 Z U = U 4 U 3 0 Z 23 Z 3 Z C3 Z 34 Z 23 Z U = + + U 3 4 I w Z 34 Z 4 Z C4 Z 34 * Pw + jqw = U 4( I w ) (4) Z rozwiązania układu równań (4) otrzymuje się zespolone wartości napięć fazowych we wszystkich 5 węzłach oraz wartość natężenia prądu jednostki wytwórczej I w. Mając obliczone wartości napięć w poszczególnych węzłach, korzystając z klasycznych wzorów oblicza się wartości natężenia prądów w poszczególnych gałęziach obwodu, a następnie wartości mocy czynnej i biernej w każdym elemencie rozpatrywanego układu elektrycznego. Analiza strat energii w uproszczonej przykładowej sieci elektroenergetycznej nn z mikroinstalacją prosumencką Straty energii elektrycznej w przykładowej sieci analizowano na podstawie charakterystyk mocy dla poszczególnych stanów pracy sieci. Celem jest zwrócenie uwagi na określone elementy charakterystyczne związane z pracą sieci elektroenergetycznej w kontekście strat energii. Trzeba jasno zaznaczyć, że pełna analiza strat energii w sieciach z mikroinstalacjami prosumenckimi musi być wykonywana z uwzględnieniem pełnych profili obciążeń odbiorów oraz profili mocy jednostki wytwórczej w określonym przedziale czasu (najczęściej okres rozliczeniowy). Na rysunkach 3 i 4 przedstawiono wybrane wyniki eksperymentów symulacyjnych, które charakteryzują wpływ zmiany wartości mocy czynnej jednostki wytwórczej (cosφ = 1,0) na: a) wartości napięcia w poszczególnych węzłach analizowanej sieci, b) wartości natężenia prądu w poszczególnych odcinkach linii, c) moc czynną odbiorów energii, d) moc bierną odbiorów energii, e) moc czynną i bierną transformatora (po stronie 15 kv), f) całkowite straty mocy oraz straty mocy tylko PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH... 83

84 w odcinkach liniowych, g) straty mocy w transformatorze, h) straty mocy czynnej w poszczególnych odcinkach linii. Podobne zależności przedstawiono na rysunku 5, przy czym zmienną niezależną jest moc bierna jednostki wytwórczej, pracującej z mocą czynną P w = 10 kw. W przypadku zwiększania mocy czynnej jednostki wytwórczej wzrastają wartości napięć w poszczególnych węzłach sieci. Analizując wyniki eksperymentu dla obciążenia maksymalnego, można zauważyć, że przy zwiększaniu mocy czynnej jednostki wytwórczej zmniejszają się wartości natężenia prądu w poszczególnych odcinkach linii (rys. 3.b). Z rys. 3.f, 3.g i 3.h wynika, że zmniejszają się również straty mocy w poszczególnych elementach sieci. Uzasadnia to, podawane w podręcznikach i innych opracowaniach dotyczących pracy sieci elektroenergetycznej z generacją rozproszoną, zaletę generacji rozproszonej, mianowicie zmniejszenie strat mocy (energii). Jednak, gdy zapoznamy się z wynikami eksperymentu symulacyjnego przedstawionymi dla pracy sieci z obciążeniem minimalnym (rys. 4), to wyraźnie widać, że zmniejszenie strat mocy (przy zwiększaniu wartości mocy czynnej jednostki wytwórczej) następuje do pewnego punktu stanu pracy całej sieci, po czym straty zwiększają się, a dla maksymalnej wartości mocy czynnej (P w = 40 kw) są większe od stanu początkowego (bez generacji). Z tego wynika, że nie można bezkrytycznie przyjąć, że generacja rozproszona (mikroinstalacje prosumenckie) powoduje zmniejszenie strat mocy w elementach sieci elektroenergetycznej. A wnioski dotyczące strat energii elektrycznej w tej sieci należy formułować jeszcze bardziej uważnie. Z tego również wniosek, że wspomniana zaleta generacji rozproszonej rzeczywiście jest zaletą, ale przy rozsądnym doborze mocy jednostki wytwórczej. Dobór zawiera w sobie dwa aspekty, pierwszy to dobór mocy znamionowej jednostki wytwórczej, drugi to możliwość sterowania pracą tej jednostki w czasie jej eksploatacji. I tutaj dochodzimy do zagadnień bardzo wrażliwych w dwóch aspektach: technicznym (wprowadzenie sterowania pracą jednostki wytwórczej powoduje, że podlega ona swego rodzaju obszarowej dyspozycji mocy) oraz formalno-prawnym (kto weźmie odpowiedzialność za skutki sterowania, które mogą być nieakceptowane przez prosumentów). Na podstawie wyników eksperymentu symulacyjnego, które przedstawiono na rys. 5, można prześledzić wpływ na straty mocy często proponowanego sterowania mocą bierną jednostki wytwórczej. Proponuje się to rozwiązanie w celu regulacji napięcia w elektroenergetycznych sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia (chodzi głównie o obniżenie wartości napięć w węzłach przy pracy wielu układów z mikroinstalacjami prosumenckimi). Na charakterystykach wpływu mocy biernej jednostki wytwórczej na napięcia w węzłach (rys. 5.a) widać pożądany efekt, mianowicie napięcia w węzłach się zmniejszają. Ale straty mocy w elementach sieci zwiększają się. 84 PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH...

85 a) e) b) f) c) g) d) h) Rys. 3. Wyniki eksperymentów symulacyjnych obciążenie maksymalne w sieci (praca jednostki wytwórczej z cosφ = 1,0) PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH... 85

86 a) e) b) f) c) g) d) h) Rys. 4. Wyniki eksperymentów symulacyjnych obciążenie minimalne w sieci (praca jednostki wytwórczej z cosφ = 1,0) 86 PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH...

87 a) e) b) f) c) g) d) h) Rys. 5. Wyniki eksperymentów symulacyjnych obciążenie minimalne w sieci (praca jednostki wytwórczej z P = 10 kw) Podsumowanie Idea mikroinstalacji prosumenckich wymusza w sposób naturalny zmianę sposobu myślenia o funkcjonowaniu elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia. Analizy pracy tego typu sieci (zawierających mikroinstalacje PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH... 87

88 prosumenckie) powinna być oparta o profile obciążeń odbiorców energii elektrycznej przyłączonych do tej wspólnej sieci oraz o profile pracy jednostek wytwórczych pracujących lub planowanych do przyłączenia (w tym przypadku uzasadnione jest prognozowanie). Jak skrótowo wykazano w tym artykule, nie można bezkrytycznie przyjmować wyrwanych z kontekstu fizycznego stwierdzeń, np. że generacja rozproszona powoduje zmniejszenie strat mocy (energii) w sieci. Niestabilność warunków zewnętrznych (np. prędkości wiatru czy natężenia promieniowania słonecznego) wpływających w sposób zasadniczy na procesy energetyczne jednostki wytwórczej jako mikroinstalacji prosumenckiej, wymusza analizę szczegółową pracy całej sieci w kontekście strat energii elektrycznej. Ten aspekt, z uwagi na ograniczoną objętość tekstu, będzie rozwijany na konferencji Straty Energii Elektrycznej w Sieciach Elektroenergetycznych, organizowanej we Wrocławiu przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, w dniach marca 2018 roku. Bibliografia [1] Cieślik S.: Analiza symulacyjna strat mocy czynnej w elektroenergetycznej sieci niskiego napięcia z mikroinstalacjami z podobciążeniową regulacją napięcia. Poznan University of Technology Academic Journals Electrical Engineering, No. 82, 2015, str [2] Cieślik S., Bieliński K.: Model elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej z generacją rozproszoną. Materiały IX Konferencji Naukowo-Technicznej Innowacyjne Materiały i Technologie w Elektrotechnice, Łagów, kwietnia 2016 r., str [3] Cieślik S., Boniewicz P.: Prosumer Micro-Installation in Poland Possibility Analysis. VII Eko-Euro-Energia, Inżynieria Odnawialnych Źródeł Energii, Monografia pod redakcją Adama Mrozińskiego, Bydgoszcz, 2014, pp [4] Cieślik S., Boniewicz P.: The Impact of Initial Phases of Higher Harmonics of the Supply Voltage of a Single-Phase Transformer on the Power Losses in its Core. Proceedings of 9th International Conference on Compatibility and Power Electronics (CPE), Lisbone, 2015, pp [5] Cieślik S.: Jakość energii elektrycznej w punkcie identyfikacji w systemie elektroenergetycznym. Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Nr 50, 2016, str [6] Cieślik S.: Mikrogeneracja w obiektach budowlanych wpływ przyłączenia jednostki wytwórczej na warunki zasilania odbiorców w sieci niskiego napięcia. Wiadomości Elektrotechniczne, Nr 4/2013, str [7] Cieślik S.: Mikroinstalacje prosumenckie przyłączone do elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia. Materiały Konferencji Szacowanie i prognozowanie obciążeń w sieciach elektroenergetycznych, Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Wisła, 5-6 grudnia 2017 r., str [8] Cieślik S.: Mikroinstalacje prosumenckie w Polsce korzyści i zagrożenia. Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Nr 45, 2015, str [9] Cieślik S.: On the problem of harmonic source detection in electric power networks. Proceedings of 10th International Conference on Compatibility, Power Electronics and Power Engineering, DOI /CPE , 2016, pp [10] Cieślik S.: Regulacja napięcia w sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia z mikroinstalacjami. Materiały Sympozjum z cyklu Współczesne urządzenia oraz usługi elektroenergetyczne, telekomunikacyjne i informatyczne, Poznań, PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH...

89 listopada 2014 r., str Przedruk: INPE, Nr 189 (Rok XXI), czerwiec 2015, str [11] Cieślik S.: Straty energii w elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia z mikroinstalacjami prosumenckimi. Rynek Energii, nr 3(130), 2017, str [12] Cieślik S.: Wpływ mikrogeneracji prosumenckich na straty mocy czynnej w elementach elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia. Materiały i Studia Zarządzanie Energią i Teleinformatyka ZET 2016, Kaprint, Lublin, 2016, str [13] Cieślik S.: Wpływ mikroinstalacji prosumenckich na zużycie energii przez odbiorniki. Elektro Info, Nr 1/2, 2016, str [14] Cieślik S.: Wpływ zmiany napięcia w sieciach rozdzielczych niskiego napięcia na zużycie energii przez odbiorniki. Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych, Nr (Rok XXII), 2016, str [15] Cieślik S.: Wyższe harmoniczne prądów i napięć w systemach elektroenergetycznych. Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych, Nr 212 (Rok XXIII), 2017, str [16] Fajfer M., Cieślik S.: Badanie wybranych stanów pracy sieci elektroenergetycznej z generacją rozproszoną z zastosowaniem symulatora pracującego w czasie rzeczywistym. Poznan University of Technology Academic Journals Electrical Engineering, No. 86, 2016, str [17] Kacejko P.: Generacja rozproszona w systemie elektroenergetycznym. Wydawnictwa Uczelniane Politechniki Lubelskiej, [18] Kacejko P., Pijarski P., Gałązka K.: Prosument krajobraz po bitwie. Rynek Energii Nr 2, 2015, str [19] Piechota P.: Analiza pracy instalacji fotowoltaicznej na przykładzie Miejskich Wodociągów i Oczyszczalni w Grudziądzu. Praca dyplomowa magisterska, pod kierunkiem S. Cieślika, WTIiE, UTP w Bydgoszczy, [20] Sikorski T., Rezmer J., Kostyła P.: Wpływ mikroinstalacji na parametry jakości energii elektrycznej w punkcie przyłączenia. ElektroInfo, Nr 12, 2015, str [21] Sobierajski M., Rojewski W.: Kryteria przyłączania OZE do sieci nn. Materiały VI Konferencji Przyłączanie i Współpraca OZE z Systemem Elektroenergetycznym, Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Warszawa, 2014, str [22] Świerski G.: Badanie eksperymentalne układu fotowoltaicznego przyłączonego do instalacji domku jednorodzinnego. Praca dyplomowa inżynierska, pod kierunkiem S. Cieślika, WTIiE, UTP w Bydgoszczy, PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH... 89

90 90 PROBLEMY STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECIACH...

91 ROZWIJANIE NARZĘDZI DO BILANSOWANIA SIECI Z WYKORZYSTANIEM LICZNIKÓW INTELIGENTNYCH Andrzej Walentynowicz, Ludwik Tomaszewski ENERGA-Operator SA ROZWIJANIE NARZĘDZI DO BILANSOWANIA SIECI Z WYKORZYSTANIEM LICZNIKÓW INTELIGENTNYCH 91

92 92 ROZWIJANIE NARZĘDZI DO BILANSOWANIA SIECI Z WYKORZYSTANIEM LICZNIKÓW INTELIGENTNYCH

93 ROZWIJANIE NARZĘDZI DO BILANSOWANIA SIECI Z WYKORZYSTANIEM LICZNIKÓW INTELIGENTNYCH 93

103 STOSOWANIE SYMETRYZATORA PRĄDÓW OBCIĄŻENIA ENSTO PHASE BALANCER JAKO SKUTECZNEGO ŚRODKA DO OBNIŻANIA STRAT SIECIOWYCH I POPRAWY OCHRONY PRZECIWPORAŻENIOWEJ W LINIACH NAPOWIETRZNYCH NISKIEGO NAPIĘCIA Marek Ozorowski Ensto Pol Sp. z o.o. Wstęp W każdej sieci elektroenergetycznej energia wprowadzona do określonej jej części jest zawsze mniejsza od energii z tej części sprzedanej. Różnica między tymi energiami to straty energii, które od wielu już lat podlegają pomiarom i obserwacjom. Straty te nazywa się stratami bilansowymi. Straty bilansowe można podzielić na: straty techniczne i straty handlowe. W sieci elektroenergetycznej, która jest złożona z wielu elementów, straty techniczne energii są nieuniknionym i stałym zjawiskiem ubocznym związanym z dystrybucją energii elektrycznej. Każdy element sieci ma rezystancję - przepływający prąd przez ten element wytwarza ciepło, tym samym powodując stratę części przesyłanej energii. W izolacji pozostającej pod napięciem również powstają straty energii. Największe wartości strat występują w sieciach niskiego napięcia (nn) 1. W sieciach nn, mimo przeważającej liczby przyłączy trójfazowych, dominują odbiorniki jednofazowe, które przede wszystkim przyczyniają się do powstawania asymetrii napięć. Asymetria napięć przyczynia się do wzrostu strat podczas dystrybucji energii elektrycznej, a także do wzrostu strat w transformatorach rozdzielczych średniego napięcia 2 na niskie napięcie (SN/nn). Znajomość strat technicznych w sieci elektroenergetycznej jest ważne z punktu widzenia oceny parametrów pracy sieci, w szczególności tych regulowanych prawem [1] i normalizacją [2], oraz z punktu widzenia podejmowania działań zmierzających do ograniczania strat. Oprócz parametrów sieci elektroenergetycznej regulacji prawnej i normalizacyjnej podlega także ochrona przed porażeniem prądem elektrycznym. Na rynku urządzeń elektroenergetycznych kilka lat temu pojawił się Ensto Phase Balancer. Jest urządzeniem do obniżania strat w sieci nn poprzez symetryzację prądów obciążenia. Oprócz symetryzacji prądów obciążenia obniża również rezystancję pętli zwarcia obwodu, w którym jest zainstalowany i tym samym poprawia ochronę przed porażeniem prądem elektrycznym. Budowa i opis działania symetryzatora Ensto Phase Balancer Ensto Phase Balancer jest urządzeniem do symetryzacji prądów obciążenia w sieci nn. Posiada wbudowany transformator trójfazowy o uzwojeniach połączonych w zygzak, znanych od kilkudziesięciu lat dzięki powszechnemu stosowaniu w transformatorach rozdzielczych średniego napięcia na niskie (SN/nn). Urządzenie 1 2 Napięcie niskie (nn) napięcie elektryczne o wartości, przy napięciu przemiennym, nie wyższej niż 1000 V. Napięcie średnie (SN) napięcie elektryczne o wartości, przy napięciu przemiennym, powyżej 1 kv i mniejszej od 110 kv STOSOWANIE SYMETRYZATORA PRĄDÓW OBCIĄŻENIA ENSTO PHASE BALANCER JAKO

104 zainstalowane w sieci, w przypadku asymetrii prądów obciążenia, redukuje asymetrię prądów od strony zasilania. Głównym powodem instalacji urządzeń jest zwykle redukcja asymetrii napięć i wahań napięć (także migotania światła) powodowanych przez odbiory niesymetryczne (głównie jednofazowe) i odbiory niespokojne w głębi sieci. Duży wpływ niesymetrycznych i niespokojnych obciążeń na wartości napięć fazowych można zaobserwować przede wszystkim w długich obwodach linii napowietrznych nn. Jak znaczny jest wpływ urządzenia na symetryzację napięć fazowych i redukcję wahań napięcia można zaobserwować na wykresach (rys. 1 a i b) rozkładu napięć fazowych z rzeczywistej instalacji w Rosji. a) b) Rys. 1. Dobowy wykres rozkładu napięć fazowych (odchyłki od Un w %) przed instalacją (a) i po instalacji (b) urządzenia Phase Balancer 104 STOSOWANIE SYMETRYZATORA PRĄDÓW OBCIĄŻENIA ENSTO PHASE BALANCER JAKO...

Pokazać jeszcze