I. Struktura krajowego systemu elektroenergetycznego

Można rozróżnić dwa rodzaje sieci elektroenergetycznych, ze względu na pełnione funkcje: sieci przesyłowe i rozdzielcze. Elementami sieci przesyłowych są linie i stacje elektroenergetyczne, które łączą duże centra wytwarzania energii elektrycznej z centrami zapotrzebowania na energię, a także stanowiące połączenia miedzyrejonowe i międzysystemowe. Sieci przesyłowe stanowią obecnie sieci o napięciach znamionowych między 200 a 1000 kV. Sieci rozdzielcze, których zadaniem jest doprowadzenie energii elektrycznej do odbiorców finalnych (przemysłowych, bytowo-komunalnych) są to sieci o napięciu 110 kV, średnich napięć (SN) oraz niskiego napięcia (nn).

W krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE), na początku, rolę sieci przesyłowej pełniły sieci o napięciu znamionowym wynoszącym 110 oraz 220 kV. Rola sieci 110 kV ulegała stopniowej zmianie, przechodząc z roli sieci przesyłowej do rozdzielczej, w miarę rozbudowy sieci najwyższych napięć (NN): 220 kV i 400 kV. Połączenia międzysystemowe KSE z sąsiednimi systemami stanowią linie o napięciu znamionowym 220 kV, 400 kV oraz 750 kV. Strukturę KSE przedstawiono na
Rys. 1.1.

2.      Budowa układów przesyłowych wysokich napięć.

Linie elektroenergetyczne (napowietrzne i kablowe) są ważnym elementem układu przesyłowego. Łączą one bowiem źródła wytwarzania lub przetwarzania energii elektrycznej z centrami jej odbioru.

2.1      Linie napowietrzne

Elektroenergetyczne linie napowietrzne, prowadzone przez rozległe tereny narażone są na działanie wielu czynników klimatycznych, topograficznych i środowiskowych. Te czynniki powinny być uwzględniane podczas projektowania, budowania i eksploatacji linii, szczególnie biorąc pod uwagę prawidłową pracę całego układu.

W przypadku linii napowietrznych izolacje stanowi powietrze atmosferyczne. Do podstawowych elementów linii napowietrznych można zaliczyć: przewody fazowe, przewody odgromowe, konstrukcje wsporcze, izolatory, osprzęt i uziomy słupów. Napięcie znamionowe linii to wartość skuteczna napięcia międzyprzewodowego, na które linia jest zbudowana. Część linii napowietrznej znajdująca się pomiędzy sąsiednimi konstrukcjami wsporczymi stanowi przęsło.

2.1.1    Przewody linii napowietrznych

Materiały z których wykonuje się przewody linii napowietrznych powinny charakteryzować odpowiednie właściwości, tzn. dużą konduktywność, odporność na działania atmosferyczne i chemiczne, odporność na drgania i duża wytrzymałość mechaniczną. Najlepiej te wymagania spełnia miedź, natomiast ze względu na min. wysoką cenę została zastąpiona przez aluminium, które ma mniejszą konduktywność i mniejszy ciężar właściwy. Ze względu na stosunkowo małą wytrzymałość mechaniczną przewodów aluminiowych, w liniach przesyłowych stosowane są prawie wyłącznie przewody stalowo-aluminiowe. Są to linki (przewody wielodrutowe), w których rdzeń stalowy przenosi obciążenie mechaniczne, a prąd jest przewodzony głównie przez oplot aluminiowy. Wielkością, która charakteryzuje linki stalowo-aluminiowe jest stosunek przekroju aluminium do stali. W Polsce są to wartości odpowiednio: 1,7; 3; 4; 6; 8 i 20. Przekrój znamionowy linki stalowo-aluminiowej odpowiada przekrojowi tylko części aluminiowej, natomiast rzeczywisty (na skutek obecności rdzenia stalowego) jest odpowiednio większy. Znamionowe przekroje linek stalowo-aluminiowych to: 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 350, 400, 525 i 675 mm2, a oznacza je się symbolem AFL, po którym podaje się dwie liczby. Pierwsza z nich określa stosunek przekrojów znamionowych części aluminiowej i stalowej, a druga to przekrój znamionowy linki (w mm2). Przykładowo symbol AFL-6 240 oznacza linkę stalowo-aluminiową o znamionowym stosunku przekrojów aluminium do stali 6:1 i przekroju znamionowym 240 mm2.

W liniach wysokich napięć WN od 230 kV stosowane są przewody wiązkowe. Przewód wiązkowy (tworzący jedną fazę) zbudowany jest z 2, 3 lub 4 linek ułożonych w stałych odległościach od siebie (20÷50 cm) za pomocą tzw. odstępników. W porównaniu z pojedynczym przewodem o porównywalnym przekroju, przewody wiązkowe posiadają następujące zalety:

• mniejsze natężenie pola wokół przewodu (większe napięcie krytyczne ulotu);
• mniejsza indukcyjność i większa pojemność (zmniejszenie strat napięcie);
• możliwość zwiększenia obciążalności linii (lepsze warunki chłodzenia).

Specjalną konstrukcją charakteryzują się przewody przeciwdrganiowe. Są zbudowane w ten sposób, że stalowy rdzeń nie wypełnia całkowicie przewodu, a w czasie drgań następuje zderzanie rdzenia stalowego z aluminiowym oplotem, co tłumi drgania.

Przewody robocze linii przesyłowych chroni się przed bezpośrednimi wyładowaniami atmosferycznymi przy użyciu przewodów odgromowych. Pełnią one funkcję piorunochrona (zwód poziomy) dla przewodów fazowych, uniemożliwiając bezpośrednie uderzenia pioruna w przewód roboczy. Przewody odgromowe zazwyczaj wykonuje się, podobnie jak przewody robocze, z linki AFL. W rozwiązaniach specjalnych, stosowane są przewody odgromowe z wbudowanym światłowodem, umożliwiające wykorzystanie ich do celów teletransmisyjnych.

Dobór przekroju przewodów linii polega na przeprowadzeniu analiz techniczno-ekonomicznych i wyborze rozwiązania, dla którego dana moc mogłaby być przesyłana przy jak najniższych kosztach. Kryteria techniczne, które uwzględnia się w procesie doboru przekroju przewodów to: dopuszczalna obciążalność prądowa długotrwała, dopuszczalna obciążalność prądowa zwarciowa, wytrzymałość mechaniczna, ograniczenie zjawiska ulotu oraz wymagania unifikacja rozwiązań linii.

2.1.2    Konstrukcje wsporcze

Przewody linii napowietrznych są zawieszane na odpowiednio zaprojektowanych konstrukcjach wsporczych. Słupami nazywamy samoistne konstrukcje wsporcze, osadzone w gruncie – bezpośrednio lub pośrednio za pomocą fundamentów. Słupy można podzielić ze względu na przeznaczenie i rodzaj pracy na przelotowe, narożne, odporowe, odporowo-narożne, krańcowe i rozgałęźne.

Słup przelotowy – przeznaczony do podtrzymywania przewodów bez przejmowania naciągu lub przejmowania niewielkiego naciągu. Ustawiany jest na szlaku prostym lub załomie wynikającym z wytrzymałości słupa (jednak nieprzekraczającym 5%).

Słup narożny – przeznaczony do podtrzymywania przewodów i przyjmowania wypadkowej naciągu wynikającego z kąta załomu, na którym jest ustawiony.

Słup odporowy – przeznaczony do przejmowania naciągu. Ustawiany na szlaku prostym lub na załomie nie przekraczającym 5%. Stanowi punkt odporowy dla umiejscowienia zakłóceń mechanicznych.

Słup odporowo-narożny – przeznaczony do przejmowania naciągu i spełnia funkcję słupa odporowego i narożnego.

Słup krańcowy – przeznaczony do przejmowania jednostronnego naciągu przewodów. Ustawiany na zakończeniu linii.

Słup rozgałęźny – ustawiany w punkcie rozgałęzienia linii. W zależności od spełnianej funkcji, łączy w sobie cechy różnych rodzajów słupów, np. słup rozgałęźny przelotowo-krańcowy jest dla linii głównej słupem przelotowym, a dla odgałęzienia słupem krańcowym.

Słup skrzyżowaniowy – słup obliczony ze zwiększonym bezpieczeństwem, zgodnie z odpowiednimi postanowieniami normy w przypadku skrzyżowań linii z różnymi obiektami.

Słupy oblicza się na różne warunki pracy: normalne, zakłóceniowe i montażowe. W warunkach normalnych naprężenia w materiale słupa nie mogą przekroczyć wartości dopuszczalnych zwykłych. W przypadku warunków zakłóceniowych i montażowych naprężenia nie mogą przekroczyć wartości dopuszczalnych naprężeń zwiększonych.

Uziemienia słupów linii napowietrznych mogą pełnić funkcje uziemień odgromowych, ochronnych, a także mogą spełniać te funkcje jednocześnie. W liniach na napięcie 110 kV i wyższe, uziemienia odgromowe są obligatoryjne, natomiast uziemienia ochronne są stosowane stosunkowo rzadko.

Rozróżnia się uziemienia powierzchniowe i głębinowe. Uziemienia powierzchniowe składają się z promieni lub otoków wykonanych wokół słupa z bednarki. Uziemienia głębinowe, oprócz stosowania otoków z bednarki mają jeden lub kilka prętów stalowych (o średnicy 20 mm) wbijanych w grunt.

2.1.3    Izolatory i osprzęt linii napowietrznych

Izolatory mają za zadanie izolowanie przewodów elektrycznych od siebie i od konstrukcji wsporczych. Izolacja linii napowietrznych wysokich napięć ma znaczący wpływ na parametry linii. Od rozwiązań układów izolacyjnych zależą takie kwestię jak: kształt słupów, gabaryty linii, parametry elektryczne oraz warunki eksploatacji. Oprócz właściwości izolacyjnych izolatory muszą wytrzymywać siłę naciągu przewodu oraz siłę ciężaru przewodu wraz z obciążeniem sadzią i wiatrem.

Podstawowe parametry charakteryzujące izolatory to: napięcie znamionowe (kV),
droga upływu (cm), droga przeskoku (cm), droga przebicia (cm), napięcie probiercze 50 Hz pod deszczem (kV), napięcie probiercze udarowe o kształcie 1,2/50 µs (kV), napięcie przeskoku 50 Hz na sucho (kV), napięcie przeskoku 50 Hz pod deszczem (kV), obciążenie probiercze (kN), wytrzymałość mechaniczna (kN), wytrzymałość elektromechaniczna (kN).

Do oznaczenia izolatorów stosuje się następujące symbole: L – izolatory liniowe, S – izolatory stojące, W – izolatory wsporcze, K – izolatory wiszące kołpakowe, G – izolatory odciągowe,
Z – izolatory przeciwzabrudzeniowe, D – izolatory o konstrukcji w kształcie litery delta, P – izolatory o konstrukcji pniowej (nieprzebijalne).

Połączenie szeregowe jednego lub więcej izolatorów wiszących (wraz z osprzętem) tworzy łańcuch izolatorowy. Rozróżnia się następujące układy łańcuchów izolatorowych:

1. Jednorzędowy – szeregowe połączenie jednego lub więcej izolatorów wiszących;
2. Wielorzędowy – zespół połączonych równolegle dwóch lub więcej jednorzędowych łańcuchów izolatorowych o tych samych właściwościach elektrycznych i mechanicznych;
3. Złożone – zespół dwóch lub więcej jednorzędowych lub wielorzędowych łańcuchów izolatorowych w układzie zapewniającym uzyskanie określonych właściwości elektrycznych i mechanicznych (np. układu V lub Y).

Izolatory dobiera się ze względu na: wytrzymałość mechaniczną, wytrzymałość elektryczną i odporność na zabrudzenia.

W krajowych liniach o napięciu znamionowym 110÷400 kV stosowane są izolatory długopniowe ceramiczne lub kompozytowe, a także izolatory kołpakowe szklane. Izolatory te zawieszane są w poniższych układach izolacyjnych:

• na słupach przelotowych: łańcuchy wiszące ŁP, ŁP2 oraz ŁPV, ŁPV2;
• na słupach mocnych: łańcuchy odciągowe ŁO, ŁO2, ŁO3;
• na słupach przelotowych (w IV strefie zabrudzeniowej stosuje się rozwiązania specjalne, tzw. łańcuchy figurowe: ŁPA, ŁPY, ŁPX, ŁPX2.

Izolatory wiszące wymagają dodatkowych elementów umożliwiających ich zawieszenie na poprzecznikach, łączenie w łańcuchy, a także przywieszenie przewodów do izolatorów. Osprzętem nazywamy zespół elementów wyposażenia mechanicznego służący do połączeń oraz zawieszeń przewodów i izolatorów na konstrukcjach wsporczych. Można wyróżnić następujące rodzaje osprzętu:

1. osprzęt izolatorowy– służy do mocowania części ceramicznych izolatorów liniowych stojących i szpulowych. Do osprzętu izolatorowego zalicza się: trzony (proste, hakowe wkrętne, hakowe skośne, kotwowe) oraz kabłąki (proste i skośne);
2. osprzęt ochronny– służy do zabezpieczenia izolatorów przed termicznym działaniem łuku elektrycznego, poprawy rozkładu napięcia na łańcuchach izolacji, ograniczenia zakłóceń radiowych i telewizyjnych osprzętu przewodowego oraz łączników.

Osprzęt ochronny można podzielić na:

1. osprzęt do izolatorów długopniowych – jednostronny: rożek jednostronny górny, rożek jednostronny środkowy, pierścień jednoelektrodowy dolny;
2. osprzęt do izolatorów długopniowych – dwustronny: rożek dwustronny górny, rożek dwustronny środkowy, pierścień dwuelektrodowy dolny;
3. osprzęt do izolatorów kołpakowych: pierścienie okrągłe pełne, pierścienie okrągłe niepełne 3/4 lub 2/4, pierścienie owalnego, pierścienie iskiernikowe;
4. osprzęt przeciwdrganiowy– służy do tłumienia drgań przewodów linkowych lub rurowych. W liniach stosuje się następujące tłumiki przeciwdrganiowe: pętlowe – do przewodów linkowych linii napowietrznych, typu Stockbridge`a – do przewodów linkowych linii napowietrznych, linkowe – do przewodów rurowych, dynamiczne eliminatory drgań – do przewodów rurowych;
5. osprzęt przewodowy– służy do uchwycenia i łączenia przewodów. Do osprzętu przewodowego zalicza się:
   1. uchwyty – przeznaczony głównie do przenoszenia obciążeń mechanicznych;
   2. złączki – służą do łączenia przewodów zapewniających przewodzenie prądu elektrycznego i przenoszenie obciążeń mechanicznych;
   3. zaciski – przeznaczone przede wszystkim do przewodzenia prądu elektrycznego;
   4. odstępniki – służą do utrzymywania odstępów między przewodami składowymi wiązek przewodów;
   5. łączniki – osprzęt przeznaczony głównie do łączenia izolatorów, uchwytów w łańcuchach izolatorów i zawieszeniach przewodów.

Sposób zawieszenia przewodu zależy od tego, czy łańcuch izolatorów podlega sile naciągu. Można wyróżnić następujące sposoby zawieszenia przewodu:

1. zawieszenie przelotowe – stosuje się, gdy siły naciągu przewodu z obu stron izolatora są jednakowe lub gdy różnica naciągu jest nieznaczna. Przy takim zawieszeniu na izolatory działają siły pochodzące od ciężaru przewodu, a nie od naciągu;
2. zawieszenie odciągowe – polega na obciążeniu izolatora całkowitą siłą naciągu przewodów. Zawieszenie tego typu przyjmuje naciąg przewodów z obu stron słupa i musi wytrzymać co najmniej 80% siły zrywającej przewód.

Osprzęt liniowy powinien wytrzymywać obciążenia: mechaniczne, elektryczne, wpływy atmosferyczne (termiczne i chemiczne) występujące w czasie eksploatacji i montażu linii.

2.1.4    Prowadzenie linii napowietrznych

Dobór trasy linii podyktowany jest głównie warunkami terenu i jego zagospodarowaniem. Przy wyborze trasy linii należy kierować się następującymi zasadami:

• linia powinna być możliwie krótka;
• stosować możliwie jak najdłuższe odcinki proste bez częstych i ostrych załamań;
• unikać miast, osiedli i okolic zadymionych, a także miejsc o wyziewach chemicznych;
• omijać okolice burzowe i sadziowe;
• unikać obszarów zalesionych, wymagających wyrębu lasu lub grup drzew;
• unikać prowadzenia linii równolegle do linii telekomunikacyjnych;
• unikać terenów podmokłych;
• unikać zbliżenia do lotnisk;
• unikać (w miarę możliwości) skrzyżowań linii z obiektami takimi jak: szosy, tory kolejowe, linie elektroenergetyczne, linie telekomunikacyjne;
• linie wytyczać możliwie w terenie płaskim po gruntach suchych i spoistych;
• brać pod uwagę możliwość rozbudowy linii.

Oddziaływanie elektroenergetycznych linii przesyłowych na środowisko charakteryzują następujące parametry:

• – natężenie pola elektrycznego w otoczeniu linii;
• – poziom hałasu akustycznego;
• – poziom zakłóceń radioelektrycznych.

W większości krajów, w tym w Polsce, obowiązują sprecyzowane wymagania dotyczące ochrony środowiska, które mają na celu ograniczenie ujemnego wpływu linii elektrycznych wysokich napięć prądu przemiennego na otoczenie.

2.2      Linie Kablowe

Elektroenergetyczną linią kablową nazywa się kabel wielożyłowy lub wiązkę kabli jednożyłowych w układzie wielofazowym albo kilka kabli jedno- lub wielożyłowych połączonych równolegle, wraz z osprzętem, ułożonych na wspólnej trasie i łączących zaciski tych samych dwóch urządzeń elektrycznych jedno- lub wielofazowych albo jedno- lub wielobiegunowych.

Podstawowe czynniki, które mają wpływ na stosowanie linii kablowych:

• wymagania urbanistyczne i architektoniczne;
• przebudowa miast lub modernizacja zakładów przemysłowych;
• konieczność przekraczania dużych zbiorników wodnych;
• strefa zabrudzeniowa utrudniająca eksploatacje linię napowietrznych.

W porównaniu do linii napowietrznych, stosowanie linii kablowej ma następujące wady i zalety:

• koszty inwestycji linii kablowych w porównaniu do linii napowietrznych są zwykle kilkakrotnie większe, ale biorąc pod uwagę koszt terenu na obszarach zurbanizowanych to mogą być one mniejsze niż dla linii napowietrznych;
• obciążalność długotrwała linii kablowych może spełniać współczesne wymagania w zakresie przesyłu wielkich mocy (podobnie jak w przypadku linii napowietrznych);
• zagrożenie porażeniowe jest niższe w przypadku linii kablowych;
• mniejsza uciążliwość dla otoczenia w przypadku linii kablowych;
• mniej kłopotliwa eksploatacja linii kablowych, pod warunkiem prawidłowego montażu, odpowiedniej jakości kabli i osprzętu;
• większa niezawodność linii kablowych (przy tym samym napięciu).

2.2.1    Budowa kabli

Zasadniczą częścią kabla jest izolowany przewodnik prądu, tzw. żyła. Żyły przewodzące wykonane są z aluminium lub miedzi i budowane są z drutów profilowanych w postaci linki lub konstrukcji segmentowej. Kable mogą mieć jedną, dwie lub trzy żyły, które mogą mieć kształt okrągły bądź owalny. Jako izolację żył stosowany jest papier nasycony olejem mineralnym lub syciwem nieściekającym, tworzywa plastyczne (np. polwinit lub polietylen), olej pod ciśnieniem lub gaz pod ciśnieniem.

Ekranowanie żył stosuje się w celu wyrównania, zmniejszenia naprężenia elektrycznego w pobliżu żyły, a także stanowi barierę cieplną utrudniającą nagrzewanie się izolacji w czasie przepływu prądu zwarciowego. Ekran na izolacji stosuje się w celu równomiernego rozkładu pola elektrycznego wokół żył i ograniczenie jego natężenia, jak również ochrony przed wpływem zewnętrznych pól elektrycznych. Może być wykonany z papieru metalizowanego lub półprzewodzącego, lub z polietylenu przewodzącego.

Szczelna powłoka chroni izolację kabla przed wilgocią, czynnikami chemicznymi i zewnętrznymi. Osłona kabla chroni powłokę przed przecięciem lub zarysowaniem przez ostre krawędzie pancerza.

Zewnętrzną ochronę kabla przed naprężeniami i uszkodzeniami mechanicznymi stanowi pancerz stalowy, który wykonany jest z taśm lub drutów okrągłych lub profilowanych.

Pancerz (lub powłoka) kabla chroniony jest przed czynnikami chemicznymi i wilgocią za pomocą osłony zewnętrznej.

Budowa większości kabli elektroenergetycznych jest znormalizowana. W normach kable są scharakteryzowane za pomocą następujących parametrów: najmniejsza dopuszczalna grubość izolacji, grubość powłok ołowianych i aluminiowych oraz osłon włóknistych, sposoby wykonania kabli oraz przeprowadzenia prób.

Do oznaczenia budowy kabli stosuje się następujące symbole:

Kable do przesyłu wielkich mocy można podzielić na:

• kable olejowe;
• kable gazowe o ciśnieniu zewnętrznym lub wewnętrznym;
• kable o izolacji polietylenowej;
• kable kriogeniczne;
• kable konwencjonalne.

Linie kablowe wysokich napięć w większości są wykonywane za pomocą kabli jednożyłowych, a tor linii stanowią trzy kable jednożyłowe.

2.2.2    Osprzęt kablowy

Osprzęt kablowy to zbiór elementów przeznaczonych do wykonywania i ochrony połączeń między kablami, rozgałęziania lub zakańczania kabli. Do osprzętu kablowego zaliczyć można: mufy, głowice, złączki, końcówki itp.

Mufy służą do połączenia dwóch odcinków kabli tak, aby wytrzymałość elektryczna i mechaniczna takiego połączenia była nie mniejsza niż kabla. Mufy do kabli wysokich napięć mają budowę dostosowaną do typu kabla, napięcia znamionowego i warunków pracy.

Głowice (kabli o izolacji papierowej) służą do szczelnego zakańczania kabli oraz zapewnienia wymaganej wytrzymałości mechanicznej i elektrycznej zakończenia. Mogą być dostosowane zarówno do pracy wnętrzowej, jak i warunkach napowietrznych. Konstrukcja głowicy zależy od napięcia znamionowego kabla.

Do wyposażenia kablowych linii przesyłowych należą również specjalne instalacje pomocnicze np. olejowe, gazowe lub wodne.

Osprzęt kablowy powinien stanowić pełnowartościową część linii kablowej, a staranny montaż osprzętu ma zasadnicze znaczenie z punktu widzenia niezawodności eksploatacji linii.

2.2.3    Wybór trasy linii

Trasą kablową nazywa się pas terenu lub przestrzeni, którego osią symetrii jest linia prosta, łamana bądź falista, łączący dwa lub więcej urządzeń elektrycznych. Przy wyborze trasy linii kablowej należy kierować się następującymi zasadami:

• dążyć do wybierania tras możliwie prostych, unikać skrzyżowań z przeszkodami terenowymi i uzbrojeniem podziemnym;
• trasa powinna przebiegać wzdłuż istniejących lub projektowanych ciągów liniowych (ulic, dróg, rowów, skarp, rzek itp.);
• unikać terenów zalewowych, narażonych na wstrząsy, przesunięcia gruntu, szkodliwe wpływy chemiczne oraz miejsc nieosłoniętych przed działaniem promieni słonecznych;
• trasa i sposób ułożenia kabli powinny być tak dobrane, aby ograniczyć możliwość uszkodzeń mechanicznych i utrudnione oddawanie ciepła;
• w strefach zagrożonych wybuchem i pożarem prowadzenie kabli ograniczyć tylko do kabli zasilających urządzenia w tych pomieszczeniach i strefach;
• przy doborze trasy dla kabli olejowych, należy zwrócić szczególną uwagę na profil trasy (unikać prowadzenia kabli wzdłuż tras o znacznych różnicach poziomu terenu);
• kable wzajemnie rezerwujące się należy prowadzić innymi trasami.

Zarówno kable, jak i ich trasa powinny być odpowiednio oznaczone – kable oznacza się poprzez zastosowanie opasek informacyjnych, a trasę za pomocą folii i słupków betonowych.

2.3      Stacje elektroenergetyczne

Stacją elektroenergetyczną nazywamy zespół urządzeńelektroenergetycznych wraz z niezbędnym budowlami, umieszczony w jednym miejscu i przeznaczony do przetwarzania, transformacji i/lub rozdzielania energii elektrycznej.

2.3.1 Podstawowe elementy stacji

Łączniki

Łączniki wysokiego napięcia można podzielić na: wyłączniki, rozłączniki, odłączniki, uziemniki, zwierniki i bezpieczniki.

Wyłącznik służy do wyłączania prądów roboczych oraz zwarciowych. Ze względu na możliwość wyłączania prądów zwarciowych muszą zawierać układy do przerywania i gaszenia łuku w komorze gaszeniowej. Obecnie w eksploatacji spotykane są następujące rodzaje wyłączników: małoolejowe, powietrzne, próżniowe, gazowe z SF6, magnetowydmuchowe.

Odłączniki służą do zamykania i otwierania obwodów w stanie bezprądowym. Przy użyciu odłączników dopuszcza się przerywanie jedynie niewielkich prądów: stanu jałowego transformatorów niezbyt dużych mocy, przekładników napięciowych, a także krótkich odcinków linii pracujących bez obciążenia. W stanie otwartym odłączniki stanowią widoczną przerwę izolacyjną, która umożliwia bezpieczne wykonywanie prac przy innych urządzeniach. Odłączniki w stacjach wysokich i najwyższych napięć można podzielić na: poziomo-obrotowe (jedno lub dwuprzerwowe),
pionowo-obrotowe oraz pionowo pantografowe. Niektóre konstrukcje odłączników wyposażone są w uziemniki.

Uziemniki służą do uziemiania urządzeń odłączonych od napięcia. Napędy odłącznika i uziemnika są wyposażone w odpowiednią blokadę, która uniemożliwia zarówno zamknięcie uziemnika przy zamkniętym odłączniku, jak i zamknięcie odłącznika z załączonym uziemnikiem.

Zwierniki służą do inicjowania samoczynnego wyłączenia linii zasilających przez załączenie jednofazowego zwarcia z ziemią. Obecnie niestosowane w nowych rozwiązaniach. W zwierniki wyposażano mniej ważne stacje 110 kV pracujące jako odczepowe lub końcowe nieposiadające wyłączników po stronie górnego napięcia transformatora.

Przekładniki

Przekładniki służą do transformacji pierwotnych wartości prądów i napięć (z określoną klasą dokładności) w celu umożliwienia pomiaru ich wartości przy zachowaniu galwanicznej separacji od części znajdujących się pod wysokim napięciem. Rozróżnia się przekładniki prądowe i napięciowe.

Przekładniki prądowe przeznaczone do pracy w sieciach wysokich i najwyższych napięć są budowane zwykle jako układy indukcyjne wielordzeniowe, tzn. zestawy niezależnych przekładników mających różne parametry i przeznaczenie, umieszczone w jednej obudowie (najczęściej 3- lub 4-rdzeniowe).

Przekładniki napięciowe przeznaczone do pracy w sieciach wysokich i najwyższych napięć są budowane na znamionowe napięcia fazowe sieci, czyli [latex]\sqrt{3}[/latex] razy mniejsze niż napięcia znamionowe sieci. Przekładniki te są wykonywane jako indukcyjne (dla napięć 110 kV i 220 kV) oraz pojemnościowe (dla napięć 220 kV, 400 kV i wyższych).

Ograniczniki przepięć

Izolacja urządzeń stacyjnych narażona jest na uszkodzenia w wyniku wystąpienia różnego rodzaju przepięć. Przepięcia mogą być zewnętrzne (atmosferyczne), jak również wewnętrzne np. wywołane wszelkiego rodzaju czynnościami łączeniowymi, w szczególności załączaniu nieobciążonych linii długich i wyłączaniu nieobciążonych transformatorów lub linii. Maksymalne wartości przepięć mogą osiągnąć krotność 2,5÷4,5 maksymalnej wartości chwilowej napięcia znamionowego. W celu ograniczenia przepięć, mogących powodować uszkodzenia izolacji stosuje się odgromniki i iskierniki.

Iskierniki działają w przypadku przekroczenia wartości wytrzymałości dielektrycznej przerwy powietrznej. Po zadziałaniu nadal płynie prąd następczy wywołany napięciem roboczym sieci, który musi zostać przerwany przez odpowiedni wyłącznik. Wyróżnić można dwa rodzaje
iskierników – liniowe i stacyjne. Instalowane są na izolatorze liniowym oraz na transformatorach lub innych aparatach.

Wyższą skutecznością charakteryzują się odgromniki zaworowe zbudowane z rezystora nieliniowego oraz wielokrotnego iskiernika. Buduje je się, w zależności od napięcia – z segmentów o wartościach napięć rzędu 40 kV.

Wyróżnić można także odgromniki beziskiernikowe z warystorami tlenkowymi (z tlenków metali). W przypadku przepięć, rezystancja warystorów gwałtownie się zmniejsza, odprowadzają prąd wyładowczy do ziemi bez potrzeby gaszenia prądu następczego na iskiernikach.

2.3.2    Klasyfikacja stacji

Stacje elektroenergetyczne mają na celu przetwarzanie i rozdział energii elektrycznej o wymaganych parametrach pomiędzy odbiorców, przy zachowaniu żądanej pewności dostawy.

Stacją transformatorowo-rozdzielczą nazywa się stacje wyposażone w transformatory lub przekształtniki prądu przemiennego na stały i odwrotnie, w których następuje rozdzielenie energii elektrycznej przy różnych poziomach napięć.

Stacją rozdzielczą nazywa się stacje, w których następuje tylko rozdział energii, przy tym samym napięciu.

Rozdzielnia to wyodrębniona część stacji elektroenergetycznej zawierająca wydzielony zespół pomieszczeń lub wydzielony teren, gdzie znajduje się zespół urządzeń rozdzielczych określonego napięcia, umożliwiający rozdział energii elektrycznej oraz dokonywanie czynności łączeniowych.

Do najważniejszych elementów stacji elektroenergetycznej można zaliczyć:

• szyny zbiorcze;
• pola rozdzielni;
• stanowiska transformatorów (transformatornie);
• stanowiska przekształtników;
• pomieszczenia urządzeń pomocniczych;
• nastawnie (sterownie).

Szyny zbiorcze są miejscem połączenia linii i transformatorów, tworząc w ten sposób węzeł sieciowy. Stosowane są układy z pojedynczym, podwójnym, a nawet potrójnym systemem szyn. Poszczególne fragmenty szyb mogą być podzielone na sekcje. Są również realizowane układy bezszynowe.

Pola rozdzielni są przyłączone do szyn zbiorczych i składają się z toru prądowego oraz wyposażenia toru w urządzenia główne i pomocnicze wraz z konstrukcjami wsporczymi oraz przegrodami. Rozróżnić można podstawowe typy pól:

• pomiarowe;
• potrzeb własnych;
• odgromowe;
• uziemiające szyn.

Stanowiska transformatorów są to miejsca usytuowania transformatorów, układów odprowadzania czynnika izolacyjnego oraz układami i instalacjami pomocniczymi (np. instalacja automatycznego zraszania transformatora).

Pomieszczenia urządzeń pomocniczych są to miejsca usytuowania akumulatorni i rozdzielni potrzeb własnych operacyjnego prądu stałego oraz pomocniczego napięcia przemiennego, sprężarek, zbiorników z powietrzem lub gazem izolacyjnym itp.

Zespoły tych urządzeń zlokalizowane są w nastawni, w której to również usytuowane są układy automatyki i pomiarów związanych z całą stacją np. zabezpieczenia szyn zbiorczych lub układy samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO). W nastawni znajdują się również sterowniki (koncentratory) telemechaniki – układy łączące poszczególne pola z systemami nadrzędnymi.

Stacje elektroenergetyczne, ze względu na sposób wykonania i miejsce zainstalowania można podzielić na wnętrzowe (naziemne i podziemne) i napowietrzne. Stacje wysokich i najwyższych napięć budowane są zwykle w wykonaniu napowietrznym.

2.3.3    Transformatory

Transformatory i autotransformatory stosowane są w celu zmiany napięcia przemiennego o tej samej częstotliwości, a także do łączenia sieci o różnych napięciach znamionowych. Zmianie napięcia towarzyszy zawsze zmiana wartości prądu roboczego.

Transformatory stosowane w sieciach przesyłowych są zazwyczaj budowane jako napowietrzne, dwu- lub trójuzwojeniowe. W przypadku transformatorów i autotransformatorów bardzo dużych mocy czasem stosowane są układy trzech jednostek jednofazowych.

W stacjach elektroenergetycznych wysokich i najwyższych napięć, ze względu na koszty, mniejsze gabaryty i masę, stosowane są autotransformatory. Połączone są w gwiazdę (Yy) i mają wspólny punkt neutralny, zazwyczaj bezpośrednio uziemiony. Obecnie stosowane są transformatory dla
napięć: 220, 400, 750 kV i wyższych.

Do podstawowych parametrów transformatorów i autotransformatorów zalicza się:

• moc znamionową;
• napięcie znamionowe poszczególnych uzwojeń;
• zakres i rozdzielczość układu regulacji napięcia pod obciążeniem;
• układ (grupę) połączeń;
• napięcie zwarcia;
• straty w stanie jałowym i przy obciążeniu transformatora;
• cieplną i dynamiczną wytrzymałość zwarciową;
• sposób chłodzenia.

W celu poprawy sprawności pracy transformatora dąży się do tego, aby wartość napięcia znamionowego transformatora była zbliżona do wartości napięcia roboczego sieci. Moce znamionowe autotransformatorów są następujące:

• 1250 MVA dla sprzężenia 750/400 kV;
• 500 MVA dla sprzężenia 400/220 kV;
• 330 i 250 MVA dla sprzężenia 400/110 kV;
• 160 MVA dla sprzężenia 220/110 kV.

Transformatory obniżające 110 kV/SN budowane są najczęściej o mocach znamionowych: 6,3; 10; 16; 25; 40; 63 MVA.

Transformatory i autotransformatory posiadają zazwyczaj układy regulacji napięcia pod obciążeniem. Zakres regulacji napięcia najczęściej mieści się w przedziale 25÷30% napięcia znamionowego transformatora, z liczbą stopni zaczepowych nieprzekraczający zazwyczaj 25.

W przypadku autotransformatorów o dużej mocy, uzwojenia główne połączone są w gwiazdę (grupa Yy) z zerowym przesunięciem napięć w uzwojeniach górnego i dolnego napięcia. Transformatory sieciowe redukcyjne 110 kV/Sn zwykle budowane są w grupach połączeń Yd11 lub Yd5.

Temperatura uzwojeń i innych elementów transformatora nie może przekraczać temperatur granicznych dopuszczalnych długotrwale. Cieplna wytrzymałość izolacji – przy obciążaniu mocą znamionową – powinna być, wg założeń projektowych, zadowalająca przez okres co najmniej 25 lat. W przypadku konieczności przeciążenia transformatora, należy przestrzegać zasady nieprzekraczania temperatury granicznej izolacji uzwojeń

Transformatory pracujące równolegle powinny spełniać następujące warunki:

• jednakowa grupa połączeń;
• jednakowa przekładnia (dopuszczalna różnica ±0,5%);
• zbliżone napięcia zwarcia (dopuszczalna różnica ±10%);
• zbliżone moce znamionowe (stosunek nie większy niż 3:1).

Przy spełnieniu tych warunków, możliwe jest obciążanie transformatorów proporcjonalnie do ich mocy znamionowych, a także eliminuje wpływ prądów wyrównawczych, nakładających się na prądy obciążenia. Praca równoległa transformatorów prowadzi również do znaczącego zwiększenia mocy zwarcia po stronie dolnego napięcia.

2.3.4    Struktury i konfiguracje stacji

Urządzenia znajdujące się w stacji elektroenergetycznej można podzielić na dwie grupy: urządzeń głównych i urządzeń pomocniczych. W skład obwodów głównych wchodzą: szyny zbiorcze, transformatory, łączniki, przekładniki, ograniczniki przepięć (odgromniki), dławiki i inne. Struktura połączeń elektrycznych poszczególnych elementów określa się jako układ stacji. Struktura połączeń poszczególnych pól rozdzielni zależy od rozwiązania układu szyn zbiorczych i od przeznaczenia pola.

Pojedynczy system szyn zbiorczych

Pojedynczy system szyb zbiorczych stosowany jest w rozdzielniach 110 i 220 kV, które nie są ważnymi ogniwami systemu elektroenergetycznego. Rozwiązanie to cechuje się prostotą, aczkolwiek w przypadku uszkodzenia lub prac wymagających zbliżenia do szyn wymagane jest odstawienie całych szyn zbiorczych. W celu poprawy elastyczności pracy stacji, wykonuje się podziału szyn zbiorczych (sekcjonowanie) za pomocą odłącznika. Sekcjonowanie szyn zbiorczych ogranicza występowanie przerw w zasilaniu, ale nie eliminuje wad układu.

Rozbudowa układu o szynę pomocniczą, która połączona jest polem sprzęgającym z szyną podstawową, pozwala na odstawienie z pracy każdego z pól rozdzielni. Niedogodnością rozdzielni z pojedynczym systemem szyn zbiorczych jest występowanie przerw w zasilaniu w przypadku uszkodzenia zarówno szyn zbiorczych, jak i urządzeń, które są bezpośrednio podłączone do szyn. Szyna pomocnicza pozwala na zastąpienie uszkodzonego pola poprzez pole szyny pomocniczej, ale nie umożliwia zasilania podczas uszkodzenia podstawowego systemu szyn lub sekcji przyłączonej do pola sprzęgającego.

Podwójny i potrójny system szyb zbiorczych

W przypadku rozdzielni z podwójnym systemem szyn zbiorczych występuje połączenie każdego pola z dwoma systemami poprzez odłączniki. Dodatkowo, systemy szyn zbiorczych połączone są ze sobą za pomocą wyłącznika systemowego (sprzęgłowego). Układy te stosowane są wszędzie tam, gdzie wymagana jest duża niezawodność zasilania. Do zalet podwójnego układu szyn zbiorczych można zaliczyć:

• – możliwość przeniesienia obciążenia z jednego systemu na drugi bez przerw w pracy stacji;
• – możliwość rozdzielenia układu roboczego rozdzielni na dwie niezależne grupy;
• – możliwość ograniczonego, w stanie awaryjnym, zastąpienia dowolnego pola przez wyłącznik systemowy.

Do wad podwójnego układu szyn zbiorczych można zaliczyć:

• – zwiększenie kosztów urządzeń o ok. 20÷25%, w porównaniu z układem z pojedynczym systemem szyn zbiorczych;
• – zwiększenie obszaru terenu zajętego przez rozdzielnie napowietrzną (o ok. 20%);
• – stosunkowo duża liczba manipulacji przy połączeniach systemowych linii i transformatorów;
• – konieczność wykonania połączeń bocznikujących przez zastąpieniu wyłącznika liniowego wyłącznikiem systemowym.

Jedną z odmian podwójnego systemu szyn zbiorczych jest tzw. układ U, który umożliwia zastosowanie jednej podziałki (przestrzeni pola) szyn zbiorczych do wyprowadzenia linii w dwóch przeciwległych kierunkach. Stosowany jest w rozdzielniach 110 kV oraz 220 kV o dużej liczbie linii i przy ograniczonej wielkości terenu przeznaczonego na rozdzielnie. Wadą układu U jest utrudniony dostęp do wewnętrznego systemu szyb zbiorczych podczas pracy systemu zewnętrznego.

Sposobem na poprawę elastyczności ruchowej i eksploatacyjnej jest stosowanie układu z potrójnym systemem szyn zbiorczych. W takim przypadku, dwa systemy są wykorzystywane jako robocze, a trzeci jako rezerwowy. Wadą tych układów jest większa złożoność przełączeń i możliwość dokonania błędnych manipulacji. Układy te stosowane są zarówno w dużych rozdzielniach elektrownianych jak i w strefach dużego zabrudzenia.

Układy bezszynowe

W sieciach wysokich i najwyższych napięć, w przypadku niewielkiej liczby linii przyłączonych do stacji, stosuje się rozwiązania wieloblokowe. W wielu krajach, np. w Stanach Zjednoczonych, Kanadzie, rozpowszechnione są rozwiązania w kształcie czworoboku. W przypadku takich układów linie i transformatory przyłączone są do wierzchołków czworoboku.

Do zalet takiego rozwiązania należą:

• realizacja rezerwowania wyłączników bez ich większej liczby w porównaniu do rozdzielni szynowych;
• wykonywanie wszelkich czynności łączeniowych za pomocą wyłączników;
• większa niezawodność pracy w porównaniu z rozdzielniami dwusystemowymi.

Do wad tego rozwiązania należy zaliczyć:

• konieczność doboru aparatury na sumaryczne obciążenie węzła;
• brak możliwości rozbudowy rozdzielni;
• skomplikowany układ automatyki EAZ, który wymaga zmian nastawień w przypadku zmiany układu pracy.

W sieciach krajowych o napięciu 110÷220 kV stosuje się układy bezszynowe typu H, w wersjach zależnych od wyposażenia pól w wyłączniki. Układy te mogą być łatwo rozbudowywane do układu szynowego jednosystemowego.

3.      Schematy zastępcze elementów sieci WN

Elementami sieci elektroenergetycznych najczęściej uwzględnianymi w obliczeniach są:

• linie elektroenergetyczne;
• transformatory;
• dławiki
• kondensatory.

W obliczeniach powyższe elementy sieci przedstawia się w zależności od rodzaju obliczeń oraz napięć znamionowych urządzeń w postaci czwórników bądź dwójników.

Linie elektroenergetyczne

W większości przypadków przy modelowaniu linii posługujemy się schematem zastępczym w postaci czwórnika typu П (Rys. 3.1). Dla obliczeń uproszczonych linii nn, SN i WN można posługiwać się schematem w postaci dwójnika (Rys. 3.2).

Wielkościami charakterystycznymi linii są impedancje i admitancje jednostkowe [latex]{R}'[/latex], [latex]\displaystyle {X}'[/latex], [latex]{B}'[/latex], [latex]{G}'[/latex] odniesione do 1 km jej długości. Impedancje i admitancje całkowite uzyskuje się mnożąc parametry jednostkowe przez długość linii:

[latex]R={R}'l[/latex]                                                                               (3.1)

[latex]X={X}'l[/latex]                                                                               (3.2)

[latex]B={B}'l[/latex]                                                                               (3.3)

[latex]\displaystyle G={G}'l[/latex]                                              (3.4)

Transformatory

Transformatory dwuuzwojeniowe o napięciu górnym 110 kV i wyższym odwzorowuje się za pomocą czwórników typu T lub Г (Rys. 3.3).

a)	b)

Rys. 3.3 Schematy zastępcze transformata dwuuzwojeniowego w postaci czwórników a) Typu T, b) czwórnik typu Г

Transformatory dwuuzwojeniowe przy mniej dokładnych obliczeniach oraz transformatory o napięciu górnym niższym od 110 kV odwzorowuje się jako dwójniki [latex]{{R}_{\text{T}}}[/latex], [latex]{{X}_{\text{T}}}[/latex].

Wielkościami podstawowymi transformatorów są: napięcie znamionowe górne [latex]{{U}_{{\text{rH}}}}[/latex], napięcie znamionowe dolne [latex]{{U}_{{\text{rL}}}}[/latex], przekładnia znamionowa [latex]{{t}_{\text{r}}}[/latex], prąd znamionowy górny [latex]{{I}_{{\text{rH}}}}[/latex], prąd znamionowy dolny [latex]{{I}_{{\text{rL}}}}[/latex], moc znamionowa [latex]{{S}_{{\text{rT}}}}[/latex], napięcie zwarcia [latex]{{u}_{{\text{kr}}}}[/latex], straty mocy czynnej w uzwojeniach [latex]{{P}_{{\text{krT}}}}[/latex], straty mocy w rdzeniu transformatora [latex]\Delta {{P}_{{\text{Fe}}}}[/latex] oraz prąd biegu jałowego [latex]{{i}_{\text{0}}}[/latex].

W obliczeniach posługujemy się całkowitą rezystancją[latex]{{R}_{\text{T}}}[/latex] oraz całkowitą reaktancją transformatora [latex]{{X}_{\text{T}}}[/latex]. Rezystancję [latex]{{R}_{\text{T}}}[/latex] wyznacza się ze wzoru:

[latex]\displaystyle {{R}_{\text{T}}}=\frac{{{{P}_{{\text{krT}}}}\cdot U_{{\text{rT}}}^{2}}}{{1000\cdot S_{{\text{rT}}}^{2}}}[/latex]                                                                               (3.5)

Reaktancję [latex]{{X}_{\text{T}}}[/latex] wyznacza się ze wzoru:

[latex]\displaystyle {{X}_{\text{T}}}=\frac{{{{u}_{{\text{Xr}}}}\cdot U_{{\text{rT}}}^{2}}}{{100\cdot S_{{\text{rT}}}^{{}}}}[/latex]                                                                               (3.6)

gdzie: [latex]\displaystyle {{u}_{{\text{Xr}}}}=\sqrt{{u_{{\text{kr}}}^{2}-u_{{\text{Rr}}}^{2}}}[/latex], [latex]\displaystyle {{u}_{{\text{Rr}}}}=\frac{{{{P}_{{\text{krT}}}}}}{{10\cdot {{S}_{{\text{rT}}}}}}[/latex], [latex]\displaystyle {{u}_{{\text{Xr}}}}[/latex] – składowa bierna napięcia zwarcia transformatora,
[latex]\displaystyle {{u}_{{\text{Rr}}}}[/latex] – składowa czynna napięcia zwarcia transformatora.

Konduktancję odwzorowującą straty mocy czynnej w rdzeniu transformatora wyznacza się za pomocą:

[latex]\displaystyle {{G}_{{\text{Fe}}}}=\frac{{\Delta {{P}_{{\text{Fe}}}}}}{{1000\cdot U_{{\text{rT}}}^{2}}}[/latex]                                                                               (3.7)

Susceptancję wyznacza się ze wzoru przybliżonego:

[latex]\displaystyle {{B}_{\text{ }\!\!\mu\!\!\text{ }}}=\frac{{{{i}_{0}}{{S}_{{\text{rT}}}}}}{{100\cdot U_{{\text{rT}}}^{2}}}[/latex]                                                                               (3.8)

Dławiki zwarciowe

Dławiki zwarciowe produkowane są o napięciach zwarcia 3÷15% i prądzie znamionowym do 2000 A. Stosowane są w sieciach o napięciach 6÷20 kV, a nawet 30 kV.

Rezystancja dławika stanowi jedynie ok. 1% reaktancji indukcyjnej dławika. W związku z tym, dławik odwzorowuje się jako dwójnik o reaktancji [latex]\displaystyle {{X}_{\text{R}}}[/latex].

Wielkościami podstawowymi dla dławika zwarciowego są: napięcie znamionowe [latex]\displaystyle {{U}_{{\text{rR}}}}[/latex], prąd znamionowy [latex]\displaystyle {{I}_{{\text{rR}}}}[/latex] oraz napięcie zwarcia [latex]\displaystyle {{u}_{{\text{kR}}}}[/latex]. Reaktancję wyznacza się ze wzoru:

[latex]\displaystyle {{X}_{\text{R}}}=\frac{{10\cdot {{u}_{{\text{kR}}}}\cdot {{U}_{{\text{rR}}}}}}{{\sqrt{3}\cdot {{I}_{{\text{rR}}}}}}[/latex]                                                                               (3.9)

Kondensatory

Rezystancja kondensatora stanowi jedyne 2÷5‰ reaktancji pojemnościowej i może być praktycznie pomijana. W związku z tym, kondensator odwzorowuje się jako dwójnik o reaktancji [latex]\displaystyle {{X}_{\text{C}}}[/latex].

Wielkościami podstawowymi w przypadku kondensatora to: napięcie znamionowe [latex]\displaystyle {{U}_{{\text{rC}}}}[/latex] i moc znamionowa [latex]\displaystyle {{Q}_{{\text{rC}}}}[/latex]. Reaktancje można obliczyć ze wzoru:

[latex]\displaystyle {{X}_{{\text{rC}}}}=\frac{1}{{\omega {{C}_{{\text{rC}}}}}}\cdot {{10}^{6}}=\frac{{U_{{\text{rC}}}^{2}}}{{{{Q}_{{\text{rC}}}}}}\cdot {{10}^{3}}[/latex]                                (3.10)

gdzie: [latex]\displaystyle {{C}_{{\text{rC}}}}[/latex] – pojemność znamionowa.

4.      Struktury i konfiguracje sieci elektroenergetycznych

Podstawowe układy sieci elektroenergetycznych to sieci otwarte i zamknięte.

Sieci otwarte

Typowym przykładem sieci otwartej jest układ promieniowy (Rys. 4.1). Zbudowany jest tak, że energia elektryczna każdego odbioru pobierana jest tylko w jednym punkcie sieci i odprowadzana może być do odbioru tylko po jednej drodze.

Układy promieniowe mogą być bardziej rozbudowane. Rys. 4.2 przedstawia układ promieniowy rozgałęziony, który łączy linie o różnych napięciach za pośrednictwem transformatorów.

Kolejnym rodzajem układu otwartego jest układ magistralny (Rys. 4.3), w którym to odbiory rozłożone są wzdłuż jednej linii (magistrali).

W układach otwartych brak jest rezerwowanych odbiorów. W przypadku uszkodzenia w dowolnym miejscu sieci, następuje zanik dostaw energii elektrycznej do części, a nawet do wszystkich odbiorów. W przypadku tych układów, niezbędne jest stosowanie selektywnie działających zabezpieczeń.

Układy otwarte najlepiej stosować tam, gdzie istnieje duża niezawodność występujących w nich elementów oraz niskie wymagania niezawodnościowe odbiorców. Z powodzeniem mogą być stosowane w instalacjach zasilania pojedynczych odbiorników w zakładach przemysłowych. Układy promieniowe są powszechnie stosowane w sieciach nn wiejskich.

W przypadku odbiorów przemysłowych, które wymagają większej pewności zasilania, stosuje się układy dwupromieniowe (Rys. 4.4). W takim przypadku jedna linia jest obciążona, a druga stanowi rezerwę.

Sieci zamknięte

Sieci zamknięte cechują się możliwością zasilania każdego z odbiorców z kilku niezależnych źródeł. Tymi źródłami mogą być oddzielne stacje zasilające lub sekcje szyb zbiorczych w tych samych stacjach, przy czym każda z sekcji musi być zasilana z oddzielnego transformatora. Sieci o strukturach zamkniętych mogą pracować w konfiguracjach zamkniętych, częściowo otwartych lub otwartych.

W przypadku konfiguracji zamkniętej – łączniki pozamykane są tak, aby energia do każdego odbioru mogła dopływać ze wszystkich źródeł. Przykładem sieci pracujących w konfiguracji zamkniętej są sieci przesyłowe 400 i 220 kV (Rys. 4.5). W wielu krajach europejskich miejskie sieci kratowe nn (Rys 5.5) również pracują w konfiguracjach zamkniętych.

W sieci o konfiguracji częściowo otwartej energia elektryczna do części odbiorców może dopływać tylko z jednego źródła, a do pozostałych z wielu źródeł. Przykładem takiej sieci jest sieć 110 kV. Konfigurację otwartą uzyskuje się poprzez takie przełączenia w sieci, na skutek których energia elektryczna do każdego z odbiorców dopływa tylko z jednego źródła.

Można wyróżnić następujące układy sieci o strukturach zamkniętych, pracujące w konfiguracjach otwartych:

• układ pętlowy;
• układ dwuliniowy zamknięty;
• układ kratowy rozcięty.

Układ pętlowy to taki, w których ciągi liniowe do których przyłączeni są odbiorcy zasilone są z dwóch źródeł. Stosowane są zarówno w sieciach SN jak i nn (Rys. 4.6).

Układy dwuliniowe stosowane są w sieciach SN do zasilania odbiorców, którzy wymagają szczególnie dużej niezawodności. Pracują jako rozcięte poprzez wprowadzenie podziałów (Rys 4.7).

W sieciach nn w dzielnicach o tradycyjnej zabudowie stosuje się układy kratowe rozcięte. Rozcięć dokonuje się w punktach przyłączenia odbiorców.

Sieci zamknięte pracujące w konfiguracjach rozciętych charakteryzują się wysoką niezawodnością, ale nie tak wysoką jak w przypadku sieci pracujących w konfiguracjach zamkniętych.

5.      Zwarcia w systemach elektroenergetycznych

Zwarciem nazywamy zakłócenie polegające na połączeniu dwóch lub więcej punktów obwodu poprzez bardzo małą impedancję, które w warunkach normalnych mają różne potencjały. Zwarcia można klasyfikować wg różnych kryteriów. Ze względu na liczbę faz, rozróżnia się zwarcia:

• trójfazowe i trójfazowe doziemne;
• dwufazowe i dwufazowe doziemne;
• jednofazowe.

Kolejnym kryterium może być liczba i położenie miejsc zwarcia tzn. zwarcie jednomiejscowe, wielomiejscowe oraz zwarcia wewnętrzne i zewnętrzne. Ponadto, ze względu na chwilę pojawienia się zwarcia wyróżnia się zwarcia jednoczesne i niejednoczesne. Wyróżnić można również podział zwarć ze względu na zjawiska występujące w łączniku przy wyłączaniu prądy zwarciowego tzn. zwarcia na zaciskach łącznika, podczas których nie występują napięcia powrotne w łączniku, zwarcia bliskie (występują napięcia powrotne) oraz zwarcia rozwijające się podczas wyłączenia obwodu. Zwarcia mogą być bezpośrednie i pośrednie, przy czym nie należą one do odrębnych typów tzn. zwarcie bezpośrednie jest szczególnym przypadkiem zwarcia pośredniego, w którym impedancja przejściowa w punkcie zwarcia równa jest zero.

5.1      Przyczyny i skutki powstawania zwarć

Można wyróżnić następujące przyczyny powstawania zwarć:

• przepięcia atmosferyczne bezpośrednie lub pośrednie;
• przepięcia łączeniowe;
• pomyłki łączeniowe;
• zanieczyszczenia izolatorów;
• długotrwałe przeciążenia maszyn, kabli, przewodów izolowanych lub przyrządów;
• zawilgocenie izolacji maszyn, przyrządów rozdzielczych i przewodów izolowanych;
• zbliżenie przewodów linii napowietrznych podczas wiatru i sadzi;
• mechaniczne uszkodzenia słupów, izolatorów, kabli i przewodów napowietrznych;
• wady fabryczne urządzeń elektrycznych;
• zwierzęta;
• zarzucanie drutów na przewody linii napowietrznych;
• nieostrożna i niefachowa eksploatacja urządzeń elektrycznych;

Częstość występowania różnych rodzajów zwarć w sieci przedstawia Tabela 5.1.

Tabela 5.1 Częstość występowania zwarć

Można wyróżnić następujące skutki zwarć:

• znaczne nagrzewanie się przewodów i urządzeń w wyniku przepływającego prądu zwarciowego;
• występowanie wielkich sił dynamicznych między elementami należącymi do różnych faz;
• występowanie napięć krokowych i dotykowych (przy zwarciach doziemnych);
• powstawanie przepięć ustalonych i nieustalonych.

5.2      Obliczanie prądów przy zwarciu 3 –fazowym

Schemat zastępczy obwodu zwarciowego

Norma PN-EN 60909 – 0:2002 (U) wprowadza źródło napięciowe zastępcze o obwodu zwarciowego przedstawionego na Rys. 5.1. Wartości współczynnika napięciowego [latex]c[/latex] zostały podane w Tabeli 5.2.

Źródło zastępcze jest jedynym aktywnym źródłem w sieci. Wszystkie źródła rzeczywiste takie jak linie zasilające, maszyny synchroniczne i asynchroniczne, zastępuje się ich impedancjami wewnętrznymi. Pomija się pojemności linii, a także admitancje włączone równolegle do obciążeń niewirujących.

Impedancje zwarciowe urządzeń elektroenergetycznych

Impedancje zastępczą sieci zasilającej wyznacza się ze wzoru:

[latex]{{Z}_{{\text{Qt}}}}=\frac{{cU_{{\text{nQ}}}^{2}}}{{{{{{S}''}}_{{\text{kQ}}}}}}\frac{1}{{t_{\text{r}}^{2}}}[/latex]                                                                               (5.1)

gdzie: [latex]U_{{\text{nQ}}}^{{}}[/latex] – napięcie nominalne sieci zasilającej w miejscu Q, [latex]{{{S}''}_{{\text{kQ}}}}[/latex] – początkowa symetryczna moc zwarciowa w miejscu Q, [latex]{I}''_{{\text{kQ}}}^{{}}[/latex] – początkowy symetryczny prąd zwarciowy w miejscu Q,
[latex]c[/latex] – współczynnik napięciowy, [latex]\displaystyle t_{\text{r}}^{{}}[/latex] – przekładnia znamionowa transformatora.

Impedancję transformatora można wyznaczyć ze wzoru:

[latex]{\underline Z_{{\text{TK}}}}={{K}_{\text{T}}{\underline Z}_{\text{T}}}={{K}_{\text{T}}}\left( {{{R}_{\text{T}}}+j{{X}_{\text{T}}}} \right)[/latex]                                                      (5.2)

Do impedancji transformatorów, wprowadza się dodatkowo współczynnik korekcyjny [latex]{{K}_{\text{T}}}[/latex].

[latex]\displaystyle {{K}_{\text{T}}}=0,95\frac{{{{c}_{{\max }}}}}{{1+0,6{{X}_{\text{T}}}}}[/latex]                                                                               (5.3)

[latex]\displaystyle {{K}_{\text{T}}}=\frac{{{{X}_{\text{T}}}}}{{{{U_{{\text{rT}}}^{2}}}/{{{{S}_{{\text{rT}}}}}}\;}}[/latex]                                                                               (5.4)

Założenia do obliczeń zwarć trzyfazowych

Zgodnie z normą PN-EN 60909 – 0:2002 (U) rozróżnia się następujące rodzaje zwarć:

Zwarcia odległe o generatorów. Jest to zwarcie w czasie którego nie występuje zmiana napięcia lub napięć powodujących przepływ prądu zwarciowego, a także nie występują znaczące zmiany impedancji obwodu. Nie uwzględnia się wpływu silników. Oczekiwany prąd zwarciowy stanowi sumę dwóch składowych:

• – składowej symetrycznej o stałej amplitudzie w czasie trwania zwarcia;
• – składowej aperiodycznej o wartości początkowej A zanikającej do zera.

Zwarcie zasilane przez jeden transformator może być przyjmowane jako odległe od generatorów, jeśli zachodzi warunek:

[latex]\displaystyle {{X}_{{\text{TK}}}}>2\cdot {{X}_{{\text{Qt}}}}[/latex](5.5)

Zwarcie w pobliżu generatorów. Jest to zwarcie zasilane przez co najmniej jedną maszynę synchroniczną o początkowym prądzie zwarciowym, co najmniej dwukrotnie większym od prądu znamionowego maszyny, albo zwarcie, w którym silniki asynchroniczne mają udział w początkowym symetrycznym prądzie zwarciowym większy niż 5%.

Prąd zwarciowy przy zwarciu w o pobliżu generatora może być rozpatrywany jako suma dwóch składowych:

• – składowej symetrycznej o stałej amplitudzie malejącej w czasie trwania zwarcia;
• – składowej aperiodycznej o wartości początkowej A malejącej do zera.

Maksymalny prąd zwarciowy. Zakłada się konfigurację źródeł wytwarzania i sieci dającą maksymalną wartość prądu zwarciowego. Uwzględnia się silniki i oblicza rezystancję linii dla temperatury 20°C. Wartość maksymalnego prądu zwarciowego wykorzystuje się przy doborze parametrów urządzeń elektrycznych.

Minimalny prąd zwarciowy. Zakłada się konfigurację źródeł wytwarzania i sieci dającą minimalną wartość prądu zwarciowego. Pomija się silniki i wyznacza rezystancję przewodów ze wzoru:

[latex]\displaystyle {{R}_{\text{L}}}=\left[ {1+\alpha \left( {{{\theta }_{\text{e}}}-{{{20}}^{\text{o}}}C} \right)} \right]{{R}_{{\text{L20}}}}[/latex]                                                                               (5.6)

gdzie: [latex]\displaystyle {{R}_{{\text{L20}}}}[/latex] – rezystancja w temperaturze 20°C, [latex]\displaystyle {{\theta }_{\text{e}}}[/latex] – temperatura przewodu pod koniec zwarcia, [latex]\displaystyle \alpha[/latex] – współczynnik równy [latex]\displaystyle {{0,004}}/{\text{K}}\;[/latex].

Wartość prądu minimalnego stanowi podstawę doboru bezpieczników, nastawienia zabezpieczeń i sprawdzania warunków rozruchu silników.

Obliczenia wartości maksymalnych i minimalnych prądów zwarciowych opiera się na następujących uproszczeniach:

• – w czasie zwarcia nie występuje zmiana liczby obwodów dotkniętych zwarciem;
• – przełączniki zaczepów transformatorów znajdują się w położeniu podstawowym;
• – pomija się impedancję łuku.

Obliczanie prądów zwarciowych przy zwarciu 3-fazowym odległym od generatora

Początkowy symetryczny prąd zwarciowy [latex]{{{I}''}_{\text{k}}}[/latex] – wartość skuteczna składowej okresowej prądu zwarciowego w chwili powstania zwarcia, jeśli impedancja zachowuje wartość początkową, określana jest przez:

[latex]{{{I}''}_{\text{k}}}=\frac{{c{{U}_{\text{n}}}}}{{\sqrt{3}\sqrt{{R_{\text{k}}^{2}+X_{\text{k}}^{2}}}}}=\frac{{c{{U}_{\text{n}}}}}{{\sqrt{3}\left| {{{{\underline{Z}}}_{\text{k}}}} \right|}}[/latex]                                               (5.7)

gdzie: [latex]\displaystyle \frac{{c{{U}_{\text{n}}}}}{{\sqrt{3}}}[/latex] – napięcie źródła zastępczego.

Wartość impedancji wynosi:

[latex]\displaystyle {{R}_{\text{k}}}={{R}_{{\text{Qt}}}}+{{R}_{{\text{TK}}}}+{{R}_{\text{L}}}[/latex]                                                                               (5.8)

[latex]\displaystyle {{X}_{\text{k}}}={{X}_{{\text{Qt}}}}+{{X}_{{\text{TK}}}}+{{X}_{\text{L}}}[/latex]                                                                               (5.9)

Rezystancja może być pomijalna, jeśli [latex]\displaystyle {{R}_{\text{k}}}\le 0,3{{X}_{\text{k}}}[/latex].

Początkowa symetryczna moc zwarciowa [latex]\displaystyle {{{S}''}_{\text{k}}}[/latex] – wartość fikcyjna zdefiniowana jako iloczyn początkowego symetrycznego prądu zwarciowego [latex]{{{I}''}_{\text{k}}}[/latex], napięcia znamionowego sieci [latex]{{U}_{\text{n}}}[/latex] i współczynnika [latex]\sqrt{3}[/latex]:

[latex]\displaystyle {{{S}''}_{\text{k}}}=\sqrt{{3\ }}{{{I}''}_{\text{k}}}\ {{U}_{\text{n}}}[/latex]           (5.10)

Prąd zwarciowy szczytowy [latex]{{i}_{\text{p}}}[/latex] – maksymalna możliwa wartość chwilowa szczytowego prądu zwarciowego, obliczana ze wzoru:

[latex]\displaystyle {{i}_{\text{p}}}=\chi \ \sqrt{2}\ {{{I}''}_{\text{k}}}[/latex]   (5.11)

Współczynnik [latex]\displaystyle \chi[/latex]do obliczania prądu zwarciowego szczytowego określa się w zależności od stosunku [latex]\displaystyle {{{{X}_{\text{k}}}}}/{{{{R}_{\text{k}}}}}\;[/latex]lub [latex]\displaystyle {{{{R}_{\text{k}}}}}/{{{{X}_{\text{k}}}}}\;[/latex], a także może być obliczany z zależności przybliżonej:

[latex]\displaystyle \chi =1,02+0,98{{e}^{{\frac{{-3{{R}_{\text{k}}}}}{{{{X}_{\text{k}}}}}}}}[/latex]                                                                             (5.12)

Symetryczny prąd zwarciowy wyłączeniowy [latex]\displaystyle {{I}_{\text{b}}}[/latex] – wartość skuteczna jednego pełnego okresu składowej okresowej prądu zwarciowego w chwili rozdzielenia styków pierwszego bieguna łącznika, określana za wzoru:

[latex]\displaystyle {{I}_{\text{b}}}={{{I}''}_{\text{k}}}[/latex]                                                                             (5.13)

Ustalony prąd zwarciowy [latex]\displaystyle {{I}_{\text{k}}}[/latex] – wartość skuteczna prądu zwarciowego, występującego po wygaśnięciu zjawisk przejściowych, określana jako:

[latex]\displaystyle {{I}_{\text{k}}}={{{I}''}_{\text{k}}}[/latex]                                                                             (5.14)

Zastępczy cieplny prąd zwarciowy [latex]\displaystyle {{I}_{{\text{th}}}}[/latex] – wartość skuteczna prądu, która powoduje ten sam efekt termiczny i trwa ten sam czas co rzeczywisty prąd zwarciowy oraz który może zawierać składową nieokresową i maleć w czasie, opisana przez:

[latex]\displaystyle {{I}_{{\text{th}}}}={{{I}''}_{\text{k}}}\ \sqrt{{m+n}}[/latex]                          (5.15)

gdzie: [latex]m[/latex] – współczynnik uwzględniający wpływ cieplny składowej aperiodycznej prądu zwarciowego, [latex]n[/latex] – współczynnik uwzględniający wpływ cieplny składowej symetrycznej prądu zwarciowego.

5.3      Metody ograniczania skutków działania prądów zwarciowych

Największe prądy zwarciowe występują na ogół przy zwarciach trójfazowych. Prądy te pomimo krótkiego czasu trwania wywołują silne nagrzewanie się urządzeń, prowadzące do uszkodzenia izolacji, a nawet stopienia przewodów. Oprócz tego, powodują powstawanie dużych sił elektrodynamicznych (powodujących mechaniczne uszkodzenia elementów sieciowych), obniżenia napięcia oraz zakłócenia w pracy odbiorników.

Zwarcia jednofazowe doziemne w sieciach SN z izolowanym lub skompensowanym punktem zerowym nie wywołują przepływu wielkich prądów, stąd nie powodują niebezpiecznych skutków cieplnych i dynamicznych. W przypadku tego typu zwarć niebezpieczne jest powstawanie przepięć ustalonych i nieustalonych, które mogą spowodować uszkodzenie izolacji urządzeń.

Odpowiednie kształtowanie konfiguracji sieci

Jedną z metod ograniczania skutków działania prądów zwarciowych jest odpowiednie kształtowanie konfiguracji sieci, czyli np. podział sieci na wycinki zasilane z różnych źródeł.

Przyjmuje się zasadę pracy każdego źródła prądu zwarciowego (generatora, transformatora, linii) na oddzielną sekcję szyn. Stosowane jest także rozcinanie sieci dwu i wielostronnie zasilanych
(np. przez odłączenie jednej z linii zasilających).

Transformatory i dławiki zwarciowe

Instalowanie transformatorów o wyższych mocach znamionowych pociąga za sobą konieczność stosowania dodatkowych środków ograniczających prądy zwarciowe. Istotny wpływ na wielkość prądów zwarciowych mają impedancje transformatorów. Podwyższając napięcie zwarcia, można ograniczyć prądy zwarciowe po wtórnej stronie transformatora.

Dławiki liniowe instaluje się zazwyczaj na odpływach z rozdzielni. W zależności od stawianych wymagań stosuje się następujące rozwiązania:

• – rozdzielnice z częścią odpływów wyposażonych w dławiki, w przypadku, gdy nie ma konieczności ograniczania prądów zwarciowych we wszystkich odpływach;
• – rozdzielnice z dławikami grupowymi, w przypadku, gdy występuje większa liczba odejść o mniejszej mocy i niższych wymaganiach niezawodnościowych;
• – rozdzielnice z dławikami na wszystkich odpływach. Rozwiązanie to zapobiega obniżaniu się napięcia na szynach przy zwarciach za dławikami.

Do wad dławików należą znaczne straty napięcia na uzwojeniach w normalnych warunków pracy. Stąd, w nowobudowanych rozdzielniach SN dławiki zazwyczaj nie są stosowane.

W sieciach SN w celu ograniczenia negatywnych skutków prądów zwarcia doziemnego dąży się do szybkiego wyłączenia linii w której wystąpiło zwarcie, poprzez uziemienie punktu neutralnego transformatora 110 kV przez rezystancję.

Bibliografia:

1. S. Kujszczyk, M. Kochel, J. Marzecki, A. Mińczuk, S. Niestępski, J. Pasternakiewicz, T. Wiśniewsk.: Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze., T. 1, wydanie III Warszawa, PWN, 2004.
2. T. Bełdowski, H. Markiewicz: Stacje i urządzenia elektroenergetyczne. Warszawa, WNT, 1992.
3. S. Kujszczyk , S. Brociek, Z. Flisowski, J. Gryko, J. Nazarko, Z. Zdun: Elektroenergetyczne układy przesyłowe. Warszawa, WNT, 1997.
4. P. Kacejko, J. Machowski: Zwarcia w systemie elektroenergetycznym. Warszawa, WNT, 2002 r.
5. PN-EN 60909-0: 2002(U),: Prądy zwarciowe w sieciach trójfazowych prądu przemiennego. Cz 0: Obliczenie prądów.
6. PN-75/E-05100 Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projektowanie i budowa
7. PN-91/E-02551 Osprzęt linii napowietrznych i stacji. Terminologia
8. PN-76/E-05125 Elektroenergetyczne i sygnalizacyjne linie kablowe. Projektowanie i budowa
9. R. Włodarski, J. Bucholc: Linie kablowe bardzo wysokich napięć. Projektowanie i budowa. Warszawa, WNT 1979.