Problemy napięcia i strat energii elektrycznej w odbiorach przemysłowych i indywidualnych

Transkrypt

1 dr inż. Jan Strojny Oddział Krakowski SEP Problemy napięcia i strat energii elektrycznej w odbiorach przemysłowych i indywidualnych 1. Odchylenia napięcia i środki do jego regulacji 1.1 Rodzaje odchyleń napięcia w sieciach i standardy jakościowe zasilania energią elektryczną Jakość energii elektrycznej dostarczanej do użytkownika w normalnych warunkach pracy może być opisana za pomocą zbioru wielkości opisujących proces dostawy i właściwości użytkowe energii. Normalne warunki pracy oznaczają normalne układy zasilające, tj. z wyłączeniem układów przejściowych stosowanych dla zminimalizowania skutków wywołanych przerwą w zasilaniu danego obszaru, oraz obejmują: pracę urządzeń odbiorczych zgodnie z ich przeznaczeniem i dostosowaniem do warunków przyłączeniowych określonych w umowach o dostawę energii, czynności łączeniowe operacyjne oraz wynikające z działania EAZ, sytuacje wyjątkowe niezależne od operatora, np. występowanie zwarć, wpływ zjawisk atmosferycznych, działania osób trzecich itp., kiedy konieczne jest zachowanie odpowiednich warunków bezpiecznej pracy sieci i urządzeń, skutki przełączeń i zmian konfiguracji układu wynikające z działania automatyki restytucyjnej lub automatyki prewencyjnej. Standardy jakościowe energii elektrycznej można określić za pomocą szeregu parametrów o charakterze normatywnym. Są to: częstotliwość podstawowa, znamionowa wartość napięcia, odchylenia napięcia od wartości znamionowej: długotrwałe LDVV (ang. Long Duration Voltage Variation) zmiany napięcia, wahania napięcia (ang. Flicker), zapady i zaniki napięcia, asymetria fazowa, odkształcenie krzywej napięcia i prądu definiowane przez wskaźnik THD (ang. Total Harmonic Distortion), przepięcia wewnętrzne (łączeniowe, ziemnozwarciowe, układowe) i pośrednie efekty działania ochrony od przepięć zewnętrznych (atmosferycznych). Większość zmian jakościowych i ilościowych napięcia w określonych punktach sieci jest obserwowana jako skutek oddziaływania pracy odbiorów. Dotyczy to w szczególności wpływu charakteru i przebiegu obciążenia na straty i spadki napięcia, możliwość wystąpienia asymetrii oraz odkształcenia przebiegu czasowego prądu i napięcia. Strata napięcia w układzie przesyłowym, określana jako iloczyn natężenia prądu i impedancji na drodze przesyłu, w istotny sposób wpływa na rozpływ prądów w systemie. Natomiast odchylenie modułu napięcia od założonej jego wartości, tzw. 32

2 spadek napięcia, ma wpływ na pracę i charakterystyki poszczególnych odbiorników. Spadek napięcia między dwoma punktami sieci zależy od wypadkowej rezystancji R i reaktancji X drogi przesyłu oraz mocy i rodzaju odbiorników. Jak wiadomo, przy napięciach i prądach sinusoidalnych spadek napięcia może być opisany wzorem ΔU w (PR + QX)/U 2 (1) gdzie: ΔU w jest to względna różnica modułu napięcia między dwoma punktami, będącymi umownie początkiem i końcem danego odcinka linii, (transformatorów itp.), P moc czynna, Q moc bierna indukcyjna przesyłana linią. Przyjmując, że wartość rezystancji szeregowej między dwoma punktami sieci jest pomijalnie mała w porównaniu z reaktancją, co praktycznie ma miejsce w układach zasilających SN i WN, można obliczać ΔU w QX/U 2 (2) przy czym Q oznacza wartość przesyłanej mocy biernej. W przypadku przesyłu mocy biernej indukcyjnej następuje zmniejszenie, a w przypadku mocy pojemnościowej wzrost napięcia w końcowym punkcie przesyłu. Dla dowolnego punktu w systemie można stosować zależność uproszczoną ΔU w Q/S K (3) przy czym S K jest to wartość mocy zwarciowej w danym punkcie (przy napięciu U). Odchylenie napięcia w danym punkcie rozpatrywane jest najczęściej w odniesieniu do napięcia znamionowego. Można tu wyróżnić: odchylenia długotrwałe wynikające z poziomu napięcia w GPZ i spadku napięcia powodowanego przez odbiory o stabilnym charakterze pracy, odchylenia krótkotrwałe, polegające na nagłym obniżeniu się wartości napięcia w granicach od 1% do 90% tzw. napięcia deklarowanego, tj napięcia uzgodnionego między dostawcą i odbiorcą energii elektrycznej, o czasie trwania od 10 ms do kilkudziesięciu sekund (1 min), tzw. zapady napięcia, występujące na skutek rozruchu silników indukcyjnych dużej mocy, zwarć oraz działania EAZ, wahania napięcia odchyłki okresowo zmienne lub quasi okresowe, powodowane przez pracę niektórych odbiorników, o częstości zmian od ca 0,1 Hz do 30 Hz. Należy tu jeszcze wymienić przerwy w zasilaniu, tzw. zaniki napięcia, tj. okresy w których wartość napięcia spada poniżej 1 % wartości znamionowej (wartości deklarowanej). Krótkie przerwy, tj. o czasie trwania do 3 min, spowodowane być mogą np. działaniem automatyki restytucyjnej w systemie. Przerwy długie, o czasie trwania przekraczającym 3 min, są zwykle powodowane awariami lub ograniczeniami w dostawie energii elektrycznej. Wartość napięcia otrzymywanego przez odbiorcę ulega zmianom, które zależą od pracy odbiorów, a więc pory dnia i tygodnia, oraz od odległości odbiorcy od punktu zasilającego. Na rysunku 1 przedstawiono wartości średnie i przebieg zmian napięcia Nr

3 w ciągu doby dla trzech odbiorców oznaczonych A, B i C, kolejno coraz bardziej odległych od miejsca zasilania. Nieuchronność występowania zmian napięcia u odbiorców powoduje konieczność wprowadzanie ustaleń normujących dopuszczalny zakres odchyleń napięcia od wartości znamionowej. W szczególności normowane być muszą: dopuszczalny zakres odchyleń napięcia występujących u odbiorcy w odniesieniu do napięcia znamionowego, co może mieć również znaczenie taryfowe, dopuszczalny zakres odchyleń napięcia w sieciach średnich napięć dystrybutora energii w odniesieniu do napięcia deklarowanego w poszczególnych punktach zasilających, dopuszczalne wahania (szybkie zmiany) napięcia wyznaczone wskaźnikami uciążliwości zjawiska migotania światła, dopuszczalne odkształcenie krzywej napięcia określane poprzez zawartość harmonicznych, dopuszczalną asymetrię napięć fazowych, wyrażaną zawartością składowych przeciwnej i zerowej w napięciu, głównie istotnych dla pracy przyłączonych do danej sieci silników trójfazowych. Rys. 1. Przykładowe przebiegi napięcia zasilającego odbiorców bytowych w dni robocze [3] (W. Mielczarski, Energetyka 2002, s. 781) 1.2 Warunki normatywne i ocena odchyleń napięcia w sieciach Utrzymywanie wartości napięć w pobliżu wartości znamionowej z odpowiednią założoną tolerancją, zależną od rodzaju sieci i wymagań odbiorców, należy do dostawcy energii elektrycznej. Ustawa Prawo energetyczne [4] stanowi, że przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłem i dystrybucją energii mają obowiązek zachowania obowiązujących norm jakościowych. Ustawa zawiera delegacje, na 34

4 Nr Problemy zasilania energią elektryczną podstawie której wydano przepisy wykonawcze, tzw. rozporządzenie przyłączeniowe (Rozporządzenie MGiP z dnia r., Dz.U. nr 2, poz. 6 z 2005 r.) i rozporządzenie taryfowe (Rozporządzenie MGPiS z dnia r., Dz.U. z 2004 r.). Wg rozporządzenia przyłączeniowego z 20 grudnia 2004 r. [5], dopuszczalne odchylenia napięcia od znamionowego wynoszą: 1) dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II: 1 w każdym tygodniu dla 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego: w sieciach o napięciu znamionowym 400 kv, od -10% do +5%, w sieciach o napięciu znamionowym 110 kv i 220 kv, od -10% do +10%. 2) dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych II V: w każdym tygodniu dla 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego, wyłączając przerwy w zasilaniu: w granicach -10% do +10% napięcia znamionowego. 3) dla grupy przyłączeniowej VI parametry napięcia określa umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa. Warunkiem utrzymania dolnych wartości parametrów napięcia zasilającego jest pobieranie mocy nie większej od mocy umownej przy współczynniku tgφ nie większym niż 0,4. Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia musi odpowiadać wartości 230/400 V. Rozporządzenie taryfowe z dnia 14 grudnia 2000 r. określa m.in. upusty dla odbiorców w przypadkach niedotrzymania przez dostawcę określonych wartości napięcia. Rozporządzenie przyłączeniowe wyznacza również wymagania dotyczące wahań napięcia, a mianowicie wskaźnik długookresowego migotania światła P lt, przez 95% czasu każdego tygodnia nie powinien być większy od: 0,8 dla grup przyłączeniowych I i II, 1,0 dla grup przyłączeniowych III V. 1 Podmioty przyłączane do sieci dzieli się na następujące grupy przyłączeniowe: grupa I podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej, grupa II podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kv, oraz podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które wymagają dostaw energii elektrycznej o parametrach innych niż standardowe, albo podmioty posiadające jednostki wytwórcze współpracujące z siecią, grupa III podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, lecz niższym niż 110 kv, grupa IV podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kw lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym od 63 A, grupa V podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kw i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A, grupa VI podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie zgodnie z umową zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż 1 rok. 35

5 Wskaźnik P lt (Long-term flicker severity value) wyznacza się dla okresu 2 godzin na podstawie 12 kolejnych wartości wskaźników P st (Short-term flicker severity value) mierzonych wg zasad podanych w normie PN-EN przy pomocy miernika wahań napięcia lub miernika migotania światła. Podane w rozporządzeniu wymagania dotyczące poziomu napięcia są zgodne z normalizacją krajową IEC i EN. Wg normy PN-IEC Napięcia znormalizowane IEC [6], w sieciach trójfazowych o napięciu znamionowym powyżej 1 kv i nie przekraczającym 35 kv, zaliczanym do tzw. szeregu I (50 Hz) napięcie nie powinno różnić się więcej niż o ok. ±10% od napięcia znamionowego. W sieciach o napięciu znamionowym nie przekraczającym 1000 V (od 100 V), w punkcie dostawy napięcie nie powinno odbiegać od znamionowego więcej niż o ±10%. W odniesieniu do napięcia na odbiornikach tzw. napięcia użytkowego, mogą także nastąpić spadki napięć w samej instalacji użytkownika. W przypadku instalacji niskiego napięcia spadek napięcia jest ograniczony do 4%, stąd zakres napięcia użytkowego wynosi od +10% do -14%. Taki zakres napięcia użytkowego powinien być wzięty pod uwagę przez wytwórców odbiorników. Dla napięć znamionowych przekraczających 35 kv norma PN-IEC nie określa odchyłek procentowych, lecz wartość najwyższego napięcia urządzeń w kv. W zależności od napięcia znamionowego sieci zaleca się, aby w danym kraju stosować tylko jedną wartość najwyższego napięcia urządzeń. Dla różnych poziomów napięcia jest ona od ok. 5% do ok. 15% relatywnie wyższa od wartości znamionowej. Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych określa również norma PN-EN [7]. Wartość napięcia w sieciach niskiego napięcia, uśredniona tygodniowo w przedziałach 10-minutowych, powinna spełniać następujące warunki: 95% wartości średnich powinno mieścić się w przedziale 400/230 V ±10%, wszystkie wartości średnie powinny mieścić się w przedziale 400/ %, w okresie przejściowym dopuszcza się utrzymywanie napięcia w przedziale +6% -10%. Natomiast w sieciach średnich napięć: 95 wartości średnich 10-minutowych w okresie tygodniowych pomiarów powinna mieścić się w przedziale ±10% deklarowanego napięcia zasilania. Wyniki pomiarów i analiza parametrów charakteryzujących jakość napięcia zasilania w sieciach rozdzielczych, w tym odchylenia od wartości znamionowej, są na ogół przedstawiane w relacjach czasowych. Stosowane okresy rejestracyjne wynoszą jedną dobę lub tydzień, ponieważ przebiegi obciążenia w okresie dobowym lub tygodniowym mogą być uważane za charakterystyczne zarówno dla obciążeń przemysłowych i procesów technologicznych, jak też dla odbiorców komunalnych i bytowych zależnie od stylu życia mieszkańców i pory roku (sezonu). Interwał czasowy (okno) dla wyznaczania wartości średnich jest przyjmowany od 1 s do 10 min. Ostateczny wybór okresu rejestracyjnego i czasu uśredniania wyników rejestracji zależy często od dostępnej pojemności sprzętu. Dla oceny jakości energii elektrycznej powszechnie przyjęty przedział uśredniania wyników pomiarów wynosi 10 minut. 36

6 Na rysunku 2 pokazano przykładowe wyniki analizy parametrów jakościowych napięcia w jednym z GPZtów. % flicker asymetry THD LDVV parametry jakościowe napięcia min average 95% mx Rys. 2. Przykładowy wykres parametrów napięcia Na wykresie przedstawiono procentowy udział: napięcia przekraczającego górną wartość dopuszczalną (mx), wartości średniej (average), średniej z 95% mierzonych wartości: (95%), wartości poniżej dopuszczalnej dolnej (min). Jak można stwierdzić dla większości wskaźników jakościowych, za wyjątkiem wahań napięcia, średnia z 95% mierzonych wartości jest praktycznie zbliżona lub równa średniej z okresu rejestracji. Potwierdza to słuszność rozwiązań normatywnych. 1.3 Ogólne zasady regulacji napięcia Regulacja napięcia polegająca na utrzymywaniu deklarowanej wartości napięcia w danych punktach sieci z założoną tolerancją może odbywać się w sposób operacyjny, tj. na skutek działań operatora sieci, lub samoczynnie. Najczęściej stosowane są obydwa sposoby równocześnie. Uogólniając, można rozróżnić dwa typy regulacji przedstawione na rysunkach 3 i 4 w postaci dobowego przebiegu średnich 10-minutowych wartości napięcia (linią przerywaną pokazano napięcie przed regulacją). Regulacja typu A (rys. 3) polega na zmianie ogólnego poziomu napięcia o określoną wartość ΔU. Taka regulacja powoduje podniesienie (lub obniżenie) całego przebiegu napięcia i uzyskiwanie odchyleń w żądanym zakresie dzięki zmianie poziomu napięcia w danym punkcie sieci, np. z +5% -15% na ±10%. Środki techniczne regulacji typu A to zaczepowa regulacja przekładni transformatorów, nieregulowane baterie kondensatorów oraz odpowiednia sekwencja pracy odbiorników. Regulacja typu B (rys. 4) polega na zmianie rozpiętości odchyleń tzw. dyspersji napięcia. Techniczne środki regulacji typu B obejmują samoczynną regulację przekładni transformatorów, samoczynnie regulowane baterie kondensatorów i zastoso- Nr

7 wanie kompensatorów nadążnych. Ocena skuteczności regulacji napięcia w danym punkcie sieci zależy od zastosowanego czasu rejestracji (okna). Rys. 3. Regulacja napięcia typu A Rys. 4. Regulacja napięcia typu B W normalnym stanie pracy sieci maksymalne wartości odchylenia napięcia wystąpią w końcowych odcinkach sieci nn zasilanych ze stacji SN/nn odległych od punktu zasilania sieci (GPZ). Minimalne odchylenia napięcia wystąpią natomiast w okresie minimalnego obciążenia sieci na początku obwodów położonych w pobliżu GPZ Środki regulacji napięcia u odbiorców przemysłowych i indywidualnych Odchylenie napięcia w sieci nn można regulować: a) bezinwestycyjnie wykorzystując możliwości regulacyjne transformatorów, a mianowicie: przez zmianę napięcia zasilającego sieć średniego napięcia SN w GPZ, przez zmianę przekładni t transformatora 110 kv/sn pod obciążeniem lub zmianę przekładni transformatorów SN/nn w stanie beznapięciowym. Zakres regulacji zależy od budowy transformatora i przełącznika zaczepów; b) inwestycyjnie stosując środki techniczne zmniejszające spadek napięcia w sieci, a mianowicie: kompensację mocy biernej, kondensatory szeregowe do kompensacji reaktancji linii, szeregowe autotransformatory regulacyjne (transformatory dodawcze), wyprowadzanie nowych obwodów z GPZ, skracanie obwodów sieci niskiego napięcia przez budowę nowych stacji SN/nn. Wybór sposobu regulacji powinien być każdorazowo oparty o rachunek ekonomiczny. 2. Wpływ odchyleń napięcia na rachunki za energię elektryczną W zakresie małych odchyleń napięcia od wartości znamionowej, np. rzędu ±5%, zmiany mocy pobieranej z sieci przy napięciu U, różniącym się od napięcia U n, można obliczyć z przybliżonych zależności 38 P = P n (l + α δu) (4)

8 oraz Q = Q n (1+ β δu) (5) przy czym: P N, Q N odpowiednio moc czynna i bierna pobierana z sieci przy napięciu znamionowym U n, α współczynnik nachylenia napięciowej charakterystyki statycznej pobieranej mocy czynnej, β współczynnik nachylenia charakterystyki statycznej pobieranej mocy biernej, δu względna zmiana napięcia zasilającego odbiór δu = (U U n )/U n (6) Zwiększenie napięcia w sieci zasilającej, niezależnie od mechanizmu regulacji, powoduje wzrost poboru mocy czynnej odbiorów i energii czynnej pobranej, a stąd wzrost opłat za energię elektryczną. W tabeli 1 podano przykładowe wartości wskaźnika zmiany poboru mocy czynnej przy wzroście napięcia o 1%. Tabela 1. Wskaźnik zmiany poboru mocy czynnej przy wzroście napięcia o 1% Wskaźnik zmiany Rodzaj odbioru poboru mocy czynnej Uwagi przy wzroście napięcia o 1% (α) urządzenia grzewcze 2% rezystancyjne odbiorniki oświetleniowe 1,6% mieszane silniki synchroniczne 0 silniki indukcyjne poniżej 0,5% w napędach elektrycznych linia zasilająca obiekty mieszkaniowe 0,9% 1,6% linie zasilające odbiorców komercyjnych 0,5% 1,2% linie zasilające odbiorców przemysłowych 0,1 0,7 gospodarstwa domowe 0,5 0,7 mała komercja 0,5 0,7 mali odbiorcy przemysłowi 0,2 0,3 tj. lokale użytkowe, gastronomię, hotele, rzemiosło Na rynku energii elektrycznej regulacja napięcia może być zastosowana w celu poprawy pozycji finansowej dostawców energii. Poprzez zasilanie wyższym poziomem napięcia zużycie energii może wzrosnąć, co powoduje wzrost obrotów zakładów energetycznych, szczególnie gdy odbiorcy są odbiorcami taryfowymi. Przy tym odbiorca praktycznie nie zauważa zmiany w działaniu odbiorników poza zmniejszeniem się trwałości źródeł światła, co na ogół jest tłumaczone ich złą jakością. Dodatkowy obrót i zatem zysk osiągnięty w rezultacie regulacji napięcia nie można uznać za usprawiedliwiony. Nabywając sprzęt elektryczny klient jest informowany o zużyciu energii przy zasilaniu napięciem znamionowym. Nr

9 Jeżeli regulacja napięciowa jest przeprowadzona w granicach dozwolonych przepisami, bardzo trudno będzie udowodnić zakładom dystrybucyjnym stosowanie tych praktyk zwiększających ich zysk. Można tu zauważyć, że: 1) jednolite taryfy na energię elektryczną dostarczają nieprawidłowych sygnałów rynkowych dla odbiorców energii; 2) dostawa energii dla odbiorców znajdujących się na początku linii zasilającej wywołuje mniejsze koszty całkowite niż dla odległego odbiorcy; 3) przy obecnie obowiązujących zasadach ustalania cen, odbiorcy, dla których koszt dostarczenia energii jest najmniejszy, muszą płacić więcej ze względu na wyższą konsumpcję energii. 3. Bilansowanie i straty energii 3.1. Struktura strat sieciowych Różnica między energią zmierzoną wprowadzoną do sieci a energią zmierzoną odebraną z tej sieci stanowi Straty sieciowe określane także jako różnica bilansowa lub straty bilansowe. Stanowią one sumę strat technicznych i strat handlowych. Straty techniczne energii są skutkiem zjawisk fizycznych towarzyszących przepływowi energii przez sieć oraz pozostawaniem urządzeń sieciowych pod napięciem. Straty techniczne dzieli się za: straty prądowe (obciążeniowe, podłużne) zależne od wartości obciążenia (ciepło Joule a), straty napięciowe (jałowe, poprzeczne) zależne od wartości napięcia i częstotliwości (straty w izolacji, straty ulotu, straty w rdzeniach transformatorów). Straty techniczne energii są nieuniknione i dla prawidłowo dobranego i użytkowanego elementu sieci nie są wynikiem niegospodarności. Są to de facto potrzeby własne sieci. Straty handlowe są skutkiem tego, że zarówno energia wprowadzona, jak i odebrana są mierzone z pewnymi błędami a mianowicie wynikają: z błędów układów pomiarowych, głównie z wysokiego progu rozruchu liczników; straty te mogą być mniejsze od zera; z przyjętego systemu ewidencji sprzedanej energii, częstości odczytów (grup) liczników lub przyjętych wskaźników sezonowości w systemach rozliczeń opartych o prognozę obciążeń. W dłuższych okresach czasu ich wartość jest bliska zero; z nielegalnego poboru energii (energia pobrana niezmierzona). Podział strat bilansowych na straty techniczne i handlowe nie jest całkowicie jednoznaczny, ponieważ część strat technicznych jest wywołana energią pobraną nielegalnie. Przy analizie strat technicznych stosowane są następujące pojęcia: Straty rzeczywiste straty energii występujące w danej sieci. Straty uzasadnione straty, jakie wystąpiłyby w danej sieci przy optymalnym rozpływie mocy i poprawnej eksploatacji, 40

10 Straty optymalne straty, jakie wystąpiłyby w danej sieci przy optymalizacji kosztu rocznego, tj. w sieci o strukturze tak zaprojektowanej, że suma zdyskontowanych kosztów w okresie amortyzacji tej sieci. Dla linii elektroenergetycznej o określonym obciążeniu, tzw. koszt roczny, składa się z dwóch zasadniczych grup kosztów: (1) kosztów stałych (budowy i utrzymania ruchu linii), (2) kosztów zmiennych (koszty strat mocy i energii). Obydwa składniki zależą od przekroju linii jak to pokazano na rys. 5 Z zależności tej wynika fakt występowania minimum kosztu rocznego dla określonej wartości przekroju przewodnika. Rys. 5. Wykreślne przedstawienia prawa Kelvina Kappa: K S koszty stałe, K S koszty stałe zależne od przekroju przewodnika, K Z koszty zmienne, K koszty roczne K = K S + K Z Jest to tzw. prawo Kelvina, ogłoszone w 1881 r. przez Lorda Kelvina, które mówi, że najbardziej ekonomiczny przekrój przewodnika to taki, przy którym roczne wydatki niezależne od wartości obciążenia zrównają się z wydatkami rocznymi bedącymi funkcją obciążenia linii (na rysunku punkt s ek ). Pravo Kelvina zostało następnie zmodyfikowane przez Kappa, który uwzględnił fakt, że część kosztów stałych (np. dzierżawa terenu, etaty obsługi itp.) dla danej linii ma praktycznie wartość stałą. Prawo Kelvina Kappa przedstawiono na rys. 5. Część kosztów stałych, która nie zależy od przekroju przewodu, obejmuje obszar między liniami K S i K S. Straty energii przy przekroju s ek są stratami optymalnymi. Szereg technicznych i formalno-prawnych uwarunkowań powoduje, że w praktyce zastosowanie przekroju ekonomicznego może nie być możliwe Bilansowanie strat Przyjmijmy, że w danym okresie (1 rok) E 1 jest całkowita energia wprowadzona do sieci spółki dystrybucyjnej (SD) E 1 = E NN/110 + E g + E psd (7) Nr

11 gdzie: E NN/110 energia wprowadzona do sieci SD poprzez transformatory NN/110 kv, E g energia wprowadzona z elektrowni przyłączonych do sieci rozdzielczej SD, E psd energia pobrana z sieci sąsiednich spółek dystrybucyjnych. W tym samym okresie E 2 całkowita energia oddana z sieci SD, wynosi 42 E 2 = E 110/NN + E osd + E s + E pw (8) gdzie: E 110/NN energia oddana z sieci SD poprzez transformatory NN/110 kv, E osd energia oddana do sieci sąsiednich SD, E s energia sprzedana odbiorcom finalnym na obszarze działania SD i pobrana nielegalnie, E pw potrzeby własne energia pobrana przez odbiory SD, E pwe pompowanie wody w elektrowniach wodnych, to wówczas straty energii w sieci ΔE, tzw. różnica bilansowa, wynosi: ΔE = E 1 E 2 (9) Procentowy wskaźnik strat (różnicy bilansowej) określa zależność: ΔE = (E 1 E 2 )/E 1 (10) Udział niektórych składników energii wprowadzonej do sieci E wp i energii oddanej z sieci E od ma różny wpływ na wartość różnicy bilansowej. Dotyczy to głównie: energii E g wprowadzonej do sieci z elektrowni przyłączonych do sieci rozdzielczej SD, energii E osd oddanej do sieci sąsiednich SD. Energia z lokalnych elektrowni ma zwykle krótszą drogę przepływu do odbiorów niż energia dopływająca ze stacji NN; jest więc oddawana z sieci przy mniejszych stratach. W przesyłaniu energii do sąsiednich spółek uczestniczy głównie sieć 110 kv. Straty przesyłu przy tym napięciu są znacznie mniejsze od strat towarzyszących przepływowi energii do odbiorców na niższych napięciach. Zatem tranzyt energii do sąsiednich spółek obniża wskaźnik strat bilansowych. W tabeli 2 przedstawiono podział strat według napięcia sieci. Tabela 2. Przeciętne straty techniczne w elementach sieci rozdzielczych w procentach ich udziału w stratach technicznych całkowitych wg [9] Lp. Rodzaj strat Rzeczywiste % ΔP Uzasadnione % ΔP 1 Obciążeniowe w sieci 110 kv 35,73 34,39 2 Obciążeniowe w sieci SN 21,78 19,36 3 Obciążeniowe w sieci nn 15,74 12,92 4 Jałowe w transformatorach SN/nn 9,66 9,66

12 Lp. Rodzaj strat Rzeczywiste % ΔP Uzasadnione % ΔP 5 Obciążeniowe w transformatorach SN/nn 4,72 3,15 6 Jałowe w transformatorach 110/SN 3,99 3,99 7 W licznikach nn 2,85 2,85 8 Obciążeniowe w transformatorach 110/SN 1,57 1,40 9 W liniach zasilających nn 1,33 1,33 10 Upływnościowe w sieci SN 0,89 0,89 11 Upływnościowe w sieci 110 kv 0,60 0,60 12 W kondensatorach 110 kv 0,51 0,51 13 Jałowe w transformatorach SN/SN 0,31 0,31 14 W kondensatorach SN 0,11 0,11 15 W kondensatorach nn 0,09 0,23 16 Obciążeniowe w transformatorach SN/SN 0,09 0,09 17 Upływnościowe w sieci nn 0,03 0,03 RAZEM: ,82 Na wielkość strat w sieci rozdzielczej mogą wpływać decyzje operatora sieci przesyłowej najwyższych napięć (NN), w szczególności: rozpływ mocy w sieci NN; regulacja napięcia w stacjach NN/110 kv; decyzje o układzie sieci 110 kv. Sieć 110 kv jest własnością operatorów sieci rozdzielczych, ale połączenia liniowe mające istotny wpływ na wyprowadzenie mocy z elektrownii lub służące do tranzytu energii między spółkami są koordynowane przez Obszarowe Dyspozycje Mocy. Transformatory i autotransformatory w stacjach najwyższych napięć są wyposażone w urządzenia do regulacji podłużnej napięcia. Regulowane jest napięcie po stronie 110 kv. Regulację tę prowadzi operator sieci najwyższych napięć. Różnica napięć ΔU wymusi przepływ mocy biernej Q między węzłami A i B. Przepływ mocy biernej Q przez linię A-B o rezystancji R spowoduje dodatkowe straty mocy czynnej Q P = 2 U 2 R (11) W sieci zamkniętej o napięciach U 110 kv regulacja napięcia ma większy wpływ na rozpływ mocy biernej niż na rozpływ mocy czynnej, co może nie być korzystne dla niektórych spółek dystrybucyjnych. 3.4 Straty handlowe Źródłami strat handlowych są błędy układów pomiarowych, błędy wynikające z systemów ewidencji sprzedaży energii oraz nielegalny pobór energii. Nr

13 Wpływ systemów ewidencji dotyczy szczególnie energii sprzedawanej z sieci nn. Błędy te są wynikiem niektórych zasad odczytów liczników, np.: liczniki energii odczytywane co miesiąc, odbiorcy są podzieleni na dwie grupy. W pierwszej grupie odbiorców liczniki odczytuje się w miesiące nieparzyste, natomiast w drugiej grupie liczniki odczytuje się w miesiące parzyste, odczytywanie liczników w każdej grupie trwa cały miesiąc. Zużycie energii odczytane w ciągu miesiąca jest przypisane na dzień 15 danego miesiąca i wykazywane jako zużycie energii w obu grupach w danym miesiącu. Tak więc np. zużycie energii przez odbiorców grupy A odczytane w okresie od 1 do 31 stycznia jest przypisane na dzień 15 stycznia i wykazywane w sprawozdawczości jako zużycie energii przez odbiorców grup A i B w styczniu. Skutkiem tego zjawiska określanego jako przesunięcie inkasa energii mogą być znaczne różnice powodując tzw. falowanie strat. Im mniejsza jest sieć, dla której wykonuje się bilans strat, tym większa jest możliwość wpływu systemu ewidencji, a nawet zdarza się, że różnica bilansowa może być ujemna. 4. Metody zmniejszania strat w sieciach dystrybucyjnych Zmniejszanie strat przez poprawę warunków technicznych pracy sieci są: budowa nowych GPZ, stacji SN/nn, kompensacja mocy biernej, lecz także zabiegi konserwacyjne styków, regulacja napięcia i zmniejszenie asymetrii obciążenia. Działania, których celem jest zmniejszenie technicznych strat energii obejmują regulację napięcia w stacjach NN/110 kv, wyłączanie jednego transformatora w niedociążonej stacji dwutransformatorowej, wymiana transformatorów między stacjami, optymalizacja rozcięć w sieci, wymiana starych transformatorów, kompensacja indywidualna prądu stanu jałowego transformatorów, Działania, których zasadniczym celem jest poprawa efektywności obrotu energią Do działań tych należy zaliczyć: zmianę konfiguracji sieci, budowę linii 110 kv (w niektórych przypadkach), opomiarowanie punktów pomiarowo-rozliczeniowych, promocję lokalnych źródeł energii. Działania, których zasadniczym celem jest zmniejszenie strat handlowych. Należą tu przede wszystkim: opomiarowanie stacji WN i SN, wymiana liczników i przekładników, wynoszenie układów pomiarowych poza granice posesji. Wyłączanie transformatora w niedociążonej stacji i zamiana transformatorów Wyłączanie jednego transformatora praktykuje się w dwutransformatorowej, niedociążonej stacji 110/SN. W analizie kosztów należy uwzględnić koszty związane z zamianą transformatorów (demontażu, transportu i montażu transformatorów) oraz koszty wynikające z przerwy w zasilaniu odbiorców na czas dokonywania zamiany. 44

14 Nr Problemy zasilania energią elektryczną Budowa nowego GPZ powoduje zmiany w warunkach pracy sieci rozdzielczej na danym terenie.stacje transformatorowe SN/nN spełniają podobną rolę w sieciach nn jak GPZ w sieci SN. Nowe stacje SN/nn skracają drogi zasilania do odbiorców, co wpływa na poziom strat w sieci. Dla małej liczby odbiorów dominują straty energii stanu jałowego w transformatorze. W miarę przyłączania odbiorów wzrastają straty obciążeniowe w transformatorze i liniach. Powyżej pewnej liczby odbiorów (rzędu kilkunastu) straty energii wolno maleją ze wzrostem ilości odbiorów, co związane jest z dominacją strat obciążeniowych w całkowitych stratach energii. Optymalizacja rozcięć w sieci jest jedną z najprostszych i bezinwestycyjnych metod ograniczania strat. W praktyce istnieje jednak szereg czynników uniemożliwiających dowolne lokalizowanie punktów podziału sieci, a to: ograniczenia prawne rozcięcia w stacjach będących własnością odbiorców, którzy zgodnie z zawartymi umowami o przesył i sprzedaż energii elektrycznej płacą za dwa zasilania; ograniczenia ruchowe np. jak: trudny dostęp do określonego punktu sieci, brak dostępu do stacji o każdej porze doby, prawidłowa praca automatyki SZR w sieci średniego i niskiego napięcia, granice eksploatacji obszarów sieci i punktu rozliczeniowego. 5. Optymalna regulacja napięcia sieci rozdzielczych SN Zasadniczym zadaniem regulacji napięcia jest utrzymanie w dopuszczalnym przedziale odchyleń napięcia w każdym punkcie sieci SN i nn. Przy okazji realizacji tego zadania można dokonać optymalizacji poziomów napięcia w tej sieci. Mogą tu zostać przyjęte różne kryteria optymalizacji, a mianowicie: minimalizacja kosztów strat mocy i energii w sieci ponoszonych przez spółkę dystrybucyjną, minimalizacja względnych strat energii w sieci, maksymalizacja zysku osiąganego przez spółkę dystrybucyjną ze sprzedaży energii elektrycznej, minimalizacja kosztów strat gospodarczych u odbiorców na skutek odchylenia napięcia zasilającego od wartości znamionowej, minimalizacja kosztów łącznych strat mocy i energii w sieci spółki dystrybucyjnej oraz strat gospodarczych ponoszonych przez odbiorców, minimalizacja kosztów spółki dystrybucyjnej, tj. kosztów strat mocy i energii w sieci oraz kosztów bonifikat i upustów udzielanych odbiorcom za niedotrzymanie odchyleń napięcia w dopuszczalnych granicach. Liczba szukanych wartości napięć na szynach SN zależy od liczby rozważanych stref czasowych doby. Najczęściej rozważa się dwie lub trzy strefy czasowe (np. szczytowa i pozaszczytowa, dzienna i nocna lub strefa szczytu przedpołudniowego, szczytu wieczornego i pozaszczytowa). Nastawy zaczepów transformatorów SN/nN dobiera się jednakowe dla wszystkich stref czasowych. Obliczenia można wykonywać dla okresu całego roku albo oddzielnie dla poszczególnych sezonów. 45

15 Wybór kryterium może być różny, np.: Spółki dystrybucyjne powinny regulować napięcie według kryterium a), b), c), f), a dla odbiorcy według d). 6. Literatura 1. Poradnik Inżyniera Elektryka, t. 3, wyd. 3, Warszawa, WNT Vademecum Elektryka, wyd. 4, COSiW SEP Warszawa Mielczarski W., Michalik-Mielczarska G., Rynkowe aspekty zmiany napięcia zasilania, Energetyka 2002, str Ustawa z dnia r. Prawo energetyczne. (j.t. Dz. U r., poz. 1019). 5. Rozporządzenie MG z dnia r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U r., nr 93, poz. 623). 6. PN-IEC Napięcia znormalizowane IEC. 7. PN-EN Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. 8. Materiały II Konferencji Naukowo-Technicznej Straty energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych, Jelenia góra Praca zbiorowa (pod red. J. Kulczyckiego): Ograniczanie strat energii elektrycznej w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych, PTPiREE, Poznań Artykuł wpłynął do Redakcji 9 kwietnia 2014 r. 46