System energetyczny – zespół obiektów i urządzeń służących do uzyskiwania, przetwarzania, przesyłania, rozdziału oraz użytkowania energii we wszystkich jej postaciach.

System energetyczny pozyskuje tzw. energię pierwotną, do której zaliczamy:

- energię chemiczną zawartą w węglu, ropie naftowej, gazie;

- energię potencjalną lub kinetyczną zawartą w wodzie, wietrze;

- energię powiązań atomowych zawartą w tzw. paliwach atomowych;

- energię słoneczną, itp.

Energia pierwotna – może być użytkowana u odbiorcy po jej dostarczeniu i może być przetwarzana na inną postać energii tzw. energię wtórną np. spalanie węgla w piecu w domu.

Przykładowy cykl przetwarzania i użytkowania energii:

- chemiczna węgla na cieplną;

- cieplna na mechaniczną;

- mechaniczna na elektryczną;

- elektryczna na mechaniczną.

Jedną z postaci energii wtórnej jest energia elektryczna. Energię elektryczną wytwarzamy w elektrowniach, które w zależności od rodzaju energii pierwotnej dzielimy na:

- elektrownie cieplne:

en. chemiczna (węgiel, ropa naftowa, gaz ziemny) -> en. cieplną -> en. elektryczną.

- elektrownie wodne;

- elektrownie wiatrowe;

- elektrownie jądrowe;

- elektrownie słoneczne;

- elektrownie gazowe;

Energię elektryczną w czasie jej użytkowania zamieniamy na:

- energię mechaniczną;

- energię chemiczną;

- energię świetlną;

- z powrotem na energię chemiczną.

Z powyższych rozważań wynika, że jednym z podsystemów systemu energetycznego jest system elektroenergetyczny.

System elektroenergetyczny – to zespół obiektów i urządzeń służących do wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, rozdziału oraz użytkowania energii elektrycznej.

Do przesyłu i rozdziału energii elektrycznej, a także do jej przetwarzania służy sieć elektroenergetyczna zwana też układem elektroenergetycznym lub układem przesyłowo-rozdzielczym.

Energia elektryczna w systemie elektroenergetycznym jak i sam system elektroenergetyczny posiadają pewne cechy:

a) Wytwarzanie, przesyłanie, rozdział i użytkowanie energii elektrycznej odbywa się praktycznie biorąc równocześnie. Prędkość fali elektromagnetycznej (300 000 km/s) powoduje, że rozprzestrzenianie zjawisk w systemie elektroenergetycznym trwa pomijalnie mało czasu pomimo rozległości systemu sięgającej setek lub tysięcy kilometrów.

b) W chwili obecnej nie mamy praktycznie możliwości magazynowania energii elektrycznej. Znane nam sposoby dotyczą w zasadzie innych rodzajów energii np. elektrownie szczytowo pompowe. Powoduje to, że energia elektryczna, a więc moc czynna oraz bierna, wytwarzana musi być w każdej chwili równa energii użytkowej powiększona o straty energii w systemie elektroenergetycznym.

c) Energia pobierana przez odbiorców ulega zmianom w cyklach:

- dobowych;

- miesięcznych;

- rocznych;

- wieloletnich;

Do tego zapotrzebowania musi dostosować się podsystem wytwórczy w systemie elektroenergetycznym. Duża szybkość tych zmian powoduje, że regulacja mocy wytworzonej musi się odbywać automatycznie.

d) Kryteriami regulacji nie może być energia ani moc czynna czy bierna albowiem dla systemu są to wielkości w zasadzie niemierzalne. Dlatego przyjmuje się jako kryteria regulacji: wartość częstotliwości systemu elektroenergetycznego, wartość napięcia w wybranych miejscach systemu elektroenergetycznego. Są to także dwa podstawowe wskaźniki jakości energii elektrycznej.

e) Energia elektryczna jest wykorzystywana u odbiorców w krytycznych punktach działalności człowieka (oświetlenie, windy, zabezpieczenia przeciwpożarowe, szpitale itp.). Musimy, więc zapewnić dużą niezawodność dostawy energii elektrycznej i dostarczanie tej energii o odpowiedniej jakości.

f) W przypadku, gdy w systemie występują elektrownie, których produkcja zależy od czynników przypadkowych takich jak pogoda (np. elektrownie wiatrowe, słoneczne) musimy utrzymywać rezerwę mocy w innych elektrowniach.

System elektroenergetyczny (SEE) – w ujęciu cybernetycznym stanowi układ wielowejściowy i wielowyjściowy, względnie odosobniony, dyssypatywny, w małym stopniu samonastrajalny, sterowany nadal jeszcze przez człowieka.

W odróżnieniu od innych systemów gospodarczych SEE realizuje swe zadania z wymogiem natychmiastowej dostawy na każde żądanie odbiorcy. Cała produkcja jest natychmiast konsumowana, bez możliwości magazynowania. Ma to istotne znaczenie dla bieżącego sterowania pracą systemu.

Podstawowymi elementami SEE są elektrownie, sieci i układy odbiorcze, zwane również odpowiednio podsystemami: wytwórczym, przesyłowo-rozdzielczym i odbiorczym.

W systemach elektroenergetycznych wytwarzające energie elektryczną elektrownie są między sobą połączone za pomocą sieci elektroenergetycznej do tak zwanej pracy równoległej, synchronicznej. Zazwyczaj mówimy o systemie elektroenergetycznym danego państwa. Od około 20 lat systemy elektroenergetyczne państw łączą się w większe systemy. Między tymi wielkimi systemami elektroenergetycznymi istnieją powiązania na prądzie zmiennym lub stałym. Długość linii przesyłowych prądu zmiennego jest ograniczona. Ta długość graniczna zależy od obciążenia linii oraz typu linii: napowietrzna czy kablowa, przy czym graniczne długości linii kablowych są znacznie mniejsze niż napowietrznych.

W sytuacji, gdy rzeczywista długość linii prądu przemiennego jest większa od długości granicznej musimy zastosować linię prądu stałego. Dla linii prądu stałego pojęcie długości granicznej nie istnieje.

Motywami przemawiającymi za łączeniem systemów elektroenergetycznych między sobą są:

a) Możliwość powiększenia niezawodności zasilania odbiorców energii elektrycznej

b) Możliwość zmniejszenia całkowitej rezerwy mocy. Ze względu na zmienność obciążenia musimy utrzymywać rezerwę mocy w systemie elektroenergetycznym. Można wyróżnić kilka rodzajów rezerwy:

1) rezerwa wirująca w wirujących generatorach;

2) rezerwa gorąca w rozpalonym kotle;

3) rezerwa zimna.

Przy połączeniu dwóch systemów moc rezerwy wynosi: P_R + P­­_R = 2P_R, w systemie połączonym moc rezerwy P_RW jest: R_R > P_RW > 2P_R.

c) W połączonych systemach ogólny szczyt obciążenia jest mniejszy od sumy szczytowych obciążeń poszczególnych SEE (szczyty obciążeń są przesunięte).

d) W połączonych systemach elektroenergetycznych można racjonalnie wykorzystać energię elektryczną produkowaną w elektrowniach tanich.

e) W połączonych systemach elektroenergetycznych można łatwiej układać plan remontów urządzeń systemu elektroenergetycznego.

f)W dużych systemach elektroenergetycznych można budować generatory i elektrownie o większych mocach. Wynika to z tzw. zasady (n-1) , która mówi „awaria dotykająca jedno, dowolne urządzenie zainstalowane w systemie elektroenergetycznym nie powoduje przerw w dostawie energii elektrycznej do odbiorców”. Jednocześnie uważa się, że większe jednostki to niższy koszt jednostkowy produkcji energii elektrycznej. Tak jest w istocie. Jest to tzw. prawo skali wytwarzaniu energii elektrycznej. Obecnie w dobie trudności z uzyskaniem zgody na lokalizację elektrowni i linii, uważa się, że prawo skali nie zawsze już obowiązuje. W tej sytuacji zaczęto przywiązywać dużą wagę do regionalnych małych źródeł energii (wodnej, wiatrowej, uzyskiwanie metanu z przeróbki śmieci). Produkcja energii elektrycznej za pomocą małych, lokalnych elektrowni nazywamy „generacją rozproszoną”.

Łączenie systemu elektroenergetycznego do pracy równoległej ma swoje ujemne cechy, należą do nich:

a) Koszty budowy urządzeń przesyłowych (linii) łączących systemy oraz urządzeń pomiarowych;

b) Komplikuje się kierowanie pracą połączonych systemów elektroenergetycznych.

c) W połączonych systemach elektroenergetycznych zwiększa się moc zwarciowa w związku ze zwiększeniem sumarycznym mocy znamionowej generatorów.

Elektrownie

Energia elektryczna jest wytwarzana w elektrowniach głównie przy pomocy węgla kamiennego i brunatnego. Stanowią one podstawowe nośniki energii pierwotnej, chociaż ich udział w systemie energetycznym jest systematycznie zmniejszany.
Istnieja rózne kryterua klasyfikacji elektrowni. Do najczęściej stosowanych należą rodzaj wykorzystywanej energii pierwotnej, czas pracy w ciagu roku i przynależność administracyjna.
Przy podziale elektrowni ze względu na rodzaj wykorzystywanej energii pierwotnej najczęściej mówimy o elektrowniach cieplnych, wodnych i niekonwencjonalnych.
Elektrownie cieplne produkują energię elektryczną na skalę przemysłową i wykorzystują do tego celu energię paliwa organicznego lub jądrowego. Mogą być tutaj wykorzystywane różne silniki cieplne, przez co elektrownie dzielimy na parowe klasyczne (konwencjonalne) i elektrownie parowe jądrowe, gdzie energia cieplna jest dostaczana czynnikowi roboczemu w reaktorze. Kolejnym typem są elektrownie gazowe, w których czynnikiem roboczym jest gaz jako produkt spalania paliwa, wykonujacy pracę w turbinie gazowej.
Elektrownie wodne to najczęściej elekrownie przepływowe (naturalny, ciągły przepływ cieku wodnego), elektrownie zbiornikowe (zbiorniki wody dla lepszego wykorzystania cieku wodnego), elektrownie pompowe lub szczytowo-pompowe.
Elektrownie niekonwencjonalne są wykorzystywane w znacznie mniejszym stopniu, a należą do nich głównie elektrownie słoneczne, wiatrowe i morskie. Są jednak przedmiotem intensywnego rozwoju jako paliwa odnawialne, ponieważ stanowią najmniejsze zagrożenie dla środowiska.
Elektrownie cieplne – są to zakłady produkujące energię elektryczną na skalę przemysłową i wykorzystujący do tego celu energię paliw organicznych (konwencjonalnych) lub jądrowych.
Elektrociepłownie wytwarzają energię elektryczną i cieplną, oddawaną na zewnątrz w postaci pary lub gorącej wody w ilości co najmniej 10% produkowanej energii.

Elektrownie wodne zamieniają energię potencjalną wody (energię spadku wód) na energię mechaniczną w turbinie wodnej, a następnie na energię elektryczną w prądnicy napędzanej przez turbinę wodną.

Elektrownie przepływowe – wykorzystują naturalny, ciągły przepływ cieku wodnego (nie mają zbiornika do magazynowania wody);
elektrownie zbiornikowe – wyposażone w zbiorniki wody dla lepszego wykorzystania cieku wodnego;
elektrownie zbiornikowe z członem pompowym – zbiorniki górne są częściowo napełniane przez dopływy naturalne, a cześciowo (w okresach małych obciążeń) uzupełniane wodą tłoczoną przez pompy ze zbiorników dolnych.

Elektrownie pompowe (szczytowo-pomopowe) – w okresach małego obciążenia systemu elektroenergetycznego woda jest przepompowywana ze zbiornika dolnego do górnego.

Elektrownie wodne cechuje wyjątkowa różnorodność rozwiązań, wynikająca z konieczności każdorazowego dostosowania się do istniejących warunków lokalnych.
Elektrownie wykorzystujące energię wód śródlądowych można podzielić na grupy według następujących kryteriów: wartość spadku, sposobu pokrywania obciążeń w ukłądzie elektroenergetycznym i sposobu gospodarowania zasobami wodnymi. Podział według wartości spadu jest nabardziej istotny, ale dość dowolny. Rozróżnia się elektrownie niskospadowe, średniospadowe i wysokospadowe. W warunkach polskich najsłuszniejszy jest podział na elektrownie o niskim spadzie nie przekraczającym 50m.
W aspekcie ekonomicznym elektrownie wodne w systemie elektroenergetycznym realizują: pracę programową, tj. Wyrównanie obciążeń dobowych – pokrywanie obciążeń, pracę regulacyjną, tj. Pokrywanie szybkich zmian obciążenia w czasie, pracę intewencyjną, w przypdku nagłych zmian obciążenia w systemie.

Elektrownie jądrowe – w elektrowni jądrowej energię uzyskujemy nie ze spalania paliw kopalnych, lecz z rozszczepienia jąder atmowych. Kocioł został tu zastąpiony reaktorem jądrowym, czyli urządzeniem, w którym wytwarzana jest energia jądrowa. W reaktorze przebiega kontrolowana reakcja łańcuchowa, rozszczepienia jąder pierwiastów cuęzkich (izotopów rozszczepialnych)
Reaktor wodny wrzący – w reaktorze wodnym wrzącym za pomocą energii jądrowej zamienia się wdoą w parę. Następuje to w zbiorniku ciśnieniowym reaktora. Para pod ciśnieniem około 7 MPa napędza turbinę, która dostarcza generatorowi energię potrzebną do wytworzenia prądu.
Podczas rozszczepienia jąder uranu wydziela się duża ilość energii, którą w formie ciepła odbiera woda chłodząca (chłodziwo). Woda służy też jednocześnie jako moderator (hamuje do tego stopnia prędkie netrony, powstałe podczas każdego rozszczepienia jądra, że te same mogą powodować dalsze rozszczepienia). Każdy reaktor zawiera takie materiałym jak bor lub kadm, które absorbują (pochłaniają) neutrony, w takim stopniu aby reakcja nie wymknęła się spod kontroli, ale też by nie „zgasła”.

Reaktor wodny ciśnieniowy – w reaktorze wodnym ciśnieniowym woda stykająca sięz rdzeniem reaktora nie gotuje się. Uniemożliwia to ogromne ciśnienie – rzędu 15 Mpa. Woda ta krąży w obiegu pierwotnym i w odpowiedniej wytwornicy pary ogrzewa wodę obiegu wtórnego, a zatem nie styka się z nią bezpośrednio. Woda obiegu pierwotnego schładza się przy tym z 330 st. C do 290 st. C. Podczas gdy woda obiegu wtórnego wrze i wytwarzaną parą napędza turbinę i generator,to woda obiegu pierwotnego, ciągle w stanie ciekłym jest pomopowana do rdzenia, gdzie ponownie ogrzewa się do 330 st. C. Odpowiedni regulator ciśnienia zapewni stałe ciśneinie tej wody. Typowy reaktor wodny ciśnieniowy o mocy 1300 MW ma rdzeń zawierający około 200 elementów paliwowych po 300 prętów paliwowych każdy. I w tym przypadku woda jest spowalniaczem. Gdy reaktor nadmiernie się nagrzewam to estość wody maleje. Tym samym prędkie neutrony są słabiej wyhamowywane, liczba rozszczepień dostarczających energii maleje i cały układ się ochładza. Reaktor taki, podobnie jak wrzący, nosi nazwę lekkiego ponieważ stosuje się w nim „zwykłą” wodę, a nie „ciężką”.

Reaktor wysokotemperaturowy – zużywa jako surowiec energetyczny uran oraz tor-232, który w trakcie pracy reaktora pochłania neutrony i przemienia się w rozszczepialny U-233. Stosowane paliwo ma postać drobnych granulek, które następnie zasklepia się w kulach garafitowych wyielkości piłki tenisowej. Grafit służy jako moderator hamujący neutrony. Wytworzone w reaktorze ciepło podgrzewa gaz – na przykład obojętny chemicznie hel – do około 900 st. C. Gaz ten z kolei odparowywuje wodę, która napędza turbinę. Ten typ reaktora charakteryzuje się wysoką sprawnością.

Elektrownie jądrowe na świecie produkują ok. 17% świat. Energii elektrycznej (we Francji ponad 73%). Najwięcej elektrowni jądrowych wybudowano w Stanach Zjednoczonych, Japonii, Rosji i w krajach Europy Zachodniej (Francja, Niemcy, Wielka Brytania).

Największe na świenie elektrownie jadrowe to:
Fukushima (Japonia) – 9GW
Bruce (Kanada) – 7GW
Gravelines (Francja) – 5,5 GW

Elektrownia wiatrowa wytwarza energię elektryczną z energii wiatru za pomocą silnika wiatrowego sprzężonego z generatorem elektrycznym. Większość tych turbin ma formę wiatraków o poziomej osi, zwanych HAWT (Horizontal-Axis Wind Turbines). Są to wysokie wieże, na których szczycie umieszczono połączone z generatorami turbiny, zaopatrzone w dwa lub trzy obracające się skrzydła z włókna szklanego, zakreślające krąg o średnicy nawet do 55 metrów. Skrzydła wiatraków działają podobnie jak skrzydła samolotu: powietrze przechodzące nad ich powierzchnią powoduje ciąg, który wywołuje ruch skrzydeł, obracających oś i napędzających generator. Kable przesyłowe prowadzone są od generatora do transformatora u podstawy wieży, następnie do podstacji, a w końcu do sieci energetycznej.

Nowe technologie, zastosowane w mechanizmie przekładniowym i systemie kontroli, pozwalają obecnie turbinom o osi poziomej na działanie ze zmienną prędkością, dzięki czemu wyzyskują one 10% wiecej siłu wiatru i redukują napięcia w układzie kontrolnym. Nowe, skuteczniejsze i bardziej niezawodne urządzenia sprawiają, że koszty energii wytwarzanej w technologii wiatrowej stają się konkurencyjne wobec kosztów energii produkowanej w elektrowniach na węgiel, szczególnie tam, gdzie istnieje możliwość instalacji całej „farmy” wiatraków.

O opłacalności tych instalacji decyduje duża prędkość wiatru i stałość jego występowania w danym miejscu. Dlatego elektrownie wiatrowe są zazwyczaj budowalne na terenach nadmorskich i podgórskich. Najwięcej instalacji wiatrowych powstało w USA, Danii, Niemczech, Szwecji i Wielkiej Brytanii.
Sprawność elektrowni wiatrowej nie przekracza 40%.

Elektrownia słoneczna (helioelektrownia) przetwarza energię promieniowania słonecznego na energię elektryczną. Stosowane są dwie metody: pośrednia (heliotermiczna) i bezpośrednia (helioelektryczna).

Elektrownia słoneczna – heliotermiczna przemienia energię promieniowania słonecznego absorbowanego przez kolektor słoneczny na energię czynnika termodynamiecznego elektrowni parowej. Elektrownie tego typu mogą być: wieżowe – w których heliostaty (duże płaskie lustra) kierują promienie słoneczne na usytuowaną pośrodku wieżę. Ciecz w odbiorniku na szczycie wieży zostaje ogrzana i przesłana do konwertora energii w podstawie wieży. W kalifornijskiej Solar One, jednej z największych tego typu elektrowni na świecie, 1810 heliostatów kieruje promienie słoneczne na 76-metrową „wieżę energii”.

Elektrownie słoneczne – helioelektryczne. Zastosowana w tego typu elektrowniach metoda bezpośrednia polega na bezpośredniej przemianie energii pierwotnej na energię elektryczną za pomocą przetworników fotoelektrycznych (fotoogniw, ogniw słonecnzych). Ogniwa takie przemieniają w energię elektryczną nie tylko bezpośrednie promieniowanie słońca, lecz także promienowanie rozproszone – przy zachmurzeniu. Najwieksza elektrownia słoneczna helioelektryczna ma moc 6,5 MW (na pustyni Carrisa Plain w Kalifornii).

Rodzaj elektrowni	Zalety	Wady
Klasyczne parowe	Możliwość uzyskiwania dużych mocy ( do 1300 MW z bloku)	-mała sprawność, -obecność wysokich ciśnień i temperatur -uciążliwość dla środowiska naturalnego -duże zapotrzebowanie na wodę
Z turbinami gazowymi	-tańsze w budowie niz parowe -małe zapotrzebowanie na wode -większa elastyczność niz parowe -dość duże moce (ponad 100 MW z jednostki)	-mała sprawność (do 40%) -konieczność zastosowania paliw ciekłych -obecność wysokich temperatur (rzędu 1400K) -uciążliwość dla otoczenia -duże zużycie energii przez sprężarke
Jądrowe	-swoboda w doborze lokalizacji (wieksza niz poz.1) -duże moce (ponad 1200 MW z bloku) -mniejsze zapotrzebowanie na teren -brak odzdiaływania na atmosferę w czasie normalnej pracy	-duże zapotrzebowanie na wodę (większe niz poz.1) -problemy ze składowaniem odpadów promieniotwórczych -sprawność nieco mniejsza niz dla poz.1 -zagrożenie awaryjnym skażeniem otoczenia produktami radioaktywnymi
Wodne	-wykorzystanie naturlanych sił przyrody -brak ujemnego oddziaływania na środowisko -duża sprawność (83-88%) -prostota procesu technologicznego -duża elastyczność pracy -możliwość akumulacji energii (w wodzie) i regulacji przepływu wody w rzekach -duże moce elektrowni (do 12,5 GW)	-lokalizacja związana z ciekami wód -duże koszty budowy
Wiatrowe	-wykorzystanie naturlanych sił przyrody -brak zanieczyszczenia środowiska naturalnego	-możliwość pracy tylko w zakresie predkości wiatru 5-15m/s -zmienność mocy oddawanej w zależności od prędkości wiatru -małe moce jednostkowe (do 5 MW) -ujemny wpływ na krajobraz -duże jednostkowe koszty budowy
Heliotermiczne	-wykorzystanie naturlanego promienowania słonecznego -brak zanieczyszczenia atmosfery	-zmienność mocy wraz z nasłonecznieniem -mała sprawność (<30%) -duże zapotrzebowanie na teren -duże jednostkowe koszty budowy
Geotermiczne	-wykorzystanie naturalnych źródeł energii -brak oddziaływania na amotsferę	-możlwość budowy jedynie w sprzyjających warunkach geotermicznych -mała sprawność (15-25%)

Praca elektrowni w SEE. Obciążenie systemu jest zmienne w czasie. Zmienne obciążenie jest pewnym problemem dla energetyki ze względu na trudności z magazynowaniem energii. Energia nie może być akumulowana i dlatego w każdej chwili jej produkcja powinna być wieksza niż maksymalne obciążenie systemu w okdesach szczytów. Wynika to stąd, że łączna moc elektrowni powinna być większa niż maksymalne obciążenie systemu w okdesach szczytów.
Praca systemu elektroenergetycznego powinna zapewnić jak najniższe koszty wytwarzania i przesyłu energii.
W ciągu doby można wyróżnić pewne charakterystyczne okresy zapotrzebowania na eenrgię:
-w godzinach nocnych (wprzedziale od godziny 23 do około 7) występuje tzw. Dolina obciążenia, a moc pobierana z systemu jest najmniejsza;
-w godzinach pracy wiekszości zakłądów przemysłowych następuje obciążenie szczytowe;
-w okresie, gdy część zakłądów przemysłowych nie pracuje, a nie właczone jest jeszcze oświetlenie, występuje spadek zapotrzebowania na energię elektryczną;
-w momenciem kiedy pracują zakłądu wielozmianowe i włączone zostaje oświetlenie, występuje wieczorne szczytowe obciążenie.

Praca elektrowni w SEE

Elektrownie podstawowe pracują z prawie niezmiennym obciążeniem przez większość dni w roku, dostarczają do systemu przeważającą cześć energii elektrycznej (czas pracy T>5500 h/z) – elektrownie parowe o małym jednostkowym koszcie paliwa i dużej sprawności, elektrownie jądrowe i elektrociepłownie.

Elektrownie podszczytowe zmniejszają znacznie swoje obciążenie w dolinach obciążenia systemu – starsze elektrownie parowe, elektrownie wodne ze zbiornikiem o niedużym czasie napełniania.

Elektrownie szczytowe uruchamiane tylko w okresach szczytowego obciążenia każdej doby (czas pracy T<3000 h/a) – elektrownie wodne pompowe i zbiornikowe, elektrownie gazowe i gazowo-parowe, specjalne elektrownie parowe o szybkim rozruchu, stare elektrownie parowe o dużym koszcie paliwa.

Praca elektrowni wiatrowych w SEE

Zdecydowana większość dużych elektrowni wiatrowych oddaje wytworzoną moc do publicznych sieci elektroenergetycznych.

Jak wskazują doświadczenia, elektrownie wiatrowe mają także niekorzystne z punktu widzenia systemu cechy techniczne. Zależność obciążenia od prędkości wiatru powoduje:

- konieczność zwiększania rezerw mocy w innych źródłach,

- utrudnione prowadzenie ruchu systemu, np. wskutek gwałtownych zrzutów obciążenia i zmian kierunków przepływu energii w sieciach,

- trudności w planowaniu bilansu mocy i energii.

Występować mogą problemy z regulacją napięcia i mocy biernej, pogarszaniem jakości energii elektrycznej, opanowaniem mocy zwarcia i stabilnością pracy systemu. Problemy te łagodzić może odpowiednie wyposażenie elektrowni wiatrowych w nowoczesne jednostki wytwórcze przystosowane do regulacji parametrów w szeroki zakresie.

Należy postawić pytanie o wpływ pracy elektrowni wiatrowej na jakość energii.

Wśród czynników pogarszających parametry jakości energii w sieci elektroenergetycznej powodowanych pracą elektrowni wiatrowych można rozpatrzyć cztery rodzaje:

- wahania mocy,

- wahania napięcia,

- migotanie,

- wyższe harmoniczne.

Wahania mocy. Wahanie mocy czynnej występuje w elektrowniach na skutek zmienności prędkości wiatru. Wahania mocy biernej pobieranej przez prądnice asynchroniczne są wynikiem zmian generowanej mocy czynnej.

Wahania napięcia. Zmiany napięcia występujące jako następstwo powolnych zmian mocy generowanej przez prądnice (mogą być kompensowane regulacją zmian zaczepów transformatorów, do których są przyłączone elektrownie wiatrowe). Wahania napięcia mogą być także spowodowane zmiennością mocy biernej pobieranej przez prądnice asynchroniczne (kompensacja za pomocą regulatora mocy biernej z odpowiednią baterią kondensatorów) oraz prądami rozruchowymi.

Migotanie(flicker). Gwałtowne zmiany mocy wyjściowej z turbiny wiatrowej, załączenie generatora i łączenie baterii kondensatorów powodują zmiany wartości skutecznej napięcia. Powyżej pewnego poziomu takie zmiany powodują tzw. migotanie oświetlenia elektrycznego.

Wyższe harmoniczne. Zawartość wyższych harmonicznych pochodzących z prądnic wiatrowych może powodować zakłócenia w działaniu automatyki i zabezpieczeń w układach elektroenergetycznych. Drgań harmonicznych należy szukać w przemiennikach częstotliwościowych. Jednak nowoczesne układy energoelektroniczne, praktycznie dla każdego typu współcześnie produkowanych elektrowni wiatrowych dużej mocy(powyżej 1 MW), nie wnoszą swojego udziału składowych harmonicznych ponad dopuszczalne przepisami.

Geograficzne rozproszenie produkcji energii elektrycznej ujednostajnia zmiany całkowitej energii z tego obszaru!

Struktura sieci elektroenergetycznych

Sieć elektroenergetyczna jest zbiorem urządzeń: linii napowietrznych, kablowych, stacji transformatorowa-rozdzielczych i rozdzielczych łączników, dławików kondensatorów oraz urządzeń pomocniczych, współpracujących ze sobą w celu realizacji zadania, jakim jest przesył energii z elektrowni do dużych węzłów odbiorczych i rozdział pomiędzy odbiorców.

Sieci, za względu na ich funkcje w procesie dostawy energii elektrycznej, dzieli się na przesyłowe (750, 400 i 220 kV) i rozdzielcze.

Sieci przesyłowe i rozdzielcze wraz ze współpracującymi z nimi elektrowniami tworzą elektroenergetyczny system krajowy.

Do sieci rozdzielczych zaliczane są: okręgowe, rejonowe, przemysłowe (110 kV, SN, nn) i wiejskie (SN, nn).

Sieci wszystkich napięć współpracują ze sobą poprzez transformatory sprzęgłowe, łączące sieci w następujących relacjach:

750,400 kV, 400/220kV, 400/110 kV, 220/110 kV, 220 kV/SN (zasilanie dużych zakładów), 110kV/SN, SN/SN o SN/nn.

Wymagania stawiane sieciom

Podstawowe wymagania stawiane sieciom:

- wysoka jakość energii i niezawodność zasilania odbiorców,

- niskie koszty,

- elastyczność sieci,

- prostota i przejrzystość struktury,

- bezpieczeństwo pracy obsługi i użytkowników.

Sieć powinna być tak zaprojektowana, aby zapewnić odpowiednią jakość dostarczanej odbiorcom energii przy minimum poniesionych kosztów.

O jakości energii decydują: odpowiedni poziom napięcia, odpowiednia częstotliwość; nieodkształcona krzywa napięcia zasilającego odbiornik; symetria napięć zasilających.

Napięcia sieci elektroenergetycznych

Norma PN.88/E-02000 – wartości napięć znamionowych

- sieci jednofazowych napięć prądu przemiennego:

6, 12, 24, 48, 60, 110, 230, 400 V

- sieci trójfazowych prądu przemiennego (międzyfazowe):

48, 400, 690 (obecnie stosowane 660), 1000 V

3, 6, 10, 15, 20, 110, 220, 400, 750 kV

- urządzeń prądu stałego:

12, 24, 36, 48, 60, 72, 96, 110, 220, 440, 600, 750, 1000 V

Norma nie dotyczy napięć występujących w urządzeniach zasilanych przez własne transformatory i baterie akumulatorów oraz napięć obwodów elektrycznych wewnątrz urządzeń, zestawów urządzeń i obwodów wtórnych.

Prądy i napięcia w sieciach

Najbardziej rozpowszechnione są sieci prądu przemiennego o częstotliwości 50 Hz, jednofazowe i trójfazowe.

Do specjalnych zastosowań (piece indukcyjne, piece pojemnościowe, itp.) konstruuje się sieci o częstotliwości większej niż 50 Hz.

Prąd stały stosuje się w trakcji elektrycznej, w niektórych zakładach przemysłowych ( np. do zasilania elektrolizerów, urządzeń do galwanizacji) oraz do przesyłu dużych Mozy na duże odległości.

Napięcia dzieli się następująco:

• napięcia bezpieczne: do 50 V prądu przemiennego i do 100 V prądu stałego,

• napięcia niskie (nn): nie przekraczające 1 kV,

• napięcia średnie (SN): powyżej 1 kV do 110 kV),

• napięcia wysokie (WN): 110kV,

• napięcia najwyższe (NN): 220 kV i 400 kV,

• napięcia ultra wysokie (UW): 750 KV i wyższe.

Elementy sieci i odbiory sieciowe

Elementami sieci elektroenergetycznych najczęściej uwzględnianymi w oblicz niech są: linie elektroenergetyczne, transformatory, dławiki, kondensatory.

Rozróżnia się następujące grupy klasyfikacyjne odbiorców:

1. Przemysł i wielcy odbiorcy. Grupa ta obejmuje odbiorców przemysłowych oraz obiekty użyteczności publicznej. W jej skład wchodzą rozróżniani osobowymi taryfami: drobni odbiorcy siłowi o mocy od 10 kW do 50 kW, odbiorcy o mocy powyżej 50 kW zasilani z sieci nn oraz odbiorcy zasilani z sieci o napięciu znamionowym powyżej 1 kV, lecz bez trakcji elektrycznej.

2. Trakcja elektryczna PKP. Ma odrębną taryfę w ogólnej grupie taryfowej przemysłu i wielkich odbiorników zasilanych z sieci powyżej 1 kV.

3. Odbiorcy bytowo-komunalni. Podzieleni są na kilka grup, objętych odrębnymi taryfami: lokale mieszkalne, gospodarstwa rolne, lokale niemieszkalne, oświetlenia ulic, trakcja miejska.

4. Straty w sieci. Liczy się je jako różnicę bilansową obejmującą straty techniczne jak i handlowe.

Układy sieci elektroenergetycznych

Klasyfikację układów sieci prowadzą ze względu na:

- sposób powiązanie elementów (konfigurację układu)

- wymagania niezawodnościowe

- napięcie

- funkcję

Podział układów ze względu na konfigurację

- promieniowe:

• jednostopniowe i wielostopniowe

• nierezerwowane i rezerwowane

• jednopromieniowe i wielopromieniowe

- magistralne

- pętlowe

- kratowe

Układy promieniowe

(rysunki: układ promieniowy jednostopniowy, układ promieniowy wielostopniowy, układ promieniowy rezerwowany, układ drupromieniowy)

W układach nierezerwowanych każdy węzeł jest zasilany przez oddzielną linię.

W układach rezerwowanych każdy węzeł jest zasilany przez oddzielną linię oraz rezerwowany z linii między węzłami odbiorczymi.

Takie układy są stosowane do wzajemnego rezerwowania się po stronie dolnego napięcia stacji jednotransformatorowych zlokalizowanych blisko siebie.

(rys.)

Z układów wielopromieniowych najczęściej jest stosowany układ dwupromieniowy.

W tym układzie:

- obie linie zasilające węzeł odbiorczy są identyczne

- możliwa jest praca przy jednej lub obu liniach

- w normalnym stanie pracy obciążalność elementów sieci jest niewykorzystywana

- koszty inwestycji są duże

- pewność zasilania jest duża

- prądy zwarciowe są zależne od stanu załączenia łączników sekcyjnych.

Układy magistralne

(rys.)

Magistrala podwójna zasilająca stację dwutransformatorową(rys.)

W układzie magistralnym jedna linia zasila w różnych punktach wiele odbiorników. Przez rozdzielnice w poszczególnych węzłach nie płynie energia do innych odbiorników zasilanych z danej magistrali.

W porównaniu z układami promieniowymi w układach magistralnych zmniejsza się: liczba przyłączy w stacji zasilającej, łączna długość linii, koszt inwestycyjny, pewność zasilania.

Dzielenie magistrali i dwustronne zasilanie skraca czas przerw w zasilaniu odbiorców.

Układy magistralne są trudniejsze w eksploatacji niż układy promieniowe.

Układ z magistralą potrójną(rys.)

Układy pętlowe

Układem pętlowym jest taka magistrala dwustronnie zasilana, w której energia do dalej położonych węzłów odbiorczych przepływa przez szyny rozdzielnic poprzednich odbiorców. Pętle w normalnym stanie pracy są dzielone łącznikiem z jednej z zasilanych rozdzielnie.

(rys.)

Układy pętlowe mają cechy zbliżone do układów magistralnych.

Układy kratowe są to układy, w których niektóre węzły odbiorcze są zasilane trzema i więcej liniami. Cechami tych układów są stosunkowo duże: koszty inwestycyjne, prądy zwarciowe, pewność zasilania oraz stosunkowo trudna obsługa. W celu zmniejszenia prądów zwarciowych i ułatwienia eksploatacji sieci kratowe pracują tylko jako otwarte.

Przykład sieci kratowej(rys.)

Układy mieszane powstają przez połączenie poprzednio wymienionych układów.

Na rynku pokazano układ, w którym każdy węzeł odbiorczy jest zasilany w układzie promieniowym. Ponadto wszystkie węzły są zasilane rezerwowo pojedynczą magistralą, sieci kratowe pracują tylko jako otwarte.

Przykład sieci mieszanej(rys.)

Podział układów ze względu na wymagania niezawodnościowe

Układy mieszane powstają przez połączenie poprzednio wymienionych układów.

- układy nierezerwowane

- układy rezerwowane o średnim poziomie niezawodności i dopuszczalnym długim czasie przerwy zakłóceniowej (kilka godzin)

- układy rezerwowane o wysokim poziomie niezawodności i dopuszczalnym krótkim czasie przerwy zakłóceniowej(kilka minut)

- układy rezerwowane o bardzo wysokim poziomie niezawodności i dopuszczalnym bardzo krótkim czasie przerwy zakłóceniowej (kilka sekund); układy te są zwykle wyposażone w samoczynne przełączenia (SZR).

Układy rezerwowane wymagają niezależnych źródeł zasilania.

Za niezależne źródło zasilania z sieci systemu elektroenergetycznego uznaje się taki układ dwutorowy przesyłu energii elektrycznej do rozpatrywanego węzła, który w przypadku zakłócenia w pracy lub wyłączenia dowolnego elementu w jednym z nich nie powoduje ograniczenia w pracy pozostałego toru.

Podział układów ze względu na napięcie

Rozróżnia się układy wysokiego, średniego i niskiego napięcia. Napięcie zasilania zależy od mocy zapotrzebowanej.

Parametry znamionowe układów sieci ze względu na napięcie podano w tablicy.

Układy rezerwowane wymagają niezależnych źródeł zasilania.

(tabela)

Podział układów ze względu na funkcję

Pod względem funkcjonalnym układy sieci dzieli się na:

- zasilania zewnętrznego

- rozdzielcze

- odbiorcze

Wybór układu zasilania zewnętrznego zależy od następujących czynników: napięcia układu, mocy zapotrzebowanej, wymagań niezawodnościowych, istniejącej sieci energetyki, a przy rozbudowie zakładu – istniejącej sieci zakładu.

Układy zasilania zewnętrznego napięciem 110 i 220 kV są układami o wysokim i bardzo wysokim poziomie niezawodności.

Wybór układu ułatwiają ogólne wskazówki podanie niżej. Wskazówki te mają charakter orientacyjny.

Rozróżnia się następujące rozwiązania:

- przy napięciu 110 kV i mocy zapotrzebowanej do 25 MW oraz przy napięciu 220 kV i mocy zapotrzebowanej do 50 MW stosuje się najczęściej dwie linie zasilające; szczególne wymagania niezawodnościowe mogą tę liczbę zwiększyć

- przy mocach większych stosuje się odpowiednio większą liczbę linii

- przy dwóch liniach zasilających stosuje się zwykle stację w układzie H zasilaną w układzie promieniowym; linie zasilające mogą być wyprowadzone z dwóch stacji lub z jednej o układzie szynowym sekcjonowanym; możliwe jest również zasilanie stacji w układzie pętlowym

- przy trzech lub więcej liniach zasilających stosuje się jedną lub więcej głównych stacji szynowych zależnie od istniejącego układu sieci energetyki;

- stosowany bywa również układ: jedna linia 110 kV (nawet zasilana tylko z odczepu) i jedna linia średniego napięcia; najczęściej jest to układ zasilania tymczasowego.

Linie napowietrzne

Linie napowietrzne są budowane na wszystkie napięcia stosowane w polskich sieciach elektroenergetycznych - od 0,4 kV do 750 kV. Stanowią one ok. 80% łącznej długości wszystkich linii eksploatowanych przez energetykę zawodową.

Elektroenergetyczna linia napowietrzna – urządzenie napowietrzne, przeznaczone do przesyłania energii elektrycznej, składające się z przewodów, izolatorów, konstrukcji wsporczych i osprzętu.

Przęsło – część linii napowietrznej zawarta między sąsiednimi konstrukcjami wsporczymi.

Linie napowietrzne

Linoie napowietrzne są budowane na wszystkie napięcia stosowane w polskich sieciach elektroenergetycznych- od 0,4kV do 750kV. Stanmowią one ok. 86% łażcnej długości wszystkich linii eksploatowanych przez energetykę zawodową.Elektroenergetyczna linia napowietzna- urządzenie napowietrzne, przeznaczone do pzresyłania energii elektrycznej, składające się z przewodów, izolatorów, konstrukcji wsporczych i osprzętu.

Przęsło- część linii napowietrznej zawarta między sąsiednimi konstrukcjami wsporczymi.

Rozpiętość przęsła- pozioma odległośc między osiami sa siednich konstrukcji wsporczych.

Zwis- odległość pionowa w środku rozpiętości przęsła między przewodem a prostą łączącą punkty zawieszenia przewodu.

Naciąg(w określonym miejscu)- siła styczna do osi podłużnej przewodu, wyrażona iloczynem naprężenia przez przekrój obliczeniowy przewodu.

Obostrzenie linii- wiele dodatkowych wymagań dotyczących odcinka linii wymagającego zwiększonego bezpieczeństwa. Roizróxnia się trzy stopnie obostrzenia: pierwszy, drugi i trzeci. Obostrzenia stosuje się w celu zmniejszenia prawdopodobieństwa zerwania i opadnięcia przewodu.

Podstawowym przewodem linii niskiego napięcia jest goła linka aluminiowa(symbol AL) o znormalizowanych przekrojach, z których są zalecane: 16, 25, 35, 50, 70 mm2.

Od 1992 roku rozpoczeto produkcję i stosowanie izolowanych przewodów niskiego napiecia w postaci samonośnej wiązki złożonej z izolowanych linek aluminiowych w tzw. systemie czteroprzewodowym z ewentualnym dodatkowym przewodem oświetleniowym. Materiałem izolacyjnym jest polietylen usieciowany, a produkowane przekroje to: 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120 mm2.

Przykłady oznaczenia:

AsXS- przewód elektroenergetyczny samonośny(s) o żyłach aluminiowych(A), o izolacji z polietylenu usieciowanego uodpornionej na działanie promieni świetlnych(XS);

AsXSn- przewód elektroenergetyczny samonośny(s) o żyłach aluminiowych(A), o izolacji z polietylenu usieciowanego uodpornionej na działanie promieni świetlnych (XS) i rozprzestrzenianie sie płomienia(n).

Przewody takie wraz z odpowiednim osprzętem sa rozwiązaniem stosowanym w celu uproszczenia budowy linii niskiego napięcia oraz zmniejszenia liczby zakłóceń( w tym powstałych wskutek zbliżeń przewodów do gałęzi drzew).

W liniach o napięciu znamionowych powyżej 1 kV, tj. W liniach średniego, wysokiego i najwyższego napięcia stosuje się jako przewody robocze linkę stalowo-aluminiową o stosunku przekroju aluminium do przekroju rdzenia stalowego 6:1 lub 8:1.

Zalecanymi przekrojami są:

AFL-6-35 mm2- do odgałęzień w sieci pozamiejskiej SN;

AFL-6-70 mm2- do linii magistralnnych SN z wyjątkiem początkowych odcinków wymiarowanych na specjalny poziom prądu zwarcia (12,5 kA);

AFL-6-120mm2- do początkowych odcinków magistral i odgałęzień w liniach SN wyprowadzonych ze stacji o specjalnym poziomie mocy zwarcia oraz w przypadku porzeby zwiększenia obciążalności linii;

AFL-6-240 mm2- do linii 110kV;

AFL-8-350mm2- do linii 220kV;

AFL-8-525mm2- do linii 110kV, 220 i 400kV, przy czym w liniach 400kV przewody te są stosowane wyłącznie w postaci wiązki dwuprzewodowej.

PRZEWODY

Przewody wiązowe zmniejszają reaktancję linii, zwiększają jej zdolność przesyłową oraz w istotnym stopniu zmniejszają straty ulotu. Konstrukcja wiązki zmniejsza tendencję przewodów do drgań. Przewiduje sie stosowanie wiązki trójprzewodowej w liniach 400kV. W linii 750kV zastosowano wiązkę poczwórną przewodów AFL-8-525mm2. W roku 1993 rozpoczeto produkcję napowietrznych kabli 20kV izolowanych polietylenem usieciowanym o przekroju żyły 70 i 120mm2 oznaczanych symbolem 3xXHAKXSn.

Linie 110, 220kV i 400kV sa chronione przed wyładowaniami atmosfwrycznymi jednym lub dwoma przewodami odgromowymi AFL-1,7 o przekrojach 50, 70, 95 mm2 oraz AFL-6-120 i 240 mm2, zależne od typów słupów i prądów zwarciowych. Stosuje się również specjalne przewody z wbudowanym telekomunikacyjnym kablem światłowodowym. Podane zalecenia dotyczące stosowania wymienionych przekrojów przewodów sa zgodne z wytycznymi, będącymi podsumowaniem doswiadczeń w projektowaniu i eksploatacji siecie elektroenergetycznych.

IZOLATORY

Izolację linii napowietrznych stanowią odstępy powietrzne oraz izolatory. Izolatory liniowe służą do zamocowania przewodów i ich odizolowania od słupa. Materiałem izolacyjnym jest w nich porcelana lub szkło. W Polsce stosuje sie również, eksperymentslnie, izolatory zwane kompozytowymi. Izolatory liniowe są wykonywane jako stojące lub wiszące(kołpakowe lub pniowe).

Izolatory wiszące są instalowane w postaci łańcuchów i izolatorów pojedynczych.

Izolatory liniowe sa instalowane w postaci łańucuchów i izolatorów pojedynczych.

Izolatory powinny spełniać wymagania ogólne norm. O rodzaju dobieranego izolatora decydują:

-napięcia znamioonowe linii

-obciążenia mechaniczne

- warunki zabrudzeniowe.

Napięcie znamionowe lini określa wymagania elektryczne stawiane izolatorom zgodnie z normą.

Podstawowe właściwości elektryczne izolatorów to: długość drogi przeskoku, długość drogi upływu oraz napięcie wytrzymywane.

Wymagana wytrzymalość mechaniczna jest określona w odpowiedniej normie. Izolatory stojące sprawdza się na obciążenie siłą zginającą, natomiast izolatory wiszące i ich łańcuchy na obciążenie siłą rozciągającą. W tej normie podano również wymagany współczynnik bezpieczeństwa dla różnych rodzajów izolatorów.

Narażenia zabrudzeniowe izolacji napowietrznej i dobór izolatorów do warunków zabrudzeniowych są określone też w odpowiedniej normie. Przyjmuje się 4 strefy zabrudzeniowe o ściśle określonych kryteriach klasyfikacji, uwzględniających rodzaj i natężenie opadu pułów(zanieczyszczeń) oraz konduktywność rozpuszczalnych składników tych zanieczyszczeń.

Stosuje się następujące oznaczenia literowe typów izolatorów: L- liniowe; S-stojące; W-wsporcze; P-pniowe; K-kołpakowe; Z-przeciwzabrudzeniowe.

Oznaczenia liczbowe w symbolu typu izolatorów pniowych wiszących mają inne oznaczenia niż w symbolu izolatorów stojących; np. w izolatorze LP75/31 określają znamionową wytrzymałość mechaniczną 8kN oraz najwyższe dopuszczalne napięcie sieci 24kV.

W liniach o napięciu znamionowym powyżej 1 kV stosuje się izolatory pniowe(stojące i wiszące) oraz kołpakowe.

Izolator pniowy- zwany również długopniowym oraz nieprzebijalnym- jest wykonany w taki sposób, aby długość najkrótszej drogi przebicia przez materiał izolacyjny(porcelanę) była równa co najmniej połowie drogi przeskoku w powietrzu.

Izolator kołpakowy składa się z ceramicznego klosza(porcelana lub szkło) oraz kołpaka(na górze) i trzonka(na dole), trwale połączonych z częścią izolacyjną.

Zależnie od przeznaczenia stosuje się łańcuchy przelotowe lub odciągowe, różniące się osprzętem oraz wytrzymałością mechaniczną i elektryczną. W liniach napowietrznych stosuje się typowe rozwiązania izolatorów według albumów Energoprojektu.

W liniach 400kV łańcuchy izolatorów sa tworzone z izolatorów kołpakowych szklanych typu PS. Mają one dużą wytrzymałość znamionową(do 210kN).

W liniach 220kV stosuje się łańcuchy izolatorów złożone z dwóch szeregowo połączonych izolatorów pniowych, np. Produkcji polskiej typu LP75/31W o wytrzymałości znamionowej 160kN.

W liniach 110kV montuje się izolatory pniowe takiego typu, jak w liniach 220kV.

W liniach SN stosuje się głównie izolatory pniowe stojące typu LWP, a w szczególnych przypadkach(określanych w albumach izolatorów) –wiszące typuLP. Oba typy izolatorów są wykonywane na napięcie znamionowe 20 kV i 30kN.

Zawieszenia i łączenie przewodów

Stosuje się dwa podstawowe rodzaje zawieszenia przewodów roboczych i odgromowych: przelotowe lub odciągowe. Zależnie od rodzaju linii każde z nich może być wykonane bądż przy użyciu izolatorów stojących, bądż izolatorów wiszących.

Zawieszenia przelotowe stosuje się wówczas, gdy izolator lub łańcuch izolatorów nie podlega sile naciągu albo gdy siła ta jest mała. Wykonuje się je w taki sposób, aby przy wystąpieniu znacznej siły wzdłuż przewodu(brak zrównoważenia naciągów spowodowany zerwaniem przewodu), mogącej uszkodzić konstrukcją wsporczą, przewód przesunął się w miejscu zawieszenia lub wyślizgnął sie z uchwytu, albo umocowanie przewodu zerwalo się.

Zawieszenie odciągowe służy do przejęcia siły pochodzącej z niezrównoważonych naciągów. Musi ono wytrzymywać co najmniej 90% siły zrywającej przewód linkowy.

Do mocowania przewodów służą uchwyty o różnych przeznaczeniach.

Słupy

Wymagania wytrzymałościowe stawiane poszczególnym typom i rodzajom słupów zależą od napięcia znamionowego linii i funkcji słupa. Za względu na funkcję rozróżnia się słupy przelotowe, narożne, odporowe, krańcowe, rozgałężne. Zależnie od liczby torów linii stosuje się słupy jedno-, lub dwutorowe, a w przyszłości przewiduje sie też wielotorowe. Zasady obliczania słupów w normalnych, zakłóceniowych i montażowych warunkach pracy podano w odpowiedniej normie. W obecnie budowanych liniach stosuje się słupy betonowe i stalowe.

Słupy drewniane są pozostałością dawnego okresu elektryfikacji.

Żerdzie betonowe występują w dwóch odmianach:

-żerdzie żelbetowe- wykonywane w wibrujących formach(wibracja służy lepszemu wypełnieniu betonem szkieletu zbrojenia żerdzi);

-żerdzie strunobetonowe- z betonu sprężonego, uzyskanego przez wstępne naprężenie stalowych prętów zbrojenia siłą rozciągającą w trakcie wypełniania formy betonem: wykorzystuje się tu właściwość znacznie większej wytrzymałości betonu na sciskanie niż na rozciąganie, w rezultacie słup strunobetonowy jest bardziej wytrzymały od zwykłego żelbetonowego.

Żerdzie betonowe są podstawowym elementem konstrukcyjnym słupów linii niskiego i średniego napięcia. Słupy wykonuje się z pojedynczych żerdzi, albo układu dwóch lub czterech żerdzi. Poprzeczniki do płaskiego lub trójkątnego układu przewodów wykonuje się ze stali.

Słupy stalowe(linii 110kV, 220kV i 400kV) są wykonywane jako kratowe, montowane na miejscu z gotowych elementów ocynkowanych, łączonych śrubami.

W ostatnich latach opracowano konstrukcję stalowego słupa rurowego do linii 110kV. Przewiduje się wprowadzenie go do budownictwa linii. W szczególnych przypadkach słupy stalowe sa stosowane również w liniach średnich napięć.

Linie o napięciu znamionowym od 110kV sa chronione jednym lub dwoma przewodami odgromowymi, zależnie od serii słupów. Mocowane są one do wieżyczek lub poprzeczników.

Linie kablowe

Linie kablowe stanowią ok. 14% łącznej długości linii elektroenergetyczych wszystkich napięć. W Polsce są to linie niskiego i średniego napięcia oraz w bardzo iewielkim zakresie linie 110kV.

Przepisy dotyczące projektowania i budowy linii kablowych są przedmiotem odpowiedniej normy. Według tej normy linia kablowa jest to kabel wielożyłowy lub wiązka kabli jednożyłowych w układzie wielofazowym albo kilka kabli jedno- lub wielożyłowych połączonych równolegle, łącznie z osprzetem, ułożonych na wspólnej trasie i łączących zaciski tych samych dwóch urządzeń elekt jedno- lub wielofazowych albo jedno- lub wielobiegunowych. Osprzęt elektroenergetycznych linii kablowych jest to zbiór elementów przeznaczonych ndo łączenia, rozgałęzienia lub zakończenia linii.

Rodzaje i budowa kabli

Zasadnicznymi elementami kabla są żyły przewodzące robocze, powrotna i zerowa; izolaccja żył; ekrany; wkładki wyokrąglające; powłoki i osłony ochronne. Nie wszystkie wymienione elementy występują w każdym rodzaju kabla. Powszechnie są stosowane żyły robocze z aluminium. Żyły robocze miedziane są spotykane na ogół w kablach o specjalnym przeznaczeniu oraz w kablach o napięciu znamionowym 110kV. W Polsce kable 110kV są żadko używane. Przekrój żył jest ustalany indywidualnie na podstawie przewidywanego obciążenia prądem roboczym.

Zgodnie z wytycznymi w sieci SN zaleca się kable aluminiowe o przekrojach 50, 95, 150 i 240mm2, natomiast najczęściej stosuje się kable o przekrojach 120 i 240 mm2. Wybór przekroju wynika z przewidywanego obciążenia prądem roboczym oraz warunków zwarciowych(wartość prądu i czas wylączenia).

W sieci niskiego napięcia zaleca się stosowanie kabli aluminiowych o przekrojach 35, 70, 185, 240 mm2 w zalezności od obciążenia.

W kablach SN i 110kV o izolacji polietylenowej stosuje się żyłe powrotną miedzianą, chroniącą kabel przed zniszczeniem przy zwarciach doziemnych. Rolę tę w kablach o izolacji papierowej pełni powłoka ołowiana. Izolację żył wykonuje się z papieru nasyconego syciwem, tj. Olejem izolacyjnym z dodatkiwm kalafonii, z polietylenu i polwinitu.

Stosowalne w Polsce kable 110kV sa wykonywane jako jednożyłowe o izolacji;

- papierowej nasyconej wielogatunkowym olejem izolacyjnym, z wewnętrznym przepływem oleju przy niewielkim cisnieniu;

-z polietylenu usieciowanego.

W sieciach SN stosuje się kable:

- o izolacji papierowej rdzeniowej(na napięcia znamionowe do 10kV);

-o izolacji papierowej, z polem promieniowym, tj. Z ekranowaniem poszczególnych żył( na napiecia znamionowe do 15kV);

- o izolacji polietylenowej( na napięcia znamionowe 10-20kV);

O izolacji polwintowej(na napięcia znamionowe do 6 kV).

W sieciach nn powszechnie stosuje się kable czterożyłowe, izolowane polwinitem lub papierem z syciwem, typu YAKY, KftA 0,6/1 kV.

Schemat zastępczy transformatora (typ Г)

• Impedancja transformatora Z_T [Ω]

$$Z_{T} = \frac{u_{z\%}}{100}\frac{U_{\text{IN}}^{2}}{S_{N}}$$

Gdzie: u_z% - procentowe napięcie zwarcia transformatora

U_IN – napięcie strony pierwotnej transformatora

S_N – moc znamionowa transformatora

• Rezystancja transformatora R_T [Ω]

$$R_{T} = P_{\text{CU}}\frac{U_{\text{IN}}^{2}}{S_{N}^{2}}$$

Gdzie: P_CU - straty mocy w uzwojeniu transformatora

U_IN – napięcie strony pierwotnej transformatora

S_N – moc znamionowa transformatora

lub

$$R_{T} = \frac{p_{Cu\%}}{100}\frac{U_{\text{IN}}^{2}}{S_{N}}$$

Gdzie: p_Cu% - procentowe straty mocy w uzwojeniu transformatora

• Admitancja transformatora Y_T [S]

$$Y_{t} = \frac{I_{e\%}}{100}\frac{S_{N}}{U_{\text{IN}}^{2}}\ $$

Gdzie: I_e% - procentowy prąd gałęzi poprzecznej

U_IN – napięcie strony pierwotnej transformatora

S_N – moc znamionowa transformatora

• Reaktancja transformatora X_t [Ω]

$$X_{t} = \sqrt{Z_{t}^{2} - R_{t}^{2}}$$

Gdzie: Z_t – impedancja transformatora

R_t – rezystancja transformatora

lub

$$X_{t} = \frac{u_{x\%}}{100}\frac{U_{\text{IN}}^{2}}{S_{N}} = \frac{u_{z}\%}{100}\frac{U_{\text{IN}}^{2}}{S_{N}}$$

Gdzie: u_x% - strata napięcia na reaktancji

u_z% - procentowe napięcie zwarcia transformatora

• Susceptancja transformatora B_t [S]

$${B_{t} = \frac{I_{\mu\%}}{100}\frac{S_{N}}{U_{\text{IN}}^{2}}\backslash n}{I_{\mu\%} = \sqrt{I_{e\%}^{2} - p_{Fe\%}^{2}}}$$

Gdzie: I_μ% - procentowy prąd magnesowania

S_N - moc znamionowa transformatora

• Konduktancja transformatora G_t [S]

$$G_{t} = \frac{P_{\text{Fe}}}{U_{\text{IN}}^{2}}$$

Gdzie: P_Fe - straty mocy w żelazie

U_IN – napięcie strony pierwotnej transformatora

lub

$$G_{t} = \frac{p_{Fe\%}}{100}\frac{S_{N}}{U_{\text{IN}}^{2}}$$

Gdzie: p_Fe%- procentowe straty mocy w żelazie

U_IN – napięcie strony pierwotnej transformatora

S_N – moc znamionowa transformatora

! Wszystkie wzory określające parametry transformatora odniesione są do napięcia strony pierwotnej!

Układ połączeń uzwojeń transformatorów

Połączenie uzwojeń fazowych transformatora trójfazowego w gwiazdę, trójkąt lub zygzak oznacza się odpowiednio literami Y, D lub Z (uzwojenie górnego napięcia) oraz y, d lub z (uzwojenie średniego lub dolnego napięcia), uzwojenia z wyprowadzonym punktem gwiazdowym – literami YN lub yn oraz ZN lub zn, uzwojenia transformatorów jednofazowych – I oraz i. Uzwojenie autotransformatora o wyższym napięciu znamionowym oznacza się tak, jak uzwojenie transformatora, zaś uzwojenie o niższym napięciu znamionowym literą a, np. YNa.

Symbol układu połączeń, czyli tzw. Grupy połączeń, tworzy się podając symbol literowy uzwojenia górnego napięcia, a następnie – w kolejności malejących napięć znamionowych – symbole pozostałych uzwojeń i odpowiadające im kąty godzinowe, np. Yd11, Yzn5, Dyn5, YNa0d11, YNa0yn0.

Kąt przesunięcia (w godzinach) otrzymuje się przyjmując fazor górnego napięcia za wskazówkę minutową, ustawioną na godzinę 12, a odpowiedni fazor dolnego lub średniego napięcia – za wskazówkę godzinową.

Transformatory trójuzwojeniowe

Moc znamionową transformatora trójuzwojeniowego określa się podając moce znamionowe poszczególnych jego uzwojeń, np. 25/16/16 MVA lub 250/250/50 MVA.

Według PN – IEC 76 – 1 wartości napięcia zwarcia i strat zwarcia dla poszczególnych par uzwojeń, podawane na tabliczce znamionowej transformatora, są odnoszone do mocy znamionowej słabszego uzwojenia rozpatrywanej pary.

Charakterystyczną cechą transformatorów trójuzwojeniowych jest bardzo mała i najczęściej ujemna wartość reaktancji X₂ Reaktancja X₁=X_k12 i X₃ = X_k13

Schemat zastępczy transformatora trójuzwojeniowego

U_k1 = 0, 5(U_k12+U_k13−U_k23)

U_k2 = 0, 5(U_k12+U_k23−U_k13)

U_k3 = 0, 5(U_k23+U_k13−U_k12)

P_k1 = 0, 5(P_k12+P_k13−P_k23)

P_k2 = 0, 5(P_k12+P_k23−P_k13)

P_k3 = 0, 5(P_k23 + P_k13 − P_k12)

Układ uzwojeń transformatora trójuzwojeniowego

Autotransformatory

Autotransformatorem nazywa się transformator, w którym co najmniej dwa uzwojenia są połączone galwanicznie i mają wspólną część. Mocą przechodnią S_p nazywa się moc, która za jego pośrednictwem przechodzi z sieci pierwotnej do wtórnej.

S_p = U₁I₁ = U₂I₂

Moc własna S_w, autotransformatora, określająca jego wymiary, jest równa mocy każdego z uzwojeń: szeregowego lub wspólnego. Wyznacza się ją z zależności.

S_w = (U₁−U₂)I₁ = U₂(I₂−I₁)

Współczynnik redukcji $\frac{S_{w}}{S_{p}} = \frac{U_{1} - U_{2}}{U_{1}} = \frac{K - 1}{K} = r$

Im przekładnia napięciowa K jest bliższa jedności, tym współczynnik redukcji jest mniejszy i autotransformator (przy zadanej mocy przechodniej) – mniejszy.

Mocą znamionową autotransformatora jest moc przechodnia na którą został on zbudowany i oznaczony.

W Polsce do sprzęgania sieci 400 i 220 kV służą wyłącznie autotransformatory, zaś do sprzęgania sieci 400 i 110 kV – transformatory o mocy 250 MVA i autotransformatory o mocy 330 MVA o zbliżonych stratach i wymiarach.

Regulacja przekładni

Regulacja przekładni transformatorów energetycznych uzyskuje się przez zmianę efektywnej liczy zwojów po stronie pierwotnej lub wtórnej za pomocą przełącznika zaczepów.

Jeżeli zmiana liczb zwojów w transformatorze głównym jest trudna lub niemożliwa do zrealizowania, to można wprowadzić szeregowo napięcie dodawcze z osobnego transformato regulacyjnego, zwanego dodawczym.

Regulacja w stanie beznapięciowym. Stosuje się ją w transformatorach, które po zainstalowaniu pracują w określonej pozycji przełącznika zaczepów dostosowaniej do przeciętnego napięcia w danym punkcie sieci zasilającej. Stopień regulacji wynosi w nich 2,5 lub 5%.

Zmiana pozycji przełącznika bez wyłączenia napięcia grozi zwarciem zwojów jednego zaczepu i uszkodzeniem transformatora.

Regulacja przekładni

Regulacja pod obciążeniem. Stosuje się ją w transformatorach sieciowych i specjalnym o szerokim zakresie regulacji. Zmiany położenia przełącznika zaczepów dokonuje się bez wyłączenia napięcia, w stanie obciążenia.

Kolejne położenia oporowego przełącznika zaczepów P przy zmianie zaczepu 3 na 4.

Zmiana przekładni w stanie beznapięcowym jest stosowana w transformatorach SN/nn o mocy do 1600 kVA oraz transformatorach blokowych o napięciu górnym 110 kV. Pozostałe transformatory i autotransformatory (WN i SN) zwykłe są wyposażone w urządzenia do zmiany przekładni pod obciążeniem.

Przełączniki zaczepów są umieszczane po stronie górnego napięcia.

Praca równoległa transformatorów

Praca równoległa występuje wówczas, gdy transformatory są przyłączone do wspólnych szyn zbiorczych zarówno po stronie pierwotnej jak i po stronie wtórnej.

Kryteria idealnej pracy równoległej:

Kryterium I (dotyczące stanu jałowego): współpracujące transformatory pobierają z sieci wyłącznie swe prądy jałowe Inie płynie między nimi prąd wyrównawczy;

Kryterium II (dotyczące stanu obciążenia): prący rozdziela się między transformatorami proporcjonalnie do ich mocy znamionowych przy czym prądy współpracujących transformatorów są w fazie, a więc dodają się arytmetycznie w stanie obciążenia.

Warunki wynikające z kryterium I:

1. Przekładanie współpracujących transformatorów, muszą być jednakowe

2. Przesunięcia godzinowe muszą być zgodne.

Warunki wynikające z kryterium II:

1. Napięcia zwarcia współpracujących transformatorów o tych samych napięciach znamionowych powinny mieć jednakową wartość

2. Stosunki U_R/U_x, czyli kształty trójkątów zwarcia powinny być jednakowe. W praktyce najczęściej współpracują dwa, a rzadko trzy transformatory.

Dobór transformatorów

Liczba i moc transformatorów. Ustalenie liczby i mocy transformatorów w stacji powinno być poprzedzone analizą przewidywanego ich obciążenia w perspektywie co najmniej pięciu lat. Liczba transformatorów powinna być możliwie mała, należy jednak uwzględnić konieczność zasilania ważnych odbiorców również w przypadku uszkodzenia największego transformatora w stacji. Stacje SN zasilające odbiorców nie wymagających dużej pewności zasilania są budowane jako jedno- lub dwutransformatorowe. Stacje 110 kV i wyższych napięć są przeważnie dwutransformatorowe. Stacje z trzema i więcej transformatorami mogą być budowane w przypadku zasilania odbiorców o bardzo dużych okresowych zmianach obciążenia lub wydzielenia zasilania odbiorców o bardzo dużych wahaniach obciążenia, uciążliwych dla innych odbiorników zasilanych z tej samej stacji, co często występuje głównie w zakładach przemysłowych.

Obciążalność transformatorów

Obciążenie transformatorów w normalnych warunkach pracy nie powinno być większe od ich mocy znamionowej.

Obciążenie szczytowe transformatorów 110kV/SN w końcu pięcioletniego okresu pracy nie powinno przekraczać 90% mocy znamionowej transformatora – jeśli w stacji zainstalowany jest tylko jeden transformator.

Jeśli są zainstalowane dwa transformatory, to moc każdego z nich nie powinna być mniejsza niż 75% obciążenia szczytowego.

Dopuszczalne ze względów technicznych obciążenia i przeciążenia transformatorów olejowych dwuuzwojeniowych o naturalnym obiegu oleju podaje norma P-71/E-81000.

Maksymalne dopuszczalne przeciążenie zakłóceniowe transformatora wynosi 2I_nom (przy założeniu znamionowej trwałości izolacji) oraz 1,5I_nom (przy zmniejszonej trwałości termicznej izolacji).

Dobór transformatorów

Podstawę do wyznaczenia mocy znamionowej S_nom transformatora stanowi uporządkowany wykres obciążenia dobowego – znany lub przewidywany.

Średnią kwadratową obciążenia transformatora w ciągu doby oblicza się ze wzoru:

$$\overset{\overline{}}{S} = \sqrt{\frac{\sum_{i}^{}{S_{i}^{2}t_{i}}}{\sum_{i}^{}t_{i}}}$$

Gdzie:

t – kolejny rozpatrywany przedział czasu (np. 1h)

S_i – średnia wartość obciążenia transformatora w czasie t_i

Wykres uporządkowanego obciążenia dobowego.

Odcięta punktu wykresu o rzędnej równej $\overset{\overline{}}{S^{2}}$ dzieli dobę (24 h) na dwa przedziały czasowe: t_p – w którym obciążenie transformatora jest mniejsze oraz t_k – w którym obciążenie jest większe od $\overset{\overline{}}{S^{2}}$. Dla każdego z przedziałów czasu t_p i t_k oblicza się wg wzoru średnią kwadratową obciążenia: początkowego - $\overset{\overline{}}{S_{p}^{2}}$ i końcowego - $\overset{\overline{}}{S_{k}^{2}}$.

Moc znamionowa transformatora powinna spełniać nierówność

$$S_{\text{nom}} = \frac{\overset{\overline{}}{S_{p}^{2}}}{K_{p}} = \frac{\overset{\overline{}}{S_{k}^{2}}}{K_{k}}$$

Obciążalność transformatorów innych niż olejowe o naturalnym obiegu oleju określają ich producenci!

Wytrzymałość zwarciowa transfmatorów. Ogólną zasadą jest to, że wytrzymałość zwarciowa transformatorów powinna być uzgodniona między zamawiającym, a producentem. Dla transformatorów trójfazowych dwuuzwojeniowych określa się:

- ustalony prąd zwarcia symetrycznego I_k

- udarowy prąd zwarciowy i_p

- czas trwania zwarcia (jeśli nie określono, przyjmuje się T_k = 2c.

Jeżeli wytrzymałość zwarciowa transformatora nie została wyznaczona inaczej, to przyjmuje się wytrzymałość określoną przez moc zwarciową S_k na jego zaciskach od strony zasilania, podaną w tablicy.

Napięcie znamionowe sieci zasilającej Us, kV	Najwyższe napięcie sieci zasilającej U, kV	Moc zwarciowa Si, MVA
6; 10; 15; 20 30 60 110	7,2; 12; 17,5; 24 36 72,5 123	500 1000 3000 6000

Linie kablowe

Linie kablowe stanowią ok. 14% łącznej długości linii elektroenergetycznych wszystkich napięć. W Polsce są to linie niskiego i średniego napięcia oraz w bardzo niewielkim zakresie linie 110 kV.

Przepisy dotyczące projektowania i budowy linii kablowych są przedmiotem odpowiedniej normy. Według tej normy linia kablowa jest to kabel wielożyłowy lub wiązka kabli jednożyłowych w układzie wielofazowym albo kilka kabli jedno-lub wielołożyskowych połączonych równolegle, łączenie z osprzętem, ułożonych na wspólnej trasie i łączących zaciski tych samych dwóch urządzeń elektrycznych jedno- lub wielofazowych albo jedno- lub wielobiegunowych. Osprzęt elektroenergetycznych linii kablowych jest to zbiór elementów przeznaczonych do łączenia, rozgałęzienia lub zakończenia linii.

Rodzaje i budowa kabli

Zasadniczymi elementami kabla są: żyły przewodzące robocze, powrotna i zerowa; izolacja żył; ekrany; wkładki wyokrąglające; powłoki i osłony ochronne. Nie wszystkie wymienione elementy występują w każdym rodzaju kabla. Powszechnie są stosowane żyły robocze z aluminium. Żyły robocze miedziane są spotykane na ogół w kablach o specjalnym przeznaczeniu oraz w kablach o napięciu znamionowym 110 kV.

W Polsce kable 110 kV są używane rzadko. Przekrój żył jest ustalany indywidualnie na podstawie przewidywanego obciążenia prądem roboczym.

Zgodnie z wytycznymi w sieci SN zaleca się kable aluminiowe o przekrojach: 50, 95, 150 i 240 mm2; natomiast najczęściej stosuje się kable o przekrojach 120 i 240 mm2. Wybór przekroju wynika z przewidywanego obciążenia prądem roboczym oraz z warunków zwarciowych (wartość prądu i czas wyłączenia)

W sieci niskiego napięcia zaleca się stosowanie kabli aluminiowych o przekrojach: 35, 70, 120, 185 i 240 mm2 w zależności od obciążenia.

Rodzaje i budowa kabli

W kablach SN i 110 kV o izolacji polietylenowej stosuje się żyłę powrotną miedzianą, chroniącą kabel przed zniszczeniem przy zwarciach doziemnych. Rolę te w kablach o izolacji papierowej pełni powłoka ołowiana. Izolację żył wykonuje się z papieru nasyconego syciwem, tj. olejem izolacyjnym z dodatkiem kalafonii, z polietylenu i polwinitu

Stosowane w Polsce kable 110 kV są wykonywane jako jednożyłowe o izolacji:

- papierowej nasyconej wysokogatunkowym olejem izolacyjnym, z wewnętrznym przepływem oleju przy niewielkim ciśnieniu;

- z polietylenu usieciowanego.

W sieciach SN stosuje się kable:

- o izolacji papierowej rdzeniowej ( na napięcie znamionowe do 10 kV);

-o izolacji papierowej, z polem promieniowym tj. z ekranowaniem poszczególnych zył ( na napięcie znamionowe do 15 kV);

- o izolacji polietylenowej ( na napięcie znamionowe 10-20 kV);

- o izolacji polwinitowej ( na napięcie znamionowe do 6 kV);

W sieciach nn powszechnie stosuje się kable czterożyłowe, izolowane polwinitem lub papierem z syciwem, typu YAKY, KFtA 0,6/1kV)

Rodzaje i budowa kabli cd.

Kabel z żyłami aluminiowymi o izolacji i powłoce polwinitowej:

Kabel z żyłami miedzianymi o izolacji i powłoce polwinitowej:

Kabel z żłami miedzianymi o izolacji i powłoce polwinitowowej, z żyłą powrotną miedzianą z taśm lub drutów, nieopancerzony lub opancerzony drutami stalowymi:

Transformator energetyczny

Transformatorem energetycznym nazywa się transformator przeznaczony do przetwarzania energii elektrycznej o określonym napięciu na energię elektryczną o innym lub takim samym napięciu.

Rozróżnia się dwa podstawowe rozwiązania konstrukcyjne transformatorów:

-transformator olejowy, którego rdzeń wraz z uzwojeniami jest zanurzony w zamkniętej pokrywą kadzi stalowej z olejem mineralnym lub syntetycznym stanowiący, element izolacyjny i chłodzący;

-transformator suchy z uzwojeniami oraz z rdzeniem znajdującym się w powietrzu lub w zalewie żywicznej, stosowany do mniejszych mocy i niektórych zastosowań specjalnych.

Uzwojenia transformatorów są zakończone zaciskami umieszczonymi na izolatorach. W transformatorze olejowym końcówki uzwojeń wyprowadza się na zewnątrz przez izolatory przepustowe.

Zasady działania i budowy transformatora

Transformator zawiera dwa różne rodzaje obwodów: obwód magnetyczny (rdzeń) i obwód elektryczny (uzwojenia). Rdzeń jest składany lub czasem zwijany z blach transformatorowych, niemal wyłącznie anizotropowych.

Transformatory i ich rdzenie są jedno- i wielofazowe w układach energetycznych (na ogół są trójfazowe, trój- lub pięciokolumnowe). Przy bardzo wielkich mocach stosuje się również jednostki jednofazowe tworzące układ trójfazowy.

Rodzaje transformatorów:

1. jednofazowy płaszczowy; b- jednofazowy kolumnowy; c- trójfazowy trójkolumnowy; d- trójfazowy pięciokolumnowy.

1. kolumna robocza, 2- jarzmo górne, 3- kolumna jarzmowa powrotna, 4- jarzmo dolne, 5- uzwojenia.

Zasady działania i budowy transformatora cd

Jeżeli pominie się opór uzwojeń oraz pojemności miedzy zwojami uzwojeń i przyjmie się, że cały strumień magnetyczny wytworzony w uzwojeniu pierwotnym przenika przez rdzeń do uzwojenia wtórnego (nie ma strat pola magnetycznego na promieniowanie), to taki transformator nazywamy idealnym.

Rezystancja Rt- związana ze stratami mocy w uzwojeniach;

Reaktancja indukcyjna Xt- wynikająca z istnienia pola magnetycznego wokół przewodów wiodących prąd.

Kondunktancja Gt- odwzorowująca zjawisko histerezy magnetycznej i prądów wirowych w obwodach magnetycznych transformatora;

Susceptancja Bt- związana z magnesowaniem rdzenia.

Prąd jałowy Io ma dwie składowe:

-bierną Iµ (odkształconą)

-czynną Ior (praktycznie sinusoidalną).

Składowa bierna Iµ* N1 (wartość chwilowa) wzbudza w rdzeniu strumień o wartości chwilowej Φ1. Składowa czynna dostarcza mocy czynnej U* Ior pokrywającej straty jałowe

Wartość chwilowa napięcia sieci

U1sinωt= u1

W granicach stosowanych indukcji magnetycznych B (ok. 1,65 T dla blachy anizotropowej i 1,3- 1,4 T dla amorficznej) przenikalność p jest bardzo duża, a więc prąd Io w transformatorach energetycznych dużych mocy stanowi ułamek procentu Inom,a w małych- nie przekracza 1,5%.

Wartość maksymalna strumienia

Φmax = U1/ωN1= Bmax * Sfe

Sfe- czynny przekrój rdzenia

U1=πf* N1* Φmax

U2=πf* N2* Φmax

1.Stan jałowy transformatora

Prąd jałowy ma 2 składowe: bierną Ip(odkształconą) i czynną Iot(praktycznie sinusoidalna).

Składowa bierna (wartość chwilowa) wzbudza w rdzeniu strumień o wartości chwilowej.

Składowa czynna dostarcza mocy czynnej U*I pokrywając straty jałowe.

2.Stan zwarcia transformatora

Napięcie jakim trzeba zasilić zwarty transformator , aby uzyskać w uzwojeniach prądy znamionowe , nazywa się napięciem zwarcia i jest wyrażane w procentach napięcia znamionowego strony zasilanej

3.Straty mocy jałowe w transformatorze

Straty powstające w blachach rdzenia pod wpływem przemiennego strumienia głównego są nazywane stratami jałowymi i obejmują:

-straty histerezowe proporcjonalne do częstotliwości i powierzchni pętli histerezy przy czym powierzchnia pętli zależy w blachach anizotropowych od wartości i kierunku indukcji względem kierunku walcowania oraz od stopni odprężenia

-straty od prądów wirowych, silnie żależnych od jakości zaplatania blach, ich grubości oraz obecności zadziorów

-straty dodatkowe (obu rodzajów) powodowane przez nierównomierny rozkład indukcji, zjawisko wirowania strumienia w węźle środkowym oraz zmiany kierunku linii sił w narożach i miejscach zaplatania

Stosunek strat wiroprądowych do strat histerezowych przy 50Hz w blasze anizentropowej wynosi 1:1

4.Straty mocy obciążeniowe w transformatorze

Straty powodowane przez prądy obciążenia I1 oraz I2 są nazywane stratami obciążeniowymi.

Stanowią je straty:

-podstawowe w każdej fazie

-dodatkowe, powodowane przez prądy wirowe wzbudzone strumieniem rozproszenia we wszystkich metalowych elementach, przez które ten strumien przenikam , a więc uzwojenia (zarówno przewodzące prąd jak i wyłączone), elementy konstrukcyjne, kadź, ekrany.

Straty te są proporcjonalne do kwadratu prądu. Zależność ich od temperatury nie jest jednoznaczna (część strat dodatkowych wzrasta z temperaturą, część maleje, część – nie ulega zmianie)

Straty obciążeniowe praktycznie bez strat jałowych występują podczas zwarcia przy napięciu obniżonym do wartości napięcia zwarcia. Stąd również nazwa straty napięcia.

4.Sprawność w transformatorze

Sprawność jest stosunkiem mocy czynnej P2 oddawanej przez przetwornik energii (transformator) do mocy czynnej pobieranej P1. Obie moce różnią się o sume strat jałowych i obciążeniowych. Sprawność transformatora oblicza się z zależności:

Maksymalna niezależnie od współczynnika mocy cos(fi) sprawność występuje przy prądzie

Iloraz dPk/dP0 jest ważną cechą transformatora ; w transformatorach rozdzielczych powinien wynosić 4-6 w blokowych 2,5-3.

Sprawność maksymalną wyznacza się ze wzoru:

6.Układy połączeń uzwojeń transformatorów

Połączenie uzwojeń fazowych transformatora trójfazowego w gwiazdę, trójkąt lub zygzak oznacza się odpowiednio literami Y,D lub Z (uzwojenie górnego napięcia) oraz y,d, z (uzw. Średniego lub dolnego napięcia), uzwojenie z wyprowadzonym punktem gwiazdowym – literami YN lub yn oraz ZN lub zn, uzwojenia transformatorów jednofazowych – I oraz i. Uzwojenie autotransformatora o wyższym napięciu znamionowym oznacza się tak jak uzwojenie transformatora, zaś uzwojenie o niższym napięciu znamionowym - literą a, np. YNa.

Symbol układu połączeń czyli tzw. Grupy połączeń tworzy się podając symbol literowy uzwojenia górnego napięcia, a następnie – w kolejności malejących napięć znamionowych - symbole pozostałych uzwojeń i odpowiadające im kąty godzinowe, np. Yd11, Yzn5, Dyn5, YNa0d11, YNa0yn0

Kąt przesunięcia (w godzinach) otrzymuje się przyjmując fazor górnego napięcia za wskazówkę minutową, ustawioną na godzine 12, a odpowiedni fazor dolnego lub średniego napięcia – za wskazówkę godzinową

7.Transformatory trójuzwojeniowe

Moc znamionową transformatora trójuzwojeniowego określa się podając moce znamionowe poszczególnych jego uzwojeń, np.:25/16/16 MVA lub 250/250/50 MVA

Według PN-ICE 76-1 wartości napięcia zwarcia i strat zwarcia dla poszczególnych par uzwojeń podawane na tabliczce znamionowej transformatora są odnoszone do mocy znamionowej słabszego uzwojenia rozpatrywanej pary.

Charakterystyczną cechą transformatorów 3uzwojeniowych jest bardzo mała i najczęściej ujemna wartość reaktancji X2. Reaktancja X1=Xk12, X3=Xk13

8.Autotransformatory

Transformator w których co najmniej 2 uzwojenia połączone są galwanicznie i mają wspólną część. Mocą przechodnią Sp nazywa się moc , która za jego pośrednictwem przechodzi z sieci pierwotnej do wtórnej. Sp=U1*I1=U2*I2

Moc własna Sw autotransformatora, określająca jego wymiary, jest równa mocy każdego z uzwojeń: szeregowego lub wspólnego. Wyznacza się ją z zależnośi: Sw=(U1-U2)*I1 = U2*(I2-I1)

Współczynnik redukcji: Sw/Sp=(U1-U2)/U1=(K-1)/K=r

Im przekładnia napięciowa K jest bliższa jedności, tym współczynnik redukcji jest mniejszy i autotransformator (przy zadanej mocy przechodniej) mniejszy.

Mocą znamionową autotransformatora jest moc przechodnia na którą został od zbudowany i oznaczony.

W Polsce do sprzęgania sieci 400 i 220 kV służą wyłącznie autotransformatory , zaś do sprzęgania sieci 400 i 110 kV – transformatory o mocy 250 MVA i autotransformatory o mocy 330 MVA o zbliżonych stratach i wymiarach.

9.Regulacja przekładni

Regulację przekładni transformatorów energetycznych uzyskuje się przez zmiane efektywnej liczby zwojów po stronie pierwotnej lub wtórnej za pomocą przełącznika zaczepów.

Jeżeli zmiana liczb zwojów w transformatorze głównym jest trudna lub niemożliwa do zrealizowania, to można wprowadzić szeregowo napięcie dodawcze z osobnego transformatora regulacyjnego zwanego dodawczym.

Regulacja w stanie beznapięciowym. Stosuję się ją w transformatorach , które po zainstalowaniu pracują w określonej pozycji przełącznika dostosowanej do przeciętnego napięcia w danym punkcie sieci zasilającej. Stopień regulacji wynosi w nich 2,5 lub 5%.

Zmiana pozycji przełącznika bez wyłączenia napięcia grozi zwarciem zwojów jednego zaczepu i uszkodzeniem transformatora.

-Regulacja pod obciążeniem-

Stosuję się ją w transformatorach sieciowych i specjalnych o szerokim zakresie regulacji. Zmiany położenia przełącznika zaczepów dokonuję się bez wyłączenia napięcia, w stanie obciążenia.

Zmiana przekładni w stanie beznapięciowym jest stosowana w transformatorach SN/nn o mocy do 1600kVA oraz transformatorach blokowych o napięciu górnym 110kV. Pozostałe transformatory i autotransformatory zwykle są wyposażone w urządzenia do zmiany przekładni pod obciążeniem.

Przełączniki zaczepów są umieszczane po stornie górnego napięcia

10.Praca równoległa transformatorów

Praca równoległa występuję wówczas gdy transformatory są przyłączone do wspólnych szyn zbiorczych zarówno po stronie pierwotnej jak i po stronie wtórnej.

Kryteria idealnej pracy równoległej:

-kryterium 1(dotyczące stanu jałowego): wpółpracujące transformatory pobierają z sieci wyłącznie swe prądy jałowe i nie płynie między nimi prąd wyrównawczy

-kryterium 2(dot. Stanu obciążenia): prąd rozdziela się między transformatorami proporcjonalnie do ich mocy znamionowych przy czy prądy współpracujących transformatorów są ze sobą w fazie, a więc dodaje się arytmetycznie w stanie obciążenia.

Warunki wynikające z kryterium1:

-równe przekładnie transformatorów

-przesunięcia godzinowe muszą być zgodne

Warunki wynikające z kryterium 2:

-napięcia zwarcia współpracujących transformatorów o tym samych napięciach znamionowych powinny mieć jednakową wartość

-stosunki Ur/Ux czyli kształty trójkątów zwarcia powinny być jednakowe.

W praktyce najczęściej współpracują dwa, rzadko trzy transformatory.

11.Dobór transformatorów

Liczba i moc transformatorów. Ustalenie liczby i mocy w stacji powinno być poprzedzone analizą przewidywanego ich obciążenia w perspektywie co najmniej 5 lat. Liczba transformatorów powinna być możliwie mała należy jednak uwzględnić konieczność zasilania ważnych odbiorców również w przypadku uszkodzenia największego transformatora w stacji.

Stacje SN zasilające odbiorów nie wymagających dużej pewności zasilania są budowane jako jedno- lub dwutransformatorowe.

Stacje 110kV i wyższych napięć są przeważnie dwutransformatorowe.

Stacje z 3 i więcej transformatorami mogą być budowane w przypadku zasilania odbiorów o bardzo dużych wahaniach obciążenia , uciążliwych dla innych odbiorników zasilanych z tej samej stacji, co często występuje głównie w zakładach przemysłowych.

12.Obciążalność transformatorów

Obciążenie transformatorów w normalnych warunkach pracy nie powinno być większe od ich mocy znamionowej.

Obciążenie szczytowe transformatorów 110kV/SN w końcu 5letniego okresu pracy nie powinno przekraczać 90% mocy znamionowej transformatora – jeśli w stacji zainstalowany jest tylko 1 transformator.

Jeśli są zainstalowane 2 transformatory, to moc każdego z nich nie powinna być mniejsza niż 75% obciążenia szczytowego.

Dopuszczalne ze względów technicznych obciążenia i przeciążenia transformatorów olejowych dwuuzwojeniowych o naturalnym obiegu oleju podaje norma P-71/E-81000.

Maksymalne dopuszczalne przeciążenie zakłóceniowe transformatora wynosi 2 Inom (przy założeniu znamionowej trwałości izolacji) oraz 1,5 Inom (przy zmniejszonej trwałości termicznej izolacji)

Napięcie znamionowe sieci zasilającej Us kV	Najwyższe napięcie sieci zasilającej Um kV	Moc zwarciowa $$\overset{\overline{}}{S_{k}}$$ MV•A
6; 10; 15; 20 30 60 110	7,2; 12; 17,5; 24 36 72,5 123	500 1000 3000 6000

Dobór Transformatorów

Liczba i moc transformatorów. Ustalenie liczby i mocy transformatorów w stacji powinno być poprzedzone analizą przewidywanego ich obciążenia w perspektywie co najmniej pięciu lat. Liczba transformatorów powinna być możliwie mała, należy jednak uwzględnić konieczność zasilania ważnych odbiorców również w przypadku uszkodzenia największego transformatora stacji.

Stacje SN zasilające odbiorców nie wymagających dużej pewności zasilania są budowane jako jedno- lub dwutransformatorowe. Stacje z trzema i więcej transformatorami mogą być budowane w przypadku zasilania odbiorców o bardzo dużych okresowych zmianach obciążenia lub wydzielenia zasilania odbiorów o bardzo dużych wahaniach obciążenia, uciążliwych dla innych odbiorników zasilanych z tej samej stacji, co często występuje głównie w zakładach przemysłowych.

Obciążenie transformatorów w normalnych warunkach pracy nie powinno być większe od ich mocy znamionowej.

Obciążenie szczytowe transformatorów 110 kV/SN w końcu pięcioletniego okresu pracy nie powinno przekraczać 90% mocy znamionowej transformatora – jeśli w stacji zainstalowany jest tylko jeden transformator.

Jeśli są zainstalowane dwa transformatory, to moc każdego z nich nie powinna być mniejsza niż 75% obciążenia szczytowego. Dopuszczalne ze względów technicznych obciążenia i przeciążenia transformatorów olejowych dwuuzwojeniowych o naturalnym obiegu oleju podaje norma P-71/E-81000.

Maksymalne dopuszczalne przeciążenie zakłóceniowe transformatora wynosi 2I_nom (przy założeniu znamionowej trwałości izolacji oraz 1,5I_nom (przy zmniejszonej trwałości termicznej izolacji).

Podstawę do wyznaczenia mocy znamionowej S_nom transformatora stanowi uporządkowany wykres obciążenia dobowego – znany lub przewidywany.

Srednią kwadratową obciążenia transformatora w ciągu doby oblicza się ze wzoru

$$\overset{\overline{}}{S} = \sqrt{\frac{\sum_{i}^{}{S_{i}^{2}t_{i}}}{\sum_{i}^{}t_{i}}}$$

Gdzie:

t – kolejny rozpatrywany przedział czasu (np. 1h).

S_t – średnia wartość obciążenia transformatora w czasie t_i.

Wykres uporządkowanego obciążenia dobowego:

Odcięta punktu wykresu o rzędnej równej $\overset{\overline{}}{S^{2}}$dzieli dobę (24h) na dwa przedziały czasowe: t_p – w którym obciążenie transformatora jest mniejsze oraz t_k – w którym obciążenie jest większe od $\overset{\overline{}}{S^{2}}$.

Dla każdego z przedziałów t_p i t_k oblicza się wg wzoru średnią kwadratową obciążenia: początkowego: $\overset{\overline{}}{S^{2}}$_p ; i końcowego: $\overset{\overline{}}{S^{2}}$_k.

Moc znamionowa transformatora powinna spełniać nierówność

$$S_{\text{nom}} = \frac{\overset{\overline{}}{S_{p}^{2}}}{K_{p}} = \frac{\overset{\overline{}}{S_{k}^{2}}}{K_{k}}$$

Obciążalność transformatorów innych niż olejowe o naturalnym obiegu oleju określają ich producenci

Wytrzymałość zwarciowa transformatorów. Ogólną zasadą jest, że, wytrzymałość zwarciowa transformatorów powinna być uzgodniona między zamawiającym a producentem. Dla transformatorów trójfazowych dwuuzwojeniowych określa się:

• ustalony prąd zwarcia symetrycznego I_k

• udarowy prąd zwarciowy i_p

• czas trwania zwarcia (jeśli nie określono, przyjmuje się T_k = 2c).

Jeżeli wytrzymałość zwarciowa transformatora nie została wyznaczona inaczej, to przyjmuje się wytrzymałość określoną przez moc zwarciową S_k na jego zaciskach od strony zasilania, podaną w tablicy.

Zalecane układy połączeń. Najtańsze są transformatory o układzie połączeń Yy. Są one przeznaczone do stosowania w sieciach obciążonych symetrycznie. Dopuszczalne obciążenie punktu gwiazdowego wynosi 10% prądu znamionowego transformatora.

Transformatory o układzie połączeń Dy oraz Yz są mało wrażliwe na asymetrię obciążenia. Punkt gwiazdowy może być obciążony prądem znamionowym. Transformatory te przeznaczone są do zasilania czteroprzewodowych sieci nn przy czym transformatory o układzie połączeń Yz (budowane na moce do 250 kV•A) – do zasilania sieci o szczególnie dużej asymetrii obciążenia.

Transformatory dużej mocy o układzie połączeń Yd są przeznaczone do zasilania trójprzewodowych sieci SN.

Transformatory o układzie połączeń Dd i Dz są stosunkowo drogie i z tego powodu nie znajdują większego zastosowania w praktyce.

Uziemianie punktu neutralnego.

W Polsce sieci WN pracują ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym, sieci SN – z izolowanym punktem neutralnym lub uziemionym przez reaktancję rezonansową (dławik gaszący) albo przez rezystor.

Sieci nn zwykle pracują ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym.

W sieciach WN uziemienie punktu gwiazdowego wszystkich transformatorów prowadziłby do nadmiernie dużych prądów zwarcia z ziemią. W praktyce wymaganą skuteczność uziemienia zwykle uzyskuje się już prze uziemieniu punktu gwiazdowego tylko jednego transformatora w każdej stacji. Pozostałe transformatory pracują z izolowanym punktem gwiazdowym.

1. transformator SN uziemiony przez dławik gaszący

2. transformator SN uziemiony przez rezystor

3. transformator WN o stale uziemionym punkcie gwiazdowym

4. transformator WN z możliwością uziemienia punktu gwiazdowego

Transformatory suche.

W stacja SN/nn coraz częściej są stosowane transformatory suche.

Podstawowe zalety transformatorów suchych:

• Mniejsze zagrożenie pożarowe (ze względu na brak oleju);

• Możliwość ustawienia bliżej odbiorników (np. wewnątrz hali produkcyjnej), a więc mniejsze straty mocy i energii w sieci odbiorczej;

• Mniejsze koszty inwestycyjne (pomimo wyższej ceny transformatorów suchych niż olejowych) ze względu na brak drogiej komory transformatora.

Transformatory suche mogą być stosowane jako:

• Transformatory potrzeb własnych w stacjach elektroenergetycznych (o mocy do 20 kVA mogą być ustawiane bezpośrednio w celkach rozdzielnic SN);

• W oddziałowych stacjach transformatorowo-rozdzielczych w halach produkcyjnych (na pomostach nad odbiornikami technologicznymi lub w komorze pod podłogą hali).

Transformatory suche. W Polsce transformatory suche są produkowane o mocach znamionowych do 1600 kVA i przekładni 6,3/0,4 kV, lub 15,75/0,4 kV.

Są one chłodzone powietrzem o obiegu naturalnym, tylko niektóre – podmuchem powietrza własnego wentylatora. Wentylator sterowany automatycznie sygnałem z układu ciągłego pomiaru temperatury izolacji uzwojeń.

Najważniejsze wady transformatorów suchych:

• Większe straty mocy i energii,

• Większa częstość występowania zakłóceń,

• Głośniejsza praca (szczególnie transformatorów z wentylatorem),

• Dodatkowy pobór mocy przez silnik wentylatora,

• Większe prawdopodobieństwo zawilgocenia izolacji po odstawieniu transformatora (szczególnie transformatorów powietrznych),

• Wymagane czyste powietrze do chłodzenia.

Pomimo tych wad transformatory suche są stosowane coraz częściej w halach produkcyjnych, w których stacje z transformatorami olejowymi są mniej korzystne.

Stacje elektroenergetyczne są węzłami sieci elektroenergetycznej, w których następuje rozdział i(lub) zmiana parametrów energii elektrycznej.

Podstawowym elementem stacji jest rozdzielnica.

Obejmuje ona szyny zbiorcze oraz zespół aparatów łączeniowych, pomiarowych, zabezpieczających, sterowniczych i sygnalizacyjnych, wraz z niezbędnymi elementami przewodowymi, izolacyjnymi i wsporczymi, które wspólnie tworzą układ zdolny do rozdzielania energii elektrycznej o jednym napięciu.

Pole rozdzielnicy stanowy jej część związaną z wykonywaniem określonej funkcji, np. zasilania rozdzielnicy (pole zasilające), wyprowadzenia energii z rozdzielnicy (pole odbiorcze); łączenia między sobą systemów lub sekcji szyn zbiorczych (pole sprzęgające); grupujące głównie urządzenia pomiarowe (pole pomiarowe), wyposażona głównie w odgromniki (pole odgromnikowe) itp.

Pod pojęciem rozdzielni rozumie się wydzielone pomieszczenie, zespół pomieszczeń lub wydzielony teren, na którym znajduje się rozdzielnica. W rozdzielni mogą najdować się także urządzenia pomocnicze, nie wchodzące w skład rozdzielnicy.

Występuje brak jednolitego stosowania pojęć „rozdzielnica” i „rozdzielnia”!

Ze względu na napięcie znamionowe (stacje transformatorowo-rozdzielcze klasyfikuje się wg górnego napięcia) rozróżnia się stacje:

• Niskich napięć (nn) (U_nom ≤ 1 kV),

• Średnich napięć (SN) (1kV < U_nom ≤ 60 kV),

• Wysokich napięć (WN) (60kV < U_nom ≤ 220 kV),

• Najwyższych napięć (NN) (U_nom > 220kV).

Ze względu na funkcję pełnioną w sieci rozróżnia się stacje:

• Rozdzielcze (rozdzielenie występujące samodzielnie),

• Transformatorowo-rodzielcze,

• Inne przetwornikowe (np. stacja prostownikowa).

Ze względu na miejsce pracy w sieci elektroenergetycznej rozróżnia się stacje:

• Sieciowe (w sieciach przesyłowych, dosyłowych i rozdzielczych rejonowych, w tym elektrowniane – przy elektrowniach).

• Przesyłowe

• Miejskie

• Wiejskie

Ze względu na miejsce zainstalowania urządzeń rozdzielczych rozróżnia się stacje:

• Napowietrzne (urządzenia rozdzielcze instalowane bez budynku),

• Wnętrzowe ( urządzenia rozdzielcze instalowane w budynku specjalnie do tego przeznaczonym lub części budynku o innym przeznaczeniu):

  • Stacje wnętrzowe mogą być naziemne podziemne lub półpodziemne

Pole linii i pole transformatora stacji 110/15 kV w układzie H

a) Przekrój pionowy podłużny; b) rzut z góry; c) schemat połączeń.

Przykłady schematów typowych pól rozdzielnic SN:

Schematy z pojedynczym systemem szyn zbiorczych

Schematy z podwójnym systemem szyn zbiorczych

Schematy w rozdzielnicach dwuczłonowych

W skład każdej stacji wchodzi transformator, rozdzielnia średniego i niskiego napięcia.

Typowy zakres mocy transformatorów stosowanych u przemysłowych odbiorców wynosi 160-1000 kVA.

Stacja transformatorowa SN pracuje bez stałego przebywania w nich pracowników

Praca ludzi polega tutaj jedynie na kontroli warunków pracy urządzeń w stacjach, a także ich konserwacji, napraw i przełączeń.

Stacja przemysłowa:

1 – komora transformatora 630 kVA; 2 – głowica kablowa; 3 – rozdzielnica 400/230V; 4 – bateria kondensatorów; 5 – most szynowy 1000 A; 6 – kanały kablowe (zakryte płytami)

Zwarcie – połączenie między sobą punktów obwodu elektrycznego należących do różnych faz albo połączenie jednego lub większej liczby takich punktów z ziemią: bezpośrednio, przez łuk elektryczny, przez przedmiot o bardzo małej impedancji.

Rozróżnia się następujące rodzaje zwarć: zwarcia międzyprzewodowe trójfazowe i dwufazowe, zwarcia doziemne (czyli zwarcia między fazą lub fazami obwodu a ziemią) – trójfazowe, dwufazowe i jednofazowe.

W praktyce spotyka się również zwarcia będące kombinacjami podobnych przypadków zwarć tzw. Zwarcia wielokrotne, czyli występujące w kilku miejscach sieci.

Udziały rodzajów zwarć – Jednofazowe 65%, Podwójne z ziemią i dwufazowe z ziemią 20%, dwufazowe 10%, trójfazowe 5%.

Przyczyny powstawania zwarć: -przepięcia atmosferyczne i łączeniowe, -błędne operacje w stacjach elektroenergetycznych, mechaniczne uszkodzenia kabli, słupów, izolatorów; -zawilgocenia lub zniszczenia izolacji; -uszkodzenia słupów linii napowietrznych; dotknięcia dźwigów, gałęzi drzew, ludzi i zwierząt; - zarzutek na przewody gołe.

Prąd zwarciowy płynący w obwodzie zwarciowym jest na ogół (poza przypadkiem zwarć jednofazowych w sieciach izolowanych i kompensowanych) wielokrotnie większy od prądu roboczego. Duże prądy, mimo krótkiego czasu płynięcia, powodują gwałtowne nagrzewanie urządzeń sieciowych. Uszkodzeniu mogą ulec: przewody, uzwojenia maszyn i transformatorów oraz izolacja. Mogą spowodować powstanie następnych zwarć. Duże siły dynamiczne powstają w sąsiadujących przewodach przy przeływie przez nie prądów zwarciowych. Siły te mogą spowodować łamanie izolatorów wsporczych szyn zbiorczych, łamanie i wyginanie szyn, rozrywanie uzwojeń transformatorów i przekładników prądowych.

Zwarcia jednofazowe – w sieciach z izolowanym punktem neutralnym powodują powstanie prądów porównywalnych z prądami roboczymi, tj. od kilku do stukilkudziesięciu amperów. Zwarcia te można podzielić na: zwarcia bezłukowe, zwarcia łukowe o łuku przerywanym, zwarcia łukowe o łuku trwałym lub zbliżonym do trwałego.

Przejścia w kolejne rodzaje zwarć następują przy wzroście prądu zwarciowego, przy czym ścisłe, jednoznaczne określenie prądów granicznych jest praktycznie niemożliwe. Zwarcie bezłukowe powoduje wzrost napięcia w fazach zdrowych do napięcia międzyprzewodowego. Występuje ono w niezbyt rozgałęzionych sieciach napowietrznych oraz kablowych ze skompensowanym prądem zmiennozwarciowym. Znacznie groźniejsze jest zwarcie o łuku przerywanym powoduje przepięcia nieustalone w fazach zdrowych o amplitudzie osiągającej kilkakrotną wartość napięcia fazowego. Do przepięć nieustalonych nie dochodzi, jeśli zwarcie łukowe ma charakter zwarcia o łuku trwałym lub zbliżonym do trwałego. Zwarcia łukowe mogą powodować uszkodzenie izolacji urządzeń i tym samym stwarzać niebezpieczeństwo porażenia ludzi lub przejścia zwarcia jednofazowego w wielofazowe.

/proces przejściowy przy zwarciu - slajd 6; udarowy prąd zwarcia – slajd 7/

Prąd zwarciowy początkowy Ik – wartość skuteczna składowej okresowej prądu zwarciowego wyznaczona dla chwili t=0; Prąd zwarciowy udarowy Iu – maksymalna wartość chwilowa prądu zwarciowego. Prąd zwarciowy wyłączeniowy symetryczny I_b – wartość skuteczna jednego pełnego okresu składowej okresowej obliczeniowego prądu zwarciowego w chwili rozdzielenia styków bieguna łącznika otwierającego się na skutek zwarcia. Prąd zwarciowy ustalony I_k – wartość skuteczna prądu zwarciowego występującego po wygaśnięciu zjawisk przejściowych. Prąd zwarciowy cieplny I_th – wartość skuteczna prądu powodującego takie same skutki cieplne, jak prąd zwarciowy I_k podczas zwarcia trwającego t_k sekund. Prąd zwarciowy wyłączeniowy niesymetryczny ibasym – prąd wyłączeniowy symetryczny I_b uzupełniony o składową nieokresową i_n

/obrazek slajd 9/

Metoda składowych symetrycznych opiera się na idei liniowego przekształcenia układu współrzędnych fazowych A,B,C w układ współrzędnych 0, 1, 2 (0-składowa zerowa, 1-zgodna, 2-przeciwna). Zaleta – symetryzacja rozpatrywanych wektorów napięć i prądów, co pozwala na łatwiejszą analizę zjawisk.

/obrazki…. + schematy zastępcze/

Zwarcia trójfazowe: Prąd zwarciowy – I_k=I_A=I_B=I_C=E/Z_k , gdzie E- wartość zastępczej siły elektromotorycznej, która jest równa napięciu fazowemu w rozpatrywanym węźle w chwili poprzedzającej zwarcie.

/obrazki/

Zwarcie dwufazowe /obrazki –nawet Juras się objawił na 14 slajdzie/

Obliczanie wielkości zwarciowych według zaleceń normatywnych – Metoda obliczeniowa przedstawiona w normie jest oparta na twierdzeniu Thevenina. Koncepcja twierdzenia polega na zastąpieniu danego obwodu, widzianego od strony wybranej pary zacisków, równoważnym schematem, składającym się z idealnego źródła napięcia o s.e.m. E1 równej napięciu stanu jałowego i szeregowej impedancji zastępczej Z1 widzianej z tych zacisków. Norma wprowadza pewne uproszczenia ze względu na fakt, iż najczęściej nie są znane warunki napięciowe Uk0 w chwili poprzedzającej zwarcie. Napięcie źródła zastępczego jest szacowane wg. Wzoru cU_nom/(3^(1/2)) – czyli przez pierwiastek z 3. Pomija się również wszystkie obciążenia nie wirujące i admitancje poprzeczne elementów sieci. Skutki tych uproszczeń są rekompensowane poprzez współczynnik c oraz w przypadku zwarć w pobliżu generatorów – korektę impedancji wybranych elementów sieci. Wartość wsp. c dobiera się w zależności, czy wyznaczany jest minimalny, czy maksymalny prąd zwarciowy. Wartość minimalna prądu zwarcia – stanowi podstawę doboru nastawień zabezpieczeń. Maksymalna prądu zwarcia – określa wymagane parametry urządzeń elektrycznych. Wartości współczynnika c przyjmuje się wg. Tabeli, przy założeniu, że najwyższe napięcie w sieci nie różni się przeciętnie więciej niż ok. 10% (sieci WN) od jej napięcia znamionowego.

Zwarcie trójfazowe – zwarcie można uważać za odległe od generatora, jeżeli reaktancja XTR transformatora zasilającego miejsce zwarcia jest ponad dwukrotnie większa od reaktancji zastępczej XS systemu przyłączonego do tego transformatora. Prąd zwarciowy jest sumą: - składowej przemiennej o stałej amplitudzie w czasie trwania zwarcia, - o składowej nieokresowej zanikającej do zera, i nie uwzględnia wpływu silników. /obrazki/

Zwarcia niesymetryczne – obrazki

Impedancja sieci elektroenergetycznej zastępczej Z_S jest wyznaczana w oparciu prąd zwarciowy zwarcia trójfazowego, jaki płynie z tej sieci przy zwarciu na jej zaciskach IS Z_S=cU_nom/(3^(1/2)*I_S) Rezystancję i reaktancję sieci elektroenergetycznej zastępczej wyznacza się następująco: dla sieci o napięciu nominalnym powyżej 35kV zakładamy, że rezystancja sieci jest równa zeru, a reaktancja jej impedancji. Dla pozostałych sieci: XS=0,995Z_S, RS=0,1Z_S

Transformatory. Impedancje zwarciowe dla składowej symetrycznej kolejności zgodnej transformatorów dwuuzwojeniowych i trójuzwojeniowych oblicza sięwg. Danych katalogowych. Rezystancja dużych transformatorów jest na tyle mała, że w obliczeniach amplitudy prądów zwarciowych impedancja może być zastąpiona reaktancją. Rezystancja powinna być uwzględniana przy obliczeniach prądu udarowego i_u oraz składowej nieokresowej i_a. Reaktancja składowej zerowej transformatora zależy od konstrukcji oraz schematu połączeń transformatora.

Łączniki elektryczne – do załączania lub wyłączania prądu w jednym lub większej liczbie obwodów elektrycznych. Może być przeznaczony do jednej lub obu tych czynności łączeniowych.

Przestawienie – przemieszczenie styków ruchomych łącznika z jednego położenia granicznego w drugie położenie graniczne nazywa się przestawieniem.

Łączniki dzielą się na:

Wyłączniki – w normalnych warunkach pracy obwodu (przeciążenie lub zwarcie).

Odłączniki – łączniki mechanizmowe, służą do wyłączania i załączania prądu, pracują w stanie bezprądowym.

Rozłączniki – w normalnych warunkach pracy i w warunkach przeciążenia. Mogą przewodzić i załączać prądy zwarciowe ale nie mogą ich wyłączać.

Styczniki – łączniki mechanizmowe o dużej trwałości, przestawiane w sposób inny niż ręczny, w normalnych warunkach pracy i przy przeciążeniach.

Wyłącznik mocy – stosowany gdy moce wyłączeniowe osiągają duże wielkości, w celu ochrony urządzeń elektrycznych oraz w celu sterowania rozpływu mocy. Jest charakteryzowany przez parametry: napięcie znam., prąd znam. i zwarciowy, dopuszczalna temperatura otoczenia. Wyłączniki:

Niskonapięciowe – do 1000V, podział ze wzgl na zasadę przerywanie łuku elektrycznego: z wyłącznikiem łukowym - najprostsze (magnetowydmuchowe, gazowydmuchowe, pneumatyczne, wodne), z wyłącznikiem bezłukowym (półprzewodnikowe, hybrydowe, próżniowe).

Z wyłącznikiem łukowym – wykorzystywany efekt wpływu chłodzenia, dzielenia i rozciągania łuku na opór wewnętrzny kolumny łukowej. Magnetowydmuchowy – łuk jest wypychany siłami indukcji do komory gaszeniowej. Komora jest zbudowana w postaci kilku przewodzących płytek na których łuk dzieli się na kilka odcinków. Największy opór łuku występuje w strefie przyelektrodowej, takie podzielenie zwiększa opór kolumny łukowej.

Średnionapięciowe – próżniowe, wyłączenie w obecności łuku par materiałów styków. Gdy prąd łuku zanika, zanikają pary i następuje rozłączenie, zanik następuje tuż przed przejściem prądu przez zero i trwa bardzo krótko. Odległość między stykami nie musi być duża. Żywotność 10000 wyłączeń.

Wysokonapięciowe wyłączniki mocy (olejowe, małoolejowe, powietrzne, SF6 jednociśnieniowe, SF6 samowydmuchowe) – 2 technologie: dead-tank (jednostka przerywająca znajduje się w metalowej uziemionej obudowie, podłączenia do obwodów wysokonapięciowych są wykonane w technice napowietrznej); live-tank (jednostka przerywająca jest umieszczona w izolowanej obudowie podłączona do obwodów pod napięciem elektrycznym).

Zastosowanie SF6 umożliwia gaszenie łuku prądu o wartościach do 100 x większych niż w powietrzu. Ponadto SF6 w wyłącznikach spełnia funkcję izolacji. Wytrzymałość elektryczna jest 2-3 x większa niż powietrza. Wyłączniki z SF6 mają komory: dwuciśnieniowe, samosprężne, saamowydmuchowe, samogaszeniowe. Zalety: prosta budowa, krótki czas palenia się łuku, duża niezawodność, prosta obsługa, trwałość, małe wartości przepięć.

Stycznik – tylko jedno położenie spoczynkowe styków ruchomych, zdolny do załączania, wyłączania i przewodzenia prądu w normalnych warunkach pracy obwodu, a także przy przeciążeniach obwodu. Przez załączanie przekazują dalej sygnał. Zależnie od konstrukcji może to być np. sygnał prądowy albo napięciowy. Różnica polega na tym, że stycznikami nazywa się urządzenia do załączania układów silnoprądowych, a przekaźnikami urządzenia, które załączają sygnały noskoprądowe.

Wyłącznik różnicowoprądowy – urządzenie rozłączające obwód, gdy wykryje że prąd wypływający nie jest równy prądowi wpływającemu. Służy do ochrony ludzi przed porażeniem. Wykrywa znacznie mniejsze prądy upływu, które mogłyby nie spowodować zadziałania wyłączników nadprądowych.

Bezpiecznik topikowy – element topikowy wbudowany we wkładkę topikową. W momencie przepalenia topika następuje zapalenie łuku elektrycznego, gdy wartość prądu spadnie do zera łuk gaśnie, prąd przestaje płynąć. Im wyższa wartość prądu, tym szybciej działa. Element topikowy – miedziane lub srebrne taśmy posiadające nacięcia. Aby szybko zgasić łuk, topik jest zasypany piaskiem kwarcowym, który w wysokiej temp wytwarza gaz, który chłodzi i wydmuchuje łuk.

Bezpiecznik gazo-wydmuchowy – opracowany dla sieci średnich i wysokich napięć. Topik znajduje się w rurce z materiału gazującego. Zapalający się łuk powoduje silne gazowanie materiału ścianek i wydmuchiwanie łuku, topik napinany jest sprężyną i w chwili przepalenia jest wyciągany z gazującej rurki. Zaleta-szybkość, wada-zależność skuteczności od wartości prądu.

Przepięcia w urządzeniach elektroenergetycznych

Wyładowania piorunowe wiążą. Ze względu na sposób ich powstawania rozróżnia się burze:
-termiczne, w przypadku silnego nagrzania i unoszeia sie ku górze dolnych mas wilgotnego powietrza,
-frontowe, w przypadku wyniesienia ku górze dolnych mas powietrza ciepłego w wyniku ich zderzenia z pochyłościami terenu lub z klinami powietrza zimnego.
W chmurze burzowej powstają tzw. Komory czynne z przewagą ładunku dodatniego w częśći górnej i oddzielonych centró ładunku ujemnego w części dolnej. Wzrsot ładunku prowadzi do wzrostu natężenia pola elektrycznego. Z miejsca przekrojczenia krytycznej jego wartości rozwija się w kierunku sąsiedniej chmury wykolowanie międzychmurowe (ok. 60% przypadków) lub w kierunku ziemi – wyładowanie doziemne ( pozostała część przypadków). Wyładowanie doziemne może być zapoczątkowane również przy wierzchołku obiektu naziemnego i wówczas nazywa sie wyładowaniem oddolnym

Wyładowanie główne – jest charakteryzowane przebiegiem prądu mającego kształt impulsu, po którym może wystąpić prąd długotrwały. Prądy impulsowe charakteryzują tzw. Pioruny zimne, natomiast prąd długotrwały jest właściwością piorunów zwanych gorącymi lub zapalającymi.

Podstawowe parametry:
- wartość szczytowa I
- maksymalna stromość narastania s = (di/dt)_max
- czas trwania czoła T₁
-czas do półszczytu na grzbiecie fali prądowej T₂
-przenoszony ładunek Q=∫idt,
-impuls kwadratu prądu leb energia właściwa W=∫i²dt (wydzielana na rezystancji 1Ω).

Wartości tych parametrów mają charakter losowy!

Przepięcia atmosferyczne

Należy wróżnić uderzenie pioruna w pobliżu lini i uderzenie w jeden z jej elementów. W pierwszym przypadku powstają przepięcia indukowane, rzadko przekraczające wartość 200 kV, w drugim zaś – oprócz przepięć indukowanych- znacznie od nich większe przepięcia bezpośrednie. Przepięcia bezpośrednie zależą od układu lini i od elementu, w który uderza piorun. Można wyróżnić 4 przypadki:
1.Uderzenie pioruna w przewód roboczy. Prąd pioruna I_p dzieli się na dwie równe części, z którymi jest związane napięcie U₁ = 0,5ZI_p. W typowej lnii napowietrznej (Z=500Ω), przy przeciętnym prądzie piorunowym I_p=25 kA, U₁=6,25 MV. Nie ma najmniejszej szansy, aby izolacja linii tę wartość wytrzymała.
2. Uderzenie pioruna w przewód odgromowy w pewnej odległości od słupa. Napięcie na trafionym przewodzie przyjmuje – jak poprzednio- wartość U₁= 0,5Z₁I_p, a na przewodzie roboczym, o impedancji falowej Z₂, wartość indukowaną U₂=kU₁, k- współczynnik sprzężenia obu przewodów.
3. Uderzenie pioruna w wierzchołek słupa linii bez przewodu odgromowego.
Zadanie sprowadza się do obliczenia napięcia wierzchołka słupa.pod wpływem tego napięcia może dojść do przeskoku odwrotnego na iz olowanej linii, gdy przekroczona zostaje jej wytrzymałość.
4. Uderzenie pioruna w wierzchołek słupa linii z przewodem odgromowym. Prąd pioruna I_p dzieli się na prąd w przewodzie odgromowym i prąd w słupie.

Przepięcia wewnętrzne

Dwie zasadnicze grupy przepięć wewnętrznych odznaczają się różnymi przebiegami czasowymi. Pierwsza, obejmująca przepięcia dorywcze (ziemnozwarciwe, dynmiczne, ferrorezonansowe) ma przebieg sinusoidalny o częstotliwości sieciowej z ewentualnymi odkształceniami. Druga zaś, obejmująca przepięcia łączeniowe (manewrowe i awaryjne) ma zwykle przebieg szybkozmienny tłumiony, zastępowany do celów probierczych udarem o czasie trwania czoła T₁ rzędu kilkuset µs i czasie do półszczytuna grzbiecie T₂ rzędu kilku tysięcy µs. Najczęsciej jest stosowany udar o kształcie T₁/T₂ = 250/2500.

Ochrona przepięciowa i odgromowa

Sposób ochrony odgromowej obiektów budowlanych jest uzależniony od rozmiwarów skutków, jakie mogą wywoływać wyładowania atmosferyczne. W zależności od rodzaju obiektu piorun może powodować:
-tylko niewielkie uszkodzenia lokalne,
-duże miejscowe uszkodzenia z możliwością porażenia ludzi i zwierząt
- zniszczenie obiektu z ewentulanym zagrożeniem otoczenia.
Urządzenia ochrony zewnętrznej składają sie ze zwodów, przewodów odprowadzających (odprowadzeń prądowych), przewodów uziemiających i uziomów, przy czym elementy te mogą być sztuczne (instalowane specjalnie do celów ochrony odgromowej) lub naturalne, występujące już w obiekcie w innym celu.
Zwody - to część górna urządzenia piorunochronnego, przeznaczona do przechwytywania trafień piorunowych.
Zwody pionowe i poziome wysokie tworzą tzw. ochronę strefową. O skuteczności ochrony strefowej decydują kąty osłonowe zewnętrzne i wewnętrzne (między zwodami).
Zwód poziomy przebiegający nad przewodami linii elektroenergetycznej nosi nazwę przewodu odgromowego

Sposoby wymiarowania stref chronionych przez : a) zwody pionowe; b) zwody poziome

Odprowadzenia prądowe – to pzewody łączące zwody z uziomami. Liczba takich połączeń zależy od rodzaju zwodów, wymaganej skuteczności ochrony i rozmiarów obiektu. Jako odprowadzenia naturalne powinny być wykorzystywane: stalowe i żelbetowe słupy nośne oraz pionowe metalwe elementy.
Uziomy – to przewody lub przedmioty przewodzące umieszczone w gruncie (bezpośrednio lub za pośrednictwem betonu), w celu połączenia z nim urządzeń podlegających uziemieniu. Właściwości uziomów i wymagania stawiane uziemieniom przedstawiono w odpoweidnich normach. W urządzeniu piorunochronnym jako uziomy naturalne powinny być wykorzystywane: zbrojone stopy, ławy i płyty fundamentowe oraz rurociągi i inne urządenia metalowe usytuowane w gruncie, jeżeli nie są izolowane od ziemi lub są pomalowane jedynie cienką warstwą substancji przeciwwilgociwej. Przy stosowaniu zwodów, przewodów odprowadzających i uziomów w pierwszej kolejności powinny być wykorzystywane elementy naturalne, a elementy sztuczne – tylko w miarę konieczności dokonania uzupełnień.

Środki ochrony przepięciowej

Środki ochrony przepięciowej to zarówno ochronniki, ograniczające oddziaływanie napięć i prądów przenoszonych przewodowo, jak i urządzenia osłonowe, przeciwdziałające zakłóceniom elektromagnetycznym. Do pierwszych należa iskierniki, odgromniki wydmuchowe, odgromniki zaworowe (iskiernikowe i beziiskiernikowe) oraz kondensatory, dławiki, rezystory, warystory, bezpieczniki i rózne ich układy, do drugich – przewody osłonowe i ekrany urządzeń.
Iskierniki stanowią najprostszy ochronnik, składający się z dwu elektrod i regulowanej ( w zależności od wymaganego poziomu ochrony) przerwy iskrowej. Podstawowym ich zadaniem jest ograniczenie fali przepięciowej i lokalizacja przeskoku z odsunięciem łuku od powierzchni izolatora

Ograniczenie napięcia jest dwustopniowe: najpierw do poziomu napięcia zapłonu U_z, a następnie do poziomu U_o wynikającego ze spadkówna impedancję Z obwodu iskiernika. W zależności od przeznaczenia i właściwości ochronnym wyróznia się iskierniki: wysoko- i niskonapięciowe; liniowe i stacyjne; obudowane i otwarte; prętowe, różkowe, pierścieniowe i kombinowane; z elektrodynamicznym przesuwaniem i wydłużaniem łuku. Długość przerwy iskrowej iskierników prętowych powinna być dobierana do warunków sieciowych z następującego szeregu wartości stosuku a/U_nom:
W urządzeniach stacyjnych iskierniki stanowią rezerwowy środek ochrony ze względu na brak zdolności gaszenia łuku, strome ucinanie fali przepięciwej (zagrożenie uzwojeń) i duże nadbylenie charakterystyki udarowej.
Odgromniki wydmuchowe są ochronnikami iskiernikowymi dwuprzerwowymi, zdolnymi do samoczynnego gaszenia łuku podtrzymywanego przez prąd następczy po zaniku przepięć. Zdolnośc tę zapewnia wewnętrzna komora iskrowa wykonana z silnie gazującego pod wpływem łuku elektrycznego materiału (fibra ebonit, metapleks), dzięki czemu następuje wydmuch z komory zjonizowanych gazów i przerwanie prądu następczego po jego naturalnym przejściu prze zero. Warunkiem jest, by prąd łuku zawierał sie pomiędzy dolną I_b i górną I_h­ granicą prądową. W pierwszym przypadu chodzi o potrzebną do zgaszenia łuku intensywność gazowania i wydmuchu, w drugim zaś - o niedopuszczenie do eksplozji odgromnika w wyniku zbyt intensywnego gazowania. O doborze odgromnika decydują wartości skuteczne ustalonego prądu zwarcia jednofazowego I₁ i dwufazowego I₂ oraz skladowej okresowej początkowego prądu zwarcia trójfazowego I₃.
Sieć z punktem neutralnym izolowanym – I_b<=I₂ i I_h>=I₃
Sieć z punktem neutralnym uziemionym – I_b<=I_2­, I₁ i I_h >=I₃
Ogromniki zworowe są ochronnikami powodujacymi samoczynne przerwanie prądu następczego, przy napięciu roboczym urządzeń, wskutek wzrostu rezystancji warystorów. W porównaniu z odgromnikami wydmuchowymi charakteryzują sie one znacznie większą zdolnością gaszenia łuku i stabilnością zapłonów. Szczelna obudowa ogranicza wpływ czynników środowiskowych. Ze względu na konstrukcję, zasadę działania i własćiwości ochronne wyróznia się dwa zasadnicze rodzaje odgromników zaworowych:
- iskiernikowe z warystorami zawierającymi węgliki krzemu (SiC);
-beziskiernikowe z wasrystorami zawierającymi tlenki metali, zwykle tlenek cynku (ZnO).
Podstawowy element odgromnika iskiernikowego składa sie ze stosu warystorpwego i kolumny iskiernika wieloprzerwowego, a przy wiekszej liczbie elektrod iskiernikowych również z elementów sterujących rozkłądem napięcia.
Podstawowy człon odgromnika beziskiernikowego to tylko jedna lub kilka kolumn stosu warystorowego. W obu przyadkach wszystkie elementy członu mieszczą sie w szczelnej obudowie.
Warystory odgromników zaworowych zapewniają bardzo małą rezystancję (ok.1Ω) przy przepływie prądu udarowego i bardzo dużą rezystancję(10⁶-10¹⁰Ω) przy przepłwie prądu następczego. Dzieje się to zgodnie z zależnością U=kI^α (k- stała, równa napięciu przy jednostkowym prądzie, α- współczynnik nieliniowości o wartości rzędu 10^-1-10^-2).

Warystory z tlenków metali (ZnO) maja zdecydowanie bardziej płaską charakterystykę niż warystory krzemowęglikowe (SiC).

Iskierniki odgromników zaworowych pozwalają na utrzymanie stanu bezprądowego przy napięciu roboczym układu, uzyskanie stabilnego zapłonu odgromnika przy przepięciach i zgaszenie łuku przy prądzie następczym. Poziomy ochrony odpowiednio przy przepięciach piorunowych U_op i wewnętrznych U_ow­­ oraz odpowiadające im napięcia probiercze chronionych urządzeń U­_ip i U_iw powinny pozostawać w następujących relacjach:

U_op<0,77 U_ip U_ow<0,87U_iw

Przebiegi napięciowe i prądowe odgromników iskiernikowych:
a) bez uwzględnienia wpływu parametrów obowdu roboczego;
b)z uwzględnieniem napięcia roboczego.

Prąd wyładowczy odgromnika jest definiowany przy znormalizowanym kształcie (zwykle 8/20) prądu udarowego. Znamionowe prądy wyładowcze I­­_ow które mogą wielokrotnie przepływać przez odgromnik bez powodowania jego uszkodzeń, tworzą następujący szereg wartości: 0,9; 1,6; 2,5; 5; 10; 20; kA. Istotne zagrożenie odgromników stanowią przepięcia łączeniowe o dużej energii, powstające np. przy łączeniu nieobciążonych linii długich. Wówczas są wymagane tzw. odgromniki ciężkie w odróznieniu od odgromników zwykłych (lekkich) stosowanych do ochrony urządzeń od przepięć piorunowych i łączeniowych o niewielkiej energii.

Odgromniki beziskiernikowe (z tlenków metali) nie mają charakterystyki zapłonowej oraz stanu bezprądowego gdyż przy napięciu roboczym mogą w nich płynąć prądy rzędu kilku miliamperów. Zjawienie się przepięć powoduje płynne, choć gwałtowne, przejście do dużych prądów zgodnie z zależnością v=f(i) przy α rzędu 10^-2. Poza iskiernikami i odgromnikami w ochornie przeciwprzepięciowej urządzeń wysokonapięciowych są stsosowane elementy indukcyjn (dławiki) i pojemnościowe oraz ich specjalne układy, wykorzystywane do łagodzenia czoła fal przepięciowych. W układach niskonapięciowych wprowadza się dodatkowo warystory, diody ochronnikowe i filtry.

Układy ochrony linii i sieci

W sieciach niskiego napięcia (do 500V) podstawowym i czesto jedynym środkiem ochrony jest dobrze uziemiony odgromnik zaworowy o najwyższym napięciu roboczym U_rm=660 V. Do najbardziej rozpowszechnionych należy odgromnik typu Gza 0,66/2,5 o znamionowym prądzie wyładowczym I_on2,5 kA. Jest on przeznaczony do instalowania w stacjach transformatorowych i na wszystkich liniach napowietzrnych (przyłączonych do stacji) w odstępach nie przekraczających 500m. Na podejściu do stacji transformatorowej odgromniki powinny być usytuowane bliżej transformatora lub bliżej pierwszego słupa linii w zależności od tego, w którym miejscu znajduje się uziom roboczy. W linii i na przyłączu do obiekty zasialengo z układu sieci bez przewodu ochronnego, odgromniki powinny być instalowane na każdym przewodzie fazowym,a na przyłączu do obiektu zasilanego z układu z przewodem ochronnym PE – również na przewodzie neutralnym.
Rezystancja uziemienia odgromników nie powinna przekraczać wartości 10Ω.

Komplety w sieciach średnich napięć (niższych niż 110 kV), w których prąd zwarcia doziemnego ma większą wartość niż dopuszczalna dla sieci z izolowanym punktem neutralnym lecz nie większą niż 200 A, jednym z podstawowych środków ochrony przepięciowej jest kompensacja ziemnnozwarciowa lub uziemienie punktu neutralnego przez rezystancję lub reaktancję.
Do ochorny sieci średnich napięć są przeznaczone również odgromniki wydmuchowe (OW), ich zastosowanie znajduje uzasadnienie w przypadku:
- transformatorów zasilających wyłącznie sieci niskiego napięcia;
-linii napowietrznych na wejściu do stacji.
Ich odległości od transformatorów nie powinny przekraczać 6m, a połączenia z uziomem, którego rezystancja nie powinnna być większa niż 15Ω, muszą być jak najkrótsze.

Stosowanie odgromników zaworowych znajduje uzasadnienie w przypaku ochrony:
a) transformatorów zasilających wysokiego napięcia,
b) rozdzielenie o napięciu U_N<110 kV w stacjach o napięciu U_N>=110 kV,
c) połączeń linii napowietrznych z liniami kablowymi o napięciu U_N<10 kV,
d) wyprowadzonych na zewnątrz kadzi i nie uziemionych skutecznie punktów gwiazdowcyh transformatorów (1),
e) uzwojeń (transformatorów) pozostających w stanie jałowycm (2) lub nieprzyłączonych do szyn i kabli o długości większej niż 100m (3), jeżeli inne uzowjenia są chronione odgromnikami zaworowymi .
Rezysatncja uziemienia odgromników zaworowych nie może byc większa niż 10Ω

We wszystkich stacjach o górnym napięciu 110 kV i wyższym jest wymagana ochrona od bezpośrednich wyładowań piorunowych. Środkami ochrony są zwody wysokie poziome i pionowe. Mogą one być mocowane do konstruckji wsporczych urządzeń stacji.
We wszystkich przypadkach, w którcych stacja nie jest połączona bezpośrednio z liną napowietrzną ochrona stacji od przepieć nadchodzących z linii jest niepotrzebna.
Urządzenia stacji na napięci znamionowe UN>=220kV wymagają ochrony od przepięć łączeniowych!

Uziemienia w urządzeniach wysokiego napięcia

Uziemienie jest celowo wykonanym połączeniem elektrycznym urządzenia lub jego części z ziemią. Wyróżnia się następujące rodzaje uziemień:
uziemienie robocze, dotyczące określonego punktu obwodu elektrycznego, stosowane w celu zapewnienia prawidołowej i bezpiecznej pracy urządzeń oraz skutecznego dzaiełania dodatkowych środków ochrony;
uziemienie ochronne, dotyczące częsci nie będących w normalnym stanie pod napięciem, stosowane w celu niedopuszczenia do wzrostu na nich napięcia do wartości zagrażającej porażeniem ludzi i zwierząt;
uziemienie odgromowe, dotyczące ochronników i urządzeń piorunochronnych, stosowane w celu bezpiecznego odporwadzenia prądu piorunowego do ziemi;
uziemienie pomocnicze, dotyczące innych (niż wyżej wymienione) przypadków stosowane w celu przeprowadzenia pomiaru lun wyrównania potencjału urządzeń i ziemi.

Realizacja podanych celów wymaga redukcji uziemieniowych spadków napięcia i wyrównywania rozkładu potencjałów na powierzchni ziemi. Wartoć rezystancji uziemienia w ukadach elektroenergetycznych powinna spełniać warunek R_z=U_z/I_z
gdzie U_z – dopuszczlna w danym miejscu wartość napięcia na uziemieniu (zwykle 65V lub 130V); I_z – możliwa do wystąpienia w uziomie obliczeniowa wartość prądu.

W licznych przypadkach maksymalna wartość rezystancji jest z góry określona, dotyczy to w szczególności uziemień odgromowych przeznaczonych zarówno do ochrony obiektów budowlanych i do elektroenergetycznych.

Struktura i właściwości uziemień

Realizacja podanych celów wymaga redukcji uziemieniowych spadków . Uziemienie składa sie z przewodów uziemiających, zacisków rozłączonych lub nierozłączonych i uziomów. Uziomy wchodzą w bezpośredni kontakt z gruntem i stanowią zasadniczą część uzmienia. Wyróznia się:
uziomy naturalne, umieszczone w gruncie w innym celu niż uziemienie do których należą: rurociągi, zbrojone fundamenty ( zwane uziomami fundamentowymi) itp.;
uziomy sztuczne, umieszczane w gruncie wyłącznie w celu uziemienia, do których należą: pojedyńcze (poziome lub pionowe) pręty, ruru, płyty i taśmy oraz złożone z nich układy.
Rozpływ pradu wokół uziomu wywołuje na rezystancji gruntu uziemieniowy spadek napięcia. Spadek napięcia między uziomem a punktem na powierzchni ziemi poza strefą wpływu prądów uziomowych jest napięciem uziemienia U_z. Rezystancja gruntu, na której występuje napięcie uziemienia jest nazywana rezystancją uziemienia R_z i powstaje w proporcjonalnej zależności i rezystancją właściwą gruntu (rezystywnością) wyrażoną w (Ω*m)