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: podział i pojęcia związane ze stratami; straty mocy w elementach sieci; zależności pomiędzy stratami mocy i stratami energii; 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 Straty handlowe Prądowe (podłużne) Prądowe (poprzeczne) Błędy układów pomiarowych Systemy ewidencji sprzedaży Nielegalny pobór energii Rys. 1. Podział strat [1]

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]

Bilans energii spółki dystrybucyjnej EpSD EoSD ENN/10 Eodb Eg ΔE E110/NN Epwe Epw Rys. 3. Bilans energii SD [1]: ENN/110 – energia wprowadzona do sieci poprzez transf. NN/110 kV; E110/NN – energia oddana z sieci poprzez transf. NN/110 kV; Eg – energia wprowadzona do sieci z elektrowni przyłączonych do sieci; EpSD – energia pobrana od sąsiednich SD; EoSD – 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: – energia oddana z sieci: – różnica bilansowa: – wskaźnik strat bilansowych (względne straty procentowe): (1) (2) (3) (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 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 0,00 0,25 0,50 0,75 1,00 Oznaczenia: l – długość ciągu sieciowego, lr – odległość punktu rozcięcia od punktu zasilania, DPr – straty mocy przy rozcięciu w punkcie r, DP0,5– straty mocy przy rozcięciu w połowie magistrali lr 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 = I2·R 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·I2·R (5) (6)

Straty energii Straty energii w analizowanym okresie czasu oblicza się z zależności: 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: (7) (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: DP = DPj + DPo 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 kV 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 energii. (11)

Straty obciążeniowe w liniach Straty obciążeniowe mocy czynnej w linii oblicza się z zależności: gdzie: Il – prąd płynący w linii, [A]; R0 – rezystancja jednostkowa przewodów linii, [Ω/km]; l - długość linii, [km], Pl – moc czynna płynąca linią, [kW], Ql – moc bierna płynąca linią, [kvar], U – napięcie linii, [kV]. Obliczenia strat mocy najczęściej wykonuje się dla obciążenia szczytowego przyjmując, że U = Un. (12)

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 P0 (dawniej DPFe) i napięcia zasilającego transformator. Straty obciążeniowe oblicza się na podstawie strat stanu zwarcia Pk (dawniej DPCu) 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 I0 oraz napięcia zwarcia uk. Wzory są następujące: Moc bierna na pokrycie tych strat dopływa liniami zasilającymi transformatory powodując dodatkowe straty mocy czynnej w tych liniach (por. wzór (12)). straty jałowe: (15) straty obciążeniowe: (16)

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: DPa – straty mocy czynnej spowodowane przepływem mocy czynnej, DPr – 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: 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. (18)

Wartości energetycznego równoważnika mocy biernej Tabela 1. Dawne i obecne wartości energetycznego równoważnika mocy biernej w różnych punktach sieci Napięcie sieci Wartość energetycznego równoważnika mocy biernej ke, [kW/kvar] minimalne obciążenie mocą bierną maksymalne obciążenie mocą bierną Dawniej 110 kV 0,06 0,1 1  60 kV 0,08  0,10 0,12  0,15 do 1 kV 0,12  0,14 0,18  0,22 Obecnie 0,009 0,016 15 kV 0,013 0,026 0,0200,088 0,4 kV 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 kV, 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: 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. (19)

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: 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]. (20)

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? Q Q 1,0 Q(t) = 0,10 T = 1,00 1,0 Q(t) = 1,0 T = 0,10 Pobrana energia bierna: Pobrana energia bierna: Dodatkowe straty energii czynnej: Dodatkowe straty energii czynnej: Koszty kompensacji mocy biernej: Koszty kompensacji mocy biernej: 0,1 0,1 t t 0,1 1,0 0,1 1,0 Rys. 9. Porównanie dwóch przypadków poboru mocy biernej

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. Rodzaj strat Udział w stratach całkowitych, [%] 1 Obciążeniowe w sieci 110 kV 36 2 Obciążeniowe w sieci SN 22 3 Obciążeniowe w sieci nn 16 4 Jałowe w transformatorach SN/nn 9 5 Obciążeniowe w transformatorach SN/nn 6 Jałowe w transformatorach 110/SN Razem 1  6 92 7 Licznikach nn 2.8 8 Obciążeniowe w transformatorach 110/SN 1,6 W wewnętrznych liniach zasilających nn 1,3 10 Upływnościowe w sieci SN 0,9 11 Upływnościowe w sieci 110 kV 0,6 12 Kondensatorach 110 kV 0,5 13 Jałowe w transformatorach SN/SN 0,3 14 Kondensatorach SN 0,1 15 Kondensatorach nn <0,1 Obciążeniowe w transformatorach SN/SN 17 Upływnościowe w sieci nn Razem 7  17 Razem 1  17 100.0

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 kV czterech SD oraz sieci krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE SD1 SD2 SD3 SD4 Sieć KSE Wyjściowy 17,8 13,3 11,5 27,9 Po uruchomieniu EC o mocy 500 MW w SD1 31,1 12,5 10,5 22,5 Efekt uruchomienia EC +13,3 -0,8 -1,0 -5,4 +6,3 Po uruchomieniu EC o mocy 330 MW w SD 2 16,1 14,9 10,6 26,4 -1,7 +1,6 -0,9 -1,5 -1,4

Wpływ tranzytu energii do sąsiednich SD na wskaźnik strat bilansowych 2 4 6 8 10 12 1 3 5 7 9 Energia oddana do sąsiednich SD, [TWh] Wskaźnik strat bilansowych, [%] 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 Stosunek wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bez eksportu energii, [%] Wskaźnik strat bilansowych Stosunek wskaźnika strat bilansowych do wskaźnika strat bez eksportu energii 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 kV Rys. 11. Fragment sieci przesyłowej [2]

Wpływ zmian generacji mocy czynnej w źródłach przyłączonych do sieci przesyłowej na straty w sieci 110 kV Sieć 110 kV spółki dystrybucyjnej jest zasilana z węzłów A, B, C i D. Wykonano obliczenia symulacyjne rozpływu mocy w sieci 400, 220 i 110 kV 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 kV 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 kV pokazano na następnym slajdzie.

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

Rys. 13. Linia 110 kV łącząca dwie stacje NN/110 kV Wpływ regulacji napięcia w stacjach NN/110 kV na straty mocy w sieci 110 kV R + jX UA NN/110 kV UB P + jQ Rys. 13. Linia 110 kV łącząca dwie stacje NN/110 kV Rys. 14. Wpływ regulacji napięcia w stacji NN/110 kV na straty mocy w sieci 110 kV 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 400C). 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 9,8 8,0 4,0 3,3 2,8 2,9 3,7 5,4 6,7 9,3 4,7 2,7 5,7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Numer punktu rozcięcia Straty mocy, [kW] 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 110kV/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 Rejon Napięcie znamionowe sieci Liczba GPZ Liczba stacji SN/nn Całkowita długość sieci SN Średni przekrój sieci Liczba rozcięć [kV] [szt.] [km] [mm2] A 20 6 889 969 80 101 B 7 542 520 93 58 C 991 1048 72 135 D 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 Rejon Obciążenie szczytowe Straty mocy w stanie istniejącym Straty mocy po optymalizacji Udział ogr. punktów rozcięć Udział punktów rozcięć zlokalizowanych optymalnie Zmniejszenie strat w wyniku optymalizacji bez ogr. z ogr. [MW] [kW] [%] A 64,69 578,6 0,89 310,0 543,1 54 29 46,4 6,1 B 55,41 239,8 0,43 199,9 237,9 83 21 16,6 0,8 C 60,19 349,4 0,58 282,5 341,7 81 36 19,1 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. PTPiREE, Poznań 2009. [2] Jaśkiewicz P, Włodek K.: Analiza rozpływów mocy w liniach 110 kV 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