Techniczne i ekonomiczne aspekty strat mocy i energii

Techniczne i ekonomiczne aspekty strat mocy i energii Waldemar Szpyra Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki Katedra Elektrotechniki i Elektroenergetyki e-mail: wszpyra@agh. edu. pl Jaworzno, 19 marca 2010

Program wykładu W trakcie wykładu zostaną przedstawione wybrane zagadnienia dotyczące strat mocy i energii w sieciach elektroenergetycznych. W trakcie wykładu zostaną omówione następujące zagadnienia: Ø podział i pojęcia związane ze stratami; Ø straty mocy w elementach sieci; zależności pomiędzy stratami mocy i stratami energii; Ø Ø wpływ mocy biernej na straty mocy i energii wpływ wybranych działań eksploatacyjnych na straty; techniczne i ekonomiczne skutki strat mocy i energii.

„W każdym elemencie sieci elektroenergetycznej energia odbierana jest mniejsza od energii wprowadzonej. Straty sieciowe energii są różnicą między energią wprowadzoną do sieci a energią odebraną z tej sieci. Straty sieciowe najczęściej klasyfikuje się według źródeł ich powstawania. Wyróżniane są straty techniczne i straty handlowe. Podział strat pokazano na następnym slajdzie. ” [1]

Podział strat Straty bilansowe (różnica bilansowa) Straty techniczne Prądowe (podłużne) Prądowe (poprzeczne) Straty handlowe Błędy układów pomiarowych Rys. 1. Podział strat [1] Systemy ewidencji sprzedaży Nielegalny pobór energii

Podział strat – straty techniczne Straty techniczne są efektem zjawisk fizycznych towarzyszących przepływowi energii przez sieć lub napięciu w sieci. Ze względu na te zjawiska dzieli się je na: − straty prądowe (obciążeniowe, podłużne) – zależą od obciążenia (ciepło Joule’a), − straty napięciowe (jałowe, poprzeczne) – zależą od napięcia (straty w dielektrykach, straty ulotu, straty w rdzeniach transformatorów). Niektórzy autorzy straty techniczne uważają za potrzeby własne sieci

Podział strat – straty handlowe Straty handlowe są skutkiem tego, że zarówno energia wprowadzona jak i odebrana są mierzone z pewnymi błędami. Straty te dzieli się na: − straty wynikające z błędów układów pomiarowych, głównie z wysokiego progu rozruchu liczników oraz klasy dokładności stosowanych liczników; może się zdarzyć, że straty wynikające z błędów układów pomiarowych są mniejsze od zera; − straty będące skutkiem systemu ewidencji sprzedanej energii – wynikają np. z opartego na prognozach systemu rozliczeń zużycia energii lub zróżnicowanej częstości i opóźnienia odczytów liczników poszczególnych grup drobnych odbiorców – w dłuższych okresach czasu straty te niwelują się; − energia niezmierzona pobrana z sieci – nielegalny pobór energii.

Wpływ systemów ewidencji sprzedaży na wartość różnicy bilansowej Rys. 2. Sprzedaż energii i różnica bilansowa [1]

Eodb Eg Epwe Ep. SD Eo. SD ΔE ENN/10 Epw E 110/NN Bilans energii spółki dystrybucyjnej Rys. 3. Bilans energii SD [1]: ENN/110 – energia wprowadzona do sieci poprzez transf. NN/110 k. V; E 110/NN – energia oddana z sieci poprzez transf. NN/110 k. V; Eg – energia wprowadzona do sieci z elektrowni przyłączonych do sieci; Ep. SD – energia pobrana od sąsiednich SD; Eo. SD – energia oddana do sieci sąsiednich SD; Eodb – energia dostarczona odbiorcom finalnym (w tym pobrana nielegalnie); Epw – potrzeby własne (energia pobrana przez odbiory własne SD); Epwe – pompowanie wody w elektrowniach wodnych; ΔE – straty energii w sieci.

Bilans energii spółki dystrybucyjnej Przy oznaczeniach jak na rysunku 4: – energia wprowadzona do sieci jest równa: (1) – energia oddana z sieci: (2) – różnica bilansowa: (3) – wskaźnik strat bilansowych (względne straty procentowe): (4)

Straty rzeczywiste, straty optymalne, straty uzasadnione Straty rzeczywiste – są to straty rzeczywiście występujące w danej sieci; Straty uzasadnione – są to straty, jakie wystąpiłyby w danej sieci przy optymalnym rozpływie mocy i poprawnej eksploatacji tej sieci; Straty optymalne – są to straty, jakie wystąpiłyby w sieci o strukturze i parametrach tak dobranych do obciążenia, by jednostkowy równoważny koszt przesyłu energii w zakładanym okresie eksploatacji sieci był minimalny.

Straty rzeczywiste, straty optymalne, straty uzasadnione lr Oznaczenia: l – długość ciągu sieciowego, 4, 0 lr – odległość punktu rozcięcia 3, 5 od punktu zasilania, 3, 0 Pr – straty mocy przy rozcięciu 2, 5 w punkcie r, P 0, 5– 2, 0 1, 5 straty mocy przy rozcięciu w połowie magistrali 1, 0 0, 00 0, 25 0, 50 0, 75 1, 00 Rys. 4. Wpływ punktu rozcięcia ciągu sieciowego na straty mocy [1] – jeśli s = sopt , a rozcięcia dokonano w połowie magistrali, to straty rzeczywiste będą równe optymalnym; – jeśli punkt rozcięcia jest wymuszony - np. przez wymagania związane z niezawodnością odbiorcy (SZR po stronie sieci niskiego napięcia) – to straty rzeczywiste będą stratami uzasadnionymi.

Straty mocy w elemencie o rezystancji R Zgodnie z prawem Joule’a przepływowi prądu przez element o rezystancji R towarzyszy wydzielanie ciepła, które jest rozpraszane do otoczenia. Ilość ciepła wydzielana w jednostce czasu jest nazywana stratami mocy. Wartość strat mocy w wyniku przepływu prądu o wartości skutecznej I przez element o rezystancji R oblicza się z zależności: ∆P = I 2·R (5 ) Jeśli do powyższego wzoru wstawimy prąd w A, a rezystancję w Ω, to straty mocy otrzymamy w W. W przypadku gdy rozważamy symetrycznie obciążony element trójfazowy to wzór (1) przyjmie postać: ∆P = 3·I 2·R (6 )

Straty energii w analizowanym okresie czasu oblicza się z zależności: (7) Zazwyczaj zakłada się, że napięcie jest stałe w czasie, wówczas można przyjąć, że straty jałowe też są stałe. Straty obciążeniowe zmieniają się natomiast w szerokim zakresie przy czym zazwyczaj nie jest znany przebieg obciążenia w czasie. Wobec tego wprowadzono pojęcie czasu trwania strat maksymalnych τ, które wiąże straty energii z maksymalnymi obciążeniowymi stratami mocy Pomax: (8)

Straty energii – czas trwania strat maksymalnych Straty energii najczęściej oblicza się dla okresu roku wówczas T = Tr = 8760 h. Czas trwania strat maksymalnych jest najczęściej wyrażany poprzez czas trwania maksymalnego obciążenia Ts - jest to czas w jakim zostałaby zużyta (wytworzona lub przesłana), przy nie zmieniającej się w czasie mocy równej mocy maksymalnej, taka sama ilość energii jak w analizowanym okresie czasu T przy mocy zmiennej w czasie: (9)

Wzory na czas trwania strat maksymalnych Z literatury znanych jest wiele empirycznych zależności wiążących czas trwania strat maksymalnych τ z czasem trwania maksymalnego obciążenia Ts. Do najczęściej używanych należą: Woodrow, Buller: Jansen: Wolf: (10) Horak: Monasinghe, Scott: przy czym: – względny czas trwania strat maksymalnych, – względny czas użytkowania mocy szczytowej.

Straty mocy w liniach elektroenergetycznych Chwilowe straty mocy w linii elektroenergetycznej są sumą strat jałowych i obciążeniowych: P = Pj + Po Na straty jałowe składają się straty wynikające z upływności izolacji, strat w dielektrykach oraz zjawiska ulotu. Straty ulotu zależą od warunków atmosferycznych i uwzględnia się je w liniach o napięciu znamionowym 110 k. V i wyższym. Straty związane z upływnością izolacji również zależą od warunków atmosferycznych. Straty dielektryczne zależą od współczynnika stratności dielektrycznej tgd i pojemności kabla. W uproszczonych obliczeniach straty jałowe w liniach pomija się – uwzględnia się je zazwyczaj w bilansie strat(11) energii.

Straty obciążeniowe w liniach Straty obciążeniowe mocy czynnej w linii oblicza się z zależności: (12) gdzie: Il – prąd płynący w linii, [A]; R 0 – rezystancja jednostkowa przewodów linii, [Ω/km]; l - długość linii, [km], Pl – moc czynna płynąca linią, [k. W], Ql – moc bierna płynąca linią, [kvar], U – napięcie linii, [k. V]. Obliczenia strat mocy najczęściej wykonuje się dla obciążenia szczytowego przyjmując, że U = Un.

Straty w transformatorach Podobnie jak w przypadku linii elektroenergetycznych w transformatorach wyróżnia się jałowe i obciążeniowe straty mocy czynnej. Jałowe straty mocy w transformatorze oblicza się na podstawie strat stanu jałowego P 0 (dawniej PFe) i napięcia zasilającego transformator. Straty obciążeniowe oblicza się na podstawie strat stanu zwarcia Pk (dawniej PCu) oraz stopnia obciążenia transformatora. Wzory są następujące: straty jałowe: (13) straty obciążeniowe: (14)

Straty mocy biernej w transformatorach Oprócz strat mocy czynnej w transformatorach występują znaczne straty mocy biernej. Straty te oblicza się na podstawie mocy znamionowej transformatora wyrażonych w % wartości prądu stanu jałowego I 0 oraz napięcia zwarcia uk. Wzory są następujące: straty jałowe: (15) straty obciążeniowe: (16) Moc bierna na pokrycie tych strat dopływa liniami zasilającymi transformatory powodując dodatkowe straty mocy czynnej w tych liniach (por. wzór (12)).

Wpływ przesyłu mocy biernej na straty mocy czynnej – zapotrzebowanie na moc bierną Odbiorcy Energetyka zawodowa Rys. 5. podział zapotrzebowania na moc bierną w systemie elektroenergetycznym

Wpływ mocy biernej na straty w sieci Zgodnie z zależnością (8) w obciążeniowych stratach mocy czynnej wywołanych przepływem prądu (mocy) przez element o rezystancji R można wyróżnić składnik pochodzący od przepływu mocy czynnej oraz składnik od przepływu mocy biernej: (17) gdzie: Pa – straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy czynnej, Pr – straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy biernej.

Wpływ mocy biernej na straty w sieci Rys. 6. Stosunek strat mocy czynnej wywołanych przepływem mocy biernej do strat mocy czynnej wywołanych przepływem mocy czynnej w zależności od wartości współczynnika mocy

Energetyczny równoważnik mocy biernej Wpływ mocy biernej na wartość strat mocy czynnej można określić różniczkując zależność na straty mocy (13) względem mocy biernej: (18) Współczynnik ke nosi nazwę energetycznego równoważnika mocy biernej i wskazuje o ile wzrosną straty mocy czynnej w sieci na jednostkę mocy biernej pobieranej z tej sieci. Jego wartość zależy od położenia odbioru w sieci względem źródeł energii (rezystancja R), ilości pobieranej mocy biernej Q i napięcia sieci U.

Wartości energetycznego równoważnika mocy biernej Tabela 1. Dawne i obecne wartości energetycznego równoważnika mocy biernej w różnych punktach sieci Wartość energetycznego równoważnika mocy biernej ke, [k. W/kvar] Napięcie sieci minimalne maksymalne obciążenie mocą bierną Dawniej 110 k. V 0, 06 0, 1 1 60 k. V 0, 08 0, 10 0, 12 0, 15 do 1 k. V 0, 12 0, 14 0, 18 0, 22 Obecnie 110 k. V 0, 009 0, 016 15 k. V 0, 013 0, 026 0, 020 0, 088 0, 4 k. V 0, 015 0, 030 0, 044 0, 110

Wartości energetycznego równoważnika mocy biernej Rys. 7. Wartości energetycznego równoważnika mocy biernej w różnych punktach systemu elektroenergetycznego Obecne wartości ke są około 6 razy mniejsze w sieci 110 k. V, około 1, 7 ÷ 5 razy mniejsze w sieci SN (w zależności od odległości od GPZ i obciążenia mocą bierną) oraz około 2 ÷ 8 razy mniejsze w stacjach SN/nn.

Zastosowania energetycznego równoważnika mocy biernej Wartość energetycznego równoważnika mocy biernej jest wykorzystywana w obliczeniach ekonomicznych, m. in. przy doborze transformatorów w celu uwzględnienia wpływu mocy biernej traconej w transformatorze na straty mocy czynnej w sieci zasilającej oraz przy ocenie efektywności kompensacji mocy biernej w celu określenia zysku wynikającego ze zmniejszenia strat mocy czynnej w wyniku kompensacji mocy biernej. Ze względu na zmienność obciążenia, do obliczeń przyjmuje się średnią wartość energetycznego równoważnika mocy biernej w danym węźle sieci.

Zastosowania energetycznego równoważnika mocy biernej Wielkość zmiany strat mocy czynnej w wyniku zmiany przesyłanej mocy biernej można oszacować korzystając z zależności: (19) Dla oceny wpływu wartości energetycznego równoważnika mocy biernej na efektywność inwestycji wykonano obliczenia prostego okresu zwrotu kosztów kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów SN/nn w 6 obwodach sieci SN. Wyniki pokazano na rysunku 8.

Wpływ wartości ke na ocenę efektywności inwestycji Rys. 8. Wpływ wartości ke na ocenę efektywności kompensacji mocy biernej biegu jałowego transformatorów SN/nn [3].

Czy rozliczenia za energię bierną w obecnej formie mają sens? Spółki dystrybucyjne pobierają od odbiorców przemysłowych opłatę za dostawę „energii biernej”. Wysokość tej opłaty zależy od ilości pobranej w okresie rozliczeniowym „energii biernej” Ab i średniej wartości współczynnika mocy tgφ liczonego jako iloraz „energii biernej” do energii czynnej Acz pobranej w tym okresie: (20) Koszty stałe są funkcją maksymalnej mocy biernej Ks = f(Qmax). Naliczone na tej podstawie opłaty za „energię bierną” nie odzwierciedlają ani kosztów stałych ani kosztów zmiennych [4].

Czy rozliczenia za energię bierną w obecnej formie mają sens? „Energia bierna” liczona jako jest traktowana analogicznie jak energia czynna. W przypadku energii czynnej koszty zmienne są w przybliżeniu proporcjonalne do kosztów paliwa, a więc ich naliczanie na podstawie jest uzasadnione. W przypadku kosztów dostawy zmiennej w czasie mocy biernej koszty zmienne (koszty strat energii wywołane przesyłem mocy biernej) są proporcjonalne do , a nie do

Czy rozliczenia za energię bierną w obecnej formie mają sens? 1, 0 Q(t) = 0, 10 T = 1, 00 0, 1 Q(t) = 1, 0 T = 0, 10 Pobrana energia bierna: Dodatkowe straty energii czynnej: Koszty kompensacji mocy biernej: 0, 1 Qt 1, 0 0, 1 t Rys. 9. Porównanie dwóch przypadków poboru mocy biernej 1,

Czy rozliczenia za energię bierną w obecnej formie mają sens? Z przedstawionych rozważań wynika, że opłaty za „energię bierną” w obecnej postaci nie przenoszą w sposób właściwy kosztów związanych z wytwarzaniem i przesyłem mocy biernej do odbiorców - mają jedynie znaczenie „dyscyplinujące” odbiorców.

Straty w pozostałych elementach sieci i instalacji elektrycznych Oprócz strat w liniach elektroenergetycznych i transformatorach straty występują w licznikach energii elektrycznej, przyłączach, wewnętrznych liniach zasilających, kondensatorach, bezpiecznikach i łącznikach oraz na zestykach. Ponad 90% wszystkich strat energii w sieciach dystrybucyjnych stanowią straty obciążeniowe w liniach i transformatorach oraz jałowe w transformatorach SN/nn i stanowią. Pozostałe 8% to straty w w licznikach energii elektrycznej, przyłączach, wewnętrznych liniach zasilających, kondensatorach, bezpiecznikach i łącznikach oraz na zestykach (por. tabela 2).

Straty energii w elementach sieci dystrybucyjnych Tabela 2. Udziały strat w elementach w całkowitych stratach energii Lp. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Rodzaj strat Obciążeniowe w sieci 110 k. V Obciążeniowe w sieci SN Obciążeniowe w sieci nn Jałowe w transformatorach SN/nn Obciążeniowe w transformatorach SN/nn Jałowe w transformatorach 110/SN Razem 1 6 Licznikach nn Obciążeniowe w transformatorach 110/SN W wewnętrznych liniach zasilających nn Upływnościowe w sieci SN Upływnościowe w sieci 110 k. V Kondensatorach 110 k. V Jałowe w transformatorach SN/SN Kondensatorach nn Obciążeniowe w transformatorach SN/SN Upływnościowe w sieci nn Razem 7 17 Razem 1 17 Udział w stratach całkowitych, [%] 36 22 16 9 5 4 92 2. 8 1, 6 1, 3 0, 9 0, 6 0, 5 0, 3 0, 1 <0, 1 8 100. 0

Wpływ elektrowni lokalnej na straty mocy w sieci Tabela 3. Wpływ przyłączenia elektrociepłowni do sieci SD na straty mocy w danej SD, spółkach sąsiednich i w KSE [1] Wariant Straty mocy w MW w sieci 110 k. V czterech SD oraz sieci krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE SD 1 17, 8 Wyjściowy Po uruchomieniu EC o mocy 31, 1 500 MW w SD 1 Efekt uruchomienia EC +13, 3 Po uruchomieniu EC o mocy 16, 1 330 MW w SD 2 Efekt uruchomienia EC -1, 7 SD 2 13, 3 SD 3 11, 5 SD 4 27, 9 Sieć KSE 12, 5 10, 5 22, 5 -0, 8 14, 9 -1, 0 10, 6 -5, 4 26, 4 +6, 3 +1, 6 -0, 9 -1, 5 -1, 4

Wpływ tranzytu energii do sąsiednich SD na wskaźnik strat bilansowych 1, 2 Wskaźnik strat bilansowych Stosunek wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bez eksportu energii 10 1, 0 8 0, 8 6 0, 6 4 0, 4 2 0, 2 0 0 0, 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Energia oddana do sąsiednich SD, [TWh] Stosunek wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bez eksportu energii, [%] Wskaźnik strat bilansowych, [%] 12 10 Rys. 10. Zależność wskaźnika strat bilansowych od ilości energii oddanej do sąsiednich SD

Wpływ zmian generacji mocy czynnej w źródłach przyłączonych do sieci przesyłowej na straty w sieci 110 k. V Rys. 11. Fragment sieci przesyłowej [2]

Wpływ zmian generacji mocy czynnej w źródłach przyłączonych do sieci przesyłowej na straty w sieci 110 k. V Sieć 110 k. V spółki dystrybucyjnej jest zasilana z węzłów A, B, C i D. Wykonano obliczenia symulacyjne rozpływu mocy w sieci 400, 220 i 110 k. V KSE, które polegały na skokowym (co 50 MW) zwiększaniu mocy generowanej w węźle F i równoczesnym zmniejszaniu mocy generowanej w węźle D. Po wyczerpaniu możliwości regulacyjnych elektrowni przyłączonej w węźle D, obniżano moc dostarczaną z elektrowni przyłączonej w węźle G. W wyniku zmian generacji straty mocy w sieci 110 k. V spółki dystrybucyjnej w zimowym szczycie rannym tej zmieniają się w zakresie 6. 11 ÷ 4. 83 MW (zmienność 26. 5%). Wyniki obliczeń strat w sieci 110 k. V pokazano na następnym slajdzie.

Wpływ zmian generacji mocy czynnej w źródłach przyłączonych do sieci przesyłowej na straty w sieci 110 k. V Rys. 12. Wpływ zmian generacji mocy w źródłach przyłączonych do sieci przesyłowej na straty mocy w sieci 110 k. V

Wpływ regulacji napięcia w stacjach NN/110 k. V na straty mocy w sieci 110 k. V R + j. X UA NN/110 k. V P + j. Q UB NN/110 k. V Rys. 13. Linia 110 k. V łącząca dwie stacje NN/110 k. V Rys. 14. Wpływ regulacji napięcia w stacji NN/110 k. V na straty mocy w sieci 110 k. V SD

Wpływ przewodów z drutami segmentowymi i kompozytowych na straty w liniach Wykorzystanie konstrukcji przewodów z drutami segmentowym i kompozytowymi pozwala na zwiększenie pola przekroju aluminium przewodów AFLS o 20 25%, a w przewodach z rdzeniem kompozytowym (ACCC/TW) o około 30%, w stosunku do klasycznego przewodu AFL (o tej samej średnicy [1]. Zwiększenie ilości aluminium powoduje zmniejszenie rezystancji. Dodatkowo w przewodach z rdzeniem kompozytowym (ACCC/TW), stosowane jest aluminium wyżarzone, które ma większą kondunktancję jednostkową w porównaniu z aluminium utwardzonym. Jeżeli dokona się wymiany przewodów AFL na przewody AFLs lub przewody ACCC/TW (przy zachowaniu tycjh samych warunków pracy), w przewodach AFLs i ACCC/TW nastąpi zmniejszenie strat mocy i energii proporcjonalnie do zmniejszonej rezystancji przewodów.

Wpływ przewodów kompozytowych na straty w liniach Zastosowanie przewodów „niskozwisowych” z rdzeniem kompozytowym, umożliwia pracę przewodów w wyższych temperaturach i przy zwiększonym obciążeniu bez konieczności zmiany konstrukcji słupów. Równocześnie podwyższona temperatura przewodów oraz zwiększone obciążenie powodują większe straty mocy w takim przewodzie. Należy zauważyć, że do temperatury przewodu 80ºC (graniczna dopuszczalna temperatura pracy przewodu AFL), straty mocy w przewodach AFL są około 30 % większe niż w przewodach z rdzeniem kompozytowym o tej samej średnicy.

Wpływ przewodów kompozytowych na straty w liniach W temperaturach wyższych od 80ºC i przy większym obciążeniu mogą pracować tylko przewody typu HTLS (Hig Teperature Low Sag) jak np. przewody z rdzeniem kompozytowym typu ACCC 460/Stockholm. Wiąże się to ze zwiększonymi stratami mocy w tych przewodach (np. w dopuszczalnej temperaturze pracy 180ºC straty mocy w przewodzie ACCC-460/Stockholm wzrastają około 20 razy, w stosunku do strat w temperaturze 400 C). Straty energii zależą od czasu trwania zwiększonego obciążenia. Biorąc jednak pod uwagę stosunkowo krótki czas, w którym występuje największe obciążenie – przewody z rdzeniem kompozytowym mogą być opłacalną alternatywą dla przebudowy linii w celu zwiększenia obciążalności.

Wpływ wyboru punktu rozcięcia sieci SN na straty Zależność strat w sieci SN od punktu rozcięcia ilustruje poniższy rysunek Straty mocy, [k. W] 11 10 9 9, 8 9, 3 8, 0 8 7 6, 7 5, 7 6 5 4 4, 0 4, 7 3, 3 3 5, 4 3, 7 2, 8 2, 7 2, 9 6 7 8 2 1 0 1 2 3 4 5 9 10 11 12 13 Numer punktu rozcięcia Rys. 15. Wpływ punktu rozcięcia obwodu SN na straty mocy w obwodzie.

Wpływ wyboru punktu rozcięcia sieci SN na straty – aspekty praktyczne Przy lokalizacji rozcięć sieci SN napotyka się dwie grupy ograniczeń: determinujące – ograniczenia wynikające z konieczności utrzymania punktów podziału w ściśle określonych miejscach sieci; limitujące – ograniczenia związane z brakiem możliwości umiejscowienia punktu podziału w dowolnym odcinku sieci.

Wpływ wyboru punktu rozcięcia sieci SN na straty – aspekty praktyczne Do determinujących można zaliczyć ograniczenia wynikające z: - umów z odbiorcami posiadającymi własne stacje transformatorowe płacącymi za zwiększoną pewność zasilania, - konieczności zachowania podstawowych układów zasilania rozdzielni sieciowych, - zapewnienia prawidłowej pracy automatyki SZR w sieci średniego i niskiego napięcia, - zróżnicowanych sposobów pracy punktów gwiazdowych transformatorów 110 k. V/SN, - lokalizacji granic eksploatacji obszarów sieci i punktów rozliczeniowego pomiaru energii elektrycznej; - innych względów np. ze współpracy źródeł z siecią SN.

Wpływ wyboru punktu rozcięcia sieci SN na straty – aspekty praktyczne Ograniczenia limitujące spowodowane są czynnikami o charakterze technicznym i eksploatacyjnym, do których można zaliczyć: - brak łączników w niektórych odcinkach sieci, - ograniczenia zdolności łączeniowej istniejących łączników, - trudny dostęp do określonego punktu sieci, - brak dostępu do stacji o każdej porze doby, - inne względy np. organizacyjne wynikające z prawa własności elementów sieci dystrybucyjnej.

Wpływ wyboru punktu rozcięcia sieci SN na straty – aspekty praktyczne Poniżej zostaną przedstawione wyniki optymalizacji rozcięć dla czterech rejonów energetycznych. Parametry charakteryzujące sieć SN tych rejonów podano w tabeli 4. Tabela 4. Charakterystyka sieci rejonów energetycznych Napięcie Liczba znamionowe stacji GPZ Rejon sieci SN/nn Całkowita długość sieci SN Średni przekrój sieci Liczba rozcięć [k. V] [szt. ] [km] [mm 2] [szt. ] A 20 6 889 969 80 101 B 20 7 542 520 93 58 C 20 7 991 1048 72 135 D 20 7 1157 1277 69 107

Wpływ wyboru punktu rozcięcia sieci SN na straty – aspekty praktyczne Tabela. 5. Zestawienie wyników optymalizacji punktów rozcięć w sieci SN 5 rejonów Straty mocy w Obciążenie stanie Rejon szczytowe istniejącym [MW] [k. W] [%] Zmniejszenie Udział punktów strat w wyniku ogr. rozcięć punktów zlokalizowanych optymalizacji optymalnie bez ogr. rozcięć bez ogr. [k. W] [%] [%] Straty mocy po optymalizacji A B C 64, 69 55, 41 60, 19 578, 6 0, 89 310, 0 543, 1 239, 8 0, 43 199, 9 237, 9 349, 4 0, 58 282, 5 341, 7 54 83 81 29 21 36 46, 4 16, 6 19, 1 6, 1 0, 8 2, 2 D 61, 04 497, 7 0, 82 380, 4 466, 8 76 32 23, 6 6, 2 Z analizy powyższych danych wynika, że: - w analizowanej sieci występuje duży udział ograniczeń lokalizacji punktów rozcięć; - uwzględnienie ograniczeń w lokalizacji punktów rozcięć znacznie zmniejsza potencjalne możliwości ograniczenia strat w wyniku optymalizacji punktów rozcięć.

Techniczne i ekonomiczne skutki strat mocy i energii Do techniczne skutków występowania strat mocy i energii można zaliczyć: konieczność uwzględnienia tych strat w planowaniu rozwoju systemu elektroenergetycznego (elektrownia „stratowa”, odpowiedni dobór urządzeń); konieczność uwzględnienia nagrzewania torów prądowych i izolacji w projektowaniu urządzeń (zwiększenie zwisów przewodów, przyspieszenie procesów starzeniowych; - emisję zakłóceń radiotechnicznych i akustycznych w wyniku zjawiska ulotu; Ekonomicznym skutkiem strat jest wzrost kosztów wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej

Literatura [1] Pod redakcją Jerzego Kulczyckiego: Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych. Wyd. PTPi. REE, Poznań 2009. [2] Jaśkiewicz P, Włodek K. : Analiza rozpływów mocy w liniach 110 k. V w Zakładzie Energetycznym Y. Praca dypl. , Wydział Elektrotechniki, Automatyki Informatyki i Elektroniki AGH, Kraków, 1998. [3] Szpyra W. : Wpływ mocy biernej na straty w sieci. Energetyczny równoważnik mocy biernej, Materiały IV Konferencji Naukowo. Technicznej, „Straty Energii Elektrycznej w Sieciach Elektroenergetycznych”, Wisła, 5 -6 listopada 2008 r. , str. 59 -69. [4] Szczerba Z. : Czy liczniki kvarh powinny być stosowane? Acta Energetica Nr 2/2009, str. 84 -87

Dziękuję za uwagę