PROBLEMY ENERGETYKI I GOSPODARKI PALIWOWO-ENERGETYCZNEJ

ISSN 0013-7294 CENA 20 ZŁ (w tym 5% VAT)

3/2017(753)

70 lat

InternatIonal CounCIl on large eleCtrIC SyStemSConseil International des Grands Réseaux Électriques

www.cigre.org

CIGRÉ SESSIONFrom 21 till 26 August 2016

Paris / France

Polski Komitet Wielkich Sieci ElektrycznychKomitet Narodowy

Conseil International des Grands Réseaux Electriques

Siedziba PKWSE: ul. Mory 8, 01-330 Warszawatel. 22 8364081, fax 22 8366363, e-mail: pkwse@ien.com.pl, www.cigre.pl

Sponsorzy numeru:

Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o. (IASE) od ponad 65 lat aktywnie uczestniczy we wdrożeniach innowacji technicz-nych w energetyce.

Zakres prac obejmuje: prace badawczo-rozwojowe i projektowe, dostawy sprzętu i oprogramowania, montaż, uruchomienie i serwis systemów i urządzeń, szkolenie obsługi.

Podstawowym kierunkiem działania spółki jest automatyzacja procesów technologicznych i centrów dyspozytorskich obiektów energetycz-nych (elektrowni i elektrociepłowni) i przemysłowych. IASE jest wykonawcą wielu specjalistycznych, często niepowtarzalnych prac w zakresie automatyzacji i sterowania procesami przemysłowymi.

Instytut jest dostawcą m.in.:• systemu automatyki MASTER, w tym modułów systemu i oprogramowania narzędziowego,• stacji operatorskich systemu MASTER (SCADA)/systemu operatorskiego ProSter,• elektrohydraulicznego regulatora turbin parowych UNIMAT,• systemu monitoringu maszyn wirujących UNIKONT wraz z urządzeniami, akcesoriami i oprogramowaniem diagnostycznym,• układów automatycznej regulacji i automatycznego rozruchu oraz System Rozdziału Mocy,• Algorytmów Oceny Jakości Regulacji bloków energetycznych,• systemu do wykrywania i zapobiegania zapłonom i pożarom w młynach węglowych.

Wiodącym produktem Instytutu jest jedyny polski system nowej generacji – System Automatyki MASTER, oparty całkowicie na polskiej myśli technicznej. System służy kontroli, sterowaniu i wizualizacji urządzeń wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej. A dzięki zastoso-waniu najnowszej techniki mikroprocesorowej, umożliwia jego dostosowanie do wszelkich urządzeń pomiarowych i wykonawczych pojawia-jących się na rynku.

Ponad 45-letnie doświadczenia inżynierów Instytutu zebrane podczas realizacji przez IASE szeregu inwestycji w energetyce polskiej i światowej, posłużyły i nadal służą doskonaleniu systemu zgodnie ze światowymi tendencjami rozwojowymi w technologii i informatyce. Stały rozwój systemu umożliwia jego dostosowanie do wszelkich nowości technicznych pojawiających się na rynku. Wchodzące w skład systemu moduły ulegają również stałemu rozwojowi na zasadzie pełnej zgodności standardów starszej i nowszej generacji elementów systemu. Lepsze i bardziej zaawansowane pro-dukty umożliwiają w sposób doskonalszy, bardziej wyrafinowany i bezpieczniejszy przeprowadzanie procesów automatycznej regulacji.

Potwierdzeniem wysokiej jakości naszych wyrobów i usług są liczne nagrody i wyróżnienia. I tak tylko w 2016 r Instytut otrzymał: Nagroda Wicepremiera, Ministra Rozwoju i Finansów na Międzynarodowych Targach Wynalazczości Badań Naukowych

i Nowych Technologii BRUSSELS INNOVA – Bruksela, listopad 2016 r. Złoty medal z wyróżnieniem za wynalazek na Międzynarodowych Targach Wynalazczości Badań Naukowych i Nowych Technologii

BRUSSELS INNOVA – Bruksela, listopad 2016 r. Srebrny medal targów na XXIX Międzynarodowych Energetycznych Targach Bielskich ENERGETAB 2016, Bielsko Biała, wrzesień 2016 r. Złoty medal za innowację oraz najwyższa nagroda za innowacje na Międzynarodowych Targach „2016 Japan Design & Invention

Expo” w Tokio (Japonia), sierpień 2016 r. Statuetka Lider Innowacji 2016 w kategorii produkt oraz Złoty medal na 9. Międzynarodowych Targach Innowacji Gospodarczych

i Naukowych INTARG w Katowicach, czerwiec 2016 r. Statuetka Lider Innowacji 2016 za wieloletnie osiągniecia w tworzeniu i wdrażaniu innowacyjnych technologii dla przemysłu

energetycznego o dużym znaczeniu dla gospodarki i ekologii na 9. Międzynarodowych Targach Innowacji Gospodarczych i Naukowych INTARG w Katowicach, czerwiec 2016 r.

Złoty Medal z Wyróżnieniem i Medal Stowarzyszenia Wynalazców i Producentów Francuskich na Międzynarodowych Targach Wynalazczości Badań Naukowych i Nowych Technologiiza BARCELONA INNOVA w Barcelonie, maj 2016 r.

Medal Stowarzyszenia Wynalazców i Producentów Francuskich na 115 Międzynarodowych Targach Wynalazczości CONCOURS LEPINE 2016 w Paryżu, maj 2016 r.

Dyplom i medal na XIX Międzynarodowych Targach Energetyki i Elektrotechniki ENEX 2016 – Kielce, marzec 2016 r. Dyplom Ministra Nauki i Szkolnictwa Wyższego na XXI Giełdzie Wynalazków nagrodzonych na światowych wystawach innowacji

w 2015 r. Centrum Nauki Kopernik Warszawa, marzec 2016 r.

Posiadając status Centrum Badawczo-Rozwojowego Instytut prowadzi stałe badania nad nowymi rozwiązaniami technicznymi. Wszystkie ele-menty systemu poddawane są badaniom technicznym we własnym akredytowanym Laboratorium Badawczym i Wzorcującym.

Certyfikowane Laboratorium Badawcze i Wzorcujące Instytutu wykonuje badania środowiskowe urządzeń i systemów elektrycznych/elektro-nicznych w zakresie oddziaływań klimatycznych, mechanicznych i elektromagnetycznych.

Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o.

ul. Wystawowa 1, Wrocław 51-618tel. centr. 71-348 42 21

www.iase.wroc.pl

Jacek Dubrawski

Bogumił Dudek, Maksymilian Przygrodzki

Marek Karnowski

Iwona Gajdowa

Redakcja nie ponosi odpowiedzialności za treść ogłoszeń, reklam i artykułów sponsorowanych. Nie zwraca materiałów niezamówionych oraz zastrzega sobie prawo redagowania i skracania tekstów oraz zamieszczania streszczeń na internetowej witrynie www.energetyka.euOpinie zawarte w materiałach nie muszą być podzielane przez Redakcję.

ul. Henryka Jordana 25, 40-056 Katowice, tel.: 32 257 87 85, 32 257 87 86, tel./fax: 32 251 62 09 e-mail: redakcja@elektroenergetyka.pl www.elektroenergetyka.pl / www.energetyka.eu

SEP COSiW Zakład Wydawniczy Energetyka ul. Henryka Jordana 25, 40-056 Katowice

GRAFPRESS, ul. 29 Listopada, 32-300 Olkusz tel. +48 32 754 32 32, +48 608 025 747Nakład: do 2000 egzemplarzy

Informacja o wersji pierwotnej

Druk

Wydawca

Adres redakcji

Współpracują z redakcją

Redaktor językowy

Redaktorzy tematyczni

Redaktor statystyczny

Korekta

Księgowość i prenumerata

Redaktor techniczny

Tamara Stromczyńska

MIESIĘCZNIK STOWARZYSZENIA ELEKTRYKÓW POLSKICHASSOCIATION Of POLISH ELECTRICAL ENgINEERS MONTHLY

PROBLEMY ENERgETYKI I gOSPODARKI PALIWOWO-ENERgETYCZNEJPOWER ENgINEERINg

Zygmunt Artwik, Henryk Anglart, Krzysztof Badyda, Jerzy Barglik, Krzysztof Billewicz, Tadeusz Chmielniak, Bogumił Dudek, Herbert Leopold Gabryś, Jan Górzyński, Mieczyslaw Kaczmarek, Waldemar Kamrat, Andrzej Kowalski, Joachim Kozioł, Roman Kuczkowski, Dariusz Lubera, Henryk Majchrzak, Tadeusz Malinowski, Ryszard Migdalski, Piotr Molski, Józef Paska, Marian Pasko, Maciej Pawlik, Jan Popczyk, Aleksandra Rakowska, Adam Smolik, Henryk Spierewka, Klemens Ścierski (przewodniczący Rady), Josef Tlusty, Jerzy Trzeszczyński (zastępca przewodniczącego Rady), Lucjan Twardy, Henryk Tymowski, Andrzej Ziębik

Rada NaukowaRecenzenci

Klaudia Piekarska

Sekretarz Redakcji

Iwona Gajdowap.o. Redaktor Naczelna

Jerzy Dobosiewicz, Tomasz Gałka, Ludwik Pinko, Edward Ziaja

Wersją pierwotną czasopisma jest wydanie papierowe. Czasopismo jest dostępne również na stronie internetowej www.energetyka.eu Czasopismo jest indeksowane w: – bazie danych o zawartości polskich czasopism technicznych BazTech http://baztech.icm.edu.pl/ – międzynarodowej bazie bibliograficzno-abstraktowej INSPEC – bazie czasopism naukowych IC Journal Master List (Index Copernicus) http://journals.indexcopernicus.com/

Klaudia Piekarska

SPIS TREŚCI

Jacek WAŃKOWICZ, Adam SOBCZYK

Działalność CIGRE i PKWSE. 46. Sesja CIGRE 2016 127

Dariusz GURAZDOWSKI

Elektryczne maszyny wirujące – Komitet Studiów A1 130

Marceli KAŹMIERSKI, Paweł WARCZYŃSKI

Transformatory – Komitet Studiów A2 136

Sławomir SAMEK

Aparatura elektroenergetyczna wysokiego napięcia – Komitet Studiów A3 142

Sławomir NOSKE

Kable – Komitet Studiów B1 156

Piotr WOJCIECHOWSKI

Linie napowietrzne – Komitet Studiów B2 162

Piotr MAŃSKI

Stacje – Komitet Studiów B3 169

Michał KOSMECKI

Układy przesyłowe prądu stałego i urządzenia FACTS – Komitet Studiów B4 178

Marcin LIZER

Zabezpieczenia i automatyka – Komitet Studiów B5 185

Grzegorz TOMASIK

Rozwój i ekonomika systemu elektroenergetycznego – Komitet Studiów C1 192

Jacek JEMIELITY

Sterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego – Komitet Studiów C2 197

Wojciech LUBICKI

Wpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko – Komitet Studiów C3 208

Maksymilian PRZYGRODZKI

Zagadnienia techniczne systemu – Komitet Studiów C4 212

Konrad PURCHAŁA, Sebastian KRUPIŃSKI, Anna WRONKA

Rynki energii elektrycznej i regulacja – Komitet Studiów C5 223

Andrzej KĄKOL

Systemy rozdzielcze i wytwarzanie rozproszone – Komitet Studiów C6 229

Marek FLORKOWSKI

Materiały i nowoczesne techniki badawcze – Komitet Studiów D1 237

Tomasz SZUDEJKO

Systemy informatyczne i telekomunikacja – Komitet Studiów D2 242

STRESZCZENIA SUMMARY

OgÓLNOPOLSKI MIESIĘCZNIK NAUKOWO-TECHNICZNY STOWARZYSZENIA ELEKTRYKÓW POLSKICH

Czasopismo istnieje od 1947 roku. Jest poświęcone proble-mom wytwarzania, przesyłania, rozdzielania i użytkowania energii elektrycznej i cieplnej, budowy elektrowni, elektrocie-płowni i linii elektroenergetycznych, komputeryzacji systemu elektroenergetycznego i restrukturyzacji elektroenergetyki. Zostało odznaczone złotymi odznakami: Honorową SEP, „Zasłużony dla energetyki” oraz Medalem SEP im. Profesora Stanisława Fryzego.

The magazine exists since 1947. It is devoted to problems of electric and heat energy generation, transmission, distribution and utilisation. It presents problems of construction of power station, CHP station and electric power lines as well as com-puterisation of the electric power system and restructuring the electric power industry. It has been awarded with following golden awards: SEP Award of Merit, Merit Award for Power In-dustry Workers and Professor Stanisław Fryze Medal of SEP.

MARZEC 2017 NR 3 (753)

Jacek WAŃKOWICZ, Adam SOBCZYKDziałalność CIGRE i PKWSE. 46. Sesja CIGRE 2016Energetyka 2017, nr 3, s. 127Przedstawiono strukturę i organizację CIGRE. Omówiono przebieg 46. Sesji CIGRE, jaka odbyła się w Paryżu w dniach 21-26 sierp-nia 2016 r. Wzięło w niej udział około 8000 uczestników z 93 kra-jów. W konferencji uczestniczyło 3290 delegatów. W ciągu sześciu dni odbyło się 199 spotkań Komitetów Studiów i Grup Roboczych. Wystawa techniczna zgromadziła 242 firm. W wystawie technicznej wzięły udział również firmy z Polski: ZAPEL S.A., Energo-Complex Sp. z o.o. i Boryszew SA, Oddział NPA Skawina. Polska delegacja liczyła 34 osoby. W materiałach Sesji opublikowano łącznie 6 refera-tów przygotowanych przez członków PKWSE. Słowa kluczowe: międzynarodowe organizacje elektryków, CIGRE, Polski Komitet WSE, 46 Sesja CIGRE

Dariusz GURAZDOWSKIElektryczne maszyny wirujące – Komitet Studiów A1 Energetyka 2017, nr 3, s. 130Omówiono artykuły na następujące tematy: rozwój maszyn elektrycz-nych wirujących i doświadczenia serwisowe, zarządzanie żywotno-ścią maszyn elektrycznych i zastosowanie maszyn elektrycznych w produkcji energii odnawialnej. Opisano najnowsze osiągnięcia w zakresie konwertera mocy i przedstawiono rozwój konstrukcji turbogeneratora do zastosowań w elektrowniach jądrowych z czte-robiegunowym cylindrycznym wirnikiem. Opisano również sposób zwiększenia mocy turbogeneratora z pośrednim wodorowym syste-mem chłodzenia. Zwrócono uwagę, iż optymalizacja układu chłodze-nia umożliwiła zmniejszenie gabarytów generatora i rekonstrukcję chłodnic. Przedstawiono także analizę przyczyny zwarcia w pakiecie blach turbogeneratora 450 MVA i w konsekwencji uszkodzenia rdze-nia stojana. Słowa kluczowe: maszyny elektryczne, nowoczesne konstrukcje, projektowanie i produkcja, obsługa i konserwacja

Marceli KAŹMIERSKI, Paweł WARCZYŃSKITransformatory – Komitet Studiów A2Energetyka 2017, nr 3, s. 136Opisano działalność Komitetu Studiów A2. Dokonano przeglądu te-matyki transformatorowej podczas sesji CIGRE. Szczególną uwagę zwrócono na trzy tematy: postęp w dziedzinie diagnostyki i monito-ringu transformatorów, transformatory i ich wyposażenie w sieciach EHU/UHV oraz EHVDC/UHVDC, a także uzwojenia transformatorów.

Jacek WAŃKOWICZ, Adam SOBCZYKActivity of CIGRE and PKWSE. 46th CIGRE Session 2016Energetyka 2017, nr 3, p. 127Presented is the structure and organization of CIGRE. Discussed is the course of 46th CIGRE Session that was held in Paris on August 21-26, 2016. It was attended by ca. 8.000 participants from 93 countries and 3290 delegates took part in the Conference. 199 meetings of Study Committees and Working Groups took place during six days of the Ses-sion. Technical exhibition hosted 242 firms and among them there were also Polish companies like ZAPEL S.A., Energo-Complex Sp. z o.o. and Boryszew SA Oddział NPA Skawina. Polish delegation consisted of 34 persons and among the Session materials there were published 6 pa-pers that had been prepared by the PKWSE members.Keywords: international organizations of electricians, CIGRE, PK-WSE, 46th CIGRE Session

Dariusz GURAZDOWSKIRotating Electrical Machines – Study Committee A1Energetyka 2017, nr 3, p. 130Discussed are articles concerning issues like development of rotating electrical machines and service eexperience, management of electri-cal machines lifetime and application of these machines in renew-able energy production. Described are the recent achievements in the range of power transducers and presented is the development in construction of a 4-pole cylindrical rotor turbogenerator for use in nuclear power stations. Described is also a method to increase capacity of an indirectly hydrogen-cooled turbogenerator. Attention is called to the fact that the cooling system optimization enabled reduc-tion of generator dimensions and cooler reconstruction. Presented is also the analysis of a 450 MVA turbogenerator laminations stack fault followed by the stator core damage.Keywords: electrical machines, modern constructions, designing and production, service and maintenance

Marceli KAŹMIERSKI, Paweł WARCZYŃSKITransformers – Study Committee A2Energetyka 2017, nr 3, p. 136Described is the Study Committee A2 activity. Reviewed is the transformer subject area during the CIGRE Session. Special atten-tion is paid to three issues: advances in transformer diagnostics and monitoring, transformers and their components in EHU/UHV and EHVDC/UHVDC networks as well as transformer windings.

STRESZCZENIA SUMMARY

Poruszono zagadnienie systemów monitoringu pracujących w try-bie on-line. Stwierdzono tendencję do wpisywania tych systemów do ogólnej strategii tworzenia inteligentnych sieci energetycznych (smart grid). Podano, iż od kilku lat w energetyce światowej zaczę-to wprowadzać tzw. indeks stanu technicznego transformatora HI (Transformer Health Index), określany na podstawie szczegółowych badań diagnostycznych prowadzonych w systemie on-line i off-line. Alternatywą zapobiegawczych zabiegów eksploatacyjnych jest stra-tegia oparta na przewidywaniu skutków defektów w transformato-rze, czyli RCM (Reliability Centered Maintenance). Poruszono tak-że niektóre aspekty analizy gazów rozpuszczonych w oleju (DGA), w tym nowy sposób interpretacji wyników DGA, którego punktem wyjścia jest utworzenie tzw. wzorca gazowego, wykorzystywanego już w energetyce japońskiej.Słowa kluczowe: transformatory w systemie elektroenergetycz-nym, eksploatacja, indeks stanu technicznego transformatora, wy-posażenie transformatorów, analiza DGA

Sławomir SAMEK Aparatura elektroenergetyczna wysokiego napięcia – Komitet Studiów A3Energetyka 2017, nr 3, s. 142Omówiono zagadnienie aparatury elektroenergetycznej wysokiego napięcia dla nowych wymagań systemu elektroenergetycznego, zarządzanie czasem życia aparatury w systemach przesyłowych i dystrybucyjnych oraz zastosowanie technologii informatycz-nych do zarządzania aparaturą wysokiego napięcia i jej rozwoju. Szukając wspólnego mianownika dla zaproponowanej tematyki wiodącej można dostrzec troskę o parametry jakościowe energii elektrycznej. Sesja CIGRE 2016 przyniosła wiele ciekawych i no-wych informacji dotyczących bieżącego stanu rozwoju aparatu-ry wysokiego napięcia. Podano informacje pochodzące z badań zmierzających do określenia wymagań do prowadzenia przełą-czeń pomiędzy systemami szyn rozdzielni wysokiego napięcia. Przybliżono zagadnienia związane z doskonaleniem rozwiązań wyłączników wysokiego napięcia stosowanych w układach prą-du stałego. Opisano nowe metody testowania, przeznaczone dla wyłączników pracujących pod napięciem 800 kV. Poinformowano o sprawdzaniu właściwości gazu o handlowej nazwie g3 w zasto-sowaniu jako zamiennik dla SF6 w wyłącznikach wysokiego na-pięcia stosowanych w rozdzielnicach gazowych (GIS) oraz wy-łącznikach typu „live tank”. Ma on ograniczać efekt cieplarniany. Zaprezentowano nowy, kaskadowy wyłącznik wysokiego napięcia do pracy w systemach prądu stałego. Opisano możliwości, jakie w zakresie nadzorowania obciążalności i unikania awarii daje bez-przewodowa kontrola temperatury w urządzeniach elektroenerge-tycznych, podczas ich pracy. Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, aparatura wysokie-go napięcia, zarządzanie czasem życia urządzeń

Sławomir NOSKEKable – Komitet Studiów B1 Energetyka 2017, nr 3, s. 156Działalność Komitetu Studiów B1 obejmuje wszystkie aspekty zagadnień dotyczących lądowych i morskich sieci kablowych. W zakres prac Komitetu wchodzą m.in. zagadnienia teoretyczne i praktyczne związane z budową, produkcją, instalacją, testowa-niem, eksploatacją i konserwacją oraz techniki diagnostyczne sieci kablowych AC i DC. W zakres prac wchodzą również zagad-nienia badań i oceny oraz prognozowania żywotności linii kablo-wych wysokich napięć. Tematami wiodącymi, w ramach których przyjmowane były referaty na Sesję Generalną CIGRE 2016, były: nowo instalowane lub modernizowane systemy kablowe, najlep-sze przykłady wykorzystywania istniejących systemów kablowych oraz linie kablowe w sieciach przyszłości. Opisano m.in. ciekawe rozwiązania połączeń kablowych dla farm wiatrowych pływają-cych oraz badania nowej konstrukcji kabla 420 kV HVAC do ukła-dania w głębokiej wodzie. Słowa kluczowe: linie kablowe, budowa kabli i osprzętu, instalacja i eksploatacja linii kablowych

Mentioned is the issue of on-line working monitoring systems. As-certained is a trend to include these systems into the overall strat-egy of smart grids creation. Stated is that for some years now the so-called Transformer Health Index (HI), determined on the basis of detailed diagnostic tests conducted in on-line and off-line systems, has been implemented. The alternative to preventive operational activities is a strategy based on anticipation of faults’ effects in a transformer i.e. Reliability Centered Maintenance (RCM). Men-tioned are also some aspects of gases dissolved in a transformer oil analysis (DGA), comprising a new DGA results interpretation method where the starting point is creation of a so-called “gas pat-tern” that has already been used in Japanese power industry for some time now.Keywords: transformers in a power system, operation, Transformer Health Index (HI), transformer components, DGA analysis

Sławomir SAMEK High Voltage Equipment – Study Committee A3Energetyka 2017, nr 3, p. 142Discussed is the problem of a high-voltage equipment for new requirements of power systems, management of equipment life-time in transmission and distribution systems and application of information technologies for management and development of HV equipment. And, when searching the common denominator for the proposed preferential subject, one can observe a special concern about electrical energy quality parameters. CIGRE 2016 Session brought a number of new and interesting informations concerning the current state of a high voltage equipment development. Given are informations resulting from investigations aimed at defining the requirements needed for performing switching between bus-bar systems in high-voltage distribution substations. Presented are problems connected with improvement of solutions in construction of high-voltage breakers used in DC systems. Described are new testing methods dedicated for 800 kV breakers. Given is an infor-mation concerning checking of the properties of “g3” gas used as a replacement to SF6 usually applied in GIS substations and in “live tank” type breakers – the use of this gas should minimize the green-house effect. Presented is a new high-voltage cascaded breaker designed to work in DC systems. Described are opportunities that in the range of a load level and damage avoidance monitoring can be offered by the contactless temperature control of a power equip-ment during its operation.Keywords: power system, HV equipment, equipment lifetime man-agement

Sławomir NOSKEInsulated cables – Study Committee B1Energetyka 2017, nr 3, p. 156Activity of the Study Committee B1 comprises all aspects of is-sues concerning land and submarine power cable systems. These are, among the others, theoretical and practical topics relating to building, production, installing, testing, operation and mainte-nance as well as diagnostic technologies for AC and DC cable networks. The scope of works also includes issues referring to examination, assessment and lifetime forecasting of HV cable lines. Main themes that were referred to by the papers accepted for CIGRE 2016 Session were newly installed or modernized cable systems, the best examples of using the existing cable systems and also cable lines in future systems. Described are, among the others, interesting solutions of cable connections for floating wind farms as well as tests of a 420 kV HVAC new construction cable to be laid in deep water.Keywords: cable lines, building of cables and fittings, installation and operation of cable lines

STRESZCZENIA SUMMARY

Piotr WOJCIECHOWSKIOverhead Lines – Study Committee B2Energetyka 2017, nr 3, p. 162Study Committee B2 is one of the biggest and oldest CIGRE com-mittees. Currently, about 300 experts from more than 40 countries work in 25 Working Groups. Discussed are papers on topics de-voted to overhead lines with special attention paid to the increase of their acceptability, transmission capacity, reliability and accessibil-ity. They were mainly focussed on such issues like increasing trans-fer capacity of overhead lines, design management, building and costs as well as new materials and technologies. For instance, one of the Spanish papers presented analysis of possible application of a compact line with pivoted insulated cross-arms, the Icelandic one described tubular poles for the planned reconstruction of a 220 kV transmission line, the Norwegian – testing of ice loads measure-ment, and the Canadian – the in situ detection of broken ACSR strands with the help of Line Scout robots equipped with portable X-ray systems. In the Romanian paper we can read about the pilot project “smart grid” for on-line monitoring and diagnosing of power plants and HV overhead lines, in the Austrian one presented are solutions and innovations created and tested with the aim to uprate the 220 kV OHL to 380 kV, and the French one says about the new RTE project of a single-circuit HV overhead 90 kV line using tubular composite poles.Keywords: overhead power lines, innovations in overhead lines de-velopment, transmission capacity

Piotr MAŃSKISubstations – Study Committee B3Energetyka 2017, nr 3, p. 169The range of the Study Committee B3 activities comprises design, building, operation and management of substations and electric installations in power plants, excluding generators. Main aims of these works are: maximising substation reliability and availability, cost effective solutions, engineering management of an environ-mental impact, effective management and adoption of relevant technological solutions, devices and systems to achieve these aims. Preferential subjects were: advances in substation technol-ogy, developments and new thinking in substation design and evo-lution in substation management. Desribed are, among the others, methods of fault preventing to improve the system being a part of a non-conventional instrument transformer. An interesting subject is also description of experience gained by China constructors during application of autonomous intelligent robots (SmartGuard models) used for inspection of equipment in substations. Presented is a so-lution of a substation concept based on the so-called “bus-node” – in the opinion of Swiss authors of the paper this solution leads to reduction of an open-air substation dimensions that in turn has an impact on its costs. Described is experience from “Le Havre” mod-ernization program consisting in replacement of outdated breakers in one of GIS substations.Keywords: advances in substation technology, substation design, evolution in substation management

Michał KOSMECKIHVDC and Power Electronics – Study Committee B4Energetyka 2017, nr 3, p. 178In the frames of the Study Committee B4 plenar session presented was a record number of 45 papers concerning HVDC transmission systems and systems FACTS. Three groups of main subjects were thus formed: application of HVDC systems, FACTS systems and power electronic devices in transmission systems as well as FACTS systems and power electronic devices in distribution systems. In the first subject, instead of presenting new projects, described was expe-rience gained during the start up procedure and further operation of these systems, DC networks were replaced by point-to-point HVDC systems embedded into a synchronic system and in the case of DC breakers the focus was moved to changes in semiconductor-type

Piotr WOJCIECHOWSKILinie napowietrzne – Komitet Studiów B2Energetyka 2017, nr 3, s. 162Komitet Studiów B2 jest jednym z największych i najstarszych Ko-mitetów CIGRE. Obecnie w 25 Grupach Roboczych pracuje około 300 ekspertów z ponad 40 krajów. Omówiono referaty poświęcone tematyce linii napowietrznych pod kątem zwiększenia ich: akcep-towalności, zdolności przesyłowych, niezawodności i dostępno-ści. Skupiono się na następujących zagadnieniach: zwiększenie przepustowości linii napowietrznych, zarządzanie projektowaniem, budowa i koszty oraz nowe materiały i technologie. W referacie hiszpańskim przedstawiono analizę możliwości zastosowania linii kompaktowej z wahliwymi poprzecznikami izolacyjnymi. W refe-racie islandzkim zaprezentowano słupy rurowe dla planowanej do przebudowy linii przesyłowej 220 kV. W referacie norweskim opisa-no stronę testową pomiaru oblodzenia przewodów. Tematem refe-ratu kanadyjskiego było wykrywanie uszkodzonych przewodów na liniach za pomocą przenośnych maszyn rentgenowskich z zasto-sowaniem robotów. W referacie rumuńskim przedstawiono projekt pilotażowy smart grid do monitorowania i diagnozowania elektrowni i linii wysokiego napięcia w trybie on-line. W referacie austriackim przedstawiono rozwiązania i innowacje stworzone i przetestowa-ne w celu zwiększenia napięcia napowietrznej linii energetycznej z obecnych 220 kV do 380 kV, a w referacie francuskim opisano nowy projekt RTE jednotorowej linii napowietrznej 90 kV z użyciem rurowych słupów kompozytowych. Słowa kluczowe: elektryczne linie napowietrzne, innowacje w roz-woju linii napowietrznych, zdolności przesyłowe linii

Piotr MAŃSKIStacje – Komitet Studiów B3Energetyka 2017, nr 3, s. 169Zakres działalności Komitetu obejmuje: projektowanie, budowę, eks-ploatację i zarządzanie stacjami i instalacjami elektrycznymi w elek-trowniach, z wyjątkiem generatorów. Główne cele prac to: zwiększe-nie niezawodności i dostępności, efektywne kosztowo rozwiązania, inżynierskie zarządzanie oddziaływaniem na środowisko, skuteczne zarządzanie i przyjecie odpowiednich rozwiązań technologicznych, urządzeń i systemów do osiągnięcia tych celów. Tematami wiodącymi były: postęp w technologiach wykorzystywanych na stacjach, rozwój i nowe podejście w projektowaniu stacji oraz ewolucja w zarządzaniu stacjami. Opisano m.in. sposoby usprawnienia układu wchodzącego w skład przekładnika niekonwencjonalnego, przeciwdziałające za-kłóceniom. Innym tematem było użytkowanie w Chinach tzw. auto-nomicznych inteligentnych robotów (Autonomous Intelligent Robot) wykorzystywanych do inspekcji urządzeń na stacjach. Przywołano doświadczenia z użytkowania modelu nazwanego SmartGuard. Opi-sano rozwiązanie koncepcji stacji opartej na węźle (Bus-node). Zda-niem szwajcarskich autorów rozwiązanie to prowadzi do zmniejsze-nia stacji w układzie napowietrznym, co przekłada się na redukcję kosztów. Przybliżono doświadczenia z programu modernizacyjnego „Le Havre”, polegającego na wymianie przestarzałych wyłączników w jednej ze stacji GIS.Słowa kluczowe: technologie wykorzystywane na stacjach, projek-towanie stacji, ewolucja w zarządzaniu stacjami

Michał KOSMECKIUkłady przesyłowe prądu stałego i urządzenia FACTS – Komi-tet Studiów B4Energetyka 2017, nr 3, s. 178W ramach sesji plenarnej Komitetu Studiów B4 przedstawiono re-kordową liczbę 45 referatów dotyczących układów przesyłowych prądu stałego (HVDC – High Voltage Direct Current) oraz układów typu FACTS (Flexible AC Transmission Systems) w trzech tematach wiodących: zastosowanie układów HVDC, układy FACTS i urządze-nia energoelektroniczne w systemach przesyłowych oraz układy FACTS i urządzenia energoelektroniczne w systemach dystrybu-cyjnych. W pierwszym temacie zamiast prezentacji nowych projek-tów przedstawiono doświadczenia zebrane podczas uruchamiania i pracy tych układów, w miejscu sieci DC pojawiły się układy HVDC

STRESZCZENIA SUMMARY

converter topology. The second subject was dominated by issues concerning tests and operation of FACTS systems, mainly STAT-COM and SVC equipment. Finally, in the third subject, mentioned were issues concerning MVDC systems that can control active and reactive power flow in critical points (hot-spots) of a network and support voltage control.Keywords: DC transmission systems, FACTS type systems, power electronic devices

Marcin LIZERProtection and Automation – Study Committee B5Energetyka 2017, nr 3, p. 185Two selected topics were presented for discussion during plenar session of the Study Committee B5: control and protection sys-tems – optimization and lifetime management as well as coordina-tion of generator and power network protection systems. In the first of them mentioned were the issues concerning the role of optimum creation and archiving of project documentation, configuration files, recording of events and faults during the whole lifetime of a con-trol and protection system and also an experience in integration and operation of control and protection systems using IEC 61850 standard. In the second one mentioned were topics concerning, for example, malfunction of generating units or network protections resulting from their improper mutual coordination and methods to improve it, methods to verify this coordination of generating units and network protections and impact of distributed sources and HVDC on the functioning of generators and network protections. And, when you create a properly functioning system of protection and control, it is very important to test it. In this case the Study Committee B5 believes that such system should be tested already at the stage of its concept creation in the way of simulation studies. Tests should also comprise a check of IED devices intended for use in the designed system.Keywords: power systems, protection and automatics, equipment lifetime management

Grzegorz TOMASIKSystem Development and Economics – Study Committee C1Energetyka 2017, nr 3, p. 192In the frames of the Study Committee C1 presented were 36 papers that were divided into three thematic blocks: current state of scientific knowledge in the range of approach and standardization in the deci-sion making process connected with asset management; problems with allocation and cooperation when planning transmission and dis-tribution networks in multilateral projects as well as new systemic solutions and planning techniques for creation of elastic and stable system development plans. In the area of the first thematic block in-dicated is the need to implement significant changes into the hitherto being in use method of asset management and extention of the cost benefit analysis beyond financial indicators as well as to supplement them with quantity indicators of individual client needs and social and environmental indicators. In the second block presented are is-sues connected with multilateral cooperation in planning of networks development. Shown are benefits resulting from building new cross-border interconnections and analysed is the case of Crete connected by submarine cable with the mainland as well as the case of inter-connected systems of Persian Gulf countries. At last, the third block includes – among the other mentioned subjects – new solutions in the scope of renewable sources integration with power systems, the more and more widely application of probabilistic methods in devel-opment planning processes as well as implementation on a larger scale of hybrid solutions like AC/DC, FACTS, isolated systems or energy stores.Keywords: power system development, energy storage, system economics

punkt-punkt pracujące wewnątrz systemu synchronicznego (em-bedded), natomiast z wyłączników prądu stałego uwaga przeniosła się na zmiany w topologiach przekształtników tranzystorowych. Dru-gi temat został zdominowany przez zagadnienia dotyczące testów i eksploatacji układów FACTS, głównie urządzeń STATCOM i SVC. W ramach tematu trzeciego poruszono zagadnienia układów prądu stałego na średnim napięciu (MVDC), które mogą skutecznie kontro-lować przepływ mocy czynnej i biernej w krytycznych punktach sieci oraz wspierać regulację napięć. Słowa kluczowe: układy przesyłowe prądu stałego, układy typu FACTS, urządzenia energoelektroniczne

Marcin LIZERZabezpieczenia i automatyka – Komitet Studiów B5Energetyka 2017, nr 3, s. 185Do dyskusji na sesji plenarnej Komitetu Studiów B5 przedstawio-no dwa tematy wybrane: układy sterowania i zabezpieczeń – opty-malizacja i zarządzanie czasem życia oraz koordynacja układów zabezpieczeń generatorów i sieci elektroenergetycznej. W pierw-szym temacie poruszono zagadnienia dotyczące roli optymalnego tworzenia i archiwizacji dokumentacji projektowych, plików konfi-guracyjnych, rejestracji zdarzeń i zakłóceń w całym okresie eks-ploatacji układu sterowania i zabezpieczeń, a także doświadczeń w integracji i eksploatacji systemów sterowania i zabezpieczeń wy-korzystujących standard IEC 61850. W drugim temacie poruszono zagadnienia: przykładów nieprawidłowego działania zabezpieczeń jednostek wytwórczych lub sieci, wynikającego z ich nieprawidło-wej wzajemnej koordynacji oraz metod jej poprawy; sposobów we-ryfikacji koordynacji zabezpieczeń jednostek wytwórczych i sieci; wpływu źródeł rozproszonych i HVDC na działanie zabezpieczeń generatorów i sieci. Przy tworzeniu prawidłowo działającego ukła-du zabezpieczeń i sterowania bardzo ważne są jego testy. Komitet Studiów B5 uważa, że układ powinno się testować już na etapie tworzenia jego koncepcji poprzez badania symulacyjne. Testy po-winny również obejmować sprawdzanie urządzeń IED przewidzia-nych do pracy w projektowanym układzie.Słowa kluczowe: systemy elektroenergetyczne, zabezpieczenia i automatyka, zarządzanie czasem życia urządzeń

Grzegorz TOMASIKRozwój i ekonomika systemu elektroenergetycznego – Komi-tet Studiów C1Energetyka 2017, nr 3, s. 192W ramach Komitetu Studiów C1 przedstawiono 36 referatów, które podzielono na trzy bloki tematyczne: aktualny stan wiedzy w zakresie podejść i standaryzacji w procesie podejmowania de-cyzji związanych z zarządzaniem majątkiem; problemy alokacji i współpracy przy planowaniu sieci przesyłowych i dystrybucyj-nych w projektach wielostronnych oraz nowe rozwiązania sys-temowe i techniki planistyczne do tworzenia elastycznych i sta-bilnych planów rozwoju systemu. W obszarze pierwszego bloku tematycznego wskazano na konieczność wprowadzenia istotnych zmian w dotychczasowym sposobie zarządzania majątkiem oraz rozszerzenia analiz efektywności ekonomicznej (Cost Benefit Analysis) poza wskaźniki finansowe i uzupełnienie ich o ilościowe mierniki potrzeb indywidualnych klientów, mierniki społecznościo-we i środowiskowe. W drugim bloku tematycznym przedstawio-no zagadnienia związane ze współpracą wielostronną przy pla-nowaniu rozwoju sieci. Pokazano korzyści wynikające z budowy połączeń transgranicznych i przeanalizowano przypadek Krety połączonej kablem podmorskim ze stałym lądem oraz połączone systemy państw Zatoki Perskiej. Do najważniejszych zagadnień poruszonych w trzecim bloku tematycznym można zaliczyć: nowe rozwiązania w zakresie integracji źródeł odnawialnych z syste-mami elektroenergetycznymi; coraz szersze zastosowanie metod probabilistycznych w procesach planowania rozwoju oraz wdraża-nie na szerszą skalę rozwiązań hybrydowych typu AC/DC, FACTS, systemy wydzielone czy magazyny energii. Słowa kluczowe: rozwój systemów elektroenergetycznych, maga-zynowanie energii, ekonomika systemu

STRESZCZENIA SUMMARY

Jacek JEMIELITYSystem Operation and Control – Study Committee C2Energetyka 2017, nr 3, p. 197During plenar session of the Study Committee C2 presented were papers dedicated to subjects like methods of network operation with changed generation mix comprising distributed energy and renew-able sources as well as a system management during system faults with the subsequent system restoration. Many papers concerned challenges posed to a power system by the increasing share of gen-eration sources connected to the network with the use of power elec-tronics. Presented is the influence of RES on operational security as in case of the system in Ireland. Given are new methods to forecast generation from PV sources used in Western Australia in the area of SWIS (South-West Isolated System). Described is implementation of dynamic line rating system by the Belgian TSO – ELIA. Presented is a new Dynamic Security Assessment (DSA) platform launched by the Italian TSO – TERNA together with research company CESI. Given are current data concerning rapid growth of UHVAC/DC projects number in a hybrid China power system managed by the State Grid Corp. of China. The distinguished paper of this Session related to process of preparation, course and positive results of a system res-toration ability test conducted by ESKOM – the TSO in the Republic of South Africa.Keywords: power system, real time operation, PV generation forecast

Wojciech LUBICKISystem Environmental Performance – Study Committee C3Energetyka 2017, nr 3, p. 208Environmental protection is an important topic of the Study Com-mittee C3 works. During the General Session of CIGRE, Paris 2016, representatives of many TSOs clearly expressed the necessity to “blend” the transmission infrastructure into the surroundings using the services provided by landscape architects and this view was re-flected in the presented papers. In the framework of the Committee C3 presented were 17 papers that were divided into three thematic blocks: environmental responsibility, problems with acceptability and the impact of climate changes on power systems. All these problems concern many countries and, for instance, the problem of a land-scape protection solutions was shown on the example of Great Brit-ain and Spain. Keywords: power systems, environmental protection, transmission infrastructure and a landscape

Maksymilian PRZYGRODZKI System Technical Performance – Study Committee C4Energetyka 2017, nr 3, p. 212In the framework of the Study Committee C4 area of interests papers concerning three main subjects were prepared for the CIGRE Ses-sion in Paris 2016. They covered a broad spectrum of activities in many fields like energy quality, electromagnetic compatibility (EMC) and faults, insulation coordination, lightning discharges and models of a power system behaviour as well as numerical methods. The preferential topics were: impact on a power system of energy sourc-es and stores that were connected to the system with the use of con-verters, challenges concerning modeling and lightning discharges assessment as well as insulation co-ordination in the future of power systems as well as overcoming barriers in simulations with the appli-cation of EMT, FEM and symmetrical components methods. Raised in the papers technical problems of power systems relate to condi-tions, parameters and behaviour of such systems in transient and steady states. The discussed issues focus on interactions between a power system and subsystems and equipment as well as on cases of exposure to outdoor hazards. These problems are often common to TSOs and not only in Europe but also throughout the world. The

Jacek JEMIELITYSterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycz-nego – Komitet Studiów C2Energetyka 2017, nr 3, s. 197Podczas sesji plenarnej Komitetu Studiów C2 zaprezentowano refe-raty poświęcone następującym tematom: metody eksploatacji sieci przy zmienionym miksie generacji zawierającym źródła rozproszone i odnawialne oraz zarządzanie systemem w czasie zakłóceń w pracy i odbudowa systemu. Wiele referatów dotyczyło wyzwań, jakie dla sys-temu elektroenergetycznego stanowi wzrastający udział źródeł genera-cji podłączonych za pośrednictwem energoelektroniki. Przedstawiono wpływ odnawialnych źródeł energii RES (Renewable Energy Sources) na bezpieczeństwo prowadzenia ruchu (Operational Security) na przy-kładzie systemu Irlandii. Podano nowe metody prognozowania genera-cji ze źródeł fotowoltaicznych PV (Photo Voltaic) stosowane w zachod-niej Australii na obszarze SWIS (South West Isolated System). Opisano wdrożenie systemu dynamicznej obciążalności linii przez operatora sie-ci belgijskiej ELIA. Przedstawiono nową platformę DSA (Dynamic Se-curity Assessment) uruchomioną wspólnie przez włoskiego operatora TERNA i firmę badawczą CESI. Podano aktualne dane na temat szyb-kiego wzrostu liczby projektów UHVAC/DC w hybrydowym systemie elektroenergetycznym Chin zarządzanym przez State Grid Corporation of China. Wyróżniony referat tej sesji dotyczył procesu przygotowań, przebiegu i pozytywnych rezultatów testu zdolności do odbudowy sys-temu, przeprowadzonego przez ESKOM – operatora systemu przesy-łowego w Republice Południowej Afryki.Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, prowadzenie ruchu w czasie rzeczywistym, prognozowanie generacji ze źródeł fotowol-taicznych

Wojciech LUBICKIWpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko – Ko-mitet Studiów C3Energetyka 2017, nr 3, s. 208Ochrona środowiska to istotny temat prac Komitetu C3 – System Environmental Performance. Podczas sesji generalnej CIGRE w Pa-ryżu w 2016 r. przedstawiciele wielu operatorów systemów przesy-łowych podkreślali konieczność wtapiania infrastruktury przesyło-wej w krajobraz, przy wykorzystaniu usług architektów krajobrazu. Tematyka znalazła odzwierciedlenie w prezentowanych referatach. W ramach Komitetu C3 przedstawiono 17 referatów, które podzie-lono na trzy następujące bloki tematyczne: odpowiedzialność śro-dowiskowa, zagadnienia akceptowalności oraz wpływ zmian klimatu na system elektroenergetyczny. Wszystkie te problemy dotyczą wielu krajów i tak np. pokazano rozwiązania dotyczące zagadnień ochrony krajobrazu zastosowane w Wielkiej Brytanii oraz Hiszpanii.Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, ochrona środowi-ska, infrastruktura przesyłowa a krajobraz

Maksymilian PRZYGRODZKI Zagadnienia techniczne systemu – Komitet Studiów C4Energetyka 2017, nr 3, s. 212W ramach obszaru działań Komitetu Studiów C4 na sesję CIGRE w Paryżu w 2016 r. przygotowano trzy tematy wiodące, które obej-mują szeroki zakres działań w różnych dziedzinach, takich jak: jakość energii, kompatybilność elektromagnetyczna i zakłócenia, koordyna-cja izolacji, wyładowania atmosferyczne i modele zachowań systemu elektroenergetycznego oraz metody numeryczne. Tematami wiodą-cymi były: wpływ na system elektroenergetyczny źródeł oraz zasob-ników energii przyłączonych z wykorzystaniem przekształtników, wyzwania dotyczące modelowania i oceny wyładowań piorunowych oraz koordynacji izolacji w przyszłości systemu elektroenergetycz-nego, a także pokonywanie barier w symulacjach z wykorzystaniem metod EMT, FEM oraz składowych symetrycznych. Poruszane w ar-tykułach zagadnienia techniczne systemu elektroenergetycznego dotyczą warunków, parametrów i zachowań pracy systemu elektro-energetycznego w stanach ustalonych i nieustalonych. Rozważane problemy skupiają się wokół interakcji pomiędzy systemem elektro-energetycznym a podsystemami i urządzeniami, a także przypad-kami narażeń na oddziaływania zewnętrzne. Problemy te są często

STRESZCZENIA SUMMARY

constant development of euqipment, installations and generation technologies sets new needs and challenges for the future power system structures. So, the presented content determines the future directions of research, practically.Keywords: power systems, methods and analytics tools, transient and steady states

Konrad PURCHAŁA, Sebastian KRUPIŃSKI, Anna WRONKAElectricity Markets and Regulation – Study Committee C5Energetyka 2017, nr 3, p. 223Issues discussed during the session of the Study Committee C5 dedicated to energy markets were divided into three following subjects: the future of evolving electrical energy market; relation-ship between wholesale and retail markets; market models and its regulatory structures in the aspect of a power sector evolution as well as dispersed power generation integration, DSR (Demand Side Response) and electric energy storage having regard to the electric power market structure. Currently, there are two factors that are the most decisive ones for electrical energy markets – one is a rapid development of new technologies and in particular of the renew-able energy sources (RES) and energy storage, and the second is the implementation of demand management mechanisms DSR. They do not only create new business possibilities but also intro-duce significant changes in the essence of electric energy markets. The energy storage technology, deciding whether many RES are successful or not, is not sufficiently mature yet to be ready for be-ing implemented as a standard into power systems. The works on improving this technology and increasing its profitability have been carried on for a long time now and they are indispensable for the success of these new market principles.Keywords: electrical energy market, RES technologies, demand management

Andrzej KĄKOLDistribution Systems and Dispersed Generation – Study Com-mittee C6Energetyka 2017, nr 3, p. 229Presented is a group of papers dedicated to planning of development and work as well as to operational management of a distribution net-work highly penetrated by dispersed generation. Development of dispersed generation is the cause of the biggest changes in working conditions of MV and LV networks that for many years have been designed and operated as distribution ones. Recently, we have been observing more and more frequently the reverse active power flow. In the nearest future electric cars will be the source of interferences in distribution networks. Developed are methods of a network oper-ating conditions estimation with the use of historical measurements and reduction of the number of the current ones. In one of the papers there was presented a review of methods used for testing solutions of the “smart” type – the paper was prepared by an international group of scientists representing 11 institutions that were involved in Grid4EU, EvolvDSO and IGREENGrid projects. Presented were also methods of micro-grids operating conditions optimization including PV generation and energy stores.Keywords: MV distribution networks, dispersed generation, electric cars

Marek FLORKOWSKIMaterials and Emerging Test Techniques – Study Committee D1Energetyka 2017, nr 3, p. 237Discussed are papers dedicated to problems of assessment and monitoring of the development of new electrotechnical materials and modern research techniques concerning their operational properties. One must remeber that these problems concern both insulation and conductive materials. Presented are also modern diagnostic tech-niques as well as analysis and interpretation methods concerning results of research on processes related to changes in these materi-als when exposed to electrical, thermal and environmental hazards.

wspólne dla operatorów systemów, nie tylko w Europie, ale również w państwach pozaeuropejskich. Ciągły rozwój urządzeń, instalacji i technologii wytwórczych wyznacza nowe potrzeby i wyzwania dla przyszłych struktur systemów elektroenergetycznych. Prezentowane treści są więc wyznacznikami przyszłych kierunków badań.Słowa kluczowe: systemy elektroenergetyczne, metody i narzędzia analityczne, stany dynamiczne i przejściowe

Konrad PURCHAŁA, Sebastian KRUPIŃSKI, Anna WRONKARynki energii elektrycznej i regulacja – Komitet Studiów C5Energetyka 2017, nr 3, s. 223Zagadnienia dyskutowane podczas sesji poświęconej rynkom ener-gii zostały podzielone na trzy następujące tematy: przyszłość regu-lacji ewoluującego rynku energii elektrycznej; powiązania pomiędzy rynkiem hurtowym i detalicznym; modele rynku i struktury jego re-gulacji w kontekście ewolucji sektora elektroenergetycznego oraz integracja energetyki rozproszonej, DSR (Demand Side Response) i magazynowania energii elektrycznej z punktu widzenia struktury rynku energii elektrycznej. O rynkach energii elektrycznej decydują obecnie w największym stopniu dwa czynniki. Jeden to gwałtowny rozwój nowych technologii, w szczególności odnawialnych źródeł energii (OZE) i magazynów energii, a drugi to wdrażanie mechani-zmów zarządzania popytem DSR. Stwarzają one nowe możliwości biznesowe, ale i wprowadzają znaczące zmiany w istocie samych rynków energii elektrycznej. Decydująca o powodzeniu wielu OZE technologia magazynów energii nie jest na tyle dojrzała, aby można ją wprowadzać jako standard do systemu elektroenergetycznego. Ciągle trwają prace nad udoskonaleniem technologii, a także nad zwiększeniem jej opłacalności, co warunkuje powodzenie tych no-wych zasad rynku.Słowa kluczowe: rynki energii elektrycznej, technologie OZE, ste-rowanie popytem

Andrzej KĄKOLSystemy rozdzielcze i wytwarzanie rozproszone – Komitet Stu-diów C6Energetyka 2017, nr 3, s. 229Przedstawiono grupę referatów poświęconych problematyce plano-wania rozwoju i pracy oraz zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej z dużym nasyceniem generacji rozproszonej. Rozwój generacji roz-proszonej jest przyczyną największych zmian w warunkach pracy sieci dystrybucyjnych SN i nn, które przez wiele lat były projektowane i eksploatowane jako sieci odbiorcze. Obecnie coraz częściej obser-wowany jest odwrócony kierunek przepływu mocy czynnej. W nie-dalekiej przyszłości źródłem zakłóceń w pracy sieci dystrybucyjnych będą samochody elektryczne. Są rozwijane metody estymacji stanu pracy sieci przy wykorzystaniu pomiarów historycznych i ogranicze-niu liczby bieżących pomiarów. W jednym z referatów zaprezento-wano przegląd metod stosowanych do testowania tzw. rozwiązań typu „Smart”. Został on przygotowany przez międzynarodową gru-pę naukowców z 11 instytucji, które były zaangażowane w projekty Grid4EU, EvolvDSO, IGREENGrid. Zaprezentowano także metody optymalizacji warunków pracy mikrosieci z uwzględnieniem genera-cji PV i magazynów energii Słowa kluczowe: sieci dystrybucyjne średnich napięć, generacja rozproszona, samochody elektryczne

Marek FLORKOWSKIMateriały i nowoczesne techniki badawcze – Komitet Studiów D1Energetyka 2017, nr 3, s. 237Omówiono referaty poświęcone zagadnieniom oceny i monitorowa-nia rozwoju nowych materiałów elektrotechnicznych i nowoczesnych technik badawczych ich właściwości eksploatacyjnych. Problemy te dotyczą zarówno materiałów izolacyjnych jak i przewodzących. Przedstawiono także nowoczesne techniki diagnostyczne oraz metody analizy i interpretacji wyników badań procesów przemian w ich strukturach przy narażeniach elektrycznych, cieplnych i śro-dowiskowych. Szczególnym zainteresowaniem objęte są nowe

STRESZCZENIA SUMMARY

Particular attention is paid to new research techniques applied for assessment of technical condition of power industry facilities. Pref-erential subjects of the papers were AC and DC compact insulation systems, new materials as well as non-standard hazards and new diagnostic techniques.Keywords: research techniques, diagnostic tools, new electrotech-nical materials

Tomasz SZUDEJKOInformation Systems and Telecommunication – Study Commit-tee D2Energetyka 2017, nr 3, p. 242Discussed are papers that concerned data communication and tel-ecommunication systems in the power sector and were divided into three leading groups: new applications to control power systems, EPUs response to growing hazards to IT security and mobile opera-tional systems and applications. Presented is the process of crea-tion of an active network security system. Attention is also paid to monitoring of new technologies with the aim to assess their impact on EPUs. Described are requirements ensuring proper integration of dispersed energy sources with distribution networks, first of all with the LV ones. Presented is characteristics of LV networks as a telecommunication system. Attention is turned to the importance of proper IT systems functioning in the aspect of a power system pro-tection and operation.Keywords: IT systems and telecommunication, new technologies, data communication security

techniki badawcze mające zastosowanie do oceny stanu obiektów w elektroenergetyce. Tematami preferowanymi referatów były: kom-paktowe systemy izolacyjne (AC i DC), nowe materiały oraz niestan-dardowe narażenia i nowe techniki badawcze. Słowa kluczowe: techniki badawcze, narzędzia diagnostyczne, nowe materiały elektrotechniczne

Tomasz SZUDEJKOSystemy informatyczne i telekomunikacja – Komitet Studiów D2Energetyka 2017, nr 3, s. 242Omówiono referaty dotyczące systemów teleinformatycznych i te-lekomunikacyjnych w sektorze elektroenergetycznym, zaprezen-towane w trzech tematach wiodących: nowe aplikacje zarządzania systemem elektroenergetycznym, odpowiedź przedsiębiorstw ener-getycznych na rosnące zagrożenia bezpieczeństwa informatycz-nego oraz mobilne systemy i aplikacje operacyjne. Przedstawiono proces tworzenia aktywnego systemu ochrony przed zagrożeniami bezpieczeństwa w sieci. Uwagę poświęcono również monitorowaniu nowych technologii w celu oceny ich wpływu na przedsiębiorstwa elektroenergetyczne. Zaprezentowano wymagania zapewniające poprawną integrację rozproszonych źródeł energii z siecią dystry-bucyjną, w szczególności siecią niskich napięć. Przedstawiono cha-rakterystykę sieci niskich napięć jako medium telekomunikacyjnego. Zwrócono uwagę na znaczenie poprawnie funkcjonujących syste-mów IT w aspekcie automatyki zabezpieczeniowej i prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego. Słowa kluczowe: systemy informatyczne i telekomunikacja, nowe technologie, bezpieczeństwo teleinformatyczne

strona 127www.energetyka.eu

46. SESJA

marzec 2017

Podstawowe informacje na temat CIGRE i PKWSE

CIGRE (ang. International Council on Large Electric Systems) jest największym na świecie międzynarodowym i niezależ-nym stowarzyszeniem zajmującym się rozwojem sektora elektroenergetycznego. Organizacja zrzesza 79 komitetów narodo-wych, w ramach których działa ponad 9100 członków indywidualnych. CIGRE jest wio-dącą organizacją na świecie w zakresie pro-blematyki technicznej z obszaru przesyłu, dystrybucji i wytwarzania energii elektrycz-nej. Ze strukturą organizacyjną i zakresem działalności merytorycznej stowarzyszenia można się zapoznać na stronie interneto-wej CIGRE www.cigre.org.

Komitet narodowy CIGRE w Polsce działa pod nazwą Polskiego Komitetu Wielkich Sieci Elektrycznych (PKWSE). Obecnie liczy on 7 członków wspiera-jących i 104 członków indywidualnych. W przyjętej – w regulaminie organizacyj-nym PKWSE – nomenklaturze członkowie zwyczajni PKWSE mają status członków indywidualnych CIGRE, natomiast człon-kowie wspierający są odpowiednikiem członków zbiorowych CIGRE. Polski Ko-mitet Wielkich Sieci Elektrycznych działa w imieniu CIGRE reprezentując działal-ność stowarzyszenia w Polsce. Należy zaznaczyć, że Polska była członkiem zało-

życielem CIGRE w roku 1921, a przewod-niczącym polskiej delegacji był wówczas prof. Kazimierz Drewnowski.

Działalność CIGRE i PKWSE

Głównym celem CIGRE i PKWSE jest ułatwianie międzynarodowej wymiany wie-dzy technicznej i zrzeszanie ekspertów z całego świata zainteresowanych proble-matyką systemów elektroenergetycznych. CIGRE daje możliwość wspólnego, kom-pleksowego rozwiązywania problemów technicznych na arenie międzynarodowej wraz z rozwijaniem najlepszych praktyk, mających na celu zapewnienie jak najlep-szego funkcjonowania tych systemów. Jak już zaznaczono CIGRE jest organizacją, która umożliwia pozyskiwanie i wymianę wiedzy technicznej w sposób komplek-sowy, to znaczy w zakresie: prowadzenia inwestycji, eksploatacji oraz organizacji i prowadzenia ruchu systemu elektroener-getycznego. Tematyką rozwijaną w ra-mach CIGRE, związaną z zagadnieniami funkcjonowania systemu elektroenerge-tycznego, jest także aparatura wysoko-napięciowa, urządzenia elektroenerge-tyczne, materiały elektrotechniczne, nowe technologie, rynki energii i problematyka ochrony środowiska w aspekcie związa-nym z elektroenergetyką.

Główne kierunki działalności CIGRE i PKWSE można więc syntetycznie przed-stawić jako:• tworzenie środowiska umożliwiającego

rozwój wzajemnych kontaktów zawodo-wych specjalistom operatorów przesy-łowych i dystrybucyjnych, pracownikom ośrodków badawczych, pracownikom laboratoriów akredytowanych, pracow-nikom naukowym uczelni akademickim oraz członkom komitetów normalizacyj-nych z całego świata;

• wymianę informacji i podnoszenie po-ziomu wiedzy technicznej dotyczącej funkcjonowania systemów elektroener-getycznych w skali lokalnej i globalnej;

• prezentowanie najnowszych doświad-czeń i osiągnięć technicznych na are-nie międzynarodowej, w tym zwłaszcza przez producentów aparatury i urządzeń elektroenergetycznych biorących udział w wystawie technicznej towarzyszącej konferencji CIGRE w Paryżu;

• organizowanie międzynarodowych kon-ferencji technicznych, sympozjów oraz warsztatów naukowych.

Konferencje techniczne CIGRE

1. Generalna Sesja CIGRE – sesje gene-ralne organizowane są – od 1924 roku – co 2 lata w Paryżu. To największe

Jacek WańkowiczPrzewodniczący PKWSE

Adam SobczykSekretarz PKWSE

Działalność CIGRE i PKWSE 46. Sesja CIGRE 2016

Activity of CIGRE and PKWSE 46th CIGRE Session 2016

strona 128 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

wydarzenie naukowe i organizacyj-ne stowarzyszenia, które odbywa się w ostatnim tygodniu sierpnia.

2. Sympozja – organizowane w latach nie-parzystych (kiedy nie ma sesji w Pary-żu) przez kraje członkowskie, tematyka techniczna dotyczy zagadnień technicz-nych interesujących dany kraj/region, odbywają się zwykle w miesiącach kwiecień/maj i wrzesień/październik.

3. Kolokwia – organizowane przez po-szczególne Komitety Studiów w krajach członkowskich.

4. Inne wydarzenia – lokalne konferencje techniczne dotyczące wybranej dzie-dziny technicznej, objęte patronatem CIGRE.

Korzyści płynące z członkostwa w CIGRE i PKWSE

Członkowie CIGRE i PKWSE mają możliwość korzystania z innowacyjnego dorobku stowarzyszenia oraz uczestni-czenia, na ulgowych zasadach, w rozma-itych wydarzeniach organizowanych przez CIGRE. W tym zakresie członkostwo umożliwia:• stały dostęp do ponad 8500 materiałów

studialnych CIGRE, w tym do: broszur technicznych, raportów technicznych, artykułów prezentowanych na konferen-cjach technicznych CIGRE; ten dostęp umożliwia strona www.e-cigre.org;

• prezentowanie własnych doświadczeń i wyników badań w postaci artykułów technicznych prezentowanych na kon-ferencjach CIGRE;

• zniżki w opłatach za udział w konfe-rencjach technicznych organizowanych przez CIGRE;

• nawiązywanie bezpośrednich kontak-tów z ekspertami, przedstawicielami przemysłu i przedsiębiorstw energe-tycznych z całego świata;

• bezpłatne otrzymywanie dwumiesięcz-nika ELECTRA, gdzie publikowane są wyniki prac oraz informacje na temat funkcjonowania stowarzyszenia.

Międzynarodowa wymiana wiedzy technicznej w ramach CIGRE

Zagadnienia merytoryczne podejmo-wane przez CIGRE dotyczą 16 głównych obszarów wiedzy, które zostały podzielone między Komitety Studiów (Study Committee „SC”). Podstawowym sposobem funkcjono-wania CIGRE jest działalność Grup Robo-czych (Working Groups „WG”), powoływa-nych w ramach Komitetów Studiów. Na po-ziomie Grup Roboczych dochodzi do mię-dzynarodowej wymiany wiedzy technicznej polegającej na wspólnym rozwiązywaniu problemów technicznych, wspólnej próbie stosowania nowych praktyk i doświadczeń pozyskanych od innych członków Grup Ro-boczych. W skład Grupy Roboczej często wchodzą eksperci z różnych krajów pracu-jący dla operatorów przesyłowych i dystry-bucyjnych, jednostek badawczych, produ-centów aparatury pomiarowej i urządzeń elektroenergetycznych etc., co umożliwia zebranie wielu doświadczeń i różnych pro-pozycji rozwiązywania problemów technicz-nych. Każda praca Grupy Roboczej kończy

się opracowaniem raportu, najczęściej bro-szury technicznej, która publikowana jest na stronie internetowej www.e-cigre.org.

Obecnie w strukturach CIGRE działa aktywnie około 247 Grup Roboczych an-gażując w prace ponad 3400 ekspertów z 64 krajów świata. Streszczenia broszur zamieszczane są w wydawanym dwumie-sięczniku ELECTRA i kwartalniku CIGRE Science & Engineering. Więcej szczegó-łowych informacji oraz spis aktualnie pra-cujących Grup Roboczych znajduje się na stronie http://cigre.org/Technical-activities/Study-Committees-Working-Groups.

46. Sesja Generalna CIGRE 2016 w Paryżu

46. Sesja Generalna CIGRE odbyła się w Paryżu w dniach 21-26 sierpnia 2016 r. W wydarzeniu wzięło udział około 8000 uczestników z 93 krajów, w tym 3290 dele-gatów, osoby towarzyszące oraz osoby wizy-tujące wystawę. W ciągu sześciu dni odbyło się 199 spotkań Komitetów Studiów i Grup Roboczych, podczas których wygłoszono ponad 400 referatów. Na wystawie tech-nicznej swoje nowe produkty i rozwiązania techniczne prezentowało 242 producentów z sektora energetycznego. W wystawie tech-nicznej wzięły udział również firmy z Pol-ski: ZAPEL SA, Energo-Complex Sp. z o.o. i Boryszew SA, Oddział NPA Skawina.

Polska delegacja liczyła 34 delegatów. W materiałach sesyjnych opublikowano 6 referatów przygotowanych przez człon-ków PKWSE. Zestawienie polskich refera-tów przedstawiono w tabeli 1.

Tabela 1Wykaz referatów przygotowanych przez członków PKWSE

Komitet Studiów Tytuł referatu Autorzy

C5 Project SMART – lessons learned from the emergency DSR programmes involving residential consumers and the aggregator M. Krupa, M. Sobczak, K. Kula

C4 Analysis of opportunities to improve the HVDC SwePol Link operation due to commutation failures M. Przygrodzki, P. Rzepka, M. Szablicki

D1 Investigation of mechanical strength for station post composite insulators subjected to variable loads J.G. Wańkowicz, J. Bielecki

D2 Usefulness of AMI data communication systems to the development of Polish DSO smart MV and LV grids with regard to SCADA control systems A. Babś, J. Świderski, M. Tarasiuk

C1 Probabilistic Power Flow as an element of planning methodology M. Przygrodzki, W. Lubicki

A2 On-site replacement of OLTC, drying of winding insulation, induced voltage test with PD measurement of 250 MVA, 400/110 kV, 40 years old transformer M. Szrot, J. Płowucha, R. Kubicki, R. Malewski

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 129marzec 2017

W trakcie sesji odbyły się następujące spotkania i prezentacje:• uroczystość oficjalnego otwarcia Sesji

(CIGRE Official Opening Ceremony),• panel otwierający zatytułowany „Big

shift in power, Shaping power systems of the future”,

• „Large Disturbances Presentations and Discussions” – największe awarie syste-mów elektroenergetycznych i ich wpływ na rynki energii,

• Walne Zgromadzenie członków CIGRE,• sesja plakatowa,• wystawa techniczna renomowanych pro-

ducentów z sektora energetycznego.Podczas uroczystości oficjalnego

otwarcia Sesji przemówienie wygłosił Claudio Facchin, prezes oddziału ABB Po-wer Grids. Zaprezentował największe wy-zwania, którym muszą sprostać budowane współcześnie systemy elektroenergetycz-ne. Do tych wyzwań zaliczył:• wzrost populacji ludzkiej i urbanizację

w aspekcie wzrostu emisji CO2 i średniej temperatury na kuli ziemskiej,

• wyzwania techniczne integracji sieci energetycznej wykorzystującej źródła odnawialne,

• oczekiwania w odniesieniu do sieci XXI wieku: zwiększenie liczby połączeń trans-granicznych, mikroinstalacje wytwórcze, magazyny energii, jakość energii elek-trycznej i rozwój cyfrowych systemów dla stacji elektroenergetycznych.W ramach referatów dotyczących naj-

większych awarii systemów elektroener-getycznych i ich wpływu na rynki energii zostały przedstawione następujące: 1. „Large Disturbance Diemen 27th March

2015” – Maarten Abbenhuise, Nether-lands,

2. „31 March 2015 Turkish blackout and Restoration Process – Serhat Matin, Turkey,

3. „Coping with winter night cascade di-sturbance in Israel – Igor Aronovich, Israel,

4. „Solar Eclipse 2015” – Christoph Schne-ider, Germany,

5. „Market Implications of high penetration of renewables in South Africa – Rainer Korte, Australia,

6. „Addressing Hydrological Risks in a Hy-dro-Based Country: the Brazilian Expe-rience” – Joao Carlos Mello and Luiz Barroso, Brazil,

7. „What is missing from reliability charge regulation in Colombia” – Cecilia Maya, Colombia,

8. „Gas-Electric coordination challenges in the California ISO Market” – Adam Ke-ech, USA.Jak wynika z tematyki zaprezentowa-

nych referatów problematyka awarii sys-temowych i zagadnienia odbudowy syste-mów stanowią przedmiot zainteresowania inżynierów na całym świecie.

Pewną nowością podczas Sesji CIGRE 2016 była dalsza rozbudowa, w porównaniu z Sesją z roku 2014, skali sesji plakatowej. Doświadczenia zebrane podczas poprzed-nich sesji wykazały, że uczestnicy cenią sobie możliwość bezpośredniego kontaktu z autorami referatów, zwłaszcza możliwość zadawania pytań dotyczących prezentowa-nych zagadnień technicznych.

Wystawa Techniczna zgromadziła 242 renomowanych producentów urządzeń elektroenergetycznych i aparatury wyso-konapięciowej, reprezentujących 381 firm. Największą uwagę zwiedzających przy-ciągały takie urządzenia, jak: wyłącznik próżniowy na napięcie 110 kV, rozdzielni-ce GIS z niecieplarnianym gazem G3, pole cyfrowe oraz wiele układów Smart Grid umożliwiających nadzór i kontrole syste-mów elektroenergetycznych z jednostek nadrzędnych.

Zbliżające się konferencje organizowane przez CIGRE

1. Kolokwium 2017 Komitetu Studiów A2 Transformatory, które odbędzie się w Krakowie, w dniach 1 - 6 październi-ka 2017 r. Więcej informacji podano na stronie: http://cigre.cracow2017.com

2. Sympozjum CIGRE 2017 Komitetów Studiów: C1, C2, C4, C5, C6 i B2, któ-re odbędzie się w Dublinie, w dniach 29 maja - 2 czerwca 2017 r.

Więcej informacji podano na stronie: http://cigredublin2017.net/

3. Sesja CIGRE 2018 odbędzie się w Pary-żu, w dniach 26 - 31 sierpnia 2018 r.

Więcej informacji, w tym tematy wybra-ne, podano na stronie: http://cigre.org/Events/Session/Session-2018

Jak przystąpić do CIGRE i PKWSE?

Proces uzyskania członkostwa w CIGRE jest realizowany za pośrednictwem PKW-SE. Aby zostać członkiem CIGRE należy złożyć do PKWSE pisemną deklarację wyrażającą wolę przystąpienia do stowa-rzyszenia (w przypadku członków zwyczaj-nych wymagane jest również przekazanie krótkiego CV w języku angielskim). Decyzję o przyjęciu nowego członka do PKWSE po-dejmuje Rada Zarządzająca.

W przypadku zainteresowania członko-stwem w CIGRE i PKWSE prosimy o kontakt z sekretariatem PKWSE: tel.: 22 836 40 81, fax: 22 836 63 63,e-mail: pkwse@ien.com.pl.

Została także uruchomiona nowa stro-na PKWSE www.cigre.pl, na której można znaleźć więcej szczegółowych informacji na temat członkostwa.

CIGRE

strona 130 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Spotkanie Komitetu Studiów A1 – Elektryczne maszyny wirujące – odbyło się podczas 46. sesji CIGRE w Paryżu w sierpniu 2016 roku. W sesji tej udział wzięło 150 delegatów z 26 krajów. Prze-wodniczący Komitetu Studiów rozpoczął spotkanie od zaprezentowania aktualne-go statusu prowadzonych prac w ramach istniejących Grup Doradczych, Grup Ro-boczych oraz przypomniał uczestnikom zasady udziału i prezentacji opinii w sesji oraz zasady przedstawiania propozycji technicznych.

Prace Komitetu Maszyn Elektrycznych dotyczą wszystkich maszyn wirujących służących do produkcji energii oraz silni-ków dużych mocy. W zakresie zaintereso-wań Komitetu znajduje się również rozwój materiałów i technologii, w tym technologii nadprzewodnikowej, która może mieć za-stosowanie w maszynach elektrycznych. Zakres prac Komitetu to: badania, projek-towanie, produkcja, eksploatacja, konser-wacja, długoterminowa ocena maszyny oraz jej części składowych.

Pod względem technicznym sesja oka-zała się bardzo interesująca, zaakceptowa-ne artykuły przedstawiono w trzech tema-tach wiodących (Preferential Subjects):

Temat 1: Rozwój maszyn elektrycz-nych wirujących i doświadczenie ser-wisowe• Poprawa i rozwój konstrukcji w zakre-

sie projektowania, produkcji, obsługi i konserwacji. Rozwój materiałów izola-cyjnych, niezawodność systemów chło-dzenia i łożysk.

• Wpływ specyfikacji klienta i wymagań operatora sieci na konstrukcję i koszty.

• Zmiany umożliwiające podniesienie mocy znamionowej dużych generatorów.

Temat 2: Zarządzanie żywotnością maszyn elektrycznych• Retrofity, modernizacje, podniesienie

mocy, wzrost sprawności – analiza eko-nomiczna wypływu wymagań operatora sieci na decyzje związane z moderniza-cją maszyny.

• Kontrola, monitoring i diagnostyka.• Najnowsze osiągnięcia w zakresie in-

spekcji z wykorzystaniem specjalistycz-nych robotów.

Temat 3: Zastosowanie maszyn elektrycznych w produkcji energii od-nawialnej• Rozwój konstrukcji o wyższej sprawno-

ści, koszty wytwarzania i problemy ope-racyjne. Monitorowanie i diagnostyka.

• Wpływ awarii i zaburzeń sieci na strate-gie rozwoju konstrukcji i projektowania maszyn.

• Nowe trendy.

W obszarze Tematu 1 „Rozwój ma-szyn elektrycznych wirujących i do-świadczenie serwisowe” przyjęto 15 ar-tykułów.

W obszarze Tematu 2 „Zarzadzanie żywotnością maszyn elektrycznych” zaakceptowano do publikacji 3 artykuły.

W przypadku Tematu 3 „Maszyny elek-tryczne generacji rozproszonej” zaak-ceptowano 1 artykuł.

Najnowsze osiągnięcia w zakresie konwertera mocy

Zauważalny na całym świecie rozwój sieci energetycznych zarówno w obszarze dystrybucji jak i transmisji pokazuje, że ist-nieje coraz większa potrzeba zapewnienia gwarancji niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, poprawy efek-tywności sieci, podniesienia efektywności rynku energii, jak również umożliwienia większej integracji odnawialnych źródeł energii. W związku z tym zachodzi zasad-nicza zmiana w portfelu urządzeń systemu elektroenergetycznego oraz jego warun-ków pracy w stanach ustalonych i nie-ustalonych. Aby sprostać tym wyzwaniom operatorzy systemów dystrybucyjnych nakładają skomplikowane i restrykcyjne wymagania generatorom przyłączanym do sieci. W odpowiedzi na potrzebę rynku fir-my Alstom i GE Power Energy Conversion opracowały nowy typ generatora tzw. Syn-chroGrid [9].

Innowacyjny system generatora i kon-werter (rys. 1) dostarcza technologię, która umożliwia pracę turbiny i generatora przy prędkości niezależnej od częstotliwości sieci, tj. 50 Hz lub 60 Hz.

Ten rozwinięty system posiada inno-wacyjne funkcje operacyjne umożliwiające lepszą obsługę sieci, tj. stabilizacji często-tliwości i napięcia. Nowa technologia ofe-ruje funkcjonalności (aktywne tłumienie, wirtualna bezwładność i FFR – szybka re-akcja na zmianę częstotliwości sieci), które nie są dostępne w konwencjonalnych elek-trowniach cieplnych [9].

Dariusz GurazdowskiGE Power Sp. z o.o.

Elektryczne maszyny wirujące – Komitet Studiów A1

Rotating Electrical Machines – Study Committee A1

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 131marzec 2017

W prototypowym projekcie zmodyfiko-wano standardowy generator o mocy 300 MW (rys. 2), napięciu 22 kV i wodno-wo-dorowym systemie chłodzenia. Zoptymali-zowano stojan generatora jako uzwojenie wielofazowe (zastosowano 27 faz) przy cylindrycznym czterobiegunowym wirniku. Dla sieci 50 Hz generator ma znamiono-wą częstotliwość 100 Hz, a dla sieci 60 Hz częstotliwość znamionowa wynosi 120 Hz. Niezawodność jest porównywalna z kon-wencjonalnym turbozespołami i jest na po-ziomie > 99,7%.

W kwietniu 2015 roku przeprowadzono badanie prototypu w pełnej skali do mocy 350 MW, przyłączonego w szwajcarskiej

sieci o częstotliwości 50 Hz (rys. 3, 4). Funkcjonalność wszystkich komponen-tów zespołu SynchorGrid potwierdzono w trakcie pracy testowej trwającej 250 go-dzin (w tym 70 start-stopów elektrowni). Wydajność systemu, moc, możliwości regulacji prędkości zostały również po-twierdzone testami. Cały układ (generator i konwerter) uzyskały sprawność na po-ziomie 98,0%.

Rozwój konstrukcji

W artykule [12] przedstawiono rozwój konstrukcji turbogeneratora do zastoso-wań w elektrowniach jądrowych z cztero-biegunowym cylindrycznym wirnikiem. Ze względu na specyficzne wymagania nowe-go projektu Hinkley Point C, istniejąca kon-strukcja turbogeneratora typu TA1800-83 (moc 1944 MVA wykorzystana w poprzed-nim projekcie jądrowym Flamanville 3) nie mogła być przyjęta. Pojawiła się potrzeba uruchomienia programu rozwojowego tur-bogeneratora, który stanowiłby standardo-wy produkt pokrywający nie tylko wymaga-nia projektu Hinkley Point C, ale również wymagania rynku dla różnych reaktorów jądrowych (np. EPR™, ABWR, ESBWR) i sieci energetycznych w Europie, Chinach, Wielkiej Brytanii, oraz ograniczeń trans-portowych (rys. 5). W tabeli przedstawiono główne założenia dla nowego generatora typu TA1900-83 (moc 2235 MVA).

Jednym z głównych kierunków w roz-woju konstrukcji turbogeneratora było ogra-niczenie liczby głównych komponentów (rys. 6) i interfejsów w obszarze uzwojenia stojana (np. redukcja liczby prętów, zasto-sowanie jednego układu wyprowadzenia mocy) i obudowy (np. integracja części wen-tylacyjnych z główną obudową).

Rys. 1. Obraz zespołu generator-konwerter określanych nazwą SycnchroGrid

Rys. 2. Widok generatora konstrukcji GIGATOP o pośrednim wodno-wodorowym systemie chłodzenia z 27-fazowym uzwojeniem stojana

Rys. 3. Widok generatora i konwertera AC-AC zespołu SynchroGrid

Rys. 4. Elektrownia przeznaczona do próby typu układu SynchroGrid

Rys. 5. Optymalizacja obudowy generatora typu TA1900-83

Turbine

Variable speed

Grid

Multi phase Connection

Step-up TransformerGenerator Converter

SynchroGrid® Key Design

Converter complete

Converter insideMulti-phase Generator 300MW-Class

TA1800-83 TA1900-83

strona 132 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Opisane zmiany konstrukcyjne miały na celu: • uproszenie instalacji generatora w elek-

trowni, jak również obsługę w trakcie eksploatacji,

• zredukowanie ryzyka wycieku wodoru w trakcie eksploatacji,

• uproszczenie procesu produkcji. W wyniku tej optymalizacji zredukowano

liczbę głównych komponentów z 19 do 3, jak również interfejsów z 24 do 2 (rys. 7).

Przykład modelu 3D układu wypro-wadzenia mocy przedstawiono na rysun-ku 8.

Obecnie projekt R&D dla generato-ra TA1900-83 jest na etapie konstruk-cji szczegółowej. To znaczy, że modele 3D są ukończone, wszystkie obliczenia elektryczne, mechaniczne i wentylacyjne zamknięte. Trwa konstrukcja urządzeń niezbędnych do transportu i instalacji ma-szyny w elektrowni.

Pierwsze komercyjne zastosowa-nie turbogeneratora będzie miało miejsce w projekcie Hinkley Point C, gdzie w 2020 roku przewidziany jest test typu, który osta-tecznie potwierdzi funkcjonalność genera-tora.

Zwiększenie mocy generatora

Ze względu na wysoką sprawność i nieskomplikowaną obsługę turbogene-ratory o pośrednim wodorowym systemie chłodzenia są bardziej preferowanymi maszynami niż turbogeneratory o wodno--wodorowym systemie chłodzenia, w tych samych zakresach mocy. W artykule [15] opisano sposób zwiększenia mocy tur-bogeneratora z pośrednim wodorowym systemem chłodzenia uzyskując wartość 870 MVA (rys. 9).

Klasyfikacje zakresów mocy w zależ-ności od systemu chłodzenia przedsta-wiono na rysunku 10. Obecnie maszyny o pośrednim wodorowym chłodzeniu mają moc, która była zarezerwowana tylko ma-szyn z chłodzeniem wodno-wodorowym. Jest to możliwe dzięki rozwojowi nowych technologii (np. wyższa przewodność cieplna izolacji głównej prętów stojana), jak również technik obliczeniowych.

Tabela 1

Złożenia konstrukcyjne dla nowego typu turbogeneratora TA1900-83

Generator type TA1900-83 TA1800-83

Apparent power (MVA) + 15% (2235) 1944

Armature voltage (kV) 27 23

Number of slots 48 84

Number of // paths 2 4

Air gap (mm) +19% Reference

Outer diameter (mm) +2.5% Reference

Stator Length (mm) = Reference

Stator core weight (t) +4% Reference

Shaft forging weight (t) +1.5% Reference

Rys. 6. Porównanie planów montażowych generator TA1800-83 i TA1900-83

Rys. 7. Porównanie komponentów konstrukcji generatora TA1800-83 i TA1900-83

Rys. 8. Model 3D układu wyprowadzenia mocy

H2 hotH2 cold

TA1800-83 design: 2 terminal box and droppers sets, 168 bars and wedging, 12 terminals, 48 current transformers, 2 phases enclosures

TA1900-83 design: 1 terminal box and droppers set, 6 terminals,196 bars and wedging, 24 current transformers, 1 phases enclosure

19 components / 24 interfaces 3 components / 2 interfacesTA1800-83 TA1900-83

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 133marzec 2017

Jednym z najważniejszych parame-trów, decydującym o uzyskaniu mocy 870 MVA dla tej maszyny, było zastosowa-nie materiałów, które poprawiły współczyn-nik przewodności cieplnej izolacji głównej prętów stojana (rys. 11). W wyniku tego ciepło wytwarzane w prętach jest lepiej odbierane, tzn. generator jest gotowy do pracy z większą mocą.

W związku z większymi stratami ciepl-nymi w uzwojeniu stojana zoptymalizo-wano również system wentylacyjny gene-ratora (rys. 12). Między innymi zmieniono kształt kanałów wentylacyjnych w wirniku (rys.13) uzyskując redukcję strat na pozio-mie 60%.

Optymalizacja układu chłodzenia umożliwiła również zmniejszenie gabarytów generatora i rekonstrukcję chłodnic. Uzy-skano w ten sposób zmniejszenie wymia-rów zewnętrznych o około 20% (rys. 14). Konstrukcja nowej obudowy została w pełni potwierdzona obliczeniami FEM.

Retrofit, wymiana i modernizacja maszyn elektrycznych

Odpowiednie wykonanie rdzenia gene-ratora ze względu na jednorodność izolacji pakietów blach elektromagnetycznych ma znaczący wpływ na żywotność pracy gene-ratora. Zwłaszcza strefa krańcowa rdzenia, która jest najbardziej podatna na wszelkie uszkodzenia międzywarstwowej izolacji.

Rys. 9. Generator o pośrednim wodorowym systemie chłodzenia i mocy 870 MVA

Output 870 MVA

Power Factor 0.90 (lagging)

Rotational Speed 3600 min-1 (2-pole, 60 Hz)

Efficiency 99.0%

Cooling System Indirect Hydrogen-cooling

Rys. 10. Klasyfikacja turbogeneratorów w zależności od systemu chłodzenia

Rys. 11. Współczynnik przewodności cieplnej dla konwencjonalnej i nowej technologii izolacji głównej prętów stojana

Rys. 12. system wentylacyjny turbogeneratora 870 MVA

Rys. 13. Optymalizacja kształtu kanałów wentylacyjnych wirnika

W artykule [6] przedstawiono analizę przy-czyny zwarcia w pakiecie blach turbogene-ratora 450 MVA i w konsekwencji uszko-dzenia rdzenia stojana.

W listopadzie 2012 roku został zauwa-żony nagły przyrost temperatury stojana po stronie napędowej i w konsekwencji nastą-piło zatrzymanie maszyny przez obsługę.

Cooling method

Air- cooling

Indirect Hydrogen-

cooling

Water- cooling

Generator Output [MVA]200 400 600 800 1000 1200

Conventional insulation Developed insulation

Ther

mal

con

duct

ivity

[p.u

.]

1.3

1.2

1.1

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

• Maximum: 1.20 p.u.• Minimum: 1.10 p.u.• Average: 1.14 p.u.• Number of samples: 100

Hydrogen gas cooler

Rotor winding

Stator winding

Rotor channel inlet

Gas flow

Stator core

Cooling gas Cooling gas

(a) Conventional inlet (b) Streamlined inlet

strona 134 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Rys. 15. Obraz stopionego rdzenia w kanale wentylacyjnymRys. 14. Redukcja średnicy zewnętrznej obudowy generatora 870 MVA

Rys. 16. Obraz odziaływania wysokiej temperatury na jarzmo generatora

Rys. 17. Poglądowy obszar uszkodzenia rdzenia generatora

Rys. 18. Widok rdzenia generatora (strona napędowa) po zdemontowaniu pierścienia dociskowego

Inspekcja pokazała bardzo duże uszko-dzenia w postaci stopionego kawałka rdze-nia w kanałach wentylacyjnych (rys. 15) oraz widoczne ślady odziaływania wysokiej temperatury na jarzmo rdzenia (rys. 16).

Dodatkowo zaobserwowano setki me-chanicznych ingerencji na stojanie i wirniku w postaci zastygłych elementów rdzenia, porozrzucanych w trakcie pracy maszyny.

Szczegółowa analiza przyczyn źródło-wych wykazała dwa główne czynniki, które spowodowały awarię generatora: • niedoskonałość procesów produkcyj-

nych – w trakcie rozpakietowywania znaleziono dużą ilość wtrąceń pomię-dzy blachami; w miejscach tych wtrąceń izolacja blach była spalona;

• duże natężenie pola magnetycznego w wy-niku piku prądowego przy starcie wzbudze-nia – w efekcie powtarzające start-stopy maszyny mogły doprowadzić do zwarć między blachami, zwłaszcza w miejscach, gdzie izolacja została uszkodzona.

Hydrogen gas cooler

(a) Conventional frame (b) Application of thin coolers

Main core failure

Hot spots in the yoke

Hot spots in the yoke under slot 11 at DE

Main core failure at the bottom of slot 23 (DE)

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 135marzec 2017

REFERATY KOMITETU STUDIÓW A1

[1] A1-102. Henning H., Hildinger T., Ludwig D.,

Hagmeyer M.: Fatigue Assessment in the

Pole Fixation of Hydro-Generators.

[2] A1-103. Ishizuki T., Osada O., Hasegawa

R., Shiozaki Y., Horio K., Saito M.: Adjusta-

ble speed pumped storage system contri-

buting in stabilization of power system.[3] A1-104. Yamashita H., Okada M.: Upgrade

from the fixed speed to adjustable spe-ed (Okutataragi Pumped storage power plant).

[4] A1-105. Gupta A.K., Chaturvedi D.K., Basu P.K.: Ensuring high quality insulation sys-tem of large motors – design & testing re-quirements.

[5] A1-106. Kang B.H., Fang L., Seo J.H., Lee J.: Efficiency and Cost-effectiveness Com-parison between Synchronous Reluctance Motor and Induction Motor.

[6] A1-107. Bouwmeester C., Meunier J.-M.: Root Cause Analysis of 450 MVA genera-tor stator core fault.

[7] A1-108. Rouco L., Archilla J., Gavilán C.: Impact of turbogenerator uprating

on its transient response in case of grid events.

[8] A1-109. Hildinger T., Brockschmidt M., Gröppel P., Weil M., Weidner J.R.: Impro-ved Generator Performance with a Nano-composite High Voltage Insulation System for Stator Windings – A Status Report.

[9] A1-110. Chan* K., Oesterheld J., Walli K.D., Bocquel A., Roesner R.: Flexible Ge-nerator-Converter System with Enhanced Grid Support Features – Design and Appli-cations.

[10] A1-111. Faria E., Hildinger T., Jacob M.: Voith Hydro’s experience with the aging of insulation.

[11] A1-112. Študir J., Petrinić M., Elez A., Pe-trinić M.: Loss reduction methods of salient pole synchronous generator damper win-ding by means of slot skew.

[12] A1-113. Chay P., Finet L., Boyer J., Ferna-gut V., Lafossas P., Doireau J.-M.: Optimi-zed design of 4-pole Turbo Generator 2235 MVA platform.

[13] A1-114. Boughrara S.: Analytical and Nu-merical Computation of Wound Field Syn-chronous Generators.

[14] A1-115. Tao D.J., Sun Y.T., Zou J.B., Ge B.J.: Calculation and Analysis of Dynamic

Damper Bars Currents and Electromagne-tic Force for a Generator-Motor Working as Synchronous Condenser.

[15] A1-116. Sako H., Koga K., Maeda H., Ono-da M., Tanaka K., Nakamura Y.: Develop-ment of Larger Output Indirectly Hydrogen--cooled Turbine Generator with High Heat Transfer Main Insulation.

[16] A1-201. Carvalho A.T., Amorim H.P., Brasil F.S., Vilhena P.R.M., Carvalho D.S.: Bra-zilian Experience with Development and Deployment of an Online PD Monitoring System on Rotating Machines Based on Virtual Instrumentation.

[17] A1-202. Sedding H.G., Stone G.C., Warren V.: Progress in interpreting on-line partial discharge test results from motor and ge-nerator stator windings.

[18] A1-203. Baena R., Rodrigez S., Villarru-bia A., Remartinez B., Martinez O.: As-sessment of manufacture quality of stator windings insulation of rotating machines by means of macrographic analysis.

[19] A1-301. Crivicich R.H., García J.L., Peguero-les R.: Development of a Methodology for the Design of Axial Flux Microgenerators.

Rys.19. Pik prądowy (zielona linia) przy starcie układu wzbudzenia przed instalacją systemu łagodnego startu

Rys. 20. Pik prądowy przy starcie układu wzbudzenia po instalacji systemu łagodnego startu

CIGRE

Peak of 2500 A

900 A

900 A

strona 136 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Na 46. Sesji CIGRE poruszano proble-matykę związaną z trzema tematami wio-dącymi (Preferential Subject):• PS1 – Postęp w dziedzinie diagno-

styki i monitoringu transformatorów (Advances in Transformer Diagnostic and Monitoring),

• PS2 – Transformatory i ich wypo-sażenie w sieciach EHV/UHV oraz EHVDC/UHVDC (EHV/UHV and EHVDC/UHVDC Transformers and their components),

• PS3 – Uzwojenia transformatorów (Transformer windings).W artykule ograniczono się do omówie-

nia tematyki kilku referatów poświęconych postępom w diagnostyce i monitoringu transformatorów (temat wiodący nr 1).

Działalność Komitetu Studiów A2

Aktualny skład Komitetu:• przewodniczący (Chairman): Simon Ry-

der (UK),• sekretarz: Tim Gradnik (Słowenia), peł-

niący również funkcję organizatora stro-ny internetowej (Web Master)

oraz• 24 członków stałych i 20 obserwatorów.

Grupy Doradcze

Przewodniczący Komitetu Studiów w procesie decyzyjnym jest wspierany przez członków pięciu grup doradczych (Advisory Group) zajmujących się:

• AG A2.1 – planowaniem strategicznym (Strategic Planning),

• AG A2.2 – propagowaniem działalno-ści technicznej Komitetu oraz szeroko pojętą pomocą ukierunkowaną na użyt-kowników transformatorów (Customer & Tutorial),

• AG A2.3 – technologią transformatorów (Transformer Technology),

• AG A2.4 – problematyką eksploatacyjną transformatorów (Transformer Utilisa-tion) – wśród członków przedstawiciel z Polski – J. Osadnik,

• AG A2.5 – Transformatory UHVA-C&DC (Ultra High Voltage Transformer AC&DC).

Kolokwium Transformatorowe 2017

W roku bieżącym, w Krakowie, w dniach 1-6 października, zostanie zor-ganizowane kolokwium Komitetu Studiów A2 Transformatory. Jego program ramowy przewiduje: • 2 - 3 października – kolokwium, • 1 oraz 4 października – spotkania Grup

Roboczych,• 5 października – spotkanie Komitetu

Studiów,• 6 października – wycieczkę techniczną.

Zaproponowano zagadnienia związane z tematami wiodącymi:• PS1: Poziomy hałasu transformatorów

energetycznych.• PS2: Diagnostyka i niezawodność wy-

posażenia transformatorów energetycz-nych.

• PS3: Innowacyjne rozwiązania w trans-porcie i montażu transformatorów ener-getycznych.

47. Sesja w 2018 roku

Problematyka wytypowana na 47. Se-sję Plenarną, która odbędzie się w Paryżu w 2018 roku, przedstawia się następująco:• PS1 – Zagadnienia termiczne w trans-

formatorach energetycznych (Thermal Characteristics of Power Transformers), a w szczególności:– lokalizacja hot-spotów w uzwoje-

niach drogą pomiaru bezpośrednie-go oraz na podstawie badań mode-lowych, przy różnych układach chło-dzenia,

– określanie przyrostów temperatury w obwodzie magnetycznym, na kadzi oraz innych elementów konstrukcyj-nych transformatorów za pośrednic-twem pomiaru bezpośredniego oraz na podstawie badań modelowych,

– wpływ wymagań dotyczących do-puszczalnych przeciążeń na kon-strukcję nowych transformatorów oraz dobór wyposażenia.

• PS2 – Postęp w dziedzinie diagnostyki i modelowaniu transformatorów energe-tycznych (Advances in Diagnostics and Modelling), obejmujące:– modelowanie transformatorów ener-

getycznych oraz dławików przy wy-sokiej częstotliwości, odniesienie do wyników pomiarów na obiektach rze-czywistych,

Marceli KaźmierskiInstytut Energetyki

Paweł WarczyńskiEkofluid Polska Sp. z o.o.

Transformatory – Komitet Studiów A2

Transformers – Study Committee A2

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 137marzec 2017

– interpretacja oraz modelowanie cha-rakterystyk odpowiedzi częstotliwo-ściowej uzwojeń,

– doświadczenia w zastosowaniu róż-nych metod pomiaru wyładowań nie-zupełnych, na stacji prób oraz w miej-scu zainstalowania transformatora.

• PS3 – Próby odbiorcze w miejscu za-instalowania transformatora (Site Com-missioning Tests), w tym:– wymagania odnośnie do prób od-

biorczych stosowanych w miejscu zainstalowania transformatora lub dławika,

– wymagania dodatkowe odnośnie do prób odbiorczych stosowanych w miejscu zainstalowania transforma-tora lub dławika, wynikające z uwa-runkowań lokalnych,

– ruch próbny transformatora lub dła-wika, wytyczne dotyczące monitoringu jednostek w trakcie ruchu próbnego.

Systemy monitoringu stanu technicznego transformatora

Problematyka związana z systemami monitoringu pracującymi w trybie on-line po-jawia się w referatach [1, 3, 8-10, 13, 14]. Ob-serwuje się tendencję do wpisywania tychże systemów do ogólnej strategii tworzenia inteligentnych sieci energetycznych (smart grid). W zależności od warunków lokalnych oraz potrzeb podstawowe bloki systemu naj-częściej umieszczone są fizycznie w klimaty-zowanych szafkach na transformatorze i/lub w budynkach stacji energetycznej, a uzyski-wane informacje wykorzystuje się zarówno lokalnie, jak i w oddalonych centrach de-cyzyjnych. Do komunikacji z tymi ostatnimi często korzysta się z łączności przy wyko-rzystaniu np. Internetu.

Jednym z wniosków wypływających z kilkuletnich eksploatacji systemów pilo-towych jest potrzeba zintegrowania tychże systemów z innymi systemami stacyjnymi. Np. brazylijski system DianE [1] współpra-cuje ze stacyjnym systemem sterowania i nadzoru stacji (SSiN), w energetyce ru-muńskiej [14] widzi się celowość połącze-nia systemu monitoringu z tradycyjnym rejestratorem zakłóceń.

Przy dużej liczbie informacji pewnym problemem staje się ich wizualizacja. Na rysunku 1 przedstawiono przykład takiej wi-zualizacji w systemie ESMDU-TRANS pra-cującym w energetyce ukraińskiej [13].

Opracowany przez University of Qu-eensland (Australia) inteligentny system monitoringu [3] charakteryzuje się tym, że na podstawie sygnałów z wielu czujników pracujących w trybie on-line i off-line jest w stanie określić pozostały czas „życia”

technicznego izolacji papierowej uzwojeń (rys. 2). Do postawienia diagnozy wykorzy-stano tam m. in. sieci Bayesa oraz metodę fuzji (łączenia) informacji.

O wiarygodności utworzonego algo-rytmu może świadczyć tabela 1, w której zestawiono wartości zawilgocenia izolacji w czterech transformatorach, wyznaczo-ne off-line przy wykorzystaniu pomiaru odpowiedzi dielektrycznej układu izolacyj-nego metodą spektroskopii dielektrycznej

Rys. 1. Przykład wizualizacji informacji w systemie ESMDU-TRANS [13].

1 – tablice z bieżącymi wartościami parametrów diagnostycznych, 2 – kolorowe wskaźniki określające stan tych parametrów (normalny, ostrzegawczy, alarmowy, awaryjny), 3 – kolorowy wskaźnik stanu analizowanego podzespołu, 4 – zmiana w czasie wybranych parametrów, 5 – elementy sterowania (przełączniki, przyciski)

obrazem, 6 – przełączniki rodzaju pracy (nastawy, testowanie, diagnostyka okresowa, praca ciągła, raportowanie)

Rys. 2. Ekran kalkulatora pozostałego czasu „życia” technicznego izolacji papierowej uzwojeń w systemie University of Queensland [3]

strona 138 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

w dziedzinie częstotliwości (FDS) oraz obliczone w systemie University of Queen-sland na podstawie doprowadzonych do systemu sygnałów, w tym z czujnika zawil-gocenia oleju.

Przyczynek do określania indeksu stanu technicznego

transformatora

Od kilku lat w energetyce światowej zaczęto wprowadzać (patrz np. [39, 40]) tzw. indeks stanu technicznego trans-formatora HI (Transformer Health Index), określany na podstawie szczegółowych badań diagnostycznych prowadzonych w trybie on-line oraz off-line (DGA, ba-dania oleju, pomiar zawartości furanów, stan wyposażenia i inne). Jego wartość z jednej strony implikuje długość ocze-kiwanego okresu eksploatacji, z drugiej zaś może służyć do utworzenia rankingu posiadanych jednostek od strony tech-nicznej. Podstawowym problemem przy wyznaczaniu HI jest właściwe określenie współczynników wagowych poszczegól-nych wskaźników diagnostycznych.

W referacie [10] wykazano słabe strony tego sposobu określenia stanu technicznego transformatora. Niewłaściwy dobór współ-czynników wagowych może skutecznie maskować poważne defekty w danej jedno-stce. Przykładem takich defektów może być korozja, zużyte uszczelki czy wycieki oleju w transformatorze, którego indeks HI będzie wysoki przy dobrych wynikach np. DGA.

Eksploatacja ukierunkowana na niezawodność dostawy

energii (RCM)

Alternatywą zapobiegawczych zabiegów eksploatacyjnych jest strategia oparta na przewidywaniu skutków defektów w trans-formatorze, czyli RCM (Reliability Centered Maintenance) [38]. Jest to podejście umoż-liwiające uzyskanie wysokiej niezawodno-ści transformatora przy stosunkowo niskim koszcie. Zasadniczo jest to skomputeryzo-wane narzędzie do podejmowania optymal-nej strategii w zakresie programu eksplo-atacji/diagnostyki. RCM można zdefiniować również jako strukturalny proces decyzyjny, którego zadaniem nie jest ocena niezawod-

ności danej jednostki, a ocena konsekwen-cji zaistnienia uszkodzenia w tej jednostce i podjęcie w odpowiednim momencie właści-wych środków zaradczych.

W odniesieniu do transformatorów [10] RCM sprowadza się do zapewnienia funkcjo-nalności jednostki w całym okresie eksplo-atacji, identyfikacji rodzajów uszkodzeń, któ-re mogą ograniczyć tę funkcjonalność oraz wyboru odpowiednich efektywnych środków do kontrolowania tychże uszkodzeń.

Utworzony w tym celu rodzaj struktural-nego indeksu stanu, łączącego ze sobą ry-zyka związane z eksploatacją, podzespoły transformatora oraz rodzaje możliwych uszkodzeń pokazano na rysunku 3 [10].

W systemie monitoringu opisanym w [10] znajduje się system ekspertowy, któ-ry wypracowuje zalecenia dla użytkownika prowadzące do ograniczenia ryzyka uszko-dzenia zarówno podzespołów transforma-tora, jak i całej jednostki.

Niektóre aspekty analizy gazów rozpuszczonych w oleju (DGA)

Wiarygodność analiz wykonanych przy wykorzystaniu czujników pracujących w trybie on-line

Powszechnie spotykanymi elementa-mi we współczesnych systemach monito-ringu stanu technicznego transformatora są czujniki przeznaczone do pomiaru za-wartości gazów rozpuszczonych w oleju. Pierwsze czujniki z lat 90. ubiegłego stu-lecia monitorowały koncentrację jednego

Tabela 1

Porównanie wyników pomiarów odpowiedzi dielektrycznej z rezultatami obliczeń według algorytmu University of Queensland

Moc transformatora, MVA 12,5 12,5 25 225/375

Wiek w momencie badań, lata 33 33 29 7

Zawilgocenie – pomiar FDS, % 3,9 3,0/3,61) 3,7 0,3

Zawilgocenie – algorytm UQ, % 3,8 3,7 2,7/2,9 0,41) wykonano dwa pomiary

Rys. 3. Ilustracja analizy efektów różnego rodzaju

uszkodzeń (FMEA – Failure Mode Effects Analysis)

w formie drzewa uszkodzeń – od parametrów

eksploatacyjnych, poprzez podzespoły transformatora,

do awarii [10]

USZKODZENIE TRANSFORMATORA

PARAMETRy EKSPlOATAcyjNE PARAMETRy EKSPlOATAcyjNE

Część aktywna IZOlATORy PPZ

OR

OR OR OR

AND AND AND AND ANDRodzaj usz-kodzenia 1

Rodzaj usz-kodzenia 2

Rodzaj usz-kodzenia n

Rodzaj usz-kodzenia 1

Rodzaj usz-kodzenia n

a b c . . . p q r . . . m n o . . . p q r . . . m n o . . .

. . . . . .

. . .

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 139marzec 2017

gazu lub mieszaniny kilku gazów podsta-wowych (np. czujniki Hydran). Obecnie na rynku dostępne są czujniki różnych typów, które monitorują koncentrację wielu gazów (np. AMS - 500 Plus - Calisto firmy Morgan Shaffer czy też Transfix firmy Kelman Ltd.). Ich producenci zapewniają potencjalnych użytkowników o wysokiej dokładności i stabilności oferowanych urządzeń, co jednakże nie zawsze znajduje potwierdze-nie w praktyce. Obowiązujące normy sto-sują się jedynie do metod laboratoryjnych. Ocena poprawności wskazań rzeczonych czujników wymaga porównania ich wska-zań z rezultatami analiz wykonanych w la-boratorium na pobranych próbkach oleju. Przykład takiego porównania pochodzący z energetyki rumuńskiej [14] przedstawiono w tabeli 2. Autorzy referatu nie podali typu czujnika, a dużą różnicę w koncentracji wo-doru tłumaczą procesami chemicznymi re-kombinacji, ewaporacją gazu do atmosfery podczas pobierania próbki oleju, jej trans-portu i w trakcie wykonywania analizy.

Wyniki badań prowadzących do oceny wiarygodności wskazań czujników pra-cujących w trybie on-line przedstawiono w referacie [16]. Do tego celu skonstru-owano urządzenie składające się z kadzi z zespołem grzałek, na której zamontowa-no czujnik pomiarowy zawartości gazów w oleju, zbiornik do odgazowania, służący jednocześnie jako konserwator oraz pom-py do wymuszenia przepływu oleju. Użyto komercyjnego czujnika, który miał możli-wość jednoczesnego określenia zawarto-ści tlenku węgla, acetylenu i etylenu przy wykorzystaniu spektroskopii w poczerwieni

oraz zawartości wodoru za pośrednictwem elementu mikroelektronicznego. Wybrane wyniki badań pokazano na rysunku 4.

Uwzględnienie dynamiki procesu rozpuszczania się gazów w oleju

W referacie [16] stwierdzono, iż przy diagnozie opartej na DGA należy uwzględ-nić dynamikę procesu rozpuszczania się gazów w oleju, i to zarówno na etapie

generacji gazów, jak i ich utraty w drodze wydzielania się do powietrza. Problem za-sadniczo dotyczy transformatorów „oddy-chających”, tzn. z dostępem powietrza at-mosferycznego do oleju, a więc większości konstrukcji z konserwatorem.

Na podstawie badań modelowych po-dano zależności pomocne do oszacowa-nia utraty gazów w kadzi i konserwatorze w zależności od objętości kadzi i konser-watora, współczynnika utraty gazu i stop-nia wymiany/mieszania się oleju pomiędzy kadzią a konserwatorem. Oczywistym jest, że przy intensywnej wymianie oleju utrata gazów jest większa.

Procesem działającym w drugą stronę jest powolne rozpuszczanie się gazów po-chodzących z powietrza atmosferycznego – głównie azotu i tlenu – w oleju w kon-serwatorze, a następnie przechodzenie do kadzi transformatora w efekcie wspomnia-nego mieszania się oleju.

Odrębnym problemem jest tempo zmia-ny koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju w reakcji na szybką zmianę parame-trów eksploatacyjnych (np. przeciążenie).

Tabela 2

Porównanie koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju wskazywanych przez zainstalowany na transformatorze 250/259/80 MVA 400/121/20 kV czujnik pracujący

w trybie on-line oraz określonych w laboratorium na podstawie pobranej próbki oleju [14]

Gaz wydzielony z olejuKoncentracja gazów, ppm

pomiar on-line pomiar off-line

Wodór (H2) 238 83

Acetylen (C2H2) 21 18

Tlenek węgla (CO) 298 329

Metan (CH4) - 19

Etylen (C2H4) - 21

Etan (C2H6) - 4

Dwutlenek węgla (CO2) - 3095

Rys. 4. Porównanie koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju transformatorowym określonych przy wykorzystaniu czujnika pracującego w trybie on-line oraz w laboratorium [16]

a) koncentracja wodoru, b) tlenku węgla, c) etylenu

a) b)

c)

strona 140 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Na rysunku 5 pokazano wskazania czuj-nika (jeden gaz) zamontowanego na trans-formatorze blokowym o mocy 750 MVA, mającego możliwość przeciążenia do 1000 MVA. Na skutek awarii transformato-ra pracującego równolegle jednostka była przeciążona przez kilka miesięcy. Po powro-cie do normalnego obciążenia zawartość gazów rozpuszczonych w oleju obniżyła się

krywanie uszkodzeń w postaci wyładowań i przegrzań, ale dają niewielkie możliwości rozpoznania i lokalizacji ich występowania. W referacie [6], na podstawie bazy danych rezultatów analiz 118 uszkodzonych trans-formatorów w latach 1994 - 2014 (wyniki DGA, rodzaj uszkodzenia i jego szczegóły) przedstawiono sposób ominięcia tej niedo-godności. Punktem wyjścia jest utworzenie tzw. wzorca gazowego. Jest to standard opracowany przez ETRA (Electric Techno-logy Research Association) i wykorzysty-wany w energetyce japońskiej od początku lat 70. ubiegłego wieku [41]. Wzorce gazo-we wykreśla się na podstawie koncentracji najważniejszych gazów charakterystycz-nych (H2, CH4, C2H6, C2H4, C2H2) w sto-sunku do tego spośród nich, którego jest najwięcej i którego zawartość przyjmuje się jako 1. Zaprezentowana metoda HS-T umożliwia określenie uszkodzonego ele-mentu wewnątrz transformatora zależnie od zdiagnozowanego typu uszkodzenia i przy-czynę uszkodzenia. Opracowany algorytm daje dokładność rzędu 95% w odniesieniu do sześciu typów uszkodzeń wyszczegól-nionych w normie IEC 60599.

Na rysunku 6 pokazano przykładowe wzorce gazowe wraz z przyporządkowa-nymi do nich uszkodzonymi elementami transformatora oraz rodzajem uszkodze-nia. Wg [42] D2 i T3 oznaczają odpowied-nio: uszkodzenie elektryczne, wyładowanie o dużej energii oraz uszkodzenie termiczne o temperaturze wyższej od 700oC.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW A2

[1] A2-101. Queiroz L.F., Araujo J.M., Alme-ida P.V., Padilha R.J.C., Neto D.O., Santos C.C., Lima L.G., Altmann A., Santos L.C.F (Brazylia): Remote Monitoring System and Analysis of Equipment Performance for Asset Management.

[2] A2-102. Kido T. (Japonia): Determinants of Transformer Life and Sophistication of Deterioration Diagnosis Corresponding to Aging.

[3] A2-103. Saha T.K., Martin D., Ma H., Eka-nayake C., Russell G., Buckley G., Gray T., Caldwell G. (Australia): Smart Monitoring of Power Transformers: Project Update.

Rys. 5. Koncentracja gazu rozpuszczonego w oleju transformatora blokowego o mocy 750 MVA przed i po przeciążeniu do 1000 MVA

Rys. 6. Przykłady wzorców gazowych [6]: a) uzwojenie, uszkodzenie D2, b) odpływ, uszkodzenie D2, c) uzwojenie, uszkodzenie T3, d) rdzeń, uszkodzenie T3

do poziomu przed przeciążeniem dopiero w okresie ponad roku.

Nowy sposób interpretacji wyników DGA

Tradycyjne sposoby oceny wyników analizy chromatograficznej gazów rozpusz-czonych w oleju (DGA) pozwalają na wy-

a) b)

c) d)

H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

1.0

0.5

0.0

1.0

0.5

0.0

1.0

0.5

0.0

1.0

0.5

0.0

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 141marzec 2017

[4] A2-104. Foata M., Beauchemin R. (Kana-da), Viereck K., Saveliev A., Hochmuth H. (Niemcy): New Online Vibro-Acoustic Tap--Changer Diagnostic Method – First Re-sults and Practical Experience.

[5] A2-105. Choi W.H., Hwang-Bo S.,W., Park C.S., Park J.S. (Korea): Denoising of UHF Signals based on RBPF and the Localiza-tion of PD Sources using FDTD Method in Power Transformer.

[6] A2-106. Jung J.R., Seo H.D., Kim S. J., Kim S.W. (Korea): Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) Diagnostic Methods with Estimation of Fault Location for Power Transformer Based on Field Database.

[7] A2-107. Gago Garcia H., Garnacho Vecino F., Sanches-Uran M. A., Ortego la Moneda J., Uliarte Ranea I. (Hiszpania): Condition Assessment of Power Transformers in Se-rvice using PD Monitoring.

[8] A2-108. Ding H., Heywood R., Jarman P., Ryder S., White S. (Wlk. Brytania): Diagno-sing Difficult Transformer Problems Using Online Condition Monitoring.

[9] A2-109. Wang Z.D., Liu Q., Jarman P., Wilson G., Hooton R., Walker D., Dyer P., Smith P.W.R., Gyore A., Martin R., Mavrom-matis P., Noakhes J. (Wlk. Brytania), Krause C.H. (Szwajcaria): Condition Monitoring and Diagnostic Assessment of Transformers.

[10] A2-110. Lorin P. (Szwajcaria), Che-im L. (USA), Pettersson L., Gustafsson K. (Szwecja), teNyenhuis E. (Kanada): Transformer Health Index and Probability of Failure Based on Failure Mode Effects Analysis (FMEA) of a Reliability Centered Maintenance (RCM) Program.

[11] A2-111. Coenen S., Siegel M., Tenbohlen S. (Niemcy), Luna G. (Francja): Parameters influ-encing Partial Discharge Measurements and their Impact on Diagnosis, Monitoring and Ac-ceptance Tests of Power Transformers.

[12] A2-112. Coulibaly M.L., Perrier C., Maru-gan M. (Francja): Assessment of Methanol as Cellulose Aging Marker in Mineral and Ester Oils.

[13] A2-113. Kontorovych L., Bass A. (Ukraina): Expert System of Monitoring, Diagnostics and Control for Transformers (ESMDU_TRANS).

[14] A2-114. Moldoveanu C., Florea M., Rusu A., Budan M., Hategan I., Stroica P., Bre-zoianu V., Aurelian V., Avramescu M., Iomi-ta I., Szlivka S (Rumunia): Improvements of Large Power Transformer Condition Real Time Monitoring and Diagnosis Expert System – a Romanian Experience.

[15] A2-115. Volkov A.Yu., Drobyshevski A.A., Larin V.S., Matveev D.A., Drobyshevski S. A. (Rosja): Interpretation of Results of Dia-gnostics of Power Transformers by Using the Frequency Response Analysis.

[16] A2-116. Tenbohlen S., Hohlein I., Lukas M., Müller A., Schröder K., Sundermann U. (Niemcy): Dynamic Behaviour of Fault Gases and Online Gas Sensors.

[17] A2-201. Vita A., Montanha J., Oliveira E. (Brazylia): Evaluation Method of VFT Stresses for Power Transformer Winding Design – Interaction Experience Between Manufacturer and Utility.

[18] A2-202. Girgis R., Verner J., Hoffman G. (USA): Establishing Power Transformers Capability while under Geomagnetic Di-sturbances.

[19] A2-203. Srivastava T., Mitra N.S., Moor-kath V. (Indie): 3 Phase 420 kV Shunt Re-actor Manufacturing and Quality Sensitivity for Vibration Control – A Case Study.

[20] A2-205. Lee K.H., Park C.J., Yang C.H., Choi W.H. (Korea): The Proposal of Per-missible Vibration Level for Power Trans-former and its Accessories.

[21] A2-206. Cuesto M., Porrero J., Muñoz M., Camara J. (Hiszpania), Hurlet P., Tanguy A., Ryadi M. (Francja): Short Circuit Design Conception and Validation of a 570 MVA, Single-Phase GSU-Transformer by SC-Wi-thstand Tests on a Mock-up Unit.

[22] A2-207. Kirchner I., Dohnal D., Krämer A., Koczula C., Späth M., Sundermann U. (Niemcy): Advanced Designs of Variable Shunt Reactors with On-load Tap-chan-gers for Wider Regulation Range.

[23] A2-208. Fritsche R. (Niemcy), Pukel G. J. (Austria): Large Power Transformers Using Alternative Liquids – Experience in the Range of 420 kV Transmission Level.

[24] A2-209. Ryadi M., Tanguy A., Altiery D., Anagonou L. (Francja), Fleck G., Ausserho-fer S. (Austria): No-load Long Duration Test Experience to Test the Thermal Performan-ce of the Transformer Magnetic Core.

[25] A2-210. Han X.C., Wang X.N., Wang N.H., Li B., Wu Z.R., Mi C.I., Zhang X.L., Zhong J.T., Sun S.B., Wang S.J. (Chiny): Rese-arch and Application of UHV AC Transfor-mers and Shunt Reactors.

[26] A2-211. Antonov A., Kosolapov L., Pesh-kov M., Perna M., Goryushin Y., Bulykin P., Kubarev L., Chuprikov V. (Rosja): Fast Response Thyristor Controlled Shunt Re-actor. Development and Application Expe-rience.

[27] A2-301. Lemm A.W., Trujillo A., Rapp J., Lukisch J. (USA): Accelerated Transformer Aging using Upgraded Kraft and Natural Ester Insulation System.

[28] A2-302. Davydov V.G. (Australia): Post-Fa-ilure Evaluation of Dielectric Performance of Winding of 38-y.o. Transformer Enhan-ced by On-Line Moisture Monitoring

[29] A2-303. Szrot M., Plowucha J., Kubicki R., Malewski R. (Polska): On-site Replace-ment of OLTC, Drying of Winding Insula-tion, Induced Voltage Test with PD Measu-rement of 250 MVA, 400/110 kV, 40 Years Old Transformer.

[30] A2-304. Smeets R.P.P., Bruil R. (Holandia): Experiences and Innovations in Transfor-mer Short-circuit Current Withstand Te-sting.

[31] A2-305. Bae B.H., Kim S.E., Choi J., Park S. W., Kim Y.G. (Korea): Design of 154 kV Power Transformer Using Natural Ester Oil.

[32] A2-306. Lee K.H., Song J.H., Seok B.Y., Kim H.M., Choi I.R. (Korea): A Study on Inflammable Gas Generation according to Small Gap Discharge within Floating Elec-trodes by Induced Voltage in Power Trans-former.

[33] A2-307. Cranganu-Cretu B. (Szwajca-ria), Murillo R., Berrogaín M., Cuesto M., Roy C., Sánchez L. (Hiszpania): Dry-type Subtransmission Transformer: Dry Power Transformers for the 123 kV and 145 kV Voltage Class.

[34] A2-308. Cranganu-Cretu B. (Szwajcaria), Murillo R., González P., Berrogaín M., No-gués A., Maorad J., Cuesto M., Royo F., González T. (Hiszpania), Mauri F., Vercellotti U. (Włochy): Short-circuit Testing of 66 kV / 34 MVA Dry-type Power Transformer.

[35] A2-309. Tenbohlen S., Breuer C., Schmidt N., Stirl T. (Niemcy), Devaux F., Lebreton R. (Francja): Evaluation of the Thermal Performance of Transformer Windings by Numerical Investigations and Measure-ments.

[36] A2-310. Campello H.M.R., Baltazar J.P.B., Carvalho C.M.M., Lopes R.C., Oliveira R. T., Fonte C.M., Dias M.M., Lopes J.C.B. (Por-tugalia): Novel Thermal-Hydraulic Network Model for Shell-Type Windings. Compari-son with CFD and Experiments.

[37] A2-311. Larin V.S., Matveev D.A. (Rosja): Influence of the Lightning Impulse Shape on the Electrical Stresses on Windings In-sulation of Power Transformers and Shunt Reactors.

strona 142 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

POZOSTAłE PUBLIKACJE[38] IEC60300-3-11/2009, Dependability Ma-

nagement, Part 3/11 – Reliability Centered Maintenance.

[39] Beauchemin C., Aubin J.: Significance of On-Line Monitoring Data in the Determina-tion of Transformer Health Index, CIGRE SC A2 & D1 Joint Colloquium 2011, Kyoto, Japan, Rep. PS1 - O - 3.

[40] Jarman P., Hooton R., Walker L., Wang Z., Zhotong Q., Ishak T.: Transformer Life Prediction Using Data from Units Remo-ved from Service and Thermal Modeling, CIGRE 2010, Rep. A2 - 212.

[41] Okubo H., Sato T., Imagawa H., Ebisa-wa Y., Kobayashi T., Shirasaka Y.: Aged Transformer Maintenance and Diagno-stics Using New Methods with Dissolved

Gas Analysis in Japan, CIGRE 2010, Rep. A2 - 205.

[42] IEC 60599, Mineral Oil-Impregnated Elec-trical Equipment in Service – Guide to the Interpretation of Dissolved and Free Gases Analysis.

CIGRE

ulega bowiem żadnej wątpliwości, że doko-nują się zmiany w bezpieczeństwie pracy systemów elektroenergetycznych spowo-dowane przez otoczenie tych systemów. Pod pojęciem otoczenia należy tutaj ro-zumieć zarówno środowisko naturalne jak i wymuszenia realizowane przez człowieka na potrzeby innych zadań i innej infrastruk-tury. Jako przykłady takiego oddziaływania otoczenia można podać odnawialne źródła energii, ograniczenia terenowe, ekstremal-ne warunki klimatyczne i pogodowe, trzę-sienia ziemi oraz wymagane ograniczanie emisji gazu SF6. Jednocześnie mamy do czynienia z rosnącym poziomem napięć znamionowych sieci elektroenergetycz-nych, i to zarówno prądu przemiennego jak i stałego, któremu towarzyszy wzrost odległości, na jakie energia elektryczna jest przesyłana. Konsekwencją podanych uwarunkowań są propozycje rozwiązań uwzględniające coraz szerzej połączenia kablowe, układy do kompensacji, zarówno równoległej jak i szeregowej, innowacyjne zastosowania energoelektroniki, a także

• wymagania dla aparatury wysokiego napięcia prądu stałego, np. wyłączni-ków, odłączników, uziemników, ogra-niczników przepięć;

• rozwój, testowanie i sprawdzanie apara-tury wysokiego napięcia.Dla grupy drugiej:

• wpływ środowiska i stanu technicznego na procesy eksploatacyjne,

• optymalizacja praktyk eksploatacyj-nych,

• metody zapobiegania przeciążeniom.Dla grupy trzeciej:

• zaawansowane narzędzia do konstru-owania i symulacji,

• integracja umiejętności i ich wykorzy-stanie na rzecz aparatury wysokiego napięcia,

• przetwarzanie danych dla pozyskiwania przydatnych informacji i realizacji nie-zbędnych działań.Szukając wspólnego mianownika dla

zaproponowanej tematyki wiodącej z całą pewnością należy dostrzec troskę o para-metry jakościowe energii elektrycznej. Nie

Propozycje rozwiązań spełniających aktualne

i przyszłe wymagania systemów elektroenergetycznych

Tematyka wiodąca zaproponowana na 46. sesję CIGRE 2016, w obszarze odnoszą-cym się do aparatury wysokiego napięcia, została podzielona na trzy grupy zagadnień.1. Aparatura wysokiego napięcia dla no-

wych wymagań systemu energetycz-nego.

2. Zarządzanie czasem życia aparatu-ry wysokiego napięcia w systemach przesyłowych i dystrybucyjnych.

3. Zastosowanie technologii informatycz-nych do zarządzania aparaturą wyso-kiego napięcia i jej rozwoju.Rozwinięcie omawianych zagadnień

stanowią następujące podtematy zdefinio-wane podczas dyskusji nad zgłoszonymi na sesję referatami. Dla grupy pierwszej są to:• wymagania dla aparatury wysokiego na-

pięcia prądu przemiennego, np. odłącz-ników, uziemników, przekładników;

Sławomir Samek Energoprojekt-Kraków SA

Aparatura elektroenergetyczna wysokiego napięcia – Komitet Studiów A3

High Voltage Equipment – Study Committee A3

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 143marzec 2017

konwertery i systemy zdolne do szybkiej regulacji napięcia, mocy czynnej i biernej i zdolności przesyłowej oraz energetykę prosumencką.

Odniesienie do przybliżonych powyżej zagadnień znajdziemy w artykułach przy-gotowanych na 46. sesję CIGRE 2016, w Komitecie Studiów A3, czyli dla obszaru aparatury wysokiego napięcia. Czynione są duże starania, aby poprawiać nieza-wodność systemów elektroenergetycznych i parametry jakościowe energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców końcowych. Udział w tym procesie chcą mieć także wszyscy, którzy poprzez swoją aktywność są związani z tworzeniem, badaniem i użyt-kowaniem aparatów wysokiego napięcia.

Celem autora artykułu jest zaintereso-wanie Czytelników poruszanymi podczas 46-tej sesji CIGRE 2016 problemami i pro-pozycjami ich rozwiązania i w ten sposób zachęcenie do zapoznania się z pełną tre-ścią wybranych pozycji, które wydadzą się najbardziej godne uwagi, a może nawet przeniesienie niektórych sugestii rozwią-zań na potrzeby polskiej energetyki.

Wykaz referatów przyjętych przez Ko-mitet Studiów A3 i opublikowanych w ma-teriałach z 46. sesji CIGRE 2016 znajduje się na końcu artykułu.

Aparatura wysokiego napięcia dla nowych wymagań

systemu energetycznego

Aktualnie funkcjonujące, w różnych częściach świata, systemy elektroenerge-tyczne i mające coraz bardziej rozbudo-wane struktury potrzebują aparatury wyso-kiego napięcia, która zapewni ich możliwie najwyższą niezawodność, bez trudnego do zaakceptowania wzrostu kosztów in-westycyjnych i eksploatacyjnych. Jednym z czynników dających gwarancję nieza-wodności w eksploatacji jest przeprowa-dzenie odpowiednich prób i testów na etapie konstruowania i szerokie badanie prototypów nowych rozwiązań. Ważna jest także umiejętność szybkiego, i w mia-rę możliwości bez konieczności wyłączeń lub przy ograniczonych wyłączeniach, diagnozowania fizycznego stanu urzą-

dzeń w okresie ich użytkowania, tak aby móc je dopuszczać do dalszej pracy, bez obaw o wystąpienie negatywnych zjawisk wpływających niekorzystnie na zdolność do niezakłóconego dostarczania energii elektrycznej do odbiorcy. Lektura referatów z tego obszaru zagadnień pozwoli na zbu-dowanie bądź usystematyzowanie wiedzy w zakresie wsparcia dla poprawnej pracy systemu elektroenergetycznego przez wła-ściwie przygotowaną i, w razie potrzeby, właściwie zdiagnozowaną aparaturę wyso-kiego napięcia.

Artykuł [A3-101] można potraktować jako znakomite wprowadzenie do klasyfika-cji i doboru metod sprawdzających bieżącą kondycję układów rozdzielczych pracują-cych, zarówno w systemach przesyłowych jak i dystrybucyjnych. Publikacja została przygotowana przez członków Grupy Robo-czej A3.32, zajmującej się przeglądem nie-inwazyjnych metod oceny aktualnego stanu elementów rozdzielni. Autorzy artykułu do-konali podziału metod sprawdzających na następujące kategorie:1) instalowane i realizujące swoje funkcje

bez wyłączania z użycia sprawdzanych urządzeń,

2) wymagające wyłączeń do instalowania, ale realizujące swoje funkcje bez wyłą-czania z użycia sprawdzanych urządzeń,

3) wymagające wyłączeń zarówno dla insta-lowania, jak i prowadzenia diagnostyki,

4) będące w nieznacznym stopniu działa-niami inwazyjnymi.Pierwsza z zaproponowanych kategorii,

zapewne najbardziej pożądana z punktu widzenia służb eksploatacyjnych, obejmu-je przede wszystkim diagnostykę opartą na identyfikowaniu i analizowaniu chwilo-wych zmian pola elektromagnetycznego w bezpośrednim sąsiedztwie poddawane-

go sprawdzeniu aparatu bądź też całego układu. W przypadku wyłączników można w ten sposób diagnozować zdolność do odbudowy przerwy dielektrycznej, nierów-nomierność rozkładu napięcia pomiędzy szeregowo połączonymi przerywaczami czy też stan kondensatorów sterujących. W tej kategorii mieszczą się także wszelkie-go rodzaju analizy danych pochodzących z układów zabezpieczeń i rejestratorów zakłóceń. Ważnym źródłem wiedzy stają się także dane zebrane z wielu urządzeń i z wielu miejsc, a potem poddane obróbce statystycznej. Kategoria druga, to przede wszystkim urządzenia pozwalające na re-jestrowanie drgań pochodzących od pracu-jących elementów mechanicznych. W ka-tegorii trzeciej możemy umieścić badanie jakości gazu izolacyjnego, czasu otwierania i zamykania wyłączników czy też pomiar rezystancji styków. Kategorię czwartą two-rzą wszelkiego rodzaju sensory pomiarowe, których instalowanie może oddziaływać na integralność pracujących układów. Szersza informacja o przywołanych zagadnieniach będzie dostępna po wydaniu Broszury Technicznej, przygotowywanej przez Grupę Roboczą A3.32, co jest planowane w poło-wie bieżącego roku.

Poprawa warunków pracy systemu elektroenergetycznego lub jego części wy-maga niekiedy instalowania układów kom-pensacyjnych, w postaci kondensatorów szeregowych w liniach wysokiego napięcia. To z kolei może być przyczyną powstawa-nia przepięć, które generują, na wyłączni-kach odpowiednich linii, napięcia powrotne przewyższające zdolności łączeniowe tych wyłączników. Przypadek zaistnienia takiej właśnie sytuacji został zaprezentowany w artykule [A3-102]. Rozpatrywany frag-ment sieci przedstawia rysunek 1.

Rys. 1. Sieć 345 kV z zabudowanymi kompensatorami szeregowymi

Station A Station B Station C

Station D

2.4 km 123 km

123 km 75 km

96 km

915 MVAc

315 MVAc

240 MVAc

Sc1

Sc2 Sc3

strona 144 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Schemat jednej z poddanych spraw-dzeniu rozdzielni pokazano na rysunku 3.

Przeprowadzone badania dowiodły, że wielkości prądów przyjęte w normach jako akceptowalne bywają przekroczone w przypadkach, gdy przełączane obwody są znacząco obciążane i przez wpływ pól sąsiednich.

Przechodzenie od tradycyjnych sys-temów elektroenergetycznych składają-cych się z czterech podstawowych ele-mentów:• masowa generacja w elektrowniach

konwencjonalnych i jądrowych,• przesył,• dystrybucja,• użytkownik końcowy,na rzecz generacji energetyki odnawialnej, generacji rozproszonej i magazynowania energii zaprezentowano na rysunku 4.

Powoduje to konieczność odstępo-wania od dotychczasowego podejścia do miejsc pomiaru napięć i prądów na rzecz aplikacji inteligentnych lokowanych w po-szczególnych elementach systemu elektro-energetycznego i koncentrujących się na:• pomiarze fazorów,• właściwych zabezpieczeniach,• kontroli parametrów jakościowych ener-

gii elektrycznej,• kontroli napięcia i mocy biernej,• dokładnej lokalizacji miejsc zwarcia,• analizie rozpływowej.

Poprawność pomiarów i analizy da-nych zapewnia łańcuch technologiczny składający się z następujących elemen-tów:• przekładniki pomiarowe i sensory,• inteligentne urządzenia elektroniczne,• układy komunikacyjne,

Rys. 2. Konfiguracja kompensatora szeregowego

Opanowywanie skutków zaistniałych zjawisk za pomocą ograniczników prze-pięć, stosowania odpowiednich przerw na iskiernikach czy też obwodów tłumiących kondensatorów okazało się nieskuteczne. Potrzebne były nieco bardziej zaawanso-wane technologie i rozwiązania. Są nimi odpowiednie układy bocznikujące i ogra-niczniki prądu. Zaproponowane rozwiąza-nie kompensatorów szeregowych z zabez-pieczeniami ograniczającymi negatywne skutki przepięć przedstawia rysunek 2.

Sprawdzenie poprawności działania zaprezentowanego rozwiązania zostało dokonane przy pomocy symulacji kompu-terowej i pozwoliło na jego rekomendowa-nie do zastosowań w warunkach rzeczy-wistych.

Artykuł [A3-103] zawiera informacje pochodzące z badań zmierzających do określenia wymagań do prowadzenia prze-łączeń pomiędzy systemami szyn rozdziel-ni wysokiego napięcia. Badania zostały przeprowadzone w Japonii i obejmowały rozdzielnice z izolacją gazową. Kryteria do-boru obiektów, jakie poddano sprawdzeniu zestawiono w tabeli 1.

Tabela 1Zestawienie rozdzielnic poddanych sprawdzeniu

Napięcie znamionowe, kV Liczba przebadanych obiektów Kryterium kwalifikowania do badań

550 18 wszystkie eksploatowane obiekty

300 15 rozdzielnie z liczbą pól większą niż 10

168 20 rozdzielnie posiadające pola o prądzie znamionowym większym niż 4000 A

72/84 20 rozdzielnie posiadające pola o prądzie znamionowym większym niż 3000 A

Rys. 3. Schemat rozdzielni dla obliczeń zdolności przenoszenia obciążeń pomiędzy systemami szyn

Rys. 4. Architektura sieci inteligentnej

Isolating disconnector

Bypass disconnector Isolating

disconnector

capacitor

MOV

FPD

Bypass switch

current limiting Damping

Equipment

Platform structure

line Bay A line Bay B

Tr Bay A Tr Bay B Tr Bay c

Bus section 1

Bus section 2

line Bay c2l 2l 2l1l 1l 1l

Bus bar 1

Bus bar 2

Bus-couple bay 1Bus-couple bay 2

(Self-unit)(Beyond the bus section)

Bus-transfer operation

Renewable EnergyDistributed Generation

Bulk Energy Generation Smart Substation Smart Distribution Smart Metering

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 145marzec 2017

• sprzęt komputerowy i oprogramowanie pozwalające na przechowywanie da-nych i ich analizowanie.Obecnie stosowane układy pomiarowe

składające się z transduktorów i połączeń optycznych pozwalają na zachowanie kla-sy dokładności na poziomie 0,6%. Jest to wartość wystarczająca do celów zabezpie-czeń, ale nie pokrywa innych, równie waż-nych potrzeb. Głębsze rozważania obej-mujące przywołane powyżej zagadnienia można znaleźć w artykule [A3-104].

Od czasu, kiedy gaz SF6 został uznany za gaz cieplarniany rozpoczął się okres in-tensywnych badań i rozwoju wyłączników próżniowych zdolnych pracować w układach przesyłowych. W chwili obecnej, dla rozwią-zań jednoprzerwowych, został osiągnięty poziom napięcia wynoszący 145 kV. Artykuł [A3-105] jest poświecony rozwojowi wyłącz-ników próżniowych wysokiego napięcia wy-posażonych w obudowę metalową. Szcze-gólna uwaga została zwrócona na zakłócenia charakterystyki dielektrycznej przerywacza przez uziemioną obudowę metalową. Ba-dano także emisję promieniowania rentge-nowskiego podczas testów dielektrycznych i określających aktualny stan łącznika.

W wyniku badań przeprowadzonych według standardów IEC opracowano kry-teria niezbędne do uwzględnienia w pro-cesie konstruowania kolejnych rozwiązań wyłączników próżniowych dla systemów wysokiego napięcia.

Artykuł [A3-106] przybliża zagadnienia związane z doskonaleniem rozwiązań wy-łączników wysokiego napięcia stosowa-nych w układach prądu stałego. Potrzeba

rozwoju tego typu aparatów wynika z faktu rosnącego wykorzystywania prądu stałego do przesyłu dużych ilości energii elektrycz-nej na znaczne odległości i przechodzenia od połączeń pomiędzy dwoma punktami do rozbudowanych układów o charakterze sieciowym. Dla układów sieciowych nie-zbędne będą wyłączniki o szybkim działa-niu, zapewniające możliwość odłączania fragmentów dotkniętych zwarciem od po-zostałej struktury, w czasie zapewniającym utrzymanie w ruchu zdrowych fragmentów sieci. Jeżeli w tej chwili zainteresowanie przesyłem z wykorzystaniem prądu stałego wydaje się dla polskich warunków odległą przyszłością, na tyle odległą, że nie warto poświęcać czasu analizie tego typu rozwią-zań, to należy przypomnieć, że już wiele lat temu było przewidywane zastosowanie prądu stałego dla układów przesyłowych przebiegających przez terytorium Polski i nie należy wykluczać powrotu do tego ro-dzaju rozwiązań. Na przykładzie, zaprezen-towanego w artykule, wyłącznika do pro-wadzenia operacji szybkiego wyłączenia można prowadzić rozważania pozwalające na poznanie zasadniczych różnic pomiędzy operacjami łączeniowymi odpowiednimi dla prądu przemiennego, a tymi, które doty-czą przerywania przepływu prądu stałego i w ten sposób kształtować na odpowied-nim poziomie wiedzę niezbędną do tworze-nia i analizowania układów przesyłowych opartych na prądzie stałym. Nieustanny rozwój systemów elektroenergetycznych każe przypuszczać, że zdobyte w ten spo-sób umiejętności będą w nieodległej przy-szłości miały walor praktyczny.

Rysunek nr 6 pozwala przeanalizować następujące po sobie sekwencje zdarzeń prowadzące do przerwania obwodu prądu stałego.

Zasada działania tego wyłącznika polega na wprowadzaniu do obwodu prądu o kierun-ku przeciwnym, przez co zostaje wyhamowy-wany wzrost prądu zwarciowego. Zdaniem autorów artykułu przedstawiona konstrukcja powinna się charakteryzować stosunkowo niską ceną, co zasadniczo zwiększa szan-se na jej stosowanie w miejsce aktualnie wykorzystywanych rozwiązań.

Lektura artykułu [A3-107] pozwoli uzy-skać wiele informacji dotyczących załącza-nia transformatorów mocy przyłączonych do systemu elektroenergetycznego za po-mocą linii napowietrznych lub kablowych i towarzyszących temu procesowi zjawisk przejściowych. Najistotniejsze wnioski, ja-kie płyną z przeprowadzonych przez au-torów artykułu analiz, to zwrócenie uwagi, iż załączanie badanego transformatora 150/50 kV z wykorzystaniem, po stronie 150 kV, długiego (rzędu kilometrów) kabla wytwarza falę napięciową po górnej stro-nie transformatora, całkowicie niezależną od położenia przełącznika zaczepów i ob-ciążenia przyłączonego po stronie 50 kV. Efekt ten przenosi się na inne miejsca przyłączone do sieci 150 kV oraz stronę wtórną samego transformatora. W przy-padku, kiedy przełącznik zaczepów, po stronie 150 kV, znajduje się w najniższym położeniu, po stronie 50 kV pojawiają się największe przepięcia łączeniowe, ale są one zdecydowanie niższe od wartości wy-trzymywanych przez sam transformator,

Rys. 5. Badanie emisji promieniowania rentgenowskiego przez wyłączniki próżniowe

Brak osłony Osłona z tkaninyRys. 6. Schemat funkcjonalny wyłącznika

prądu stałego dla systemów wysokich napięć

MOV

cr lr

l_limit

Mechanical Switch

R_chg

Thyristor 3

Thyristor 1

Thyristor 2

Thyristor 4

Obudowa metalowa

1 m

Measuring Equipment

strona 146 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

jak i przyłączoną do niego aparaturę. Aby przeprowadzić jeszcze bardziej szczegółową analizę zdarzeń w rozpatrywanym układzie konieczna jest rozbudowa modelu matema-tycznego o zjawiska przejściowe dokonu-jące się w samym transformatorze.

Wobec dającej się obecnie zauważyć tendencji do wzrostu napięcia dużych sys-temów elektroenergetycznych, powyżej 800 kV, zachodzi pilna potrzeba dostoso-wania zdolności laboratoriów testujących aparaturę wysokiego napięcia do prze-prowadzenia kompletnych badań, w tym sprawdzenia wytrzymałości zwarciowej, przy napięciu znamionowym do 1200 kV. Realność tej potrzeby potwierdza urucho-mienie w 2009 roku w Chinach systemu przesyłowego 1100 kV i planowana budo-wa systemu 1200 kV w Indiach. Aby w peł-ni uświadomić sobie, jakimi możliwościami muszą dysponować współczesne labora-toria warto zauważyć, że do wytworzenia trójfazowego prądu zwarciowego o warto-ści 63 kA, w systemie 800 kV, potrzebna jest moc powyżej 87 GVA. Jeżeli zaś cho-dzi o potrzebne napięcia do testowania to, dla sprawdzenia wyłączników w przedziale znamionowym od 800 kV do 1200 kV, po-trzeba wygenerować napięcie powrotne o wartości powyżej 2000 kV.

Artykuł [A3-108] prezentuje nowe me-tody testowania, przeznaczone dla wyłącz-ników pracujących pod napięciem 800 kV. Rozważania przeprowadzono z wykorzysta-niem przykładowego wyłącznika z metalo-wą obudową. Jest to wyłącznik wielokomo-rowy, ponieważ w przypadku wyłączników o napięciu wyższym niż 550 kV zastosowa-nie układu jednokomorowego jest niemoż-liwe ze względu na brak zdolności do wy-trzymywania napięcia powrotnego. Ponadto autorzy artykułu pokusili się o podanie kilku informacji na temat przyszłościowych po-trzeb i zdolności układów testujących apa-raturę wysokiego napięcia.

Na rysunku 7 przedstawiono schemat i elementy wyposażenia dla zestawu po-zwalającego na przeprowadzenie komple-tu badań wymaganych dla pełnego spraw-dzenia wyłącznika prądu przemiennego o napięciu znamionowym 800 kV.

Dokonujący się w ostatnim czasie i przewidywany w najbliższej przyszłości, szczególnie na potrzeby wyprowadzenia mocy z odnawialnych źródeł energii, roz-wój sieci wysokiego napięcia prądu stałe-go prowadzi do powstawania nie tylko po-łączeń promieniowych, ale także układów sieci o wielu zakończeniach, a nawet sieci oczkowych. W tej sytuacji koniecznością

staje się wprowadzanie do eksploatacji, odpowiednio zaprojektowanych i posiada-jących właściwą funkcjonalność, aparatów wysokiego napięcia, w tym zwłaszcza wy-łączników. Przygotowywane obecnie kon-strukcje wyłączników wysokiego napięcia przeznaczonych do pracy w sieciach prądu stałego opierają się głównie na zaawanso-wanych rozwiązaniach z dziedziny energo-elektroniki. Aby jednak taki wyłącznik mógł zostać z powodzeniem wprowadzony do eksploatacji musi wcześniej zostać spraw-dzony i zaakceptowany jako posiadający wymagane parametry i dający gwarancję długotrwałej, niezawodnej pracy. Biorąc pod uwagę, iż trudno byłoby dokonywać weryfikacji przyjętych do tworzenia aparatu rozwiązań, poprzez instalację w sieci bę-dącej w normalnej eksploatacji, za nowymi potrzebami muszą nadążać laboratoria ba-dawcze oferujące wykonanie stosownych sprawdzeń i wystawiające wymagane cer-tyfikaty. Autorzy artykułu [A3-109] zapro-ponowali, aby do czasu aż będą dostępne źródła prądu stałego o dużej mocy, zdolne symulować rzeczywiste warunki zwarcio-we w sieci, rozważyć wykorzystanie prądu przemiennego o małej częstotliwości. Po-wstaje wtedy układ badawczy pokazany na rysunku 8.

Rys. 7. Kompletny układ do testowania wyłącznika 800 kV

Rys. 8. Obwód do sprawdzania wyłącznika wysokiego napięcia prądu stałego

Układ testujący musi być zdolny do wytworzenia warunków współdziałania, jakie mogą dotyczyć wyłącznika i złożo-nego układu sieciowego, z jakim możemy się spotkać w warunkach rzeczywistych i powinny go charakteryzować następujące parametry:

step-uptransformers

breakers under test

short-circuit current initial TRV

2nd synth install 1st synthetic installation

G MB MS L PTSA AB

GPTO

U

U

I

I I

I

I

MlR1

C1

Cd

Lh3

Ch1

Ch0

Rh1

Lh1

AC current source

Auxiliary breaker

Cp Lp

MOSA

Interrupter unit (HV - VCB)

V

Gap

I

DCCB

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 147marzec 2017

• wytwarzanie szybko narastającego prą-du do wartości przekraczającej wartość prądu wyłączalnego wyłącznika,

• zmagazynowanie takiej ilości energii, która będzie równoważyła energię ma-gnetyczną jaka może się znaleźć w sieci prądu stałego,

• utrzymanie możliwie stałego poziomu napięcia podczas procesu rozpraszania energii w trakcie przerywania prądu.Przeprowadzone rozważania i badania

dowodzą, że wykorzystanie generatorów zwarciowych wytwarzających prąd prze-mienny o niskiej częstotliwości jest wy-starczające do stworzenia warunków z po-wodzeniem zastępujących zastosowanie prądu stałego.

Wraz z wycofywaniem z eksploatacji wyłączników starego typu i zastępowa-niem ich przez nowoczesne rozwiązania wykorzystujące jako medium gaszące i izolacyjne gaz SF6 i nieposiadające kon-densatorów sterujących, zaczęły się po-jawiać, w rozdzielniach napowietrznych, uszkodzenia aparatury wysokiego napięcia pochodzące od bardzo szybkich przepięć przejściowych. Powstające impulsy napię-ciowe zaczęły powodować, między innymi, niepożądany rozkład napięcia na uzwoje-niach pierwotnych, indukcyjnych przekład-ników napięciowych. Analizę opisanych powyżej zjawisk z perspektywy indukcyj-nego przekładnika napięciowego z izola-cją papierowo-olejową zaprezentowano w artykule [A3-110]. Występowanie prze-pięć o bardzo wysokiej częstotliwości jest zjawiskiem dobrze znanym w przypadku rozdzielnic z izolacją gazową. Obecnie pro-blem może być także dostrzegany w kla-sycznych układach napowietrznych oraz rozwiązaniach hybrydowych, czyli opar-tych na zintegrowanych polach umieszczo-nych we wspólnej obudowie, wypełnionej gazem izolacyjnym i przyłączonych do napowietrznych szyn zbiorczych. Na pod-stawie przygotowanego schematu zastęp-czego przekładnika i przeprowadzonych symulacji obliczeniowych udało się prze-analizować przepływ prądu przez prze-kładnik. Rozważania teoretyczne zostały sprawdzone przy pomocy odpowiednich testów laboratoryjnych i w konsekwencji można było stwierdzić, iż przy dobrej zna-

jomości opisywanych zjawisk, producenci przekładników są w stanie tak przygoto-wać swoje wyroby, aby były odporne na niekorzystne oddziaływania ze strony prze-pięć szybkozmiennych.

Artykuł [A3-111] przybliża zagadnienia, których znajomość wydaje się być bardzo ważna, a ich wartość trudna do przece-nienia. Można w nim znaleźć informacje szczególnie istotne z punktu widzenia po-szukiwań niezawodnych źródeł zasilania potrzeb własnych w dużych stacjach elek-troenergetycznych wysokiego napięcia. Wśród stosowanych obecnie sposobów zasilania potrzeb własnych są:• uzwojenia wyrównawcze dużych trans-

formatorów mocy,• agregaty prądotwórcze,• źródła zewnętrzne przyłączone za po-

mocą linii średniego lub niskiego napię-cia.Każdy z wymienionych zasilaczy ma

swoje wady i zalety. Wykorzystanie uzwo-jeń wyrównawczych transformatorów mocy to źródło o dużej niezawodności, ale wymagające wyłączenia w przypadku awarii transformatora bądź jego postoju na potrzeby wykonania przeglądów lub prac remontowych. Agregaty prądotwór-cze z systemem samostartu dobrze speł-niają swoją funkcję, ale są dość kosztow-ne zarówno jako inwestycja, jak i podczas eksploatacji, kiedy to wymagają przepro-wadzania okresowych sprawdzeń i prze-glądów. Źródła zasilania zewnętrznego są najbardziej kłopotliwe, ponieważ podlega-ją wyłączeniu przez podmiot zewnętrzny, w zależności od sytuacji, na którą wła-ściciel stacji korzystającej z tego zasila-nia może w określonych przypadkach nie mieć żadnego wpływu. Problemem jest też niezawodność pracy linii, czasem dość długich i biegnących przez tereny, gdzie utrzymanie ciągłości pracy nie jest łatwe. Poprawnie i pewnie pracujące urządzenia potrzeb własnych stacji elektroenergetycz-nej powinny być oparte na kilku źródłach zasilania i do tego posiadających wysoką niezawodność. Dlatego każda nowa propo-zycja rozwiązania z tego zakresu jest do-strzegana z dużymi nadziejami i wnikliwie rozpatrywana. Obecnie na miano nowości zasługuje wykorzystanie tak zwanych prze-

kładników napięciowych mocy. Są to prze-kładniki, których uzwojenia wtórne mogą być obciążane, nie jak dotychczas, mocą zaledwie pojedynczych VA, ale nawet kil-kudziesięcioma kVA. Takie wartości z całą pewnością są w stanie udźwignąć istotne części ogólnego zapotrzebowania na moc konsumowaną przez stacje elektroenerge-tyczne dla zapewnienia prawidłowego ich funkcjonowania.

Na rysunku 9 pokazano kompletne wyposażenie układu pozwalającego na potraktowanie szyn zbiorczych rozdzielni wysokiego napięcia jako źródła mocy po-trzebnej do prawidłowej pracy urządzeń potrzeb własnych.

Rys. 9. Schemat układu zasilania przyłączonego do przekładnika

napięciowego mocy

Wyposażenie to, poza samym prze-kładnikiem napięciowym mocy, tworzą:• wyłącznik dla ochrony przed skutkami

zwarć po stronie wtórnej,• przekładnik prądowy współpracujący

z zabezpieczeniem nadprądowym chro-niącym przed przeciążeniami,

• zestaw do pomiaru zużycia energii,• łącznik pozwalający na ręczne odłącze-

nie układu,• bezpiecznik będący dodatkową ochro-

ną przed skutkami zwarć,• stabilizator napięcia eliminujący zmiany

napięcia strony wtórnej pochodzące od zmian napięcia strony pierwotnej.

Voltage Stabilizer

89-1

51CT

89G

PVT

VT

kWh

strona 148 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Operator Systemu Przesyłowego w Hiszpanii, REE (Red Eléctrica de España), prowadzi z powodzeniem, od roku 2012, pi-lotażowy program wykorzystania przekład-ników napięciowych mocy do zasilania po-trzeb własnych w kilku swoich stacjach. Od-powiednie przekładniki zostały przyłączone do szyn zbiorczych o napięciu 72,5 kV, 145 kV, 245 kV i 420 kV. Zebrane doświad-czenia są obiecujące i obecnie analizuje się tworzenie układów trójfazowych. Ocenie poddawany jest także zakres niezbędnych zmian w normach i przepisach, aby usank-cjonować stosowanie rozwiązania od strony formalnej. Pozytywne recenzje związane z zastosowaniem nowatorskiego rozwią-zania płyną także z Republiki Południowej Afryki, gdzie układ jest poddawany weryfi-kacji w warunkach rzeczywistych.

Przedmiotem zainteresowania Komi-tetu Studiów A3 są także elementy wypo-sażenia stosowane w stacjach konwerto-rowych i stąd w artykule [A3-112] można znaleźć informacje dotyczące ograniczni-ków służących do ochrony zaworów tyry-storowych, wyposażonych w zaawanso-wane systemy chłodzenia. Ograniczniki w stacjach konwertorowych są bardzo wrażliwym elementem, ponieważ muszą posiadać bardzo niski stopień ochrony, tak aby chronione tyrystory nie musiały być nadmiernie kosztowne. Zaprezentowane w artykule nowe rozwiązanie ograniczni-ków pozwala, zadaniem autorów, obniżyć poziom ochrony o około 10% w stosunku do stosowanych obecnie rozwiązań kon-wencjonalnych,

Gaz SF6, ze względu na swoje wła-ściwości dielektryczne oraz bardzo dobre parametry fizyczne i chemiczne jest obec-nie podstawowym gazem stosowanym w energetyce jako medium gaszące i izo-lacyjne. Niestety, jest on także uznawany za gaz bardzo silnie cieplarniany. Powstaje zatem istotna presja, aby SF6 wycofywać z użycia. Biorąc pod uwagę, że używanie gazu SF6 doprowadziło do wytworzenia, bardzo zaawansowanej technologicznie, rodziny rozdzielnic stosowanych na ca-łym świecie i mających swoje liczne zale-ty, trudno z tego kierunku całkowicie zre-zygnować. Bez rozdzielnic gazowych nie byłoby w ogóle stacji podziemnych, nie by-

łyby w stanie powstać stacje wkompono-wane w rozwiązania architektoniczne oto-czenia, nie byłoby też istotnego ogranicze-nia wielkości terenu zajmowanego przez stacje. Wszystkie te zalety spowodowały, że rozpoczęły się poszukiwania gazów al-ternatywnych do SF6 i pozwalających na zachowanie wszystkich dotychczasowych walorów tych rozwiązań. Jednym z takich gazów alternatywnych jest mieszanka (C5F10O / CO2 / O2) zawierająca fluoroke-ton, dwutlenek węgla oraz tlen i uznawana za gaz przyjazny dla środowiska. Artykuł [A3-113] przybliża rozważania dotyczące analizy różnych związków chemicznych i ich mieszanek w celu poszukiwania gazu najbardziej odpowiedniego dla zastoso-wania w energetyce. Zaprezentowano także dane pilotażowej instalacji w Szwaj-carii, gdzie od sierpnia 2015 roku funk-cjonuje stacja 170/24 kV z rozdzielnicami z izolacją gazową, ale bez wykorzystywa-nia gazu SF6.

Artykuł [A3-114] jest poświęcony sprawdzaniu właściwości gazu o handlo-wej nazwie g3, w zastosowaniu jako za-miennik dla SF6 w wyłącznikach wysokiego napięcia stosowanych w rozdzielnicach gazowych (GIS) oraz wyłącznikach typu „live tank”. Gaz lub mieszanka gazowa, dla którego skład czy wzór chemiczny nie został szczegółowo zaprezentowany, ma przede wszystkim ograniczyć efekt cie-plarniany. Za pomocą symulacji kompute-rowych przeanalizowano funkcjonowanie wyłączników, w tym przepływy i parametry fizyczne wewnątrz wyłącznika w czasie łu-kowym i bezpośrednio po zgaszeniu łuku. Wyniki badań pokazały, że gaz g3 może z powodzeniem stać się realnym zamien-nikiem SF6. Autorzy artykułu pokusili się nawet o stwierdzenie, że technologia opar-ta na SF6 jest już jedynie historią. Nam nie pozostaje nic innego, jak tylko dać wiarę tym stwierdzeniom, zważywszy, że nic nie wiemy o tym, co fizycznie kryje się pod symbolem g3.

Izolatory kompozytowe coraz bardziej popularne w różnego rodzaju zastosowa-niach mają zdecydowanie krótszą historię użytkowania aniżeli izolatory porcelano-we. Z tego też względu bardzo ważne są wyniki wszelkiego rodzaju badań po-

zwalających rozszerzyć wiedzę na temat prawdopodobnych zachowań izolatorów kompozytowych w czasie i w różnego rodzaju środowiskach zewnętrznych. Ar-tykuł [A3-115] przybliża zagadnienia zwią-zane z metodologią i wynikami badań nad zachowaniem izolatorów aparatowych, o dużych średnicach, w warunkach silne-go zabrudzenia. Próbom, które polegały na działaniu mgły solnej i zabrudzeń sta-łych, zrealizowanych jako warstwa glinki, zostały poddane izolatory kompozytowe wytworzone przez czterech różnych pro-ducentów. Jednym z wyników badań było stwierdzenie, że dotychczas stosowane standardy w zakresie zabrudzeń są na-zbyt konserwatywne. Zauważono także, iż zdolność do pracy w warunkach zabru-dzeniowych i czas eksploatowania izola-tora kompozytowego w takich warunkach mogą być oceniane poprzez różnicę po-między napięciem wytrzymywanym a na-pięciem pracy izolatora.

Monitorowanie jakości energii elek-trycznej staje się obecnie bardzo istotnym zagadnieniem zarówno dla sieci dystry-bucyjnych jak i przesyłowych. Urządzenia wysokiego napięcia, takie jak generatory, transformatory, autotransformatory, dławi-ki czy też kompensatory są źródłem har-monicznych, groźnych dla jakości energii elektrycznej dostarczanej do odbiorcy koń-cowego. Aby dokładnie poznać parametry jakościowe energii elektrycznej konieczne jest dokonywanie pomiaru harmonicz-nych aż do 35. włącznie. Niestety nie jest możliwe zrealizowanie tej potrzeby przy użyciu konwencjonalnych przekładników napięciowych, gdyż nie są one przysto-sowane do tego rodzaju funkcjonalności. Producenci przekładników napięciowych dokonują odpowiednich uzupełnień i do-starczają przekładniki z dodatkowymi wyj-ściami dla zakresu częstotliwości od 50 Hz do 5 kHz.

Schemat przekładnika napięciowego z dwoma wyjściami, w tym jedno dla po-miaru jakości energii, przedstawiono na rysunku 10.

Aby taki przekładnik mógł bez proble-mów spełniać swoją funkcję, konieczne jest potwierdzenie liniowego charakteru wyjścia do kontrolowania jakości energii.

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 149marzec 2017

Artykuł [A3-116] prezentuje informacje dotyczące przeprowadzonych testów i uzy-skanych wyników, dzięki którym udało się stwierdzić, że dodatkowe wyjścia przekładni-ków mają charakter liniowy i mogą być z po-wodzeniem stosowane do monitorowania ja-kości energii elektrycznej, w miejscu zainsta-lowania przekładnika. Jedyną modyfikacją, jaką zalecono na podstawie wyników badań, jest wymóg stosowania dodatkowego filtra zapobiegającego przekraczaniu zadanego zakresu częstotliwości.

Artykuł [A3-117] prezentuje nowy, ka-skadowy wyłącznik wysokiego napięcia do pracy w systemach prądu stałego. Poda-no również wyniki testów laboratoryjnych sprawdzających parametry przedstawio-nego urządzenia. Podstawowe dane, jakie opisują wyłącznik, zebrano w tabeli 2.

Ponadto, dzięki artykułowi, można po-znać szczegóły rozwiązania konstrukcyj-nego, wraz z opisem poszczególnych jego elementów składowych, takich jak łączni-ki półprzewodnikowe czy bardzo szybkie odłączniki. Wyłącznik przeszedł pełne pró-by przerywania prądu, ale jest w dalszym ciągu doskonalony i najbliższym czasie będzie gotowy do zainstalowania i użycia w warunkach pracującej sieci wysokiego napięcia prądu stałego.

Harmoniczne występujące w syste-mach elektroenergetycznych, a pocho-dzące od odbiorników nieliniowych, mogą znacząco wpływać na wszelkiego rodzaju

pomiary, analizy jakościowe czy też zakłó-cać pracę przekaźników zabezpieczenio-wych. Z tego względu dokładność pomiaru harmonicznych staje się niemal koniecz-nością. Naprzeciw temu zapotrzebowaniu wychodzą przekładniki elektroniczne, które ze względu na szeroki, częstotliwościowy zakres pracy wydają się być najbardziej odpowiednie do identyfikacji i dokładnego pomiaru harmonicznych. Zwrócenie się w kierunku przekładników elektronicznych nastąpiło ze względu na znany fakt, iż przekładniki konwencjonalne, o wąskim za-kresie częstotliwościowym, nie są w stanie kontrolować harmonicznych z potrzebną dokładnością. Zaprezentowane w artykule [A3-118] wyniki badań nad elektroniczny-mi przekładnikami napięciowymi dowodzą ich przydatności do dokładnego pomiaru harmonicznych w zakresie od 2. do 13. Zostało to potwierdzone dla przekładni-ków o napięciu znamionowym do 1000 kV.

Stwierdzono także, że istnieje możliwość rozszerzenia spektrum pomiarowego o ko-lejne, wyższe harmoniczne. Ponadto udało się ustalić, iż funkcjonujące obecnie stan-dardy i normy są wystarczające do wpro-wadzania i rozwoju przekładników elektro-nicznych do pomiaru harmonicznych.

Sześć krajów Zatoki Arabskiej postano-wiło zrealizować projekt polegający na po-łączeniu ich systemów elektroenergetycz-nych w jeden organizm. Te kraje to: Arabia Saudyjska, Bahrajn, Katar, Kuwejt, Oman, Zjednoczone Emiraty Arabskie.

Celem projektu był wprowadzenie moż-liwości dzielenia się rezerwami mocy, ogra-niczenie utrzymywania rezerw generacyj-nych, prowadzenie wzajemnego wsparcia w przypadku zaistnienia sytuacji awaryj-nych, a także umożliwienie handlu ener-gią elektryczną w regionie. Schematyczny układ sieci, jaka powstała w ramach realiza-cji projektu, przedstawia rysunek 11.

Rys. 10. Schemat pojemnościowego przekładnika napięciowego z dwoma

wyjściami po stronie wtórnej

Tabela 2Parametry wyłącznika kaskadowego do pracy w systemie wysokiego napięcia prądu stałego

Parametr Wartość

Napięcie znamionowe 200 kV

Maksymalny prąd wyłączalny 15 kV

Czas wyłączania < 3 ms

Przerywane napięcie przejściowe > 300 kV

Straty mocy < 0,1%

Rys. 11. Schemat połączonych systemów elektroenergetycznych krajów Zatoki Arabskiej

High Voltage terminal

conventional output

50 Hz ÷ 5 kHz output

c1

c2

l

Tr

F

strona 150 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Pewną trudnością w realizacji tego, niewątpliwie ambitnego, zadania był fakt, iż na obszarze objętym integracją wystę-pują dwa systemy częstotliwości. System elektroenergetyczny Arabii Saudyjskiej pracuje z częstotliwością 60 Hz, podczas gdy w pozostałych krajach z częstotliwo-ścią 50 Hz. Problem ten został rozwiąza-ny poprzez zastosowanie sprzęgła prądu stałego. Oczywiście tak duży projekt musi się charakteryzować licznymi aspektami, a nawet problemami natury technicznej. Jednym z takich problemów okazało się zjawisko ferrozezonansu. Artykuł [A3-119] przybliża zjawisko zaobserwowane pod-czas rutynowej kontroli, a po szerokich badaniach uznane za negatywny efekt zaistnienia ferrorezonansu. Było to uszko-dzenie jednego z przekładników napię-ciowych zainstalowanych w rozdzielnicy z izolacją gazowa (GIS). Uszkodzenie uznano za efekt dużego przepięcia po-chodzącego od ferrorezonansu. Szcze-gółowe analizy pozwoliły poznać podłoże badanego stanu awaryjnego i określić wa-runki, jakie należy spełnić, aby podobnych zdarzeń uniknąć w przyszłości. Zapropo-nowane zalecenia dotyczą odpowiednie-go prowadzenia sekwencji łączeniowych i określenia pozycji łączników na czas odłączania wybranych elementów syste-mu elektroenergetycznego.

Zarządzanie czasem życia aparatury wysokiego napięcia w systemach przesyłowych

i dystrybucyjnych

Zarządzanie czasem życia aparatury wysokiego napięcia ma kluczowe zna-czenie dla operatorów systemów przesy-łowych i dystrybucyjnych, ponieważ cha-rakteryzuje się bezpośrednim wpływem na niezawodność systemu elektroener-getycznego i koszty jego funkcjonowania. Zmiany zapoczątkowane w latach 90. ubiegłego wieku i kontynuowane do dzi-siaj, a dotyczące uwarunkowań regulacyj-nych, w ramach których jest prowadzony ruch systemów przesyłających i rozdziela-jących energię elektryczną, znalazły swoje odzwierciedlenie w planowaniu, tworzeniu

i eksploatowaniu tychże systemów. Zarzą-dzający systemami coraz częściej stają wobec trudnych do przewidzenia negatyw-nych oddziaływań na aparaturę wysokiego napięcia i muszą podejmować decyzje po-zwalające na prowadzenie ciągłości ruchu i ciągłości dostawy energii elektrycznej. Przykładowo system elektroenergetyczny nie może być rozwijany tylko na podstawie centralnego planowania, ale także musi spełniać wymagania wynikające z potrzeby przyłączania nowych wytwórców, w tym generacji odnawialnej i znaczących od-biorców. Wszystkie te zagadnienia należy także konfrontować z niezbędnymi nakła-dami finansowymi i wszelkiego rodzaju ry-zykami, z jakimi będzie można się zetknąć. Istotną pomocą w zmaganiu się z przy-wołanymi zagadnieniami będą zapewne referaty zaprezentowane podczas 46. se-sji CIGRE 2016, odnoszące się do zarzą-dzania czasem życia aparatury wysokiego napięcia.

Artykuł [A3-201] został poświecony za-rządzaniu przeciążeniami i końcem życia aparatury wysokiego napięcia, a jego głów-ne tezy wynikają z dyskusji, jaka została przeprowadzona w gronie specjalistów z sześciu krajów, reprezentujących cztery kontynenty. Rozważano aktualne prakty-ki eksploatacyjne z zakresu nadzoru nad czasem życia urządzeń, ze szczególnym zwróceniem uwagi na przeciążenia. Zwró-cono uwagę na aspekty techniczne i eko-nomiczne oraz polityki i pomiary wspie-rające podejście do zjawiska przeciążeń. Najistotniejszym osiągnięciem przeprowa-

dzonych rozważań jest znalezienie wspól-nego stanowiska dla określenia aktualnych tendencji w zarządzaniu czasem życia apa-ratury, mimo lokalnych ograniczeń i różne-go podejścia do zagadnień regulacyjnych. Z technicznego punktu widzenia określenie końca życia (eksploatacji) dla aparatów elektrycznych jest zagadnieniem bardzo złożonym. Zaznacza się tu wpływ narażeń elektrycznych, pochodzących od systemu, w jakim pracują, ale także narażenia cał-kowicie zewnętrzne, jak np. bezpośrednie uderzenie pioruna czy też temperatura oto-czenia oraz stosowanych przez właściciela sieci polityk eksploatacyjnych. Przy takich uwarunkowaniach przewidywanie czasu życia aparatu jest problemem nad wyraz skomplikowanym i stanowi duże wyzwanie. Jedną z metod jest obserwowanie pogar-szających się właściwości wraz z postępu-jącym wiekiem. W Brazylii przyjęto, że ro-snące narażenie na przeciążenia powinno być wystarczającym powodem do dokony-wania wymiany aparatury na nową, lepiej przystosowaną do nowych uwarunkowań eksploatacyjnych.

Konsekwencje takiego podejścia, mie-rzone liczbą wymian zrealizowanych na przestrzeni ostatnich lat, przedstawiono na rysunku 12.

W Niemczech operatorzy systemów przesyłowych są proszeni przez Regulato-ra, aby w cyklach dwuletnich przedstawiać prognozy dla następujących obszarów za-gadnień:• wzrost zapotrzebowania na energię

elektryczną,

Rys. 12. Zestawienie liczby aparatury wysokiego napięcia wymienionej w Brazylii w latach 2006-2014

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

line trap

cT

Disconnectors

circuit breaker

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 151marzec 2017

• przyłączanie źródeł odnawialnych,• zdolność do przyłączenia nowych, kon-

wencjonalnych źródeł wytwórczych pra-cujących na węglu, gazie, innych pali-wach kopalnych i wodzie,

• wymiana transgraniczna z krajami są-siednimi.Na podstawie tych danych przygo-

towuje się wieloletnie prognozy rozwoju systemów elektroenergetycznych. W tak opracowanych prognozach znajdują się informacje o przewidywanych obciąże-niach, co z kolei pozwala określić, w któ-rych miejscach musi nastąpić wymiana aparatury wysokiego napięcia ze względu na spodziewane przeciążenia. Poza przy-toczonymi przykładami z Brazylii i Niemiec z lektury publikacji można jeszcze poznać praktyki stosowane w Szwajcarii, Kana-dzie, Argentynie i Francji. Jest to bardzo bogaty materiał, który powinien dostarczyć ciekawe informacje dla każdego, kto ze-chce po niego sięgnąć.

Właściwości dielektryczne struktur po-limerowych stosowanych w postaci gumy silikonowej w budowie izolatorów kompo-zytowych zostały przebadane podczas te-stów przeprowadzonych w Japonii. Zacho-wanie izolatorów, głównie aparatowych, charakteryzujących się 15-letnim okresem eksploatacji, sprawdzano pod kątem od-porności na różnego rodzaju zabrudzenia. W sytuacjach, takich jak tajfuny, gwałtowny wzrost zabrudzenia, wysoka temperatura i wysoka wilgotność określano rozkład za-brudzeń na izolatorze i jego wytrzymałość napięciową. Szczegóły badań i ich wyniki zostały zaprezentowanie w artykule [A3-202]. Stwierdzono między innymi, że na-gromadzenie soli i słabo rozpuszczalnych zanieczyszczeń może, w przypadku izola-torów kompozytowych, przekraczać warto-ści przyjęte jako graniczne dla izolatorów porcelanowych. Uznano także za zasadne wprowadzenie do norm zabrudzeniowych, bazujących obecnie na danych dla izola-torów porcelanowych, zmian zależności napięcia wytrzymywanego od wielkości zabrudzenia. Dokonano pomiaru rozkładu zabrudzeń na izolatorach kompozytowych w normalnych warunkach i wykazano, co daje materiał porównawczy dla izolatorów porcelanowych.

System elektroenergetyczny w Indiach, w ciągu ostatniej dekady, charakteryzo-wał się bardzo intensywnym rozwojem. Dla przesyłu prądem przemiennym wpro-wadzono już eksperymentalnie napięcie 1200 kV, zaś dla prądu stałego funkcjo-nują połączenia 800 kV. Przewiduje się, że ta tendencja utrzyma się także w ciągu najbliższych lat. Znacząco wzrasta liczba stacji elektroenergetycznych i wielkim wy-zwaniem staje się zarządzanie majątkiem, w tym elementem krytycznym, jakim są wyłączniki wysokiego napięcia. Każdy nie-planowany brak możliwości eksploatowa-nia wyłącznika niesie za sobą negatywne i trudne do nadrobienia, skutki ekonomicz-ne. Jeżeli liczba uszkodzonych wyłączni-ków rośnie, pojawia się potrzeba podjęcia szybkich działań. Każdy przypadek uszko-dzenia jest szczegółowo analizowany z uwzględnieniem przyczyn, skutków i za-kresu dalszych konsekwencji. W artykule [A3-203] zaprezentowano wykorzystanie różnych metod kontrolowania stanu wy-łączników, jakie wykorzystywano w Indiach w ciągu ostatnich 25 lat. Są to:1) sprawdzenia profilaktyczne, podczas

których dokonuje się przeglądu podsta-wowych elementów i archiwizuje pozy-skane dane,

2) okresowa kontrola stanu najważniej-szych podzespołów, jak np. styki głów-ne i łukowe czy układ połączeń,

3) monitoring ciągły pokazujący stan ele-mentów w czasie rzeczywistym.Dla każdej z zaproponowanych me-

tod przedstawiono scenariusz praktycz-nego działania i metodologię wyciągania wniosków z uzyskanych w trakcie kontroli informacji. Przytoczono także dane, z któ-rych wynika, że świadome prowadzenie eksploatacji wyłączników, rozumiane jako ustawiczne sprawdzanie ich aktual-nej kondycji, bardzo istotnie wpływa na zmniejszenie ilości awarii. Oczekuje się także, iż wprowadzenie ciągłego moni-toringu da wymierne korzyści w postaci istotnych oszczędności z tytułu unikania niespodziewanych wyłączeń. Na pełne omówienie tych efektów trzeba będzie jednak jeszcze poczekać, ponieważ meto-da jest stosunkowo młoda i trudno formu-łować daleko idące wnioski.

Artykuł [A3-204] przybliża możliwości, jakie w zakresie nadzorowania obciążal-ności i unikania awarii daje bezprzewodo-wa kontrola temperatury w urządzeniach elektroenergetycznych, w trakcie ich pra-cy. Nowoczesne rozwiązania miniaturo-wych urządzeń elektronicznych pozwalają tworzyć układy, które dają możliwość po-miaru temperatury elementów będących pod wysokim napięciem. Do tego celu udaje się wykorzystywać sensory posia-dające elementy wysyłające i odbierające informacje bez konieczności stosowania połączeń metalicznych lub światłowo-dowych pomiędzy nimi. Śledzenie zmian temperatury w torze prądowym, a właści-wie jej wzrostu, pozwala z wyprzedzeniem uzyskać informację o mogącej się zdarzyć awarii. Istotnym wyróżnikiem propono-wanego rozwiązania pomiaru jest także to, że po zainstalowaniu kompletnego układu można, w przypadku rozdzielnic osłoniętych, zamknąć wszystkie przedzia-ły i utrzymać wysoki poziom bezpieczeń-stwa obsługi.

Na rysunku 13 pokazano miejsca, gdzie w przypadku rozdzielnicy średniego napięcia proponowane jest dokonywanie pomiaru temperatury tworzących ją ele-mentów.

Mierząc temperaturę można także, po odpowiednim przetworzeniu zebranych danych, uzyskiwać informację o wartości przepływającego prądu roboczego bądź określić rzeczywistą wielkość prądu zwar-ciowego, w przypadku zaistnienia zwarcia. Aplikacja może być także stosowana do pomiaru temperatury w bezpiecznikach, przez co można określać stopień degrada-cji ich elementów. Kolejny, realizowany już stopień wtajemniczenia to bezprzewodowe dokonywanie pomiaru temperatury w roz-dzielnicach z izolacją gazową (GIS) i liniach z izolacją gazową (GIL).

Tendencja do ewoluowania stacji elek-troenergetycznych w kierunku stacji cyfro-wych skłania do poszukiwania rozwiązań, które pozwolą na zbieranie danych o aktu-alnej kondycji aparatury wysokiego napię-cia i przekazywanie ich w postaci sygnału cyfrowego. Artykuł [A3-205] omawia urzą-dzenie, dzięki któremu można kontrolować stan odłączników.

strona 152 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Informacja o odłącznikach jest szcze-gólnie ważna dlatego, że są one instalo-wane w stacjach elektroenergetycznych w największej liczbie. Przyjmuje się, że średnio na stacji wysokiego napięcia na je-den wyłącznik przypadają trzy odłączniki. Kompletne urządzenie to sensory, służące do pomiaru temperatury toru prądowego, w jego newralgicznych miejscach i wypo-sażone w nadajniki pozwalające na bez-przewodowy przesył informacji oraz nie-

wielka skrzynka z wyposażeniem do zbie-rania informacji i ich przechowywania. Tak skonstruowany układ pozwala na dostęp do następujących danych o odłączniku:• liczba wykonanych operacji łączenio-

wych,• częstotliwość wykonywania łączeń,• odstępstwo, w poborze energii w trakcie

operacji łączeniowej, od zamodelowa-nej operacji optymalnej,

• obciążenie termiczne elementów toru prądowego.Wymienione wskaźniki pozwalają

w sposób jednoznaczny określić bieżący stan odłącznika i w ten sposób wypowie-dzieć się o możliwym przebiegu jego dal-szej eksploatacji. Zaprezentowane w ar-tykule urządzenie zostało przetestowane, jako projekt pilotażowy, w szeregu pracują-cych stacji elektroenergetycznych. Jednym z poligonów doświadczalnych był odłącz-nik 420 kV, w polu dławika. Wybór nie był przypadkowy, ponieważ ten konkretny odłącznik, z racji specyfiki pracy dławika, wykonywał operacje łączeniowe codzien-nie. Testy rozpoczęto w roku 2010 i zebra-ne dane pozwolą na opracowanie szczegó-łowego programu prowadzenia eksploata-cji urządzenia pracującego w tego typu wa-runkach. Wykonane podczas wszystkich eksperymentów sprawdzenia dają prawo do uznania, iż jedynie zebranie bardzo szczegółowych danych o pracy urządzenia daje szansę na sprecyzowanie wymagań eksploatacyjnych dla użytkowników.

Zastosowanie technologii informatycznych do zarządzania aparaturą wysokiego napięcia

i jej rozwoju

Symulacje numeryczne i różnego ro-dzaju narzędzia w postaci programów komputerowych dają bardzo dobre rezulta-ty w kreowaniu optymalnych rozwiązań dla aparatury wysokiego napięcia. Szczególny rozwój tego obszaru aktywności, podczas prac przy konstruowania aparatów lub ich elementów, ma miejsce w ciągu ostatnich dwóch dekad. Wzrost możliwości oblicze-niowych procesorów sprawił, że analizę nawet bardzo dużej liczby danych jest się

w stanie przeprowadzić przy zachowaniu rozsądnych kosztów. Ponadto im głębsza analiza symulacyjna i obliczeniowa, tym w kolejnych etapach przygotowywania no-wego rozwiązania, szczególnie podczas testów typu, będzie można znacząco zre-dukować koszty. Wszystko to sprawia, że zapotrzebowanie na narzędzia komputero-we wspierające pracę konstruktorów apa-ratów znacząco rośnie.

Duże zapotrzebowanie rynku na wy-łączniki wysokiego napięcia i aktualne trendy w kierunkach ich rozwoju powodują, że dostęp do programów komputerowych wspierających prace konstruktorów jest koniecznością. Szczególnie pożądane ob-szary ułatwień to:• oddziaływania elektromagnetyczne,• zagadnienia dotyczące termodynamiki,• dynamika płynów,• zagadnienia mechaniczne.

Artykuł [A3-301] został poświęcony metodom wsparcia analizy mechanicznej i przepływowej podczas procesu projek-towania wyłącznika wysokiego napięcia. Przedstawiony program komputerowy, w obszarze zagadnień mechanicznych, pozwala na prowadzenie obliczeń doty-czących:• doboru zasobnika sprężynowego w na-

pędzie,• określania sił reakcji tłumika drgań oleju,• przemieszczenia układu mechaniczne-

go podczas operacji otwierania.Znaczącej pomocy, ze strony opro-

gramowania, mogą się też spodziewać konstruktorzy odpowiedzialni za oblicze-nia dotyczące analizy przepływu płynów, podczas procesu otwierania wyłącznika i gaszenia łuku. Program charakteryzuje się łatwym w użyciu układem komunika-cyjnym z użytkownikiem. Przykład jedne-go z okien dialogowych przedstawiono na rysunku 14.

Dodatkowym walorem zaproponowa-nego narzędzia obliczeniowego jest moż-liwość łatwego przenoszenia danych do programów użytkowanych przez służby eksploatacyjne i służących do bieżącej oceny stanu wyłączników. W ten sposób można uniknąć sytuacji, w której należało-by realizować ręczne, czasochłonne wpro-wadzanie parametrów.

Rys. 13. Miejsca pomiaru temperatury w roz-dzielnicy średniego napięcia

Schemat pola rozdzielczego1 – wyłącznik, 2 – system styków, 3 – przepusty,

4 – przedział szyn zbiorczych, 5 – przekładnik prądowy, 6 – przyłącze kablowe, 7 – przekładnik napięciowy

Przedział szyn zbiorczych z punktem pomiarowym1 – sensor pomiarowy, 2 – temperatura

referencyjna na śrubach, 3 – mocujących szyny zbiorcze do przepustu, 4 – termopara do pomiaru

temperatury otoczenia

1

2 3

1

2

23

4

5

6

7

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 153marzec 2017

Artykuł [A3-302] przybliża numeryczną metodę analizy przepływu gazów wewnątrz wyłącznika z izolacją gazową. Autorzy opra-cowania uznali, że dla tego typu wyłącznika, który w obszarze wysokiego napięcia nie ma sobie równych, warto przygotować ma-tematyczne wsparcie, ponieważ będzie ono służyło bardzo wielu potencjalnym użyt-kownikom. Korzystając z zaproponowanej metody można także przeanalizować pro-mieniowanie powstające podczas operacji łączeniowych oraz określić poziom wypa-lenia dysz. Istotną zaletą pracy z zapropo-nowaną metodą analityczną jest możliwość modelowania układu sieci w sąsiedztwie konstruowanego wyłącznika i tym samym tworzenia aparatu zdolnego do poprawnej pracy w rzeczywistych warunkach systemu elektroenergetycznego.

Biorąc pod uwagę zmiany dokonują-ce się w ostatnim czasie w krajach rozwi-jających się, wśród których szczególnie należy zauważyć Kenię, Brazylię, Filipiny czy Meksyk, można oczekiwać koniecz-ności budowy wielu nowych elementów tworzących system elektroenergetyczny. Wymóg rozbudowy może także pochodzić od tworzenia nowych źródeł generacyj-nych energetyki odnawialnej, położonych zazwyczaj w znacznych odległościach od centrów konsumowania energii elektrycz-nej. Taki stan rzeczy pociąga za sobą po-trzebę wprowadzania nowych rozwiązań dla torów prądowych wysokiego napięcia w stacjach elektroenergetycznych. Głów-

nie odnosi się to do przewodów i zacisków. Biorąc pod uwagę, że każde rozwiąza-nie połączeń wysokiego napięcia wyma-ga prób i badań, a to z kolei wiąże się ze znacznym zużyciem energii elektrycznej, autorzy artykułu [A3-303] pochylili się nad możliwością miniaturyzacji zacisków na potrzeby prowadzenia badań laboratoryj-nych. Analizie poddano zaciski do łączenia przewodów typu HTLS, czyli przewodów o małym zwisie podczas pracy w wysokich temperaturach przewodu.

Przykład zaproponowanej miniaturyza-cji przedstawia rysunek 15, gdzie przedsta-wiono zacisk o zmniejszonych wymiarach obok zacisku o wymiarach standardowych.

Ze względu na potrzebę współpracy z rzeczywistymi przewodami o takich sa-mych właściwościach uznano, że skala zmniejszenia powinna wynosić 1 : 1,74. W ten sposób przygotowany zacisk podda-ny został próbom nagrzewania. Następnie te same próby przeszedł zacisk standardo-wy, a wyniki zostały ze sobą porównane. Porównanie to pokazano na rysunku 16.

Analiza otrzymanych wyników pozwa-la przyjąć, że zminiaturyzowany zacisk doskonale nadaje się do analizy rozkładu temperatury, który to rozkład nie odbiega od tego, jaki uzyskuje się pracując z mo-delem o wymiarach normalnych. Ewident-nym zyskiem jest natomiast zmniejszenie zużycia energii wymaganej do przeprowa-dzenia testu.

Rys. 14. Okno dialogowe do komunikacji z programem komputerowym

Rys. 15. Przykład miniaturyzacji zacisku dla potrzeb przeprowadzenia testów

Rys. 16. Porównanie rozkładu temperatury dla połączenia ze zmniejszonymi wymiarami z połączeniem o wymiarach standardowych

Zacisk zminiaturyzowany

Zacisk standardowy

420

410

400

390

380

370

424

368

-600   -400   -200 0

Surface: Temperature (K)

0

-200

-400

-600

-800

-600 -400   -200 0

Surface: Temperature (K)

0

-200

-400

-600

-800

420

367

420

415

410

405

400

395

390

385

380

375

370

strona 154 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Artykuł [A3-304] zawiera rozważania dotyczące podnoszenia jakości energii poprzez optymalną kombinację kontrolo-wanego łączenia i zastosowania napędów o małym rozrzucie zakresu działania. Au-torzy opracowania skupili się na łączeniu transformatorów, linii i odbiorów pojemno-ściowych. Stwierdzono, że w przypadku łączenia linii największy problem stanowią przepięcia, a podczas łączenia transforma-torów narastanie prądu i spadki napięcia. Dla tych przypadków zaproponowano me-tody analizy i ograniczania negatywnego oddziaływania na sieć elektroenergetycz-ną. Zaproponowano także zestaw wyma-gań dla nowoczesnych wyłączników wy-chodzących naprzeciw potrzebom obec-nych systemów elektroenergetycznych. Są to między innymi:• detaliczna obróbka elementów rucho-

mych, w których występuje tarcie,• zaawansowana analiza sił inicjujących

przejście od tarcia stycznego do tarcia dynamicznego,

• poprawa elementów elektrycznych słu-żących do przekazywania sygnałów do ruchomych części mechanicznych.Artykuł [A3-305] jest poświęcony re-

zystancyjnym dzielnikom napięcia w cy-frowych przekładnikach napięciowych wy-sokiego napięcia. Pokazano w nim rozwój modelowania matematycznego i fizyczne-go do prowadzenia niezbędnych analiz po-zwalających na optymalizacją rozwiązań. Na potrzeby stacji cyfrowych zostały już przygotowane odpowiednie przekładni-ki prądowe, oparte na efekcie Faradaya, z wyjściami cyfrowymi. Jeżeli zaś chodzi o przekładniki napięciowe, to zagadnie-nie nie jest jeszcze do końca rozwiązane. Można oczywiście sygnały analogowe z tradycyjnych przekładników przekształ-cać na cyfrowe, ale ze względu na dzia-łanie czynników zewnętrznych, takich jak temperatura, wibracje, ciśnienie można się spodziewać znaczących błędów pomiaro-wych. Pożądanym rozwiązaniem stają się więc przekładniki optyczne zaprezentowa-nie na rysunku 17.

Jednakże ze względu na wyniki badań tego typu przekładników, które pokazują nakładanie się sąsiednich faz, co w rezul-tacie prowadzi do błędów pomiarowych,

konieczne jest poszukiwanie innych roz-wiązań. Odpowiedzią na takie zapotrze-bowanie mogą być rezystancyjne dzielniki napięcia, pokazane na rysunku nr 18.

nim te rozwiązania pojawią się w postaci praktycznych aplikacji, w naszym systemie elektroenergetycznym, upłynie zapewne jeszcze nieco czasu, niemniej jednak, pa-trząc na dokonujący się w ostatnich latach bardzo szybki rozwój sieci przesyłowych i dystrybucyjnych warto już obecnie zainte-resować się nowościami, aby umieć w nie-dalekiej przyszłości z powodzeniem z nich korzystać.

A jeżeli zdecydujemy się rozwijać po-siadaną już wiedzę, to istotnym wsparciem mogą być wyniki prac Grup Roboczych CIGRE, publikowane jako Broszury Tech-niczne. W najbliższym czasie należy się spodziewać wydania przez Komitet Stu-diów A3 Aparatura wysokiego napięcia, re-zultatów prac dotyczących między innymi następujących zagadnień:• warystory i ograniczniki przepięć dla no-

wych warunków systemowych,• nieinwazyjne metody oceny stanu apa-

ratury rozdzielczej w systemach przesy-łowych i dystrybucyjnych,

• starzenie się aparatury wysokiego na-pięcia i techniki hamujące ten proces,

• wpływ przeciążeń na aparaturę wyso-kiego napięcia,

• niekonwencjonalne przekładniki wyso-kiego napięcia z wyjściem cyfrowym,

• doświadczenia w eksploatacji elemen-tów układów do kompensacji szerego-wej i równoległej,

• aparatura wysokiego napięcia prądu stałego,

• praktyki odbiorcze instalacji z kontrolo-wanym łączeniem,

• wielokierunkowe symulacje dla określa-nia wzrostu temperatury,

• warunki systemowe dla zaistnienia opo-zycji faz i prawdopodobieństwo jej wy-stąpienia,

• kondensatory łączeniowe w systemach dystrybucyjnych i przesyłowych spraw-dzane poprzez badania i wyniki z eks-ploatacji.Kolejna sesja CIGRE odbędzie się już

w roku 2018 i będzie to zapewne ważne źródło informacji dla wszystkich związa-nych z elektroenergetyką. Komitet Studiów A3 Aparatura wysokiego napięcia przewi-duje podczas tej sesji rozważania dotyczą-ce poniżej wymienionych zagadnień.

Rys. 17. Napięciowy przekładnik optyczny do pracy w sieci wysokiego napięcia

Rys. 18. Rezystancyjny dzielnik napięcia

Zdaniem autorów artykułu, na pod-stawie przeprowadzonych symulacji ma-tematycznych, należy się spodziewać, że jest to rozwiązanie, które w pełni zaspo-koi oczekiwania na bardzo dokładny po-miar napięcia.

Podsumowanie

Sesja CIGRE 2016 przyniosła wiele in-teresujących, a nawet całkowicie nowych informacji dotyczących bieżącego stanu rozwoju aparatury wysokiego napięcia. Za-

fiber optic

optical DSP unit

optical sensors

high voltage post insulator

U - measuring voltage

110 4

12

3

28,45

641

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 155marzec 2017

1. Wymagania dla aparatury wysokiego na-pięcia prądu przemiennego i stałego w sys-temach przesyłowych i dystrybucyjnych.

2. Zarządzanie czasem życia aparatury wysokiego napięcia w systemach prze-syłowych i dystrybucyjnych.

3. Oryginalne rozwiązania aparatury wyso-kiego napięcia dla systemów przesyło-wych i dystrybucyjnych.

Obszary aktywności Komitetu Studiów A3

Aparatura wysokiego napięcia

Komitet Studiów A3 Aparatura wyso-kiego napięcia zajmuje się zagadnieniami obejmującymi swym zasięgiem teorię, pro-jektowanie, konstruowanie i zastosowanie aparatury wysokiego napięcia, jej kompo-nentami oraz systemami, zarówno dla prądu przemiennego jak i stałego. Początki funk-cjonowania Komitetu wskazywały na szcze-gólne upodobanie tematów teoretycznych, rozważanych na poziomie uniwersyteckim. Na forum Komitetu najbardziej aktywni byli przedstawiciele wyższych uczelni i oni nadawali główny ton kierunkom działania. W miarę upływu czasu ta orientacja zaczęła się coraz bardziej równomiernie rozkładać na zagadnienia teoretyczne i praktyczne. Z tego względu w publikacjach będących rezultatem obecnych działań Komitetu A3 interesujące pozycje znajdą nie tylko osoby zajmujące się tworzeniem nowych rozwią-zań aparatów wysokiego napięcia, ale tak-że przedstawiciele służb eksploatacyjnych i zarządzający majątkiem sieciowym.

Warte odnotowanie jest także trwałe orientowanie się Komitetu Studiów A3 na zagadnienia dotyczące sieci dystrybucyjnej. Znajduje to wyraz chociażby w tematyce wiodącej zaproponowanej na kolejną sesję CIGRE w roku 2018. W każdym z zapropo-nowanych tematów mamy odniesienie za-równo do sieci przesyłowej jak i dystrybucyj-nej. Sadzić należy, że to właściwy krok, po-nieważ grono korzystających z opracowań wydawanych przez Komitet znacznie się rozszerzy i być może znajdą się kandydaci do pracy w Grupach Roboczych z nowych obszarów, co zapewne korzystnie wpłynie na wartość efektów pracy Komitetu.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW A3

[1] A3-101. Uzelac N. (USA), Pater R. (Ca-nada), Heinrich C. (Germany): Overview of Non-Intrusive Condition Assessment of T&D Switchgear.

[2] A3-102. Shperling B.R., Keri A.J.F., Yang S., Majji V.S. (UAS), Ingestrom G. (Swe-den): Reduction of TRV for Terminal Circuit Breakers on Series Compensated Lines.

[3] A3-103. Tsukao S., Shiiki M., Iwasaki S., Koyama H., Watanabe T., Sawada M. (Ja-pan): Survey on Requirements for Bus--Transfer Current Switching.

[4] A3-104. Zavoda F., Aresteanu V., Parent B., Fortier M. J., Fazio B. (Canada): Voltage and current measurements for smart appli-cations in substations at Hydro-Québec.

[5] A3-105. Ryu J. S., Bae C.Y., Park S.W., Kim Y.G. (Republic of Korea): Development of high voltage vacuum interrupter with earthed metal enclosure for the transmission line.

[6] A3-106. Kim B.C., Chung Y.H., Hwang H.D. (Republic of Korea): Development of HVDC Circuit Breaker with Fast Interruption Speed.

[7] A3-107. Xiang Y., Velitsikakis L. WU K., Janssen A. L. J. (The Netherlands): Swit-ching Transients in Constrained Transfor-mer-Line/Cable Configurations.

[8] A3-108. Smeets R.P.P., Hofstee A.B., Dek-ker M. (The Netherlands): New test-methods for circuit breakers of 800 kV and above.

[9] A3-109. Belda N.A., Smeets R.P.P. (The Netherlands), Tokoyoda S., Ito H. (Japan): Testing of HVDC Circuit Breakers.

[10] A3-110. Garcia J., Ibero A. (Spain): Very Fast Transient Over Voltages on Paper Oil Insulated Inductive Voltage Transformers.

[11] A3-111. Regil E., Burgos A. (Spain): Induc-tive voltage transformers for auxiliary servi-ces power supply in substations. Design, specification and normative aspects and application example.

[12] A3-112. Göhler R., Shaikh J., Brendler V., Wey-er M., Giessel M., Hinrichsen V. (Germany): Ar-resters with advanced cooling performance for protection of valves in HVDC converters.

[13] A3-113. Mantilla J., Claessens M., Kriegel M. (Switzerland): Environmentally Friendly Per-fluoroketones-based Mixture as Switching Medium in High Voltage Circuit Breakers.

[14] A3-114. Silvant S., Gaudart G., Huguenot P., Kieffel Y., Perret M., Robin-Jouan Ph., Vi-gouroux D., Fray R., Cressault Y., Teulet Ph. (France), Trepanier JY. (Canada): Detailed analysis of live tanks and GIS circuit breakers using a new environmental friendly gas.

[15] A3-115. Testin G., Boutlendj M., Cardano P., Pastore A. (Italy), Saravolac M., Sehovac M., Pigini A. (France): Methodologies for Pollu-tion Tests on Composite Housings.

[16] A3-116. Serafino C., Avagnina P., Valant A., Iuliani V., Rebilini M. (Italy): Transient

behaviour of conventional and innovative capacitive voltage transformers: simula-tions and HV laboratory testing.

[17] A3-117. Tang G.F., Wei X.G., Zhou W.D., Zhang S., Gao C., He Z.Y., Zheng J. C. (China): Research and Development of Full-bridge Cascaded Hybrid HVDC Bre-aker for VSC-HVDC Applications.

[18] A3-118. Liu X., Li Z. Y., Lin H. Y., Tong Y., Wang X. Z. (China): The Establishment of Standard System for Accuracy Measure-ment of Harmonics of Electronic Voltage Transformers.

[19] A3-119. Shaikh M., Rahma A. (Kingdom of Saudi Arabia), Glover P. (United Kingdom): In adequate Damping Leading to Ferroresonan-ce on Voltage Transformers: A Case Study.

[20] A3-201. Carvalho A., Amon J. F. (Brazil), Lindner C. (Switzerland), Boudreau J-F. (Canada), Sardi B. N. G., Vásquez P. R. (Argentina), Richter F. (Germany), Moreau P. (France): Challenges for managing over-stresses and end of life of HV equipment.

[21] A3-202. Kagawa H., Kuroyagi T., Iwasaki S., Kondo K., Ogata K., Kajino H. (Japan): In-vestigation on Contamination Deposit Per-formance and Pollution Wihstand Voltage Characteristics of Polymer Devices.

[22] A3-203. Doiphode B., Kulkarni S., Kulkarni Y., Sodha N. S. (India): Transformation in Lifetime Asset Management of EHV Circuit Breakers – A Case Study.

[23] A3-204. Gräf T. (Germany): Contactless thermal online-monitoring of electrical equ-ipment under load to determine the load level and damage avoidance.

[24] A3-205. Stella E., Pivato M. (Italy), Rayon J. L. (France|): DWatch – Intelligent discon-nector mechanism for digital substation.

[25] A3-301. Cui M., Bae C. Y., Park J. Y., Choi J., Park S. W., Kim Y. G. (Republic of Korea): Coupled Fluid-Mechanical Analysis Method in High-Voltage Circuit Breakers Design.

[26] A3-302. Park J. H., Ha M. J., Byeon J.Y., Kim K.H. (Republic of Korea): CFD Ana-lysis and Numerical Study of the Hot Gas Flow inside the High Voltage Gas Circuit Breaker.

[27] A3-303. Abomailek C., Riba J.-R., Casals--Torrens P. (Spain): Reduced Scale Feasi-bility of Temperature Rise Tests in Substa-tion Connectors.

[28] A3-304. Ait Abdelmalek F., Fanget A. (France), Walt M. (Switzerland): Power Qu-ality enhancement through optimum com-bination of controlled switching and low scatter CB drives.

[29] A3-305. Lebedev V.D., Yablikov A.A., Ma-karov A.V. (Russia): Mathematical and physical models development for study the high-voltage resistive dividers of digital vol-tage transformers.

CIGRE

strona 156 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Komitet Studiów (SC) B1 jest odpowie-dzialny za wszystkie aspekty dotyczące lą-dowych i morskich sieci kablowych. Zakres prac SC B1 obejmuje: teorię, projektowanie, wdrażanie, produkcję, instalację, testowa-nie, eksploatację i konserwację oraz techni-ki diagnostyczne sieci kablowych AC i DC.

W roku 2016 aktywnie pracowało w ra-mach CIGRE SC B1 osiemnaście grup ro-boczych. W czasie sesji CIGRE 2016 pod-jęto decyzje o powołaniu kolejnych trzech:• WG B1.58 – Asset Management in MV

Cables Networks,• WG B1.60 – Maintenance of HV Cable

Systems,• WG B1.61 – Installation of HV Cable

Systems.Tematy wiodące, w ramach których

przyjęte zostały referaty na Sesję General-ną CIGRE 2016, to:• Nowo instalowane lub modernizo-

wane systemy kablowe • Najlepsze przykłady wykorzystywania

istniejących systemów kablowych • Linie kablowe w sieci przyszłości.

Nowo instalowane lub modernizowane systemy kablowe

W ramach tego tematu wiodącego na Sesję Generalną CIGRE przyjęto 9 arty-kułów. Tematyka obejmowała głównie ob-szary projektowania i budowy nowych linii kablowych, eksploatacji oraz zagadnienia związane z ochroną środowiska.

Przedstawiane w artykułach przykłady budowy linii kablowych poruszają m. in. zagadnienia rodzących się wyzwań w pro-

cesie projektowania i budowy. W artykule [B1-101] przedstawiony został proces pro-jektowania dwóch linii kablowych 88 kV budowanych po trasie istniejącej, wyłą-czonej już linii napowietrznej w Sao Paulo w Brazylii. Autorzy wykazali, że projekto-wanie nie jest prostym procesem, nawet przy wykorzystaniu istniejącego pasa tech-nologicznego. Zastosowanie linii kablowej zamiast napowietrznej wynikało z całkowi-tej zmiany otoczenia w stosunku do czasu, gdy była budowana linia napowietrzna.

Na rysunkach 1 i 2 przedstawiono zmiany w zabudowie terenu.

Kluczowymi wyzwaniami przy projek-towaniu linii były: gęsta zabudowa i skrzy-żowania z drogami, wymagania agencji ochrony środowiska w zakresie ogranicze-nia pola magnetycznego na powierzchni ziemi do poziomu 3 µT oraz, w zakresie opracowania środowiskowego studium wykonalności, wysokie wymagania władz miejskich co do zaprojektowania i zajmo-wania terenu w trakcie budowy.

W dokumencie [B1-103] opisano pro-ces projektowania linii kablowej 220 kV w Auckland w Nowej Zelandii. Linia o dłu-gości 36 km, składająca się z czterech sekcji, projektowana była przez ponad 3 lata. Kluczowymi wyzwaniami dla ze-społu projektowego były w tym przypad-ku wymagania techniczne, obejmujące w szczególności:• zaprojektowanie produkcji i montażu

kabla 220 kV o przekrojach 2500 mm² i 1600 mm² oraz osprzętu, w tym muf przejściowych,

• zaprojektowanie i weryfikację konstrukcji nośnej kabla na długości 1,4 km przez most Auckland Harbour Bridge, tak aby zabezpieczyć linię kablową przed rucha-mi poziomymi i pionowymi mostu,

• konstrukcję mechanizmu dylatacji na moście (rys. 3) i weryfikację mechanicz-nego zachowania kabla po poddaniu symulacji oddziaływania termomecha-nicznego oraz ruchu i drgań mostu,

• montaż kabli 220 kV i powiązanych ka-bli światłowodowych w jednym odcinku bez łączeń na nieustannie drgającej konstrukcji mostu,

• określenie właściwości mechanicznych i zachowania termomechanicznego ka-bli 220 kV.

Sławomir NoskeENERGA-OPERATOR SA

Kable – Komitet Studiów B1

Insulated cables – Study Committee B1

Rys. 1. Zdjęcie z roku 1958 (okres projektowania linii napowietrznej) [1]

Rys. 2. Zdjęcie przedstawiające obecną zabudowę [1]

VIlA MARIANA SUBSTATION

VIlA MARIANA SUBSTATION

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 157marzec 2017

Kolejna grupa artykułów skupia się na obszarze zarządzania siecią kablową. W artykule [B1-104] przedstawione zostały metody stosowane przez przedsiębiorstwo energetyczne Tata Power Co. Ltd w Indiach w mieście Mumbai. Utrzymanie sieci kablo-wej jest trudnym zadaniem, ponieważ stoso-wane są tam kable z różnego typu izolacją (gazowa, olejowa, XLPE). Praktyki eksplo-atacji są dostosowane do rodzaju kabla. Me-tody eksploatacji kabli XLPE obejmują mię-dzy innymi: inspekcje trasy linii kablowych, termowizję głowic, detekcję ultradźwiękami, pomiary prądu w osłonowych, czyszczenie izolatorów porcelanowych poprzez zraszanie wodą, kontrolę połączeń uziemiających. Dla kabli z izolacją olejową i gazową są to: co-dzienne monitorowanie ciśnienia oleju i gazu, ocena ciśnienia gazu, uzupełnianie oleju, gdy ciśnienie spada poniżej wymaganego pozio-mu, wymiana butli z gazem w celu utrzyma-nia ciśnienia gazu w napełnionym gazem kablu. W zakresie opisanych w artykule za-biegów eksploatacyjnych bardzo ważne są te metody, które pozwalają wykrywać zagro-żenia i podejmować działania prewencyjne: pomiary termowizyjne i ultradźwięków.

Stosowanie pomiaru ultradźwięków po-zwala wykrywać miejsca, w których nastę-puje jonizacja, miejsca wyładowań niezu-pełnych. W artykule zostały przedstawione przykłady wykrytych wad na bardzo wcze-snym etapie. Przykład defektu pokazany jest na rysunku 4.

kich awarii. Działania prewencyjne w tym zakresie stanowią ważny element ograni-czenia ryzyka awarii.

W artykule [B1-106] opisano proces pro-jektowania, instalację i uruchomienie nowa-torskiego system chłodzenia kabla 230 kV. Po zainstalowaniu nowego systemu kablo-wego 230 kV XLPE pomiary temperatury poprzez światłowód ujawniły, że istnieje hot spot, który wymaga łagodzenia wpływu rury parowej i obniżanie temperatury systemu kablowego o około 20%. Ocena, badania i modele matematyczne wykazały, że gra-witacyjny system chłodzenia wodą powinien być wystarczający. Takie chłodzenie, w du-żej mierze bezobsługowe, zaprojektowano i zastosowano zapewniając wymianę ciepła w istniejącym hot spot poprzez obniżenie temperatury otoczenia. Wstępne testy wy-kazały dobrą zgodność pomiędzy modelem a rzeczywistymi pomiarami. Schemat układu chłodzenia przedstawiono na rysunku 5.

W zakresie nowych rozwiązań w liniach kablowych dokument [B1-102] prezentu-je nowe rozwiązania muf wykorzystanych w trakcie budowy odcinka linii 275 kV łączą-cego dwa systemy w Japonii. Po raz pierw-szy, w opisywanym przykładzie, zastoso-wano nowe mufy adaptowane do napięcia 275 kV, skracające czas montażu o 50%.

Artykuł [B1-107] opisuje rozwój kon-strukcji kabli i osprzętu do połączeń pod-morskich HVAC. Przykład ten informuje o projektowaniu i testowaniu systemu kabli morskich 400 kV w Korei. Opisany system zawiera kabel, mufy i głowice. Na podsta-wie zaleceń CIGRE opracowano i zasto-sowano zestaw testów zarówno elektrycz-nych, jak i mechanicznych. Ponadto opra-cowano test długoterminowy przyspieszo-nego starzenia. Badania rozwojowe zosta-ły pomyślnie zakończone.

Rys. 3. Mechanizm dylatacji wykonany na moście [3]

Rys. 4. Wykryty czarny punkt, poziom sygnału 17 dB [4]

Rys. 5. Schemat układu chłodzenia zastosowany do obniżenia temperatury w hot spot [6]

Metody termowizyjne stosowane są cy-klicznie. Dla linii NN pomiary na głowicach dokonywane są co miesiąc, dla kabli WN raz na kwartał.

W związku z dużą intensywnością prac zimnych w obszarze miasta uszkodzenia mechaniczne stanowią blisko 50% wszyst-

distr.ductbanks

thermal insulation

coolingpipes

steam pipe

distr.ductbank

ductbank6.0 m 9.0 m

χ

Δh

strona 158 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Najlepsze przykłady wykorzystywania istniejących

systemów kablowych

Publikacje dotyczące najlepszych przy-kładów wykorzystania istniejących syste-mów kablowych obejmują aż 17 artykułów. Skupiają się one w obszarach:• oceny stanu technicznego i diagnostyki

systemów kablowych,• tendencji w zakresie monitorowania ka-

bli i akcesoriów,• doświadczeń w zakresie modernizacji

i metod pokrewnych,• tendencji rozwoju strategii utrzymania

(eksploatacji).Utrzymanie sieci kablowych WN i NN ma

na celu zapewnienie bezawaryjnej pracy tej sieci i zapobieganie ryzyku powstania awa-rii. W skład działań eksploatacyjnych wcho-dzi szereg inicjatyw (oględziny, termowizja, pomiary diagnostyczne, kontrola warunków pracy itp.). Utrzymanie sieci wiąże się ze znacznymi kosztami i nakładami pracy. Dla-tego też dąży się do optymalizacji tych zabie-gów. Przykład optymalizacji procesu eksplo-atacji sieci kablowych został przedstawiony w dokumencie [B1-201]. Prace w tym zakre-sie podjęło przedsiębiorstwo Interconexión Eléctrica (ISA) działające w Ameryce Połu-dniowej. Działania były prowadzone przez inżynierów tej firmy przy wsparciu zewnętrz-nych ekspertów. Celem prac było zmniejsze-nie kosztów utrzymania sieci i poprawa nie-zawodności pracy linii kablowych z izolacją XLPE we wszystkich krajach, w których ISA prowadzi działalność. Dążono do wykorzy-stania najnowszych technologii związanych z pomiarem temperatury kabli i pomiarem wyładowań niezupełnych w mufach i głowi-cach. Prace rozpoczęto od analizy przyczyn awarii, określając te najczęstsze:• uszkodzenia kabli spowodowane przez

osoby trzecie,• uszkodzenia zewnętrznej powłoki kabli

spowodowane przez osoby trzecie, • uszkodzenie elementów metalowych

spowodowane przez osoby trzecie lub korozję,

• przenikanie wilgoci do izolacji,• zewnętrzne naprężenia mechaniczne

spowodowane ruchem gleby – skurcz termiczny (Snaking),

• błędy w montażu,• awarie systemu wymuszonego chłodze-

nia (jeżeli są zainstalowane).Po zdefiniowaniu głównych przyczyn

awarii i ich prawdopodobieństwa wystąpie-nia dokonano analizy metod konsekwencji i skutków awarii. Dokonano także analizy czynności konserwacyjnych, które mogą zostać podjęte w celu złagodzenia skutków awarii. W pracach nad rozwojem systemu zarządzania siecią kablową wykorzystano metodę Reliability Centered Maintenance (RCM). Obecnie RCM jest wykorzystywa-ny w wielu gałęziach przemysłu: petroche-micznym, gazowym, energetycznym, trans-portu publicznego, zarządzania budynkami, w przedsiębiorstwach wojskowych. Meto-dologia RCM różni się od stosowanej do-tychczas koncepcji technicznej, która sku-pia się na sprzęcie lub obiektach, starając się utrzymać go przez realizowanie zadań, które „można zrobić”. RCM skupia się na systemie, aby utrzymać jego podstawowe funkcje poprzez zadania, które „powinno być zrobione”. Ponadto kluczowe jest gro-madzenie i analiza danych oraz ciągła ana-liza awaryjności. Opracowywana strategia eksploatacji skupiała się na predykcyjnej konserwacji. Jest ona oparta na pomiarach stanu urządzeń w celu dokonania oceny ry-zyka awarii w danym okresie, a następnie podjęciu odpowiednich działań w celu unik-nięcia prawdopodobnej awarii.

Wybrane badania i czynności eksplo-atacyjne obejmowały między innymi sys-temy:• monitorowania temperatury kabli – DTS, • pomiaru wyładowań niezupełnych – PD, • termograficznej inspekcji głowic,• pomiaru prądów krążących w powło-

kach metalowych systemów – cross-bonding.W ramach konserwacji prewencyjnej

określono także cykliczne zabiegi ma-jące na celu zmniejszenie prawdopodo-bieństwa awarii lub degradacji. Według opracowanych zasad konserwacji zapo-biegawczej będą wykorzystywane nastę-pujące zadania:• kontrola trasy linii w dziennych minimum

i maksimum miesięcznych odstępach zależnie od warunków,

• próby napięciowe powłoki co pięć lat,

• coroczne inspekcje wizualne połączeń w link boxes,

• kontrola wzrokowa głowic, każdego roku, • czyszczenie izolatorów głowic w zależ-

ności od warunków osadzania zanie-czyszczeń w danym miejscu,

• oględziny systemu uziemienia, co roku,• pomiar rezystancji uziemienia, co 5 lat,• comiesięczna kontrola wzrokowa struktur,

takich jak tunele, galerie, studzienki.Zadanie zakończono opracowując fi-

nalny program działań. Szacuje się zmniej-szenie kosztów eksploatacji o 40%.

Artykuł [B1-202] przedstawia metody oceny stanu sieci kablowych WN i NN wy-konanych kablami w izolacji wytłaczanej XLPE oraz linii ułożonych kablami o izolacji papier+olej o ciśnieniu zewnętrznym nazy-wanych – kablami rurowymi (High-pressure pipe-type – HPPT) na terenie USA. Opisa-ne zostały wyniki rozległych badań tereno-wych prowadzonych w celu zapewnienia wczesnego wykrycia potencjalnych awarii. Autorzy przedstawili listę kluczowych ele-mentów kontrolnych, w tym ewentualnych degradacji i możliwości naprawczych.

Artykuł [B1-203] prezentuje proces wy-boru optymalnego systemu do badań i te-stów linii kablowych o napięciu do 115 kV z wytłaczaną izolacją eksploatowanych w Tajlandii. Poszukiwane rozwiązanie mia-ło zastąpić testy wykonywane napięciem stałym uznanym za niebezpieczne dla kabli z tego typu izolacją. Opisany proces selek-cji był skupiony na lokalnych potrzebach, takich jak masa systemów probierczych zapewniająca łatwość transportu i zużycie energii, ale także skuteczność testu, długo-ści kabli możliwych do badania i możliwo-ści pomiaru wyładowań niezupełnych. Pro-ces selekcji oparty na wielokryterialnych analizach doprowadził do wyboru systemu testowego wykorzystującego napięcie tłu-miony AC (DAC).

Duże zainteresowanie metodami dia-gnostycznymi dotyczy także kabli SN. Ar-tykuł [B1-205] przedstawia doświadczenia z monitoringu wyładowań niezupełnych (PD) w sieci SN dokonywanych on-line (podczas pracy systemu). Celem diagno-styki PD jest wykrycie słabych punktów w układzie izolacyjnym przed awarią. Opi-sana technologia wykorzystuje dwa czujniki

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 159marzec 2017

na obu końcach układu i umożliwia detekcję i lokalizację źródła PD. Istotne jest, że kabel badany jest w rzeczywistych warunkach pracy. Nie potrzeba w tym wypadku stoso-wać dodatkowego źródła napięcia. Autorzy wykazują, że pomiar PD może trwać mie-siące lub lata przed awarią, a stosowanie takiego badania może poprawić niezawod-ności pracy sieci i ograniczyć wskaźniki awaryjności, takie jak SAIDI i SAIFI.

Kolejną metodą diagnostyczną jest ana-liza rozpuszczonego gazu (Dissolved Gas Analysis – DGA) opisana w artykule [B1-207]. Metoda ta może być stosowana dla kabli olejowych typu Self Contained Oil-Fil-led (SCLF) do kontroli nieprawidłowości lub regularnych zabiegów konserwacyjnych. Do prawidłowego wykrywania zagrożenia awa-rią niezbędne jest zdefiniowanie, jaki poziom wykrytych gazów jest krytyczny i wymaga wykonania konserwacji naprawczej. Ten ar-tykuł prezentuje nową, zaktualizowaną ma-cierz kryterium kabli SCLF z bardzo dokład-ną diagnozą opartą na analizie wzorców.

Ciekawe rozwiązanie dotyczące inspek-cji linii kablowych zostało przedstawione w pracy [B1-208]. Opisano w niej rozwój systemu utrzymania prowadzonego w dłu-gim tunelu kablowym za pomocą robota. W tunelu kablowym o długości 8,5 km wy-konanym pomiędzy Francją i Hiszpanią (średnica 3,5 m) prowadzone są dwa kable HVDC (320 kV). Ze względu na ogranicze-nia środowiskowe tunel jest dostępny jedy-nie na swoich końcach. Ograniczony dostęp do tunelu wymagał rozwoju zautomatyzo-wanego pojazdu, robota do konserwacji. Pojazd ten może wykonywać czynności konserwacyjne, profilaktyczne bez bezpo-średniego udziału pracowników. Zapew-nia także transport pracowników do prac naprawczych i konserwacyjnych w tunelu, a czujniki i kamery zapewniają bezpieczną oraz niezawodną eksploatację. Na rysun-ku 6 przedstawiono robota w tunelu.

Kolejne specyficzne warunki pracy linii kablowych dotyczą sieci zasilających wiatro-we farmy morskie. Opis rozwijanych metod eksploatacji morskich linii kablowych WN i SN przedstawia artykuł [B1-211]. Opisano metody monitorowania stosowane przez brytyjskich operatorów sieci kablowych. Przykład sieci przedstawiono na rysunku 7.

Stosowany serwis, oparty na czasie eksploatacji (Time Based Management – TBM), został zastąpiony przez eksplo-atację opartą na ocenie stanu technicz-nego (ang. Condition-based maintenance – CBM). Zgodnie z dokumentami CIGRE TB379 i TB398, zawierającymi strategię dla systemów lądowych uznaje się, że kable morskie mają krótszą żywotność, a więc musi być stosowane inne podejście do prowadzenia ich eksploatacji. W artykule opisano zastosowanie metod diagnostycz-nych, takich jak: pomiar wyładowań niezu-pełnych on-line, prądu powłoki, monitoro-wania jakości energii i temperatury kabli. Dwa studia przypadków pokazują, że 90% problemów elektrycznych będzie zidentyfi-kowanych dzięki diagnostyce.

Choć nowoczesne systemy diagno-styczne pozwalają ograniczać liczbę awarii, to jednak nie doprowadzą do ich wyeliminowania. Oprócz metod diagno-stycznych są także potrzebne systemy do lokalizacji awarii. W artykule [B1-215] przedstawiono rozwój nowych technologii lokalizacji kabli morskich. Ustalenie właści-

wego położenia kabla podmorskiego ma zasadnicze znaczenie dla jego instalacji, konserwacji i naprawy. W celu ochrony przed uszkodzeniami wiele z tych kabli jest zakopanych w dnie morskim, co zwiększa trudności lokalizacji awarii. Nowe 3-osio-we magnetometry poprawiają efektywność niezawodnej lokalizacji, zarówno dla pod-morskich kabli AC jak i HVDC.

Generacja rozproszona wprowadza tak-że nowe wyzwania w stosunku do Operato-rów Systemu Przesyłowego; jednym z tych wyzwań jest efektywny przesył energii ze źródeł odnawialnych. W artykule [B1-213] opisano działania belgijskiego OSP wyko-rzystującego pomiar temperatury systemu kablowego w czasie rzeczywistym (RTTR) w celu lepszej kontroli przepływu obcią-żenia w strategicznym obwodzie 150 kV. System obejmuje bezpieczne i kontrolo-wane przeciążenia kabli z pomocą rozpro-szonego pomiaru temperatury (DTS) oraz RTTR. W artykule opisano doświadczenie OSP z instalacji, typowe problemy i ogólne zalecenia dotyczące eksploatacji tego typu systemu kablowego.

Rys. 6. Robot do kontroli linii kablowej w tunelu [16]

Rys. 7. Schemat sieci zasilających farmy wiatrowe off-shore [19]

On-shore HV Substation with Sensors and Monitor

Off-shore 132kV GIS Substation with Sensors and Monitor

Land-Subsea 132kV Joint with sensors

Land-Sea 132kV Export Cables (2 strings)

132/400kV Step-up Transformer to Grid

Sub-sea 132kV Factory Joint

Interarray Cables (33kV)

Off-shore Generation Wave, Tidal or Wind

strona 160 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Linie kablowe w sieci przyszłości

Z tego obszaru tematycznego przyjęto 14 artykułów, które swym zakresem obejmują:• wyższe napięcie kabli AC i DC,• nowe funkcje oczekiwane od systemów

kablowych,• integrację kabli i akcesoriów w sieci,• innowacyjne typy kabli.

Pierwszego obszaru, czyli rozwiązań na coraz wyższe poziomy napięcia, dotyczy ar-tykuł [B1-301]. Dokument opisuje pomyślny rozwój linii kablowych z izolacją wytłaczaną HVDC XLPE dla napięcia 525 kV włącznie. Nowy system może przekazywać 50% wię-cej mocy w porównaniu z obecnym pozio-mem napięcia 320 kV DC.

Natomiast w artykule [B1-312] opisano badania nowej konstrukcji kabla do ukła-dania w głębokiej wodzie, kabla 420 kV HVAC. Kabel ten zastosowano w Norwe-gii, aby połączyć dwa fiordy. Ma on łączną długość około 32 km. Prace obejmowały również rozwój i testowanie systemu muf fabrycznych i naprawczych. Ze względu na głębokość montażu do 390 m przepro-wadzono specjalne testy. Program testowy został oparty na zaleceniach CIGRE 303 TB i TB 490. Przekrój poprzeczny kabla przedstawiono na rysunku 8.

Kolejną projektowaną linię kablową opi-sano w artykule [B1-313]. Jest to system Nordlink HVDC, nowe połączenie HVDC pomiędzy Norwegią i Niemcami zaplano-wane do realizacji w 2020 roku. Będzie to najdłuższy system kabla HVDC na świecie. System HVDC dostarczy 1400 MW przy napięciu znamionowym 515 kW DC. Doku-ment skupia się na badaniach geotechnicz-nych przeprowadzonych w celu scharakte-ryzowania gleby i zidentyfikowania wąskich gardeł termicznych.

Ciekawe rozwiązania w zakresie pod-łączeń kablowych dla farm wiatrowych pły-wających zostały zaprezentowane w ar-tykule [B3-302]. Ten japoński dokument pokazuje rozwój dynamicznego systemu kablowego do 22 kV i 66 kV, nadającego się do podłączenia pływających generato-rów i stacji. System został zaprojektowany dla żywotności 20 lat. Analiza żywotności obejmowała analizę zmęczenia, a także eksperymentalne testy na rzeczywistych kablach. Połączenie poprzez układ Lazy Waves (rys. 9) z bojami pośredniczącymi zostało wybrane jako docelowe. System do turbin wiatrowych (7 MW), w ramach projektu demonstracyjnego, został po-myślnie zainstalowany i znajduje się już w eksploatacji.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW B1

[1] B1-101. Karabolad E.F., Thomaz R.D.Jr., de Louredo N.H.G.R., Govino W., Silvestre G.C.: Implementation measures: An over-head transmission line moves to undergro-und transmission line.

[2] B1-102. Kobayashi S., Suyama H.: Adoption of premolded joint and specialized cable in-stalling method for the 275 kV XLPE cable underground transmission line in a tunnel.

[3] B1-103. Rahman N.: 220 kV North Auc-kland and Northland (NAaN) Project in Auckland, New Zealand.

[4] B1-104. Sirdesai N., Mirashi D.M.: Moni-toring and up-gradation of underground cable network by various methods.

[5] B1-105. Muratovic R., Schmautzer E., Fic-kert L., Woschit R., Lugschitz H., Machl A., Reich K., Klein M., Svejda G.: Mutual induc-tive interference of 400 kV cable systems.

[6] B1-106. Cherukupallig S., Anders J., Bra-kelmann H.: BC Hydro experience to miti-gate a Hot Spot along a 230kV XLPE cable circuit using a novel cooling solution.

[7] B1-107. Lee S.B., Kim S.Y., Yoon H.S., Lee W.J., Cho D.S., Son S.H., Park H.D., Jeon S.I., Koo J.Y.: Development of AC 400kV XLPE Submarine Power Cable System.

[8] B1-108. Khamlichi A., Denche G., Garna-cho F., Donoso G., A. Valero A.: Location of sheath voltage limiters (SVLs) used for accessory protection to assure the insu-lation coordination of cable outer sheath, sectionalising joints and terminations of high voltage cable systems.

[9] B1-109. Marzinotto M., Albertini M., Be-nard L., Charles F., Hondaâ P., Mammeri M. Pazienza M., Tardy K.: Cable system qualification process for the Italy – France HVDC intertie.

[10] B1-201. Lozano A.P., Medina M.S., Lopes J.C.R., de Lima T.M.: Maintenance strate-gies developed for the underground trans-mission systems of ISA – Interconexión Eléctrica.

[11] B1-202. Bascom E.C., Pasha M.A., An-toniello V.D.: Utility experience with field condition assessment of high voltage un-derground cable systems.

[12] B1-203. Rajakrom A.: Field testing of high voltage cable: the experience with AC test on 115 kV cables in MEA Thailand.

[13] B1-205. Van Maanen B.C., Harmsen D., Bleeker P., Broersma T.: Learning from on--line monitoring of medium voltage power cables – with PD and fault location.

Rys. 8. Przekrój poprzeczny morskiego kabla 420 kV HVAC [37]

Rys. 9. Analizowane rozwiązania połączeń kablowych [27]

Floating Body

Riser cable

Mid Arch Buoy

Intermediate Buoy

FREE HANGING LAZY-S LAZY-WAVE

123456789

10

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 161marzec 2017

[14] B1-206. Lee J.M., Park D.J., Jeong G.Y., Lee C.H., Kim J.N., Jeon S.I., Park H.D., Kaumanns J.: Measurements and FEA re-sults of steel armour losses in three-core submarine XLPE cables.

[15] B1-207. Soga M., Kobayashi S., Okuno H., Kaneko H., Suzuki H.: Improvement of dis-solved gas analysis technique for oil-filled cable facilities and practical application of gas analysis technique to XLPE cable faci-lities.

[16] B1-208. Arévalo J., Sebastiá R.: Develop-ment of a Robot for Maintenance Work in the Spanish-French Electrical Interconnec-tion Tunnel.

[17] B1-209. Burgos A., Donoso G., García B.: Sheath currents monitoring in high voltage isolated cables.

[18] B1-210. Rathke C., Zhang R., Werle V., Menze A.: Transmission capacity manage-ment of subsea cables for the grid connec-tion of offshore wind farms.

[19] B1-211. Giussani R., Wilson R., Selt-zer-Grant M.: Maintenance strategies for MV/HV subsea cable networks for renewable through the application of ‘holistic’ electrical condition monitoring (CM) technology including on-line partial discharge.

[20] B1-212. Rebolini M., Posati A., Lavecchia G., Guizzo L., Bernardi K., Filippini S., Fio-rella A.M., Za G.: Life Cycle Assessment (LCA) of a 380 kV double circuit HVAC ca-ble transmission line.

[21] B1-213. Leemans P., Mampaey B.: Bel-gian experience with real time thermal ra-ting system in combination with distributed temperature sensing techniques.

[22] B1-214. Zhang J.Q., Fan M.H., Li W., Xie H., Wu H.C., Wang S.P.: Fire safety of ca-bles in power grid: tracking combustion test standards of cables and new insights on test framework.

[23] B1-215. Hillesund C.E., Waite J., Rygh J.E., Hobberstad O.P.: Submarine cable location new technology – development and testing.

[24] B1-216. Runde M, Klebo-Espe B., Hil-lesund C.E.: Current rating and risk of cavity-induced breakdowns in mass im-pregnated non-draining HVDC subsea cables.

[25] B1-217. Karthik Sriramkavacham B., Shamalji Solanki B.B.: Application of Partial Discharge Diagnostic technique on High Voltage Cable sealing ends to predict catastrophic failures with suppor-tive case study.

[26] B1- 301. Saltzer M., Gustafsson A., Jero-ense M., H Ghorbani H., Fälth J.F., Quist T., Bergelin P.: A new voltage level for extruded DC cables.

[27] B1-302. Fujii S., Sakakibara H., Tateno Y., Yagihashi K., Kagoura T., Tanaka H.: Development of the riser cable system for offshore floating wind power project.

[28] B1-303. Kvarts T., Arana I., Olsen R., Mor-tensen P.: Systematic description of dyna-mic load for cables for offshore wind farms. Method and experience.

[29] B1-304. Faria da Silva F., Ebdrup T.C., Bak L., Christian J.F.: Understanding losses in three core armoured submarine cables.

[30] B1-305. Grinschpun H.L., Gonzalez Sardi B.N., Ruiz I.M.: New transition joint.

[31] B1-306. Koltunowicz T., van Rossum J., Bodega R., Smit J., Ross R., Geene H., van Doeland W., Winters A., Eijpe I.: Use of aluminium in conductors and sheaths of EHV power cable systems.

[32] B1-307. Nasrat L.S., Annaka M., El-Kho-dary S., El-Debeiky S.: Effect of ultraviolet radiations and sandstorms on the flasho-ver voltage of silicone rubber cable termi-nations.

[33] B1-308. Stemmle M., West B., Steinbach D., Lallouet N.: Simplified undergrounding of 400 kV overhead lines with supercon-ducting cable systems.

[34] B1-309. Lesur F., Bail R., de Robien G., Mammeri M., Mirebeau P., Santana J.: After laying acceptance tests on long HVAC and HVDC extruded insulated cable systems.

[35] B1-310. Stemmle M., West B., Steinbach D., Lallouet N.: 400 kV AC – 2 x 1000 MW submarine cable crossing of the dardanel-les strait in Turkey.

[36] B1-311. Wang E.D., Zhang X.Y., Bian B., Ma X.L., Qiu T.J., Wang J.: Optimization of submarine cable structure based on am-pacity.

[37] B1-312. Stamsaas A., Tollefsen H., Halvor-son H.L.: The world longest and deepest 420 kV XLPE submarine cable.

[38] B1-313. Evenset G., Kiær L.E., Kingman K., Thillart R.v.d.: Thermal characterization of seabed along the NordLink cable route – results and comparison of measurement methods.

[39] B1-314. Baazzim E.M.S., Al-Saud M.S., El-Kady M.A.: Effect of water pipeline on ampacity of underground cables: Case Study.

CIGRE

strona 162 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Komitet SC B2 jest jednym z najwięk-szych i najstarszych Komitetów w CIGRE.

Obecnie w 25 Grupach Roboczych pracuje około 300 ekspertów z ponad 40 krajów.

Działalność SC B2 obejmuje: projek-towanie, budowę i eksploatację linii napo-wietrznych (fundamenty, słupy, przewody, izolatory, osprzęt), testy sprawdzające, ba-dania eksploatacyjnej wydajności, a także konserwację i modernizację linii.

Aktualnie główne strategiczne kierunki działalności Komitetu B2 to:• zwiększenie akceptowalności linii napo-

wietrznych,• zwiększenie zdolności przesyłowych li-

nii istniejących,• zwiększenie niezawodności i dostępno-

ści linii napowietrznych.Tematyka wiodąca na sesji została po-

dzielona na trzy tematy główne, z których każdy podzielono z kolei na kilka zagad-nień wiodących. • Temat 1: Zwiększenie przepustowości

linii napowietrznych (15 referatów). • Temat 2: Zarządzanie projektowaniem,

budowa i koszty (12 referatów). • Temat 3: Nowe materiały i technolo-

gie (12 referatów). Wszystkie referaty zostały opubliko-

wane wcześniej na stronie internetowej CIGRE i były dostępne dla wszystkich za-rejestrowanych uczestników konferencji. W trakcie konferencji referaty były prezen-towane podczas sesji plakatowej, gdzie każdy z autorów miał możliwość przedsta-wienia swojego referatu i udzielenia odpo-wiedzi zainteresowanym uczestnikom kon-ferencji na zadawane pytania.

Uzyskiwanie nowych pozwoleń na bu-dowę napowietrznych linii elektroenerge-tycznych staje się na całym świecie coraz trudniejsze z uwagi na rosnące wymagania w zakresie ochrony środowiska, przedłuża-jące się procedury formalnoprawne, wzrost kosztów nieruchomości i wzrost kosztów budowy. W związku z tym inwestorzy za-częli poszukiwać rozwiązań technologicz-nych i materiałowych, które pozwalałyby na zwiększenie obciążalności starych i nowo projektowanych linii.

Poniżej przedstawiono kilka wybra-nych referatów z poszczególnych tematów głównych.

Zwiększenie przepustowości linii napowietrznych

Referat hiszpański [B2-106]

W referacie przedstawiono analizę możliwości zastosowania linii kompakto-wych z wahliwymi poprzecznikami izola-cyjnymi. Zagęszczanie linii napowietrz-nych w obrębie jednego prawa drogi jest

przedmiotem rosnącego zainteresowa-nia ze względu na trudności w pozyski-waniu nowych praw drogi. Dlatego też istnieje potrzeba zmniejszenia szero-kości linii i zwiększenia mocy transmi-towanych w danej linii. Wśród wszyst-kich opcji zagęszczania linii najwyższy stopień zagęszczenia można uzyskać dzięki zastosowaniu linii kompaktowych z poprzecznikami izolacyjnymi. Dla nie-których napięć w celu zmniejszenia ob-ciążeń powstających wzdłuż linii stosu-je się wahliwe poprzeczniki izolacyjne. Tego typu rozwiązania zabezpieczają poprzeczniki przed awarią spowodowa-ną działaniem sił wzdłuż linii.

Jednakże pod wpływem oddziaływania wiatru w niektórych kierunkach i prędko-ściach może zdarzyć się, że cała sekcja linii stanie się niestabilna, co może do-prowadzić do awarii zasilania. Warunek stabilności linii będzie zależał nie tylko od prędkości i kierunku wiatru, ale także od długości sekcji, rozpiętości przęseł i wy-stępowania skośnych przęseł, geometrii przekroju poprzecznika i rodzaju zastoso-wanego przewodu.

Piotr WojciechowskiELBUD-PROJEKT Warszawa Sp. z o.o.

Linie napowietrzne – Komitet Studiów B2

Overhead Lines – Study Committee B2

Rys. 1. Wahliwe poprzeczniki izolacyjne

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 163marzec 2017

W celu analizy zachowania się po-przecznika i opracowania bezpiecznych wytycznych projektowania przeprowadzono obliczenia Metodą Elementów Skończo-nych na przestrzennym obrotowym modelu poprzecznika.

Referat islandzki [B2-110]

W Islandii, podobnie jak w wielu innych krajach, wygląd słupów jest przedmiotem poważnej debaty. Nie tylko dla linii przebie-gających w pobliżu zaludnionych obsza-rów, ale także wtedy, gdy linia przesyłowa znajduje się poza terenami zaludnionymi, ale ma wizualny wpływ na środowisko i oddziałuje na turystykę. W związku z tym operator sieci Landsnet wykonał prace projektowe na rzecz rozwoju nowych ty-pów słupów, z wykorzystaniem nowych materiałów i technologii, które podnoszą wartość estetyczną, spełniając wymagania techniczne i ekonomiczne.

Proces ten został wykonany po licz-nych konsultacjach społecznych z udzia-łem architektów. W referacie zaprezen-towano słupy rurowe dla planowanej do przebudowy linii przesyłowej 220 kV w czę-ści południowo-zachodniej Islandii. Nowo projektowana linia ma zastąpić dwutorową linię wybudowaną w 1969 roku na samo-nośnych słupach. Trasa linii przebiega w zaludnionych terenach i przecina główną drogę prowadzącą do międzynarodowego lotniska Keflavik z rejonu Reykjavik.

Słup zaprojektowano jako maksymal-nie cienki stożek zwężający się od podsta-wy ku górze. Poprzeczniki są także zwęża-ne ku końcom i dodatkowo lekko zakrzy-wione, dzięki czemu sprawiają wrażenie pomniejszonych i lżejszych. Dużych starań

Zarówno słup oraz poprzeczniki są wy-konane z giętych blach stalowych o maksy-malnej możliwej do wykonania liczbie zało-mów w celu osiągnięcia okrągłego kształtu. Jednak główną nowością słupa jest niepo-wtarzalny wygląd, z uwagi na brak widocz-nych zewnętrznych połączeń. Wszystkie połączenia słupa są wykonane przy użyciu wewnętrznych śrubowych kołnierzy, zarów-no dla połączeń sekcji trzonu i kolumny, jak również do połączeń poprzeczników.

Rys. 2. Obliczeniowy model 3D

Obliczenia wykazały, że zachowanie się poprzeczników jest mocno nieliniowe, zwłaszcza dla wiatrów wiejących z prędko-ścią powyżej 50 km/h. Wykonano analizy zarówno dla statycznych jak i dynamicz-nych obciążeń wiatrem.

Wstępne wyniki tego projektu badaw-czego są dość obiecujące. Analiza sta-bilności linii kompaktowych z wahliwymi poprzecznikami izolacyjnymi (z zastosowa-niem statycznego i dynamicznego podej-ścia) wykazała istnienie zależności pomię-dzy średnimi wielkościami przęseł i mak-symalnymi długościami sekcji. I tak, przy średniej długości przęsła 300 m maksy-malne dopuszczalne rozpiętości sekcji wy-noszą 2700 m, dla 350 m przęsła długość sekcji wynosi 2450 m, a dla średniego przę-sła o 400 m rozpiętości maksymalna do-puszczalna długość sekcji wynosi 2400 m. Można stwierdzić, że skrócenie rozpiętości przęseł ma pozytywny wpływ na stabilność poprzeczników, umożliwiając projektowa-nie dłuższych odcinków sekcji. W konwen-cjonalnej linii napowietrznej maksymalna długość sekcji jest zazwyczaj określana przez ograniczenie zwisów przewodów i/lub w celu zapobieżenia awarii słupem od-porowo-narożnym w przypadku pojawienia się zdarzeń kaskadowych. Dlatego typowe maksymalne długości sekcji wahają się od 4 km do 6 km. Z analizy stabilności przed-stawionych w niniejszym dokumencie wy-nika, że te maksymalne długości powinny zostać zredukowane i wahać się od 2 km do 3 km i gwarantuje to stabilność linii.

Rys. 3. Widok linii

Rys. 4. Elementy składowe słupa

dołożono, aby podkreślić formę kolorem za pomocą gradacji barw – w prototypie za-stosowano kolor oliwkowo-zielony u pod-stawy, a jasnoniebieski na szczycie, co miało na celu odzwierciedlenie naturalnej równowagi kolorów powyżej i poniżej linii horyzontu. Efekt ten uzyskano za pomocą stopniowania pasków kolorów co 1 m, co optycznie tworzy iluzję syntezy z naturą i ciągłości formy.

Rys. 5. Model 3D węzła połączeniowego słupa

Pos. 1APos. 1B

Pos. 1

Pos. 2

Pos. 3

Pos. 3

Det. 2.3

Pos. 3

Det. 2.1

Det. 2.2

Pos. 4

Pos. 5–34

Bonded

Pretension

Fprc = 572 kN

contactμ = 0.1

strona 164 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Montaż konstrukcji poszczególnych ele-mentów słupa odbywa się w pozycji hory-zontalnej i dopiero gotowy słup jest umiesz-czany pionowo na fundamencie.

Referat norweski [B2-114]

Eksploatacja napowietrznych linii prze-syłowych w górzystych regionach Norwegii jest szczególnie trudna w okresie zimo-wym. Zwłaszcza obciążenia spowodowa-ne osadzaniem się sadzi na przewodach fazowych, odgromowych i izolatorach mogą spowodować poważne problemy związane z uszkodzeniami mechaniczny-mi elementów linii, przeskokami elektrycz-nymi, jak również zagrożenia dla bezpie-czeństwa otoczenia linii spowodowanego nadmiernymi zwisami przewodów oraz spadającym z nich lodem. Podczas se-zonów zimowych 2013/14 oraz 2014/15 Statnett SF, operator systemu przesyło-wego w Norwegii, doświadczył szeregu awarii linii napowietrznych spowodowa-nych osadzaniem się sadzi na przewo-dach, a skutkujących zawaleniem się słu-pów i zrywaniem przewodów i izolatorów. Przeprowadzone analizy awarii wykazały,

że spowodowane one zostały przez nie-doszacowanie obciążeń lodem w fazie projektowej linii (w niektórych przypad-kach nawet dwukrotnie niedoszacowane). Dziś w celu poprawy oszacowania obcią-żenia lodem i do potwierdzenia obciążeń lodem opartych na poprzednich metodach projektowych zaczęto stosować zaawan-sowany model meteorologiczny opraco-wany dla lokalnych warunków.

tremalnym obciążeniu lodem. Teren badań został zaprojektowany na podstawie do-świadczeń zebranych w ciągu kilku dekad systematycznych pomiarów oblodzenia w Islandii. Obecnie prace są prowadzone w ramach projektów badawczych w Frontli-nes („Wpływ mrozu i sadzi na napowietrzne linie przesyłowe”).

Drugim celem kampanii pomiarowej jest zebranie danych empirycznych na temat sposobu gromadzenia lodu na przewodach pojedynczych w porównaniu z przewodami podwójnymi, zwłaszcza w odniesieniu do dużych obciążeń lodowych.

Rys. 6. Zdjęcia gotowych elementów słupa

Rys. 7. Schemat montażu słupa

Rys. 8. Zerwany przewód odgromowy spowodowany przez sadź – styczeń 2014

Artykuł opisuje stronę testową pomia-ru oblodzenia, który będzie używany do sprawdzania poprawności wybranych na-rzędzi do modelowania w regionie o eks-

Rys. 9. Analizowana linia 420 kV. Z lewej strony przęsło testowe

Teren badań zlokalizowano wzdłuż linii 420 kV na płaskowyżu położonym na wysokości 1090 m n.p.m. Wzdłuż linii wybudowano przęsło testowe służące do weryfikacji badań istniejącej linii. Urzą-dzenia służące do mierzenia naprężeń w przewodach zamontowano na końcach izolatorów zarówno pracującej linii jak też przęsła testowego. Obszar ten jest szcze-gólnie narażony na działanie wilgotnego powietrza od strony południowo-zachod-niej, wzdłuż fiordu Hardanger, częste występowanie niskiego poziomu chmur powoduje obfite opady i stwarza korzyst-ne warunki oblodzenia na konstrukcjach naziemnych. Teren ten stanowi wyzwanie w zakresie eksploatacji linii przesyłowych, ale idealnie nadaje się do pomiarów duże-go obciążenia lodem.

W okresie od grudnia 2014 r. do mar-ca 2015 r. zaobserwowano siedemna-ście przypadków znacznego przekrocze-nia obciążenia lodem na przewodach. W ekstremalnym przypadku wynosiło ono 100 kg/m.

Krok 1: Montaż sekcji na ziemi od wewnątrz słupa

Krok 3: Podniesienie słupaKrok 2:

Ewakuacja

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 165marzec 2017

Zarządzanie projektowaniem, budowa i koszty

Referat kanadyjski [B2-206]

Tematem referatu jest wykrywanie uszkodzonych przewodów na liniach za pomocą przenośnych maszyn rentgenow-skich z zastosowaniem automatycznych robotów. Wibracje przewodów spowodo-wane oddziaływaniem wiatru mogą spo-wodować pękanie splotów przewodów zwłaszcza w przypadkach, gdy przewody nie są odpowiednio tłumione. Dla starych linii oraz nowych typów przewodów pra-cujących z zastosowaniem nieodpowied-nich tłumików lub przy ich braku – w celu weryfikacji czy nie nastąpiły uszkodzenia wewnętrznych splotów przewodów – ope-ratorzy linii zmuszeni byli do demontażu przewodów i badaniu ich w laboratoriach. Takie podejście jest jednakże zarówno cza-sochłonne jak i kosztowne.

Z reguły najbardziej narażone na uszkodzenia miejsca w przewodach znaj-dują się w rejonie uchwytów przelotowych, złączy zaciskowych lub bezpośrednio pod nimi. Badanie wyłącznie tych miejsc nie gwarantuje jednak, że nie ma uszkodzeń przewodów w innych miejscach. Skłoniło to operatora linii Hydro-Quebec Transe-

nergie, aby wraz z instytutem badawczym IREQ Hydro Quebec opracować prototyp przenośnego systemu cyfrowego RTG słu-żącego do identyfikacji miejsc zerwanych lub uszkodzonych wewnętrznych włókien w przewodach.

System składa się z pasywnego (niera-dioaktywnego) urządzenia rentgenowskie-go oraz panelu cyfrowego o dużej rozdziel-czości i nadajnika WiFi.

Głównym celem projektu pilotażowego była ocena wykonalności tego podejścia do badań nieniszczących (NDT), w tym jego łatwość obsługi, kwestie zdrowia i bezpie-czeństwa. W ciągu jednego dnia pracy jest możliwe wykonanie takich badań na trzech słupach dla trzech przewodów.

Referat rumuński [B2-211]

W 2009 r. Operator Sieci Transmisyj-nej sieci energetycznej w Rumunii (CNTEE Transelectrica SA) zainicjował kilka pro-jektów pilotażowych Smart Grid w celu monitorowania i diagnozowania elektrowni i linii wysokiego napięcia w trybie on-line w ramach wsparcia podejmowania odpo-wiednich decyzji w kwestii działań eksplo-atacyjno-konserwacyjnych, odpowiednio dla czynności inteligentnego zarządzania aktywami.

Dostęp do sieci musi być jednakże stre-fowy i tymczasowo ograniczony ze względu na zwiększoną produkcję mocy powstałą w regionie Dobrudży (obejmującym połu-dniowo-wschodnią część Rumunii o po-wierzchni ok. 21 200 km2). We względnie krótkim przedziale czasowym (ok. czterech lat) moce produkcyjne energii wiatrowej wynoszące ok. 2500 MW dodane zostały do pozostałych 1400 MW generowanych przez elektrownię atomową znajdującą się w tym samym regionie. W celu przetrans-portowania i dystrybucji dużej części ener-gii produkowanej w Dobrudży, w innych re-gionach Rumunii lub na eksport konieczne jest obciążenie i eksploatacja istniejących przesyłowych linii energetycznych na po-ziomie ich maksymalnej mocy znamiono-wej, a nawet wyższym.

W celu umożliwienia spełnienia tych wymogów eksploatacyjnych konieczne było znalezienie rozwiązań największych problemów powodowanych potrzebą okre-ślenia w czasie rzeczywistym chwilowych warunków technicznych linii przesyłowych (dobre/dopuszczalne/złe/niedopuszczal-ne), parametrów operacyjnych i ich rozwo-ju w czasie (temperatura przewodu, prąd linii, odległość linii od ziemi, napięcie prze-wodu), warunków pogodowych (tempera-tura otoczenia, prędkość i kierunek wia-tru, promieniowanie słoneczne itd.), wad, które mogą wpłynąć na eksploatację linii energetycznych (charakter, miejsce i dane usterki itd.).

W ostatnich latach podczas eksplo-atacji rumuńskich napowietrznych linii przesyłowych o napięciu 220 kV i 400 kV występowały usterki i zakłócenia działania linii elektrycznych powstałe z różnych przy-czyn, często nieustalonych od razu, ale dopiero po przeprowadzeniu dokładnych i długotrwałych badań. Niektóre z nich opi-sano poniżej.• Niedyspozycyjność z powodu nie-

sprzyjających warunków pogodowych (rys. 12a, b)

• Awaria elementów linii energetycznych z powodu braku szczegółowych i bieżą-cych informacji na temat otoczenia i sta-nu technicznego linii energetycznych, m. in. słupów, przewodów, łańcuchów izolacyjnych itd. (rys. 13a,b,c)

Rys.10. Widok tensometrów pomiarowych

Rys. 11. Widok urządzenia zamontowanego na automatycznym robocie [21]

strona 166 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

• Wycofanie linii energetycznych, z po-wodu aktów wandalizmu złodziei, meta-lowych elementów linii, m. in. stalowych kotew, elementów słupa, przewodów itd. (rys. 14a, b)

System monitorowania linii napowietrz-nych miał na celu poprawę eksploatacji istniejącej sieci energetycznej, zwiększe-nie przesyłu energii, zwiększenie poziomu niezawodności i bezpieczeństwa systemu energetycznego. System monitorowania można stosować w liniach napowietrznych o napięciu 110 kV, 220 kV i 400 kV.

Opracowanie przedstawia system mo-nitoringu OHLM w trybie on-line, składają-cy się z:• podsystemu monitorowania parame-

trów operacyjnych, • podsystemu monitorowania parame-

trów meteorologicznych,• podsystemu monitorowania aktów wan-

dalizmu dokonywanych na konstrukcji słupa i jej kotwach,

• modułu odbierania/przetwarzania/prze-chowywania i zdalnej transmisji danych (do systemu kontroli ruchu/centrum diagnostyki i monitorowania warunków systemu energetycznego/centrum za-rządzania danymi itd.)

• niezależnego źródła zasilania.Systemy monitorowania napowietrz-

nych linii OHLM wysokiego napięcia w try-bie on-line usprawniają funkcjonowanie

istniejącej sieci energetycznej poprzez zwiększenie przesyłu energii i podwyższe-nie niezawodności i bezpieczeństwa sys-temu energetycznego. Systemy monitoro-wania on-line dostarczają Dyspozytorowi Systemu Energetycznego bieżących in-formacji o rzeczywistych warunkach ope-racyjnych linii wysokiego napięcia, umoż-liwiając podejmowanie właściwych decyzji operacyjnych.

Nowe materiały i technologie

Referat austriacki [B2-301]

W celu wzmocnienia sieci przesyłowej pod względem przepływów obciążeń sto-suje się różne metody. Jedną ze strategicz-nych zasad jest „optymalizacja przed roz-budową”, co oznacza stosowanie metod sprawiających, że nie są potrzebne grun-towne przebudowy. Jedną z możliwości zwiększenia wydajności istniejącej napo-wietrznej linii energetycznej jest podniesie-nie poziomu napięcia. Pozwala ono – przy użyciu istniejących elementów i niewyma-gające nowego korytarza linii – zaoszczę-dzić czas i środki, a także zyskuje większe poparcie społeczeństwa. Wyzwaniem jest to, że wyższy poziom napięcia powoduje większe pola elektryczne mogące powodo-wać większy hałas związany z wyładowa-niami koronowymi.

W referacie przedstawiono rozwiąza-nia i innowacje stworzone i przetestowane w celu zwiększenia napięcia napowietrz-nej linii energetycznej z obecnych 220 kV do 380 kV. W projekcie zwanym „sekcja innowacji” wprowadza się w życie meto-dy zwiększenia napięcia linii z 200 kV do 380 kV. „Sekcja innowacji” jest 1,2-kilome-trowym odcinkiem istniejącej linii o napięciu 380 kV w Austrii, z trzema słupami prze-lotowymi. Sekcja używana jest jako miej-sce prób dwóch innowacji technicznych, którymi są nowe izolowane poprzeczniki i przewody specjalnej konstrukcji o zrege-nerowanej powierzchni.

Operatorzy systemów przesyłowych na całym świecie stosują różne podej-ścia do zwiększenia przepustowości sieci przesyłowej w związku ze zwiększonym

Rys. 12. Załamanie się linii energetycznej 220 kV w 2014 r. z powodu silnych wiatrów (ponadprzeciętnej prędkości i podmuchów)

Rys. 13. Słup 400 kV, uszkodzony w grudniu 2014 r. w wyniku nadmiernych ilości śniegu i lodu zalegających na przewodach linii napowietrznych

Rys. 14. Stalowe słupy 400 kV uszkodzone w wyniku odcięcia kotwy słupa przez złodziei

elementów metalowych

a)

a)

a)

b)

b)

b)

c)

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 167marzec 2017

wytwarzaniem energii odnawialnej. Jedną ze strategicznych zasad jest „optymaliza-cja przed przedłużaniem”, co oznacza sto-sowanie metod sprawiających, że nie są potrzebne gruntowne przebudowy. Oprócz stosowania przewodów wysokotemperatu-rowych (HTLS) istnieje możliwość zwięk-szenia napięcia istniejących napowietrz-nych linii energetycznych do wyższego poziomu. Takie zwiększenie stanowi jedy-nie przystosowanie, zajmuje mniej czasu, a koszty również są niższe – używa się istniejących elementów i nie ma wymogu budowania nowego korytarza linii. Tego typu projekty łatwiej przedstawia się intere-sariuszom i zyskują one większe poparcie społeczne.

Podczas zwiększania napięcia z 220 kV do 380 kV istniejące stalowe słupy kratowe typu „ton” muszą zostać zamienione na nowy typ słupów; zapewnione powinny zostać zgo-dy wymagane do wyższego poziomu napię-cia. W porównaniu z dobrze znanymi stan-dardami stalowych poprzeczników kratowych w połączeniu z łańcuchami przelotowymi, izolatory na nowych słupach są bezpośrednio połączone do konstrukcji słupa jako pozio-me V. Nowy typ łańcuchów przelotowych był poddany próbom mechanicznym i elektrycz-nym ze specjalnym naciskiem na uzyskanie niskiego poziomu wyładowań koronowych.

Jako że hałas słyszalny jest jednym z głównych aspektów przy zwiększaniu na-pięcia, nowe przewody zostały zaprojekto-wane tak, aby zmniejszyć hałas związany z wyładowaniami koronowymi. Szczególne kroki zostały podjęte w celu zwiększenia średnicy nowych przewodów bez zwięk-szania sił mechanicznych oddziałujących na istniejące słupy i na utrzymanie tego sa-mego poziomu obciążalności prądowej. Co więcej, zastosowano powłokę hydrofilową. Zgodnie z wynikami pierwszego testu labo-ratoryjnego szacuje się zmniejszenie hałasu o około 10 dB(A) w porównaniu ze standar-dowymi zregenerowanymi przewodami.

Części, które są niezbędne do zwięk-szenia napięcia, zostały pomyślnie zapro-jektowane i przetestowane. Są to izolowa-ne poprzeczniki, ich zawieszenie na istnie-jącym słupie i nowy rodzaj przewodu.

Osiągnięto następujące cele:• powiększenie prześwitu istniejących

słupów,• zaprojektowanie i przetestowanie izolo-

wanych poprzeczników,

• zaprojektowanie i przetestowanie no-wych przewodów gwarantujących niski poziom hałasu,

• zachowanie przypadków obciążeń po-dobnych do obowiązujących dla istnie-jących słupów, tak by nie było wymaga-ne wzmocnienie słupów i fundamentów,

• praktyczne doświadczenie podczas zmian poprzeczników i zawieszania no-wych przewodów,

• zmniejszenie hałasu dzięki nowemu przewodowi z jego specjalną konstruk-cją i powłoką.Obecnie przeprowadzany jest długo-

terminowy pomiar i analiza hałasu słyszal-nego. Wyniki będą dostępne w 2017 r.

Referat francuski [B2-308]

RTE opracowało nowy projekt jednoto-rowej linii napowietrznej 90 kV z użyciem rurowych słupów kompozytowych. Linia nie została wyposażona w przewody od-gromowe. Wszystkie zabiegi miały na celu zwiększenie kompaktowości linii, mini-malizację jej wizualizacji, zwiększenie ak-ceptowalności linii przez opinię publiczną oraz zmniejszenie szerokości niezbędnego pasa drogi koniecznego do wybudowania linii. Dzięki zmniejszeniu długości przęseł z 350 m do 200 m uzyskano 50-procen-tową redukcję wysokości słupów, a pole powierzchni przekroju poprzecznego słupa jest mniejsze niż 1 m kwadratowy. Zmniej-szone są w związku z tym także gabaryty fundamentów. Jednocześnie zastosowano uziemienia co trzeciego słupa. Dzięki tym wszystkim zabiegom możliwe było zmniej-szenie kosztów wykonania linii.

Rys. 15. Konstrukcja nowego typu przewodu

W referacie przedstawiono rozwiąza-nia i innowacje stworzone i przetestowa-ne do zwiększenia napięcia napowietrznej linii energetycznej z obecnych 220 kV do 380 kV.

Rys. 16. Porównanie słupów istniejących (po lewej) i modernizowanych

Rys. 17. Schemat uziemienia linii

wymagany najmniejszy odstęp izolacyjny:

zewnętrzny odstęp izolacyjny

Sc + Δ Sc = 1,9 + Δ Sc

strona 168 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Rozważano trzy możliwe konfiguracje słupów i ich rozmieszczenia. Ostatecznie wybrano konfigurację B.

Pilotażowy program budowy 10 km odcinka linii jest zaplanowany do wykona-nia w latach 2019-2020. Wówczas będzie wiadomo, czy i w jakich warunkach koszt budowy takiej linii jest mniejszy niż koszt budowy linii kablowej. Jednocześnie RTE myśli nad wykonaniem podobnego projek-tu linii dwutorowej 90 kV.

basic design – innovation and challenges for a new level of voltage in Brazil.

[2] B2-102. Regis Jr O., Domingues L.A.M.C., Brazil: Increasing the transfer capacity of overhead lines on the connection of wind power plants, through correlation between climatic data and temperature of conduc-tors at higher currents.

[3] B2-103. Mehraban B., Dolan R, Casablan-ca C., Barthold L., Woodford D., Adapa R., USA: Prospective DC Conversion of a Ma-jor 345 kV AC Line.

[4] B2-104. Castellanos R., Ramirez M., Smith C., Mexico: Assessment of HTLS Conduc-tors to Increase the Power Transfer in the Mexican Electric Transmission System.

[5] B2-105. Gonzales A., Manana M., Min-guez R., Domingo R., Spain: Operational aspects of dynamic line rating. Application to a real case of grid integration of wind farms.

[6] B2-106. Rodríguez P., Polo J.C., Alvara-do L.F., Carnicero A., Jimenez-Octavio J., Sánchez-Rebollo C., Spain: Compact lines with pivoted insulated cross-arms. General stability design criteria.

[7] B2-107. Alegria A., Chavez G., Escuti J., Chile: A 500 kV HVAC circuit conversion into a +/-500 kV HVDC bipole line in the Central Interconnected System (Chile).

[8] B2-108. Frehn T., Puffer R., Fondern M.V. Riedl M., Germany: Verification of thermal rating calculations for high temperature low sag (HTLS) conductors.

[9] B2-109. Colombo E., Pannunzio G., Forte-leoni M., Posati A., Italy: Assessment on the ignition of electric arc and flashover

distances between overhead transmission lines and the surrounding vegetation.

[10] B2-110. A.B. Jonasson A.B., Bjarnason Th., Ingolfsson E.Th., Skarphedinsson O., Gustavsson N., Andresson A.N., Iceland, Denmark: Monopole 220 kV tubular tower of steel tubes and cast steel without visible connections.

[11] B2-111. Shu Y.B., China: Operation Expe-rience of 1000 kV Ultra High Voltage AC Transmission Technology.

[12] B2-112. Wroldsen O.C., Bruun G.B., Roken L.J., Moen L.A., Norway: Design Verification by Analysis of Transmission Lines Exposed to Large Topographic Variations, Tempera-ture Changes and Extreme Ice Loads.

[13] B2-113. Thorsteinsson B., Halsan K., Abraha M., Hagen P., Troppauer W., Ahlholm C., Lo-udon D., Norway: Design and engineering of a new 525 kV HVDC line in Norway.

[14] B2-114. B. E. Nygaard, H. Ágústsson, L. A. Moen, Ø. Welgaard, Á. J. Elíasson. Nor-way, Iceland: Monitoring and forecasting ice loads on a 420 kV transmission line in extreme climatic conditions.

[15] B2-115. L. Timashova, Yu. Shakarian, S. Kareva, V. Postolati, E. Bycova. Yu. Gory-ushin. Russia: Compact controllable 110–500 kV Overhead lines

[16] B2-201. D. Loudon, D.A. Douglass, R.G. Stephen, G.C. Sibilant. USA, Norway, South Africa: Calculation Accuracy of High-Tem-perature Sag for ACSR in Existing Lines.

[17] B2-202. H. Sasaki, T. Kotani, T. Kumagai. Japan: The Development of Electric Wires of High Tensile Strength and Corrosion Re-sistance, and their Application to Renewal of 500 kV Long Span Transmission Lines Crossing the Strait.

[18] B2-203. R. Kulkarni & J. Mccormack. Au-stralia: Innovation in Evaluating and Mana-ging the Reliability of Aged Transmission Structures.

[19] B2-204. Maharaja U.K.,Vishwas Surange, P Murugan, Sandeep Deshmukh, P S Verma, M V Deodhar, India: Execution of transmis-sion line projects with innovative Methods for augmentation of EHV network in mega city of Mumbai – challenges & solutions.

[20] B2-205. Moore E., Mclean P., Killoran C., Ghannoum E., Canada.: A New Model for De-veloping, Constructing, Financing and Opera-ting Major Transmission Projects in Alberta.

[21] B2-206. Pouliot N., Rousseau G., Leblond A., Montambault S. Hydro-Québec: Cana-da: Portable X-ray system for in situ detec-tion of broken ACSR strands at suspension

Rys.18. Rozważane trzy typy słupów dla nowo projektowanej linii

Rys.19. Kształt nowo projektowanej linii

REFERATY KOMITETU STUDIÓW B2

[1] B2-101. de Araújo M.C., dos Santos K.R. Noel R.G., Fernandes J.H.M., da Silva H.W.C., de S. Perro B., Quintiliano A., Bra-zil: HVDC ±800 kV transmission line asso-ciated to the Belo Monte Hydroelectric po-wer plant – studies and definitions for the

Wysokość: do 40 m

Wysokość: 17 mWysokość: 19 m

Przęsło: do 350 m Przęsło: 200 m Przęsło: 250 m

Konfiguracja A

Konfiguracja BKonfiguracja C

Trzy różne konfiguracje:

główne wymiary

WZ_A

WZ_B

WZ_C

WZA: 12 m (bez wiatru)B: 3 m (bez wiatru)C: 6 m

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 169marzec 2017

clamps: field results and equipping the Line Scout robot.

[22] B2-207. Kim B.H., Park C.H., Ban S.G., Kim H.K., Republic of Korea: The new tower li-fting method for 345kV transmission lines.

[23] B2-208. Lachman J., Jányš P., Velek J., Skle-nička V., Brejcha J., Czech Republic: Rese-arch into an increased number of unexplained line outages of polymeric insulator sets used within the Czech transmission grid.

[24] B2-209. Alberto Oscar, Neve S.H.: Impro-ved Efficiencies in Conductor Stringing.

[25] B2-210. Giuntoli M., Lutzemberger G., Bassi F., Giannuzzi G.M., Pelacchi P., Poli D., Pic-cinin A.. Italy: A novel HTLS thermo-mecha-nical model: applications to Italian OHTL.

[26] B2-211. Moldoveanu C., Rusu A., Florea M., Vaju M., Balta N., Hategan I., Zaharescu S., Avramescu M., Curiac P., Aurelian V., Toader B., Ionita I., Goni F., Radu C., Al. Szlivka Al., Romania: Real Time Measurements for Onli-ne Monitoring and Intelligent Management of High Voltage Transmission Lines.

[27] B2-212. Helleso S.M., Runde M., Fandrem K., Petersson E., Halsan K., Carlshem L., Bartsch J., Jalonen M., Norway, Sweden, Finland.: Condition Assessment of Overhead Line Connectors by the Pulse Current Method.

[28] B2-301. Schichler U., Hadinger N., Trop-pauer W., Babuder M., Vižintin S., Reich K., Leonhardsberger M., Schmuck F., Husmann E., Austria: Innovation-Section: Test-run for uprating a 220 kV OHL to 380 kV using insu-lated cross-arms and coated conductors.

[29] B2-302. Loignon A., Langlois S., Lamarche C.-P., Légeron F., Canada: Testing ste-el lattice towers with a hybrid (numerical/ experimental) method.

[30] B2-303. Shimizu N., Omote T., Ito H., Wa-tabe M., Japan: Development of Estima-ting Method for conductor corrosion and High Corrosion resistant Conductor of overhead transmission lines.

[31] B2-304. Van Der Wekken A.J.P., Stuurman C.S., Hoekstra H.E, Smulders H.W.M., The Netherlands: Appropriateness of concrete poles for 400 kV Wintrack.

[32] B2-305. Buehlmann P.B., Meier M., Vifian M., Mazza E., Franck CH.M., Switzerland: Temperature Profile along an Overhead Line Conductor in and near the Tension Clamp.

[33] B2-306. Ansorge S., Baer C., Schmuck F. Switzerland: Comparative Investigations of Hydrophobicity Effects and Erosion Re-sistance of Silicone Rubber used for Ho-usings of AC and DC Insulators.

[34] B2-307. Golletz F., Kiewitt W., Bohm B., Radke A., Behrend S., Pohlmann H., Sat-tler P., Murr M., Bergner R., Kahlen J.C., Scheffer J.. Germany: Compact Line – a new Overhead Transmission Line Concept.

[35] B2-308. Rault T., Marin D., France: A new design of high voltage overhead line using composite poles.

[36] B2-309. Berardi P., Forteleoni M., Marzi-notto M., Piccinin A., Posati A., Rebolini M., Italy: Design, testing and installation of innovative 380 kV Dutton-Rosental towers.

[37] B2-310. Zhu K.J., Liu B., Liu Z., Qi Y., Si J.J, Cheng Y.F., Wang J.C., China: Development of 1250 mm2 Large Cross-Section Conduc-tors for UHV DC Transmission Lines.

[38] B2-311. Halsan K., Gutman I., Lundengard J., Carlshem L., Velek J.. Norway, Sweden, Czech Republic: Proposals for additions to IEC requirements intended to verify quality of glass cap and pin insulators.

[39] B2-313. Rozman I., Becan M., Babuder M., Slovenia: Corona noise comparison of the standard and surface treated conduc-tors obtained with monitoring of the newly erected 400 kV line and with corona testing in high-voltage laboratory.

CIGRE

Komitet Studiów B3 (dalej: SC B3) de-dykowany jest stacjom elektroenergetycz-nym. SC B3 ma na celu promowanie po-stępu techniki oraz międzynarodową wy-mianę informacji i wiedzy w zakresie stacji. Dokonuje syntezy stosowanych praktyk, opracowuje zalecenia i dostarcza informa-cji o najlepszych rozwiązaniach stosowa-nych na stacjach.

Zakres działalności SC B3 obejmuje: projektowanie, budowę, eksploatację i za-

rządzanie stacjami i instalacjami elektrycz-nymi w elektrowniach, z wyjątkiem gene-ratorów. SC B3 oferuje szeroki wybór grup docelowych, których potrzeby obejmują aspekty techniczne, ekonomiczne, środo-wiskowe i społeczne w różnym stopniu.

Główne cele obejmują zwiększenie nie-zawodności i dostępności, efektywne kosz-towo rozwiązania, inżynierskie zarządzanie oddziaływaniem na środowisko, skuteczne zarządzanie i przyjęcie odpowiednich roz-

wiązań technologicznych, urządzeń i sys-temów do osiągnięcia tych celów.

Niniejszy artykuł stanowi przegląd ar-tykułów zamieszczonych w materiałach konferencyjnych 46. Sesji CIGRE. Zgodnie z ogólnymi wytycznymi CIGRE materia-ły na Sesję w Paryżu, w ramach każdego z Komitetów, przygotowywane są w ra-mach tematów wiodących (ang. Preferen-tial Subjects). Dla SC B3 obowiązywały następujące tematy:

Piotr MańskiPolskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

Stacje – Komitet Studiów B3

Substations – Study Committee B3

strona 170 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

• PS1: Postęp w technologiach wyko-rzystywanych na stacjach (ang. Ad-vances in Substation Technology),

• PS2: Rozwój i nowe podejście w pro-jektowaniu stacji (ang. Developments and new thinking in Substation Design),

• PS3: Ewolucja w zarządzaniu stacja-mi (ang. Evolution in Substation mana-gement).Poniżej przedstawiono przegląd wy-

branych zagadnień prezentowanych w ra-mach poszczególnych tematów.

Postęp w technologiach wykorzystywanych na stacjach

Niniejszy temat wiodący został opisany i preferował następujące szczegółowe za-gadnienia:• Rozwój GIS i GIL, w tym technologie

stałoprądowe (ang. GIS and GIL deve-lopments including DC technologies).

• Zastosowanie przekładników niekon-wencjonalnych (ang. Integrating non-co-nventional instrument transformers).

• Zastosowanie nowych materiałów i no-wych technologii w stacjach (ang. Inte-grating new materials and new techno-logies into substations).W niniejszym bloku tematycznym zgło-

szono 14 artykułów. Dominują dwa za-gadnienia: rozwój urządzeń GIS i GIL oraz zastosowanie przekładników niekonwen-cjonalnych. Do każdego z tych tematów zgłoszono po 4 artykuły: [5,6,8,9] w zakresie rozdzielnic GIS oraz [1,3,11,14] w zakresie przekładników. Zwraca uwagę zaangażo-wanie największych i najpoważniejszych światowych producentów w proces zastę-powania sześciofluorku siarki (SF6) inny-mi rozwiązaniami, im bardziej przyjaznymi z punktu widzenia ochrony środowiska, tym lepiej. Gaz SF6 jeszcze długo będzie uży-wany jako podstawowe medium izolacyjne w aparaturze wysokonapięciowej. Jednak kwestie wizerunkowe i możliwość zaofero-wania produktu bezpieczniejszego dla śro-dowiska naturalnego zaczynają odgrywać decydującą rolę w strategii producentów, i to tych największych.

Rozwiązanie przedstawione w [5] ma tę przewagę nad pozostałymi, że opisuje

już zrealizowaną instalację. Wskazuje ar-gumenty stojące za jego wyborem, które opisuje się jako „ekoefektywne”. Bazuje ono na konstrukcji standardowo izolowanej gazem SF6, jednak w której zastąpiony on został mieszaniną zawierającą fluoroke-ton. Rozdzielnica GIS została uruchomio-na z wynikiem pozytywnym w roku 2015. Wskazuje się na pierwsze, jeszcze skrom-ne, doświadczenia eksploatacyjne.

Zdaniem autorów [5], oprócz korzyści w postaci mniejszego wpływu przedstawio-nego rozwiązania na środowisko naturalne, jest ono zwyczajnie tańsze. Mając na uwa-dze analizę czasu życia (ang. Lifecycle Ana-lysis – LCA) zgodnie z ISO 14040, przy za-łożeniu 30-letniego czasu życia rozdzielnicy oraz zakładając określone ubytki gazu i prąd na poziomie 50% znamionowego, to nowa instalacja może być nawet o połowę tańsza.

piono mieszaniną gazów (heptafluoroizo-butyronitryl oraz dwutlenek węgla, ang. heptafluoroisobutyronitrile C4F7N + CO2). Znajduje się ono w fazie testów, a w przed-miotowym artykule przywołuje się ich prze-bieg i podstawowe wnioski. Również te konstrukcje oparte są na standardowych rozwiązaniach, w których zastąpiono gaz SF6 wspomnianą wcześniej mieszaniną gazów. Zdaniem autorów jest to technicz-nie wykonalne i wymaga jedynie drobnych zmian konstrukcyjnych. Badania miały na celu również sprawdzenie zjawiska wyła-dowań niezupełnych w nowej mieszaninie gazów na różnych rodzajach wtrącin we-wnątrz GIS/GIL. Wstępne wyniki potwier-dzają, że zjawisko to ma podobny charak-ter jak w gazie SF6.

Kolejne, ciekawe rozwiązanie GIS, pre-zentowane jest w artykule [8]. Tutaj również autorzy podkreślają negatywny wpływ SF6 na środowisko naturalne i proponują jego zastąpienie czystym powietrzem (80% azot oraz 20% tlen). Głównymi argumentami przemawiającymi za tym wyborem jest do-skonała stabilność długotrwała powietrza, temperatura skraplania poniżej -30oC oraz brak wpływu na globalne ocieplenie, zero-wa toksyczność i korzystne aspekty zwią-zane z czasem życia.

Autorzy [8] zwracają uwagę, że wytrzy-małość gazu SF6 na przebicie jest znaczą-co wyższa niż alternatywnych gazów. Prze-prowadzono szereg kompleksowych badań oceny zdolności izolacyjnych czystego po-wietrza. Zostało potwierdzone, że na dzień dzisiejszy nie ma równoważnego zamienni-ka dla gazu SF6 i wszelkie inne rozwiązania są rodzajem kompromisu. Konieczne było

Rys. 1. Analiza czasu życia rozdzielnic GIS na napięcie 145 kV w izolacji SF6

oraz mieszaninie opartej na fluoroketonie

Kolejne rozwiązanie, przedstawio-ne w [6], to rozdzielnica GIS na napięcie 145 kV oraz linia izolowana gazem GIL na napięcie 420 kV, w których gaz SF6 zastą-

Rys. 2. Przykładowy GIS 66 kV z czystym powietrzem do zastosowania na platformie wiatrowej (po lewej) oraz próżniowe komory wyłączników na napięcie 72,5 kV i 145 kV

145 kV GIS with alternative gas mixture

145 kV GIS with SF6

MaterialSF6 lossesEnergy losses

0% 20% 40% 60% 80% 100%

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 171marzec 2017

przeprowadzenie testów łączeniowych dla wszystkich ruchomych elementów, jak wy-łącznik, odłącznik i uziemnik. Zostały one wykonane na rzeczywistych modułach, z zastosowaniem czystego powietrza i po-równane z wynikami osiąganymi na modu-łach z gazem SF6.

Szczególną uwagę zwraca wyłącznik, wykonany w technologii próżniowej. Jest ona z powodzeniem stosowana w wyłącznikach średniego napięcia. Do tej pory limitowana ona była poziomem napięcia 72/84 kV.

Generalnie znane są zalety technologii próżniowej w wyłącznikach, do których na-leżą:• wysoka trwałość mechaniczna,• duża liczba dozwolonych operacji łą-

czeniowych w warunkach normalnych oraz w warunkach wyłączania prądów zwarciowych,

• odporność na niskie temperatury,• długi, przewidywany czas życia,• bezobsługowość.

Mimo tych niewątpliwych zalet, szereg wyzwań technologicznych stał przez wiele lat na przeszkodzie w rozwoju technologii próż-niowej na wysokich napięciach. Artykuł [8] jest jednym z wielu sygnałów wskazujących na zmiany zachodzące w tym względzie.

Autorzy pokusili się również o porów-nanie właściwości SF6 oraz stosowanych alternatywnych rozwiązań, również tych opisanych w [5].

W podsumowaniu [8] autorzy reko-mendują GIS z wyłącznikiem w technologii próżniowej oraz w izolacji czystego powie-trza do stosowania w stacjach wysokiego napięcia następnej generacji, przyjaznych środowisku, jako alternatywy dla produk-tów opartych na technologii SF6.

Podobnie duże zainteresowanie moż-na odnotować w zakresie przekładników niekonwencjonalnych. Autorzy artykułu [1] dokonali przeglądu wad i zalet technologii wykorzystywanych w tych przekładnikach. Te przekładają się na przewagi i ogranicze-nia, jakie związane są z zastosowaniem przekładników niekonwencjonalnych na stacji. Lektura artykułu [1] pozwala na za-poznanie się z najważniejszymi kwestiami. Zwraca uwagę chociażby zwiększona kla-sa dokładności, jaką oferują przekładniki niekonwencjonalne.

Zasadniczy wpływ na rozwój urządzeń cyfrowych, w tym przekładników niekonwen-cjonalnych, ma rozwój komunikacji zgodnej z IEC 61850. Przebiega ona wielotorowo i na wielu płaszczyznach. Wykorzystują ją zabezpieczenia cyfrowe, urządzenia monito-ringu on-line oraz systemy bezpieczeństwa stacji. Bardziej powszechne zastosowanie urządzeń cyfrowych w aparaturze pierwot-nej, zwłaszcza w przekładnikach, pozwo-liłoby na dalszą redukcję rozmiarów stacji, zwiększenie bezpieczeństwa urządzeń i ob-sługi oraz być może również kosztów. Ten wielotorowy rozwój komunikacji ma umoż-liwić powstanie w pełni cyfrowego obiektu, tzw. SMART stacji. Natrafia on jednak na wiele wyzwań i trudności, zwłaszcza w przy-padkach, kiedy technologie cyfrowe adapto-wane są do współdziałania z przestarzałymi technologiami istniejącymi.

Tabela 1Właściwości gazów izolacyjnych stosowanych alternatywnie do SF6

SF6 Czyste powietrze Fluoronitryl C5 - Fluoroketon

Wzór chemiczny SF6 N2 + O2 (80%/20%) (CF3)2CFCN (CF3)2CFC(O)CF3

Równowartość w CO2 22.800

Punkt wrzenia (w st. Celsjusza) -64° <-183° -5° +27°

Wytrzymałość dielektryczna 1 (znormalizowana) 0,43 2,2 1,7

Mieszanina gazów

Gaz nośny Czyste SF6 albo w opcji z N2, CF4

Nie dotyczy ~90% CO2

~90% CO2 wraz z N2 lub O2

Równowartość w CO2 <22.800 0 ~380 <1

Punkt wrzenia (w st. Celsjusza) <-64° <-183° ~-25° +5°

Wpływ łuku elektrycznego

Produkty rozpaduKwas fluorowodorowy,

dwutlenek siarki, emisja siarki

Żadnych produktów rozpadu w warunkach normalnych

Pośród wielu można wyróżnić tlenek węgla, dwutlenek węgla, kwas fluorowodorowy; ryzyko

wystąpienia cyjanowodoru

Produkty rozpaduW przypadku wystąpienia awarii i łuku przy prądach zwarciowych: ozon, tlenek azotu

Toksyczność gazu po rozpadzie

Toksyczny i drażniący dla skóry, oczu i narządów

układu oddechowego

drażniący dla oczu i narządów układu oddechowego

Toksyczny i drażniący dla skóry, oczu i narządów układu

oddechowegoToksyczny

Rys. 3. Klasa dokładności przekładnika: a) konwencjonalnego, b) niekonwencjonalnego

Accuracy class limit Improved Accuracy class limitlPcT 1

lPcT 2

lPcT 3

Erro

r [%

]

Erro

r [%

]

0 0

0.05Ipr 0.2Ipr Ipr Kpcr Ipr 0.05Ipr 0.2Ipr Ipr Kpcr Ipr b)a)

strona 172 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Autorzy artykułu [3] przybliżają do-świadczenia z Indii. Podejmują się oceny szansy przejścia z technologii tradycyj-nych, stosowanych powszechnie, na takie, które umożliwią budowę stacji cyfrowych.

Wnioski sprowadzają się do podsu-mowania, że możliwe jest zastosowanie technologii cyfrowych, w tym przekładni-ków niekonwencjonalnych na stacjach, bez utraty zdolności operacyjnych.

W artykule [11] poruszony został pro-blem testów sprawdzeń przekładników niekonwencjonalnych. Są one przeważ-nie testowane na podstawie starszych standardów IEC 60044-8 dedykowanych przekładnikom ECT (elektroniczne prze-kładniki prądowe, ang. electronic Current Transformer) i 60044-7 dla przekładników EVT (elektroniczne przekładniki napięcio-we, ang. electronic Voltage Transformer) albo według najnowszych standardów IEC 61869-x. Rozwój technologii postę-puje jednak na tyle szybko, że dodatko-we wewnętrzne sprawdzenia producenta (nieuwzględniane w standardach) są nie-zbędne, w celu zachowania dobrej jakości. Rodzi to określone problemy formalne, gdy zamawiający musi pogodzić utarte i obo-wiązujące procedury pomiarowe, poznane i praktykowane na tradycyjnych przekład-

nikach przez dekady, z nowymi wymaga-niami oferowanymi przez producentów. Dalece wskazana jest ścisła współpraca między użytkownikiem a producentami no-wych rodzajów przekładników w zakresie ich testów, co przedstawiono w artykule [11] na konkretnym przypadku. Za przykład posłużyły wymagania oraz sprawdzenia klasy dokładności trójfazowego przekład-nika niekonwencjonalnego 145 kV do pra-cy w rozdzielnicy GIS.

Na rysunku 5 pokazano budowę prze-kładnika wykorzystującego niekonwencjo-nalne czujniki ECT/EVT (jednocześnie), umieszczone w żywicy w przedziale GIS. Zasada działania czujników opiera się na wykorzystaniu cewki Rogowskiego do po-miaru prądu oraz czujnika pomiaru pola elektrycznego wykorzystującego pojemno-

ściowy dzielnik do pomiaru napięcia. Każ-dy blok czujników wyposażony jest w jed-nostkę łączącą (ang. Merging Unit), jedną na każdą fazę. W skrzynce tej umieszczo-no zabezpieczenie od przepięć oraz po-miar kompatybilności elektromagnetycznej EMC (ang. Elektromagnetic compatibility). Umieszczenie czujników w żywicy zapew-nia ich wysoką niezawodność i długi czas użytkowania. Nie są one w bezpośrednim wpływie prądu i napięcia, przy jednocze-snym zachowaniu czułości na otaczające pola: magnetyczne i elektryczne. Jednost-ka łącząca realizuje analizę numeryczną mierzonych wartości i przekazuje dane da-lej w protokole IEC61850-9-2-LE do jedno-stek nadrzędnych.

Zdaniem autorów [11] zastosowanie nowej generacji przekładników niesie za sobą szereg korzyści w porównaniu z tra-dycyjnymi przekładnikami prądowymi i na-pięciowymi. Należą do nich:• bardziej zwarta konstrukcja GIS (zmniej-

szenie masy, zmniejszenie wymiarów i mniejsza ilość okablowania);

• zwiększenie efektywności ekonomicz-nej oraz ochrona środowiska (mniejsza ilość gazu SF6, zastosowanie światło-wodów powoduje redukcję liczby kabli miedzianych o 80%);

• poprawa warunków pomiarowych (ze względu na brak efektu nasycenia rdzenia przekładnika prądowego osiągnięto szero-ką skalę pomiarową – od 40 A do 100 kA);

• uproszczone rozwiązania i logistyka (zastosowanie jednego urządzenia do wielu celów);

• zwiększenie bezpieczeństwa (eksplo-atacja i operacje związane z obsługą przekładników niekonwencjonalnych prowadzone na bezpiecznych pozio-mach napięć i prądów);

Rys. 4. Ogólny układ

stacji cyfrowej opisanej w [3]

Rys. 5. System wykorzystujący trójfazowy czujnik przekładnika niekonwencjonalnego wraz jednostką łączącą

Gateway

Bay controllers

Protection relays

Merging unitsswitchgear

controllers and PMU acquisition

Grid control rooms

wide area controllers

conditioning monitoring

units

Primary equipment with

embedded digital sensors

Advanced substation situational awareness HMI

Digital fault recording & PMU

WAN

STATION BUS

PROCESS BUS

Remote access

cMSS/S HMI sPDc SG APPs

I, U prim

IEC 61850-9-2-LE

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 173marzec 2017

• poprawa ciągłości świadczenia usług poprzez zwiększenie efektywności po-zyskiwania danych z urządzeń wraz z ich analizą.W celu uzyskania potwierdzenia tech-

nicznych i ekonomicznych korzyści płyną-cych z zastosowania przekładników nie-konwencjonalnych oraz w celu weryfikacji spełnienia warunków bezpieczeństwa nie-zbędne są określone testy i sprawdzenia. Zostały one szczegółowo wyspecyfiko-wane wraz z odwołaniami do stosownych standardów w artykule.

Oprócz testów, kluczową sprawą jest potwierdzenie klasy dokładności systemu czujników niekonwencjonalnych w układzie z jednostką łączącą. Musi ona być okre-ślona w cyfrowym sygnale generowanym przez jednostkę łączącą. Z punktu widzenia użytkownika ważnym kryterium jest potwier-dzenie klasy dokładności w zależności od wahań temperatury. Stosowne testy prze-prowadzono w laboratorium producenta.

Głównym założeniem całej koncepcji testów przekładników niekonwencjonalnych jest odtworzenie warunków pracy możliwie bliskich tym rzeczywistym, z uwzględnie-niem wpływu temperatury zewnętrznej, kwestii kompatybilności elektromagnetycz-nej, operacji łączeniowych i wibracji. Reko-mendowane jest zapewnienie na przedziale „wtykowym” GIS-a dwóch niezależnych łańcuchów pomiarowych: analogowego – wykorzystującego konwencjonalny prze-kładnik oraz cyfrowego – opartego na prze-kładnikach niekonwencjonalnych. Jest to potrzebne dla porównania zachowania oby-dwu łańcuchów dla funkcji pomiarowych i zabezpieczeniowych.

Na dzień dzisiejszy nie istnieją wyma-gania autoryzujące pomiary cyfrowe z wy-korzystaniem przekładników niekonwen-cjonalnych do pomiarów rozliczeniowych zatwierdzone przez jakikolwiek narodowy instytut metrologiczny.

Rekomendowane jest również przygo-towanie testującej platformy symulacyjnej w celu potwierdzenia międzyoperacyjności całego łańcucha z jednostki łączącej do zabezpieczeń cyfrowych.

Autorzy [11] wskazują na potrzebę współ-pracy producenta i użytkownika. Przedsta-wione propozycje ukierunkowane są na wy-

pracowanie wspólnych definicji oraz przepro-wadzenie testów kwalifikacyjnych, co przy-niesie korzyści obydwu stronom. Wymaga to od użytkownika szczególnego podejścia i organizacji, w celu przyjęcia niezbędnych specyfikacji dla przeprowadzenia testów.

Kończąc przegląd artykułów o prze-kładnikach niekonwencjonalnych, krótka wzmianka o artykule [14]. Już na wstępie zwraca uwagę informacja, że w Chinach, w tzw. SMART stacjach, przekładniki niekon-wencjonalne są szeroko stosowane. Jeden z przekładników prądowych tego typu wy-korzystuje cewkę Rogowskiego wraz z cy-frowym urządzeniem integrującym (podob-nie, jak rozwiązanie opisane w [11]). Autorzy zwracają uwagę, że w rozwiązaniu tym mogą się pojawiać nieoczekiwane zakłócenia prze-biegów prądowych związane z transferem wyższych harmonicznych, które z kolei są wynikiem zakłóceń w systemie elektroener-getycznym, spowodowanych przepięciami (ang. transient process). Mogą one powodo-wać zakłócenia w działaniu zabezpieczeń.

W artykule [14] opisano dwa sposo-by usprawnienia układu wchodzącego w skład przekładnika niekonwencjonalne-go, przeciwdziałające zakłóceniom. Jed-nym z nich jest zastosowanie filtru dolno-przewodzącego, zmniejszającego czę-stotliwość odcięcia, a drugim zwiększenie częstotliwości próbkowania elementu pró-bowanego. Doświadczenia potwierdzają możliwość rozwiązania problemu poprzez odpowiedni dobór parametrów.

Kolejnym artykułem zgłoszonym w tym bloku tematycznym jest [13]. Opi-suje on doświadczenia chińskich użyt-kowników oraz instytutów z nimi współ-pracujących, w zakresie użytkowania tzw. autonomicznych inteligentnych robo-tów (ang. Autonomous Intelligent Robot) wykorzystywanych do inspekcji urządzeń na stacjach. Do końca roku 2015 w Chi-nach używano ponad 300 takich robo-tów (!). W artykule przywołano doświad-czenia z użytkowania modelu nazwanego SmartGuard.

Rys. 6. Testy klasy dokładności przekładników niekonwencjonalnych w zależności od wahań temperatury prowadzone w komorach klimatycznych

Rys. 7. Stacja wraz z centrum obsługi robota (po lewej) i sam robot

Komora klimatyczna nr 1 do testów czujników ECT (-30oC do +40oC)

Komora klimatyczna nr 2 do testów jednostek łączących (-10oC do +55oC)

Próby prądem 3150A z połączeniem trzech przekładników ECT jednocześnie

Próby prądem z kablami wchodzącymi do komory klimatycznej

The navigation path

The robot

The chargeable room

master-control room

strona 174 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

SmartGuard porusza się na czterech kołach. Wyposażony jest w kamerę i ter-mograf na podczerwień. Infrastruktura sta-cji jest dostosowana do obecności robota poprzez dostosowanie tras przejazdu albo obszarów inspekcji, zabezpieczenie ele-mentów pod napięciem, przygotowanie pomieszczenia do ładowania baterii robota oraz pomieszczenia kontroli.

Robot może służyć jako wsparcie dla obsługi stacji i służb eksploatacji albo wręcz je zastępować.

Autorzy [13] przekonują, że dalszy rozwój tego segmentu jest przesądzony. Następna generacja robotów będzie wy-posażana w modułowe narzędzia do prze-prowadzania podstawowych czynności na stacjach, takich jak: czyszczenie izolatorów wsporczych, ograniczników przepięć i in-nych zabrudzonych powierzchni, dokręca-nie śrub, usuwanie gniazd ptaków i inne.

Rozwój i nowe podejście w projektowaniu stacji

W ramach niniejszego tematu prefero-wane były poniżej wymienione zagadnie-nia.• Zastosowanie IEC 61850 na istnie-

jących stacjach (ang. Integrating IEC 61850 into existing substations).

• Zwiększanie dostępności stacji (ang. Maximising substation availability).

• Rozwiązania stacji modularne, prefa-brykowane, szybko dostępne i morskie stosowane na stacjach (ang. Modular, pre-fabricated, fast deployment and off--shore substation solutions).

• Dostosowywanie stacji do rosnących wymagań systemowych (ang. Adaption of substations to meet emerging power system requirements).W niniejszym temacie zgłoszono 13 te-

matów. Dominuje wątek IEC 61850 poru-szony w sześciu artykułach [16, 17, 19, 20, 25, 27].

Poniżej opisano rozwiązanie koncepcji stacji opartej na węźle (ang. Bus-node). Zdaniem szwajcarskich autorów artykułu [22] nowe rozwiązanie prowadzi do zmniej-szenia stacji w układzie napowietrznym, co przekłada się na redukcję kosztów.

Poszczególne fazy węzła i linie zasila-jące są przestrzennie odseparowane, tzn. aparatura wysokiego napięcia i tory prądo-we odnoszące się do tej samej fazy znaj-dują się obok siebie. Układ kabli wysokiego napięcia został wykorzystany do połącze-nia faz odpowiednich linii i transformato-rów. Autorzy zwracają uwagę, że obecnie wykorzystanie kabli wysokiego napięcia w stacjach stało się na tyle powszechne, że nie niesie dodatkowych zagrożeń.

Na rysunku 9 pokazano widok jed-nej fazy rozdzielni napowietrznej 245 kV w układzie węzłowym, z ośmioma liniami zasilającymi.

Układ rozdzielonych faz wymaga za-stosowania odłączników i wyłączników z jednobiegunowymi napędami i układem monitoringu zgodności faz. Zastosowa-nie kabli sprawia negatywne wrażenie, ale zdaniem autorów umożliwia rezygna-cję z szeregu konstrukcji wysokich wraz

Rys. 8. Koncepcja węzła (po lewej) zamiast tradycyjnego systemu szyn

Rys. 9. Jedna faza rozdzielni 245 kV w układzie węzła podwójnego, 8 linii zasilających

Rys. 10. Jedna faza rozdzielni 245 kV w układzie węzła podwójnego, sekcjonowanego

Bus-Node I

Bus-Node II

Section A-A

A A

Disc

onne

ctors

Disc

onne

ctor

c ircu

lt-Bre

aker

cT / P

T

c able

Se

aling

End

Disc

onne

ctors

Disc

onne

ctor

c ircu

lt-Bre

aker

c T / P

T

cable

Se

aling

End

A A

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 175marzec 2017

z osprzętem i izolatorami. Dodatkowo uzyskuje się dużą elastyczność układu ze względu na dopasowanie przestrzen-ne wejść liniowych, a co za tym idzie ich bramek.

Mając na uwadze fakt, że proponowane rozwiązanie jest wysoce nietypowe i może rodzić poważne wątpliwości, autorzy [22] proponują weryfikację koncepcji w formie zaawansowanego układu węzłowego.

Dalej opisano szczegółowy przypadek modyfikacji układu jednej ze stacji napo-wietrznych 245 kV szwajcarskiego opera-tora. Układ tradycyjny stacji obejmującej 6 linii zasilających, 1 pole rezerwowe oraz sprzęgło zajmuje wymiary 72 x 174 m. Cały obszar rozdzielni zajmuje 12 570 m2. Proponowany układ węzłowy zajmowałby wymiary 71 x 59 m, a obszar rozdzielni zmniejszyłby się do 4190 m2.

Wynika z powyższego, że możliwa jest redukcja kosztów budowy stacji prawie o 30%. Autorzy artykułu przyznają, że sza-cowanie w obszarze obwodów wtórnych (zabezpieczenia i systemy kontroli) może różnić się nawet o 15% od przedstawione-go. Jednak w dalszym ciągu nowe rozwią-zanie jawi się jako konkurencyjne w sto-sunku do tradycyjnego.

Przewaga techniczna proponowanego rozwiązania ujawnia się w analizie wytrzyma-łości statycznej i dynamicznej konstrukcji na działanie prądów zwarciowych. Możliwość wystąpienia zwarcia 1-fazowego na takiej sta-cji jest uwzględniana, natomiast wystąpienie zwarć 2- i 3-fazowych zostało wykluczone zu-pełnie. Możliwość wystąpienia zwarć doziem-nych w układzie linia – ziemia została znaczą-co zmniejszona z uwagi na mniejsze rozmiary węzła w porównaniu z systemem szyn.

Ewolucja w zarządzaniu stacjami

W temacie tym zgłoszonych zostało 10 artykułów według poniżej wymienio-nych preferowanych zagadnień.• Ocena ryzyka i optymalizacja procesu

podejmowania decyzji w zakresie zarzą-dzania eksploatacji i ekonomiką stacji (ang. Risk quantification and optimised asset decision making, substation eco-nomics, maintenance management).

• Udział klientów i interesariuszy w pro-cesach projektowania i zarządzania czasem życia (ang. Customer and sta-keholder interaction with design and life cycle management).

• Wydajność urządzeń na stacji, czas użytkowania, wskaźniki stanu urządzeń (ang. Substation asset performance, resi-dual life, health and condition metrics).

• Obwody wtórne i pomocnicze na sta-cjach (ang. Substation auxiliary and an-cillary systems).

• Zarządzanie wiedzą, metody projektowa-nia i szkolenia (ang. Knowledge manage-ment, design methodologies and training). Można zauważyć większe rozdrobnie-

nie preferowanych zagadnień. Przedsta-wione artykuły charakteryzuje dużo więk-sza różnorodność.

Artykułem wartym przybliżenia jest [37]. Opisuje on doświadczenia z programu mo-dernizacyjnego „Le Havre” polegającego na wymianie przestarzałych wyłączników w jednej ze stacji GIS. Stacja należy do fran-cuskiego Operatora Sieci Przesyłowej (OSP) – RTE, z wyjątkiem pól generatorowych nale-żących do innego operatora – EDF.

W toku działań zmierzających do wy-dłużenia czasu działania elektrowni zapa-dła decyzja o modernizacji stacji, na której pracują rozdzielnice GIS 225 kV i 400 kV. Rozdzielnice pracują już ponad 25 lat, w związku z czym należało podjąć decyzję odnośnie do modernizacji po analizie poni-żej podanych scenariuszy.1. Remont starej generacji wyłączników

bez zmiany technologii. Wadą tego sce-nariusza jest niepewność ewolucji śred-niookresowej kosztów rutynowej konser-wacji przestarzałego sprzętu (brak od-powiednio wyszkolonych kadr, trudności w zapewnieniu części zamiennych).

Rys. 11. Proponowany plan stacji 245 kV

w układzie węzłowym; wymiary podano w mm

Tabela 2Porównanie kosztów stacji w układzie tradycyjnym 2S oraz w układzie podwójnego węzła

Koszt elementu

Rozdzielnia napowietrzna AIS z podwójnym

układem szyn (przypadek referencyjny), %

Rozdzielnia napowietrzna AIS w układzie

podwójnego węzła, %

Aparatura wysokonapięciowa i wyposażenie 20 24

Konstrukcje wysokie i wsporcze 15 10

Koszt robót budowlanych 32 15

Koszt działki, nieruchomości 16 5

Budowa 7 10

Koszty prac inżynieryjnych i nadzoru 10 7

Suma kosztów 100 71

strona 176 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

2. Zastosowanie napędów sprężynowych w wyłącznikach starej generacji. Według producentów GIS w tym scenariuszu wy-magana byłaby analiza wykonania tech-nicznych adaptacji. W rzeczywistości mechanizm napędu powinien być dosto-sowany do poziomu energii generowa-nych przez wewnętrzne części starego wyłącznika. Z tego scenariusza szybko zrezygnowano.

3. Modernizacja (zastąpienie) starych wy-łączników nowymi, nowoczesnymi wy-łącznikami, wyposażonymi w napęd sprężynowy. W tym scenariuszu zapew-niona jest długoterminowa dostępność części zamiennych.Zapadła decyzja o realizacji scena-

riusza według punktu nr 3. Jako uzasad-nienie autorzy wskazują następujące ele-menty:• zwiększenie żywotności i niezawod-

ności,• zmniejszenie masy użytego gazu SF6 ,• zmniejszenie kosztów eksploatacji,• upgrade istniejących i dodanie nowych

funkcji.

Jednym z kluczowych wyzwań było wykonanie adapterów pomiędzy nowym wyłącznikiem a rozdzielnicą.

Pomimo skomplikowanej sytuacji wła-snościowej oraz dużego wyzwania tech-nicznego, jakim jest wymiana wyłącznika 225 kV w rozdzielnicy GIS, zadanie zakoń-czyło się pełnym sukcesem. W kolejnym kroku operatorzy planują przeprowadzenie wymian wyłączników 400 kV.

Dalsze działania

Tematy preferowane określone na ko-lejną, 47. sesję w Paryżu kontynuują do-tychczasową linię postępowania. Zostały one określone następująco:• PS1 – Postępy w technologiach i pro-

jektowaniu stacji (ang. Advances in sub-station technology and design),

• PS2 – Ewolucja w procesie zarządzania stacjami (ang. Evolution in substation management),

• PS3 – Zagadnienia związane z kondycją, bezpieczeństwem, ochroną środowiska

i kontrolą jakości na stacjach elektro-energetycznych (ang. Health, Safety, Environmental and Quality Assurance considerations in Substations).Przewiduje się, że w najbliższej przy-

szłości położony zostanie większy nacisk na nowe technologie i ich zastosowanie na stacjach. Określone wyzwania i doświad-czenia z ich realizacji powinny być przed-stawiane w kolejnych latach.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW B3

[1] B3-101. Kojovic Lj.A., St. Zjednoczone: Non-Conventional Instrument Transfor-mers for Improved Substation Design.

[2] B3-102. Goedel G., Muhr M., Pointner K. (Austria), JGeorge J.M. (Francja): Ceramic and Hybrid Support Insulators for UHVDC Systems.

[3] B3-103. Purshottam Kalky, Ritesh Bharat, Shantunu Dey, Saurabh Makwana (Indie): Substation Automation from Conventional to Full Digital Technologies – Case Studies and Impact.

[4] B3-104. Koch H., Imamovic D., Lutz B., Juhre K., Neidhart T., Rogler R.-D. (Niem-cy): High Power Underground Transmis-sion for HV DC.

[5] B3-105. Diggelmann T., Tehlar D., Mueller P. (Szwajcaria): 170 kV pilot installation with a ketone based insulation gas with first experience from operation in the grid.

[6] B3-106. Gautschi D., Walter M. (Szwajca-ria), Ficheux A., Vuachet J. (Francja): Ap-plication of a fluoronitrile gas in GIS and GIL as an environmental friendly alternati-ve to SF6.

[7] B3-107. Sperling E., Riechert U., Strau-mann U. (Szwajcaria): Dielectric testing of GIS RC-dividers for HVDC GIS/GIL sub-stations with increased dielectric require-ments.

[8] B3-108. Presser N., Orth C., Lutz B., Ku-schel M., Teichmann J. (Niemcy): Advan-ced insulation and switching concepts for next generation High Voltage Substations.

[9] B3-109. Gorenc D., Flegar K., Marenić V., Lončar M. (Chorwacja): Basic features of new 145 kV metal-enclosed, SF6 gas-insu-lated switchgear.

[10] B3-110. Kuhn O., Menke P., Zurowski R, Christ T., Seman S., Giering G., Ham-mer T., Imamovic D. (Niemcy), Thisted J.,

Rys. 12. Widok ogólny założeń

projektu

Rys. 13. Widok adapterów

i usytuowanie napędu nowego

wyłącznika

Old generation circuit breaker

New generation circuit breaker

Conic adaptation

Old generation circuit breaker

New generation circuit breaker

Spring drive mechanism

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 177marzec 2017

Brogn P., Goldenbaum N. (Dania): 2nd ge-neration DC grid access for offshore wind farms: “HVDC in an AC fashion.

[11] B3-111. Olszewski W., Charot G., Presser N., Kuschel M. (Niemcy, Francja), Qasta-lane Z. (Francja): Customer process for technical qualification of Non-Conventional Instrument. Transformer products for high--voltage GIS applications.

[12] B3-112. Cameroni R., Spiranelli M., Grana-ta C. (Włochy): ABB PASS M0S 420 kV for transmission substation.

[13] B3-114. Li L., Wu G.B., Mu S.Y., Fu M.C., Zhao J.L., Guo R., Li J.X. (Chiny): An Au-tonomous Intelligent Robot for Electronic Equipment Inspection Used in Substation.

[14] B3-115. Zhang C., Kang X.N., Zheng Y.K., Ji J.F., Liu M.Z., Yuan Y.B., Jiao Z.B. (Chi-ny): High Frequency Current in the Power System and Its Influence on Transfer Accu-racy of Electronic Current Transformer.

[15] B3-201. Xavier C.S.S, Fraga F.N., Godoy A.V., Simões P.R.P. (Brazylia): Applying mixed technology switchgear (MTS) for adaptation of substations to meet new Brazilian power system requirements of availability.

[16] B3-202. Pimenta M., Burkart D., Seiter M., Pratt D., Omelchenko O., Andino I., Mcmul-len T. (St. Zjednoczone): Brown Field Im-plementation of an IEC 61850 Based Inte-grated Protection and Automation System.

[17] B3-203. Kongthon V., Paukatong T. (Tajlan-dia): Integrating In-house IEC61850 Tech-nology into Existing Substation: A Case of EGAT Substation Control System.

[18] B3-204. Yamamoto S., Matsushita Y., Ka-wakita K., Yajima K., Uehara K., Shimo-mura T. (Japonia): Countermeasures in a substation for large renewable energy ad-option in Japan.

[19] B3-205. Jintagosonwit P. (Tajlandia): In-tegrating IEC 61850 into Existing Substa-tions in MEA’s Distribution System.

[20] B3-206. Sheth N.M., Jadav S.K., Patel B.J. (Indie): Retrofitting and Modernization of Conventional Substation to An IEC 61850 Based Automated Substation – A Case Study of 400KV Amreli Substation.

[21] B3-207. Knol P., v Rijn T., van Houwelin-gen D., Boender D., Boelens R., Ouled-Sa-id K. (Holandia): 50 kV switchgear lost? Up & running in 30 hours solution!

[22] B3-208. Koeppl G., Aschwanden T.H., Zin-niker P. (Szwajcaria): Bus-Node – A Novel Substation Concept.

[23] B3-209. Kokoruš M., Gačanović R. (Bośnia i Hercegowina), Eyrich W. (Niemcy): Im-plementation of Building Information Mo-delling (BIM) process in substation design software to increase design quality.

[24] B3-210. Cunningham H., Dunney J., Two-mey C. (Irlandia): Mitigation of the Impact of Increasing Short Circuit Levels on Aging Transmission Substation Structures in Ire-land.

[25] B3-211. Buhagiar T., Cayuela J-P., Bo-ucherit M., Mironneau J-F., Rayon J-L. (Francja), Richards S. (Wlk. Brytania): Inte-gration of an IEC 61850 process bus in an existing substation.

[26] B3-213. Darian L.A., Obraztsov R.M. (Rosja): Development of common technical require-ments for monitoring and diagnostic systems to improve availability of substations.

[27] B3-214. Hinkley K., Hughes R. (Australia): Completing the IEC 61850 substation – the need for metering.

[28] B3-301. Phillips A.J., Mcguire D. (St. Zjed-noczone), Engelbrecht C.S. (Nowa Zelan-dia): RF Sensors Development and Condi-tion Metric Development for Contaminated Substation Insulation.

[29] B3-302. Kobayashi T., Nakakoji H., Nogu-chi S., Iwasaki S., Takahashi T. (Japonia): Current Situation and Recent Challenges in Asset Management of Aging T&D Sub-station Facilities in Japan.

[30] B3-303. Verrier M., Ellis D., Kruijver D. (Au-stralia): Development of a Substation Fire Management Strategy and the implemen-tation of a Hypoxic Fire Prevention Sys-tem.

[31] B3-304. Jha I.S., Bhowmick B.N.De., Rao S.B.R., Shah D.R., Srivastava R., R. K. Singh R.K., Kulkarni S.V., Kumar S. (Indie): Operational Experience in 1200 kV Natio-nal Test Station (UHVAC), India.

[32] B3-305. Jung J.R., Kim Y.M., Kim S.W., Kim J.B. (Korea Płd.): Partial Discharge Diagno-sis Method using Non-phase Synchronized UHF PD Pattern based on On-site Measu-rement Database for Substation.

[33] B3-307. Faraskoury A.El., Sayed El., Refa-ie M.El., Zarzoura H., Basyouni M., Arousi D. (Egipt): Evaluation the High Voltage Gas Insulated Substations (GIS) Based on Fla-shovers in the 220 kV Switchgears.

[34] B3-308. Khamlichi A., Donoso G., Garna-cho F., Denche G., Valero A. (Hiszpania): Removing risk of eventual discharges between GIS grounding parts and cable sheath connected to the substation earth through a separate grounding lead.

[35] B3-309. Gallego J.M., Castro A., Melero A., Minguez S. (Hiszpania): Impact of Re-newable Grid Code compliance on Substa-tion design.

[36] B3-310. Cunningham H. (Irlandia), Migne R. (Francja), Wilson A. (Wlk. Brytania): Enablers for Cost Saving in Air Insulated Substation Asset Management.

[37] B3-311. Lagartinho R., Pham P., Grillet J-M., Lyons L. (Francja): Life extension program for Gas Insulated Substations Cir-cuit breaker retrofitting: “Le Havre Project”.

[38] B3-312. Gramme E., Eldrup M., Veierud T., Eriksen T. (Norwegia): Using indicators to screen and monitor substation vulnerability affecting security of supply.

CIGRE

strona 178 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

W ramach sesji plenarnej Komitetu Stu-diów B4 (Układy prądu stałego wysokiego napięcia i urządzeń energoelektronicznych) przedstawiono rekordową liczbę 45 refera-tów dotyczących układów przesyłowych prądu stałego (HVDC – High Voltage Direct Current) oraz układów typu FACTS (Fle-xible AC Transmission Systems) w trzech tematach wiodących:• Temat 1: Zastosowanie układów

HVDC (32 referaty).• Temat 2: Układy FACTS i urządzenia

energoelektroniczne w systemach przesyłowych (10 referatów).

• Temat 3: Układy FACTS i urządzenia energoelektroniczne w systemach dystrybucyjnych (3 referaty).W odniesieniu do poprzedniej sesji,

zdominowanej przez referaty należące do jednej z trzech grup tematycznych, tj.:• projektów nowych układów przesyło-

wych prądu stałego, prezentowanych głównie z powodu osiągania rekordo-wych wartości parametrów znamiono-wych, w tym napięcia stałego na pozio-mie ±800 kV, mocy znamionowej rzędu 3 - 4 GW i długości sięgającej 2000 km,

• analiz teoretycznych dotyczących sieci prądu stałego,

• nowych topologii wyłączników prądu stałego,

tematyka referatów tegorocznej sesji jest wyraźnym nawiązaniem do tych grup. I tak, w pierwszej grupie zamiast prezentacji nowych projektów są doświadczenia ze-brane podczas uruchamiania i pracy tych układów, w miejscu sieci DC pojawiły się

układy HVDC punkt-punkt pracujące we-wnątrz systemu synchronicznego (ang. embedded), natomiast z wyłączników prą-du stałego uwaga przeniosła się na zmiany w topologiach przekształtników tranzysto-rowych, umożliwiające wyłączanie prądu zwarciowego i eliminację konieczności in-stalacji kosztownych wyłączników DC.

Zastosowanie układów HVDC

Testy, uruchomienie i eksploatacja

Referaty opisujące wyniki typowych testów uruchomieniowych nowych ukła-dów, jak i doświadczenia zebrane podczas pierwszych lat działania zostały zestawione w tabeli 1. Z uwagi na fakt, iż zawarto w nich potwierdzenie stosowanych standardów i procedur bardziej niż opis jakichkolwiek nowatorskich rozwiązań, w niniejszej publi-kacji opisano je skrótowo. Artykuł [1] pod-sumowuje wyniki typowego studium przyłą-czeniowego zrealizowanego dla bipolarnego układu LCC HVDC Belo Monte w Brazylii. Będzie on jednym z kilku układów służących do przesyłu energii z elektrowni wodnych lub atomowych zlokalizowanych w dużym oddaleniu od ośrodków przemysłowych. Ce-chą szczególną tego połączenia jest praca równoległa do systemu AC, jednak aspekty te nie były omawiane w publikacji. Podob-nym pod względem parametrów znamiono-wych jest układ NER-Agra w Indiach [9]. Jest to pierwsze połączenie wieloterminalowe (dwa prostowniki i dwa falowniki w jednym

łączu) na napięciu ±800 kV. Kolejnym połą-czeniem uruchomionym w ostatnim czasie jest łącze EstLink 2. Parametry znamiono-we tego układu (przedstawione w tabeli 1) są zbliżone do układu SwePol, natomiast cechą wyróżniającą jest dodatkowy układ regulacji częstotliwości aktywowany jako rezerwa systemowa. W połowie 2016 roku został oddany do użytku odnowiony termi-nal Celilo układu Pacific DC Intertie. Druga stacja tego łącza została zmodernizowana w 2004 roku. Opis zrealizowanych zmian znaj-duje się w referacie [4].

Pierwsze w świecie połączenie VSC z linią napowietrzną utworzone pomiędzy Namibią a Zambią jest prezentowane w ra-mach Komitetu Studiów B4 już po raz dru-gi – w 2012 roku omówiono wyniki testów uruchomieniowych łącza zwanego wów-czas Caprivi Link, natomiast teraz przed-stawiono doświadczenia eksploatacyjne z pierwszych pięciu lat funkcjonowania tego układu (zwanego obecnie Zambe-zi Link) [8]. Głównym problemem w tym okresie była zła selektywność działania zabezpieczeń linii DC, wychodząca na jaw w szczególności podczas zwarć powodo-wanych pożarami lasów. W przedstawio-nym przykładzie wykrycie zwarcia trwało 800 ms, podczas których prąd upływno-ściowy wzrósł z poziomu odpowiadające-mu mocy 10 MW do 140 MW. Ostatecznie zadziałało zabezpieczenie różnicowe, któ-re zainicjowało otwarcie wyłączników AC. Zdecydowanie dłuższą perspektywę, bo aż pięćdziesięcioletnią, opisali autorzy z Ja-ponii w referacie [7]. Uruchomione w 1965

Michał KosmeckiInstytut Energetyki, Oddział Gdańsk

Układy przesyłowe prądu stałego i urządzenia FACTS – Komitet Studiów B4

HVDC and Power Electronics – Study Committee B4

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 179marzec 2017

roku łącze back-to-back służyło połącze-niu systemów funkcjonujących z różną częstotliwością. Oprócz swojej pierwotnej roli łącze funkcjonowało również jako labo-ratorium, w którym po raz pierwszy prze-testowano m.in. zastosowanie tyrystorów wyzwalanych światłem, co zainicjowało ich instalację w innych układach HVDC w Japonii. Opisane w referacie problemy i wdrożone rozwiązania dotyczą m.in. obni-żenia poziomu hałasu, wymagań odporno-ści na trzęsienia ziemi, starzenia elemen-tów i zarządzania cyklem życia urządzeń. W ostatnim artykule z tej serii [23] autorzy opisali proces modernizacji układu Cross Channel pomiędzy Francją a Wielką Bryta-nią. Po 25 latach funkcjonowania zdecydo-wano się odnowić przekształtniki tyrystoro-we z uwagi na ich wysoką awaryjność oraz zmodernizować system sterowania, który był wykonany w technologii analogowej.

Połączenia wewnątrz systemu

W 2015 roku oddano do użytku pio-nierski pod wieloma względami układ HVDC łączący Hiszpanię i Francję, o na-zwie Inelfe. Jak wiadomo, kraje te pracują we wspólnym systemie synchronicznym ENTSO-E, stąd nowe połączenie pomię-dzy nimi określa się mianem wewnątrz-systemowego (ang. embedded). Jest to pierwsze takie połączenie w Europie wy-korzystujące kabel DC ułożony pod ziemią. Parametry znamionowe układu, tj. napięcie ±320 kV i moc 1000 MW w momencie pisa-nia specyfikacji zamówienia były rekordo-

we w skali świata w kategorii przekształt-ników VSC MMC (wielopoziomowe układy modułowe). Układowi poświęcono dwie publikacje [17] i [24]. Na uwagę zasługu-je w szczególności opis zaimplemento-wanego w łączach (projekt Inelfe to dwa równoległe łącza o mocy 1000 MW każde) sposobu regulacji, polegającego na emu-lacji linii AC zrealizowanej poprzez pomia-ry różnicy kątowej napięć po obu stronach łącza i wykorzystaniu ich w zależności określonej równaniem (1). Równanie (1) powstało poprzez zlinearyzowanie równa-nia określającego przepływ mocy czynnej przez element reaktancyjny (2) i jest wyko-rzystywane do wyliczenia aktualnej warto-ści zadanej mocy dla układu. Założono, że iloczyn modułów napięć występujący w oryginalnym równaniu jest stale rów-ny 1, przy czym założenie to było możliwe dlatego, że po obu stronach przekształtni-ki pracują w trybie regulacji napięcia AC, a ich zdolności regulacyjne są szybkie i obszerne (+400/-600 MVAr).

(1)

(2)

Współczynnik K ma wymiar [mega-wat/stopień] i odpowiada za impedancję imitowanej linii AC odniesioną do zastęp-czej impedancji pozostałych linii interfejsu wymiany mocy pomiędzy krajami. Zatem zmieniając K można dostosować udział układu Inelfe w całym przesyle mocy. Zalety takiego podejścia ponad metodą,

w której operator jest odpowiedzialny za określanie grafiku poziomu transferu mocy łączem, to przede wszystkim uproszczone sterowanie, automatyczne reagowanie na zdarzenia w systemie oraz brak ryzyka za-istnienia przepływów kołowych.

Inne metody regulacji układów prądu stałego pracujących wewnątrz systemu zostały zaproponowane w komplementar-nej publikacji [20]. Metody te również ba-zują na pomiarach kąta fazowego napięć po obu stronach łącza, jednak dzięki wpro-wadzonym modyfikacjom do równania (1) znajdują zastosowanie w mniej trywialnych przypadkach, tj. wewnątrz sieci o złożo-nej strukturze, w której pomiędzy dwiema stacjami przekształtnikowymi istnieje wiele równoległych połączeń AC. Taka sytuacja będzie miała miejsce w Niemczech, gdzie planowane jest uruchomienie ośmiu ukła-dów HVDC VSC łączących bogatą w za-soby wietrzne północ kraju z ośrodkami przemysłowymi na południu. Głównym zadaniem nowych układów będzie odcią-żenie istniejących linii AC. Przedstawio-ne metody opierają się na założeniu, że zmniejszenie przepływu mocy czynnej w li-nii NN jest osiągane poprzez zmniejszenie różnicy między kątami napięć fazowych po obu końcach linii. Stąd punkty pracy dla układów prądu stałego są tak dobierane, aby te różnice minimalizować, realizując przy tym jeden z dwóch celów nadrzęd-nych: zmniejszenie strat przesyłowych lub zmniejszenie obciążenia wybranych linii. Wybór trybu pracy układu HVDC zależy od obciążenia linii AC – dla obciążenia poniżej

Tabela 1Doświadczenia z uruchomienia i eksploatacji przedstawione w referatach

Łącze Lokalizacja Technologia Moc, MW Napięcie, kV Długość, km Uruchomienie Referat

Belo Monte (Bipole II) Brazylia LCC 4000 ±800 2000 2020 101

EstLink 2 Estonia – Finalndia LCC 650 450 174 2014 103

Pacific DC Intertie USA LCC 3800 ±560 1360 1970 (2016 odnowienie) 104

Sacuma FC Japonia LCC 300 125 0 1965 107

Zambezi Namibia – Zambia VSC 300 -350 952 2010 108

NER-Agra Indie LCC 6000 ±800 1728 2016 109

Inelfe Francja – Hiszpania VSC (MMC) 2x1000 ±320 65 2015 117 124

Cross Channel Francja – Wielka Brytania LCC 2x1000 ±270 70 1986

(2012 odnowienie) 123

Skagerrak 3 i 4 Dania-Norwegia VSC-LCC 715 500 243 2014 129

strona 180 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

50% dopuszczalnej obciążalności prioryte-tem jest minimalizacja strat, dla obciążenia powyżej 70% pojawia się niebezpieczeń-stwo niespełnienia kryterium n-1, a więc najważniejsze jest zmniejszenie obciąże-nia, natomiast w przedziale 50-70% na-stępuje liniowe przejście pomiędzy jednym a drugim trybem.

Kolejnym planowanym połączeniem wewnątrzsystemowym wykorzystującym technologię HVDC jest omówiony w re-feracie [30] układ Central-West w Arabii Saudyjskiej. Parametry znamionowe tego układu to: technologia LCC, moc 3500 MW, napięcie ±600 kV, długość 770 km. System przesyłowy Arabii Saudyjskiej charaktery-zują duże moce zwarciowe, znaczna roz-piętość terytorialna, szeroko stosowane środki kompensacji mocy biernej, zarówno statyczne, w tym kompensacja szerego-wa, jak i dynamiczne, głównie w postaci statycznych kompensatorów mocy bier-nej (SVC). Planowane połączenie ma biec równolegle do linii AC z kompensacją sze-regową. Głównym powodem inwestycji jest zwiększenie zdolności przesyłowych w systemie, a technologia HVDC okaza-ła się najtańszym rozwiązaniem. Układ ma realizować funkcję tłumienia oscylacji mocy pomiędzy połączonymi fragmentami systemu, jak również ograniczać ryzyko utraty stabilności napięciowej poprzez ko-ordynację z SVC zainstalowanym w jednej ze stacji, do których jest przyłączony.

Od ponad dwóch dziesięcioleci naj-większą dynamikę rozwoju i wykorzysta-nia technologii przesyłu energii układami prądu stałego, w tym tymi, które pracują równolegle do sieci AC, można obserwo-wać w Chinach. Obecnie łączna moc zna-mionowa zainstalowanych połączeń prze-kracza poziom 28 GW, przy czym głównie wykorzystywane są one do przesyłu ener-gii z rejonów typowo generacyjnych (elek-trownie wodne i węglowe) do rejonów ty-powo konsumpcyjnych. Ponieważ aż 80% przesyłu mocy na duże odległości odbywa się za pośrednictwem połączeń DC, jakie-kolwiek zakłócenie powodujące blokadę przekształtników wywoła znaczny wzrost obciążenia w równoległym systemie AC. Wyliczenia będące przedmiotem artyku-łu [27] wskazują w takich przypadkach na

duże zagrożenia dla utrzymania stabilno-ści kątowej systemu. Aby temu zapobiec podjęto niecodzienną decyzję o oddzie-leniu fragmentu systemu AC od pozosta-łej jego części i wymiany mocy wyłącznie za pośrednictwem tych układów HVDC, które wcześniej pracowały równolegle do systemu AC. Od systemu przesyłowego China Southern Power Grid oddzielono prowincję Yunnan posiadającą pokaźne zasoby generacji z elektrowni wodnych. Separacja systemów przesyłowych spo-wodowała z kolei wystąpienie ryzyka utraty stabilności częstotliwościowej w oddzielo-nej prowincji, czemu mają przeciwdziałać wdrożone trzy linie obrony. Pierwsza zakła-da wykorzystanie specjalnych algorytmów regulacji częstotliwości przez łącza prądu stałego oraz regulatorów turbin elektrowni wodnych. Reakcja regulatora turbiny po-zwala zmniejszyć generowaną moc o 63% w czasie 7,7 s, natomiast łącza pozwalają na zmianę mocy o 50% w górę lub 90% w dół w czasie kilku sekund. Układy te nie pracują równocześnie; regulacja częstotli-wości przez łącza prądu stałego jest akty-wowana po przekroczeniu odchyłki często-tliwości o ±0,1 Hz, natomiast turbiny reagują powyżej progu 0,5 Hz. Druga i trzecia linia to odpowiednio sparametryzowane awaryjne wyłączanie generatorów pozwalające ogra-niczyć wzrost częstotliwości odpowiednio do poziomu 50,6 Hz i 51,45 Hz.

Referat [12] opisuje ciekawy sposób wykorzystania łączy tyrystorowych do prze-syłu energii z farm wiatrowych. Referat na-wiązuje do planów wykorzystania potencja-łu wiatrowego w środkowej części Stanów Zjednoczonych zakładających budowę farm wiatrowych i eksport energii do więk-szych ośrodków przemysłowych. łącznie potencjał generacyjny szacowany jest na poziomie 15 GW, przy czym system elek-troenergetyczny w analizowanym obszarze jest bardzo słabo rozwinięty, co oznacza, że poziom aktualnie produkowanej mocy przez elektrownie wiatrowe będzie wpływał na warunki pracy tego systemu. Autorzy pre-zentują sposób wykorzystania łączy HVDC LCC przeciwdziałający zmianom (napięcia, rozpływów mocy) wywoływanym w miejscu wytwarzania, niewymagający dodatkowych urządzeń wspomagających, takich jak np.

SVC, STATCOM czy kompensator synchro-niczny. Zgodnie z równaniem (2) dla dużej wartości impedancji systemu X w miejscu przyłączenia farmy zdolności wyprowadze-nia mocy są ograniczone. W takich warun-kach małe zmiany generacji mocy czynnej i biernej będą powodowały duże zmiany kąta fazowego δ i napięcia V1. Ponieważ X jest cechą systemu i zmienić ją można jedynie poprzez rozbudowę systemu, tj. instalację nowych źródeł synchronicznych lub budowę nowych linii, inną metodą ogra-niczenia zmian kąta i napięcia jest zmniej-szenie przesyłu mocy przez X. Ma to być re-alizowane właśnie za pomocą łącza HVDC, w którym zadana wartość przesyłanej mocy ma być taka, aby moc czynna mierzona na interfejsie farma wiatrowa – system AC była równa zeru. Taki sposób wykorzystania łącza nie tylko wnosi możliwość przesyłu mocy na dużą odległość przy niskich stra-tach przesyłowych, ale i przyczynia się do poprawy warunków pracy systemu w miej-scu przyłączenia farmy wiatrowej.

Wyłączniki prądu stałego

Obecnie obserwuje się coraz większą liczbę projektów układów HVDC VSC, w któ-rych występuje linia napowietrzna. Takie kon-figuracje wymagają szybkiego i skutecz-nego gaszenia prądu zwarciowego, gdyż naturalnie są bardziej zagrożone zwarciami doziemnymi niż układy, w których zastoso-wano kable. Spośród wszystkich topologii przekształtników jedynie przekształtniki MMC z pełnym mostkiem (ang. Full-Bridge MMC VSC Converter) mają zdolność wyłą-czania prądu zwarciowego. Przekształtniki z mostkiem połówkowym (ang. Half-Bridge MMC VSC Converter) dopiero w połącze-niu z wyłącznikami na prąd stały uzyskują taką możliwość. W referacie [18] w zwięzły sposób podsumowano różnice pomiędzy dwoma wymienionymi układami, wskazując na przewagę mostka pełnego nad konfigu-racją składającą się z mostka połówkowego i wyłącznika DC. Poprzednia sesja Komitetu Studiów B4 obfitowała w nowości dotyczące różnego rodzaju wyłączników prądu stałego, jednak wynikało z nich, że jedynie tzw. wy-łączniki hybrydowe oferowały jednocześnie niskie straty przesyłowe i wymaganą dużą

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 181marzec 2017

szybkość zadziałania. Obecnie żadna z pu-blikacji nie dotyczy bezpośrednio wyłącz-ników DC, natomiast w kilku poszukuje się rozwiązań zastępczych, pozwalających uniknąć kosztownej instalacji wyłącznika, a jednocześnie umożliwiających skuteczne blokowanie prądów zwarciowych. Wśród nich znajduje się referat [2] przedstawiający modyfikację pełnego mostka polegającą na usunięciu jednego z czterech tranzystorów IGBT przypadających na pojedynczy moduł. Topologia nazwana semi-fullbridge MMC spełnia wymagania wyłączania prądów zwarciowych w równie dobrym stopniu co niezmodyfikowany mostek, a wymaga jedy-nie innego sterowania. Wadą mostka pełne-go w porównaniu z mostkiem połówkowym jest wyższy poziom strat obciążeniowych. Stąd poszukiwane są konfiguracje łączące wymaganie blokowania prądów zwarcio-wych z niskim poziomem strat.

W referacie [15] przytoczono cztery pro-pozycje z grupy hybryd mostka pełnego i połówkowego oraz zaprezentowano kolejną modyfikację, nazwaną asymetrical full-brid-ge (AFB) MMC. Jej zasada opiera się na do-daniu do modułu kondensatora i rezystora, dzięki czemu uzyskuje się możliwość pracy w jednym z pięciu trybów wysterowania mo-dułu: załączony, wyłączony, zablokowany, stan odbudowy 1, stan odbudowy 2. Zale-tą omawianego rozwiązania jest możliwość instalacji w gałęzi przekształtnika jedynie części modułów AFB, resztę uzupełniając standardowymi modułami bazującymi na mostku połówkowym, co umożliwi uzyska-nie niższych strat obciążeniowych.

Zakłada się, że wymaganie wyłączania prądów zwarciowych będzie niezbędne nie tylko w układach z liniami napowietrznymi, ale również w sieciach DC, gdzie celem jest jak najszybsze odizolowanie uszkodzonego połączenia i wznowienie pracy w pozostałej części sieci. To, w jaki sposób przeprowadzić wznowienie pracy sieci DC jest przedmiotem referatu [19]. Etap detekcji i usunięcia zwar-cia za pomocą przekształtników wielopozio-mowych wyposażonych w moduły oparte na strukturze mostka typu H (pełny mostek) jest analogiczny jak w połączeniach punkt--punkt. Autorzy skupiają się na tym, co dzieje się później. Przywrócenie sieci DC do pracy składać się będzie z pięciu etapów:

1) otwarcie odłączników mechanicznych celem odizolowania uszkodzonego frag-mentu sieci,

2) zamknięcie wyłączników AC we wszyst-kich stacjach,

3) wznowienie regulacji napięcia DC w sie-ci przez wybraną stację,

4) odbudowa napięcia do poziomu 90% napięcia znamionowego,

5) wznowienie pracy stacji regulujących moc i wznowienie przesyłu mocy. Cała procedura w przedstawionym stu-

dium trwa 158 ms.

Pozostałe zagadnienia

W artykule [10] opisano studium inte-rakcji, do których może dochodzić zarówno pomiędzy układem HVDC a systemem AC, jak i pomiędzy kilkoma układami HVDC, których stacje przekształtnikowe zlokalizo-wane są w niewielkiej odległości od siebie. Interakcje, o których mowa mogą dotyczyć: (a) propagacji przewrotów komutacyjnych, (b) powstawania przepięć dorywczych, (c) interakcji harmonicznych oraz (d) stabil-ności napięciowej i interakcji układów ste-rowania, przy czym w systemach o dużej mocy zwarciowej, a system Indii przedsta-wiony w artykule do takich należy, interak-cje (b) i (d) nie zachodzą. Studium rozpo-czyna się od wytypowania lokalizacji i wa-runków wystąpienia interakcji poprzez wyli-czenie współczynników MIIF (ang. Multi-In-feed Interaction Factor) oraz MIESCR (ang. Multi-Infeed Effective Short Circuit Ratio). Odpowiednio wysokie wartości pierwszego współczynnika i niskie drugiego kwalifikują dany wariant do sprawdzenia poprzez sy-

mulacje w dziedzinie czasu. Spośród kilku stanów zidentyfikowanych w ten sposób symulacje elektromagnetycznych stanów przejściowych potwierdziły niewielkie ry-zyko wystąpienia przewrotu komutacyjne-go w jednym łączu na skutek przewrotu i wznowienia pracy w innym łączu. Obser-wacje takie poczyniono dla układu, w któ-rym oba łącza dzielił dystans 240 km, na który przypadały cztery węzły sieci 400 kV, a zjawiskiem zakłócającym było pojedyn-cze doziemienie w pobliżu jednej ze stacji przekształtnikowych.

Podobne problemy przeanalizowali au-torzy artykułu [25], przy czym analiza do-tyczyła wpływu generacji odnawialnej na występowanie przewrotów komutacyjnych w czterech układach HVDC zlokalizowa-nych w środkowych i południowych Wło-szech. Zastosowali zależność matematycz-ną pozwalającą określić minimalny spadek napięcia przemiennego zasilającego fa-lownik powodujący przewrót komutacyjny. Wynika z niej, że spadek napięcia nie może przekroczyć 10% dla standardowej wartości kąta gamma równej 17° lub 15% dla kąta gamma zwiększonego do 19°. Na tej pod-stawie sporządzono listy węzłów, w których pojedyncze doziemienie stanowiące 90% wszystkich zakłóceń w systemie powoduje wystąpienie przewrotu komutacyjnego.

Wyniki przedstawione na rysunku 1 wskazują, że dla kąta 19° liczba węzłów maleje mniej więcej o połowę. Pomimo faktu, iż praca z większym kątem gamma wiąże się ze zwiększonym poborem mocy biernej przez przekształtnik, operator Terna zdecydował się na wdrożenie tej metody ograniczenia przewrotów komutacyjnych

Rys. 1. Węzły, w których zwarcia 1-fazowe powodują przewrót komutacyjny w łączu prądu stałego: dla pracy układów z kątem γ równym 17° (po lewej) i 19° (po prawej)

strona 182 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

w wymienionym łączu, co zaowocowało zmniejszeniem ich liczby o 33% w ciągu roku przy zwiększonym stopniu wykorzy-stania łącza, jak i większej liczbie instalacji odnawialnych źródeł energii wypierających źródła synchroniczne.

Innym rodzajem interakcji w pracy układów przesyłowych prądu stałego są interakcje wynikające z bliskości linii na-powietrznych AC i DC wykorzystujących ten sam pas techniczny. Analizie wielkości wzajemnie indukowanych prądów i na-pięć w łączu NordLink pomiędzy Holandią a Norwegią poświęcony jest referat [28]. Zaplanowane do uruchomienia w 2020 roku łącze NordLink będzie układem wykona-nym w technologii tranzystorowej z prze-kształtnikiem wielopoziomowym o napięciu znamionowym ±515 kV, mocy znamionowej 1400 MW i długości 623 km, z czego jedy-nie ok. 40 km będzie usytuowane wzdłuż li-nii AC. Przekrój poprzeczny przez pas tech-niczny zaprezentowano na rysunku 2.

W stanie ustalonym maksymalne od-notowane wartości szczytowe napięć prze-miennych indukowanych w linii prądu sta-łego nie były wysokie i wynosiły ok. 1 kV dla harmonicznej podstawowej i ok. 6 kV dla sumy wszystkich harmonicznych. Dużo wyższe napięcia indukowały się w stanach przejściowych, w szczególności dla poje-dynczego doziemienia najbliższej fazy linii Kvinesdal – Ertsmyra 2, kiedy to indukowa-ne napięcie o częstotliwości 50 Hz wynio-sło 20 kV w linii napowietrznej DC i ok. 5 kV w kablu DC. Analogiczna sytuacja wystę-puje podczas zwarcia w linii prądu stałego, przy czym wyliczono, że spodziewane am-plituda prądu stałego indukowanego w linii prądu przemiennego nie przekroczy pozio-

mu 1,2 kA. Ryzyko, jakie wówczas pojawia się ma związek ze zjawiskiem nasycenia rdzenia transformatora, jednak jak wska-zują autorzy wyliczona wartość prądu jest wciąż bezpieczna.

W referacie [29] przedstawiono pierwszy na świecie układ bipolarny, w którym jeden biegun zrealizowano w technologii LCC, a drugi VSC (rys. 2). Podstawowa trudność, z jaką musieli zmierzyć się projektanci ukła-du wynikała z odmiennego sposobu regu-lacji mocy w poszczególnych biegunach, gdyż aby zmienić kierunek przepływu mocy w łączu tyrystorowym należy odwrócić pola-ryzację napięcia przy zachowaniu jedynego możliwego kierunku przepływu prądu, na-tomiast w łączu tranzystorowym to właśnie kierunek przepływu prądu jest zmieniany przy niezmienionej polaryzacji napięcia. Po-nieważ część tyrystorowa została oddana do użytku ponad dwadzieścia lat wcześniej, zdecydowano się na opracowanie nietypo-wej konstrukcji łącza tranzystorowego, tak by mogło ono również zmieniać polaryzację. W tym celu wykorzystano aparaturę przełą-czeniową, która przy planowanej zmianie kierunku przepływu mocy, po uprzednim zablokowaniu przekształtnika dokonuje zmiany konfiguracji połączeń w rozdzielni. Cały proces trwa 4,2 sekundy, jednak funk-cja regulacji mocy czynnej i biernej przez łącze VSC jest w tym czasie niedostępna, a proces ten nie może być zbyt często po-wtarzany z uwagi na zużycie elementów. Podczas pierwszego roku normalnego funk-cjonowania układu przepływ zmienił kieru-nek 263 razy, co daje 0,72 zmiany na dzień. Dodatkowo dzięki połączeniu obu technolo-gii możliwa jest praca całego łącza z mocą bliską zera, co przy technologii wyłącznie

tyrystorowej jest niemożliwe z uwagi na ko-nieczność utrzymania określonego minimal-nego poziomu prądu tyrystora, by zapewnić ciągłość jego przewodzenia. Stąd dwu-biegunowy układ VSC-LCC HVDC można traktować jako układ VSC, w którym dla rozszerzenia możliwości przesyłowych po przekroczeniu określonego poziomu prze-syłanej mocy uruchamiany jest układ LCC. Oczywiście włączenie i wyłączanie układu LCC następuje przy różnych poziomach mocy (ok. 15 MW wyłączanie i 100 MW włączanie), by nie dochodziło do zbyt czę-stych przełączeń. Inną zaletą omawianego połączenia jest mniejsze ryzyko wystąpienia przewrotów komutacyjnych w układzie LCC dzięki stabilizującemu działaniu przekształt-nika VSC oferującego szybką regulację na-pięcia po stronie systemu AC.

Układy FACTS i urządzenia energoelektroniczne

w systemach przesyłowych

Drugi temat preferowany został zdo-minowany przez tematy dotyczące testów i eksploatacji układów FACTS (Flexible AC Transmission Systems), głównie urządzeń STATCOM i SVC. Niemiej kilka publikacji zasługuje na bliższe omówienie. Metoda ograniczająca poziom harmonicznych ge-nerowanych przez urządzenie SVC jest przedmiotem referatu [34]. Źródłem har-monicznych w urządzeniach SVC są ukła-dy płynnej regulacji mocy biernej z dła-wików (TCR – Thyristor Controlled Reac-tor), w których za pomocą zmienianego kąta wysterowania tyrystorów reguluje się prąd bierny urządzenia, czemu towarzyszy

Rys. 2. Odległości pomiędzy słupami linii napowietrznych DC i AC w łączu NordLink (po lewej) oraz schemat łącza Skagerrak 3 i 4 (po prawej)

NordLink Kvinesdal - Ertsmyra 2 Kvinesdal - Ertsmyra 1

9.5m

9m 9m

10m

Nor

mol

t 25–

30m

10m ca. 12m 20m ca. 18m 20m ca. 18m 10m

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 183marzec 2017

zmiana poziomu generowanych harmonicz-nych. Proponowane ograniczenie ich pozio-mu polega na zwiększeniu impedancji po-między urządzeniem TCR a punktem przy-łączenia urządzenia SVC do sieci realizowa-nym poprzez włączenie pomiędzy główny transformator urządzenia (NN / 10 - 35 kV) a szyny średniego napięcia dławika bloku-jącego. Oprócz głównego celu, metoda po-zwala również m.in. zmniejszyć straty dzięki zredukowanej liczbie tyrystorów (spadek napięcia na dławiku sprawia, że szczytowe napięcie na mostku jest niższe), jak i niższe są wymagania zwarciowe dla urządzeń po stronie średniego napięcia.

Referat [33] prezentuje szersze spoj-rzenie na wykorzystanie środków kompen-sacji mocy biernej w Brazylii i potencjalne problemy temu towarzyszące. W celu połą-czenia dwóch asynchronicznych obszarów tego kraju wybudowano dwutorową linię 230 i 500 kV o łącznej długości 1418 km. Taka długość wymagała dużej liczby urzą-dzeń kompensacji mocy biernej, dokładnie osiemnastu kompensatorów szeregowych i czterech urządzeń SVC. Stopień kompen-sacji szeregowej linii wyniósł 70%, nato-miast łączny znamionowy zakres generacji mocy biernej zainstalowanych urządzeń SVC to -700/+960 MVAr. Tak silnie kom-pensowana linia okazała się być źródłem rezonansów trojakiej natury:• rezonansu równoległego pomiędzy in-

dukcyjnością linii a jej pojemnością (ko-lor czarny na rys. 3),

• rezonansu szeregowego pomiędzy in-dukcyjnością linii a kompensatorami szeregowymi (kolor niebieski),

• rezonansu równoległego pomiędzy kom-pensatorami szeregowymi a indukcyjno-ściami bocznikowymi (kolor czerwony).W wyniku rezonansów w określonych

warunkach dochodziło do powstawania oscylacji nad- i podsynchronicznych o czę-stotliwościach odpowiednio 80-120 Hz i 2-50 Hz o bardzo słabym tłumieniu, dla których zaproponowano dwie metody przeciwdzia-łania. W pierwszej wykorzystano filtr pa-smowo-przepustowy do pomiaru napięcia. Oczywiście zastosowanie takiego filtru wiąże się z pogorszeniem parametrów odpowiedzi na zakłócenia, dlatego w normalnych warun-kach filtr jest nieaktywny. Do aktywacji do-

chodzi dopiero po wykryciu oscylacji (rys. 4). Druga metoda również analizuje aktualne warunki napięciowe i po zidentyfikowaniu oscylacji drastycznie zmniejsza wzmocnie-nie toru regulacji napięcia, co sprawia, że urządzenie nie reaguje na zmiany napięcia, a oscylacje tłumią się samoistnie.

W analizie powyższego problemu po-służono się repliką systemu sterowania połączoną w systemie testowania sprzęto-wego (ang. harware-in-the-loop) z symula-torem czasu rzeczywistego, imitującym pra-cę obwodów pierwotnych urządzeń oraz ich otoczenie zewnętrzne w postaci systemu elektroenergetycznego. Repliki układów re-gulacji urządzeń z grupy FACTS, ale przede wszystkim układów HVDC są coraz częściej dostarczane w ramach projektu wraz z wła-ściwymi układami regulacji. Ta praktyka na-sila się, gdyż umożliwia prowadzenie analiz na takim poziomie dokładności, który jest nieosiągalny w innych sposobach symulacji. Podczas tegorocznej sesji zorganizowano specjalne warsztaty poświęcone wykorzy-staniu replik układów regulacji w różnego rodzaju analizach. Najczęstszym sposobem wykorzystania jest analiza obecnych proble-

mów w pracy urządzenia, analiza skutków wprowadzenia potencjalnych modyfikacji, planowanie modernizacji, testów, itp. Nale-ży spodziewać się, że dostarczanie replik układów sterowania lub nawet kompletnych systemów testowych czasu rzeczywistego stanie się standardem obecnym w wyma-ganiach przetargowych, co niewątpliwie wpłynie na zwiększenie bezpieczeństwa funkcjonowania tych urządzeń, jak i umoż-liwi lepsze poznanie ich możliwości przez operatorów systemów.

Układy FACTS i urządzenia energoelektroniczne

w systemach dystrybucyjnych

Przedstawione publikacje w dwóch pierwszych tematach preferowanych wska-zują, że technologia układów prądu stałego na wysokim napięciu i urządzeń FACTS jest bardzo dojrzała, co jednak nie przeszka-dza, by w dalszym ciągu podlegała inten-sywnemu rozwojowi. Podobnie jest z ukła-dami prądu stałego na niskim napięciu, ma-jącymi zastosowanie m.in. w elektrowniach

Rys. 3. Rodzaje rezonansu w linii przesyłowej z kompensacją szeregową i równoległą

Rys. 4. Porównanie metod tłumienia oscylacji powodowanych pracą SVC:poprzez aktywację filtra pasmowo-przepustowego (przebieg czarny), poprzez zmniejszenie wzmocnienia toru regulacji napięcia (przebieg czerwony)

VACT1.5

1

0.5

0

-0.5

VACT

300200100

0-100-200-300

0 0.16665 0.3333 0.49995 0.6666 0.83325 0.9999

0 0.16665 0.3333 0.49995 0.6666 0.83325 0.9999

Time (s)

QREG QREG

strona 184 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

fotowoltaicznych. W umownym przedziale napięć pomiędzy ±1 kV a ±80 kV mieszczą się układy prądu stałego na średnim napię-ciu (MVDC), dla których poza transportem nie ma ugruntowanych zastosowań w elek-troenergetyce. Próba scharakteryzowa-nia potencjalnego obszaru wykorzystania układów MVDC jest tematem referatu [44]. Zidentyfikowano w nim trzy takie obszary, tj. układy wyprowadzenia mocy z morskich elektrowni wiatrowych (rys. 5), sprzęgi we-wnątrz sieci dystrybucyjnej oraz jako krok pośredni w budowie sieci DC na wysokim napięciu. Wśród korzyści płynących z za-stosowania w pierwszym obszarze należy wymienić zmniejszenie kosztów morskiej farmy wiatrowej wynikające z braku koniecz-ności wznoszenia dużej platformy morskiej, zmniejszenie strat dzięki zastosowaniu prą-du stałego oraz mniejszej liczby konwersji AD/DC/AC, jak i zniesienie konieczności kompensacji mocy biernej sieci wewnętrz-nej farmy. W systemach dystrybucyjnych układy MVDC mogą skutecznie kontro-lować przepływ mocy czynnej i biernej w krytycznych punktach sieci oraz wspie-rać regulację napięć. W zakresie trzeciego obszaru, poprzez różnego rodzaju projekty demonstracyjne, układy MVDC miałyby m.in. podnieść poziom gotowości technolo-gicznej (TRL – Technology Readiness Level) i wyeliminować lub scharakteryzować czyn-niki ryzyka na drodze do sieci DC.

Pierwszy obszar został poddany szcze-gółowej analizie, której wyniki przedstawiono w referacie [43] w formie poradnika odno-szącego się do kwestii określania parame-trów znamionowych urządzeń tworzących

stałoprądowy system wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej, modelowania tych urządzeń, jak i rodzaju wykonywanych analiz. Powodem rozważań jest chęć zamia-ny istniejących praktyk, w których obecna jest kilkustopniowa konwersja mocy poprzez układy stało- i przemiennoprądowe na taką, w której pomiędzy generatorem siłowni wia-trowej a systemem lądowym są wyłącznie obwody prądu stałego. Koncepcja ma zasto-sowanie głównie do siłowni wyprowadzają-cych pełną moc przez przekształtnik (typ 4). W referacie pojawia się szereg zaleceń do-tyczących sposobu modelowania poszcze-gólnych elementów morskiej farmy wiatrowej w zależności od rodzaju wykonywanej symu-lacji, wskazówki odnośnie do agregacji mo-deli oraz wyniki studium przypadku.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW B4

[1] B4-101. Carvalho D. S. Jr.: A second and longer ± 800 kV DC bipole completes Belo Monte’s integration.

[2] B4-102. Watanabe E. H.: Semi-fullbridge Modular Multilevel Converter: An Inherent

DC Fault Current Limiting Topology.

[3] B4-103. Rauhala T.: Transmission tests of

EstLink 2: planning and co-ordination of

the tests taking into account aspects re-lated to electricity markets, system opera-tions and technical performance.

[4] B4-104. Reynolds M.: Celilo HVdc Ter-minal Upgrade Project – Pacific NW-SW HVdc Intertie System.

[5] B4-105. Karlsson P.: Protective Firing in LCC HVDC: Purposes and Present princi-ples. Settings and behavior.

[6] B4-106. Persson G.: HVDC power from shore.

[7] B4-107. Makino Y.: 50 years of Operating Experience of Sakuma Frequency Conver-ter Station – Changing Roles in the Japa-nese Power System’s Transition.

[8] B4-108. Magg T.: Zambezi (previously Capri-vi) Link HVDC Interconnector: Review of Ope-rational Performance in the First Five Years.

[9] B4-109. Rao M. S.: Commissioning Expe-rience and Challenges of World’s First 800 kV, 6000 MW NER – Agra Multi terminal HVDC System.

[10] B4-110. Vardikar M.: AC-DC Interaction Study For Upcoming ± 800 kV, 3000 MW Champa Kurukshetra HVDC Link.

[11] B4-111. Hu J.: Converter Transformer In-rush Control Using Hybrid Pre-insertion Resistors and Point-on-Wave Switching in the New Zealand HVDC System.

[12] B4-112. Kell D.: Using Classic LCC HVdc to Transmit Renewable Energy from Weak AC Systems.

[13] B4-113. Wang P.: HVDC Overhead Line De-sign Considering LCC vs. VSC Technology.

[14] B4-114. Li X.: Nelson RiverPole 1 Thyristor Leakage Assessment & Online Monitoring.

[15] B4-115. Hur K.: Enabling DC Fault Bloc-king Capability of Hybrid Modular Multile-vel Converter HVDC using Asymmetrical Full-bridge Submodule.

[16] B4-116. Chung Y. H.: Test Circuit for Volta-ge Sourced Converter Valve in MMC-Ba-sed HVDC .

[17] B4-117. Bola J.: Operational experience of new Spain-France HVDC interconnection.

[18] B4-118. Doering D.: A closer look at sys-tem integration of DC circuit breakers.

[19] B4-119. Kontos E.: Providing dc fault ride--through capability to H-bridge MMC-ba-sed HVDC Networks.

Rys. 5. Schemat morskiej farmy wiatrowej z systemem wyprowadzenia mocy opartym na układach MVDC

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 185marzec 2017

[20] B4-120. Frey K.: Automated Operation of Parallel VSC HVDC Links Embedded in an AC Power System.

[21] B4-121. Menke P.: Diode-Rectifier HVDC link to onshore power systems: Dynamic performance of wind turbine generators and reliability of liquid immersed HVDC Diode Rectifier Units.

[22] B4-122. Jovcic D.: EMTP simulation verifi-cation of full bridge MMC HVDC operatio-nal advantages.

[23] B4-123. D’Aubigny A. D.: Feedback on IFA 2000 France-England Refurbishment Pro-ject.

[24] B4-124. Loncle J.: Feedback on INELFE France Spain HVDC Project.

[25] B4-125. Palone F.: Commutation failures mi-tigation in multi-infeed network with high re-newable penetration: TERNA’s experience.

[26] B4-126. Moreira C.: Communication-free control solution for the provision of frequ-ency regulation services in HVDC grids: Numerical Simulation and Experimental Validation in Reduced Scale Platforms.

[27] B4-127. Zhou B.R.: Study of Backbone Struc-ture Change from Synchronous to Asynchro-nous in China Southern Power Grid.

[28] B4-128. Bodal S.: Interaction btween pa-rallel HVDC an AC overhead lines.

[29] B4-129. Midtsund T.: Experience from a bipolar HVDC system with a Voltage So-urce Converter and a Line Commutating Converter.

[30] B4-130. Al-Mubarak A. H.: Saudi Arabia Central-West HVDC Project: 3500 MW ±600 kV LCC 800 km High Performance embedded link crossing a desert area.

[31] B4-131. Bennett M. G.: Survey of the re-liability of HVDC systems throughout world during 2013-2014.

[32] B4-132. Fonteyne D.: Design consideration associated with DolWin3 and evolution of Alstom Grid’s MaxSine® VSC Technology.

[33] B4-201. Tenório A. R. M.: Brazilian Expe-rience Regarding Interactionsbetween Series Capacitors and SVCs – Main chal-lenges of the Tucurui-Macapa-Manaus In-terconnection Project.

[34] B4-202. Aho J.: Blocking reactor as part of SVC system-anovel concept for harmonics reduction and lowered operational losses.

[35] B4-203. Turunen J.: Comparison of Swit-ching Schemes for STATCOMs using Mo-dular Multi-Level Converters.

[36] B4-204. Dopplmair P.: Acoustic aspects for Air Core Dry Type Reactors – Specifica-tion, Design, Testing, Field Measurements.

[37] B4-205. Burroughs J.: Essex STATCOM Life Assessment and Extension.

[38] B4-206. Iwane H.: Planning and commis-sioning of 130MVA GCT-STATCOM for transient stability improvement.

[39] B4-207. Oh J. H.: IGBT Explosion Test for STATCOM Sub-module.

[40] B4-208. Partal E.: Harmonic Performance Re-quirements and Mitigation for back-to-back HVDC in Turkish Transmission System.

[41] B4-209. Smolovik S.: Magnetically control-led shunt reactors operation experience in 110-500 kV power grids.

[42] B4-210. Sheng B.: Electrical Test of STAT-COM Valves.

[43] B4-301. Yu-Hsing C.: Studies for Charac-terisation of Electrical Properties of DC Collection System in Offshore Wind Farms.

[44] B4-302. Hay S.: Evaluation of the potential market for MVDC technology in Scotland.

[45] B4-303. Awili S.: Integrating Smart Solid State Transformers Into Distribution Sub-stations.

CIGRE

Aktualna struktura Komitetu Studiów B5

Komitet Studiów B5 liczy 26 regular-nych członków (Regular Members) oraz 12 członków obserwatorów (Observer Members).

Przewodniczącym Komitetu jest Iony Patriot de Siqueirqa (Brazylia), a jego se-kretarzem Rannveig S. J. Løken (Norwe-gia).

Prace Komitetu odbywają się w trzech, poniżej wymienionych, grupach tematycz-nych.• TG.B5.51 – Automatyzacja i zdalne

sterowanie stacji (Substation Automa-tion) skupia grupy robocze zajmujące się zagadnieniami automatyzacji stacji elektro-energetycznych oraz koordynacji i integra-cji systemów sterowania i zabezpieczeń. W ramach grupy tematycznej TG.B5.51 działają aktualnie trzy grupy robocze.

• TG.B5.52 – Zabezpieczenia oraz mo-nitorowanie głównych urządzeń i sieci przesyłowej (Protection and Monitoring) skupia grupy robocze zajmujące się za-gadnieniami układów zabezpieczeń i mo-nitorowania elementów sieci i elektrowni. W ramach grupy tematycznej TG.B5.52 działa aktualnie siedem grup roboczych.

• TG.B5.53 – Nowe wymagania siecio-we (New Network Requirements) skupia grupy robocze zajmujące się nowymi

Marcin LizerInstytut Energetyki

Zabezpieczenia i automatyka – Komitet Studiów B5

Protection and Automation – Study Committee B5

strona 186 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

technologiami w energetyce, w szcze-gólności: tematyką rozproszonych syste-mów zabezpieczeń, sterowania i pomia-rów, nowymi możliwościami komunikacji, generacją rozproszoną oraz sieciami inte-ligentnymi. W ramach grupy tematycznej TG.B5.53 działa aktualnie siedem grup roboczych.Ponadto, w ramach Komitetu Studiów

B5 prowadzone są cztery łączone (między-komitetowe) grupy robocze:• JWG.B5/C6.26/CIRED.26: Zabezpie-

czenia sieci rozdzielczych z generacją rozproszoną,

• JWG.B5/A3/C4.37: Zabezpieczenia, monitorowanie i sterowanie dławików kompensujących,

• JWG.B4/B5.59: Sterowanie i zabez-pieczenia stałoprądowych sieci wyso-kiego napięcia,

• JWG.C4/B5.41: Wyzwania dla ukła-dów szeregowej kompensacji w sys-temach elektroenergetycznych z prze-kompensowanymi liniami.Podczas 46. sesji CIGRE powstało pięć

nowych grup roboczych w ramach Komite-tu Studiów B5, które będą pracować nad podanymi poniżej zagadnieniami.1. Metody specyfikacji wymagań funkcjo-

nalnych systemów sterowania i zabez-pieczeń.

2. Zarządzanie systemami sterowania i za-bezpieczeń.

3. Systemy sterowania i zabezpieczeń z funkcjonalnością niezależną od sprzętu.

4. Wpływ sieci o niskiej inercji na działanie układów sterowania i zabezpieczeń.

5. Testowanie cyklu życia synchrofazoro-wych układów sterowania, zabezpie-czeń i pomiarów.

Sprawozdanie z obrad Komitetu Studiów B5

w czasie 46. sesji CIGRE

Do dyskusji na sesji plenarnej Komite-tu Studiów B5 przedstawiono dwa tematy wybrane:• PS1: Układy sterowania i zabezpie-

czeń – optymalizacja i zarządzanie czasem życia,

• PS2: Koordynacja układów zabez-pieczeń generatorów i sieci elektro-energetycznej.

Układy sterowania i zabezpieczeń – optymalizacja

i zarządzanie czasem życia

W wymienionym temacie przedstawio-no 22 referatów. Jeden referat [B5-119] został anulowany. Podczas obrad zabrało głos 47 uczestników z sali. Poruszano za-gadnienia dotyczące:• roli optymalnego tworzenia i archiwiza-

cji dokumentacji projektowych, plików konfiguracyjnych, rejestracji zdarzeń i zakłóceń w całym okresie eksploatacji układu sterowania i zabezpieczeń,

• doświadczeń w integracji i eksploatacji systemów sterowania i zabezpieczeń wykorzystujących standard IEC61850.Referaty oraz dyskusję w ramach

pierwszego tematu preferowanego odnie-siono do pięciu grup zagadnień. Omówio-no je poniżej.

Grupa nr 1: zarządzanie i dokumentowanie cyklu życia

układów sterowania i zabezpieczeń

Wymienionej grupy zagadnień dotyczą cztery referaty: [B5-101], [B5-108], [B5-112], [B5-116]. Z lektury referatów można wnioskować, że implementacja w ukła-dach sterowania i zabezpieczeń rozwiązań zgodnych ze standardem IEC61850 istot-nie wpłynęła na sposób przygotowywania

dokumentacji projektowych tych układów. W wielu przypadkach może to powodować niejednorodność dokumentacji w zakresie rozmaitych elementów układu, co może prowadzić do nieporozumień oraz błędów projektowych [B5-101].

Jednocześnie wzrosła liczba dokumen-tów, które są gromadzone w czasie użytko-wania instalacji, głównie ze względu na więk-szą konfigurowalność urządzeń oraz szerszy zakres samokontroli i monitorowania. Nie-zawodność elementów układu jest funkcją czasu, można ją przedstawić poprzez przy-kładowy wykres z rysunku 1 (zgodnie z [B5-112]. Wynika z niego, że z biegiem czasu ilość usterek układu rośnie, a co za tym idzie rośnie ilość rejestracji zakłóceń, więc i ilość dokumentów projektowych i konfiguracyj-nych (np. związanych z potrzebą wymiany lub modernizacji części elementów układu).

W celu lepszego uporządkowania doku-mentów (w szczególności: dokumentacji pro-jektowych, plików konfiguracyjnych, plików rejestracji zakłóceń oraz zdarzeń) danego układu sterowania i zabezpieczeń w całym jego okresie eksploatacji pomocne mogą być systemy „bazodanowe”, pozwalające na automatyczne zbieranie i katalogowanie tych dokumentów. Przykład struktury takiego sys-temu pokazano na rysunku 2 [B5-108].

Grupa nr 2: optymalizacja procesu zbierania danych i projektowania

systemów sterowania i zabezpieczeń

Wymienionej grupy zagadnień dotyczy sześć referatów: [B5-106], [B5-107], [B5-113], [B5-115], [B5-118], [B5-121]. Referaty

Rys. 1. Przykładowy wykres niezawodności pracy systemu w funkcji czasu jego eksploatacji [B5-112]

ReliabilityReconstruction

Rehabilitation or replacement of one or more elements

Reliable

Decrepit

Unpredictable

Preventive and corrective maintenance

Time

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 187marzec 2017

dotyczące omawianej grupy rozwijają dys-kusję powstałą w ramach grupy zagadnień nr 1. W wymienionych referatach można znaleźć propozycje rozwiązań pozwalają-cych na zmniejszenie liczby oraz ujedno-licenie dokumentów dotyczących układu sterowania i zabezpieczeń, gromadzonych w całym okresie jego eksploatacji.

Jednym z proponowanych rozwiązań jest ujednolicenie struktury konfiguracyjnej urządzeń pracujących w jednym układzie [B5-106]. Postulat ten jest szczególnie ważny w przypadku sieci rozdzielczych. Duże możliwości ujednolicenia przyjętych rozwiązań konfiguracyjnych układów ste-rowania i zabezpieczeń sieci rozdzielczych (niezależnie od typu lub producenta urzą-dzenia) daje standard IEC61850 [B5-106], [B5-107]. Wykorzystanie tego standardu umożliwia też realizację systemów auto-matycznego zbierania dokumentów układu sterowania i zabezpieczeń (porównaj dys-kusja w ramach grupy zagadnień nr 1 oraz [B5-113].

W referatach [B5-115], [B5-118] oraz [B5-121] porównano obecne rozwiązania układów sterowania i zabezpieczeń z roz-

wiązaniami wykorzystującymi standard IEC61850 oraz elektroniczne przekładniki pomiarowe. Autorzy pokazują możliwości tworzenia optymalnej struktury tych ukła-dów przez stosowanie najnowszej techni-ki. W referatach przedstawiono też analizy wykazujące większą niezawodność no-wych rozwiązań [B5-118].

Grupa nr 3: optymalizacja obsługi systemów sterowania i zabezpieczeń

Wymienionej grupy zagadnień dotyczą trzy referaty: [B5-104], [B5-109], [B5-111].

Referaty dotyczące omawianej grupy zagadnień skupiają się na opisie metod optymalizacji działania układów sterowania i zabezpieczeń uzyskiwanej przez ich mo-dernizację. W referacie [B5-104] proponuje się metodę wymiany elementów układu sterowania i zabezpieczeń wykorzystującą dane o statystycznych czasach niezakłó-conej pracy poszczególnych komponen-tów elektrycznych i elektronicznych. W re-feracie [B5-109] wskazano na duże możli-wości samotestowania urządzeń wykorzy-stujących standard IEC61850, co pozwala na optymalizację procesu modernizacji zu-żytych elementów i urządzeń pracujących w układzie sterowania i zabezpieczeń. W referacie [B5-111] wskazano, jak ważna z punktu widzenia niezawodności układu sterowania i zabezpieczeń wykorzystują-cego standard IEC61850 jest redundancja elementów sieci komunikacyjnej.

Grupa nr 4: optymalizacja systemów sterowania i zabezpieczeń

z punktu widzenia sieci

Zagadnień wymienionej grupy dotyczą cztery referaty: [B5-102], [B5-103], [B5-110], [B5-122]. W wymienionych referatach przedstawiono możliwości optymalizacji działania układów sterowania i zabezpie-czeń w celu osiągnięcia większej nieza-wodności działania sieci.

W referacie [B5-102] przedstawiono metodę optymalizacji nastawień zabezpie-czeń sieci polegającą na wielowariantowej analizie symulacyjnej oraz na analizie ryzy-ka wystąpienia zbędnego działania zabez-pieczenia. Struktura algorytmu optymaliza-cji została pokazana na rysunku 3.

Rys. 2. Przykład struktury systemu do automatycznego zbierania i katalogowania układu sterowania i zabezpieczeń opartego na standardzie IEC61850 w całym okresie eksploatacji [B5-108]

Rys. 3. Struktura algorytmu optymalizacji nastawień zabezpieczeń sieci

Maintenance Center

Network Control Center

HMIEngineering Workstation

Firewall VPN

Gateway

RouterClock

IEC 61850 / Station bus

IED Configuration

Device Configuration

Computer Configuration

Computer Configuration

Device ConfigurationDevice

ConfigurationDesign

Documents

Extermal Documents

strona 188 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

W referacie [B5-110] uzasadniono duże znaczenie badań urządzeń zabezpiecze-niowych pracujących w sieci za pomocą generowanych symulacyjnie przebiegów comtrade.

W referacie [B5-122] zaproponowano wprowadzenie, dla rezerwowych stref za-bezpieczeń odległościowych pracujących w sieci, wskaźnika ryzyka zbędnego działa-nia. Wskaźnik ten byłby obliczany na pod-stawie pomiarów w wielkoobszarowym sys-temie pomiarów synchronicznych (PMU).

Grupa nr 5: rozważania na temat optymalizacji zagadnień związanych

z układami zabezpieczeń

Zagadnień tej grupy dotyczą cztery refe-raty: [B5-105], [B5-114], [B5-117], [B5-120]. W wymienionych referatach zaproponowa-no różne sposoby poprawy niezawodności

działania układów sterowania i zabezpie-czeń, a co za tym idzie, poprawy niezawod-ności pracy sieci elektroenergetycznej.

W referacie [B5-105] dokonano analizy możliwości poprawy selektywności i szyb-kości działania zabezpieczeń przez zasto-sowanie algorytmów kompensacji nasyceń przekładników prądowych. Algorytmy te, po wykryciu nasycenia, wyznaczają spodzie-wany przebieg sinusoidy prądu i uzupełniają wyniki pomiaru o obliczone wartości, dzięki czemu nasycenie przekładnika prądowego w mniejszym stopniu wpływa na działanie zabezpieczenia. Przykłady działania tego typu algorytmów pokazano na rysunku 4.

W referacie [B5-117] przedstawiono metodę detekcji przeciążeń i zwarć w linii elektroenergetycznej wykorzystującą po-miary napięcia na jej końcach. W tej me-todzie do detekcji wykorzystano sygnał U1cosφ1, gdzie U1 jest wartością względną

składowej zgodnej napięcia, a φ1 jest ką-tem pomiędzy składowymi zgodnymi prą-du i napięcia. W stanie normalnym sygnał U1cosφ1 przyjmuje wartości bliskie jedności. Obniżenie się wartości sygnału świadczyć może o wystąpieniu przeciążenia lub sy-metrycznego zwarcia (w przypadku znacz-nych obniżeń wartości sygnału U1cosφ1). Przykładowe wyniki działania opisywanego algorytmu w czasie trójfazowego zwarcia pokazano na rysunku 5.

Zdaniem autorów referatu, algorytm może być wykorzystany jako dodatkowe kryterium zezwalające na działanie rezerwo-wych stref zabezpieczeń odległościowych.

Wnioski z referatów i dyskusji w ramach tematu preferowanego PS1

Podsumowując referaty oraz dyskusję w czasie obrad 46. sesji plenarnej komitetu B5 CIGRE, w odniesieniu do tematu prefe-rowanego PS1, można przedstawić poniżej podane wnioski.1. Każdy etap budowy i modernizacji sys-

temu sterowania i zabezpieczeń musi być udokumentowany w jak najlepszy sposób. Niewystarczająca jest archiwi-zacja papierowych dokumentów projek-towych. Potrzebna jest też baza wersji konfiguracji urządzeń, rejestracji zda-rzeń i zakłóceń itp. Każdy dokument lub plik w bazie musi posiadać opis zmian. Systemy ułatwiające zarządzanie doku-mentami i plikami urządzeń są dostęp-ne, ale rzadko używane.

2. Standard IEC61850 pozwala na utrzy-manie jednorodnej struktury plików konfiguracyjnych urządzeń pracujących w jednym systemie. W systemach stero-wania i zabezpieczeń wykorzystujących standard IEC61850 istotne jest stworze-nie, popartej badaniami symulacyjnymi, koncepcji całego systemu. Po budowie systemu ważne są jego wielowarianto-we testy.

3. W przypadku wdrożeń szyny procesowej w systemach sterowania i zabezpieczeń wykorzystujących standard IEC61850 aspekty ekonomiczne nadal górują nad korzyściami płynącymi z wykorzysta-nia tego rozwiązania. Korzyści te nie kompensują zwiększonych nakładów

Rys. 4. Przykłady oddziaływania algorytmów kompensacji nasyceń przekładników prądowych na kształt sinusoidy prądu nasyconego przekładnika

Rys. 5. Przykładowe wyniki symulacji

działania algorytmu detekcji przeciążeń

i zwarć w linii na podstawie pomiaru

sygnału U1cosφ1 w czasie trójfazo-

wego zwarcia w linii [B5-117] Time (s)

1 1.5 2 2.5 3 3.5

Three-phase-short fault at F1

Action boundary of criterion II

Overload

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

-0.2

U M1co

sϕ1 / E

M

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 189marzec 2017

inwestycyjnych. Nadal też istnieją duże obawy dotyczące adaptacyjności, samo-organizacji oraz cyberbezpieczeństwa urządzeń IED. Rośnie natomiast rola i popularność rozwiązań pozwalających na zdalną obsługę urządzeń IED.

4. Rozwiązania sieci inteligentnych (Smart Grid) nie stały się popularne w sieciach dystrybucyjnych i przemysłowych, głów-nie ze względu na wyższe koszty ich wprowadzenia i większą komplikację tych rozwiązań w stosunku do układów kon-wencjonalnych. Może się to radykalnie zmienić, jeśli w sieci rozdzielczej wzrośnie udział generacji pochodzącej z rozpro-szonych i odnawialnych źródeł energii.

Koordynacja układów zabezpieczeń generatorów i sieci elektroenergetycznej

W tym temacie przedstawiono 14 refe-ratów. Podczas obrad na ten temat zabrało głos 33 uczestników z sali. Poruszano za-gadnienia dotyczące:• przykładów nieprawidłowego działania

zabezpieczeń jednostek wytwórczych lub sieci, wynikającego z ich nieprawi-dłowej wzajemnej koordynacji oraz me-tod jej poprawy;

• sposobów weryfikacji koordynacji zabez-pieczeń jednostek wytwórczych i sieci;

• wpływu źródeł rozproszonych i HVDC na działanie zabezpieczeń generatorów i sieci.Ponadto, w czasie obrad dotyczących

tematu PS2 przedstawiony został referat „Nonconventional power swing blocking al-gorithm for power unit underimpedance pro-tections” (M. Lizer) przygotowany w ramach CIGRE Young Members Showcase.

Referaty oraz dyskusję w ramach te-matu PS2 odniesiono do trzech grup za-gadnień. Przedstawiono je poniżej.

Grupa zagadnień nr 1:

koordynacja zabezpieczeń elektrowni i sieci elektroenergetycznej

Wymienionej grupy zagadnień dotyczą cztery referaty: [B5-202], [B5-203], [B5-205], [B5-211]. W wymienionych referatach

przedstawiono rozmaite praktyki dotyczą-ce wzajemnej koordynacji zabezpieczeń jednostek wytwórczych i sieci elektroener-getycznej.

Autorzy referatu [B5-202] w szczegól-ności skupiają się na problemach doty-czących koordynacji rezerwowych zabez-pieczeń impedancyjnych i nadprądowych, a także zerowoprądowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych.

W referacie [B5-203] przedstawiono, między innymi, problem koordynacji za-sięgów zabezpieczeń różnicowych jed-nostki wytwórczej oraz zabezpieczenia szyn zbiorczych stacji przyektrownianej. Wzajemna koordynacja zasięgów tych zabezpieczeń wpływa na sposób ich ste-rowania awaryjnego. Z tego powodu na-leży uwzględniać układ pracy stacji. Pro-blem ten jest szczególnie istotny w przy-padku stacji pracujących w układzie 3/2 wyłącznika.

W referacie [B5-205] autorzy przedsta-wili zagadnienie wyboru punktów podziału sieci w przypadku utraty synchronizmu. Autorzy podkreślili wagę prawidłowego działania blokad kołysaniowych zabezpie-czeń odległościowych w takiej sytuacji.

W referacie [B5-211] proponuje się, aby podstawowe zabezpieczenia bloku i sieci wykorzystywały funkcje różnico-woprądowe. Autorzy referatu uważają, że funkcje impedancyjne i odległościowe po-winny spełniać funkcję zabezpieczeń re-zerwowych.

Grupa zagadnień nr 2: analizy stabilności i nowe rozwiązania zabezpieczeń

Wymienionej grupy zagadnień dotyczy siedem referatów: [B5-201], [B5-201], [B5-208], [B5-209], [B5-212], [B5-213], [B5-214].

Koordynacja nastawień zabezpieczeń jednostek wytwórczych oraz sieci może zo-stać wstępnie zweryfikowana już na etapie tworzenia koncepcji, przez badania symu-lacyjne. Jest to szczególnie ważne w przy-padku zabezpieczeń impedancyjnych oraz ich blokad kołysaniowych. Nieprawidłowe działanie, wynikające z niepoprawnej koor-dynacji tych funkcji, w warunkach zaburzeń stabilności pracy sieci, może prowadzić do

rozległej awarii systemowej; zwracają na to uwagę autorzy referatów [B5-201], [B5-208] oraz [B5-213]. Ryzyko nieprawidłowe-go działania można znacząco ograniczyć weryfikując poprawność doboru nastawień omawianych funkcji poszczególnych ele-mentów sieci oraz jednostek wytwórczych, prowadząc wielowariantowe badania sy-mulacyjne. W omawianych warunkach utra-ty synchronizmu jednostek wytwórczych ważne jest też ich możliwie szybkie odcię-cie od sieci i utrzymanie w pracy na potrze-by własne, przez działanie zabezpieczeń od skutków poślizgu biegunów. W referacie [B5-208] przedstawiono sposoby doboru nastawień zabezpieczeń tego typu przy wy-korzystaniu badań symulacyjnych. Z drugiej strony, osiągnięcie selektywności działania zabezpieczeń impedancyjnych jednostek wytwórczych i sieci nie może być uzyskane kosztem rezygnacji z szybkości działania ich podstawowych stref, przewidzianych do likwidacji zwarć w zabezpieczanym ele-mencie. Z tego powodu autorzy referatu [B5-214] zaproponowali rozwiązanie za-bezpieczenia impedancyjnego generatora zrealizowane z wykorzystaniem dodatko-wej strefy podimpedancyjnej, obejmującej zaciski generatora oraz zastosowanie al-gorytmów kompensujących nasycanie się przekładników prądowych, co pozwala na zachowanie dużej szybkości i selektywno-ści działania zabezpieczenia.

Równie ważna jest wzajemna koor-dynacja nastawień zabezpieczeń napię-ciowych generatora i sieci oraz nastawień zabezpieczenia od skutków utraty wzbu-dzenia generatora i ograniczników jego wzbudzenia. Zagadnienie to poruszane jest w referacie [B5-204]. Jego autorzy pro-ponują weryfikację nastawień tych funkcji zabezpieczeniowych i ograniczników przez symulacje na modelu odwzorowującym możliwie dokładnie jak największej czę-ści systemu elektroenergetycznego, co pozwoli zaobserwować wpływ przyjmo-wanych nastawień na warunki stabilności napięciowej sieci.

W referacie [B5-209] przedstawiono wyniki badań symulacyjnych, które poka-zują wpływ pracy kompensatorów szere-gowych w sieci WN na działanie jej zabez-pieczeń.

strona 190 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Badania symulacyjne mogą być też wykorzystywane przy tworzeniu koncepcji nowych algorytmów zabezpieczeniowych – w referacie [B5-212] omówiono zastoso-wanie badań symulacyjnych przy tworzeniu algorytmu detekcji przerwy w jednej z faz transformatora potrzeb ogólnych elektrow-ni, który pracuje zwykle bez obciążenia, przez co konwencjonalne metody wykry-wania przerwanej fazy są nieefektywne.

Grupa zagadnień nr 3: wymagania dla rozproszonych źródeł energii

Zagadnień tej grupy dotyczą trzy refe-raty: [B5-206], [B5-207], [B5-210]. W wy-mienionych referatach analizowano wpływ rozproszonych źródeł energii na warunki działania zabezpieczeń. Praca takich źródeł bardzo często ma trudny do przewidzenia charakter. Bardzo zmienny może być ich po-ziom generacji. Praca tego typu źródeł ma również, często trudny do określenia, wpływ na warunki zwarciowe. W referacie [B5-206] przedstawiono probabilistyczne podejście do szacowania prądów zwarciowych w sieci o stosunkowo wysokiej generacji, pochodzą-cej od źródeł rozproszonych. Rozproszone źródła energii mogą również oddziaływać na warunki stabilności pracy konwencjonal-nych źródeł energii pracujących w sieci, co powinno być uwzględniane przy tworzeniu układów zabezpieczeń, zarówno rozproszo-nych jak i konwencjonalnych źródeł energii – tematyka ta została poruszona w referatach [B5-207] i [B5-210].

Wnioski z referatów i dyskusji w ramach tematu preferowanego PS2

Podsumowując referaty oraz dyskusję w czasie 46. sesji plenarnej komitetu B5 CIGRE, w odniesieniu do tematu prefero-wanego PS2, można przedstawić podane poniżej wnioski.1. Nastawienia zabezpieczeń jednostek

wytwórczych i sieci elektroenergetycz-nej, z którą współpracują, powinny być skoordynowane. Dotyczy to zarówno czasów działania, jak i wartości rozru-chowych. Założenia koordynacyjne tych zabezpieczeń powinny być opracowa-ne już na etapie projektów koncepcyj-

nych. Brak lub niewłaściwa koordynacja nastawień prowadzi zwykle do zbęd-nego działania zabezpieczeń jednostki wytwórczej lub sieci. W efekcie może to prowadzić do rozległej awarii systemo-wej, do blackoutu.

2. Weryfikacja koordynacji nastawień za-bezpieczeń jest możliwa przez badania symulacyjne, począwszy od etapu two-rzenia koncepcji układów zabezpieczeń. Modele wykorzystane w takich bada-niach powinny uwzględniać specyfikę węzła sieciowego, źródeł (konwencjonal-nych i rozproszonych), a także ich regu-latorów oraz układów zabezpieczeń. Do-datkowa weryfikacja pracy zabezpieczeń jest możliwa za pomocą badań urządzeń zabezpieczeniowych z wykorzystaniem wygenerowanych w programach symu-lacyjnych plików comtrade oraz badań RTDS i Hardware-in-loop.

3. W obwodach łączących elektrownię z siecią należy preferować rozwiązania, w których stosowane są podstawowe zabezpieczenia różnicowe oraz rezer-wowe zabezpieczenia odległościowe. W przypadku zabezpieczeń odległościo-wych jednostek wytwórczych istotne jest ich prawidłowe zachowanie się w czasie kołysań mocy. Działanie blokad kołysa-niowych tych zabezpieczeń powinno być selektywne i szybkie, ponieważ zbędne działanie zabezpieczeń odległościowych jednostek wytwórczych lub sieci w cza-sie kołysań mocy może istotnie osłabiać system elektroenergetyczny, co podnosi zagrożenie wystąpienia blackoutu.

4. Niektóre zabezpieczenia jednostek wy-twórczych (np. zabezpieczenie od skut-ków poślizgu biegunów) powinny mieć możliwość adaptacji nastawień w zależ-ności od warunków pracy sieci. Do osią-gnięcia adaptacyjności zabezpieczeń niezbędny jest niezawodny i jednorodny sposób wymiany informacji pomiędzy urządzeniami zabezpieczeniowymi pra-cującymi w różnych punktach sieci.

5. Rozproszone źródła energii wprowa-dzają nowe problemy związane z dzia-łaniem zabezpieczeń sieci oraz kon-wencjonalnych jednostek wytwórczych, w szczególności: zmienny poziom ge-neracji, zmiana kierunku przepływu prą-

dów zwarcia, ryzyko związane z pracą wyspową. Wszystko to stwarza zmien-ne warunki działania zabezpieczeń sieci oraz konwencjonalnych i rozproszonych źródeł energii. Aspekty te muszą być uwzględniane przy tworzeniu koncepcji układu zabezpieczeń.

Plany Komitetu Studiów B5 na przyszłość

W latach, w których nie odbywają się pa-ryskie sesje CIGRE, Komitet B5 organizuje kolokwia. Przewiduje się, że kolokwium ko-mitetu B5 odbędzie się w dniach 11-15 paź-dziernika 2017 roku w Auckland (Nowa Ze-landia). Na to kolokwium wyznaczono poni-żej wymienione tematy preferowane. 1. Systemy wykorzystujące standard

IEC61850 – wymagania dla projektowa-nia i obsługi.

2. Problemy układów zabezpieczeń w no-woczesnych systemach elektroenerge-tycznych z odnawialnymi źródłami ener-gii oraz układami jej magazynowania.

3. Wpływ starzenia się infrastruktury na działanie układów zabezpieczeń.Kolejna sesja w Paryżu odbędzie się

w 2018 roku. Podczas tegorocznej sesji zostały wybrane dwa tematy na przyszłą, 47. sesję plenarną.• PS1: Doświadczenia i aktualne praktyki

dotyczące implementacji szyny proce-sowej standardu IEC61850 (doświad-czenia związane z zastosowaniem niekonwencjonalnych przekładników, układów Merging Unit, inteligentnych układów pomiarowych itp.).

• PS2: Zachowanie się układów zabez-pieczeń w stanach zagrożenia systemu elektroenergetycznego.

Podsumowanie

Aktualne zagadnienia podejmowane przez Komitet Studiów B5 CIGRE skupiają się na tematyce rozszerzonej komunikacji oraz wymiany informacji w układach stero-wania i zabezpieczeń, w kontekście możli-wości jej wykorzystania do poprawy kon-figuracji i koordynacji tych układów oraz

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 191marzec 2017

do tworzenia nowych schematów i algoryt-mów działania. Ma to szczególne znacze-nie w przypadku układów zabezpieczeń jednostek wytwórczych i sieci przesyłowej. Nieprawidłowa koordynacja układów ste-rowania i zabezpieczeń tych elementów systemu elektroenergetycznego może pro-wadzić do powstania zbędnych wyłączeń, a co za tym idzie do blackoutu.

Na prawidłową, wzajemną koordynację układów zabezpieczeń różnych elemen-tów sieci ma również wpływ (szczególnie w przypadku ich modernizacji) prawidłowe dokumentowanie projektów oraz plików kon-figuracyjnych, rejestracji zakłóceń i zdarzeń urządzeń IED. W nowoczesnych układach sterowania i zabezpieczeń archiwizacja do-kumentów może być wspomagana za po-mocą systemów bazodanowych, pozwalają-cych na automatyczne zbieranie plików.

Przy tworzeniu prawidłowo działają-cego układu zabezpieczeń i sterowania bardzo ważne są też jego testy. Komitet Studiów B5 wskazuje w swojej działalności na to, że układ powinno się testować już na etapie tworzenia jego koncepcji – przez badania symulacyjne, odzwierciedlające warunki, w jakich będzie pracował układ sterowania i zabezpieczeń. Testy powinny również obejmować sprawdzenia urządzeń IED przewidzianych do pracy w projekto-wanym układzie, np. za pomocą wygenero-wanych symulacyjnie przebiegów. Bardzo ważne są też badania po instalacji układu. W dobie rozszerzonej komunikacji, badania takie powinny obejmować sprawdzenie sa-mych urządzeń oraz ich powiązań z innymi obiektami. Sprawdzona i zabezpieczona musi być też sieć komunikacyjna wyko-rzystywana w układzie sterowania i zabez-pieczeń, ponieważ jej rola staje się coraz większa – z medium używanego tylko do informowania obsługi o stanie obiektu staje się ona aktywną częścią układu sterowa-nia i zabezpieczeń, bez której nie może on działać prawidłowo.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW B5

[1] B5-101. Bastos M.R., Carmo U.A., Ca-scaes A., Ferreira D.G., Flores P.H., Lellys D., Lima J.C.M., Paulino M.E.C., Penariol

G.S.: Recording and Documentation Crite-ria Proposed for the Complete Life Cycle of Digital Substation Automation Systems in Brazil – Findings and Trends.

[2] B5-102. Alaeddini S., Anand I., Gopalakri-shan A., Gutzman M., Gwyn B., Mulawar-man A., Nyombi P., Sarkinen G., Schmidt J., Storer J., Webster G., D. Wong D.: Com-parison of Risk Assessment Approaches in Wide Area Protection Coordination.

[3] B5-103. Akremi H., Cadieux P., Heniche A., Kamwa I., Lafond C., Lebeau S., Perron M., Racine M.: Innovative Wide-Area and Local Voltage Control of Dynamic Shunt Compensation Devices to Prevent Voltage Collapse.

[4] B5-104. Hyodo K., Katayanagi Y., Ka-wakami T., Nagahama K., Sumitani K., Yamazaki M.: Concept and Method of Re-placement of Protection Relay and Control Equipment.

[5] B5-105. Elkalashy N.I., Esmail E.M., Ka-wady T., Taalab A.M.I.: Evaluation of Com-pensating Saturation Algorithms for Pro-tective Current Transformers.

[6] B5-106. Auzokoa I., Garcia J.M., Ojangu-ren I., Ojinaga Z.: Towards the plug & play challenge, pursuing the goal of streamline Distribution Grid Management and Mainte-nance.

[7] B5-107. Delgado J., Figuera J., Prieto D., Or-dunez M., Rodriguez C., Villarreal E.: Func-tional Integration and IEC61850 to optimise substation automation system design.

[8] B5-108. Obrist M.: Automatic configuration management for PACS.

[9] B5-109. Meier S., Werner T.: Optimization techniques reducing periodic maintenance and retrofit outage times with digital sub-station tech.

[10] B5-110. Subbu A., Watson P.A.: The Role of Protection Performance Audits in the Lifetime Management of Protection Sys-tems.

[11] B5-111. Lai D.: System Redundancy in Po-wer Substation Retrofits.

[12] B5-112. Noe J.: Lifecycle management of existing PACS including maintenance and design at Rte.

[13] B5-113. Panov A., Stognii B., Voitov D.: Automatic system for gathering data from IEDs – implementation specifics in Ukra-inian power engineering.

[14] B5-114. Dragomir A., Dragomir M., Miron A., Moraru G.H.: Improving the Fault Lo-cation for Romanian Power Transmission Lines using the Existing Measurements.

[15] B5-115. Eliseu J., Paulo R., Pereira J.P.: Towards Optimized Digital Substation Au-tomation System.

[16] B5-116. Huebner R., Nair N., Shaw R.: Protection, Automation and Control (PAC) LifeTime Management for Transmission and Distribution utilities: Commonalities and Contrasts.

[17] B5-117. Du D.X., Liu H.Z., Wang D.L., Wang X.G., Zhou Z.X.: The Identification of Transmission Line Overload and Faults Based on Voltage Plane.

[18] B5-118. Li l., Lv H., Yang G.: Reliability Improvements on IEC61850 Process Bus Application.

[19] B5-120. Alabdulwahab A., AlKhazim H., AlMehmadi K.: Quantitative Reliability As-sessment of Alternative Busbar Protection Schemes.

[20] B5-121. Dyakov A.F., G. S. Nudelman, A. A. Voloshin, A. V. Zhhukov: Using of Opti-mization techniques for development of functionally integrated systems of relay protection and automation.

[21] B5-122. Bolandi T.G., Haghifam M.R.: PMU Based Real Time Vulnerability Assessment of Zone 3 Distance Relay to Prevent Ca-scading Outages.

[22] B5-201. Chen S., Lerkey P., Musavi M.P. Villeneuve P. A: Universal Relay Protection Coordination Model for Synchronous Ma-chine Based on Transient Stability.

[23] B5-202. Chaipunha S., Lertopornpakde-ewong S.: Coordination of Power Plant Backup Protection and Transmission Sy-syem Protection in Thailand.

[24] B5-203. Byun S.H., Cho J.W., Kang J.S., Kim J.H., Lyu Y.S., Yang J.J.: Coordination of Generator and Power System Protection in Korea.

[25] B5-204. Lambrou C., Nikolaidis V., Vournas C.: System Protection against Voltage Insta-bility and Impact of Generator Protection.

[26] B5-205. Aprosin K., Janssen A., Kubis A., McGuinness S., Palazzo M., Poggi G., Willième J.M., Zhuang Q.: Operating Expe-rience with and Future Challenges for Co-ordinating Power Plant and Power System Protection

[27] B5-206. Naiem A.F., Othman M.M.: Proba-bilistic Analysis of Fault currents in Unba-lanced Distribution Systems in the Presen-ce of Stochastically Dependent Renewable Energy Resources.

[28] B5-207. Abdallah M.A., Bendary F.M., Hazaa M.A., Helmi D.H.M., Zaglol N.S.: Protection and Operation Requirements

strona 192 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

to Enhance Grid Stability with Large Scale Wind Integration in Egypt.

[29] B5-208. Herrmann H.J., Hotzel A., M. Lo-sing M.: Performance of generator protec-tion during power system failures – selec-ted protection functions and new experien-ces with unsymmetrical faults.

[30] B5-209. Budha R., Hashiesh F., Taylor A., R. Zhang R.: The Performance Analysis of Protection Schemes in Transmission Sys-tem with Series Compensated Transmis-

sion Lines using a Real Time Digital Simu-lator (RTDS).

[31] B5-210. Aupetit S., Cazal J.L., Jacquesson H.: Context and Issues concerning Protec-tions related to Offshore Wind Farms.

[32] B5-211. Balasiu F., Moraru G.H.: Coordi-nating Generating Units and Power Sys-tem Protections.

[33] B5-212. Ajmal U., Ha H., Subramin S., Var-ghese A.: Open Phase Detection Method Based on Symmetrical Components.

[34] B5-213. Pavlushko S., Rasshcheplyaev A., Satsuk E., Vorobyev V., Zhukkov A.: Requ-irements for relay protection and automa-tion applications of electric power stations, providing stability of their operation in elec-tric power system.

[35] B5-214. Nudelman G., Romanov Y.: High--speed Generator-transformer Unit Bac-kup Protection Scheme.

CIGRE

Aktualne trendy w zakresie zarządzania majątkiem sieciowym

i planowania jego rozwoju

Wielkie systemy elektroenergetyczne podlegają w ostatnim czasie istotnym prze-mianom, wynikającym z budowy rynków energii elektrycznej, rozwoju źródeł odna-wialnych, stabilizującego się lub nawet ma-lejącego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w wielu regionach, a także rosną-cej zmienności kierunków i wielkości przepły-wów energii elektrycznej. To wszystko istotnie wpływa na procesy planowania rozwoju tych systemów, które muszą zacząć uwzględniać nowe niepewności, konieczność uelastycz-niania pracy systemu, niezawodność i bez-pieczeństwo dostaw, przy jednoczesnym dbaniu o ekonomikę wdrażanych rozwiązań.

Przedmiotowe zagadnienia i problemy zostały poruszone na forum 46. sesji gene-ralnej CIGRE. W ramach Komitetu Studiów

C1 przygotowano i przedstawiono 36 refe-ratów, które podzielono na trzy bloki tema-tyczne omówione w kolejnych rozdziałach niniejszego artykułu. Bloki te odpowiadają tzw. tematom preferowanym (preferential subjects – PS) sesji generalnej. • Temat 1: Aktualny stan wiedzy w za-

kresie podejść i standaryzacji w pro-cesie podejmowania decyzji zwią-zanych z zarządzaniem majątkiem (PS1: State of the art approaches and standardization in asset management decision making),

• Temat 2: Problemy alokacji i współ-pracy przy planowaniu sieci przesy-łowych i dystrybucyjnych w projek-tach wielostronnych (PS2: Interface and allocation issues in planning T&D networks with multi-party projects),

• Temat 3: Nowe rozwiązania systemo-we i techniki planistyczne do two-rzenia elastycznych i stabilnych pla-

nów rozwoju systemu (PS3: New sys-tem solutions and planning techniques for flexible and robust system plans).

Aktualny stan wiedzy w zakresie podejść i standaryzacji

w procesie podejmowania decyzji związanych

z zarządzaniem majątkiem

W obszarze pierwszego bloku tema-tycznego zaprezentowano 6 referatów przy-gotowanych przez przedstawicieli przed-siębiorstw energetycznych, firm konsultin-gowych, uczelni technicznych oraz instytu-tów badawczych z Australii, Indii, Kanady, Niemiec, Nowej Zelandii, Szwecji i USA. W referatach od [1] do [6] wskazano na ko-nieczność wprowadzania istotnych zmian w dotychczasowym sposobie zarządzania majątkiem. Zmiany te powinny obejmować

Grzegorz TomasikPSE Innowacje Sp. z o.o.

Rozwój i ekonomika systemu elektroenergetycznego – Komitet Studiów C1

System Development and Economics – Study Committee C1

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 193marzec 2017

co najmniej zastosowanie nowego po-dejścia w istniejących modelach lub na-wet zmianę całych modeli, przy istotnym zwiększeniu wsparcia ze strony systemów informatycznych. Kluczowym elementem dokonywania powyższych zmian powinny zaś być dane pozyskiwane z systemów monitorujących prace urządzeń, zarówno on-line jak i off-line, informacje pochodzą-ce z diagnostyki, przeglądów, konserwacji oraz statystyki awaryjności i usterkowości urządzeń i ich elementów. Ponadto zasu-gerowano konieczność istotnego zbliżenia procesów zarządzania majątkiem i plano-wania rozwoju systemu.

W referatach [1] i [2] autorzy wykazują wyższość modeli bazujących na faktycz-nym stanie urządzeń nad modelami opar-tymi na stałych okresach wykonywania prac utrzymaniowych, ściśle związanych z wiekiem urządzeń, przy czym w [1] wnio-ski te dotyczą zarządzania aktywami skła-dającymi się na systemy dystrybucyjne, zaś w [2] – farm wiatrowych. Powyższe związane jest głównie z postępem techno-logicznym w zakresie możliwości pozyski-wania, przesyłania, gromadzenia i obróbki określonych danych pomiarowych, zarów-no w trybie off-line jak i on-line. Należy jed-nak równolegle zadbać o właściwy dobór metod i narzędzi analitycznych, a także sprawdzić czy w odniesieniu do wszystkich elementów majątku zastosowanie metod analitycznych jest opłacalne.

Dodatkowo w referacie [1] autorzy wskazują na konieczność rozszerzenia analiz efektywności ekonomicznej (Cost Benefit Analysis) poza wskaźniki finanso-we i uzupełnienia ich o ilościowe mierniki potrzeb indywidualnych klientów, mierniki społecznościowe i środowiskowe. Suge-rują również, że bardziej efektywna jest implementacja centralnych systemów gromadzenia i obróbki danych niż sys-temów autonomicznych instalowanych na poszczególnych typach urządzeń. Natomiast autorzy referatu [2] proponu-ją zastosowanie sztucznych sieci neu-ronowych do przetwarzania danych, na podstawie których określany byłby stan danego urządzenia lub elementu mająt-ku. Jako podstawowe źródło danych pro-ponują wykorzystać dane gromadzone

w systemach typu SCADA, a argumen-tem za użyciem sztucznych sieci neuro-nowych jest ogromna liczba danych moż-liwych dzisiaj do pozyskiwania, między którymi występujące zależności są silnie nieliniowe.

W referacie [3] zaprezentowano opra-cowanie i implementację modelu krytycz-ności poszczególnych aktywów jako ele-mentu zarządzania majątkiem. Mianowicie, model ten dostarcza informacje o wpływie wyłączeń (planowych i awaryjnych) po-szczególnych aktywów na poziom usług świadczonych poszczególnym klientom. Zatem krytyczność aktywów wynika wprost z ich wpływu na świadczone klientom usłu-gi i określana jest poprzez modelowanie krytyczności poszczególnych elementów sieciowych, która jest pochodną krytyczno-ści obsługiwanych przez te elementy od-biorców i wytwórców. W związku z powyż-szym przeprowadzono proces kategoryza-cji odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci, przypisując im pięć poziomów ważności. W konsekwencji, poszczegól-nym elementom majątku sieciowego rów-nież przypisano pięć poziomów ważności, adekwatnie do ich udziału w świadczeniu usług odpowiednim odbiorcom i wytwór-com. Tak przygotowany model wykorzy-stywany jest równolegle z modelem oceny stanu technicznego aktywów, w celu prio-rytetyzacji urządzeń i ich elementów, które mają zostać wymienione lub poddane za-biegom utrzymaniowym. Model oceny sta-nu technicznego wskazuje na ewentualny wzrost prawdopodobieństwa uszkodzenia danego aktywa, zaś model krytyczności określa konsekwencje takiego uszkodze-nia. Wspólnie zaś dają informacje o korzy-ściach wynikających z wymiany lub wyko-nania określonych czynności utrzymanio-wych na danym aktywie. Ponadto, model krytyczności aktywów wykorzystywany jest do priorytetyzacji wyłączeń planowych. Model ten jest także cały czas rozwijany poprzez dodawanie kolejnych wymiarów, takich jak np. krytyczność bezpieczeństwa publicznego.

Wykorzystując nowe modele lub wdra-żając nowe elementy do istniejących mo-deli zarządzania majątkiem, czy też uzu-pełniając je dodatkowymi modelami lub

narzędziami analitycznymi należy także zwrócić uwagę na otoczenie współpracu-jące z istniejącymi aktywami. W szczegól-ności dotyczy to majątku sieciowego obej-mującego sieć przesyłową, która z uwagi na rozwój źródeł odnawialnych i wdrażane programy w zakresie efektywności energe-tycznej może zacząć wykazywać tenden-cje długoterminowej stabilizacji lub nawet zmniejszania się jej obciążenia. Wówczas bardzo istotnym zagadnieniem stanie się odpowiedź na pytanie dotyczące czasu życia tego majątku oraz konieczności jego odtwarzania, na co zwracają uwagę au-torzy referatu [4]. W takich przypadkach, konieczne jest wdrożenie dodatkowych analiz związanych z ryzykiem braku zwro-tu z zainwestowanego kapitału, w związku ze zmianą roli obecnych aktywów siecio-wych, np. z uwagi na wdrażanie poza-sieciowych alternatywnych rozwiązań. Natomiast ze względu na fakt, że aspekty wpływu otoczenia na przyszłą rolę i roz-wój majątku sieciowego są jednym z klu-czowych elementów procesu planowania rozwoju, autorzy postulują konieczność istotnego zbliżenia procesów zarządzania majątkiem i planowania rozwoju systemu w przedsiębiorstwach sieciowych. Po-wyższą tezę, związaną z koniecznością implementacji metod bazujących na ryzy-ku, wspiera i rozwija referat [6], przedsta-wiający możliwość zastosowania metody modelowania współczynnika zagrożeń dla określonych aktywów na bazie konkret-nych danych historycznych dotyczących pracy tych aktywów, jak i działań utrzyma-niowych.

W referacie [5] autorzy potwierdzają (na przykładzie) konieczność implemen-tacji dedykowanych narzędzi informa-tycznych dla służb zarządzających mająt-kiem w celu umożliwienia im właściwego wykorzystania potencjału, jaki niesie ze sobą dostęp do ogromnych ilości danych opisujących i charakteryzujących pracę oraz zachowanie poszczególnych urzą-dzeń. W przypadku braku takich dedyko-wanych narzędzi dane te stanowić będą wyłącznie szum informacyjny zamiast być podstawą do optymalizacji koszto-wej z uwzględnieniem niezawodności dostaw.

strona 194 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Problemy alokacji i współpracy przy planowaniu sieci

przesyłowych i dystrybucyjnych w projektach wielostronnych

W tym bloku tematycznym zaprezen-towano 7 referatów przygotowanych przez przedstawicieli przedsiębiorstw energe-tycznych, firm konsultingowych, uczelni technicznych, instytutów badawczych oraz władz lokalnych z Arabii Saudyjskiej, Bel-gii, Brazylii, Chile, Chin, Djiboutti, Grecji, Niemiec i Wielkiej Brytanii. W referatach od [7] do [13] przedstawiono kilka zagadnień związanych ze współpracą wielostronną przy planowaniu rozwoju sieci, w tym zwią-zanych z podziałem kosztów i korzyści wy-nikających z realizacji określonych inwesty-cji. Jednym z takich zagadnień była ocena budowy połączeń wzajemnych między re-gionami, państwami lub wyspami i lądem stałym, obejmująca ocenę korzyści wynika-jących z powstania takich połączeń.

Innym ważnym zagadnieniem było za-pewnienie spójności danych wykorzysty-wanych w procesie planowania rozwoju, a pochodzących z różnych źródeł i od róż-nych podmiotów uczestniczących w tym procesie. Wreszcie kolejnym istotnym za-gadnieniem było traktowanie źródeł odna-wialnych w procesie planowania rozwoju systemu, w tym w szczególności uwzględ-niania ich lub nie w wymaganej przez sys-tem rezerwie mocy. W przedmiotowych referatach poruszono także kwestie metod i technik stosowanych przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych związanych z roz-wojem, w tym różnic w podejściu do pla-nowania rozwoju w krajach rozwiniętych i rozwijających się.

W referatach [8] i [13] pokazano korzy-ści wynikające z budowy połączeń trans-granicznych, przy czym w [8] przeanalizo-wano przypadek Krety połączonej kablem podmorskim ze stałym lądem, zaś w [13] połączone systemy państw Zatoki Perskiej. W przypadku [8] autorzy referatu, wykorzy-stując model UC (unit commitment), poka-zali możliwość znacznego wzrostu wyko-rzystania źródeł odnawialnych pracujących na wyspie, przy jednoczesnym istotnym obniżeniu wykorzystania źródeł cieplnych i przy zachowaniu bezpieczeństwa pracy

tego systemu wyrażonego przez kryterium N-1 i wielkości rezerwy wirującej, w przy-padku istnienia połączenia kablowego z systemem lądowym, co oczywiście wpły-wa również na istotne obniżenie kosztów produkcji energii elektrycznej. Obniżenie przedmiotowych kosztów jest przy tym większe niż koszt związany z eksploatacją połączenia kablowego, a uznanie połą-czenia kablowego za źródło rezerw mocy pozwoli w przyszłości zwiększyć jeszcze udział źródeł odnawialnych w pokrywaniu zapotrzebowania na wyspie. Podobnie au-torzy referatu [13] wykazali szereg korzyści wynikających z pracy połączonej systemów państw Zatoki Perskiej. Korzyści te płyną zarówno z mniejszego zapotrzebowania na nowe moce wytwórcze, jak i z niższych kosztów zmiennych pokrywania zapotrze-bowania. Dodatkowo, wskazali również na potencjalne dalsze korzyści związane z optymalizacją decyzji w zakresie budowy nowych mocy wytwórczych, wykorzystując potencjał każdego z państw i połączenia transgraniczne.

W referatach [10] i [11] omówiono kon-sekwencje dla planowania rozwoju syste-mów sieciowych wynikające z dążenia do zwiększania udziału źródeł odnawialnych w pokrywaniu zapotrzebowania na ener-gię elektryczną. W szczególności w [10] przedyskutowano kwestię zasadności nie-uwzględniania w rezerwach mocy, mocy zainstalowanej w źródłach niestabilnych (głównie elektrownie wiatrowe). Wyka-zano przy tym, że zastosowanie analiz ryzyka w ocenie bezpieczeństwa dostaw może być bardzo przydatne do określa-nia faktycznego udziału poszczególnych jednostek wytwórczych, w tym elektrowni wiatrowych, w zapewnianiu tego bezpie-czeństwa i ich wpływu na udział połączeń międzysystemowych w spełnianiu kryte-riów bezpieczeństwa. Dodatkowo wskaza-no, że poza określeniem poziomu udziału źródeł niestabilnych w zapewnianiu rezer-wy mocy, metoda ta może być także przy-datna do określania udziału stron w pokry-waniu kosztów rozwoju sytemu. Natomiast w [11] zwrócono uwagę na konieczność zmiany podejścia do planowania struktury i rozwoju systemu, który ma umożliwić po-krywanie zapotrzebowania w całości przez

źródła odnawialne. Mianowicie, w takich przypadkach, konieczne jest zastosowanie metod i analiz probabilistycznych.

Problem spójności danych pozyskiwa-nych w procesie planowania rozwoju, któ-re pochodzą z wielu źródeł, utrzymywane są w różnym układzie, granulacji, a nawet zakresie poruszono w referacie [12]. Wska-zano w nim, że dla potrzeb realizacji zinte-growanego planowania rozwoju konieczne jest stworzenie standardu danych do pla-nowania rozwoju i modelu ich pozyskiwa-nia oraz utrzymywania. W referacie [7] po-kazano możliwość wyznaczania wartości elastyczności zarządzania projektem, jako jeszcze jednej ze zmiennych służących do podejmowania decyzji przy realizacji danego projektu inwestycyjnego lub oce-nie ryzyka związanego z jego realizacją. Zaś w [9] wykazano, na przykładzie Chile i Niemiec, że zarówno w krajach rozwijają-cych się jak i rozwiniętych kryteria i zasady planowania rozwoju systemów sieciowych ulegają ciągłym modyfikacjom z uwagi na zmieniające się otoczenie sektora elektro-energetycznego.

Nowe rozwiązania systemowe i techniki planistyczne

do tworzenia elastycznych i stabilnych planów rozwoju systemu

W bloku tematycznym dotyczącym nowych rozwiązań systemowych i technik planistycznych do tworzenia elastycznych i stabilnych planów rozwoju systemu za-prezentowano 23 referaty przygotowane przez przedstawicieli banków, przedsię-biorstw energetycznych, firm konsultin-gowych, uczelni technicznych, instytutów badawczych oraz władz lokalnych z: Arabii Saudyjskiej, Australii, Austrii, Belgii, Chile, Chin, Egiptu, Francji, Hiszpanii, Indii, Ja-ponii, Niemiec, Polski, Rosji, RPA, Serbii, USA, Włoch, Wybrzeża Kości Słoniowej i Zjednoczonych Emiratów Arabskich. Do najważniejszych zagadnień, które poruszo-no w tych referatach należy zaliczyć nowe rozwiązania w zakresie integracji źródeł odnawialnych (niestabilnych) z systema-mi elektroenergetycznymi, coraz szersze zastosowanie metod probabilistycznych

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 195marzec 2017

w procesach planowania rozwoju oraz wdrażanie na szerszą skalę rozwiązań hy-brydowych typu AC/DC, FACTS, systemy wydzielone czy magazyny energii.

Problem szeroko rozumianej integracji źródeł odnawialnych, a w szczególności źró-deł wiatrowych, z systemami elektroenerge-tycznymi został omówiony w referatach [14, 19, 22, 23, 32, i 33], przy czym w referacie [14] skupiono się na sposobach i warunkach umożliwiających realizację idei zrównowa-żonego rozwoju miast poprzez podnoszenie efektywności energetycznej, zastosowanie źródeł odnawialnych i obniżanie emisji, zaś w pozostałych referatach omówiono sposo-by i metody właściwe dla planowania rozwo-ju systemów z dużym udziałem generacji ze źródeł odnawialnych.

W szczególności w referacie [33] wska-zano na konieczność określania wskaźnika akomodacji energii produkowanej w elek-trowniach wiatrowych przez system, doko-nując jednocześnie porównania wyników, jakie dają w tym zakresie metody deter-ministyczne i probabilistyczne. Natomiast w referacie [32] przedstawiono zasadność i efektywność integracji obszarów ma-jących dobre warunki do rozwoju źródeł odnawialnych z obszarami będącymi cen-trami odbioru energii elektrycznej, poprzez wykorzystanie linii wysokiego napięcia prą-du stałego. W referatach tych omówiono również wpływ kosztów przesyłu energii elektrycznej z morskich farm wiatrowych na opłacalność ekonomiczną takich in-westycji [22] – pokazując jednocześnie możliwość analitycznej oceny takiej opła-calności w zastępstwie ponoszenia dodat-kowych kosztów związanych z instalacja-mi pilotażowymi. Pokazano także szereg dodatkowych czynników odzwierciedlają-cych niepewność pracy systemu z dużym nasyceniem źródeł odnawialnych, które powinny być uwzględniane w procesach planowania rozwoju tych systemów, co rzutuje wprost na konieczność większego wykorzystania metod i modeli probabili-stycznych w tych procesach.

Na konieczność stosowania w coraz większym zakresie metod i modeli pro-babilistycznych wskazano również w re-feratach [20, 26, 28, 29]. Konieczność ta wynika przede wszystkich z rosnącego

udziału w produkcji energii elektrycznej źródeł odnawialnych, których praca często ma charakter losowy, związany z warunka-mi meteorologicznymi, a w związku z tym, planowanie rozwoju bazujące wyłącznie na metodach deterministycznych mogłoby prowadzić do przyjmowania rozwiązań nie-optymalnych. Ponadto, w planowaniu roz-woju systemów konieczne jest również od pewnego czasu symulowanie rynku energii, co także skłania do wykorzystywania po-dejścia probabilistycznego. Zastosowanie podejścia probabilistycznego jako uzupeł-nienie podejścia deterministycznego w pla-nowaniu rozwoju, w referacie [20], obejmuje probabilistyczne rozpływy mocy, natomiast w [26] i [28] probabilistykę wykorzystano do tworzenia scenariuszy generacji i zapo-trzebowania, zaś w [29] podejście probabi-listyczne wykorzystano również w analizach typu CBA (Cost Benefit Analysis).

Kolejną dużą grupę referatów stanowiły referaty omawiające zastosowanie nowych urządzeń lub nowych rozwiązań systemo-wych, pozwalających uzyskiwać większą elastyczność systemów elektroenergetycz-nych, rozumianą jako odporność na dużą zmienność przepływów energii elektrycz-nej, zarówno w zakresie ich kierunków, jak i wielkości, wysoki poziom prądów zwar-ciowych, a także przepływy dużych ilości mocy biernej. Do grupy tych referatów na-leży zaliczyć prace [15, 17, 18, 21, 24, 25, 30 i 36].

Wśród zaproponowanych rozwiązań, pozwalających w sposób ekonomiczny na zapewnienie przedmiotowej elastyczności systemów elektroenergetycznych, należy wymienić:1) urządzenia typu FACTS – w referacie

[15] pokazano możliwość modelowania tych urządzeń na platformie PLEXOS, w celu oceny opłacalności ich instalo-wania w określonych miejscach w sys-temie;

2) optymalizację liczby instalowanych dławików kompensacyjnych na liniach przesyłowych [17];

3) systemy autonomiczne (systemy niepo-łączone z systemem elektroenergetycz-nym), składające się ze źródeł odnawial-nych, magazynów energii, urządzeń regu-lacyjnych i automatyk lokalnych [18];

4) systemy hybrydowe AC/DC – w refera-cie [21] omówiono analizę wpływu ukła-dów DC na pracę systemów AC w róż-nych konfiguracjach;

5) magazyny energii wykorzystywane do regulacji częstotliwości [24],

6) rozwiązania typu smart grid dla sieci dystrybucyjnych [25];

7) zarządzanie stroną popytową DSR [30];8) elektromechaniczne połączenia AC [36].

W pozostałych referatach [16, 27, 31, 34 i 35], omówiono problematykę plano-wania rozwoju rozległych systemów elek-troenergetycznych i realizacji tych planów w praktyce, przy czym w zakresie planowa-nia skupiono się na modelowaniu dużych systemów i metodach redukcji tych modeli [31] i [34], natomiast w zakresie realizacji budowy fizycznych obiektów przesyłowych wskazano na problemy z uzyskiwaniem pozwoleń na budowę i konieczność two-rzenia tzw. korytarzy przesyłowych, dla których obowiązywałyby uproszczone pro-cedury uzyskiwania takich pozwoleń [16] i [27]. W referacie [35] omówiono wybrane aspekty techniczne związane z przyłącza-niem do systemu elektrowni jądrowej.

Podsumowanie

We wszystkich grupach tematycznych, w których zaprezentowano referaty, domi-nował aspekt wpływu szybko rozwijają-cych się źródeł odnawialnych na procesy planowania rozwoju systemów elektro-energetycznych. Fakt ten przełożył się za-równo na propozycje w zakresie nowych metod i narzędzi, jakie należałoby stoso-wać w procesie planowania rozwoju, jak i na propozycje nowych rozwiązań tech-nicznych, które powinny być brane pod uwagę w przedmiotowym procesie. Zwró-cono także uwagę na rosnącą niepewność co do opłacalności przyszłych inwestycji, tak rozwojowych jak i odtworzeniowych, a w związku z tym na konieczność sto-sowania dodatkowych analiz lub nowych elementów w dotychczas wykonywanych analizach, wspomagających proces po-dejmowania decyzji inwestycyjnych. Za-uważono także, że niezbędna jest większa korelacja między procesami planowania

strona 196 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

rozwoju i zarządzania majątkiem. Jako rozwiązania dla powyższych problemów zaproponowano: wdrożenie w szerokim zakresie metod i podejścia probabilistycz-nego, zastosowanie rozwiązań hybrydo-wych AC/DC uzupełnionych o nowe źródła magazynowania energii, planowanie roz-woju na większych obszarach niż tylko sys-temy krajowe z uwzględnieniem połączeń międzysystemowych, a także zbliżenia lub nawet zintegrowania procesu planowania rozwoju z procesem zarządzania mająt-kiem sieciowym.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW C1

[1] C1-101. Dorr D., Green J., Roark J., Elec-tric Power Research Institute – USA: Transitioning of Distribution Asset Mana-gement to a Prescriptive Approach.

[2] C1-102. Bangalore P., Lina Bertling Tjern-berg, Chalmers University of Technology – Sweden, Letzgus S., University of Stuttgart – Germany, Patriksson M., Royal Institute of Technology (KTH) – Sweden: Analysis of SCADA data for early fault detection with application to the maintenance manage-ment of wind turbines.

[3] C1-103. Ancell G., Ancell Consulting – New Zealand, J. Battson, Transpower – New Zealand: Development and application of an asset criticality framework to prioritise asset expenditure.

[4] C1-104. De Beer H., AusNet Services – Australia, Pushparaj N., Australian Energy Market Operator – Australia, Coble-Neal G., Western Power – Australia, Klingen-berg H., ElectraNet – Australia, Montiel E., Powerlink – Australia, Ancell G., Ancell Consulting – New Zealand: Changing inte-raction between asset renewal and plan-ning in Australia and New Zealand.

[5] C1-105. India. Manishkumar Mr., Jani K., Gujarat Energy Transmission Corporation Ltd. – India: Transmission Asset Manage-ment through in-house developed software for Transmission System of Gujarat State.

[6] C1-106. Ford G.L., Lackey J.G., PowerNex Associates Inc. – Canada: Hazard Rate Model for Risk-based Asset Investment Decision Making.

[7] C1-201. Investment analysis in transmis-sion and distribution projects – calculation of management flexibilities. V.O. Albuqu-erque, CEMIG D – Brazil, Brandão M.C.,

Montevechi J.A.B., Pamplona E.O., UNIFEI – Brazil.

[8] C1-202. Nanou S., Papadopoulos M., Pa-pathanassiou S., National Technical Uni-versity of Athens – Greece: Assessment of Island Interconnection Projects via HVDC Links of Partial Capacity: The Case of Crete.

[9] C1-203. Araneda J.C., Müller-Mienack M, CDEC-SING GridLab, Elia Group – Chile, Germany: Transmission Network Planning and Delivery: comparing the German and Chilean Experiences.

[10] C1-204. Gill S., Hawker G.S., Bell K.R.W, University of Strathclyde – United King-dom: Managing Regional Security of Sup-ply: A Case Study from Scotland.

[11] C1-205. Aden R., Charlier L., Dubois J., Electricité De Djibouti (EDD), Tractebel En-gie Djibouti – Belgium: Djibouti Transmis-sion Master Plan at 2033 Horizon.

[12] C1-206. Huang P., Feng J.L., Li J.R., F.Z. Luo F.Z., State Power Economic Rese-arch Institute, Tianjin University – China: Research on Power Grid Planning Data Model and Data Stream of State Grid Cor-poration.

[13] C1-207. Al-Shaikh M., Gulf Cooperation Council Interconnection Authority – Saudi Arabia, Kvekvetsia V., Druce R., Davies P., NERA Economic Consulting – United King-dom: Challenges in Realising the Potential of the GCC Interconnector Paper Presen-ted to the GCC Power 2015 Conference.

[14] C1-301. Ostojic D.R., Bose R.K., The World Bank – USA: Energizing Green Cities in Southeast Asia: Application of Sustainable Urban Energy and Emissions Planning in Vietnam.

[15] C1-302. Kreikebaum F., Wang A., Broad S., Smart Wires Inc. – USA, Energy Exem-plar – Australia, Energy Exemplar – USA: Integration of Series FACTS into Intercon-nect-scale Production Cost and Long-term Planning Tools.

[16] C1-303. Marais R., Leask K., Eskom – So-uth Africa, Fisher D., Department of Envi-ronmental Affairs, Mabin M., CSIR – South Africa. Innovative Approach to obtaining authorisation for new Power Corridorsin South Africa.

[17] C1-304. Ramandh S., Ramadhin S., Van Der Merwe C., Eskom Holdings SOC – So-uth Africa: Change in selection philosophy of shunt line reactor allows Eskom to reali-ze perpetual economic benefits.

[18] C1-305. Arteaga Novoa O., Chung M., Newitt P., Thomas J., Fairfield T., Western

Power – Australia, Howe P., Anser Consul-ting – Australia: Overcoming barriers to the use of alternative and innovative solutions such as stand-alone power systems as an alternative to replacement of end-of-life network assets.

[19] C1-306. Jha I.S., Sehgal Y.K., Sen S., Bhambhani K., Power Grid Corporation of India Ltd. – India: Transmission System Planning under Uncertainties Including Renewable Penetration Regime in Indian Context.

[20] C1-307. Lubicki W., PSE Inwestycje S.A. and Silesian University of Technology – Po-land, Przygrodzki M., PSE Innowacje Sp. z o.o. and Silesian University of Technolo-gy – Poland: Probabilistic Power Flow as an element of planning methodology.

[21] C1-308. Nakajima A, Matsuda A., Fujioka M., Kansai Electric Power Co. – Japan: As-sessment of the Impact on a Hybrid AC/DC Power System following a Change of the Bulk Power System.

[22] C1-309.. Ahmed M., Attallah Y., Abdel Aziz A.A., Ali M., Faculty of Engineering Ain Shams University – Egypt: Offshore wind farm stochastic economic evaluation.

[23] C1-310. Fernández J.L., Peiró R., Red Eléctrica de España – Spain: Optimization of RES Generation in the European Sys-tem.

[24] C1-311. Alegria A., Tapia M., Ortega S., Transelec S.A. – Chile: Technical and Eco-nomical Evaluation of the Use of Energy Storage to Provide Frequency Regulation Services in the Chilean Interconnected Systems.

[25] C1-312. Müller H., Ettinger A., Siemens AG -Germany, Nikitina E., Makarov A.M., Ra-dygin Y.A., Sitronics, Bashkirenergo – Rus-sia. Complex Modernization of Russian Di-stribution Network of Bashkirenergo based on advanced Smart Grid Technologies.

[26] C1-314. Traore A., Ahoussou S., Dubois J., Charlier L., Janssens B., CI-ENERGIES, Tractebel Engie Côte d’Ivoire – Belgium: Côte d’Ivoire Generation and Transmission Master Plan at 2030 horizon.

[27] C1-315Anderski T., AMPRION – Germany, Careri F. RSE – Italy, Grisey N. RTE – Fran-ce, Migliavacca G., RSE – Italy, Orlic D., EKC – Serbia, Sanchis G., RTE – France: e-Highway2050: a research project analy-sing very long term investment needs for the pan-European transmission system.

[28] C1-316. Momot E., Paul G., Wolny A., RTE – France: French Zonal Model for Develop-ment Studies.

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 197marzec 2017

[29] C1-317.: Elia E., Vascellari V., Di Cicco

P., Ibba S., Terna Rete Elettrica Naziona-le – Italy, D. Canever D., Cova B., Venturini

A., P. Vicini P., CESI Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano – Italy: An innovative cost-benefit analysis to assess transmis-sion projects. The Italian case.

[30] C1-318. L’Abbate A., Calisti R., Careri F., Rossi S., RSE SpA - Italy, Auer H., EEG TU – Austria, Vergine C., D’Addese O., Sallati A., Tisti P., Terna Rete Italia SpA – Italy, Mansoldo A., DNV-GL – United Arab Emi-rates: Application of innovative grid-impac-ting technologies in pan-Europeanand re-gional case studies towards the EU Energy Union: the GridTech analyses.

[31] C1-319. Van Roy P., Vandermot K., Geo-rges F., Elia – Belgium: A practical im-plementation of representative planning case selection for grid studies, as used in TYNDP studies for ENTSO-E.

[32] C1-320. Liu Z.Y., Zhang Q.P., Dong C., Zhang L., State Grid Corporation of China – China, Wang Z.D., State Power Econo-mic Research Institute – China: Research on the Efficient and Secure Transmission of Wind, PV and Thermal Power from Lar-ge-scale Energy Resource Bases through UHVDC Projects.

[33] C1-321. Comparison between Determini-stic and Probabilistic Methods for Evalu-ating Grid-Accommodative Wind Power Capacity. Du E.S., Zhang N.C., Kang Q., Department of Electrical Engineering Tsin-ghua University Beijing, Jin X.M., Electric Power Research Institute of China So-uthern Grid Guangzhou – China, Bai J.H.,

State Grid Energy Research Institute Be-ijing – China.

[34] C1-322. Al-Hajji M.M., Abido M.A., Saudi Electricity Company, King Fahd University of Petroleum & Minerals – Saudi Arabia:

Systematic approach for dynamic equiva-lents development of large-scale power system using PSS/E.

[35] C1-323. Noor G., Stedall B., Atiah A., TRANSCO – Abu Dhabi UAE: Planning and Design Considerations Associated with the Integrationof the UAE’s First Nuc-lear Power Plant. Eng.

[36] C1-324. Dementyev Y., Shakarian Y., So-kur P., Scientific and Research Center of Federal Grid Company of Unified Energy System, Pinchuk N., Novozhilov V., Tre-tyakov V., Power Machines, Dyachkov V., Kucherov Y., Yarosh D., System Operator of the UPS, Mayorov A., Shabash A., Ener-gocomplex – Russia: Improvement of mode controllability and short-circuit currents limi-tationin metropolises power grid by means of electromechanical AC links as an alterna-tiveto DC links.

CIGRE

drugiego, ale zagadnienia prezentowane w obu częściach często powtarzały się. Kilka referatów było kontynuacją tematyki prezentowanej przez autorów na poprzed-niej sesji, w 2014 roku, np. [20, 32].

Metody eksploatacji sieci przy zmienionym miksie

generacji zawierającym źródła rozproszone i odnawialne

Wiele referatów prezentowanych na 46. sesji dotyczyło wyzwań, jakie dla systemu elektroenergetycznego stanowi wzrastający

– integracja łączy prądu stałego HVDC w połączonych systemach elektro-energetycznych.

• Temat 2: Zarządzanie systemem w czasie zakłóceń w pracy i odbu-dowa systemu:– określanie zasadniczych obciążeń

i krytycznych generacji, – opanowywanie zakłóceń i strategie

odbudowy, obejmujące połączenia trans graniczne,

– wymagania dla współpracy operato-rów TSO, DSO i odbiorców energii.

Na sesję zgłoszono 25 referatów w ra-mach tematu pierwszego i 13 do tematu

Na 46. sesji CIGRE Komitet Studiów C2 „Sterowanie i prowadzenie ruchu” prze-prowadził sesję plenarną, w ramach której prezentowane były referaty podzielone na dwa tematy. • Temat 1: Metody eksploatacji sieci

przy zmienionym miksie generacji zawierającym źródła rozproszone i odnawialne:– monitorowanie, prowadzenie ruchu i ste-

rowanie częstotliwością i napięciem,– kontrola stabilności obejmująca ukła-

dy wzbudzenia, stabilizatory syste-mowe, regulatory i inwertery (z powo-du obniżonej inercji systemu),

Jacek JemielityInstytut Energetyki, Oddział Gdańsk

Sterowanie i prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego – Komitet Studiów C2

System Operation and Control – Study Committee C2

strona 198 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

udział źródeł generacji podłączonych do sieci za pośrednictwem energoelektroniki. Pozycje [2, 11, 14-16, 21, 22] poruszały, wśród innych tematów, zagadnienie wpły-wu rozproszonych źródeł generacji na re-gulację częstotliwości i dostępność usług systemowych.

Przeglądowy, zbiorczy charakter miał re-ferat [14], którego autorzy identyfikują nowe wyzwania w prowadzeniu ruchu systemu, jak: malejąca inercja, niesymetryczne ob-ciążenia, tłumienie oscylacji, ograniczenie harmonicznych niskiego rzędu, oscylacje podsynchroniczne, podtrzymywanie prą-dów zwarcia, współpraca źródeł odnawial-nych ze „słabymi” sieciami. Przedstawio-ne były również i ocenione pod względem dojrzałości technicznej technologie mogące

stanowić odpowiedź na pojawiające się pro-blemy. Zwracała uwagę obszerna bibliografia referatu, zawierająca 56 pozycji.

W referacie [16] autorzy przedstawili wpływ odnawialnych źródeł energii RES (Renewable Energy Sources) na szero-ki zakres zagadnień odnoszących się do bezpieczeństwa prowadzenia ruchu (Ope-rational Security). Zakres ten pokazuje ry-sunek 1.

Autorzy wykorzystali dane i swoje doświadczenia z systemu elektroenerge-tycznego Irlandii, gdzie udział źródeł RES w pokryciu zapotrzebowania na moc czyn-ną sięga 55%, co pokazano na rysunku 2, przedstawiającym przebieg procentowego udziału energetyki wiatrowej na przykła-dzie jednego miesiąca 2015 roku.

W referacie przedstawiono nowe wskaźniki liczbowe stosowane do oceny stanu systemu elektroenergetycznego (dostępne on-line w systemie EMS), które mają zastosowanie w praktyce dyspozy-torskiej: • wskaźnik względnego udziału niesyn-

chronicznej generacji (%),• wskaźnik szybkość zmian częstotliwo-

ści ROCOF (Rate of Change of Frequ-ency, Hz/s),

• inercja systemu (MWs). Więcej miejsca poświęcono w referacie

również omówieniu poszczególnych sys-temów informatycznych wspomagających operatorów. Są to: • Wind Dispatch Tool – system pozwala-

jący ograniczać generację wiatrową do bezpiecznego poziomu, jeżeli wskaźniki bezpieczeństwa, takie jak wymienione powyżej, osiągną wartości graniczne;

• Online Short Circuit Tool – narzędzie sprawdzające na bieżąco, czy prądy zwarciowe, obniżone przy zwiększonym udziale RES, gwarantują zadziałanie za-bezpieczeń; praktycznym efektem wpro-wadzenia do eksploatacji tego systemu było m.in. połączenie stacji w sieci prze-syłowej, które poprzednio były separo-wane ze względu na zbyt duże prądy zwarciowe;

• Wind Security Assessment Tool – sys-tem, który automatycznie, w czasie rze-czywistym przeprowadza dziennie ok. 1,5 mln analiz stanu ustalonego, ana-liz dynamicznych, obliczeń stabilności napięciowej, stabilności częstotliwości i przeciążeń; system ten przyczynił się do wykrycia wielu zagrożeń i wprowa-dzenia zmian w rozkładzie generacji, poziomach generacji mocy biernej oraz zmian w nastawach zabezpieczeń. Do doświadczeń z systemu elektroener-

getycznego Irlandii odwołują się również autorzy referatu [15], dotyczącego tematu niskiej inercji systemu z dużym udziałem źródeł RES. Zaprezentowano zagadnienie emulowanej (sztucznej) odpowiedzi iner-cyjnej EIR (Emulated Inertial Response), która zasadniczo polega na szybkiej reak-cji na zmianę częstotliwości. W przypad-ku farm wiatrowych o zmiennej szybkości obrotowej do formowania odpowiedzi EIR

Rys. 1. Zagadnienia wchodzące w zakres bezpieczeństwa ruchu systemu elektroenergetycznego

Rys. 2. Procentowy udział generacji wiatrowej w produkcji energii wyspy w okresie października/listopada 2015

Operational Security

Steady-State Dynamic

Short-circuit current level

Thermal

Voltage

FrequencyReserve

Ramping

Static Limits Stability Limits

Synchronous (Rotor--angle stability)

Non-synchronous (Fault-ride-through)

Voltage Stability

Frequency Stability

Oscillatory Stability

Wind

20-o

ct-20

15

21-o

ct-20

15

22-o

ct-20

15

23-o

ct-20

15

24-o

ct-20

15

25-o

ct-20

15

26-o

ct-20

15

27-o

ct-20

15

28-o

ct-20

15

29-o

ct-20

15

30-o

ct-20

15

31-o

ct-20

15

01-n

ov-2

015

02-n

ov-2

015

03-n

ov-2

015

04-n

ov-2

015

05-n

ov-2

015

06-n

ov-2

015

07-n

ov-2

015

08-n

ov-2

015

09-n

ov-2

015

10-n

ov-2

015

11-n

ov-2

015

12-n

ov-2

015

13-n

ov-2

015

14-n

ov-2

015

15-n

ov-2

015

16-n

ov-2

015

17-n

ov-2

015

18-n

ov-2

015

19-n

ov-2

015

Win

d pe

netra

tion,

%

60

50

40

30

20

10

0

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 199marzec 2017

wykorzystuje się energię mechaniczną zma-gazynowaną w ruchu obrotowym łopat wir-nika i wału turbiny do chwilowego, na okres kilku sekund, zwiększenia mocy czynnej od-dawanej do sieci.

Przebiegi mocy czynnej i częstotliwości sieci pokazuje rysunek 3 dla przypadków bardziej lub mniej agresywnego forsowa-nia mocy turbin wiatrowych. Oczywiście, co widać na rysunku, po kilku sekundach odpowiedź EIR w rezultacie prowadzi do obniżenia obrotów turbin, które przestają pracować z optymalną prędkością i mak-symalną mocą, ale wówczas w systemie uruchomione już zostają rezerwy regulacji pierwotnej. Autorzy referatu przedstawili wnioski z badań modelowych nad możli-wościami zapewnienia przez farmy wiatro-we realizacji sztucznej inercji w systemie i odpornością algorytmów na różne rzeczy-wiste scenariusze.

Modelowaniu odpowiedzi inercyjnej na zmiany częstotliwości, tym razem dla szczególnej morskiej farmy wiatrowej, po-święcony był referat [31] (przedstawiony w preferowanym temacie 2 sesji). Autorzy przeprowadzili badania na modelu dużej farmy z generatorami z magnesami stałymi PMSG (Permanent Magnet Synchronous Generator) połączonej z lądem za pomo-cą łącza typu VSC-HVDC (Voltage Source Converter – High Voltage DC), gdzie od strony farmy stosowany jest inwerter tran-zystorowy VSC (rys. 4).

Farmy takie są ostatnio budowane w Europie. Zaproponowany nowatorski układ regulacji nadrzędnej obejmuje za-równo regulatory mocy turbin, jak i układ sterujący łączem VSC-HVDC. Do formo-wania szybkiej reakcji farmy na zmianę

częstotliwości i symulowania odpowiedzi inercyjnej wykorzystana została energia kinetyczna wałów i łopat wirników oraz energia zmagazynowana w łączu DC. Od-zyskanie zmagazynowanej energii w celu forsowania mocy farmy odbywa się kosz-tem obniżenia szybkości obrotów turbin (rys. 5) i jednoczesnego obniżenia napię-cia łącza DC.

W normalnej sytuacji wzrost mocy gene-rowanej na farmie powoduje wzrost napię-cia łącza DC, ale natychmiast regulacja tego napięcia powoduje „wypchnięcie” mocy do sieci AC. W nowym algorytmie sterującym napięcie referencyjne DC jest sztucznie obniżane powodując dostarczenie do sieci dodatkowej mocy. Oba te działania są ze sobą synchronizowane i skoordynowane po wykryciu obniżenia częstotliwości sieci.

Zagadnienie realizacji funkcji ogranicza-nia odchyłek częstotliwości było również poruszane w referatach [8], [9] i [12], ale w odniesieniu do wykorzystania magazy-nów energii BESS (Battery Energy Storage Systems). Tematyka wymienionych trzech referatów dotyczyła ogólnie wtórnej regula-cji częstotliwości i rezerwy pierwotnej.

Innowacje

W referacie [6] autorzy opisali nowe metody prognozowania generacji ze źródeł fotowoltaicznych PV (Photo Voltaic) sto-sowane w zachodniej Australii na obsza-rze SWIS (South West Isolated System).

Rys. 3. Wpływ parametrów sztucznej odpowiedzi inercyjnej turbiny wiatrowej (a) na zmiany częstotliwości sieci (b)

Rys. 4. Modelowana przez autorów farma wiatrowa z generatorami PMSG i łączem VSC-HVDC

Rys. 5. Zasada działania algorytmu śledzenia mocy maksymalnej przez regulator obrotów

i regulator kąta odchylenia łopat turbiny

400

200

0

-200

(a)

0 5 10 15 20 25 30Time (s)

EIR

(Mw

)

Base (no EIR)Aggressive Initial EIR Over-Sustained EIR Moderate EIR

50

49.8

49.6

49.4

Freq

uenc

y (Hz

)

Time (s)0 5 10 15 20 25 30

(b)

PMSG wind Farm (7Mw x 50 = 350Mw)

Back-to-Back VSc HVDcAc BUS

Ac BUS

33kV:154kV Main NetworkNetwork SidewindFarm Side

Dc link

Pitch Operating

Point

MPPT curve

ω

strona 200 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Jest to duży izolowany system, dlatego prawidłowe prognozowanie obciążeń jest szczególnie ważne dla operatora (brak moż-liwości transferów międzyobszarowych). W chwili obecnej do 10% zapotrzebowania mocy obszaru SWIS pokrywane jest ze źró-deł PV i zakładany jest dalszy wzrost tego udziału. Rozwój generacji PV jest związany głównie z budową małych instalacji dacho-wych, więc odbywa się poza kontrolą i nie jest monitorowany przez operatora sieci. Szczęśliwie instytucja o nazwie Clean Energy Regulator dysponuje szacunkami mocy instalacji PV i udostępnia te dane dla podobszarów określanych przez kod pocz-towy (rys. 6).

lacji na danym obszarze, jest estymowana moc generacji PV. Tak wyznaczona moc ge-neracji PV jest dodawana do zmierzonych historycznych obciążeń sieci, przez co re-konstruowane są rzeczywiste przebiegi ob-ciążeń, pozbawione wpływu „wbudowanej” generacji PV. Zrekonstruowane przebiegi są następnie wykorzystywane do uczenia mo-delu sieci neuronowej pozwalającej opra-cowywać prognozy zgodne z wyuczonym wzorcem. Dodatkowe wejścia algorytmu to prognozy pogody od dwóch dostawców, dane bieżące SCADA i dane z własnych stacji meteorologicznych.

Autorzy przewidują, że w obliczu zwiększenia udziału generacji PV dokład-ność prognoz będzie musiała zostać pod-niesiona przez:• zastosowanie danych o zwiększonej

częstotliwości odczytów z nowych sate-litów meteorologicznych,

• zastosowanie nowej techniki obrazowa-nia nieba na podstawie stacjonarnych obrazów z sieci tanich kamer montowa-nych na gruncie. Te nowe sygnały wejściowe algorytmu

prognozowania obciążeń pozwolą na do-kładniejszą detekcję chmur i ich ruchu oraz uwzględnienie innych czynników zmienia-jących lokalnie przejrzystość atmosfery.

W referacie [20] autorzy zaprezentowali wdrożenie systemu dynamicznej obciążal-ności linii (DOL) przez operatora sieci bel-

gijskiej ELIA. Tematyka ta była poruszana na sesji 2014, ale przez innych autorów związanych z ELIA. Metody wyznaczania dynamicznej obciążalności linii na prze-strzeni 10 lat przeszły drogę od etapu badań R&D, przez pierwsze pilotażowe wdrożenia do etapu, gdzie stały się stan-dardowym narzędziem opanowania sytu-acji wzrastającej zmienności przepływów mocy w liniach. Kolejny krok, który wyko-nał operator ELIA, to prognozowanie DOL. Bezpieczeństwo systemu elektroenerge-tycznego Belgii zależy w dużym stopniu od stabilnego importu energii z sąsiednich krajów. Problem nasilił się na przełomie 2014/2015 po awariach w elektrowniach atomowych i dotyczył ośmiu linii granicz-nych z Francją i Holandią (rys. 7).

W pierwszym etapie na tych ośmiu li-niach granicznych zamontowano urządze-nia pomiarowe DOL mierzące rzeczywistą obciążalność uwzględniając zwis i tempe-raturę przewodów. W drugim etapie pro-ducent urządzeń pomiarowych wdrożył metodę szacowania obciążalności linii we-dług danych pogodowych. Dane z zainsta-lowanych urządzeń pomiarowych DOL słu-żyły jedynie do doskonalenia algorytmów obliczeniowych prognozowania. Obecnie ELIA testuje prognozowanie obciążalności linii oparte na prognozach pogody. Stoso-wana metoda szacowania obciążalności linii jest tak zestrojona, że prognozowana

Rys. 6. Mapa obwodów pocztowych z zaznaczeniem w skali kolorów mocy

instalacji PV (rejon m. Perth)

Stosowane do tej pory przez operatora SWIS modele obciążeń były wykorzystywa-ne do opracowania prognoz z pięciominuto-wą rozdzielczością na okres kolejnych sied-miu dni. Niestety prognozy nie uwzględniały potencjału generacji PV, który jest „wbudo-wany” w mierzone obciążenia.

Autorzy referatu opisali stosowaną nową metodę prognozowania generacji PV na podstawie zebranych danych historycz-nych pomiarów obciążenia sieci. Dla tych hi-storycznych danych, na podstawie modelu radiacji słonecznej i szacunków mocy insta- Rys. 7. Sieć najwyższych napięć ELIA w Belgii

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 201marzec 2017

obciążalność jest mniejsza lub co najwyżej równa obliczonej. Daje to dużą pewność, że wykorzystanie danych DOL jest bez-pieczne, ponieważ celem systemu DOL nie jest uzyskanie najbardziej korzystnej przepustowości linii, ale przepustowości najbardziej wiarygodnej.

W referacie autorzy przedstawili re-zultaty wdrożenia DOL w okresie od 2014 roku. Przedstawiono również rozważania na temat warunków wykorzystania pro-gnoz pogody i znaczenia wykorzystania prognoz obciążalności linii w zastosowa-niach rynkowych. Podano ważne, poniżej wymienione wnioski.• Algorytm doskonalący prognozy DOL,

wykorzystujący rzeczywiste pomiary na konkretnych liniach, pozwolił osiągnąć w prognozach 48-godzinnych pewność rzędu 98%, co oznacza, że tylko 2% wyznaczonych wartości mogło być prze-szacowanych.

• Przez 90% czasu rzeczywiste obcią-żalności linii przekraczają o co najmniej 20% obciążalności projektowe linii. Dla prognoz 24-godzinnych nadwyżka pro-gnozowanej obciążalności ponad pro-jektową jest niższa i wynosi 10%. Wy-nika to z konieczności zachowania 98% pewności.

• Prognoza obciążalności linii z wyprze-dzeniem godzinowym jest dla operatora bardziej wartościową daną ruchową niż obciążalność zmierzona w czasie rze-czywistym, ponieważ ta ostatnia, przy-chodząc za późno, nie pozwala plano-wać działań.

• Prognozy z wyprzedzeniem jedno-dniowym są dokładne i wiarygodne, co zostało potwierdzone na podsta-wie rzeczywistych danych. Wynik ten nie zależy od warunków przebiegu linii w terenie (na obszarze Belgii). Najważ-niejszym czynnikiem wpływającym na dokładności metody wyznaczania DOL jest dokładność prognozy pogody.

• Prognozy jedno- lub dwudniowe mają duże znaczenie rynkowe. Przesunięcie, dzięki prognozie DOL, ograniczeń prze-pływu mocy na pojedynczej linii sieci nawet o kilka MW może mieć kluczowe znaczenie dla zrealizowania znacznie większego transferu energii, ponieważ

ten transfer będzie realizowany tylko częściowo przez ograniczającą linię. Drobna korekta ograniczeń może w tym wypadku przełożyć się na dużą zmianą cen rynkowych. W ostatnich latach w systemie cen-

tralnej i północnej Europy zaobserwowa-no duże odchyłki częstotliwości, które powtarzały się w określonych godzinach porannych lub wieczornych odpowiada-jących okresom dużych zmian na krzywej obciążenia systemu. Referat [24] dotyczył występowania cyklicznego niezbilansowa-nia mocy mającego charakter strukturalny i wynikający z prognozowania generacji z godzinowym cyklem (rys. 8).

Niezbilansowanie to jest przyczyną powstawania deterministycznych odchy-łek częstotliwości DFD (Deterministic Fre-quency Deviations). Jest to zjawisko nie-korzystne, ponieważ wpływa na poziom rezerw mocy i zmniejsza marginesy bez-pieczeństwa. Autorzy referatu zaprezento-wali tradycyjną metodę usuwania zjawiska DFD. Jej elementem jest, między innymi, zobligowanie właścicieli generacji do roz-kładania grafików pracy na odcinki 15-mi-nutowe w przypadku, gdy zmiana generacji na granicy kolejnych godzin jest za duża.

Stosowany tradycyjny algorytm jest zgod-ny z wymaganiami obowiązującymi i plano-wanymi na obszarze sieci Europy, jednak Statnett, norweski operator TSO uważa, że algorytm ten nie jest wystarczający. Dla-tego wprowadził nową usługę systemową nazwaną wygładzaniem generacji GS (Ge-neration Smoothing). Jest to nieobowiąz-kowa usługa płatna, z pełną rekompensatą strat finansowych właścicieli generacji wy-wołanych przez niedotrzymanie warunków umów na dostawy energii. Istotne dwie ce-chy usługi wygładzania generacji, to: • jednostki wytwórcze wyznaczone do

wykonania usługi nie zmieniają zapla-nowanego trybu pracy: te, które były przeznaczone do regulacji w kierunku zmniejszenia lub zwiększenia generacji wykonują zaplanowany ruch;

• grafik pracy jednostek wytwórczych jest zmieniany nie, co do wartości mocy, ale przesuwany w czasie: przyspieszany lub opóźniany w granicach +/-30 lub +/-15 minut. Rezultat tego przesunięcia czasowego

pokazuje rysunek 9, na którym pierwotny skok generacji, maksymalny na granicy go-dzin, został rozłożony na 3 etapy przez roz-sunięcie w czasie korekty mocy dla trzech

Rys. 8. Maksymalne niezbilansowanie strukturalne występuje 5 minut przed i po zmianie godziny

Rys. 9. Niezbilansowanie w odcinku czasu +/-10 min (MW) przesunięte o +/-15 minut

Minutes30 35 40 45 50 55 0 5 10 15 20 25 30

Mw

Demand Generation

MinutesDemand Generation Smoothing ref 50

30 35 40 45 50 55 0 5 10 15 20 25 30

Mw

strona 202 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

jednostek wytwórczych. Efekt wygładzania dla przedziału czasowego 4:00 - 8:00 na rzeczywistych danych jest pokazany na rysunku 10.

Bezpieczeństwo systemu

Jeżeli dany system elektroenergetyczny jest silnie podatny na oscylacje elektrome-chaniczne, to analizy uwzględniające tylko stan ustalony są niewystarczające. W refe-racie [18] autorzy przedstawili nową platfor-mę DSA (Dynamic Security Assessment) uruchomioną wspólnie przez włoskiego operatora sieci przesyłowej TERNA i firmę badawczą CESI. Narzędzie to łączy w sobie dwa silniki obliczeniowe umożliwiające anali-zy systemowe dla stanu ustalonego i analizy dynamiczne. Na rysunku 11 pokazana jest architektura prezentowanego systemu.

System DSA jest co 15 minut zasilany rzeczywistymi danymi z estymatora sta-nu. DSA przeprowadza zaprogramowane przez użytkowników symulacje i analizy na danych bieżących lub dla scenariuszy stwo-rzonych na podstawie historycznego obrazu systemu, jako punktu startowego.

W referacie przedstawiono cechy i wła-ściwości systemu DSA. Ciekawym aspektem tego rozwiązania jest wbudowanie w bazę danych logik działania zabezpieczeń obsza-rowych SPS (Special Protection Scheme). Celem działania SPS jest szybka redukcja generacji lub obciążenia lub zmiana konfigu-racji sieci w przypadku wykrycia pobudzenia zabezpieczenia. Pobudzeniem zabezpiecze-nia SPS może być przeciążenie, przekro-czenie określonych wartości progowych lub zmiana topologii sieci na głównych ciągach liniowych. Opisywane w referacie narzędzie DSA umożliwia prowadzenie symulacji z za-bezpieczeniami SPS aktywnymi lub wyłą-czonymi. Co więcej, w czasie rzeczywistym można na podstawie wykonanych symulacji dokonać korekty i aktualizacji nastaw zabez-pieczeń SPS, a nowe nastawy są przekazy-wane do jednostki centralnej SPS i zostają automatycznie wdrożone.

Autorzy zaprezentowali i opisali rów-nież strukturę automatycznego systemu

SPS, realizującego tzw. plan obrony syste-mu, składającego się z jednostki centralnej i lokalnych sterowników RTU (Remote Ter-minal Unit), spełniających funkcję detek-torów pobudzeń i jednocześnie urządzeń wykonawczych (rys. 12).

Zadaniem jednostki centralnej SPS jest programowanie i uzbrajanie jednostek wyko-nawczych RTU. Zadaniem RTU jest detekcja pobudzeń i rozsyłanie sygnałów pobudzeń do innych RTU w trybie komunikatów rozgło-szeniowych (bez udziału jednostki centralnej). Dzięki tej rozproszonej strukturze i dobrej sieci komunikacyjnej jednostki wykonawcze RTU mogą bardzo szybko wykonać zaplano-wane z góry wyłączenia. W systemie elektro-energetycznym Włoch, z uwagi na uwarun-kowania geograficzne, istnieje wiele krytycz-nych sekcji sieci. Stąd konieczność zaprogra-mowania wielu działań SPS jest warunkiem zachowania bezpieczeństwa systemu.

Tematyka obszarowej automatyki prze-ciwkołysaniowo-odciążającej była również poruszana w referacie [34]. Autorzy opisali wprowadzenie zabezpieczeń SIPS (Sys-tem Integrity Protection Scheme) w syste-mie elektroenergetycznym Turcji w związku z połączeniem w 2010 roku z systemem europejskim ENTSO-E/CESA. Wprowadze-nie SIPS było warunkiem tego połączenia. W artykule przedstawiono kilka przypadków SIPS działających na zasadzie:• pobudzanych zdarzeniami, głównie sy-

gnałami z zabezpieczeń, • pobudzonych przez pomiary przetwa-

rzane lokalnie. Podano również statystykę zadziałań

automatyki SIPS i ocenę jej skuteczności.

Rys. 10. Rezultat wygładzania

na rzeczywistych danych pomiędzy

4:00 i 8:00

Rys. 11. Architektura systemu Dynamic Securty Assessment TERNA/CESI

Rys. 12. Automatyczny system Special Protection Scheme

Generation (Mw)

Generation_0Gen_Smoothed

25 000

24 000

23 000

22 000

21 000

20 000

19 000

18 000

17 000

16 000

Mw

04:00

04:15

04:30

04:45

05:00

05:15

05:30

05:45

06:00

06:15

06:30

06:45

07:00

07:15

07:30

07:45

08:00

DSA/HMI

APPLICATION WEB SERvER RELATIONAL

DATABASESIMULATION ENGINE

Tool for steady state analysis

Tool for transient IEc 60870 104 : Acquisition

IEc 60870 104 : Arming commandMulticast message Sheddling command

MMI

central System

High Voltage Substation

Power Plant

Industrial customers, civil loads

RTU

RTU

RTU

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 203marzec 2017

Żadna energetyka nie poszła tak dale-ko w rozwoju połączeń prądu stałego, jak chińska. W referacie [23] przedstawiono aktualne dane na temat szybkiego wzrostu liczby projektów UHVAC/DC w hybrydo-wym systemie elektroenergetycznym Chin zarządzanym przez State Grid Corporation of China (SGCC). Omówiono sposoby za-pewnienia stabilności systemu w obliczu wyzwań stawianych przez połączenie i pra-cę synchroniczną pięciu niezależnych wcze-śniej obszarów sieci (rys. 13) i przedstawio-no zagrożenia stwarzane przez zastoso-wanie wielokrotnych połączeń UHVAC/DC, w szczególności UHVDC pomiędzy tymi obszarami i wewnątrz nich.

Innym wyzwaniem jest konieczność przesyłania znacznych mocy na duże od-ległości, również pomiędzy regionami, oraz spektakularnie wzrastające nasycenie ge-neracją niesynchroniczną. O problemach świadczy ostatnio podana informacja1), że operator systemu w południowym rego-nie Chin (region nie wchodzi w skład wy-mienionych wyżej pięciu regionów SGCC) zdecydował się na bezprecedensowy krok rozdzielenia pracujących synchronicznie obszarów sieci AC z powodu niedających się opanować problemów ze stabilnością wywołanych szybkim rozwojem połączeń DC, któremu nie towarzyszył równoległy rozwój sieci AC.

1) WHY SOUTHERN CHINA BROKE UP ITS POWER GRID An abundance of high voltage DC makes big AC grids instable, IEEE Spectrum 2016, nr 12.

Zarządzanie systemem w czasie zakłóceń w pracy

i odbudowa systemu

Operator systemu przesyłowego w Re-publice Południowej Afryki, ESKOM, pro-wadzi cykliczne testy częściowe, co 3 lata i pełne, co 6 lat, zdolności do odbudowy systemu. W referacie [26] przedstawiono proces przygotowań, przebieg i pozytywne rezultaty pełnego testu przeprowadzonego w 2015 roku. Charakterystyczną cechą sys-temu elektroenergetycznego RPA jest:• oddalenie centrów generacji położo-

nych w rejonach występowania surow-ców, od centrów obciążenia, w rejonach silnie zaludnionych;

• bardzo słabe połączenia z siecią są-siednich krajów, które nie mogą służyć wsparciem w sytuacji rozległej awarii (blackoutu).Strategia odbudowy systemu ESKOM

polega na utrzymywaniu zdolności do pracy na potrzeby własne dużych bloków węglowych w dwóch lokalizacjach (na za-

sadzie usługi systemowej), które w razie potrzeby mogą zostać uruchomione bez pomocy z zewnątrz, wykorzystując lokalne zasoby. Plan pełnego testu odbudowy sys-temu zaplanowanego na 2014 rok zakładał uruchomienie bloku o mocy 640 MW przez dwie miejscowe turbiny gazowe. Kolejne etapy testu obejmowały:• izolowanie bloku od pozostałej części

elektrowni, • uruchomienie bloku po zasileniu z nie-

zależnego źródła, • zasilenie określonego obszaru sieci dys-

trybucyjnej oraz przesyłowej i utworzenie stabilnej wyspy całkowicie izolowanej od reszty systemu elektroenergetycznego,

• stopniowe zwiększanie obciążenia utwo-rzonej wyspy przez dołączenie do niej odległego obszaru miejskiego. Rysunek 14 pokazuje schemat izolowa-

nej sieci utworzonej na potrzeby testu, skła-dającej się z jednostki wytwórczej, turbin gazowych GT oraz dwóch linii 400 kV, trans-formatora i linii 275 kV, które utworzyły ko-rytarz prowadzący do obszaru obciążenia.

Autorzy referatu szczegółowo opisali etapy i szeroki zakres przygotowań do te-stu, poczynając od pogłębionych prac ana-litycznych (analizy statyczne i dynamiczne dla każdego planowanego przełączenia, analizy skuteczności zabezpieczeń), przez szczegółowy plan działania i dokumenta-cję, dalej szkolenie personelu aż po przy-gotowanie medialne. Co ciekawe, starając się ograniczyć wszelkie ryzyka, jakie niosła planowana próba, jednocześnie przygo-towano gotowe komunikaty medialne na wypadek niepowodzenia (uszkodzenia urządzeń). Przygotowania objęły również ostatni etap testu, czyli połączenie utwo-rzonej wyspy z resztą systemu. Zdecydo-wano się na opcję bezprzerwową, to znaczy

Rys. 13. Wzajemne powiązania sieci ogólnokrajowej Chin

Rys. 14. Schemat izolowanej sieci przygotowanej do testu

Tibet

Changdu

Russia

North China

Northwest China

EastChinaCentral

China

China Southerm Power Grid

Northeast Chinachangzhi

jingmen

Gezhouba

longquan

yidu

Tuanlin

Fulong

jinping

yibin

Nanqiao

Zhengping

Huaxin

Fengjing

Fengxian

Suzhou

jinhua

1160Mw

3000Mw

3000Mw

3000Mw

6400Mw

7200Mw

8000Mw

Nanyang

3000Mw

3000Mw

1110Mw

4000Mw

750Mw

750Mw

POWER STATION SUBSTATION A SUBSTATION B

CUSTOMERLOAD

GTs

400 kv

400 kv400 kv

400/275 kv Trir

275 kv

strona 204 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

na synchronizację. Analizy wykazały, że narażenia mechaniczne bloku 640 MW po synchronizacji będą największe, jeżeli punktem synchronizacji będzie sprzęgło łączące sekcje rozdzielni przy elektrowni. łagodniejszy przebieg stabilizacji systemu gwarantowała synchronizacja za pomocą wyłącznika linii 400 kV i ten wariant wybra-no do realizacji. Do monitorowania procesu synchronizacji postanowiono użyć istnieją-cych w rozdzielni 400 kV urządzeń PMU (Phasor Measurement Unit).

Choć ostatecznie test black-start za-kończył się powodzeniem, to stało się to dopiero rok po pierwotnie planowanym terminie. W czasie przygotowań i prób na sucho ujawniły się liczne usterki i problemy, które należało usunąć.

Na rysunku 15 pokazano zarejestro-wany w czasie testu przebieg zmian mocy czynnej na linii 400 kV. Na rysunku wzrost obciążenia w trzech krokach o łącznie 80 MW odpowiada kolejno dołączanym trzem podobszarom sieci miejskiej. Ostat-ni skok mocy linii nastąpił przy połączeniu wyłącznika sprzęgła i spięciu izolowanych sekcji szyn rozdzielni przy elektrowni.

Przed załączeniem sprzęgła moc bloku 640 MW była ciągle zwiększana, co powo-dowało stopniowe zmniejszenie rozchyle-nie kąta fazowego na otwartym wyłączniku sprzęgła. Po zwiększeniu mocy bloku do 550 MW rozchylenie kątowe było minimalne i nastąpiło zamknięcie wyłącznika. Pokaza-no to na rysunku 16 (lewa strona), na któ-rym jest rejestracja kąta różnicy faz między sekcjami szyn rozdzielni zmierzonej za po-

mocą PMU. Na prawym rysunku pokazany jest skok mocy czynnej bloku w momencie połączenia, który wyniósł 15 MW.

Referat [26] dokumentował rzetelną pra-cę i wysiłek dużego zespołu ludzkiego zaan-gażowanego w przeprowadzenie próby od-budowy systemu. Opisano dobrze wykonane zadanie inżynierskie i wyzwanie organizacyj-ne. Autorzy zostali wyróżnieni przez Komitet C2, który uznał ten referat za najlepszy spo-śród prezentowanych na sesji.

Innowacje

W związku ze zwiększającym się udzia-łem generacji niesynchronicznej i stoso-waniem w systemie elektroenergetycznym środków zwiększających przepustowość istniejącej sieci, jak kompensacja szerego-wa czy równoległe linie prądu przemienne-go i stałego, zachodzą zmiany w charakte-rystykach dynamicznych sieci. Referat [33] przedstawiał wysiłki podjęte przez opera-tora systemu i właściciela sieci w Wielkiej Brytanii w celu wprowadzenia nowych apli-kacji dostępnych w obszarowym systemie pomiarowym WAMS (Wide Area Monitoring System). System WAMS opiera się na wy-korzystaniu dobrze znanej techniki pomiaru fazorów synchronicznych i urządzeń PMU pracujących z oknem czasowym próbkowa-nia i aktualizacji danych odpowiadającym znamionowej częstotliwości 50 Hz. Jedno-cześnie wprowadzono innowację polega-jącą na zwiększeniu górnej granicy pasma przenoszonych częstotliwości pomiarów do 46 Hz, to znaczy w zakres potrzebny do

badania zjawisk z obszaru oscylacji pod-synchronicznych SSO (Sub-Synchronous Oscillations). Umożliwia to nowa metoda re-jestracji przebiegów pomiarowych z czasem aktualizacji odpowiadającym zwiększonej częstotliwości 200 Hz. Autorzy referatu na podstawie przykładów zjawisk dynamicz-nych i oscylacyjnych znanych w systemie elektroenergetycznym Wielkiej Brytanii sfor-mułowali założenia dla nowych aplikacji sys-temu WAMS. Opisano dwa projekty.• Projekt VISOR dotyczy zjawisk oscyla-

cyjnych, które mogą zachodzić dla do-wolnej częstotliwości aż do znamiono-wej częstotliwości sieci. Dla wyższych częstotliwości (>4 Hz) proces pomiaru musi być odmienny od klasycznego pomiaru PMU. Dla PMU zachodzi filtra-cja wyższych częstotliwości i powyżej 10 Hz pomiar PMU nie oddaje orygi-nalnej dynamiki sygnału. W projekcie VISOR stworzono możliwość rejestra-cji i przesyłania do jednostki centralnej systemu WAMS przebiegów napięć, prądów lub wielkości analogowych (np. prędkości obrotowej wałów) próbkowa-nych w oknie pomiarowym odpowiada-jącym częstotliwości 200 Hz. Te dane, czyli próbkowane przebiegi czasowe, są transmitowane jako wielkości „analogo-we” przy zwiększonej częstości aktuali-zacji, ale za pomocą protokołu PMU tj. IEEE C37.118. Mimo szybszej aktuali-zacji pozostaje to w zgodzie ze standar-dem. W jednostce centralnej systemu WAMS pomiary wyższej częstotliwości są integrowane z pozostałymi. Nowe

Rys. 15. Przebieg zmian mocy czynnej linii 400 kV w czasie testu

Rys. 16. Przebieg różnicy faz i mocy czynnej bloku 640 MW w momencie połączenia izolowanych sekcji (pomiar z PMU)

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 205marzec 2017

aplikacje system WAMS umożliwiają porównywanie przebiegów otrzyma-nych z różnych lokalizacji. Możliwe jest porównywanie częstotliwości fi oscylacji mechanicznych (prędkości wałów) z ich odbiciem w pomiarach elektrycznych dla częstotliwości (50Hz – fi).

• Projekt SMART Frequency Control kon-centruje się na malejącej inercji systemu elektroenergetycznego i aplikacjach po-miarów WAMS do wykrywania zmian czę-stotliwości sieci i zmian kątów fazowych. Autorzy przedstawiają również koncepcję aplikacji sterującej szybką odpowiedzią układów regulacji farm wiatrowych, ma-gazynów energii czy innych zasobów na obniżenie częstotliwości (rys. 17). Tematyce oscylacji w systemie elektro-

energetycznym był poświęcony referat [30]. Przedstawiono w nim sposób wykonania analizy oscylacji mocy czynnej, które wystą-piły przy próbie ponownego uruchomienia połączenia linii 345 kV pomiędzy systemami elektroenergetycznymi Argentyny i Chile. Połączenie to było pierwotnie wybudowa-ne w celu eksportu energii z izolowanej

elektrowni w Argentynie do systemu Chile. Obecnie nieeksploatowana linia ma połą-czyć systemy synchroniczne obu krajów w celu wymiany nadwyżek energii ze źró-deł odnawialnych. Przy próbie połączenia wystąpiły słabo tłumione oscylacje, które były wywoływane przez obciążenia o cha-rakterze górniczym występujące po stronie chilijskiej. W referacie przedstawiono układ pomiarowy wykonany w celu rejestracji oscylacji oraz opisano sposób analizy zare-jestrowanych przebiegów off-line. Do ana-lizy wykorzystano metodę Prony rozkładu przebiegu na szereg funkcji sinusoidalnych, z tłumieniem, zgodnie ze wzorem:

Cechą wyróżniającą analizę Prony od np. analizy Fouriera jest to, że oprócz amplitudy, fazy i częstotliwości dodatkowo wyznaczane jest tłumienie poszczególnych składników, jak to pokazano na rysunku 18.

Opisane przez autorów narzędzie oparte na analizie Prony z przesuwanym oknem czasowym, wykonane w Matlab-ie,

okazało się bardzo przydatne do oceny oscylacji elektromechanicznych występu-jących w systemie, szczególnie oscylacji mocy. W opisanym konkretnym przypad-ku wykonana analiza wykazała, że oscy-lacje występujące w linii 345 kV mają charakter ciągły, ponieważ są nieustannie pobudzane.

Na rysunku 19 pokazano przykłado-we wyniki analizy w formie graficznej. Na górnym wykresie pokazano zarejestrowa-ny przebieg mocy czynnej badanej linii, poniżej parametry rozkładu przebiegu na szereg Prony: amplitudy składowych, czę-stotliwości i tłumienie.

Probabilistyczne metody oceny nieza-wodności systemu elektroenergetycznego są znane i rozwijane od dekad. Autorzy re-feratu [35] zwrócili jednak uwagę, że często nie poświęca się wystarczającej uwagi zbie-raniu i przetwarzaniu danych statystycznych dotyczących niezawodności. W rezultacie prowadzi to do braku zaufania i oporu przed stosowaniem probabilistycznych metod oceny ryzyka. W referacie opisano sposób zorganizowania i technologię procesu zbie-rania danych o zakłóceniach w pracy sieci i awariach w Norwegii. System ten, nazywa-ny FASIT, jest powszechny, działa od 1995 roku i obejmuje sieci o napięciu od 33 kV do 420 kV. Ostatnio FASIT przechodzi mo-dernizację, która pozwoli uwzględnić nowe źródła informacji, jak automatyczny odczyt pomiarów, systemy dyspozytorskie SCADA i EMS, serwisy meteorologiczne, informacje geograficzne GIS i inne nowe techniki in-formacyjne. W referacie omówiono wnioski

Rys. 17. Struktura układu sterującego szybką odpowiedzią na zmianę częstotliwości

Rys. 18. Ilustracja rozkładu przebiegu na szereg Prony’ego

Rys. 19. Analiza Prony zarejestrowanego przebiegu mocy czynnej

Prony Analysis of Signal

t (sec)

t (sec)

y (t)

y (t)

20

10

0

-10

5

0

-5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

604020

0-20-40-60

50403020100

0.60.450.3

0.150

10

5

0

Time [s]

Powe

r [Mw

]am

plitud

e [Mw

]Fr

eque

ncy [

Hz]

Damp

ing [%

]

central Supervisor

Regional Aggregators System

AggregatorEvent

DetectionResource Allocation Resource

local controller

ΔP

strona 206 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

z analizy danych systemu FASIT w latach 2007-2014. Podano je poniżej.• Zmieniające się z roku na rok liczby

awarii i zakłóceń w sieci elektroenerge-tycznej zależą głównie od pogody.

• Jedynym zauważalnym trendem w sta-tystykach jest malejąca liczba awarii układów zabezpieczeń.

• Główne czynniki wywołujące awarie i zakłócenia, to w kolejności pogoda (li-nie napowietrzne), uszkodzenia sprzętu (elektrownie) i błędy ludzkie (stacje). Autorzy sformułowali ważne wnioski do-

tyczące zwiększenia wiarygodności stoso-wanych współczynników prawdopodobień-stwa. Najważniejszy dotyczy konieczności uwzględnienia korelacji pomiędzy wystą-pieniem zakłóceń w pracy sieci lub awarii a czynnikami pogodowymi (jak silny wiatr, wy-ładowania atmosferyczne i oblodzenie).

Na rysunku 20 pokazany jest uporząd-kowany wykres prędkości wiatru dla kilku linii napowietrznych z naniesionymi punk-tami odpowiadającymi awariom, które wy-stąpiły.

Z rysunku wynika, że zdecydowa-na większość awarii (21 na 27) wystąpiła w kilkuprocentowym przedziale czasu, gdy prędkość wiatru była największa. Moż-na to ująć i tak, że przy niskiej prędkości wiatru awarie są niezwykle mało prawdo-podobne – jedna zaznaczona czerwonym kwadratem przy zerowej prędkości wiatru była wywołana oblodzeniem. Tymczasem powszechnie stosuje się uproszczenie polegające na przyjmowaniu jednolitego, uśrednionego wskaźnika awaryjności dla całego okresu eksploatacji elementu sieci. Prowadzi to do wielokrotnego, w pokaza-nym przykładzie 17 razy, zaniżenia współ-

czynnika awaryjności w przypadku silnego wiatru. Rozwiązaniem jest w tym przypadku stosowanie współczynników awaryjności względnych Bayesa P(awaria|silny wiatr) i uwzględnianie czynników pogodowych w obliczeniach. Po takiej korekcie znajdu-je wytłumaczenie zjawisko skupiania się dwóch lub więcej awarii w krótkim czasie. W referacie omówiono również inne środki zwiększające wiarygodność metod proba-bilistycznych.

Autorzy referatu [32] wrócili do tematyki prezentowanej przez nich na poprzedniej sesji w 2014 roku. Przy wzrastającym nasy-ceniu systemu elektroenergetycznego źró-dłami energii odnawialnej RES (racje klima-tyczne), coraz więcej elektrowni konwencjo-nalnych, podłączonych do sieci o wyższym napięciu i biorących udział w wykonywaniu usług systemowych, traci opłacalność eko-nomiczną, jest wyłączana lub likwidowana. Utrata kontrolowanych źródeł generacji wymaga zwiększenia udziału w wykony-waniu usług systemowych źródeł podłą-czonych do sieci o niższym napięciu. Nowe stopnie swobody w prowadzeniu ruchu systemu, jak:• sterowalne obciążenia, • zdecentralizowane magazyny energii, • samochody elektryczne,

które operują w sieciach dystrybucyj-nych mogą być narzędziem do opanowania sytuacji. Wymagane jest jednak opracowa-nie sposobów kooperacji pomiędzy opera-torami i metod koordynacji działań. Autorzy referatu skoncentrowali się na współpracy pomiędzy operatorami sieci dystrybucyjnej DSO (Distribution System Operator), ale zaproponowana metoda jest ogólna i ade-kwatna także dla operatorów sieci przesy-

łowej TSO (Transmission System Opera-tor), więc obejmuje ona zarówno przypadki współpracy DSO-DSO, jak i TSO-DSO.

Ze względu na lokalną specyfikę i róż-niące się praktyki ruchowe nie istnieje zu-nifikowany opis stanu, struktury i działania systemu elektroenergetycznego. Wymiana danych ruchowych pomiędzy operatorami, takich jak pomiary i topologia sieci niewiele da, jeżeli chodzi o zrozumienie i identyfi-kację stanu sąsiadującego, nadrzędnego lub podrzędnego systemu. Dlatego można założyć, że zarówno obecnie, jak i w przy-szłości dany operator będzie znał tylko własną sieć. Pokazuje to rysunek 21, na którym zakreskowany kwadrat reprezentu-je sąsiadującą sieć.

Rys. 20. Prędkość wiatru i awarie sieci

uporządkowane według procentowego

czasu wystąpienia

Rys. 21. Konfiguracja sieci różnych operatorów w najgorszym przypadku

rozdzielenia każdego poziomu napięcia

W takiej konfiguracji, jak na rysunku 21, gdzie każdy operator działa na innym po-ziome napięcia, wykonywanie usług sys-temowych i zarządzanie generacją DER jest nierealne. Metoda współpracy opera-torów zaproponowana w referacie polega na zastosowaniu interfejsu wymiany za-gęszczonych danych. Ważne, że metoda

Precentage of time0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

wind

veloc

ity [m

/s]

35

30

25

20

15

10

5

0

21 out of 27 failures at wind velocity > 14,3 m/s

Fault types:

Intermittent, wind Permanent failure Intermittent, snow/ice

TSO

DSO I

DSO II

DSO III

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 207marzec 2017

ta nie zmienia zakresu odpowiedzialności, kompetencji i pełnionych ról poszczegól-nych operatorów. Ideę interfejsu wymiany danych wyjaśnia rysunek 22, gdzie punkt styku pomiędzy sieciami jest reprezento-wany przez pojedynczy węzeł (z generato-rem lub zmiennym obciążeniem) z punktem pracy określonym na płaszczyźnie (P,Q). Położenie tego punktu pracy może zmie-niać się w granicach wyznaczonych przez ograniczenia mocy czynnych i biernych źró-deł, mocy sterowalnych obciążeń, poziomy dopuszczalnych napięć i prądów, zmiany topologii (N-1) itd.

przekazane przez operatorów-sąsiadów obszary ROP obliczone w poprzednim kro-ku. Proces jest więc procesem iteracyjnym. Autorzy udowodnili skuteczność metody za pomocą badań symulacyjnych wykona-nych na modelu systemu testowego IEEE 30 Bus System. Znaczenie obszaru ROP dla zapewnienia prawidłowej współpracy operatorów systemu elektroenergetyczne-go polega na gwarancji, że tak długo, jak dany operator nie naruszy ustalonego ob-szaru ROP w punkcie styku sieci, tak długo jego działania nie wpłyną negatywnie na sieć sąsiada.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW C2

Grid operation solutions to changes

in generation mix including distributed

and renewable generating resources

[1] C2-101 Alves F.R.M, Almeida L.P., Fernan-des R.P., Passos Filho J.A., Lirio F.L., Hen-riques R.M., La Gatta P.O., Gomes Jr S. – Brazil: Using a Static and Dynamic Security Assessment Tool to Evaluate the Effects of Increasing Wind Power Penetration in Fu-ture Operating Conditions of the Brazilian Interconnected Power System.

[2] C2-102. Sardinha S.L.A., Cisneiros S.J.N., Botelho M.J., Gomes P., Brasil D.O.C., Me-deiros F.C., Bianco A., Medeiros A.D.R, Quintão P.E.M., Barbosa A.A., Sobral F.R. – Brazil: Improvement of Technical Requ-irements for Connecting Wind Plants in the Brazilian Interconnected Power System.

[3] C2-103. Barnes S., Leonard D., Alexan-der M., Tashjian V., Doyle P., D’Arcy C. – USA: High Fidelity Modeling Approach to Analyzing Combined-Cycle Power Plant Response to Proposed ROCOF Require-ments in Ireland.

[4] C2-104. Saarinen L., Lundin U. – Sweden: Tuning primary frequency controllers using robust control theory in a power system dominated by hydropower.

[5] C2-105. Agneholm E., Nilsson M., Laaso-nen M., Hoegdahl Zarnastil M., Jansson A., Lindahl S., Westberg A. – Sweden: Full Scale Frequency Response Tests in the Nordic Synchronized Area.

[6] C2-106. Sharafi D., Morris R. – Australia: Integration of PV Contribution into the Load Forecast and Dispatch.

[7] C2-107. S. De Graaff A. – Netherlands: Se-lective Generation Shift Key determination

an enhanced method for the flow-based market coupling capacity calculation.

[8] C2-108. Kaneuchi Y. – Japan: Secondary Frequency Control and Balancing Ope-ration Using Coordination Control of Co-nventional Sources and Battery Energy Storage System with Large-scale Renewa-ble Energy Integration.

[9] C2-109. Klaar D. – Netherlands: Storage application for frequency control of hourly cross-border program changes.

[10] C2-110. Morales G.A. – Netherlands: Inno-vative tools for the future coordinated and stable operation of the pan-European elec-tricity transmission system.

[11] C2-111. Kranhold M. – Germany: Incre-ased cooperation between TSO and DSOs as precondition for further developments in ancillary services due to increased distri-buted (renewable) generation.

[12] C2-112. Koller M. – Switzerland: Prima-ry control reserves provision with battery energy storage systems in the largest Eu-ropean ancillary services cooperation.

[13] C2-113. Dragosavac J., Janda Ž., Arnau-tovic D., Gajic T., Dobricic S., Milanovic J., Subotic S., Mihic B. – Serbia: Real time synchronous generator dynamic reactive reserve monitoring by coordinated reactive power voltage controller.

[14] C2-114. Quitmann E. – Germany: Anticipa-ting Power System Needs in Response to the Global Energy Transition.

[15] C2-115. Daly P. – Ireland: Emulated Iner-tial Response from Wind Power: Ancillary Service Design and System Scheduling Considerations.

[16] C2-116. Dudurych I. – Ireland: Operational Security Challenges and Tools for a Syn-chronous Power System with High Pene-tration of Non-conventional Sources.

[17] C2-117. Neto A. – France: Smart dispatch of variable-speed Pump Storage Plants to faci-litate the insertion of intermittent generation.

[18] C2-118. Bruno G., Carlini E., Salvati R., Campisano L., Agnetta V., Pau P., Stori M., Candia C., FIsella F. – Italy: Innovative so-lutions for real-time Dynamic Security As-sessment and automatic system devoted to special protection schemes of Italian Defense plan.

[19] C2-119. Agamalov O. – Ukraine: Power Systems Oscillations Damping with Re-gard the Finite Speed of Propagation the Electromechanical Waves.

[20] C2-120. Skivee F. – Belgium: Integration of 2 days-ahead capacity forecast for mana-ging Belgian energy imports.

[21] C2-121. Ilisiu D., Balasiu F., Firica D. – Romania: Monitoring, operation and con-

Rys. 22. Metoda określenia interfejsu wymiany danych operatorów

i obszarów ROP(x)

Punkt pracy może zatem przyjmować dowolne położenie wewnątrz obszaru nazwanego zakresem dopuszczalnych punktów pracy ROP (Range of Operation Points). Kształt obszaru ROP zmienia się w czasie i staje się rozmyty, ponieważ do jego określenia w przyszłości należy korzy-stać z prognoz generacji, obciążenia czy dynamicznej obciążalności linii. Pokazuje to rysunek 23.

Rys. 23. Zmienność kształtu obszaru ROP(x,t) w czasie

Wyznaczenie kształtu obszaru ROP(x,t) nie jest zadaniem banalnym. Wymaga zastosowania genetycznych algorytmów optymalizacyjnych i symulacji metodą Monte-Carlo. Na wynik wpływają również

step 1 step 2 step 3 P

P

Q

Q

OP

OPtransform

transform

OP(x,t)

ROP(x,t)

P

Q

t

strona 208 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

trol solutions in the process of renewable energy source integration Transelectrica’s experience.

[22] C2-122. Pinho Da Silva N., Pestana R. – Por-tugal: Probabilistic dimensioning of tertiary control reserve driven by the intermittency of renewable generation in Portugal.

[23] C2-123. Xu T., Li M.J., He J.B., Yu Z., Zhang J.Y., Yi J., Ren X.C., Zhang H.T. – China: Stability Control Strategy and Ope-ration of Large-Scale UHVAC/DC Hybrid Power System.

[24] C2-124. Bakken B.H. – Norway: New An-cillary Service to Mitigate Deterministic Frequency Deviations.

[25] C2-12. Lisitsyn A., Kats P., Chapluk S., Edlin M., Satsuk E. – Russia: Automatic device of monitoring of stability margins.

Managing system disturbances

and system restoration

[26] C2-201. Nambiar A. – South Africa: Ensu-ring the black start capability of the South African Power system.

[27] C2-202. Sagareli S., Koenig M., Camara H., Panuccio V., Sambasivan S., O’Malley A., Qayyum Z., Taylor J., Lordan R. – USA: Geomagnetic Disturbances Monitoring, Modelling and Mitigation.

[28] C2-203. Stephen R.R. – South Africa: Experiences with generator failure and ef-fect on network and load response.

[29] C2-204. Vahidnia A., Ledwich G., Memi-sevic R. – Australia: Wide-area control of SVCs in Australian power system.

[30] C2-205. Agüero J., Molina R.D., Barbero J.C., Issouribehere F. – Argentina: Poorly damped electromechanical oscillation in the 345 kV interconnection between Ar-gentina and Chile. Identification based on a sliding prony analysis.

[31] C2-206. Jang G., Kim H., Kim K., Yoo Y., Ko B. – Korea: Control of wind farm and VSC-HVDC to enhance frequency reserve.

[32] C2-207. Schwerdfeger R. – Germany: Me-thodology for next generation system ope-ration between DSO and DSO.

[33] C2-208. Wilson D., Clark S., Norris S., Yu J., Mohapatra P., Grant C., Ashton P., Wall

P., Terzija V. – United Kingdom: Advances in Wide Area Monitoring and Control to ad-dress Emerging Requirements related to Inertia, Stability and Power Transfer in the GB Power System.

[34] C2-209. Iliceto F. – Turkey: Disturbance Management in the Turkish Power System interconnected with the ENTSO-E System. Defense Strategies and Operation Expe-rience.

[35] C2-210. Kjolle G. – Norway: Norwegian disturbance management system and da-tabase.

[36] C2-211. Diyachkov V., Repina E. – Russia: Power system operation efficiency incre-asing considering transfer capacity para-meters affection

[37] C2-212. Wellssow W. – Germany: Operator Training for Restoration of Power Systems with High Shares of Volatile Generation.

[38] C2-213. Alnabulsi M. – Jordan: An Asses-sment of a Cost-effective Demand Respon-se Scenario. A case study for Jordan.

CIGRE

spotkania Komitetu, które miało miej-sce w trakcie sesji generalnej w Paryżu w 2016 roku, przedstawiciele wielu ope-ratorów systemów przesyłowych podkre-ślali konieczność wtapiania infrastruktury przesyłowej w krajobraz, także przy wy-korzystaniu usług architektów krajobrazu. Tematyka ta znalazła również odzwier-ciedlenie w artykułach prezentowanych w trakcie sesji.

elektrycznej oczekują obniżenia oddzia-ływania systemu elektroenergetyczne-go na środowisko, w tym na człowieka. Chodzi tutaj głównie o oddziaływanie na zdrowie człowieka, wpływ na ogranicza-nie praw własności oraz wpływ wizualny na krajobraz.

Ochrona krajobrazu to istotny te-mat w pracach Komitetu C3 – System Environmental Performance. W czasie

Aktualne trendy w zakresie ochrony krajobrazu

Systemy elektroenergetyczne na świe-cie stoją wobec wyzwań związanych z in-tegracją generacji ze źródeł odnawialnych oraz źródeł rozproszonych, magazynowa-niem energii elektrycznej, szeroko pojętą elektromobilnością, a także inteligentnymi sieciami. Jednoczesnie odbiorcy energii

Wojciech LubickiPSE Inwestycje S.A.

Wpływ systemu elektroenergetycznego na środowisko – Komitet Studiów C3

System Environmental Performance – Study Committee C3

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 209marzec 2017

W ramach Komitetu C3 przedstawiono 17 referatów, które podzielono na trzy bloki tematyczne [1-17]: • odpowiedzialność środowiskowa, • zagadnienia akceptowalności, • wpływ zmian klimatu na system

elektroenergetyczny. W artykule skoncentrowano się na za-

gadnieniu ochrony krajobrazu na przykła-dzie Wielkiej Brytanii [15] oraz Hiszpanii [8].

Ochrona krajobrazu w Wielkiej Brytanii

Wielka Brytania to prawdopodobnie pierwszy na świecie kraj, w którym zade-cydowano o skablowaniu napowietrznych linii 400 kV z powodu ochrony krajobra-zu. Podstawą takiej decyzji było badanie preferencji odbiorców energii elektrycznej, z którego wynikała ich gotowość do zapła-cenia większych rachunków za dostawę energii elektrycznej pod warunkiem zredu-kowania wpływu wizualnego istniejących linii przesyłowych w obszarach szczegól-nie cennych przyrodniczo. Przez obszary szczególnie cenne przyrodniczo rozumie się przy tym parki narodowe oraz obszary o wybitnym naturalnym pięknie, ustalone na poziomie krajowym – Areas of Outstan-ding Natural Beauty (AONB).

Brytyjski Regulator – Ofgem – dla okre-su regulacyjnego obejmującego lata 2014-2021 wyraził zgodę na przeznaczenie kwoty 500 mln funtów na ochronę krajobrazu na rzecz trzech operatorów systemu przesy-łowego tj. National Grid, Scottish Power Transmission oraz Scottish Hydro Electric Transmission. Uzyskanie przez National Grid dostępu do środków na ochronę krajobrazu wymagało stworzenia dokumentu strate-gicznego – Visual Impact Provision (VIP), który podlegał konsultacjom publicznym oraz wymagał uzyskania zgody Ofegem. Dokument określał sposób realizacji przed-miotowego projektu strategicznego i jego główne założenia. Najistotniejsze z założeń dotyczyło transparentności procesu wybo-ru obszarów objętych projektem oraz usta-lenia priorytetów oceny i wyboru zadań do realizacji. W tym celu utworzono GDI – Gru-pę Doradczą Interesariuszy (Stakeholders

Advisory Group) będącą nie tyle organem doradczym, co decyzyjnym w zakresie całe-go projektu. GDI przewodniczy Chris Baines – niezależny działacz środowiskowy, archi-tekt krajobrazu, dziennikarz telewizyjny oraz autor książek przyrodniczych. Ponadto GDI tworzą przedstawiciele organizacji dbają-cych o krajobraz oraz korzystających z tego krajobrazu, czyli m.in. przedstawicie: parków narodowych, obszarów chronionego krajo-brazu, organizacji środowiskowych, organi-zacji turystycznych, National Grid i Ofgem. Podstawowe zadania GDI to:• ustalanie priorytetów (kryteriów) wyko-

rzystywanych do oceny poszczegól-nych obszarów/zadań, z uwzględnie-niem analiz technicznych dostarcza-nych przez National Grid,

• identyfikacja infrastruktury i lokalizacji, których przebudowa może zapewnić znaczący efekt,

• definiowanie projektów, które National Grid powinien poddać szczegółowym analizom,

• nadzorowanie postępów prac poszcze-gólnych projektów,

• bieżąca komunikacja z interesariusza-mi nie reprezentowanymi bezpośrednio w GDI.Na rysunku 1 przedstawiono parki na-

rodowe i obszary AONB uwzględnione w przedmiotowym projekcie. Generalnie, 26 obszarów chronionych jest przecinanych przez linie przesyłowe będące własnością National Grid. Ich łączna długość wynosi 571 km. Na obszarach chronionych nie ma stacji elektroenergetycznych. Metodę oceny poszczególnych projektów opracowała prof. Carys Swanwick z Uniwersytetu w Sheffield, będąca ekspertem w zakresie krajobrazu. Metoda ta o nazwie Guidelines for Landsca-pe and Visual Impact Assessment (GLVIA) jest powszechnie stosowana w Wielkiej Bry-tanii i została dostosowana, za zgodą GDI, do wykorzystania w projekcie VIP.

Ocenę wpływu linii przesyłowych na krajobraz przeprowadziły dwie firmy kon-sultingowe. Badanie przebiegało w trzech

Rys. 1. Parki narodowe oraz obszary AONB uwzględnione w projekcie VIP

strona 210 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

etapach: prace za biurkiem, badania w tere-nie oraz analizy końcowe. Prace za biurkiem polegały na: pozyskaniu map, identyfikacji sekcji linii przebiegających przez obszary zróżnicowanego krajobrazu, identyfikacji grup ludzi (grupy receptorów) szczególnie narażonych na wpływ wizualny linii oraz ustalenie z właścicielami obszarów cennych przyrodniczo punktów do przeprowadze-nia oceny wizualnej. Badania w terenie to przede wszystkim: weryfikacja i ewentualna modyfikacja założeń przyjętych na etapie pracy za biurkiem, przeprowadzenie oceny wpływu linii na krajobraz oraz oceny istot-ności tego wpływu zgodnie z przyjętymi kryteriami. Analizy końcowe to zestawienie wyników dokonanej oceny, analizy porów-nawcze, ustalenie priorytetów, opracowanie prezentacji dla GDI.

Ocena oddziaływania danej linii na kra-jobraz była dokonana w sposób jakościo-wy, z punktu widzenia grup receptorów, którymi mogą być np. lokalne społeczno-ści, osoby podróżujące koleją, właściciele praw do terenu, właściciele hoteli, a także turyści przebywający na szlakach. Elemen-ty podlegające ocenie to:• specjalne wartości krajobrazu,• jakość krajobrazu rozumiana jako obec-

ność zachowanych w dobrym stanie elementów charakterystycznych krajo-brazu, utworzonych w sposób naturalny lub przez człowieka,

• jakość scenerii rozumiana jako ogólny wygląd, forma, kolorystyka, skala,

• ustanowiona ochrona krajobrazu,• wartości rekreacyjne,• elementy percepcyjne (dzikość, spokój,

odosobnienie).Poza oceną wpływu linii przesyłowej na

krajobraz z punktu widzenia różnych grup społecznych dokonywana jest także dodat-kowa ocena:• skali wpływu linii na elementy charakte-

rystyczne krajobrazu,• skali geograficznej wpływu linii (lokalny,

ponadlokalny),• istotności wpływu na krajobraz.

Oceny poszczególnych czynników dokonywane są w skali 10-stopniowej. Czynnik o małej istotności otrzymuje 1 punkt, średniej istotności 3 punkty, wy-sokiej istotności 6 punktów, zaś czynnik

o nadzwyczajnej istotności 10 punktów. Punkty są sumowane, wszystkie czynniki są uznawane za tak samo istotne, innymi słowy nie stosuje się żadnych wag dla po-szczególnych czynników podlegających ocenie.

Ocena jakościowa dokonana zgodnie z opisanymi kryteriami jest podstawą do rozważenia różnych technicznych moż-liwości złagodzenia wpływu linii na krajo-braz. Dla linii (lub jej odcinków), dla których stwierdzono wpływ duży lub bardzo duży rozważana jest opcja skablowania. Dla po-zostałych przypadków rozważa się nastę-puje możliwości:• wymiana słupów na niższe lub o innej

konstrukcji,• malowanie słupów na kolory wtapiające

w krajobraz,• przemodelowanie krajobrazu, np. po-

przez nasadzenia maskujące.We wrześniu 2015 r. GDI odbyło

2-dniowe seminarium, na którym ustalono listę czterech najistotniejszych projektów do realizacji. Wszystkie polegają na ska-blowaniu linii napowietrznych, ich łączna długość wynosi ok. 17 km. Są to obszary: Dorset AONB – odcinek do skablowania wynosi 8 km, New Forest AONB – 4 km, Peak District National Park – 1,8 km oraz Snowdonia National Park – 3 km. Jedno-cześnie stworzono listę rezerwową obej-mującą 12 odcinków linii napowietrznych do przebudowy, jeśli okazałoby się, że re-alizacja któregoś zadania priorytetowego nie jest możliwa ze względów technicznych lub czasowych. Ograniczeniem czasowym dla zakończenia projektu jest bowiem rok 2021, będący ostatnim rokiem bieżącego okresu regulacyjnego. Z tego też powo-du w roku 2017 przewiduje się uzyskanie wszystkich wymaganych zgód, zaś pra-ce budowlane mają rozpocząć się w roku 2018.

Projekt posiada dedykowany dział na stronie internetowej National Grid. Pod adresem: http://www2.nationalgrid.com/UK/In-your-area/Visual-Impact-Provision/ znajdują się wszystkie dokumenty pro-jektu VIP, w tym oceny techniczne po-szczególnych linii, raporty roczne z po-stępu prac, łącznie z notatkami ze spo-tkań GDI.

Ocena wpływu napowietrznych linii przesyłowych

na krajobraz Hiszpanii

Podstawę rozpoczęcia prac nad opro-gramowaniem do oceny wpływu napo-wietrznych linii przesyłowych na krajobraz w Hiszpanii stanowią: Europejska Kon-wencja Krajobrazową z 2013 roku, zało-żenie o unikaniu budowy linii w obszarach potencjalnych konfliktów społecznych po-wstałych na tle wpływu linii na krajobraz, a także wymaganie hiszpańskiej admini-stracji publicznej w zakresie udowodnienia wyboru wariantu trasy linii o najmniejszym możliwym wpływie na krajobraz.

Przy projektowaniu tras nowych linii prze-syłowych Red Electrica korzysta więc ze śro-dowiska 3-D stworzonego do oceny wpływu wizualnego linii na krajobraz. U podstaw kon-cepcji leży tworzenie i ocena tzw. pola widze-nia. Pole widzenia to fragment krajobrazu wi-doczny z różnych punktów obserwacyjnych, a pojęcie to znajduje stosowanie również w planowaniu przestrzennym, archeologii oraz wojskowości. Wyróżnia się przy tym dwa rodzaje punktów obserwacyjnych: statyczne i dynamiczne. Statyczne punkty obserwacyj-ne to te miejsca, skąd rozciąga się najlepszy widok na okolicę, np. punkty obserwacyjne, wieże, stanowiska archeologiczne, miejsca publiczne. Dynamiczne punkty obserwacyjne to drogi, szlaki kolejowe oraz ścieżki turystycz-ne. Pole widzenia tworzone jest na podstawie cyfrowego modelu terenu uzupełnionego o istniejące i planowane elementy blokowe, tj. drzewa, budynki oraz budowle. Cyfrowy model terenu pochodzi z aplikacji Google Earth Digital Terrain Model, natomiast obiekty dodatkowe są tworzone na podstawie da-nych Lidar lub też dodawane ręcznie.

Na rysunku 2 przedstawiono przykład pola widzenia na słupy planowanej napo-wietrznej linii przesyłowej uzyskane w opi-sywanym oprogramowaniu, natomiast na rysunku 3 wyniki oceny wpływu linii na kra-jobraz uzyskane dla przypadku czterech planowanych słupów (niebieskie kropki na rysunku). Podejście metodologiczne obej-muje następujące elementy:• budowa cyfrowego modelu powierzch-

ni (model terenu uzupełniony o obiekty) – podstawowy problem związany jest

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 211marzec 2017

z dostępnością danych; obecny cy-frowy model terenu Hiszpanii posiada rozdzielczość 5 m, brakuje też danych Lidar i cyfrowego modelu wysokościo-wego terenu;

• elementami obserwowanymi linii są wszystkie słupy – pozwala to na otrzy-manie szerokiego spectrum pól widze-nia linii;

• punkty obserwacyjne ustalane są na wysokości 1,7 m, co odpowiada śred-niemu wzrostowi dorosłego człowieka;

• każdorazowo w ocenie wpływu na kra-jobraz uwzględniane są słupy o różnej wysokości – przyjmuje się słupy o wy-sokości wynoszącej 100%, 66% i 33% wysokości standardowego słupa;

• w ocenie wpływu wizualnego nie uwzględnia się bezpośrednio utraty ostrości widzenia wraz ze wzrostem od-ległości pomiędzy punktem obserwacyj-nym a obserwowanym obiektem;

• istotność wpływu widoczności słupów li-nii na krajobraz jest oceniana z uwzględ-nieniem faktu, że im większy dystans od obiektu lub im mniejsza część słupa jest widoczna, lub też im mniejsza liczba słupów jest widoczna, tym mniejszy jest wpływ linii na krajobraz.W efekcie scharakteryzowanego podej-

ścia metodycznego otrzymywane są dwa rodzaje wyników. Pierwszy to tzw. istotność widoczności linii, która jest wartością nume-ryczną otrzymywaną jako średnia ważona z analizowanych czynników. Na mapie jest ona prezentowana w postaci kolorów (rys. 3). Czerwony kolor oznacza dużą widoczność, a tym samym istotny wpływ linii na krajobraz. Drugi wynik to plik KML, który przedstawia wizualizację linii 3-D w rzeczywistym terenie,

możliwy do przeglądania z wykorzystaniem aplikacji Google Earth. Jest to szczególnie przydatne dla potrzeb komunikacji społecz-nej oraz zrozumienia zmian w krajobrazie, które będą miały miejsce po wybudowaniu planowanej linii napowietrznej.

Podsumowanie

W Polsce wpływ wizualny linii na krajo-braz, a zwłaszcza na najbliższe otoczenie człowieka jest jedną z istotnych przyczyn powstawania konfliktów społecznych na eta-pie planowania trasy przebiegu linii. Wpływ wizualny na krajobraz przekłada się bowiem na obawy zdrowotne związane z oddzia-ływaniem pola elektromagnetycznego, bo człowiek bardziej obawia się oddziaływania od tego co jest widoczne (a linię napowietrz-ną widać) niż oddziaływania od czegoś nie-widocznego, chociażby kabla elektroener-getycznego. Przekłada się to oczywiście również na zmianę wartości nieruchomości. Dodatkowo można zaobserwować ugrun-towywanie się stereotypu „zły, bezduszny inwestor” versus „pokrzywdzeni właścicie-le nieruchomości”, co w połączeniu z rady-kalizacją postaw społecznych jest wystar-czającym ogniskiem zapalnym konfliktów społecznych. Na tym tle przykład działań podjętych przez National Grid w Wielkiej Bry-tanii jest szczególnie cenny.

Największą wartością, poza oczywistą ochroną szczególnie cennego krajobrazu, jest stworzenie platformy współpracy in-westor – interesariusze. Platformy współ-pracy, w której żadna ze stron nie ma gło-su dominującego, a jedynym czynnikiem zapewniającym realizację projektu jest

kompromis. Obie strony, zarówno inwestor, jak i poszczególni interesariusze muszą dla osiągnięcia kompromisu nauczyć się współpracy, nabrać do siebie nawzajem choć odrobiny zaufania oraz zacząć słu-chać swoich argumentów. Proces budowy zaufania w relacji inwestor – interesariusze wymaga czasu i z całą pewnością istotną rolę odgrywają w przypadku Wielkiej Bry-tanii osoby: przewodniczącego GDI oraz kierownika projektu ze strony National Grid. Nie można też nie docenić roli obiek-tywnych kryteriów oceny oddziaływania projektów na krajobraz zaproponowanych przez uznanych ekspertów, niezwiązanych z żadną ze stron procesu inwestycyjnego. Interesariusze w projekcie VIP uzyskują dwa, niezwykle cenne, elementy. Pierwszy do dostęp do wiedzy na temat wszystkich uwarunkowań procesu inwestycyjnego, od aspektów technicznych po ekonomiczne. Po drugie, to wpływ na podejmowanie de-cyzje. Czy realizacja projektu VIP zapobie-gnie powstawaniu konfliktów społecznych przy budowie nowej infrastruktury? Z całą pewnością nie, ale może być wykorzysta-na jako przykład pozytywnej współpracy, bo jeśli udało się dojść do porozumienia w przypadku projektu VIP, to dlaczego nie można byłoby uzyskać tego samego efektu w przypadku innych projektów?

Przykład hiszpański ma charakter na-rzędziowy, który mógłby stanowić uzupeł-nienie podejścia brytyjskiego. Tworzenie wizualizacji 3-D przebiegu trasy linii oraz sparametryzowana ocena oddziaływa-nia wizualnego to naturalna droga roz-woju technik wspomagających podej-mowanie decyzji. Szczególnie, że należy oczekiwać szybkiego rozwoju technologii

Rys. 2. Przykład pola widzenia utworzonego w środowisku 3-D Rys. 3. Przykład wyników analizy

strona 212 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

wspierających rozwiązania informatyczne, np. w zakresie: dostępności cyfrowych map terenu, skaningu laserowego, fotogrametrii, technologii lotniczych oraz przetwarzania danych. Czas dostępności i aktualizacja da-nych będzie w coraz większym stopniu na-stępowała automatycznie i autonomicznie, co w połączeniu z technologiami projekto-wania wirtualnego może rodzić obawy, czy propozycje rozwiązań narzędziowych będą nadążały za rozwojem technologicznym.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW C3

[1] C3-101. Halbedl T., Renner H., Achleitner G.:

Analysis of the impact of Geomagnetic Distur-

bances on the Austrian Transmission Grid.

[2] C3-102. Beutel A., Mclaren B., Branfield

R., Hoogstad C., Geldenhuys H., Khoza N.,

Ntshani M., Van Coller J., Kruger R.: Elec-

trocution risks to endangered birds on MV

overhead lines – South African experiences.[3] C3-103. Rebolini M., Tosi S., Vanadia R.,

Di Pietro N., Senatore E. Polito R.: The au-

thorization procedure for Energy Storage Systems Projects installed on the Italian Transmission Grid.

[4] C3-104. Du Four V., Mortier J.: Liability for contaminated sites initiated by the unbun-dling of the transmission grid in Belgium.

[5] C3-201. Takahashi R., Noda H., Nakasono S., Negishi T.: Evaluation method for valu-es derived from substation instalment.

[6] C3-202. Hart J., Melik G.: Ausgrid’s North Shore 132 kV Cable Project – Learnings on Route Selection, EMF Mitigation and Sta-keholder Engagement.

[7] C3-203. Wall C., Arnera P., Barbieri B.: HV Underground Cables Magnetic Field Miti-gation Measures.

[8] C3-204. Moreno F.: 3D multi-viewpoints environment to analyze the visual impact of overhead lines.

[9] C3-205. Grbic M., Salamon D., Pavlovic A.: Analysis of Induced Electromotive Force in Phase Conductors of 35 kV Line Caused by Phase-to-Ground Fault in 400 kV Over-head Power Line.

[10] C3-207. Ribaldone P., Lavecchia G., Ca-nova A., Giaccone L.: On the use of the HMCPL shielding system in renewing the

underground HV power lines in big cities.[11] C3-209. Hrolfsdottir H., Kjeld A., Palsson

M., Hjartarson I., Ingolfsdottir G., Bjarna-dottir H.: Life cycle assessment of the UGC transmission system in Iceland.

[12] C3-210. Wang J., Huang W., Qiang Y.: Environmental Impact and Prevention ana-lysis for urban Substations.

[13] C3-301. Nakayama P., Mustafa A.: Hydro-power plants and the Climate Change: Im-pacts and Actions.

[14] C3-302. Agrawal V., Baba K., Narasimhal S., Porwal R., Yadav N., Gupta A., Goyal S.: Enhancing resilience of the North In-dian Power System against pollution and foggy weather – An Experience.

[15] C3-303. Pearson H.: An approach to de-aling with visual impact of existing high voltage transmission lines.

[16] C3-304. Laruelle E., Ficheux A., Kieffel Y., Waldron M.: Reduction of green houses in GIS pilot project in UK.

[17] C3-305. Alomari M.: Climate Change im-pact on Electrical Power System, Case study from Jordanian Electrical System.

CIGRE

wania, obsługi i sterowania, z wyjątkiem tych przypadków, w których zachowanie elementów składowych, urządzeń lub pod-systemu znacząco oddziałuje na pracę sys-temu elektroenergetycznego.

Tematyka działań Komitetu Studiów C4 dotyczy w szczególności: jakości ener-gii elektrycznej, kompatybilności i zakłóceń elektromagnetycznych (EMC/EMI), koordy-nacji izolacji, wyładowań atmosferycznych,

Maksymilian Przygrodzki PSE Innowacje Sp. z o.o.Politechnika Śląska

Zagadnienia techniczne systemu – Komitet Studiów C4

System Technical Performance – Study Committee C4

między urządzeniami/podsystemami, po-między systemem elektroenergetycznym i zewnętrznymi przyczynami zakłóceń oraz pomiędzy systemem elektroenergetycznym a innymi instalacjami. Do obszaru działań Komitetu Studiów C4 nie zalicza się zagad-nień związanych z projektowaniem i wytwa-rzanie elementów oraz urządzeń. Również do tego obszaru nie należą zagadnienia, które szczególnie odnoszą się do plano-

Komitet Studiów C4

Komitet Studiów C4 CIGRE funkcjo-nuje pod nazwą Zagadnienia techniczne systemu (System Technical Performance). Obszar jego działania obejmuje metody i narzędzia analiz pracy systemu elektro-energetycznego, w szczególności mające zastosowanie w badaniach stanów dyna-micznych i przejściowych, oddziaływań

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 213marzec 2017

zaawansowanych narzędzi modelowania, analizy pracy i symulacji zachowań dy-namicznych systemu elektroenergetycz-nego. Tematy te odnoszą się również do nowych instalacji w strukturach systemu, tj. do technologii urządzeń energoelek-tronicznych i Smart Grid, ze szczególnym podkreśleniem zagadnień jakości energii elektrycznej i zaawansowanych narzędzi analiz stanów nieustalonych i dynamicz-nych w oddziaływaniu na system elektro-energetyczny.

W związku z wymienionymi obszarami tematycznymi można powiązać poniższe zagadnienia [1].• Jakość energii elektrycznej: badania

i analizy porównawcze jakości energii elektrycznej, poziomy i wskaźniki kompa-tybilności, pomiary i monitoring, związki pomiędzy wyładowaniami atmosferycz-nymi i spadkami napięć, emisyjność in-stalacji odbiorczych (np. układów HVDC, SVC, pieców łukowych), odporność in-stalacji na zakłócenia.

• Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC): wrażliwość elektromagnetyczna, EMC w sąsiedztwie systemu elektro-energetycznego, wymagania i rozwią-zania dla stacji wysokich i najwyższych napięć oraz elektrowni.

• Koordynacja izolacji: stosowane prak-tyki, układy ultrawysokiego napięcia (UHV); układy przesyłowe prądu sta-łego (HVDC); oddziaływania pomiędzy transformatorami a systemem, w szcze-gólności w zakresie badań zjawisk występujących przy załączaniu nieob-ciążonych transformatorów; rezonans i ferrorezonans; oddziaływania pomię-dzy długimi liniami kablowymi a syste-mem; wpływ warunków i charakterystyk sieciowych na działanie wyłączników, w tym napięć powrotnych; wpływ zanie-czyszczeń izolacji na właściwości sie-ciowe.

• Wyładowania atmosferyczne: dane statystyczne; praca linii przesyłowych i dystrybucyjnych podczas wyładowań przy zastosowaniu odgromników; za-bezpieczenia linii niskonapięciowych; zabezpieczenia farm wiatrowych; wyko-rzystanie danych z systemów lokalizacji wyładowań.

• Zaawansowane narzędzia do anali-zy własności systemu elektroener-getycznego: numeryczna analiza pola elektromagnetycznego przy badaniu propagacji fal; techniki numeryczne analiz od stanów ustalonych do stanów szybkozmiennych; modelowanie nie-symetrycznych warunków pracy syste-mów elektroenergetycznych.

• Dynamiczne modele pracy syste-mów elektroenergetycznych i ich analiza: ocena bilansów mocy; wpływ przekształtników mocy i urządzeń HVDC na bezpieczeństwo systemu i pracę sieci zmiennoprądowej; metody modelowa-nia i agregacji obciążenia w sieciach; zagadnienia związane z zastosowaniem długich kabli HVAC; dynamiczne interak-cje pomiędzy urządzeniami wytwórczymi i przesyłowymi.Warto wspomnieć, że w trakcie sesji

CIGRE w Paryżu nastąpiła kadencyjna zmiana na stanowisku przewodniczącego Komitetu C4. Nowym przewodniczącym został dr Zia Emin z Uniwersytetu w Man-chester w Wielkiej Brytanii, który zastąpił dr Pouyana Pourbeika. Funkcje sekretarza pełni nadal, w drugiej kadencji dr Hideki Motoyama z Electric Power Engineering Research Laboratory CRIEPI z Japonii.

Zagadnienia rozważane na sesji CIGRE 2016

W ramach obszaru działań Komitetu Stu-diów C4 na sesję CIGRE 2016 w Paryżu przy-gotowano trzy tematy wiodące, które obej-mują szeroki zakres działań prowadzonych w grupach roboczych i uwzględniają postęp techniczny w różnych dziedzinach, takich jak: jakość energii, kompatybilność elektroma-gnetyczna i zakłócenia, koordynacja izolacji, wyładowania atmosferyczne i modele zacho-wań systemu elektroenergetycznego oraz metody numeryczne. Są to zatem zagad-nienia znajdujące się w obszarach objętych działaniami Komitetu Studiów C4 [2]• Temat 1: Wpływ na system elektro-

energetyczny źródeł oraz zasobników energii przyłączonych z wykorzysta-niem przekształtników (Impact of inver-ter based generation and Energy Storage).

• Temat 2: Wyzwania dotyczące mo-delowania i oceny wyładowań pio-runowych oraz koordynacji izolacji w przyszłości systemu elektroener-getycznego (Challenges with model-ling and evaluation of lightning perfor-mance and insulation coordination in the power system of the future).

• Temat 3: Pokonywanie barier w symu-lacjach z wykorzystaniem metod EMT, FEM oraz składowych symetrycznych (Bridging the gap between EMT, FEM and positive sequence grid simulation).W wymienionych tematach odnoto-

wano różną liczbę zgłoszonych publikacji. Temat preferencyjny 1 skupił 17 referatów, w temacie 2 prezentowane było 12 publi-kacji, a w temacie 3 kolejne 6 publikacji, co sumarycznie daje 35 referatów w ramach komitetu. Poniżej przedstawiono krótką charakterystykę referatów w poszczegól-nych tematach wiodących.

Wpływ na system elektroenergetyczny źródeł

oraz zasobników energii przyłączonych z wykorzystaniem

przekształtników

Zagadnienia w tej grupie tematycznej skupiały się wokół problemów związanych z wpływem źródeł oraz zasobników energii przyłączonych do systemu z wykorzysta-niem przekształtników. Wśród przedsta-wionych referatów można wyróżnić nastę-pujące grupy tematyczne:• możliwości poprawy dynamicznych pa-

rametrów systemu elektroenergetyczne-go z tytułu stosowania nowoczesnych rozwiązań technicznych – referaty C4-103, C4-107, C4-109, C4-110, C4-115, C4-116;

• wyzwania dla właściwości dynamicz-nych systemu powodowane wysokim poziomem penetracji urządzeń ener-goelektronicznych (zwłaszcza w syste-mach wyspowych) – referaty C4-102, C4-104, C4-118, C4-119;

• modelowanie, pomiary i ocena jako-ści energii (PQ) oraz kwestie związane z kompatybilnością elektromagnetyczną (EMC) – referaty C4-101, C4-108, C4-111, C4-112, C4-113, C4-114, [C4-117.

strona 214 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

W temacie wiodącym 1 przyjęto 17 publikacji, które pochodziły z 12 krajów, odzwierciedlając tym samym szerokie i międzynarodowe zainteresowanie tym tematem.

Podgrupa 1

W artykule C4-103 [3] przedstawiono wyniki wieloletniego projektu badawczego, sponsorowanego przez US Department of Energy (DOE), którego celem było wykaza-nie możliwości wykorzystania przekształt-ników energoelektronicznych wyposażo-nych w funkcje wspomagania pracy sieci i sterowanych z wykorzystaniem otwartych standardowych protokołów transmisji. Do badań wybrano trzy lokalizacje sieciowe z różnym zakresem potrzeb i zastosowa-nych urządzeń. W referacie Autorzy opisują doświadczenia osiągnięte podczas testów, głównie związane z działaniem przekształt-nika i jego komunikacją. Wyniki pokazują bardzo skuteczną regulację napięcia osią-gniętą po stronie układów powiązanych z PV (wygładzony i bardziej płaski profil na-pięcie przez cały dzień), jak również pozy-tywne efekty w zakresie wykorzystania do kontroli współczynnika mocy na przyłączu. Autorzy wskazują, że podstawowym celem pracy jest podniesienie świadomości na te-mat zaawansowanych funkcji wspomaga-nia regulacji parametrów sieci, które mogą być dostępne dla operatorów systemów dystrybucyjnych ze strony podłączonych przez przekształtniki układów fotowoltaicz-nych i zasobników energii. Autorzy wska-zują również, że aby osiągnąć pełny poten-cjał techniczny takich rozwiązań, niezbęd-ne są standardowe protokoły komunikacji i sterowania. Ponadto, kluczowe znaczenie ma dla ich niezawodnego działania koor-dynacja z istniejącym wyposażeniem sieci dystrybucyjnej.

Artykuł C4-107 [4] przedstawia pro-pozycje ograniczania przepięć napięcia w sieciach najwyższych napięć. Opisane zostały badania zmierzające do poprawy jakości energii za pomocą zaawansowa-nych elastycznych układów przesyłowych prądu przemiennego (Advanced Flexibi-le AC Transmission System). W zakresie obliczeniowym posłużono się techniką

opartą na metodzie optymalizacji roju czą-stek (Particle Swarm Optimisation) oraz współczynnikiem przyspieszenia (Adaptive Acceleration Coefficient PSO). Metodę za-stosowano do modelu egipskiej sieci prze-syłowej dla scenariusza planowania 2020 w celu określenia: (i) optymalnej lokalizacji urządzeń oraz (ii) optymalnych ustawień parametrów sterowania. W artykule Auto-rzy przedstawili samą proponowaną meto-dę, jak i jej wykorzystanie w kilku scenariu-szach, a także uzyskane wyniki.

Kolejny artykuł C4-109 [5] przedsta-wia działania w ramach projektu STORE wykonane w Hiszpanii w małych syste-mach elektroenergetycznych (Wyspy Ka-naryjskie). Autorzy opisali projekt badaw-czy i wykonania demonstracyjne, których celem jest przeprowadzenie testów sys-temów magazynowania energii (Energy Storage System) w małych, wyspowych systemach elektroenergetycznych. W tym zakresie wybrano trzy technologie o róż-nym zakresie aplikacji i możliwości. W ra-mach tych technologii wykorzystano: (i) ul-trakondensatory, (ii) koła zamachowe oraz (iii) akumulatory litowo-jonowe. Zakres projektu objął następujące zagadnienia: (a) analizy systemu elektroenergetyczne-go i szczegółowe opracowanie modelu, (b) testy rozruchowe oraz (c) monitorowanie wydajności systemów testowych. Wyniki projektu wskazują na pozytywy wykorzy-stania technologii ultrakondensatorów i kół zamachowych do poprawy stabilizowania i regulacji częstotliwości. Podobnie wydaj-ne jest zastosowanie akumulatorów Li-Ion do pokrycia szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną oraz pomoc w sytu-acjach łagodzenia przeciążeń sieci.

Artykuł C4-110 [6] porusza problem zmian inercji w systemie elektroenergetycz-nym wraz ze wzrostem nasycenia źródłami przyłączonymi z wykorzystaniem prze-kształtników energoelektronicznych. Autorzy opisują układ MMC STATCOM wyposażony w dodatkowy stabilizator częstotliwości jako rozwiązanie kompleksowe do łagodzenia problemów niestabilności napięć i często-tliwości. Urządzenie emuluje syntetyczną bezwładność wykorzystując energię zma-gazynowaną w superkondensatorach. Prze-prowadzono badania dynamiczne zaburzeń

napięcia i częstotliwości bazując na modelu irlandzkiej sieci przesyłowej. Wyniki symula-cji wskazują poprawę stabilności i szybkości zmian częstotliwości.

Artykuł C4-115 [7] zawiera przegląd analiz i badań, które wspierały pierwszy włoski „energochłonny” (o dużej pojemno-ści) układ magazynowania energii wyko-rzystujący baterie Na-S. Prezentowane ba-dania objęły analizy z zakresu chemii, elek-trotechniki, zagadnień pożarowych i oceny ryzyka. Autorzy przedstawili ocenę ryzyka i konkretnych problemów bezpieczeństwa, które zostały wdrożone w trzech włoskich instalacjach pilotażowych.

W artykule C4-116 [8] przygotowanym przez przedstawicieli włoskiego operatora systemu przedstawiono doświadczenia z realizacji i eksploatacji pięciu pilotażo-wych elektrochemicznych instalacji ma-gazynowania energii EESS (Electrochemi-cal Energy Storage Systems). Projekty te zmierzają do oceny możliwości wykorzy-stania tego typu urządzeń do świadczenia usług systemowych. Autorzy opisali wy-korzystane technologie i uzyskane efekty każdego projektu pilotażowego. Ponadto w artykule przedstawiono udostępnione w ramach EESS usługi na rzecz syste-mu elektroenergetycznego i ich integrację funkcjonalną z systemami SCADA. Ilustra-cją są przykłady operacyjne wykorzystania EESS podczas występujących zakłóceń w pracy systemu. W konkluzji stwierdzo-no, że doświadczenia uzyskane na bazie projektów pilotażowych wykorzystujących EESS wykazały pełną wystarczalność dla realizacji usług systemowych zgodnie z za-leceniami włoskiego kodeksu sieci.

Podgrupa 2

Artykuły zaliczone do tej podgrupy za-gadnieniowo wiązały się z analizami zjawisk przejściowych w systemie elektroenerge-tycznym.

Artykuł C4-102 [9] przedstawia wyniki badań stabilności przejściowej w obszarze połączonych sieci US Western Intercon-nection (WI) przy wystąpieniu wysokiego udziału generacji pochodzącej ze źródeł wiatrowych i słonecznych. W analizach przyjęto uwarunkowania scenariusza

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 215marzec 2017

planistycznego 2020 przy rocznym udzia-le odnawialnych źródeł energii na pozio-mie 33%. W wyniku badań nie stwierdzo-no żadnych zasadniczych powodów, dla których nie zostałyby spełnione wytyczne w obszarze WI mimo obecności wysokie-go udziału źródeł wiatrowych i fotowol-taicznych. Podkreśla się jednak, że na-leży zachować odpowiednią ostrożność dla funkcjonowania obszarów, w których może zabraknąć zaangażowania elektrow-ni konwencjonalnych. Autorzy sugerują, aby zwiększyć stabilność systemu w bar-dzo słabych obszarach sieciowych należy wprowadzić nowe podejście do wzmoc-nienia sieci, takie jak zmiana funkcji źródeł węglowych na kompensatory synchronicz-ne. Kluczowymi rozwiązaniami dla stabil-ności systemu są zachowania dynamiczne odbiorów oraz stosowanie automatyki FRT (Fault Ride Through) dla źródeł niespokoj-nych. Takie badania wskazują na potrzebę rozwoju właściwych modeli i ich stosowa-nia w studiach planistycznych.

Artykuł C4-104 [10] porusza zagadnie-nia metodyczne rozwoju ulepszonych stra-tegii dokładnego modelowania obciążeń dla celów planowania w skandynawskim systemie elektroenergetycznym. Przed-miotem artykułu objęto następujące za-gadnienia: (i) dobór i weryfikację obciążeń statycznych, (ii) wprowadzenie zależności od częstotliwości do statycznych modeli obciążeń oraz (iii) budowę i rozwój prostych zagregowanych modeli dynamicznych. Opracowana przez Autorów metodyka sto-suje miary oparte na podejściu top-down w celu sprawdzenia wyników składowych podejścia bottom-up. W pracy wyróżnia się problemy odnoszące się do obu podejść, głównie wokół oceny właściwego dobo-ru składowych obciążenia punktu anali-zy w danym czasie i nałożenia wydarzeń o dużym wpływie na odbiory.

W artykule C4-118 [11] przedstawiono metodykę oceny stopnia narażenia niekon-wencjonalnych źródeł energii przyłączonych z wykorzystaniem przekształtników energo-elektronicznych na spadki napięcia w syste-mie elektroenergetycznym. W tym zakresie posłużono się symulacjami modelu Monte Carlo. Głównym celem proponowanego po-dejścia jest możliwość przewidzenia rocz-

nej liczby wyłączeń źródeł przyłączonych przez przekształtnik, spowodowanych na-głymi spadkami napięcia. Drugoplanowym celem jest oszacowanie oczekiwanej korzy-ści wynikającej z usprawnień sieciowych, takich jak zmniejszenie uszkodzeń linii prze-syłowych i poprawa wydajności automatyki zabezpieczeniowej. Autorzy przedstawili przykład obliczeniowy, gdzie opisywana metodyka została zastosowana do badań zdefiniowanego scenariusza funkcjonowa-nia portugalskiej sieci przesyłowej.

Problematykę modelowania porusza również artykuł C4-119 [12]. W tym arty-kule dokonano przeglądu efektów wpływu przyłączenia znaczącej liczby źródeł odna-wialnych na stabilność napięcia w syste-mie elektroenergetycznym. Szczegółowo zostały omówione różne rodzaje opisu zja-wisk związanych ze stabilnością napięcia (krzywe PV), jak i wykorzystywane narzę-dzia analityczne. Poruszane zagadnienia zostały zilustrowane przez Autorów przy-kładami badań wykonanych dla przyłączeń farm wiatrowych do jordańskiego systemu przesyłowego. W szczególności podkre-ślono korzyści wynikające z kontroli napię-cia w farmach wiatrowych i stosowania wy-magań rozwiązań LVRT (Low Voltage Ride Through).

Podgrupa 3

W tej grupie skupiono artykuły, których treści dotyczą modelowania, pomiarów i oceny jakości energii oraz problematyki kompatybilności elektromagnetycznej.

Artykuł C4-101 [13] przedstawia proces oceny wpływu harmonicznych pojawiają-cych się w związku z przyłączeniem no-wych farm wiatrowych do systemu przesy-łowego w Brazylii. Proces ten został szcze-gółowo opisany w brazylijskim Kodeksie Sieci i obejmuje dwa etapy: (i) studium oceny harmonicznych oraz (ii) prowadze-nie pomiarów. Wykorzystanie tego procesu oceny wykazuje, że znaczna część przyłą-czanych farm wiatrowych w Brazylii wyma-ga stosowania filtrów w celu zmniejszenia emisji harmonicznych poniżej dopuszczal-nych poziomów. Stan ten może być wyni-kiem dotychczasowego konserwatywnego podejścia do zagadnienia. Głównym ob-

szarem istotnym z punktu widzenia funk-cjonowania systemu przesyłowego jest zakres wielokrotnych sprzęgnięć filtrów odbiorców (elektrycznie bliskich) pomiędzy sobą oraz z impedancją systemu przesyło-wego, co może wprowadzić nieoczekiwa-ne rezonanse i wzmacniać występowanie harmonicznych. W celu zminimalizowania nadmiarowych instalacji układów filtrów Autorzy proponują pewne zmiany w istnie-jących procedurach: (i) pominąć harmo-niczne impedancji obwodu i oceniać tylko impedancje obliczone punktowo, (ii) rozpa-trywać obliczony 95% percentyl poziomu emisji zamiast najgorszego przypadku, (iii) rozpatrywać tylko przypadki wyłączeń z wysokim prawdopodobieństwem wystą-pienia, (iv) wykluczyć tło wzmocnienia har-monicznych z oceny emisji.

W artykule C4-108 [14] poruszono zagadnienia oceny jakości energii w hisz-pańskim systemie przesyłowym. Autorzy podkreślają znaczenie monitorowania jakości energii (PQ) na poziomie przesy-łu, ze względu na zwiększoną penetrację urządzeń energoelektronicznych. Do tego celu hiszpański operator systemu przesy-łowego REE zaprojektował i zastosował scentralizowane prototypy monitorowania PQ z wieloma możliwościami obejmują-cymi: (i) urządzenia monitorujące PQ, (ii) scentralizowaną bazę danych PQ, (iii) wbu-dowany analizator danych, (iv) automa-tyczne raportowania, (v) prognozy stanu PQ. W pierwszym kroku zasięg urządzeń monitorujących PQ ograniczono do kry-tycznych węzłów z przyłączonymi odbio-rami zakłócającymi. W kolejnych etapach planuje się rozszerzenie obszaru monito-rowania poprzez rozmieszczenie kolejnych urządzeń rejestrujących. W międzyczasie wykorzystuje się zintegrowane z posiada-nymi urządzeniami estymator stanu PQ, którego celem jest zapewnienie brakują-cych danych. Ten estymator stanu może również być wykorzystywany do optymali-zacji lokalizacji przyszłych urządzeń moni-torujących PQ.

Kolejny artykuł C4-111 [15] opisuje szczegółowo proces oceny wpływu harmo-nicznych w przypadkach przyłączenia do systemu przesyłowego nowych instalacji wprowadzających duże zniekształcenia

strona 216 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

napięć i prądów ze szczególnym odniesie-niem do przykładu Wielkiej Brytanii. Dualny wpływ tych urządzeń zakłócających jest przedstawiony jako: (i) zmiana tła harmo-nicznych urządzeń pasywnych (tj. pasyw-nych kabli, baterii kondensatorów, filtrów, itp.), (ii) emisja prądów harmonicznych z urządzeń energoelektronicznych. Oba efekty są ujęte w limitach emisji harmo-nicznych nakładanych na nowe instalacje. Należy podkreślić, że Kodeks Sieci w Wiel-kiej Brytanii (i w niektórych innych krajach) wymaga oceny harmonicznych nie tylko w punkcie wspólnego przyłączenia (PCC), ale także w odległych węzłach, co wiąże się z zapewnieniem dostarczenia odpo-wiednich danych systemowych dla strony przyłączającej jak również do oceny wła-snej. Główne wymagania związane z oce-ną harmonicznych dla nowych przyłączeń zostały zgrupowane w trzech zasadni-czych obszarach i szczegółowo omówione w artykule obejmując: (1) właściwość i for-mę dostarczanych informacji dotyczących impedancji systemu przesyłowego, (2) do-stępność i przydatność danych pomia-rowych tła harmonicznych, (3) interakcje pomiędzy wieloma nieliniowymi powiąza-niami w bliskim sąsiedztwie elektrycznym. Odniesiono się również do kwestii takich, jak dokładność przekładników pomiaro-wych oraz przydatność wybranego okresu pomiarów harmonicznych.

W artykule C4-112 [16] poruszono pro-blematykę asymetrii w długich liniach ka-blowych wysokiego napięcia (w układzie płaskim) wykorzystywanych zwykle do przyłączania morskich farm wiatrowych. Wykazano, że stosowanie łącznej metody składowych symetrycznych (model roz-dzielonych składowych) w ocenie harmo-nicznych może prowadzić do znacznych błędów na skutek sprzężenia między skła-dowymi. Do zilustrowania zagadnienia wykorzystano pomiary pochodzące z mor-skiej farmy wiatrowej pracującej u wybrze-ży Danii. Dane te wykazują wysoki poziom asymetrii obecny w harmonicznych napięć względem asymetrii w liniach kablowych ułożonych w ziemi. Przykładowo stosu-nek 11. harmonicznej napięcia w fazach B i C zawsze wynosi dwa. Wykazano, że istnieje tendencja do występowania ko-

lejności zgodnej dla większości rzędów harmonicznych przy zrównoważonym obciążeniu. W przypadku występowania rezonansu mierzone harmoniczne napię-cia zawierają zwykle udziały wszystkich trzech składowych (zgodnej, przeciwnej i zerowej). Autorzy stwierdzają, że po-wszechne panujące przekonanie dotyczą-ce występowania rzędów poszczególnych harmonicznych w ramach jednej skła-dowej może prowadzić do niedoszaco-wania harmonicznych napięć w układzie faza-ziemia. Takie podejście może mieć wpływ na koszty, jeżeli występujące pro-blemy niezgodności są obserwowane na późniejszym etapie eksploatacji i wymaga się środków zaradczych. Dla tego rodza-ju niesymetrycznych układów zaleca się bardziej zaawansowane podejście mode-lowania w dziedzinie fazowej.

Artykuł C4-113 [17] jest wspólnym ra-portem prac realizowanych przez połączo-ne grupy robocze CIGRE oraz CIRED JWG C4.24. Raport ten zawiera podsumowanie najważniejszych wyników i dyskusji prze-prowadzonych na forum grupy JWG C4.24 w temacie „Jakość energii i problematy-ka kompatybilności elektromagnetycznej w przyszłych strukturach sieci elektroener-getycznych”. Grupa ta została zawiązana w 2013 roku przy współpracy z grupą IEEE powołaną w temacie „Problematyka jako-ści energii w modernizowanych układach sieciowych”. Celem powołanej grupy JWG było zajęcie się następującymi zagadnie-niami: (i) nowe inwestycje i emisyjność urządzeń energoelektronicznych oraz wy-starczalność istniejących układów pomia-rowych i przekształtnikowych, (ii) wpływ nowych zaawansowanych aplikacji, takich jak sterowanie napięciowo-mocowe oraz możliwości rekonfiguracji łączników w sieci dystrybucyjnej, (iii) wpływ rozproszonych problemów jakości energii na przesył.

Wyniki badań podjętych w ramach JWG zostaną opublikowane w przygoto-wywanej do wydania broszurze technicz-nej. Niektóre z głównych wniosków JWG podano poniżej. 1. Przekształtniki energoelektroniczne są

znaczącym źródłem zniekształceń prze-biegów, ale mogą być także kluczem do poprawy kształtu.

2. Przejście od łączy o charakterze nie-elektronicznych i pasywnych układów do aktywnych elektronicznych napędów skutkuje nie tylko nowymi rodzajami emi-sji („interharmoniczne”, „quasi-DC” oraz „superharmoniczne”), ale także sprawia, że odporność urządzeń na zaburzenia jest mniej przewidywalna. Wymagane są nowe wskaźniki, aby scharakteryzować te nowe postacie emisji. Również wyma-gane będą nowe rodzaje przetworników do monitorowania wyższych częstotliwo-ści (do 150 kHz).

3. Sterowniki energoelektroniczne mogą za-pewnić poprawę jakości napięcia w całym zakresie zjawisk i skali czasu. Wymaga to jednak zmiany filozofii sterowania napię-ciem i polegania na urządzeniach będą-cych poza zasięgiem operatora systemu. Należy przyjrzeć się kwestiom niepożąda-nych interakcji między wieloma szybkimi sterownikami.

4. W sieciach z zaawansowanymi funkcjami automatyki wymagane są nowe wskaźniki jakości i niezawodności zasilania.

5. W przypadku, w którym rozwój sieci usu-wa niektóre z dzisiejszych ograniczeń technicznych, takich jak przeciążenia ter-miczne i limity stabilności, nowym ograni-czeniem może stać się jakość energii.W artykule C4-114 [18] opisano ostatnio

obserwowaną tendencję zwiększania się zniekształceń krzywej napięcia widoczną w niektórych obszarach irlandzkiego sys-temu przesyłowego. Tendencja ta została powiązana z rozpowszechnieniem się przy-łączeń farm wiatrowych wykorzystujących przekształtniki energoelektroniczne oraz ze zwiększoną liczbą instalacji promieniowych kabli wysokiego napięcia. Autorzy przedsta-wili system monitorowania jakości energii oraz system przetwarzania danych opraco-wane we własnym zakresie przez irlandz-kiego operatora systemu przesyłowego Eir-Grid. W artykule zilustrowano nawet niektóre z funkcji systemu służące do przetwarzania danych, analizy i wizualizacji. Wykazano, że wskaźnik zniekształcenia napięcia THD jest zdominowany przez 5. i 7. harmoniczną. Tre-ści artykułu koncentrują się na korelacji mię-dzy harmonicznymi i parametrami systemo-wymi, takimi jak: poziom generacji wiatrowej, poziom zapotrzebowania, liczba instalacji ka-

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 217marzec 2017

bli wysokiego napięcia oraz przerwy w pracy sieci. Ponadto, autorzy zbadali zmienności udziału harmonicznych mierzonych w odcin-kach tygodniowych przez okres 1 miesiąca i odnieśli się do wiarygodności 1-tygodnio-wych cykli pomiarowych dla oceny zgodno-ści z zaleceniami IEC/TR 61000-3-6. Analizy te pokazują do 30% zmienności krytycznych rzędów harmonicznych (harmoniczne 5. i 7.) w zależności od wybranego tygodnia pomia-rowego. Tym samym zwrócono uwagę na trudności w identyfikacji reprezentatywnego okresu dla prowadzenia monitoringu.

Artykuł C4-117 [19] przedstawia nowe wymagania w zakresie jakości energii obo-wiązujące w Rumunii od 2013 roku w związ-ku z przyłączaniem źródeł fotowoltaicznych. Przepisy te koncentrują się na wahaniach napięcia i migotaniu światła na poziomie sieci dystrybucyjnej i przesyłowej. W trakcie finalizacji są podobne wymagania odnoszą-ce się do udziału harmonicznych i asymetrii. W artykule opisano także wdrożenie syste-mu pomiaru jakości energii PQMS (Power Quality Measurement System), który reje-struje dane z 53 miejsc w rumuńskim syste-mie przesyłowym. Proces oceny zgodności z wymaganiami w zakresie jakości energii w Rumunii zawiera szereg szczegółowych badań i certyfikacji jakości energii dla każ-dego falownika, następujących po okresie monitorowania pracy urządzenia. Analiza ponad 300 wydanych certyfikatów zgod-ności wykazała, że większość problemów niezgodności związana jest ze wskaźni-kiem Plt. Zauważono najwyższą częstość występowania ekstremalnych wartości wskaźnika Plt w związku z uruchamianiem lub zatrzymywaniem generacji źródeł przy-łączonych przez przekształtnik. W związku z tym powstaje obawa, że nagła zmiana napięcia w związku z tym zdarzeniem może doprowadzić do odłączenia źródła.

Wyzwania dotyczące modelowania i oceny wyładowań

piorunowych oraz koordynacji izolacji w przyszłości systemu

elektroenergetycznego

Problematyka artykułów w tej grupie wiązała się z tematem wiodącym 2. W tym

zakresie poruszono głównie następujące zagadnienia:• analiz zjawisk przejściowych i modelo-

wania układów HVDC oraz dużych źró-deł odnawialnych – referat C4-207,

• analiz i doświadczeń eksploatacyjnych związanych z występowaniem wyłado-wań piorunowych w sieciach wysokiego napięcia, w tym zagadnień systemów wykrywania i modeli skutecznej ochro-ny przed wyładowaniami – referaty C4-201, C4-202, C4-203, C4-204, C4-205, C4-213,

• metod analiz zjawisk przejściowych i przepięć chwilowych oraz ich wpływu na urządzenia wysokonapięciowe, w tym uwzględnienie przydatności standardo-wych kształtów fal – referaty C4-208, C4-209, C4-210, C4-211, C4-212. W temacie wiodącym 2 zostało ulo-

kowanych 12 artykułów. Publikacje te po-chodziły z 10 krajów, odzwierciedlając tym samym szerokie i międzynarodowe zainte-resowanie.

Wraz z nadejściem zaawansowanych czujników i technologii informacji włącza-nych do funkcjonowania systemu elektro-energetycznego istnieje ogromna szansa, aby podjąć dalszą optymalizację systemów energetycznych. W obszarze tym bardzo ważnymi kwestiami są modelowanie i oce-na wydajności ochrony odgromowej i koor-dynacji izolacji w systemie elektroenerge-tycznym. Zastosowanie zaawansowanych systemów lokalizacji wyładowań pioruno-wych (LLS) umożliwia redukcję wyłado-wania, co względnie ogranicza przerwy w pracy sieci przesyłowej. W trakcie badań i opracowania są metody pomiarów prą-dów przejściowych wywołanych uderze-niami pioruna przy zastosowaniu modułu komunikacji bezprzewodowej.

Następuje coraz większe wykorzystanie długich linii kablowych wysokiego napię-cia w systemach energetycznych na ca-łym świecie. Może to jednak wprowadzić rosnące obawy dotyczące występowania rezonansów harmonicznych niskiego rzę-du w systemie i przepięć chwilowych (TOV) towarzyszących stanom przejściowym po przełączeniach. Ważnym zagadnieniem jest sprecyzowanie limitów dla TOV, które będą zapewniać bezpieczne i niezawod-

ne funkcjonowanie systemu. Wymagania takie powinny uwzględniać wytrzymałość urządzeń sieciowych jak i oczekiwany czas trwania oraz amplitudę zagrożeń. Jako śro-dek zaradczy kreowane są wyłączniki linio-we wyposażone w kontrolę synchronizacji łączenia biegunów POW (point-on-wave). Ich stosowanie ma minimalizować ryzyko wystąpienia rezonansu harmonicznych oraz prądów rozruchowych przy bardzo długich liniach kablowych napięcia przemiennego.

Podgrupa 1

Artykuł C4-207 [20] porusza problema-tykę tzw. przewrotów komutacyjnych cha-rakterystycznych dla przekształtników tyry-storowych. Takie rozwiązanie zastosowano w przypadku połączenia HVDC SwePol Link złożonego z linii kablowej o łącznej długości 254 km oraz dwóch stacji przekształtniko-wych zlokalizowanych po stronie polskiej (Słupsk) i szwedzkiej (Starno), zbudowa-nych w technologii LCC (Line Commuta-ted Converter). W artykule przedstawiono założenia i wyniki analizy, której celem było zbadanie wpływu zdarzeń występujących w północnej części polskiego systemu energetycznego na prawidłowe działanie łącza HVDC SwePol Link. Autorzy skon-centrowali się na selekcji i badaniu zjawisk zachodzących w ramach łącza sieciowego, które mogłyby doprowadzić do przewrotów komutacyjnych – a więc błędów komutacji – w stacji Słupsk. Do celów analizy opraco-wano model połączenia HVDC SwePol Link. Wykorzystując ten model przeprowadzono analizę parametryczną wpływu wybranych parametrów sieciowych na powstawanie zjawiska przewrotu komutacyjnego. Autorzy przedstawili propozycje działań, które mogą zapobiec lub zminimalizować ryzyko błę-dów komutacji w stacjach przekształtniko-wych typu LCC, a w efekcie przerw w pracy łączy HVDC.

Podgrupa 2

W artykule C4-201 [21] poruszono problematykę wykorzystania modelu LPM (Leader Progression Model) do oceny sku-teczności ochrony odgromowej w liniach prądu stałego i przemiennego najwyższych

strona 218 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

napięć. Autorzy przeprowadzili porównanie podejścia metodycznego wg tradycyjnej metody EGM (Electro-Geometric Method) oraz metody LPM. W metodzie EGM przyj-muje się, że miejsce oddziaływania pioruna na linię przesyłową zależy tylko od geome-trii linii, natomiast w metodzie LPM zakła-da się, że częstotliwość napięcia zasilania wpływa na inicjację lidera pioruna dla każ-dego przewodu. Stąd udar, który metoda EGM wskazuje dla przewodu odgromo-wego może mieć wpływ na pracę przewo-du fazowego, co też bada metoda LPM. Wpływ częstotliwości napięcia zasilania pojawia się w liniach prądu przemiennego 765 kV oraz 800 kV prądu stałego, przy typowych odległościach, ponieważ lider oddolny może rozpocząć się od przewodu fazowego zanim wystąpi oddolny lider od linki odgromowej. W artykule wykazano, że nawet w przypadku linii prądu przemienne-go o napięciu 525 kV zastosowanie metody EGM może wprowadzić niedoszacowanie współczynników przerw. W takim przypad-ku zalecane może być wykorzystanie me-tody LPM.

Artykuł C4-202 [22] zawiera przegląd danych statystycznych dotyczących wyłą-czeń linii w Japonii spowodowanych przez uderzenie pioruna w sieć przesyłową. Au-torzy analizują dane i statystyki gromadzo-ne od 1980 roku. W artykule przedstawio-no analizę wpływu instalacji ograniczników przepięć na liniach przesyłowych względem porównania z liczbą przerw wywołanych wyładowaniami piorunowymi i podwójny-mi zwarciami w układach przesyłowych. Wykazano, że instalacja ograniczników na liniach w przedziale (66-77) kV ma ogrom-ny wpływ na zmniejszenie przerw powodo-wanych wyładowaniami atmosferycznymi. W liniach przesyłowych o napięciu 187 kV lub wyższym, 80% zwarć doziemnych są zwarciami jednofazowymi, a w tym około 80% zwarć dotyczy przewodów przebiega-jących na słupach w ułożeniu fazy środko-wej lub górnej.

Artykuł C4-203 [23] zawiera interesu-jący przykład techniczno-ekonomicznej analizy instalacji zewnętrznych przewodów odgromowych na słupach betonowych oraz pełnościennych słupach stalowych. Analiza techniczna została wykonana przy

użyciu oprogramowania ATP-EMTP. Prze-prowadzono ocenę liczby ewentualnych awarii na podstawie wyznaczenia wskaź-ników BFOR (przeskoków odwrotnych) i SFFOR (przeskoków od przewodów od-gromowych) dla badanych konstrukcji. Tego rodzaju badania można stosować jako wskazówkę w projektowaniu kon-strukcji linii dystrybucyjnych.

Artykuł C4-204 [24] przedstawia analizę wyłączeń linii przesyłowych w Malezji po-wodowanych wyładowaniami piorunowymi. W artykule można wyróżnić dwie części. Pierwsza część jest poświęcona opiso-wi warunków burzowych w Malezji oraz wskaźnikom wyłączeń linii przesyłowych powodowanych wyładowaniami atmosfe-rycznymi. Autorzy przedstawili wyniki prze-glądu danych statystycznych określających liczbę linii wyłączanych w trudnych, burzo-wych warunkach pogodowych. W drugiej części artykułu opisano konkretny przypa-dek, w którym linia była wyłączana dwu-krotnie ze względu na wyładowania pioru-nowe. Pierwszemu wyłączeniu towarzyszył udany cykl SPZ wywołany przeskokiem od linki odgromowej. Po pierwszym wyłącze-niu nastąpiło drugie wyłączenie w odstępie trzech minut. Było to wyłączenie trwałe li-nii, spowodowane złamaniem ramienia po-przecznego słupa upalonego po uprzednim uderzeniu pioruna. W tym przypadku słup posiadał ramiona wykonane z drzewa.

W artykule C4-205 [25] przedstawiono projekt pełnościennego kompozytowego słupa linii najwyższych napięć oraz prze-prowadzono ocenę skuteczności ochrony przed wyładowaniami piorunowymi z wy-korzystaniem modelu elektrogeometrycz-nego (EGM). Badania zasięgu rażenia pioruna przeprowadzone za pomocą róż-nych metod wykazały, że istnieje nieza-bezpieczona strefa pomiędzy przewodami odgromowymi. W związku z tym, w celu zastosowania w przypadku pełnościenne-go słupa kompozytowego wprowadzono pewne modyfikacje w konwencjonalny mo-del EGM. Zaobserwowano, że konstruk-cja kompozytowa pełnościenna słupa ze względu na swoją kompaktową geometrię jest w mniejszym stopniu narażona na uderzenia pioruna niż bardziej tradycyj-ne konstrukcje słupów o kształtach Eagle

(typu „Y”) lub Donau (typu „Z”). Dla badanej konstrukcji wyznaczono wskaźnik ochrony odgromowej (SFR), którego wartość wy-niosła od 0,001 do 0,009, w zależności od różnych metod obliczeniowych. Dla wskaź-nika SFFOR ostatecznie zerową wartość uzyskano przy ujemnym kącie ochrony od-gromowej równym 60°, co zapewnia wyso-ką wydajność ochrony linii przy kącie 30° nachylenia ramion badanego słupa.

W artykule C4-213 [26] , ostatnim z tej podgrupy tematycznej, przedstawiono po-miary prądów przejściowych przeprowa-dzone na przewodach linii przesyłowych spowodowanych przez uderzenie pioruna. Do pomiarów wykorzystano urządzenia podłączone do cewki zasilanej z wyko-rzystaniem elektromagnetycznego efektu Faradaya, zainstalowane na przewodach linii przesyłowych co 30 km i wyposażone w moduł komunikacji bezprzewodowej. W chińskiej sieci przesyłowej jak dotąd za-instalowano na 597 liniach 4776 tego typu urządzeń pomiarowych. Na podstawie za-rejestrowanych przebiegów przejściowych prądu można zlokalizować miejsce oraz zidentyfikować typ wyładowania atmos-ferycznego. W artykule Autorzy zapropo-nowali nową metodę pomiarową napięć przejściowych wyładowania wykorzystując do tego zintegrowany optyczny czujnik pola elektrycznego (IOEFS). Przebiegi napięć przejściowych są odwrócone względem przebiegów pola elektrycznego mierzone-go za pomocą IOEFS. W celu zbadania wpływu mierzonego pola za pomocą tych urządzeń wykorzystuje się pojemnościowe przekładniki napięciowe przyłączane do badanej sieci poprzez odłącznik. Uzyska-no bardzo dobrą zgodność wyników po-miarów z wartościami przewidywanymi na podstawie analizy zjawisk fizycznych.

Podgrupa 3

W artykule C4-208 [27] przedstawio-no metodykę badania wpływu długich odcinków wysokonapięciowych kabli pod-ziemnych (UGC) w systemie przesyło-wym Irlandii i Irlandii Północnej. Zbadano maksymalną, technicznie dopuszczalną długość tego typu rozwiązań, które mogą być zastosowane w sieciach o napięciu

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 219marzec 2017

400 kV i 220 kV. Wykonano model sie-ci oraz studium przypadków, analizując zarówno stany ustalone, jak i warunki przejściowe (EMT). W stanie ustalonym przeprowadzono obliczenia rozpływowe w celu określenia optymalnego pozio-mu kompensacji mocy biernej dla każdej długości kabli UGC. Dla zidentyfikowania dolnej częstotliwości rezonansu równo-ległego przeprowadzono analizę w dzie-dzinie częstotliwości. Symulacje w dzie-dzinie czasu pozwoliły na wyznaczenie potencjalnych problemów wiążących się z przepięciami łączeniowymi i chwilowymi (TOV) w sytuacjach występowania zwarć bądź ładowania linii. Ważnym aspektem prezentowanego podejścia jest dokładne zdefiniowanie limitów TOV niezbędnych do bezpiecznego i niezawodnego funkcjono-wania systemu. Podejście przyjęte przez operatora systemu przesyłowego (OSP) bierze pod uwagę różne zakresy ochro-ny wszystkich urządzeń sieciowych, jak i oczekiwany czas trwania oraz amplitudy wytrzymywanych zagrożeń. Po przeprowa-dzonej dogłębnej analizie stwierdzono, że możliwe jest wprowadzenie łącznie 30 km podziemnych kabli o napięciu 220 kV w ra-mach projektu Grid West. To rozwiązanie ma jednak znaczące potrzeby w zakresie kompensacji mocy biernej oraz zastosowa-nia filtrów harmonicznych w celu spełnienia kryteriów technicznych OSP.

Artykuł C4-209 [28] przedstawia wyniki analiz ferrorezonansu oraz przepięć chwi-lowych dla przypadku projektu nazwanego „Cykladic Islands Interconnection Project”. Projekt ten przewiduje połączenie ze sobą kilku greckich wysp za pomocą długich ka-bli podmorskich oraz połączenie z częścią kontynentalną Grecji. Połączenie to ma za zadanie poprawę warunków pracy izolo-wanych, wyspowych systemów w zakresie niezawodności, dyspozycyjności i warun-ków technicznych. Rozwój kablowych sieci podmorskich o określonych zdolnościach przesyłowych i znanych potrzebach kom-pensacji znacząco poprawia warunki funk-cjonowania tych systemów. Jednak aby uniknąć potencjalnych rezonansów wyni-kających z dużych pojemności takich sieci, wiążących się jednocześnie z reaktancja-mi pozostałych elementów systemu, jak

przykładowo transformatory energetyczne, istotne jest prowadzenie odpowiednich badań. Autorzy artykułu zaprezentowali przykładowe wyniki symulacji zdarzeń łą-czeniowych, w których przepięcia mogą spowodować nasycenie obwodów ma-gnetycznych transformatorów i dławików kompensacyjnych, a w dalszej kolejności doprowadzić do ferrorezonansu.

Kolejny artykuł C4-210 [29] również porusza zagadnienia zjawisk przejścio-wych powstających w wyniku procesów łączeniowych przy długich liniach kablo-wych wysokiego napięcia. W tym przypad-ku przeprowadzono analizy połączenia na napięciu 230 kV między Maltą i Sycylią. Analizy przeprowadzono w dziedzinie czasu z wykorzystaniem oprogramowania ATP-EMTP. Badane połączenie składa się z odcinka podziemnej linii kablowej o izolacji XLPE i napięciu znamionowym 245 kV łączącej lądowo stację końco-wą Ragusa z Marina di Ragusa (Sycylia) o długości 19,1 km oraz odcinka 99,5 km podwodnego kabla prowadzącego do sta-cji końcowej Maghtab na Malcie. Na pod-stawie prowadzonych badań poszukiwano środków zaradczych pozwalających na bezpieczną pracę tego układu. W ramach tych środków zastosowano wyłączniki liniowe wyposażone w kontrolę synchro-nizacji łączenia biegunów POW, które mi-nimalizują ryzyko wystąpienia rezonansu harmonicznych poprzez unikanie ładowa-nia dławików składową zerową napięcia oraz towarzyszącego temu zjawisku prądu rozruchowego.

W artykule C4-211 [30] poruszono pro-blematykę ochrony linii napowietrznych średniego napięcia przed pośrednimi skut-kami wyładowań atmosferycznych. W celu oceny indukowanych napięć piorunowych na linii elektroenergetycznej przeprowa-dzono symulację prądu pioruna w pobliżu linii i analizowano kształt fali za pomocą sumy dwóch funkcji Heidlera. Posłużo-no się typowym udarem o biegunowości dodatniej oraz ujemnej przy parametrach 1,2 µs / 50 µs i warunkach pogodowych ustalonych jako wilgotne oraz wilgotne z 4% udziałem soli. Autorzy przeprowadzili badania parametrów elektrycznych izolato-rów polimerowych 10 kV w wymienionych

warunkach. Analizowane przypadki są odwzorowaniem realnych przykładów in-dukowanych przepięć piorunów na liniach energetycznych.

Ostatni w tej grupie tematycznej arty-kuł C4-212 [31] dotyczył badań nad wpły-wem pola elektromagnetycznego związa-nego z pracą linii przesyłowej 275 kV na ropociąg. Występowanie napięć i prądów indukowanych może powodować korozję ropociągu. Autorzy zbadali wpływ podłoża w dziedzinie częstotliwości oraz porównali uzyskane wyniki z wartościami dopusz-czalnymi w normach. Wyniki potwierdzają związek częstotliwości i podłoża z propa-gacją pola elektromagnetycznego oraz wartościami napięć indukowanych w ropo-ciągu. Badania przeprowadzono w różnych warunkach stanów ustalonych i przejścio-wych. Rozpatrzono napięcia indukowane w wyniku wyładowań piorunowych i prą-dów zwarcia. Zalecono prowadzenie tego typu analiz w celu zwiększenia bezpie-czeństwa wykorzystania rurociągów zlo-kalizowanych w pobliżu linii najwyższych napięć i weryfikacji warunków względem zalecanych.

Pokonywanie barier w symulacjach z wykorzystaniem

metod EMT, FEM oraz składowych symetrycznych

W tym zakresie tematycznym znalazły się prace poruszające zagadnienia symula-cji z wykorzystaniem metod EMT, FEM oraz składowych symetrycznych. Podobnie jak w poprzednich tematach preferowanych można i tutaj prezentowane referaty skla-syfikować według prezentowanych kon-cepcji i wyników na 3 grupy: • ograniczenia metod i technik modelo-

wania z wykorzystaniem składowych symetrycznych – referat C4-306,

• hybrydowe metody modelowania składo-wej zgodnej oraz EMT, w szczególności w układach HVDC oraz źródłach przy-łączonych przez przekładnik – referaty C4-301, C4-303, C4-304, C4-305,

• zaawansowane techniki numeryczne w modelowaniu i symulacji – referat C4-302.

strona 220 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Powyższe zagadnienia zostały przed-stawione w sześciu artykułach. Pochodzą one z siedmiu krajów (USA, Kolumbii, Ja-ponii, RPA, Holandii, Francji i Włoch) i od-zwierciedlają szerokie, międzynarodowe zainteresowanie tym tematem wiodącym.

Podgrupa 1

W planowaniu i eksploatacji prowadzi się analizy rozpływów mocy oraz zwarcio-we z wykorzystaniem metody składowych symetrycznych. Odnotowany w tej grupie pojedynczy artykuł C4-306 [32] odnosi się wprost do przykładów ograniczeń wyko-rzystania tej teorii. Z definicji teoria składo-wych symetrycznych opiera się na układzie trójfazowym. Autorzy artykułu przedstawili trzy przykłady ograniczeń w zastosowaniu teorii składowych symetrycznych. Można stwierdzić, że istnieją przypadki, w których tylko asymetryczne podejście wieloprze-wodowe zapewnia pełne odwzorowanie systemu. Wymieniono je poniżej.1. Kable zmiennoprądowe najwyższych

napięć (EHV AC): w przypadku długich kabli zmiennoprądowych niektórzy operatorzy systemów przesyłowych stosują wzajemne łączenie osłon bez transpozycji faz. Podany w artykule przykład ilustruje błąd, który może być wprowadzony w przypadku złego do-boru metody analizy. W przytoczonych wynikach porównano wartości prądów fazowych bez oraz z zastosowaniem transpozycji.

2. Dwutorowe linie napowietrzne: oblicza-nie zerowej impedancji (własnej i wza-jemnych).

3. System zasilania trakcji kolejowej 2x25 kV: jest to bardzo niesymetryczny system, który składa się z 14 przewodów. Teoria składowych symetrycznych nie ma zastosowania w takim układzie, stąd tylko podejście wieloprzewodowe może okre-ślić wzorce pracy w stanie ustalonym.

Podgrupa 2

W ramach zagadnień tej podgrupy dwie publikacje dotyczyły zabezpiecze-nia i dynamicznej oceny zdolności syste-mu elektroenergetycznego do przetrwa-

nia szeregu poważnych, ale prawdopo-dobnych zagrożeń oraz przejścia do ak-ceptowalnych warunków pracy w stanie ustalonym.

W artykule C4-301 [33] przedstawio-no zastosowanie hybrydowej metody modelowania z wykorzystaniem składo-wej zgodnej i EMT do badań przypadków jednobiegunowego otwarcia wyłącznika. Zwarcie jednofazowe doziemne może być przerwane przez wyłączenie wszystkich trzech faz linii, a następnie ponowne za-łączenie po wcześniej określonym czasie opóźnienia, wówczas nastąpi przywrócenie linii do eksploatacji. Alternatywnym rozwią-zaniem jest wyłączenie i załączenie ponow-ne tylko fazy, w której wystąpiło zwarcie. Zaletą takiego rozwiązania jest to, że po-zostałe fazy nadal uczestniczą w przesyle mocy dla utrzymania równowagi pomiędzy zapotrzebowaniem i generacją. Wówczas zwarcie ma mniejszy wpływ na stabilność pracy systemu. Niemniej jednak, w zależno-ści od charakterystyki sieci, stosowanie po-jedynczego otwarcia bieguna (jednej fazy) może nadal wymagać badania wpływu na stabilność systemu. Programy komputero-we, które służą do przeprowadzania badań stabilności systemu w stanach przejścio-wych mają zwykle ograniczone możliwości modelowania warunków niesymetrycznej pracy, które występują przy jednobiegu-nowym otwieraniu/zamykaniu łącznika. Autorzy artykułu przedstawili metodę ana-lizy w warunkach niesymetrycznych badań stabilności przejściowej przy wykorzysta-niu ekwiwalentu impedancji składowej zgodnej. Zastosowano program do analiz stabilności przejściowej z wykorzystaniem składowej zgodnej oraz równocześnie narzędzi do analiz zabezpieczeń. Przed-stawiona metoda została sprawdzona na podstawie zarejestrowanego zdarzenia, do którego doszło w 2011 roku w kolum-bijskiej sieci przesyłowej. Uzyskane wyniki symulacji są porównywalne ze zmierzony-mi i zapisanymi danymi.

Artykuł C4-303 [34] przedstawia do-świadczenia południowo-afrykańskiego operatora systemu przesyłowego w zakre-sie analiz krytycznego czasu wyłączenia CCT (Critical Clearing Time). Badania doty-czyły wpływu na stabilność pracy systemu

przyłączenia nowej elektrowni (Medupi o mocy 5600 MW) w pobliżu innej istniejące elektrowni (Matimba o mocy 4400 MW). Parametr, jakim jest CCT można zdefinio-wać jako maksymalny czas trwania zwar-cia, dla którego system pozostaje przej-ściowo stabilny. Wartość CCT jest zależ-na od warunków panujących w systemie przed zwarciem (punkt pracy, topologia, parametry systemowe, itd.), rodzaju i lokali-zacji zwarcia oraz warunków po awarii (któ-re zależą od sposobu i efektu działania za-bezpieczeń). Kodeks Sieci w RPA określa wartość CCT oraz margines bezpieczeń-stwa wymagany w celu zapewnienia wyłą-czenia zwarcia w żądanym czasie. W arty-kule Autorzy opisują szczegółowe badania przeprowadzone w celu oceny stabilności przejściowej w dwóch elektrowniach uloko-wanych względnie blisko (10 km). Wstęp-ne badania wykazały, że wraz z wprowa-dzeniem nowej elektrowni w najbardziej niekorzystnym przypadku wymagany jest CCT rzędu 43 ms. Nawet jeżeli zastosu-je się 2 cykle zadziałania wyłącznika nie pozostanie odpowiedni zapas czasu, aby umożliwić wykrycie zwarcia i zadziałanie przekaźnika. W związku z tym powstająca sytuacja jest nieakceptowalna, dlatego też opracowano nowy schemat działania TTS (Transient Stability Scheme) pozwalający na zwiększenie CCT dla najgorszego roz-ważanego przypadku. To wdrożone roz-wiązanie ma niewielki negatywny wpływ na przesył i generację oraz powoduje, że zarówno elektrownia Matimba jak i Medupi mają wyniki CCT zgodne z wymogami Ko-deksu Sieci.

Broszura 556 CIGRE opisuje istotne problemy techniczne w systemie elektro-energetycznym z dużym udziałem dłu-gich linii kablowych prądu przemiennego. Artykuł C4-304 [35] przedstawia na tym tle praktyczne doświadczenia w zakresie trzech różnych zagadnień związanych z re-alizacją łącznie 80 km linii kablowych o na-pięciu 380 kV w holenderskiej sieci przesy-łowej operatora TenneT:1. Dla prawidłowej pracy systemu, w tym

utrzymania napięcia w wymaganych gra-nicach, niezbędne jest stosowanie ukła-dów kompensacji mocy biernej. Ana-lizuje się wpływ linii kablowych w celu

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 221marzec 2017

optymalnego doboru układu kompensa-cji. W tym zakresie występuje kilka róż-nych ograniczeń, które należy uwzględ-nić w zależności od warunków pracy i scenariusza rozpływu mocy.

2. Istotnym elementem jest przeprowadze-nie analizy niezawodności częściowo skablowanej sieci najwyższych napięć. Dodatkowe składniki wyposażenia ka-bli podziemnych (mufy i głowice) mogą znacznie zwiększyć czas naprawy (w porównaniu z liniami napowietrzny-mi), co wpływa na niezawodność całe-go systemu.

3. Trzecim zagadnieniem jest monitorowa-nie stanu systemów kablowych. W tym zakresie zainstalowano zaawansowany system rejestracji w czasie rzeczywi-stym, aby monitorować stan połączeń kablowych i jego wpływ na sieć przesy-łową 380 kV.Z uwagi na poruszane w tej podgrupie

problemy można zauważyć, że w ogólności wykorzystywane różne narzędzia symula-cyjne dedykowane są dla różnych rodzajów badań, takich jak: rozpływy mocy, zwarcia, analizy dynamiczne i przejściowe. W każ-dym przypadku wymagany jest model sieci, który zawiera dane, takie jak: topo-logia (konfiguracja połączeń), impedancje parametrów linii, transformatorów, gene-ratorów i obciążenia. Artykuł C4-305 [36] prezentuje podejście zastosowane przez francuskiego operatora systemu przesyło-wego RTE w zakresie budowania spójności modelowania i analiz. Zbudowana przez RTE platforma CONVERGENCE zawiera model danych sieci, które mogą być aktu-alizowane za pomocą stanów pochodzą-cych z estymatora EMS. Model sieci oraz zmienne stanu mogą być eksportowane do plików CIM-XML, które następnie mogą być używane przez inne aplikacje. Ta operacja zawiera zgodność ze standardami wymia-ny ENTSO-E CGMES (Common Grid Mo-del Exchange Standard). Autorzy dzielą się swoimi doświadczeniami na modelu testo-wym sieci i wykazują udogodnienia. Oprócz zgodności danych jest również ważne, aby przedstawić sieć w tym samym układzie stosowanym zarówno w ujęciu operacyj-nym, jak i planistycznym. Różne narzędzia symulacyjne mogą używać tego modelu

sieciowego jako punktu wyjścia do, przy-kładowo, analiz przejściowych stabilności i EMT. W tych narzędziach wymagane są dodatkowe dane, takie jak układy sterowa-nia. W dłuższej perspektywie czasu udział urządzeń energoelektronicznych w przyłą-czach z istniejącymi systemami zmienno-prądowymi znacznie wzrośnie z powodu masowej penetracji elektrowni wiatrowych i łączy HVDC. Szczegółowe dane w zakre-sie sterowania są dostarczane przez produ-centów. Ponieważ szczegółowe dane wy-magane dla tak skomplikowanych modeli są trudne do utrzymania, RTE wykorzystuje modele odwzorowujące układy sterowania zbudowane laboratoryjnie na podstawie sy-mulacji w czasie rzeczywistym.

Podgrupa 3

W tej grupie odnotowano tylko jeden artykuł C4-302 [37] dotyczący techniki symulacji przepięć opartych na metodzie różnic skończonych w dziedzinie czasu i jej zastosowanie w analizie przepięć. Przewidywanie występowania zjawisk przepięć jest niezbędne do projektowa-nia ochrony odgromowej. Broszura 543 CIGRE przedstawia rozszerzony opis oraz przewodnik po wykorzystaniu metod należących do tzw. numerycznej analizy elektromagnetycznej stosowanej do obli-czania stanów przejściowych elektroma-gnetycznych w systemach elektroenerge-tycznych. Tradycyjnie do symulacji prze-pięć stosuje się techniki oparte na teorii obwodów. Bardziej rozwinięte są analizy numeryczne, takie jak metoda różnic skończonych w dziedzinie czasu FDTD (Finite Difference Time Domain) pozwala-jąca na rozwiązywanie równań Maxwella bezpośrednio w strukturach trójwymiaro-wych. Przykładami takich struktur są słu-py linii przesyłowych i budynki. Podejście takie może być sprzężone z technikami opartymi na teorii obwodów stosowany-mi w znacznie szerszym zakresie. Artykuł C4-302 [37] podaje przykłady zastosowa-nia metody FDTD w wielu praktycznych przypadkach, takich jak budynki, stacje przekaźnikowe mikrofal, linie przesyłowe, stacje i uziomy. W artykule porównano wy-niki pomiarów i symulacji.

Podsumowanie

Przedstawione zagadnienia podkreślają szeroki zakres zainteresowań i badań re-alizowanych w obszarze Komitetu Studiów C4. W szczególności tematy te dotyczą warunków, parametrów i zachowań pracy systemu elektroenergetycznego w stanach ustalonych i nieustalonych. Wśród prezen-towanych metod i narzędzi analitycznych poruszane są również bieżące zagadnienia oddziaływania nowych technologii począw-szy od układów przesyłowych, dystrybu-cyjnych, a skończywszy na technologiach rozproszonych i źródłach odnawialnych. Rozważane problemy skupiają się wokół interakcji pomiędzy systemem elektroener-getycznym a podsystemami i urządzeniami, a także względem oddziaływań zewnętrz-nych. Problemy te są często wspólne dla operatorów systemów nie tylko w Europie, ale również w państwach pozaeuropejskich. Ciągły rozwój urządzeń, instalacji i techno-logii wytwórczych wyznacza nowe potrzeby i wyzwania dla przyszłych struktur syste-mów elektroenergetycznych. Prezentowane treści są wyznacznikiem przyszłych kierun-ków badań.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW C4

[1] SC C4. Technical System Performance.

Strategic Plan for 2012 to 2018. http://

c4.cigre.org

[2] C4-100. Val Escudero M., Uglesic I., van

Waes J.: Special Report for SC C4 (System

Technical Performance).

[3] C4-103. Huque A., Key T., Seal B., Smith

J., Asgeirsson H., Burns C.: Utility Con-

nected Smart Inverters – Lessons Learned

from Demonstration of Open Standards

and Protocols.

[4] C4-107. Moustafa Hassan M.A., Bendary

F.M.A., Shahin M.H., Saied E.M.: Voltage

Swell Mitigation in Practical EHV Network

Using Flexible AC Transmission Systems Ba-

sed on Evolutionary Computing Method.

[5] C4-109. Egido I., Lobato E., Rouco L., Si-

grist L., Barrado A., Fontela P. Magriñá J.:

STORE: A Comprehensive Research And

Demonstration Project On The Application

Of Energy Storage Systems In Island Po-

wer Systems.

strona 222 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

[6] C4-110. Spahic E., Pieschel M., Alvarez R.,

Kuhn G., Hild V., Beck G., Platt N.: Power

Intensive Energy Storage and Multilevel

STATCOM for frequency and voltage grid

support. 110.

[7] C4-115. Andriollo M., Benato R., Dambone

Sessa S., di Pietro N., Polito R.: Large Sca-

le Italian Energy Intensive Storage Instal-

lation: Safety Issues And Environmental

Compatibility.

[8] C4-116. Carlini E.M., Bruno G., Gionco S.,

Martarelli C., Ortolano L., Petrini M., Zaretti

L., Polito R.: Electrochemical Energy Sto-

rage Systems and ancillary services: the

Italian TSO’s experience…

[9] C4-102. Miller N.W., Shao M., Pajic S.,

D’aquila R., Clark K.: Transient Stability

Impacts of High Levels of RES on the We-

stern US Grid.

[10] C4-104. Hillberg E., Ackeby S., Bollen M.,

Setréus J., Lindström P.O., G. Ericsson G.,

Koskinen M., Matilainen J., Gustafsson

M., Hofmann M., Berlijn S.: Development

of improved aggregated load models for

power system network planning in the Nor-

dic power system Part 1: Method develop-

ment.

[11] C4-118. Dos Santos A., Correia de Barros

M.T.: Assessing Inverter Based Generation

Exposure to Voltage Sags.

[12] C4-119. Jaber A., Azzam S.: Impact of

Connecting Renewable Power Plants on

the Dynamic Voltage Response, Voltage

Stability and Low Voltage Ride Through

(LVRT) Capability.

[13] C4-101. Ross R.P.D., de Carli M.P., Ribe-

iro P.F.: Harmonic Distortion Assessment

Related to the Connection of Wind Parks

to the Brazilian Transmission Grid.

[14] C4-108. Díaz García A., Soto Cano L.,

Beites L.F., Álvarez Fernández M.: Power

Quality Monitoring and Assessment in the

Spanish Transmission System.

[15] C4-111. Koo K.L., Emin Z.: Challenges in

Harmonic Assessments of Non-linear Load

Connections.

[16] C4-112. Jensen C.F., Kocewiak ł.H., Emin

Z.: Amplification of Harmonic Background

Distortion in Wind Power Plants with Long

High Voltage Connections.

[17] C4-113. Zavoda F., Bollen M.H.J., Rönn-

berg S.K., Ciufo P., Langella R., Lazaroiu

G.C., Meyer J.: Power Quality and EMC

Issues associated with future electricity

networks – status report.

[18] C4-114. Kelly B., Val Escudero M., Ho-

ran P., Geaney C., Martin A., Lewis D.,

Sweeney D.: Investigation of Harmonics

Trends and Characteristics on the Irish

Transmission System by analysing Histo-

rical PQ Measurements and SCADA Re-

cords.

[19] C4-117. Ilisiu D., Stanescu D., Postolache

P., Stanescu C.: Impact of Photovoltaic

Power Systems Control on Romanian Po-

wer Quality, as Measured in the Connec-

tion Common Points.

[20] C4-207. Przygrodzki M., Rzepka P., Sza-

blicki M.: Analysis of opportunities to im-

prove the HVDC SwePol Link operation

due to commutation failures.

[21] C4- 201. Miguel P.M., Correia D.M., Ca-

rvalho A.C.: Application of the Leader Pro-

gression Model to evaluate the lightning

performance of AC and DC EHV transmis-

sion lines.

[22] C4-202. Miyazaki M., Nishiyama K., Miki

M., Miki T.: Overview of statistical data on

lightning outages of transmission lines in

Japan.

[23] C4-203. Phayomhom A., Ainsuk B., Raja-

krom A., Setkit S., Kulwongwit W.: Eco-

nomic Assessment of Lightning Perfor-

mance Improvement of 69 kV Overhead

Subtransmission Line on Monopole and

Concrete Pole in MEA’s Power Distribu-

tion System.

[24] C4-204. Mohamed Rawi I., Ab-Kadir

M.Z.A.: A Case Study and Observation on

Cause of Transmission Line Outages in

Malaysia.

[25] C4-205. Jahangiri T., Leth Bak C., da Silva

F.F., Endahl B., Holbøll J.: Assessment of

Lightning Shielding Performance of a 400

kV Double-Circuit Fully Composite Trans-

mission Line Pylon.

[26] C4-213. Xie S.J., Li J.M., Zhang Y., Zeng

R., Zhuang C.J., Wang H.: Measurement

Techniques on Transient Process of Li-

ghtning Striking Overhead Transmission

Lines.

[27] C4-208. Cunniffe N., Val Escudero M.,

Mansoldo A., Fagan E., Norton M., El-

lis C.: Investigating the Methodology and

Implications of Implementing Long HVAC

Cables in the Ireland and Northern Ireland

Power System.

[28] C4-209. Wang Z., Tremouille G., Georgo-

poulos A., Karoubis J.T.: Methodology for

analysis of temporary overvoltages and

ferroresonance in cable connected isola-

ted systems.

[29] C4-210. F. Palone, Rebolini M., Lauria

S., Maccioni M., Schembari M., Vassallo

J.P.: Switching transients on very long HV

ac cable lines: simulations and measure-

ments on the 230 kV Malta-Sicily Intercon-

nector.

[30] C4-211. Izadi M., Ab-Kadir M.Z.A., Abd-

-Rahman M.S., Jamaluddin F.A., Azis N.:

Electrical Performance of 10 kV Polymer

Insulator Under Lightning Induced Voltage

Condition.

[31] C4-212. Izadi M., Ab-Kadir M.Z.A., Chia

S.C., Jasni J., Gomes C.: Effect of Pa-

rallel 275 kV Transmission Line With Oil

Pipeline on Electromagnetic Field Calcu-

lation.

[32] C4-306. Benato R., Dambone Sessa S.:

Some Meaningful Examples of Sequence

Theory Use Limitation.

[33] C4-301. Macgregor D.M., Orrego-Pala-

cio N.D.J., Zheng C., Aquiles-Pérez S.G.:

Simulating Single-Pole Opening Using a

Detailed Protection Model and a Transient

Stability Program.

[34] C4-303. de Villiers L.N.F., Jennings G.D.,

Perera A., Fischer J., Jansen van Rens-

burg V.: Defining and Computing the Mar-

gin in Critical Clearing Time – Eskom’s

Experience.

[35] C4-304. Khalilnezhad H., Barakou F.,

Kandalepa N., Wu J., Wu L., Popov M.,

Steennis E.F., Wouters P.A.A.F., Mousavi

Gargari S., Bos J.A., de Jong J.P.W., Jan-

sen C.P.J., Smit J., Kuik R.: Shunt Com-

pensation Sizing, Reliability Analysis, and

Condition Monitoring Measurements and

Simulations for an EHV Mixed OHL-Cable

Connection.

[36] C4-305. Dennetiere S., Vernay Y., Mar-

tin C., Petesch D., Saad H.: AC grids and

HVDC systems modeling coherency be-

tween EMT and phasor domain tools.

[37] C4-302. Tatematsu A., Ishii M., Ueda T.,

Baba Y., Okabe S., Itamoto N.: Deve-

lopment of surge simulation techniqu-

es based on the finite difference time

domain method and its application to

surge analysis.

CIGRE

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 223marzec 2017

W ramach sesji plenarnej Komitetu Studiów w C5 dyskutowano nad bieżącą problematyką sektora elektroenerge-tycznego, wynikającą ze zmieniającego się paradygmatu funkcjonowania rynków energii elektrycznej, pojawieniem się no-wych podmiotów na tym rynku, redefini-cją ról podmiotów już istniejących, a tak-że kwestią zdolności sektora do zapew-nienia w nowej sytuacji bezpieczeństwa i niezawodności systemu elektroenerge-tycznego (dalej SEE). Sesja CIGRE była jak zawsze studium doświadczeń z ryn-ków energii elektrycznej w różnych kra-jach, wskazując na ich sukcesy i porażki w szczególności związane z realizacją społeczno-politycznych celów mających wpływ na techniczne wymagania funk-cjonowania SEE.

Zagadnienia dyskutowane podczas se-sji poświęconej rynkom energii elektrycznej zostały zgrupowane wokół trzech paneli (Preferential Subjects – PS):• PS1: Przyszłość regulacji ewolu-

ującego rynku energii elektrycznej: powiązania pomiędzy rynkiem hur-towym i detalicznym,

• PS2: Modele rynku i struktury jego regulacji w kontekście ewolucji sek-tora elektroenergetycznego,

• PS3: Integracja energetyki rozpro-szonej, DSR (Demand Side Respon-se) i magazynowania energii elek-trycznej z punktu widzenia struktury rynku energii elektrycznej.

Przyszłość regulacji ewoluującego rynku energii elektrycznej:

powiązania pomiędzy rynkiem hurtowym i detalicznym

Panel „Przyszłość regulacji ewoluują-cego rynku energii elektrycznej: powiąza-nia pomiędzy rynkiem hurtowym i deta-licznym” stanowił studium doświadczeń funkcjonowania różnych modeli rynkowych na przykładzie rynków Brazylii i Japonii, a także przedstawił różne metodyki analiz efektywności konstrukcji rynku i zarządza-nia przeciążeniami w sieci.

W części dotyczącej modelu brazy-lijskiego przedstawiono charakterystykę systemu elektroenergetycznego Brazylii, struktury rynku oraz obowiązujących roz-wiązań prawnych regulujących jego funk-cjonowanie wraz z propozycjami wdrożenia usprawnień pozwalających na zwiększenie elastyczności podaży. Pośród najważ-niejszych cech rozwiązania brazylijskiego wskazano na trzy kluczowe aspekty: • system cenotwórczy na rynku spoto-

wym nie jest oparty na ofertach odbior-ców i wytwórców, lecz na zależnościach wynikających z sytuacji w systemie i jego parametrów technicznych;

• funkcjonowanie systemu certyfikacji fi-zycznej dostępności jednostek wytwór-czych, warunkującego ceny na rynku chwilowym w sytuacji zmiennej produk-cji z elektrowni wodnych;

• mechanizm kontraktowania energii na rynku forward (długoterminowym).

W analizach rynku brazylijskiego przed-stawiono także najnowsze usprawnienia rynku, takie jak modyfikacja regulowanych taryf dla rynku detalicznego w celu stwo-rzenia zachęt dla DSR czy wdrożenie net meteringu dla generacji rozproszonej.

W odniesieniu do modelu japońskiego, w trakcie konferencji przedstawiono tróje-tapowy proces reformy tego rynku, na który składało się stworzenie rynku futures oraz rynku czasu rzeczywistego (real-time mar-ket), a także reorganizacja rynku dnia bie-żącego polegająca na skróceniu horyzontu ofertowania z 4 do 1 godziny (hour-ahead market). Celem nadrzędnym powyższych reform ma być m.in. zwiększenie konku-rencji i stworzenie warunków do przyszłe-go zniesienia taryf regulowanych. Ponad-to, wprowadzono System Wspomagający Zmianę Sprzedawcy na rynku detalicznym, a także prowadzone są działania zmierza-jące do wdrożenia DSR. Mechanizmem wspierającym powyższe reformy ma być działalność nowo powołanych organizacji koordynujących, tj. OCCTO (Organization for Cross-regional Coordination of Trans-mission Operators, Japan) i EMSC (Electri-city Market Surveillance Commission).

W dalszej części panelu zaproponowa-no wdrożenie metodyki skutecznej charak-terystyki i analizy możliwych do zaimple-mentowania przyszłych konstrukcji rynków energii elektrycznej, która pozwalałaby na stworzenie jednolitego wzorca opisu ról i interakcji podmiotów w horyzoncie czaso-wym do roku 2030.

Konrad Purchała, Sebastian Krupiński, Anna WronkaPolskie Sieci Elektroenergetyczne SA

Rynki energii elektrycznej i regulacja – Komitet Studiów C5

Electricity Markets and Regulation – Study Committee C5

strona 224 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Ostatnim zagadnieniem poruszanym w ramach panelu było omówienie meto-dyki zarządzania ograniczeniami transgra-nicznych zdolności przesyłowych dla rynku Day-Ahead dla modelu zdecentralizowa-nego mechanizmu market coupling, wyko-rzystującego rozwiązanie opierające się na krzywych exportu netto (Net Export Curve – NEC). W ramach prezentacji przedsta-wiono także zależności, jakie występują pomiędzy popytem i podażą, a które regu-lowane są przez zasady market coupling i market splitting.

W ramach dyskusji podsumowującej uczestnicy panelu odpowiedzieli także na pytania publiczności, z których wymienić można m.in.:• „W jaki sposób prawidłowe mechanizmy

cenotwórcze wpływają na zachęty do realizacji przedsięwzięć inwestycyjnych oraz na ile sygnały cenowe mogą być efektywne pod kontem wpływu na zmia-nę zachowania konsumentów?”,

• „Na rynku energii elektrycznej w Japonii wdrożono nowe segmenty: rynek czasu rzeczywistego, rynek godzina przed oraz rynek dnia następnego przy jednocze-snym zliberalizowaniu rynku detaliczne-go. Jakie są wzajemne relacje pomiędzy tymi segmentami i w jaki sposób poja-wiające się ograniczenia sieciowe są uwzględnione w konstrukcji rynku i me-chanizmów aukcyjnych?”,

• „W jaki sposób wdrożenie DSR i rynku mocy wpływa na rynek detaliczny?”,

• „Jakie są obecne praktyki i potencjalne kierunki zmian w zarządzaniu ograni-czeniami w transgranicznych zdolno-ściach przesyłowych dla różnych regio-nów geograficznych?”.

Modele rynku i struktury jego regulacji w kontekście ewolucji sektora elektroenergetycznego

Panel „Modele rynku i struktury jego regulacji w kontekście ewolucji sektora elektroenergetycznego” stanowił pogłębio-ną analizę kierunku, w jakim rozwijać się będą rynki energii elektrycznej. W ramach dyskusji zaprezentowano liczne prace przedstawiające różne podejścia, jakie sto-

sowane są na całym świecie w kontekście konstrukcji struktury rynku, a także kwestii regulacji i wymogów związanych z realiza-cją procesów inwestycyjnych.

W pierwszej części panelu skupiono się na omówieniu zagadnienia transferu ry-zyka przez centralne organy zarządzające do poszczególnych uczestników rynku, tj. strony popytowej i podażowej, którego za-sadność upatruje się w lepszym przystoso-waniu do zarządzania danym ryzkiem z po-ziomu lokalnego aniżeli centralnego. W tym kontekście, autorzy pierwszej analizy do-konali studium powszechnych praktyk za-rządzania ryzykiem na przykładzie badania rynku brazylijskiego, który charakteryzuje się rozwiniętym systemem hedgingu, bę-dącego rezultatem dużej zmienności cen na rynku hurtowym. Jednymi z najciekaw-szych wyników badania było wykazanie, iż zdecydowania większość uczestników rynku ma sformalizowane procesy zarzą-dzania ryzykiem, dwie trzecie uczestników określa się mianem podmiotów odznacza-jących się awersją do ryzyka, a 25% jako podmioty neutralnie podchodzące do ryzy-ka. Jednocześnie autorzy wykazali, iż naj-bardziej agresywną strategię stosują pod-mioty zajmujące się obrotem energią elek-tryczną, podczas gdy wytwórcy i odbiorcy stosowali strategie zachowawcze.

W ramach przedstawienia tendencji ewolucji poszczególnych rynków ener-gii opisano ostatnie zmiany, jakie zostały wdrożone na malezyjskim rynku energii, z których jako najważniejsze wskazano za-stosowanie regulacji prawnych opartych na zachętach oraz nowe podejście do zasad rozdziału obciążeń. W trakcie prezentacji pokazano, jak dokonała się transformacja tego rynku od modelu istnienia pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw elektro-energetycznych do rynku regulowanego przez Komisję Energii za pomocą IBR (re-gulacji opartej na zachętach), na którym funkcjonuje agencja elektroenergetyczna, która jest jedynym kupującym energię na rynku hurtowym.

Doświadczenia transformacji rynku energii opisane zostały także na przy-kładzie rynku meksykańskiego, który to w ostatnim czasie został poddany libera-lizacji przekształcającej rynek zcentralizo-

wany w rynek konkurencyjny. Nowo zaim-plementowany model rynku został oparty na istnieniu rynku Day-Ahead, rynku czasu rzeczywistego/rynku bilansującego, rynku świadectw pochodzenia zielonej energii, aukcji średniego okresu energii, aukcji długoterminowych mocy, a także systemu aukcji finansowych praw przesyłowych. Jednocześnie rynek zakłada nadal istotną rolę centralnego regulatora.

Ewolucja mechanizmu market co-upling, jaka dokonała się na europejskich rynkach energii była kolejnym tematem poruszonym w trakcie panelu (artykuł C5-202), w ramach którego przedstawio-no skutki tych zmian. Opisano pokrótce historię projektu mechanizmu łączenia rynków oraz jego wpływ na kształt euro-pejskiego rynku energii eklektycznej. Jako pozytywny efekt wskazano na wzrost efektywności rynków dzięki skoordyno-waniu transakcji między obszarowych i dalszą jej poprawę w związku z perspek-tywicznym wdrożeniem podejścia flow based. Jednocześnie poruszono także kwestie bieżących problemów tych ryn-ków, jakimi są integracja OZE, wciąż nie-pełne wdrożenie podejścia flow based, zagadnienie rozliczeń strat przesyłowych, występowanie barier instytucjonalnych w dalszym rozwoju rynku, a także kwestia niewystarczających zachęt cenowych do podejmowania nowych inwestycji. Jako pogłębienie tematu flow based market coupling omówiono doświadczenia oraz usprawnienia, jakie wynikają z dotych-czasowego wdrażania tego mechanizmu na połączeniach transgranicznych w re-gionie Europy Środkowo-Zachodniej. Przedstawiono podstawy funkcjonowania mechanizmu, a także wykazano pozytyw-ny wpływ tego rozwiązania na optymal-ność alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych. Równocześnie zwrócono uwagę na pojawiające się pewne ogra-niczenia w rozwoju rynku intra-day oraz zebrano doświadczenia związane z wy-korzystaniem połączeń transgranicznych. Jako ważny punkt dyskusji przedstawiono działania, jakie prowadzone są na rzecz usprawnienia mechanizmu cenotwórcze-go. Podkreślono konieczność ewolucji rynków czasu rzeczywistego i intra-day,

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 225marzec 2017

ze szczególnym uwzględnieniem bardziej szczegółowego odzwierciedlenia modelu sieci w procesach rynkowych.

Jednym z szerzej poruszanych na kon-ferencji zagadnień były rynki mocy. W refe-racie C5-203 przedstawiono doświadcze-nia z wdrożenia rynku mocy w Nowej Anglii w USA, którego głównym zadaniem miało być utrzymanie niezawodności sieci w ob-liczu rosnącej generacji z OZE (odnawialne źródła energii). Jak pokazują dotychczaso-we analizy, tamtejszy rynek mocy spełnia swoje zadanie i umożliwia dalszy rozwój źródeł niestabilnych. Biorąc pod uwagę wyniki gry rynkowej zauważa się wyraźną tendencje do spadków cen na rynku energii i wzrostów cen na rynku mocy. Jednocze-śnie autorzy podkreślają, że wraz z biegiem czasu rosnąć będzie rola administracyjne-go zarządzania rynkiem, od której w dużej mierze zależy jakość wybranego rozwiąza-nia (kompromis między pewnością zasila-nia i kosztami).

Kolejnym głosem w dyskusji dotyczą-cej rynków mocy był referat stanowiący studium wdrożenia rynku mocy w Wiel-kiej Brytanii, przy czym szczególną uwa-gę zwrócono na: kwestie związane z jego zgodnością z przepisami UE i modelem jednolitego rynku energii UE, kwestie wpływu jego wdrożenia na funkcjonowa-nie połączeń transgranicznych, rezultaty przeprowadzonych pierwszych dwóch aukcji. Autorzy referatu wskazali na po-jawiające się trudności w prawidłowym funkcjonowaniu rynków energii w sytuacji braku harmonizacji reguł pomiędzy po-szczególnymi rynkami, a także przedys-kutowali czynniki, które mogą mieć pozy-tywny wpływ na wykorzystanie interko-nektorów. Pośród czynników tych wska-zano m.in. na: umożliwienie w pierwszej kolejności transgranicznej wymiany już istniejących zdolności wytwórczych, za-pewnienie wystarczającego i zgodnego mechanizmu certyfikacji mocy, zapew-nienie wystarczających zdolności prze-syłowych oraz unikanie i usunięcie me-chanizmów powodujących powstawanie nierówności pomiędzy rynkami, jak np. różnice na rynku pozwoleń do emisji CO2 pomiędzy Europą kontynentalną a Wiel-ką Brytanią.

W dalszej części konferencji pochylono się także nad głębszym przeanalizowa-niem teoretycznych aspektów funkcjono-wania rynków mocy i innych mechanizmów mocowych. Referat oparty na doświadcze-niach grupy roboczej C5/17 „Mechanizmy mocowe: potrzeby, rozwiązania i sytuacja bieżąca” wskazał m.in., że mechanizmy mocowe pojawiają się niezależnie od wiel-kości rynków, ale częściej występują na rynkach o dużej sezonowej zmienności za-potrzebowania oraz gdy występuje groźba braku wystarczającej ilości mocy w dłuż-szym okresie.

Ciekawym przykładem zastosowania tzw. mechanizmu mocowego było wdro-żenie rezerwy strategicznej na rynku bel-gijskim, opisane w referacie C5-213. Po-śród powodów zastosowania powyższego mechanizmu wskazano na oczekiwane w niedalekiej przyszłości wyłączenie elek-trowni jądrowych oraz starych elektrowni gazowych, mających trudności w utrzy-maniu się na rynku w sytuacji niskich cen energii, a także rosnącej roli OZE. Ponadto w referacie szczegółowo opisano technicz-ne i ekonomiczne warunki pozwalające na dynamiczny rozwój rezerwy strategicznej oraz przedstawiono warunki, jakie muszą spełniać podmioty chcące świadczyć tę usługę. Pomimo sukcesu, jaki osiągnięto wdrażając mechanizm rezerwy strategicz-nej, autorzy wskazują, że mechanizm ten wymaga pewnych poprawek, gdyż nie przyczynia się do powstawania nowych inwestycji oraz nie jest zgodny z unijny-mi wymogami dotyczącymi uczestnictwa w takich rozwiązaniach mocy z innych ob-szarów rynkowych.

Kolejną część konferencji przeznaczo-no na omówienie doświadczeń rosyjskie-go rynku mocy, który został stworzony, by zapobiec niedoborom energii, które skut-kowały koniecznością wyłączania odbior-ców w trakcie szczytów zapotrzebowania. Wdrożony mechanizm rynku mocy stworzył przyjazny klimat do prywatnych inwestycji i umożliwił wyeliminowanie wcześniejszych niedoborów. Jednakże w dłuższym okresie funkcjonowania rynku zaobserwowano po-jawienie się istotnej nadwyżki mocy, przy czym ceny nie odzwierciedliły przekon-traktowania. Mając na uwadze powyższą

sytuację, autorzy kolejnego referatu opi-sali kwestie bilansu pomiędzy zapotrzebo-waniem i generacją, a także przedstawili pierwotny projekt rynku ze szczególnym uwzględnieniem elementów, które osta-tecznie spowodowały powstanie powyż-szej nadwyżki. Jako podsumowanie re-feratu autorzy przedstawili także środki, które miały rozwiązać powyższy problem poczynając od m.in. wdrożenia administra-cyjnych limitów dla jednostek niskospraw-nych do redefinicji pewnych elementów modelu tego rynku.

Biorąc pod rozwagę przyszłą wizję funkcjonowania rynku energii elektrycznej, w trakcie konferencji przedstawiono naj-nowsze trendy rozwoju rynku oraz zasad jego funkcjonowania w kontekście konku-rencji, oddzielenia generacji od sieci, a tak-że zdolności do bezpośredniego handlu pomiędzy konkretną jednostką wytwórczą a danym klientem. Doświadczenia te opar-to m.in. na wynikach licznych projektów pilotażowych prowadzonych w Chinach. Jak wskazują autorzy, w przyszłości rynek hurtowy oparty na handlu zorganizowanym w ramach ustalonych grafików będzie od-grywał coraz mniejszą rolę na skutek roz-woju handlu ciągłego, który docelowo zdo-minuje rynek. W referacie zawarto także dyskusję kwestii związanych z dostępem do rynku, zdolności do realizacji i zakre-su handlu ciągłego, potencjalnych typów kontraktów, kwestii związanych z rozdzia-łem obciążeń, a także zarządzaniem siecią i wykonywaniem usług systemowych.

W zakresie tematyki związanej z inte-gracją odnawialnych źródeł energii pierw-szą prezentacją był referat przedstawiają-cy rozwój i zarządzanie japońskim rynkiem energii w sytuacji rosnącego udziału OZE oraz wdrożenia reform rynku związanych z unbundlingiem i wzmocnieniem konku-rencji. Drugim zagadnieniem poruszonym w referacie było omówienie kwestii przy-szłego miksu energetycznego Japonii oraz dyskusja na temat potencjalnej zmiany me-chanizmu rozdziału obciążeń na mecha-nizm oparty na podejściu ekonomicznym, co ma być odpowiedzią na obecnie wystę-pujące nieefektywności tego procesu, wy-nikające z nadania priorytetu dla OZE. Jed-nocześnie referat poddaje dyskusji na ile

strona 226 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

powyższe rozwiązanie przyniesie korzyści finansowe oraz na ile wiąże się to z ogra-niczeniem generacji źródeł rozproszonych. W dalszej części referatu omówiono za-gadnienia związane z obecnie wykorzysty-wanymi programami do symulacji rozwoju generacji (ESPIRIT) oraz realizacji analiz (Multi-Regulation Analysis MR). Konkluzją referatu jest wykazanie potrzeby dalszego rozwoju rynku opartego na podejściu ho-listycznym.

W następnym referacie przedstawiono działania na indyjskim rynku energii mają-ce na celu zwiększenie efektywności oraz zdolności do integracji OZE, które pole-gają na większej koordynacji i wdrożeniu operacji czasu rzeczywistego. W referacie zaprezentowano przegląd rozwiązań z za-kresu zarządzania oraz regulacji indyjskie-go sektora elektroenergetycznego, a tak-że przedstawiono strukturę jego rynku energii ze szczególnym uwzględnieniem jednoczesnego funkcjonowania wielu giełd energii. Duża część referatu poświę-cona została omówieniu wdrożonych na rynku indyjskim zmian, pośród których za najważniejsze wskazano zmianę okna cza-sowego rynku z 1 h do 15 minut. W ramach referatu pokazano korzyści, jakie przynio-sły powyższe zmiany, czyli m.in.: wzrost elastyczność strony popytowej i odbiorów, zmniejszenie skoków wolumenów kontrak-towanej energii w poszczególnych jednost-kach czasu w stosunku do godzinowego okna czasowego, wyrównanie cen dla po-szczególnych segmentów rynku, a także zaprezentowano obszary, które wymaga-ją dalszych działań rozwojowych, w tym m.in.: w zakresie rezerw, usług systemo-wych, wykorzystania AGC (Automatic Ge-neration Control), a także wewnętrznych aktów prawnych i systemów zachęt zwią-zanych ze wzrostem elastyczności źródeł konwencjonalnych.

Kolejnym referatem w zakresie tema-tyki OZE była prezentacja na temat roz-wiązań regulacyjnych i polityki energe-tycznej w zakresie OZE w Tajlandii oraz innych krajach azjatyckich. Intencją auto-rów było przedstawienie 5 długotermino-wych planów dla energetyki: długotermi-nowy plan rozwoju źródeł wytwórczych, plan rozwoju źródeł alternatywnych, plan

rozwoju w zakresie efektywności energe-tycznej, plan w zakresie gazu, plan w za-kresie zarządzania paliwami. Odnośnie do planu rozwoju źródeł alternatywnych au-torzy zaznaczyli, iż w 2022 roku w Tajlan-dii udział energii z OZE powinien wynieść 25%, a dalszymi planowanymi działaniami w powyższym zakresie są: zastępowanie wykorzystywania ropy, promocja zielo-nej energii, rozwój przemysłu OZE oraz poszukiwanie technologii wysokospraw-nych. W referacie przedstawiono wyniki analiz ekonomicznych opartych na regre-sji SVAR, których konkluzją jest stwierdze-nie, iż rozwój OZE początkowo przyczynia się do ograniczenia rozwoju ekonomicz-nego, lecz w długim okresie ostatecznie zwiększa dobrobyt.

Na przykładzie włoskiej sieci dystrybu-cyjnej przedstawiono referat prezentujący procedurę wykonywania symulacji funk-cjonowania systemu elektroenergetycz-nego, który integruje zarówno zcentralizo-wane jak i zdecentralizowane wytwarzanie i uwzględnienia odbiorców aktywnych, a także, w którym wszyscy uczestnicy ryn-ku oferują regulowane lub pozyskiwane rynkowo usługi, takie jak DSR czy regu-lacja napięcia. W ramach wystąpienia au-torzy skupili się na technikach testowania przydatności usług systemowych dostęp-nych w ramach sieci dystrybucyjnej. Omó-wiono rolę OSD (operator systemu dys-trybucyjnego) oraz przedstawiono model rynkowy zaproponowany przez włoskiego regulatora, w którym to testuje się lokalnie dostępne zasoby do wykonywania usług systemowych i porównuje się je z ofertami tradycyjnymi usługodawców w celu wybo-ru najkorzystniejszego rozwiązania. Kon-kluzją wystąpienia była teza, że w sytu-acji dużej penetracji systemu przez OZE, lokalne zasoby usług systemowych mogą być konkurencyjne w stosunku do trady-cyjnych źródeł.

Analiza zdolności do realizacji usług systemowych dla systemu elektroenerge-tycznego Irlandii i Irlandii Północnej była tematem kolejnego referatu. W wystąpie-niu autorzy podkreślili, iż obecnie system zdolny jest do integracji OZE w wysokości 50% mocy zainstalowanej, bez realiza-cji jakichkolwiek inwestycji w kontekście

usług systemowych, a docelowo ma być to poziom 75% w roku 2020. Głównym punk-tem referatu była kwestia optymalizacji efektywności ekonomicznej pozyskiwania usług systemowych oraz technik alokacji kosztów tych usług.

Ostatnim zagadnieniem poruszanym w zakresie integracji OZE była kwestia wykorzystania energoelektronicznego kon-wertera VSC HVDC, pozwalającego na niezależne sterowanie przepływem mocy czynnej i biernej. W ramach prezentacji dokonano charakterystyki urządzenia oraz wskazano jego zalety pod kątem zdolności do zarządzania częstotliwością sieci i za-rządzania ograniczeniami przesyłowymi w sieci. Autorzy zaznaczyli także, iż jeśli w przyszłości myśli się o systemie w 100% opartym na OZE, to technologia VSC HVDC będzie koniecznością.

Jako zakończenie panelu drugiego, w celu porównania różnych ram prawnych dotyczących regulacji sektora elektroener-getycznego, przedstawiono aktualne roz-wiązania w Iranie, przy czym szczególną uwagę skupiono na omówieniu zagadnień związanych z zarządzaniem i treścią prze-pisów. Referat przedstawił sposób, w jaki zarządza się na rynku irańskim, który cha-rakteryzuje się występowaniem jasnych ról i celów, autonomią i odpowiedzialnością. Jednocześnie w odniesieniu do treści prze-pisów autorzy wykazali, iż istotą irańskich ram prawnych jest transparentność, prze-widywalność oraz zaangażowanie intere-sariuszy w procesie decyzyjnym. Konkluzją referatu jest teza, iż system prawny regulu-jący sektor elektroenergetyczny Iranu jest zgodny z systemami innych krajów.

Pośród najciekawszych pytań zada-nych w trakcie panelu wymienić należy:• „Liczna grupa referatów podkreślała

bieżące i spodziewane ograniczenia systemów elektroenergetycznych oraz struktur rynkowych pod kątem spro-stania wzrostowi udziału źródeł o małej bezwładności. Czy jest prawdopodobne, że tradycyjne podejście do zaopatrzenia w usługi systemowe będzie wystarczają-ce w przypadku dużego udziału generacji OZE? Jakie istnieją ryzyka oraz jakie są strategie ich mitygowania związane ze zmieniającymi się okolicznościami?”,

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 227marzec 2017

• „Nowe modele rynkowe coraz częściej zmierzają do rozwoju w kierunku handlu intra-day z oknem czasowym 15 i 5 mi-nut. Obecnie modele te opierają się na rynkach długoterminowych, bilansowa-niu day-ahead, rynkach czasu rzeczywi-stego, przy czym każdy z tych elemen-tów wymaga odpowiednich ustaleń. Biorąc pod uwagę, że rozdział obciążeń musi się odbywać w rzeczywistym cza-sie, czy jest niezbędne, aby wszystkie rynki dążyły do wdrożenia bardzo krót-kich czasów zamykania bramek oraz związanych z nimi uzgodnień?”.

Źródła rozproszone, zarządzanie popytem

i technologia magazynowania z perspektywy

rynku elektrycznego i struktur regulacyjnych

W panelu „Źródła rozproszone, zarzą-dzanie popytem i technologia magazyno-wania z perspektywy rynku elektrycznego i struktur regulacyjnych” przedstawiono główne sposoby zarządzania reakcją na popyt DSR przyczyniające się do zapew-nienia stabilności systemu elektroener-getycznego i mechanizmów rynkowych. Obejmują one zwiększenie lub redukcję obciążenia, jak również powiązane wiel-kości, jak efektywność ekonomiczna, bez-pieczeństwo dostaw, adekwatność po-daży. Podczas spotkania przedstawiono międzynarodowe wnioski i doświadczenia związane z wprowadzaniem generacji roz-proszonej i DSR, które mają w większości charakter prawny i regulacyjny.

Na przykładzie Tajlandii pokazano, jak ważna jest polityka rządu wobec rozwoju generacji rozproszonej, gdzie w celu roz-wijania OZE i zintensyfikowania instalacji PV na obszarach wiejskich wprowadza się dotacje dla inwestycji z tego zakresu. W ramach opracowanych regulacji szcze-gólną uwagę skupiono na przedstawieniu wytycznych dla inwestorów, które pozwolą zminimalizować ryzyka ekonomiczne wy-nikające z wykonania przyłączeń, w tym wpływ na jakość energii, niezawodność sieci czy kontrolę napięcia.

Kwestią kluczową dla rozwoju DSR na rynku jest wyraźna konkurencja za pośred-nictwem agregatorów. Ramy regulacyjne i umowna struktura obejmująca kwestie finansowe, metody zarządzania agregacją jak i danymi muszą zostać zdefiniowa-ne pomiędzy dostawcami i agregatorami pełniącymi usługi DSR. We Francji, która stanowi jeden z najbardziej zaawansowa-nych rynków w Europie, DSR został wdro-żony na rynku hurtowym, detalicznym oraz w ramach rynku mocy. Wdrożenie francu-skich innowacji projektowych w ramach rynku energii przyczyniło się do usunięcia najpoważniejszych barier rozwoju DSR. Wprowadzono zmianę podejścia do DSR: od struktury rynkowej kompatybilnej z DSR w stronę struktury rynku przyjaznej, wspie-rającej rozwój dla DSR. Zapewniono także dedykowany system wsparcia dla DSR.

Doświadczenia wdrażania mechani-zmów zarządzania popytem na rynku bilan-sującym omówione zostały także na przy-kładzie rynków w Austrii i Słowenii. Zmiany zostały wprowadzone na rynku rezerwy pierwotnej i wtórnej w celu umożliwienia udziału agregatorom, jak i gromadzenia oraz wymiany danych pomiędzy OSP (ope-rator systemu przesyłowego) i DSR. Wdro-żenie DSR przyczynia się do zwiększenia konkurencji na tradycyjnych rynkach za-projektowanych dla dużych elektrowni, co przekłada się na poprawę cen, kosztów rezerwy i usług bilansujących. Wprowa-dzenie DSR przynosi skuteczne i efek-tywne rozwiązania, które mogą pobudzać efektywność kosztową poprzez zwiększe-nie konkurencji między dostawcami usług bilansowania.

Kolejną część konferencji przeznaczo-no na omówienie zaawansowania badań EU-Projektu, na który składają się 4 pro-jekty pilotażowe prowadzone równolegle w Hiszpanii, Niemczech oraz we Francji i Włoszech. Projekt ma na celu oszacowa-nie potencjalnego wpływu ekonomicznego aktywnego popytu (ang. Active Demand), który może stanowić opłacalną alternaty-wę dla wzmocnienia sieci elektroenerge-tycznej i rozproszonej, elastycznej gene-racji w sieci dystrybucji. W ramach badań planowane jest dokonanie identyfikacji usług dla zapewnienia zmian w sieci i od-

powiedniego poziomu stabilności (w tym kontroli częstotliwości, optymalizacji pracy sieci, możliwości zarządzania w sytuacjach awaryjnych). W ramach tego etapu dysku-sji określono niektóre bariery regulacyjne, niesprzyjające rozwojowi DSR dla celów dystrybucji.

Jako pogłębienie tematu badań nauko-wo-pilotażowych przedstawiono doświad-czenia z dwóch programów innowacyjnych DSR prowadzonych wśród konsumen-tów mieszkaniowych w Polsce w 2014 r. (Eko-sygnał i Eko-Redukcja). W ramach prowadzonych badań dokonano oceny możliwości wpływania na popyt na energię elektryczną wśród klientów indywidualnych w określonych porach dnia poprzez polity-kę cenową oraz bodźce inne niż cenowe. Zaangażowanie gospodarstw domowych poprzez agregatory wymaga dalszej ana-lizy, ponieważ może stanowić doskonały mechanizm służący do przenoszenia za-potrzebowania z godzin stref szczytowych w różnych porach roku i przyczynić się do zrównoważenia systemu elektroenerge-tycznego.

Kolejna część panelu skupiła się na przedstawieniu wyzwań dla rynku regulo-wanego wynikających z potrzeby integra-cji ze zwiększającą się w systemie elek-troenergetycznym ilością odnawialnych źródeł niestabilnych. Omówiono doświad-czenia z rynku niemieckiego, który uległ transformacji z taryf gwarantowanych typu feed-in na system wsparcia, oparty na za-sadach rynkowych, w którym konkuruje kil-ku graczy. W tej części dyskusji skupiono się na zdefiniowaniu głównych czynników wpływających na efektywną integrację OZE na rynku. Zaliczono do nich: poprawę jakości prognozowania, zdalne sterowanie elektrowniami, monitorowanie on-line wy-twórców energii, rynek hurtowy day-ahead i intra-day z możliwością prowadzenia ope-racji giełdowych 24/7. W tak zbudowanym rynku elektrownie wiatrowe i PV są w sta-nie zapewnić rezerwę mocy dla OSP.

W ostatnim etapie spotkania omówio-no stosunki pomiędzy OSP-OSD i pod-kreślono, że koordynacja jest kluczową kwestią dla osiągnięcia maksymalnej efek-tywności potencjału źródeł rozproszonych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.

strona 228 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Wspomniane kwestie rozpatrzono na przy-kładzie dwóch modeli schematycznych. Główne zalety modelu skoncentrowanego na OSD skupiają się na unikaniu podwójnej alokacji zasobów, co zapewnia elastycz-ność, wspieranie lokalnego zarządzania siecią. Drugi program to model skoncen-trowany na OSP, gdzie OSP jest odpowie-dzialny za całość bilansowania systemu elektroenergetycznego i ma pełny podgląd na sieć. Tak zbudowany rynek pozwala na uniknięcie fragmentacji i pozwala na więk-szą optymalizację. Zalecane jest wyważo-ne stosowanie obu modeli w zależności od warunków sieciowych oraz stosunków między podmiotami rynkowymi.

W ramach dyskusji podsumowującej uczestnicy panelu odpowiedzieli także na pytania publiczności, z których wymienić można m.in.:• „Czy rozwój konkurencji między do-

stawcami i agregatorami stanowi klu-czowy czynnik w rozwoju zarządzania popytem (DSR)? Jak ważne są sygnały cenowe w rozwoju reakcji na popyt?”,

• „Jakie są główne bariery rozwoju reakcji na popyt i jak można takie bariery prze-zwyciężyć lub złagodzić?”,

• „Czy rozproszone systemy magazy-nowania mogą odgrywać istotną rolę w zapewnieniu większej elastyczności systemu elektroenergetycznego oraz promować bardziej elastyczne systemy zarządzania siecią?”,

• „Koordynacja pomiędzy OSP i OSD jest kluczowym zagadnieniem dla efektyw-nego rozwoju generacji rozproszonej w ramach rynków energii i mocy. Jakie doświadczenia mogą być przedstawio-ne w odniesieniu do regulacji i koordy-nacji ekonomicznej między tymi pod-miotami?”.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW C5

[1] C5-101. Vieira X., Hochstetler R., Mello

J.C., Barroso L.A.: Aligning Regulatory In-

centives and Price Signals in the Brazilian

Wholesale and Retail Electricity Markets.

[2] C5-102. Asano H., Kobayashi N., Naito J.,

Yokoyama A.: Market design of one hour

ahead and real time market and implemen-

tation of cross-regional network operation in Japan.

[3] C5-104. Belhomme R., Trotignon M., Jo-ver R., Glorieux L.: A methodology for the analysis of market designs at the horizon 2030.

[4] C5-105. Blinov I.V.: New approach to con-gestion management for decentralized market coupling using net export curves.

[5] C5-201. Hansen P., Cabral R., Leme H., Schramm Rosa L.F., Sacchi R., Maciel D., Barroso L.: Practices for Risk Assessment and Control in the Brazilian Electricity Mar-ket: state of the art.

[6] C5-202. Hirvonen R., Marien A., Den Ouden B., Purchała K., Supponen M.: Mar-ket coupling, facing a glorious past.

[7] C5-203. Van Welie G., Ethier R.G.: The Im-portance of a Performance-Based Capaci-ty Market to Ensure Reliability as the Grid Adapts to a Renewable Energy Future.

[8] C5-204. Jiang-Häfner Y., Lundberg P.: VSC HVDC Transmission Supporting Va-riable Electricity Generation.

[9] C5-205. Azuma H., Fukutome S., Minotsu S., Ogimoto K.: Impacts of asset invest-ment of renewable energy on market de-sign and operation.

[10] C5-206. Panpuek K., Teetong R.: Rene-wable Energy Policy and Barriers under Fluctuation of Energy Price and Economic Growth in Thailand.

[11] C5-207. Soonee S.K., Agrawal V.K., Bar-panda S.S., Saxena S.C., Dey K., Pawan Kumar K.V.N: Introduction of Sub-Hourly Market in Power Exchanges and Facilita-ting Large Scale Renewable Energy Inte-gration in India.

[12] C5-209. Syakirah W.A.: Regulatory Struc-ture And Market Model In Malaysia With The Implementation Of Incentive Based Regulations (IBR) And New Enhanced Di-spatch Arrangement (NEDA).

[13] C5-210. Avila Rosales M.A.: Mexico´s Wholesale New Power Market.

[14] C5-211. O’Sullivan J., Rourke S., Power S., Cunniffe N., Kamaluddin N.: Restructuring System Services for the Highest Levels of Wind Integration.

[15] C5-212. Hawker G.S., Bell K.R.W., Gill S.: Capacity Markets and the EU Target Model – a Great Britain Case Study.

[16] C5-213. Höschle H., Doorman G.: Capaci-ty Mechanisms: Results from a World Wide Survey.

[17] C5-214. De Graaff S., Garrec D., Hoekse-ma J., Langer Y., Mestdag C., Pottuijt P.:

Flow-Based market coupling in the Central Western European region Welcome to the market coupling 2.0.

[18] C5-215. Petretto G., Cantù M., Gigliucci G., Natale N., Pilo F., Pisano G., Soma G.G., Coppo M., Turri R.: Techno-economic ana-lysis and simulations of the transmission and distributions systems interactions in different regulatory frameworks.

[19] C5-216. Höschle H., De Vosa K.: Imple-mentation of a Strategic Reserve in Bel-gium: Product Design and Market Results.

[20] C5-217. Zhang X., Pang B., Shi L.J., Geng J., Zheng Y.X.: Study on Key Issues of Direct Trading between Power Users and Plants.

[21] C5-218. Kataev A., Opadchiy F.: Capacity market. Change of the model shifting from deficit to excess.

[22] C5-219. Mohammadi M., Ramyar S., Ara-bani M.P.: Evaluating Regulatory Frame-work in Iran’s Electricity Sector: A Bench-marking Analysis.

[23] C5-301. Dornellas C., Neves E., Barroso L., Mello J., Lima J.W.M., Dutra J., Pimenta A., Sousa H.: Evaluation of Demand Side Ma-nagement Mechanisms and Opportunities for their Development in the Brazilian Po-wer Industry.

[24] C5-302. Bumroonggit G., Sinsukthavorn W., Pochanart S.: Experiences and Lessons Learned based on Distributed Generator of EGCO in Thailand Power Grid.

[25] C5-303. Bader A., Giesbertz P.G.M., Küp-pers A.: Market Access for Renewables in the German Power Market and Market De-sign Challenges.

[26] C5-304. Guédou B., Rigard-Cerison A.: Comparison of market designs enabling DSR participation in the energy market.

[27] C5-305. Lombardi M., Di Carlo S, De Fran-cisci S., Brambilla S., Franz O., Frias P., Valles M., Sebastian Viana M.: The impact of active demand on the electrical system and its actors estimated within the ADVAN-CED project.

[28] C5-306. Sobczak M., Kula K., Krupa M.: Project SMART – lessons learned from the emergency DSR programmes involving re-sidential consumers and the aggregator.

[29] C5-307. Ramos A., Belmans R.: DSO-TSO Interactions in Flexibility Contracting.

[30] C5-308. Paravan D., Markočič R., Prislan L.: The importance of market regulation in exploiting demand response on balancing market: Slovenian and Austrian case.

CIGRE

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 229marzec 2017

Do trzech tematów wiodących na 46. sesji CIGRE Komitet Studiów C6 zgłosił 38 artykułów, które zostały uporządkowane w jedenastu grupach tematycznych. Upo-rządkowanie według grup tematycznych zostało wykorzystane do zaprezentowania Czytelnikom aktualnych zagadnień i pro-blemów w sieciach dystrybucyjnych SN i nn. Wykaz tematów wiodących oraz grup tematycznych zamieszczono w tabeli 1.

Estymacja stanu pracy sieci elektroenergetycznej

Sieci elektroenergetyczne SN i nn, bę-dące stosunkowo najrozleglejsze, są sie-

ciami najmniej obserwowalnymi. Zainsta-lowane liczniki AMI są źródłem pomiarów historycznych, które można wykorzystać do estymacji stanu pracy sieci elektroenerge-tycznej jak i w prognozie zapotrzebowania. Z powodu braku dostępności bieżących po-miarów do odwzorowania aktualnego stanu pracy sieci elektroenergetycznej często są stosowane tzw. estymatory stanu do osza-cowania warunków pracy nieobserwowa-nych fragmentów sieci przy wykorzystaniu dostępnych pomiarów i danych historycz-nych. Estymacja bieżącego stanu pracy sieci elektroenergetycznej była tematem referatów [10-12, 24, 25].

W artykule [11] autorzy prezentują do-świadczenia z testowej implementacji esty-

matora stanu pracy sieci na napięciu niskim. Na obszarze objętym badaniem były przyłą-czone 24 instalacje PV oraz 120 odbiorców, z których 90 wyraziło zgodę na rejestrację pomiarów prądów. Pomiary były przesyła-ne do systemu SCADA z wykorzystaniem techniki PLC. Pomiary zapotrzebowania były rejestrowane z 10-minutową rozdziel-czością, natomiast pomiary generacji PV – z rozdzielczością 5-minutową. Obszar badań (widok z góry) oraz schemat sieci nn zamieszczono na rysunku 1.

Do estymacji zastosowano metody wy-korzystywane w estymatorach stanu pracy sieci na napięciach wyższych. Z powodu niesymetrii obciążeń estymacja obcią-żeń była realizowana osobno dla każdej

Andrzej KąkolInstytut Energetyki, Oddział Gdańsk

Systemy rozdzielcze i wytwarzanie rozproszone – Komitet Studiów C6

Distribution Systems and Dispersed Generation – Study Committee C6

Tabela 1 Tematy wiodące i tematy artykułów zgłoszonych na sesję CIGRE

Lp. Temat wiodący/Grupa tematyczna Liczba artykułów Odwołania

1. Integracja planowania rozwoju sieci dystrybucyjnych z działaniami operacyjnymi 19

a. Wpływ generacji rozproszonej [1], [2], [3], [4]

b. Niezawodność pracy sieci dystrybucyjnych, automatyka zabezpieczeniowa [5], [6], [7], [8], [9]

c. Estymacja stanu pracy sieci [10], [11], [12]

d. Sterowanie i regulacja, zarządzanie zapotrzebowaniem [17], [18], [19]

e. Ocena stanu sieci dystrybucyjnych [13], [14], [15], [16]

2. Infrastruktura elektroenergetyczna w obszarach zurbanizowanych 9

a. Inteligentne miasta [21], [22], [23]

b. Współpraca (koordynacja) wytwórców energii różnego typu [20], [26], [28]

c. Innowacje w wytwarzaniu, rozwój IT, przyszłość systemów dystrybucji [24], [25], [27]

3. Praca autonomiczna, mikrosieci i wytwarzanie hybrydowe 10

a. Regulacja napięcia i automatyzacja w sieciach dystrybucyjnych [33], [34], [36]

b. Elastyczność i technologie umożliwiające rozwój mikrosieci i aktywnych sieci dystrybucyjnych [30], [31], [35], [38]

c. Planowanie i rozwój sieci elektroenergetycznych przyszłości – aspekt ekonomiczny [29], [32], [37]

strona 230 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

z trzech faz. W estymatorze zostały zaim-plementowane algorytmy do identyfikacji zmiany konfiguracji sieci na skutek awarii, algorytmy do weryfikacji poprawności da-nych pomiarowych i, w razie konieczno-ści, wykorzystania danych historycznych. Doświadczenia operacyjne dowodzą, że oprócz zakłóceń w postaci zmiany ukła-du pracy sieci algorytm estymatora musi uwzględniać możliwość wystąpienia zakłó-cenia w postaci zmiany układu połączeń poszczególnych faz napięcia u odbiorcy końcowego. Monitorowane są napięcia i obciążenia elementów liniowych i apara-tury zabezpieczeniowej (bezpieczniki).

Praca przyłączonej na analizowanym obszarze generacji PV powoduje wzrost obciążeń oraz napięć w sieci nn. Zagroże-nia te zostały potwierdzone w symulacjach. Przeprowadzone symulacje wykazały rów-nież duże (do 80 A) obciążenie przewodu neutralnego spowodowane niesymetrycz-nym przyłączeniem źródeł PV. W rezul-tacie, autorzy publikacji zalecają monito-rowanie również obciążenia przewodów neutralnych.

Autorzy [10] potwierdzają niedosta-teczną obserwowalność sieci dystrybu-cyjnych SN. W swoim artykule opisu-ją metodę estymacji zapotrzebowania w stacjach odbiorczych SN/nn w wyko-rzystaniem bieżących pomiarów z pola rozdzielni SN w stacji WN/SN i historycz-nych pomiarów zapotrzebowania w sta-cjach SN/nn. Estymator został zaimple-mentowany w jednym z hiszpańskich rejonów energetycznych (9 stacji WN/SN i ponad 2200 stacji SN/nn). Prezento-wana praca została wykonana w ramach projektu PRICE-GDI.

W publikacji [12] opisano algorytm re-gulacji napięć w sieci SN z wykorzystaniem podobciążeniowego przełącznika zacze-pów transformatora WN/SN, pomiarów bie-żących z rozdzielni SN oraz historycznych pomiarów zapotrzebowania w stacjach SN/nn. Pomiary historyczne były wyko-rzystywane do estymacji stanu pracy sie-ci elektroenergetycznej SN. Sieć SN była reprezentowana przez zastępczy odbiór, którego parametry były identyfikowane przy wykorzystaniu danych historycznych. Osobno modelowano sieć zewnętrzną WN oraz stację transformatorową WN/SN z wyposażeniem – statycznymi środ-kami do kompensacji mocy biernej. Prze-prowadzona została wariantowa analiza dokładności odwzorowania warunków na-pięciowych pracy sieci SN przy wykorzy-staniu dostępnych modeli obciążenia. Odbiór zastępczy był modelowany jako obiekt o charakterystyce (1) wykładniczej, (2) nieliniowej oraz jako (3) ZIP. Dokładność odwzorowania sieci elektroenergetycznej przy zastosowaniu modelu (1) była naj-gorsza. Przy zastosowaniu modeli (2) i (3) dokładność estymacji była porównywalna. Autorzy sugerują wykorzystanie modelu ZIP do dalszych prac z powodu mniejszych nakładów obliczeniowych w porównaniu do modelu nieliniowego. Pomimo zastosowa-nia modelu ZIP dokładność estymacji nie była zadowalająca. Autorzy są przekonani, że aktualizacja parametrów modelu ZIP wraz ze zmieniającymi się porami dnia, ty-godnia czy roku przyczyni się do poprawy dokładności estymacji. Model ZIP jest wy-korzystywany do wyznaczenia statycznych charakterystyk P-V i Q-V sieci SN. Zaletą proponowanej metody jest brak koniecz-

ności zapewnienia sygnałów pomiarowych z głębi sieci SN. W artykule brakuje infor-macji o uwzględnieniu w algorytmie zmian w konfiguracji pracy sieci elektroenerge-tyczne i możliwości zasilenia stacji trans-formatorowych z różnych ciągów czy stacji transformatorowych.

Autorzy [24] wykazali możliwość ogra-niczenia liczby pomiarów bieżących do poprawnej estymacji stanu pracy. Pomia-ry historyczne wykorzystano do zidenty-fikowania grup odbiorców (stacji SN/nn) charakteryzujących się dużą korelacją za-potrzebowania. W każdej grupie wybrano odbiory reprezentatywne. Następnie, przy założeniu dostępności pomiarów dla re-prezentatywnych odbiorów, dokonano es-tymacji zapotrzebowania dla pozostałych odbiorów. Taką samą zasadę zastosowano do identyfikacji skorelowanych źródeł PV. Autorzy uzyskali zadowalające rezultaty w przypadku estymacji dla grup o dużej korelacji. W dalszej kolejności przewidzia-ne są prace rozwojowe metod estymacji dla odbiorów o małej korelacji przebiegu zapotrzebowania oraz w celu zmniejszenia błędów estymacji spowodowanych krótko-trwałymi zmianami zapotrzebowania.

W [25] przedstawiono metodę wyko-rzystania informacji o zdarzeniach w sieci nn do estymacji warunków pracy sieci. Za-instalowane urządzenia (tzw. smart metres) są w stanie zidentyfikować do 200 różnego typu zdarzeń w sieci i przekazać do sys-temu SCADA. Przekazane do systemu in-formacje mogą być wykorzystane do iden-tyfikacji stanów zagrożenia dla pracy sieci, np.: przekroczenia zakresu napięć czy bra-ku przewodu neutralnego (braku potencja-łu zerowego).

Koncepcje rozbudowy sieci elektroenergetycznej SN i nn

Opisane metody estymacji zapotrzebo-wania w stacjach pozbawionych aparatury pomiarowej mogą być wykorzystane przy opracowywaniu planów rozwoju systemu elektroenergetycznego. Plany rozwojowe są opracowywane z wieloletnim wyprze-dzeniem, z uwzględnieniem m.in. prognozy zmian w zapotrzebowaniu. W porównaniu

Rys. 1. Sieć nn objęta badaniem: a) widok satelitarny, b) schemat elektryczny

a) b) local network station

cD 1383

cD 1382

cD 1384

cD 1385

cD 1386

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 231marzec 2017

z zagadnieniem samej estymacji, w koncep-cji rozwoju uwzględniane są prognozy zmian w warunkach pracy sieci elektroenergetycz-nej. Wzrasta liczba parametrów zmiennych i wzrasta ryzyko niepewności zmian.

Ciekawą koncepcję rozbudowy sieci dystrybucyjnych SN opisano w [6]. Sieć SN należąca do koreańskiej spółki dys-trybucyjnej jest zasilana ze 190 stacji WN/SN. Standardowym rozwiązaniem jest budowanie stacji WN/SN z 6 - 8 wyprowa-dzeniami liniowymi. Każde wyprowadze-nie liniowe jest podzielone na trzy sekcje, a każda sekcja może być rezerwowana z innego ciągu, jak pokazano na rysunku 2. Na granicach pomiędzy sekcjami są zainstalowane łączniki sterowalne zdal-nie. Ciągi liniowe są przystosowane do obciążenia 14 MVA, natomiast w układzie normalnym pracy sieci obciążenie 10 MVA nie jest przekraczane. Istnieje więc możli-wość przełączenia wszystkich odbiorców z jednego ciągu do ciągów sąsiednich, spełnione jest kryterium pełnego rezerwo-wania ciągu liniowego. W celu ogranicze-nia liczby i czasu trwania przerw w zasi-laniu sukcesywnie są instalowane łączniki sterowalne zdalnie w miejsce zwykłych łączników. Obecnie w sieci jest zainstalo-wanych ponad 83 000 łączników zdalnie sterowalnych, co stanowi blisko 50% licz-by wszystkich łączników na tym obszarze. Opisane zasady rozbudowy i prowadzenia ruchu w sieci elektroenergetycznej SN obowiązują od 20 lat.

Możliwości zastosowania opisanej me-todyki rozbudowy sieci elektroenergetycz-nej na obszarach już zelektryfikowanych mogą być ograniczone uwarunkowaniami środowiskowymi i istniejącą zabudową. Z tego powodu są realizowane prace stu-dialne w celu opracowania koncepcji roz-

woju sieci elektroenergetycznej, co jest tematem artykułów [4, 14,16]. Opisywa-na w [14] praca ma charakter studialny, a wnioski zostaną wykorzystane przy opra-cowywaniu koncepcji rozbudowy sieci dys-trybucyjnych. Analizy zostały przeprowa-dzone dla czterech typowych konfiguracji sieci elektroenergetycznej charakterystycz-nych dla: obszarów zurbanizowanych, sie-ci terenowych, sieci elektroenergetycznej miasta Londyn oraz obszarów mieszanych. W każdej typowej konfiguracji zostały prze-badane dwa scenariusze zmian w zapo-trzebowaniu i generacji z uwzględnieniem m.in. magazynów energii i samochodów elektrycznych. Każdemu z obiektów przy-pisano roczne profile zapotrzebowania z rozdzielczością 30-minutową. W zakre-sie pracy było wykonanie:a) sekwencyjnych, z rozdzielczością 30 mi-

nut, analiz rozpływowych dla okresu jed-nego roku,

b) analizy n-1 dla charakterystycznych sta-nów pracy sieci (maksymalne zapotrze-bowanie, maksymalna generacja),

c) analiz dynamicznych zmian napięcia spowodowanych wyłączeniem pojedyn-czego elementu,

d) analiz dynamicznych stanów przejścio-wych,

e) analiz zwarciowych, f) analizy jakości energii i poziomów emisji

harmonicznych, g) analizy niezawodności pracy sieci elek-

troenergetycznej.W pracy wykonano również analizę

skuteczności zastosowania rozwiązań typu ‘Smart’ do ograniczenia zagrożeń w pracy sieci. Autorzy wskazują na wza-jemną interakcję zaimplementowanych rozwiązań i konieczność koordynacji dzia-łań i regulacji.

W [16] są prezentowane fragmenty koncepcji rozbudowy sieci elektroenerge-tycznej Wybrzeża Kości Słoniowej. Kon-cepcja była wykonana dla lat 2015-2030. Optymalizacji podlegały koszty inwestycji zdefiniowane jako suma wartości inwe-stycji (CAPEX) i kosztów operacyjnych (OPEX). Zakres analiz był zbieżny z zakre-sem prezentowanym w [14].

W artykule [4] opisano koncepcję roz-woju sieci dystrybucyjnej z uwzględnie-niem niepewności zmian w warunkach pra-cy sieci. Wielkości niezdeterminowane to wielkość (wartość) zapotrzebowania, licz-ba i miejsca instalacji źródeł wytwórczych, ceny rynkowe. Zastosowano metodę Mon-te Carlo, a rozpatrywane rozwiązania (in-westycje) były oceniane z uwzględnieniem zmian wskazanych wcześniej parametrów niezdeterminowanych. Wyniki symulacji poddano analizie statystycznej: dla każde-go rozpatrywanego rozwiązania wyznacza-no wartość oczekiwaną oraz odchylenie standardowe. Wyznaczone parametry wy-korzystano do oceny skuteczności i efek-tywności inwestycji.

W wymienionych publikacjach brakuje informacji o metodyce oceny niezawodno-ści pracy sieci elektroenergetycznej. W ar-tykułach [14] i [16] podano jedynie infor-mację o ocenianych parametrach ciągłości dostaw energii elektrycznej.

Więcej informacji o warunkach wyko-nywania analiz niezawodności pracy sieci podano w artykułach [5] i [7]. W obydwu artykułach opisane są metody wyznacza-nia wskaźników ciągłości zasilania z wy-korzystaniem metody Monte Carlo. Tema-tem publikacji [7] jest sieć niskich napięć, w której uwzględniono roczne profile zapo-trzebowania z rozdzielczością godzinową, a ocenie podlegały wskaźniki SAIDI, SAIFI i wartość energii niedostarczonej.

Zaawansowaną metodykę wykonywa-nia analiz niezawodności pracy sieci zapre-zentowali Kanadyjczycy w [5]. Wszystkie elementy sieci elektroenergetycznej zosta-ły pogrupowane z uwzględnieniem typu elementu, parametrów pracy i warunków eksploatacji. Dla każdej grupy elementów zostały wyznaczone wartości intensywno-ści uszkodzeń i intensywności napraw. Po-nieważ uszkodzenia występują w sposób Rys. 2. Idea rozwoju sieci dystrybucyjnych prezentowana w [6]

Feeder 1 Feeder 1

Feeder 2 Feeder 2

Feeder 3 Feeder 3

Feeder 4Feeder 4

Feeder 5 Feeder 5

Feeder 6 Feeder 6

83A83A

83A

83A83A

50A 50A 50A 50A 50A 50A300/350A

Normal capacity 250A = 10MVAEmergency capacity 350A = 14MVAloading level = 10MVA/14MVA = 71.5%

Normal capacity 300A = 12MVAEmergency capacity 350A = 14MVAloading level = 12MVA/14MVA = 85.7%

feeder cableswitch openswitch close

feeder cableswitch openswitch close

strona 232 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

niezdeterminowany, autorzy wykorzystali dostępne w systemie ewidencji zdarzeń operatora sieci informacje do opisu obydwu zmiennych stochastycznych przy wykorzy-staniu rozkładu statystycznego. Do esty-macji czasów trwania awarii wykorzystano udostępnione w GoogleMaps algorytmy do określenia czasów dojazdu ekip pogotowia energetycznego do miejsca uszkodzenia. W tym celu obszar sieci elektroenerge-tycznej został podzielony na podobszary z uwzględnieniem właściwości terenu, jego dostępności, jak i odległości od siedziby pogotowia technicznego. Czasy dojazdów zostały również opisane przy zastosowa-niu rozkładu statystycznego. Tak przygo-

towane dane zostały wykorzystane w sy-mulatorze pracy sieci elektroenergetycznej – wykonywane są symulacje zmiennych warunków pracy sieci elektroenergetycznej w zdefiniowanym okresie z wykorzysta-niem metody Monte Carlo. W każdej sy-mulacji są losowo wybierane symulowane zdarzenia, czasy dojazdów ekip remonto-wych, czasy napraw elementów sieciowych czy procedury działania ekip remontowych. W rezultacie z każdej symulacji są otrzy-mywane inne wyniki. Powtarzając symula-cje odpowiednio dużą liczbę razy, zostanie otrzymany rozkład prawdopodobieństwa obserwowanej zmiennej losowej, np. para-metru SAIDI.

Na rysunku 3 pokazano rozkład praw-dopodobieństwa zmiennej losowej CAIDI (CAIDI = SAIDI / SAIFI) dla dwóch warian-tów: bazowym oraz po zmianie parame-trów symulacji (np. zwiększenia efektyw-ności działania pogotowia energetyczne-go). W obydwu wariantach wykonano po 1 000 000 symulacji.

Omówiony w [5] symulator może być wykorzystany do analizy szeregu zdarzeń w sieci elektroenergetycznej, występują-cych przeciążeń, sekwencji działania za-bezpieczeń, efektywności procedur przy-wracania napięcia.

Generacja rozproszona

W artykule [3] opisano doświadczenia z eksploatacji instalacji PV o mocy suma-rycznej 3,275 MVA. Na farmie PV wydzie-lono pięć grup: trzy grupy z panelami nieru-chomymi (FT – ang. Fixed Tilt) i dwie grupy paneli o zmiennej osi obrotu. Na jednej z nich są zainstalowane ruchome panele PV typu SAT (ang. Single Axis Tracking) z możliwo-ścią zmiany kąta nachylenia w jednej osi, natomiast na drugiej z nich – panele typu DAT (ang. Dual Axis Tracking) z możliwością zmiany kąta nachylenia w dwóch osiach. Farma PV tej mocy zajmuje obszar ponad 12 hektarów. W przypadku rozległych insta-lacji PV efekt przejścia chmury i przysłania-nie kolejnych paneli PV powoduje mniejsze zmiany generowanej mocy czynnej.

Na rysunku 4a zamieszczono przebiegi generowanej mocy czynnej każdej z pię-ciu grup instalacji PV oraz wartość suma-ryczną, natomiast na rysunku 4b – rozkład zmian generacji mocy czynnej.

Zastosowanie paneli PV o zmiennej osi obrotu i/lub kąta nachylenia zwiększa efek-tywność wykorzystania energii słonecznej. Na rysunku 5 pokazano średnie profile generacji mocy czynnej a) oraz znormali-zowaną wartość energii wyprodukowanej w wybranych dniach b).

W [20] autorzy zwracają uwagę na pro-blemy powodowane przez generację PV, gdyż w jej wyniku następuje wzrost war-tości napięć w głębi sieci, oraz na proble-my wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną powodowanego m.in. przez

Rys. 3. Rozkład zmiennej losowej CAIDI dla dwóch wariantów obliczeń

Rys. 4. Efekt przejścia chmury nad farmą PV (a) oraz znormalizowany rozkład szybkości zmian generacji mocy czynnej dla każdej z pięciu instalacji z osobna oraz całej farmy PV

Rys. 5. Średni dobowy profil generacji (a) oraz znormalizowana wartość energii wyprodukowanej (b) dla analizowanych instalacji PV

Hours0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

CAIDIOriginal cAIDIModified CaIDI

DAT SATFT1+ FT2

FT1FT2FT3SATDATPlant

14:36 14:48 15:00 15:12 15:24 15:36

3.0

2.0

1.0

0.0

Powe

r [kw

]

4

2

0

-2

-4

-6

-8Ramp

Rate

[% of

Roa

d cap

acity

]

(a)

(b)

FT1 FT2 FT3 SAT DAT Plant

Variation of plant ramp rate is lower then individual inverter ramp rate variation

700

600

500

400

300

200

100

0

Inver

ter O

utput

[kw]

Daily

arra

y yiel

d [kw

h/kw

]

9

8

7

6

5

4

3

2

1

009:00 11:00 13:00 15:00 17:00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Time of Day [HH:MM] Day

(a) (b)

FT1FT2FT3SATDAT

FT1FT2FT3SATDAT

longer span of PV output

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 233marzec 2017

powszechniejsze wykorzystanie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych. Sprawdzono efekty skorelowanej pracy urządzeń grzewczych (podgrzewacze wody, c.o.) z generacją PV w celu ograniczenia ich niekorzystnego wpływu.

W artykule [1] opisano wpływ zmian legislacyjnych na rozwój generacji rozpro-szonej w Brazylii. Następnie omówiono wpływ generacji rozproszonej na warunki pracy sieci na przykładzie istniejących in-stalacji. Autorzy zwracają uwagę na istot-ny wzrost udziału harmonicznych wraz ze zwiększającą się liczbą inwerterów. Ponie-waż spodziewany jest dalszy wzrost liczby instalacji PV w sieciach SN i nn, należy ob-niżyć poziom harmonicznych wprowadza-nych do sieci przez inwertery.

Zabezpieczenia i automatyka systemowa

W artykułach [8, 9, 15] opisano wpływ generacji rozproszonej na działanie EAZ w sieciach SN. W [8] i [9] omówiono wpływ generacji prądów zwarciowych na dzia-łanie zabezpieczeń oraz zaproponowano koncepcję wykorzystania zabezpieczeń nadprądowych kierunkowych z łączami transmisyjnymi. łącza transmisyjne są wy-korzystywane do koordynacji działania za-bezpieczeń, jak i do zmiany nastaw przez zdalną aktywację predefiniowanych zesta-wów nastaw.

W przygotowanym przez Francuzów artykule [15] omówiono wpływ pracy źró-deł rozproszonych na efekty działania au-tomatyki SCO, której zadaniem jest odcią-żenie systemu elektroenergetycznego po zaburzeniu skutkującym obniżeniem czę-stotliwości (np. po wyłączeniu generatora). Odciążenie jest realizowane przez otwarcie uprzednio zdefiniowanych wyłączników w polach liniowych rozdzielni SN stacji WN/SN. Wraz ze wzrostem nasycenia generacji rozproszonej w sieci wzrasta prawdopodo-bieństwo zastosowania automatyki SCO na liniach z przyłączoną w głębi sieci gene-racją. Może dojść do sytuacji, że skutkiem działania automatyki SCO będzie odstawie-nie pola liniowego, w którym wartość gene-racji była większa od wartości zapotrzebo-

wania. W rezultacie, zamiast pożądanego w danej chwili odciążenia, nastąpi odłą-czenie od sieci elektroenergetycznej źródła a osiągnięty efekt będzie przeciwny od za-mierzonego. Autorzy publikacji wykorzystali dane historyczne i przeprowadzili analizę potencjalnych skutków zadziałania auto-matyki SCO w różnych porach dnia i roku. Stwierdzono, że generacja rozproszona nie ma jeszcze istotnego wpływu na działanie automatyki SCO. Jednakże dalszy wzrost udziału generacji rozproszonej może pro-wadzić do ograniczenia pożądanych skut-ków odciążania podczęstotliwościowego.

Magazyny energii i samochody elektryczne

Szeroko omawiany jest również pro-blem integracji nowych typów obiektów z siecią elektroenergetyczną. Oprócz ko-nieczności przygotowania sieci do maso-wego przyłączenia i zmiennej pracy źródeł PV należy uwzględnić pobór przez stacje ładowania aut. Pośród rozpatrywanych rozwiązań mających wspomóc pracę sieci elektroenergetycznej są instalacja maga-zynów energii i zastosowanie koordynacji zapotrzebowania i generacji. Jest to temat publikacji [17,18, 26].

W publikacji [26] dostrzeżono proble-my, jakie mogą być spowodowane przez stacje ładowania samochodów elektrycz-nych. Autorzy wyróżnili dwa rodzaje stacji ładowania. Pierwszy rodzaj to pracujące na napięciu nn instalacje przydomowe (przysłowiowe gniazda w garażu), nato-miast rodzaj drugi to tzw. publiczne stacje ładowania będące odpowiednikiem obec-

nych stacji paliw. Stacje publiczne są przy-łączane do sieci SN i są wykorzystywane do szybkiego ładowania aut elektrycznych. Autorzy publikacji dokonali analizy warun-ków pracy stacji ładowania przyłączonych do sieci SN jak i nn przy uwzględnieniu dobowej zmienności zapotrzebowania. W publikacji wskazano na zagrożenia spo-wodowane zabudową przydomowych sta-cji ładowania samochodów, które mogą prowadzić do przeciążeń transformatorów SN/nn. Równocześnie publiczne stacje ła-dowania będą źródłem problemów napię-ciowych i obciążeniowych w sieci SN.

W publikacjach [17] i [18] zapropono-wano wykorzystanie magazynów energii do poprawy warunków pracy sieci elektro-energetycznej. W pracy [17] zostały zapro-ponowane charakterystyki statyczne regu-lacji P-f i U-Q, których przykładowy kształt pokazano na rysunku 6. Autorzy wskazują na potrzebę zdefiniowania indywidulanych charakterystyk regulacji w zależności od lokalizacji i miejsca eksploatacji magazy-nu energii. W [18] dokonano porównania napięć i obciążeń w wybranym fragmencie sieci przy założeniu, kolejno, (a) braku ma-gazynu energii, (b) pracy magazynu zgod-nie z harmonogramem oraz (c) adaptacyj-nego sterowania pracą magazynu energii. Harmonogram pracy magazynu energii był ustalany z 24-godzinnym wyprzedzeniem, przy założeniu ładowania w godzinach szczytowej generacji PV. Przy sterowa-niu adaptacyjnym tryb pracy magazynu, a więc pobór lub generacja, ulega częst-szym zmianom, co pokazano na rysun-ku 7a. W zależności od panujących warun-ków jest wydawane polecenie ładowania bądź rozładowania magazynu.

Rys. 6. Przykładowe charakterystyki statyczne pracy magazynu energii elektrycznej: P(f) i Q(U)

48,5 48,8 49,1 49,4 49,7 50,0 50,3 50,6 50,9 51,2 51,5 51,8

PsMAXP [w]

PcMAX

f [Hz]

QMAX

-QMAX

k1•QMAX

-k2•QMAX

V2iV1i

V1SV2S

V

Q

strona 234 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Również w [18] podjęta została próba samostartu magazynu energii elektrycznej i podania napięcia na najbliższą stację SN/nn. Podczas próby magazyn utrzymywał częstotliwość i napięcie w zdefiniowanych w normie granicach. Praca autonomicz-na trwała 30 minut, stacja odbiorcza po-zbawiona była odbiorców. Uproszczony schemat sieci elektroenergetycznej został pokazany na rysunku 7b. W artykule brak jest informacji o zabezpieczeniach zasto-sowanych podczas pracy wyspowej.

W [28] omówiono projekt demonstra-cyjny dotyczący automatycznego zarzą-dzania zapotrzebowaniem na energię elektryczną (ADR). Opisano również pro-cedury skoordynowanej regulacji napięcia z wykorzystaniem magazynu energii, po-dobciążęniowego przełącznika zaczepów transformatora i prognozy zapotrzebowa-nia i generacji źródeł PV.

W publikacjach [30] i [31] opisano wa-runki pracy systemu elektroenergetycznego na wyspie z dużym nasyceniem generacji odnawialnej. W obydwu artykułach zapre-zentowano system elektroenergetyczny wyspy King należącej do Australii. Autorzy artykułów wskazują na problem szybkości zmian zapotrzebowania (i generacji) zarów-no w małych, jak i wydzielonych systemach elektroenergetycznych. W przeciwieństwie do dużych, połączonych systemów elektro-energetycznych efekt wygładzania zmian zapotrzebowania (i generacji) spowodo-wany stochastyczną zmiennością nie jest obserwowany. Uproszczony schemat sieci elektroenergetycznej został pokazany na rysunku 8a, natomiast na rysunku 8b poka-zano przykładowy, dobowy przebieg zapo-trzebowania oraz generacji wiatrowej i ge-neracji konwencjonalnej. W referacie [31] zaprezentowano koncepcję zwiększenia

udziału generacji rozproszonej w bilansie systemu elektroenergetycznego wyspy.

Regulacja i sterowanie

Propozycja koordynacji układów regu-lacji napięć została zaprezentowana w [33]. Wykorzystano dwa obiekty regulacji (i ele-mentów wykonawczych) do skoordynowa-nej regulacji napięć. Obiektem pierwszym jest źródło generacyjne przyłączone do sieci przez przekształtnik. Źródło jest wykorzysty-wane do regulacji napięcia w punkcie przyłą-czenia (na napięciu średnim). Jednocześnie, w sieci SN jest zainstalowany liniowy regu-lator napięcia SVR (ang. step voltage regu-lator). Regulator liniowy SVR oddziałuje na napięcia nie tylko na źródle, ale i w stacjach odbiorczych SN/nn. Idea działania została pokazana na rysunku 9.

W publikacji [34] opisano skutki automa-tyzacji sieci oraz wykorzystania zdolności do pracy wydzielonej generatora synchro-nicznego do obniżenia wartości wskaźników SAIDI i SAIFI. Nowością jest zastosowanie automatyki FDIR na napięciu niskim. Opisa-na praca była częścią programu GRID4EU.

W artykule [36] zaprezentowano wyni-ki analizy sposobu eksploatacji samocho-dów (elektrycznych) przez osoby prywat-ne jak i firmy. Rezultatem obserwacji są dobowe charakterystyki wykorzystywania aut elektrycznych, które zostały pokazane na rysunku 10.

Rys. 7. Sterowanie trybem pracy magazynu energii dla regulacji w pętli otwartej i zamkniętej (a) oraz uproszczony układ sieci pracującej autonomicznie po realizacji procedury samostartu (b)

Rys. 8. Uproszczony schemat sieci elektroenergetycznej wyspy King (a) oraz dobowy przebieg zapotrzebowania i generacji (b)

Rys. 9. Skoordynowana regulacja napięć w sieci SN

MV

lVMV

EESS

Planning closed loop

Powe

r [MW

]

1.2

0.8

0.4

0

-0.4

-0.8

-1.2

day_2 00.00.00

day_2 12.00.00

day_3 00.00.00

day_3 12.00.00

day_4 00.00.00

day_4 12.00.00

day_5 00.00.00

day_5 12.00.00

load

wind Farm (2.4 Mw)

Dump Load (1.5 Mw)

Diesel Generators (6.0 Mw)

Diesel UPS (1.6 Mw)

Battery ESS (3Mw 1.5Mwh)

R

Ac

Dc

Customer Load

Real

Powe

r (Mw

)Re

al Po

wer (

Mw)

Real

Powe

r (Mw

)

Time (hrs)0 5 10 15 20

Time (hrs)0 5 10 15 20

Time (hrs)0 5 10 15 20

4

2

0

4

2

0

4

2

0

Wind turbines power output

Diesel generators power output

SVR

OlTcAVR

DMS

SUBSTATION

Output voltage control

Data exchamge / command / coordination

SVR-AVMDER-AVM

Inverter

DER generation site

Inverter

Inverter

Inverter

Inverter

: Data measurement point (lVMc installed piont) (weak point or Control piont)

: MV line: lV line

: control signal: communication signal

(a) (b)

(a) (b)

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 235marzec 2017

Autorzy publikacji wnioskują, że istnie-je potencjał zarządzania procesami łado-wania zaparkowanych aut elektrycznych i ograniczenie niekorzystnego wpływu na warunki pracy sieci przez rozłożenie w czasie procesów ładowania. Oprócz tego autorzy wskazują na zmiany w kształ-cie dobowych, charakterystycznych profili zapotrzebowania. Wzrost liczby aut elek-trycznych, a w konsekwencji ich ładowa-nie, będzie miało wpływ na profil zapotrze-bowania systemu elektroenergetycznego. W przyszłości będzie konieczne uwzględ-nienie tych zmian w planowaniu pracy sys-temu elektroenergetycznego.

Przeprowadzone dotychczas badania wskazują na korzystny wpływ wykorzysta-nia zasobników energii do ograniczenia niekorzystnego efektu spowodowanego ła-dowaniem aut elektrycznych. Wadą obecnie stosowanych magazynów energii jest mała odporność na starzenie. W [35] dokonano analizy wpływu temperatury eksploata-cji zasobnika, stopnia rozładowania oraz liczby cykli ładowania na żywotność ma-gazynu energii. Propozycja wykorzystania równolegle połączonych akumulatora i su-perkondensatora, jako remedium na szyb-kie starzenie się i pogorszenie właściwości obecnie stasowanych magazynów energii, została zaprezentowana w [38]. Omówiono także zastosowanie magazynu energii do pracy wyspowej (autonomicznej).

Tematy inne

W [21] zaprezentowano przegląd me-tod stosowanych do testowania tzw. roz-wiązań typu „Smart”. Referat został przy-

gotowany przez międzynarodową grupę naukowców z 11 instytucji, które były za-angażowane w projekty m.in. Grid4EU, EvolvDSO, IGREENGrid. Weryfikacja po-prawności i skuteczności działania musi być przeprowadzona na każdym z etapów rozwoju projektu, a dla każdego z etapów jest sugerowana inna metoda testowania. Krótkie zestawienie przydatności wykorzy-stania stosowanych metod testowania na poszczególnych etapach projektu zostało zamieszczone w tabeli 2.

W artykule [37] zaprezentowano meto-dy optymalizacji warunków pracy mikrosieci z uwzględnieniem generacji PV i magazy-nów energii. Autorzy [32] dokonali oszaco-wania kosztów wdrożenia mikrosieci w sys-temie elektroenergetycznym wskazując, że inwestycja tego typu jest inwestycją opłacal-ną, natomiast w [29] zostały zaprezentowa-ne kluczowe elementy projektu, które należy uwzględnić przy wdrażaniu pomysłu mikro-sieci. W publikacji omówiono uruchomio-ne przez władze Nowego Yorku programy wsparcia rozwoju mikrosieci elektroenerge-tycznych i generacji rozproszonej.

W artykule [13] zostały przedstawione wybrane wyniki dotyczące oceny stanu sie-ci elektroenergetycznych w krajach byłej Jugosławii i Albanii. Praca ta była realizo-

wana na przestrzeni kilku lat, a ocenianych było ponad 100 wskaźników. W artykule zostały zaprezentowane tylko najważniej-sze wskaźniki i wybrane wnioski. Na za-kończenie artykułu jego autorzy prezentują najważniejsze rekomendacje dla wszyst-kich spółek dystrybucyjnych, których praca podlegała ocenie.

W artykułach [22,23,27] zostały omó-wione propozycje hierarchicznych struktur (powiązań) pomiędzy obiektami przyłą-czonymi do sieci elektroenergetycznej czy podmiotami zarządzającymi pracą tej sieci.

Podsumowanie

Rozwój generacji rozproszonej jest przy-czyną największych zmian w warunkach pra-cy sieci dystrybucyjnych SN i nn. W sieciach SN i nn, które przez wiele lat były projekto-wane i eksploatowane jako sieci odbiorcze, coraz częściej obserwowany jest odwrócony kierunek przepływu mocy czynnej. Ulegają zmianie profile napięć, a na skutek nierówno-miernego obciążenia ciągów liniowych mogą pojawić się problemy napięciowe. Obec-nie największe problemy są powodowane przez generację PV. W niedalekiej przyszło-ści źródłem zakłóceń w pracy sieci dystry-bucyjnych będą samochody elektryczne. Wzrasta potrzeba znajomości stanu pracy sieci elektroenergetycznej i świadomość po-tencjalnych zagrożeń. Są rozwijane metody estymacji stanu pracy sieci przy wykorzysta-niu pomiarów historycznych i ograniczeniu liczby bieżących pomiarów. Konieczne jest dostosowanie sieci elektroenergetycznych do nowych warunków pracy. Realizowane są koncepcje rozwoju sieci elektroenerge-tycznych w celu wyznaczenia optymalnych kierunków rozwoju i poprawy niezawodności pracy sieci elektroenergetycznej.

Rys. 10. Dobowe charakterystyki wykorzystania prywatnych (a) i służbowych (b) aut elektrycznych

Tabela 2

Metody weryfikacji rozwiązania w różnych etapach realizacji projektu

Wymagania / Definicja założeń Projekt Prototyp Zastosowanie

Symulacje + ++ O -

Testy laboratoryjne - - ++ +

Testy HIL - - ++ ++

Testy obiektowe, pilotaż - - - ++

Metoda: - … nie jest polecana; O … możliwa do wykorzystania (z ograniczeniami); + … odpowiednia; ++ … najlepsza.

(a) (b)

frequ

ency

frequ

ency

00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 time

100%

80%

60%

40%

20%

0%

100%

80%

60%

40%

20%

0%00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 time

Parking Parking

charging chargingDriving Driving

connected to a charging station

connected to a charging station

strona 236 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

REFERATY KOMITETU STUDIÓW C6

[1] C6-101. Gama P.H.R., Aoki A.R., Donadon A.R., Retorta F.S., Vicentini E., Silva E., Le-ite L.H.M, Souza M.E.M, Lourenco M.: The growth of distributed generation in Brazil: im-pacts, opportunities and difficulties found.

[2] C6-102. Simmins J.J., Seal B.K., Gray G.R., Sarfi R.J.: Messaging for Enterprise Distributed Energy Resources.

[3] C6-103. Saha T., Alam M., Yan R., Chidu-rala A, Eghbal D.: Learning from a 3.275 MW Utility Scale PV Plant Project.

[4] C6-104. Franco D., Vargas A., Samper M. Dynamic distribution system planning con-sidering distributed generation and uncer-tainties.

[5] C6-105. Gaha M.K., Komljenovic D., Lan-gheit C., De Guise N., Zinflou A., Bourgeois M.: A Probabilistic Monte-Carlo Simulation to Assess Distribution Network Reliability.

[6] C6-106. Ha B.N., Cho N.H., Lee S.W., Lim I.H.: Advanced Self-Healing for Wide Area Power Outage and Network Reconfigura-tion for Feeder Uploading.

[7] C6-107. Dialynas E.N., Daoutis L.G.: Im-pact of Distributed Energy Resources and Normally Open Switches on the Operatio-nal Performance of Low Voltage Distribu-tion Networks.

[8] C6-108. Korres G., Papaspiliotopoulos V., Hatziargyriou N.: An Adaptive Protection Infrastructure for Modern Distribution Grids with Distributed Generation.

[9] C6-109. Kamel A., Alaam, M.A., Azmy A.M., Abdelaziz A.Y.: Protection coordi-nation for distribution systems containing distributed generating units.

[10] C6-110. González R., Bocos M., Maza J. M., Romero E., Díaz I., Gastalver A.: Sta-te estimation in MV distribution networks: experience in the Spanish smart grid pro-ject PRICE-GDI.

[11] C6-111. Wellssow W., Waeresh D. Bran-dalik R. Jordan J. Bischler R., Schneider N.: Linear State Estimation in Low Voltage Grids Based on Smart Meter Data.

[12] C6-112. Feng H., Babizki A., Breker S., Ru-dolph J.: Intelligent control of on-load tap changer based on voltage stability margin estimation using local measurements.

[13] C6-113. Majstrovic G., Baricevic T., Skok M., Polen W., Doub A., Strmecki G.: South East Europe Distribution System Opera-tors Benchmarking Study.

[14] C6-114. King J., Williamson G., Levi V.: Key findings of a study into the develop-

ment of future GB systems integrating low carbon technologies and smart solutions.

[15] C6-115. Ottavi J., Grenard S.: Impact of distributed generation on load shedding scheme in France: current status and per-spectives.

[16] C6-116. Ahoussou S., Leyder S., Traore A., Rapoport S.: Technical-economic opti-mum development plan of the Distribution Network of Abidjan.

[17] C6-117. Cazzato F., Di Clerico M., Coc-chi L., Noce C., Pezzato C., Caneponi G., Bufano V.: Prosumers’ Battery Electrical Storage Systems: new ancillary services, impact on network planning and operation.

[18] C6-118. Stein D., Consiglio L., Vigano G., Michelangeli C., Carlini C., Moneta D.: Real field testing results of the innovative Me-dium Voltage control system developed in the Italian Demonstrator of GRID4EU.

[19] C6-119. Wang Y., Chen Q.X., Kang C.Q., Miao J.Q., Bai J.H., Miao M.: Linear Opti-mization for Active Distribution Systems Operation Considering Demand Response Mismatch.

[20] C6-201. Bhattarai B.P., de Cerio Mendaza I.D., Bak-Jensen B., Pillai J.R.: Local Adapti-ve Control of Solar Photovoltaics and Electric Water Heaters for Real-time Grid Support.

[21] C6-202. Strasser T., Andren F. Lauss G. Brundlinger R. Brunner H., Moyo C., Seitl C. Rohjans S. Lehnoff S., Palensky P., Kot-sampopoulos P., Hatziargyriou N., Arnold G., Heckmann W., De Jong E.C.W., Verga M., Franchioni G., Martini L., Kosek A.M., Gehrke O., Bindner H., Coffele F., Burt G., Calin M., Rodrigueaz-Seco J.E.: Towards Holistic Power Distribution System Vali-dation and Testing – An Overview and Di-scussion of Different Possibilities.

[22] C6-203. Uebermasser S., Rodriguez San-chez R., Madina C., Bocker S., Glancy M., O’Callaghan E., Silvestre L., Voit S., Odena Bulto G., Gaul A., Hribernik, W.: Optimized and Enhanced Grid Architecture for Elec-tric Vehicles in Europe.

[23] C6-204. Pillai R. K., Sawant A.: Leveraging Smart Grids Assets for Building Smart Ci-ties at Marginal Cost.

[24] C6-205. Inai M., Ito T., Abe K. Ishida H.: Advancing the method of estimating the distribution system condition by utilizing smart meters.

[25] C6-206. García Prado J., González A., Arzuaga A., Martínez C., Marron L., Pin-tado M., Riaño S.: Beyond Smart Meters: Management of the LV network.

[26] C6-208. Di Clerico M., Caneponi G., Caz-zato F., Cochi S., Falvo M.C., Manganelli M.: Planning studies for active distribution grids in presence of EVs charging stations: simulation on areal test network.

[27] C6-209. Ge L., Peng L.Y., Zhong H.B., Kang T. F., Zhao F.Q., Qi M. J., Leng H.: The Integrated Model for Marketing and Distribution Information - Integration Archi-tecture, Implementation and Validation.

[28] C6-210. Yoshinaga J., Akagi S., Hirohashi W., Ishii H., Hayashi Y.: Demonstrations of Communication Standards for Automated Demand Response and Smart Grid.

[29] C6-301. Venkataraman S., Larose E., Ra-zanousky M., Saintcross J., Kotch M.: NY Prize Community Grid Competition.

[30] C6-302. Negnevitsky M., Nikolic D., de Groot M., Gamble S., Forbes J., Ross M.: Fast Demand Response as an Enabling Technology for High Renewable Energy Penetration in Isolated Power Systems.

[31] C6-303. Negnevitsky M., Hamilton J., Tava-koli A, Wang X., Gamble S.: No Load Diesel Application to Maximise Renewable Energy Penetration in Offgrid Hybrid Systems.

[32] C6-304. Joos G., Quashie M., Brissette Y. Guerette D.: Business Cases for Isolated and Grid-connected Microgrids – Metho-dology and Applications.

[33] C6-305. Kang H.K., Cho S.S., Ha B.N.: Decision and Management to Interconnect Distributed Energy Resources into Distri-bution Networks.

[34] C6-306. Müller Z., Pokorna Z., Hes S.: Smart Region – Automation of Distribution System.

[35] C6-307. Oudalov A., Rigas A., Mahieux C.: Battery Energy Storage Control Strategies for Deterministic and Stochastic Power Profiles.

[36] C6-308. Buehner V., Franz P., Hanson J., Gallart R., Martinez S., Sumper A., Girbau--Llistuella F.: Smart grids for rural condi-tions and e-mobility – Applying power ro-uters, batteries and virtual power plants.

[37] C6-309. Ghiani E., Celli G., Mocci S., Soma G.G., Vertuccio C., Pilo F.: Probabilistic Planning of Multi-Microgrids with Optimal Hybrid Multi-Generation sets.

[38] C6-310. Zhuk A.Z., Denschikov K.K., Bu-zoverov E.A., Ras J., Novikov A.N., NOVI-KOV N.L., Zhoraev T.Y., Kucherov Y.N.: The Hybrid Energy Storage System based on lithium-ion batteries and supercapacitors.

CIGRE

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 237marzec 2017

Komitet Studiów D1 CIGRE zajmuje się zagadnieniami oceny i monitorowania roz-woju nowych materiałów elektrotechnicz-nych i nowoczesnych technik badawczych. Problemy te dotyczą zarówno materiałów izolacyjnych jak i przewodzących. Kolej-nym obszarem zainteresowania Komitetu są techniki diagnostyczne oraz metody analizy i interpretacji wyników badań pro-cesów przemian w ich strukturach przy na-rażeniach elektrycznych, cieplnych, środo-wiskowych i innych. Wiele uwagi poświęca się nowym technikom badawczym do oce-ny stanu obiektów w elektroenergetyce.

W skład Komitetu wchodzi 24 członków regularnych, 9 obserwatorów, 7 grup do-radczych, 23 grupy robocze oraz 346 eks-pertów z 41 krajów.

Podczas obrad 46. sesji CIGRE w ra-mach Komitetu Studiów D1 zaprezento-wano 31 zaakceptowanych wcześniej ar-tykułów. Przedstawione w nich problemy skupiały się wokół trzech preferowanych tematów.

Temat 1: Kompaktowe systemy izo-lacyjne (AC i DC) (13 artykułów):• efekty w silnym polu elektrycznym, • kształtowanie pola elektrycznego, • starzenie i wytrzymałość długoczasowa.

Temat 2: Nowe materiały (7 artykułów):• nanokompozyty,• materiały przyjazne środowisku.

Temat 3: Niestandardowe narażenia i nowe techniki badawcze (11 artyku-łów):• aplikacje morskie i podwodne (wysokie

ciśnienie, korozja,etc.),• zaawansowane techniki diagnostyczne,• wpływ niestandardowych narażeń na

materiały.

Kompaktowe systemy izolacyjne (AC i DC)

Artykuły prezentowane w ramach pierwszego preferowanego tematu obej-mowały szeroki zakres zagadnień dotyczą-cych zastosowań i testowania układów izo-lacyjnych, z głównym naciskiem na tech-nologie HVDC (ang. High Voltatge Direct Current) oraz badań izolatorów liniowych i stacyjnych.

Artykuły [1, 3, 8] dotyczą zagadnień die-lektrycznych w kompaktowych, gazowo-izo-lowanych systemach GIS (ang. Gas Insulated Systems) przy napięciu AC i DC. W artykule [1] przedstawiono eksperymentalny system weryfikacji modelu symulacji rozkładu pola elektrycznego DC w systemach izolacji gazo-wej. Jest on oparty na pomiarze prądów elek-trycznych w izolacji stałej i gazowej, pomiarze rozkładu napięcia powierzchniowego na izola-torach epoksydowych oraz określeniu napięcia przeskoku na izolatorach przy napięciu stałym. Autorzy przedstawili modelowanie mechani-zmów przewodzenia i polaryzacji w izolacji stałej oraz generacji i dryftu jonów w gazie (rys. 1). W symulacjach wykazano wpływ temperatury na efekty pojemnościowo-rezy-sywnościowego przejścia w obliczeniach pola elektrycznego wokół elektrody wysokonapię-ciowej, spowodowane temperaturową zależ-nością przewodności izolacji stałej (rys. 2).

Marek FlorkowskiABB Centrum BadawczeKraków

Materiały i nowoczesne techniki badawcze – Komitet Studiów D1

Materials and Emerging Test Techniques – Study Committee D1

Rys. 1. Komponent gazowoizolowanego, wysokonapięciowego systemu HVDC GIS z zaznaczeniem mechanizmów fizykalnych generacji i dryftu jonów w izolacji gazowej (a-e) oraz na powierzchni i w izolacji stałej (f-j) [1]

strona 238 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

W artykule [2] omawiany jest wpływ tem-peratury na przewodność oraz rokłady pola elektrycznego przy napięciu stałym w po-równaniu z konfiguracją AC. Przedstawiono układ eksperymentalny do pomiaru prądu w SF6 w izolacji gazowej DC GIS (rys. 3). Au-torzy prezentują różne podejścia do modelo-wania pola stałego w przypadku odwrócenia polaryzacji i nałożenia testów impulsowych. Badania prowadzono opierając się na broszu-rze CIGRE TB 496 przy napięciu 320 kV DC.

Artykuł [3] przedstawia raport doty-czący różnych charakterystyk izolacyjnych

systemu GIS, wprowadzając metodę oce-ny izolatorów oraz analizując zachowanie cząstek metalicznych przy napięciu stałym. Układy GIS AC są testowane napięciem udarowym oraz AC, natomiast wg Autorów konieczne są też badania DC związane ze stałym napięciem resztkowym po opera-cjach łączeniowych oraz jego wpływem na cząstki metaliczne.

Artykuły [4-6] odnoszą się do ba-dań materiałów izolacyjnych kabli HVDC. Rozważano rownoważność badań na próbkach w odniesieniu do rzeczywistych

obiektów, oceniając pomiary przewodności materiałów kablowych [4]. W artykule omó-wiono proces przygotowania próbek oraz porównano wyniki dla elektrod zalewanych w materiale izolacyjnym do prób z elek-trodami przykładanymi do powierzchni materiału, wskazując potrzebę opracowa-nia standardowej procedury pomiarowej, uwzględniającej zależną od pola elektrycz-nego przewodność materiału izolacyjnego kabli HVDC. Wiele prac prowadzonych jest obecnie w zakresie starzenia izolacji kablowej DC w próbach długotrwałych. W artykule [6] przedstawiono efekt wzmoc-nienia pola elektrycznego FEF (ang. Field Enhancement Factor) w wyniku migracji ładunku przestrzennego dla próbek sta-rzonych w polu elektrycznym o natężeniu 30 kV/mm w różnych temperaturach. Naj-większe wzmocnienie 300% otrzymano dla próby w temperaturze 90°C (rys. 4).

Gładkość powierzchni elementów przewodzących GIS była rozważana w artykule [8]. Autorzy badali efekt cien-kich, wielowartwowych powłok o różnych przenikalnościach elektrycznych, we-wnętrznej Al2O3 oraz powłoki zewnętrznej PTFE (Poly Tetra Fluoro Ethylene). Zaob-serwowano zwiększenie wytrzymałości elektrycznej na przeskok na poziomie 10% przy próbach udarem piorunowym o ujemnej polarności, zwiększając gład-kość powierzchni przewodnika z 10 µm do 1 µm oraz około 30% stosując powło-ki wielowarstwowe.

Badaniom izolatorów poświęcone są artykuły [9-13, 32]. Porównanie efektów trekingu i erozji izolatorów silikonowych i kompozytowych, zarówno liniowych jak i stacyjnych AC i DC, jest prezentowane w publikacjach [9, 10]. Intensywność wy-ładowań rozwijających się na powierzchni izolatorów jest większa w przypadku prób DC niż równoważnych testów AC. Zauwa-żono również silny efekt wpływu polarności napięcia probierczego [9].

Badania izolatorów kompozytowych w napowietrznych liniach hybrydowych AC/DC w Niemczech są przedmiotem artykułu [12]. Omawiane są kryteria projektowe izo-latorów AC i DC w kontekście superpozycji narażeń w liniach hybrydowych oraz badań starzeniowych (rys. 5) .

Rys. 2. Wpływ temperatury na efekty pojemnościowo-rezysywnościowego przejścia w obliczeniach pola elektrycznego wokół elektrody wysokonapięciowej [1]

Rys. 3. Układ eksperymentalny do pomiaru prądu w SF6 w izolacji gazowej DC GIS [2]

Rys. 4. Efekt wzmocnienia pola elektrycznego w wyniku migracji ładunku przestrzennego dla próbek starzonych w polu elektrycznym 30 kV/mm [6]

(a)(b)

100

80

60

40

20

ϑ / oc

Ac stationary

HV

GND

1

0,5

0

Dc after 48 h

E / EAc max E / EAc max

1,3

0,65

0

z z z

r r r

E / EAc max

2,6

1,3

0

HV

GND

HV

GND

Dc after 12 days

Insula

tor

Insula

tor

Insula

tor

SF6 SF6 SF6ϑ / oc

55

73

96

52

100

GND

HVz

r

Ageing time (day)0 100 200 300 400 500 600 700 800

80oc90oc

FEF

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

Spark gap

Bushing

HV conductorGrounded electrodes

PTFE insulator

Measurement electrodeGap between guard

and measure: 1mm

400kV Dc Power Supply

10 MΩ

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 239marzec 2017

Nowe materiały

W ramach drugiego preferowanego tematu zgłoszono 7 artykułów, które do-tyczą tematyki transformatorowej, gazów alternatywnych do SF6, termoplastów dla zastosowań niskonapięciowych. Grupa artykułów [13,14, 20] omawia doświad-czenia z użytkowania syntetycznych es-trów w transformatorach energetycznych. W artykule [13] porównano właściwości elektryczne, cieplne i efekty starzeniowe, natomiast w [20] przedstawiono wyniki badań odporności na utlenianie różnych olejów.

Symulacje molekularne są w ostatnich latach niezmiernie dynamicznie rozwija-jącym się obszarem w badaniach dielek-tryków w różnych ośrodkach na całym świecie. Zastosowanie takiego podejścia do papieru izolacyjnego, modyfikowanego nanocząstkami Al2O3, przedstawiono w pu-blikacji [15]. Autorzy wykazali, że energia wiązania celulozy z nanowypełniaczem zwiększa się wraz z wymiarami siatki. Mo-dyfikacja papieru nanocząstkami przejawia się też zwiększeniem wytrzymałości na siły rozciągające (rys. 8).

Materiały przyjazne środowisku w od-niesieniu do alternatywnych gazów elektori-zolacyjnych oraz recyklowalnych termopla-stów są analizowane w artykułach [16-18]. Autorzy [17] omawiają podstawowe para-metry mieszaniny fluoronitrylu i CO2, która dla temperatur wyższych od -30°C może być alternatywą dla SF6 w zastosowaniach wysokonapięciowych. Wytrzymałość elek-tryczna dla różnych związków fluoronitrylo-wych w porównaniu z SF6 jest przedstawio-na na rysunku 9.

Aspekty zastosowania termoplastycz-nych materiałów izolacyjnych do urzą-dzeń niskonapieciowych są dyskutowane w artykule [18]. Symulacje oraz badania laboratoryjne potwierdziły możliwość za-stosowania tych materiałów w przypadku wyłączników i przekładników prądowych. Przykładowe porównanie rozkładów temperatury w przekładniku prądowym w izolacji żywicznej i termoplastycznej przedstawiono na rysunku 10. Zastoso-wanie termoplastów ma ułatwić proces recyklingu.

Rys. 5. Efekty erozyjne na powierzchni starzonych izlotorów AC i DC w próbach hybrydowych [12]

Rys. 6. Przykładowy cykl badań kompozytowego izolatora 110 kV

z wymuszeniem odkształcajacym (a) oraz moment zerwania izolatora (b) [31]

Rys. 7. Przykładowy cykl badań dwóch kompozytowych,

wsporczych izolatorów stacyjnych 110 kV przy

zmiennym obciążeniu [31]

b)a)

Rys. 8. Porównanie wytrzymałości na

rozciąganie w teście starzeniowym papieru

modyfikowanego nanocząstkami [15]

W artykule [31] zaprezentowano ba-dania wytrzymałości mechanicznej kom-pozytowych izolatorów stacyjnych przy zmiennych obciążeniach. Zmienne obcią-żenia w warunkach rzeczywistych zosta-ły odzwierciedlone w zaprojektowanym układzie laboratoryjnym, pozwalającym na automatyczne i cykliczne wymuszanie ugięć badanego izolatora (rys. 6).

Wyniki badań zmęczeniowych, przed-stawione na rysunku 7 dla dwóch kompo-zytowych, wsporczych izolatorów stacyj-nych 110 kV, pokazują znaczy rozrzut ich parametrów przy zmiennym obciążeniu. Można zauważyć, że cykl 1000 ugięć po-woduje już spadek wytrzymałości izlotara poniżej poziomu MDCL (ang. Maximum Design Cantilever Load).

Ac insulator Dc insulator

Surface erosion

t (d)0 5 10 15 20 25 30 35

tens

ile st

reng

th (kn

•m-1)

8.5

8.0

7.5

7.0

6.5

6.0

5.5

5.0

UnmodifiedModified

1000 10000 100000 1000000 10000000Number of cycles N

Relat

ive b

endi

ng fo

rce o

f Fa /S

CL [%

]

1000

100

10

MDCL level

Insulators 110 kV (A)y = 156x-0,19

R2 = 0,97conventional

angle 10,8o

Insulators 110 kV (B)y = 563x-0,20

R2 = 0,83conventional

angle 11,4o

strona 240 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

Niestandardowe narażenia i nowe techniki badawcze

Trzeci temat preferowany dotyczył „Niestandardowych narażeń i nowych technik badawczych”, w szczególności skupiając się na aplikacjach morskich i podwodnych (wysokie ciśnienie, korozja, etc.), zaawansowanych technikach dia-gnostycznych oraz nad wpływem niestan-dardowych narażeń na materiały. Zgło-szonych zostało 11 referatów. Pierwsza grupa publikacji [21-27] dotyczyła trans-formatorów energetycznych i prezentowała opracowania nowych procedur i narzędzi

diagnostycznych. W artykule [21] zapre-zentowano propozycje zautomatyzowania algorytmu analizy uzwojeń transformato-rów według metody odpowiedzi częstotli-wościowej FRA (ang. Frequency Respon-se Analysis). Na wyniki pomiarów znaczny wpływ mają czynniki zewnętrzne związane z aparaturą, konfiguracją i okablowaniem układu pomiarowego, szczególnie w za-kresie wysokich czestotliwości oraz wpły-wu operatora, stąd propozycja Autorów zminimalizowania tych efektów.

Nową metodę spektrofotometryczną, operującą w pasmie ultrafioletowym za-prezentowano w artykule [24]. Metoda ta

pozwala na ocenę zawartości dwu furfu-roaldehydów w oleju transformatorowym, stosowanej jako wskaźnik degradacji pa-pieru izolacyjnego.

Brazyliskie doświadczenia stosowania metody DGA (ang. Dissolved Gas Ana-lysis) do monitorowania podobciążenio-wego przełącznika zaczepów OLTC (ang. On Load Tap-Changer) w transformato-rach w zakresie napięć od 34,5 do 525 kV przedstawiono w referacie [24]. Opraco-wane kryteria diagnostyczne pozwalały na wykrycie stadium termicznej degradacji oleju wskutek występujących loklanych przegrzań. Inspekcja pozwoliła następnie na zlokalizowanie wadliwych styków prze-łącznika zaczepów (rys. 11.)

Badanie integralności izolacji wyso-konapięciowej metodą wyładowań niezu-pełnych jest ciągle aktualnym obszarem badawczym. Rozwój aplikacji stałoprą-dowych w ostanich latach spowodował również poszukiwanie metod akwizycji, wizualizacji i analizy wyładowań przy wy-muszeniach DC. W artykułach [26, 27] zaprezentowanio wyniki rozpoznawa-nia obrazów wyładowań niezupełnych w układach modelowych DC, rejestrując aplitudę oraz odstęp czasu pomiędzy po-szczególnymi impulsami wyładowań jako parametry podstawowe. Następnie prze-prowadzając normalizację oraz odszu-mianie na podstawie przekształcenia fal-kowego otrzymano dane, które posłużyły do przedstawienia wyników w przestrzeni czas-czas, amplituda-amplituda, ampli-tuda-czas, w celu otrzymania charakte-rystycznych obrazów zamodelowanych defektów (rys. 12).

Rys. 9. Wytrzymałość elektryczna związków

fluoronitrylowych w porównaniu z SF6 [17]

Rys. 10. Rozkład temperatury w przekładniku prądowym w izolacji żywicznej (a) i termolastycznej (b) [18]

Rys. 11. Lokalne przegrzania styków podobciążeniowego przełącznika zaczepów [24]

Rys. 12. Obrazy wyładowań niezupełnych w modelowej wtrącinie powietrznej przy napięciu stałym w przestrzeni

czas-czas (a), amplituda-amplituda (b), amplituda-czas (c) [26]

Pressure (kPa)

Diele

ctric

Stre

ngth

(Kv)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

l-21877

l-21890

l-21609

l-21870

l-21655

l-21869

l-21824

l-21876

l-21660

SF6

(a) (b)

0 Tt 1 0 Pt 1 0 Pt 1

1

Tt

1

Pt + Δt

1

Tt + Δt

(a) (b) (c)

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 241marzec 2017

Aspekt przesłuchów AC w pomiarach wyładowań niezupełnych w kablach przy napięciu DC oraz propozycje klasyfikacji wyładowań wraz z rozróżnieniem wyła-dowań wewnętrznych od zakłóceń zapre-zentowali Autorzy publikacji [27]. Algorytm klasyfikacyjny bazuje na wprowadzeniu ob-wiedni impulsu wyładowań jako przebiegu poddawanego analizie i klastrowaniu przez oprogramowanie diagnostyczne. Przykła-dy ekstrakcji wyładowań ulotowych oraz w wewnętrznej wtrącinie w izolacji kablo-wej przedstawiono na rysunku 13 [27].

W artykule [29] przedstawiono doświad-czenia z badań wytrzymałości elektrycznej obiektów wysokonapięciowych odkształco-nym udarem piorunowym. Ocenę wyników odniesiono do standardów IEC 60060-1: 2010 oraz IEEE Std. 4, 2013. Z kolei wyniki badań odporności izolacji wysokonapięcio-wej na niestandardowe udary piorunowe z superpozycją napięcia AC lub DC w od-niesieniu do obiektów GIS i transformato-rów, przedstawiono w pracy [30].

REFERATY KOMITETU STUDIÓW D1

[1] D1-101. Gremaud R., Doiron C.B., Baur M.,

Simka P., Teppati V., Hering M., Speck J.,

Grossmann S., Kallstrand B., Johansson

K., Riechert U., Straumann U.: Solid-gas

insulation in HVDC gas-insulated system:

Measurement, modeling and experimental

validation for reliable operation.

[2] D1-102. Vu C.T., Zavattoni L., Vinson P., Girodet A.: DC GIS: Importance of simula-tions for the design and testing.

[3] D1-103. Okabe S., Kaneko T., Kobayashi T., Nojima K., Takei M., Hikita M.: Various Characteristics of GIS Insulation Systems and Test Method of Insulating Spacers for Residual DC Voltage.

[4] D1-104. Andersson J., Englund V., Ghor-bani H., Olsson C.O.: Evaluation of small scale testing for high field conductivity of HVDC cable Materials.

[5] D1-105. Hagstrand P.O., Kontro A., An-dersson J., Englund V., Eriksson V., Jun-gqvist J., Loyens W., Nilsson U.H., Smed-berg A.: Long term performance of XLPE insulation materials for HVDC cables.

[6] D1-106. Hasccoat A., Castellon J., Agnel S., Frelin W., Egrot P., Le Roux D., Andres-son J., Eriksson V., Hondaa P., Ammi S.: Study of dielectric properties of XLPE for HVDC cable during long-term ageing.

[7] D1-107. Donzel L., Montenegro-Urtasun M., Hagemeister M., Rukwid P.: ZnO stress grading tape for stator windings for electri-cal machines located at higher altitudes.

[8] D1-108. Son J.H., Shim J.Y., Park D.J.: Dielectric Performance by Electrode Sur-face Pretreatment and Multi-layer Co-atings in GIS.

[9] D1-109. Liang X.D., Li S.H., Chen Y., Yin Y., Li Z.Y.: Tracking and Erosion Tests for SR Composite Insulators under DC Voltage.

[10] D1-110. Gutman I., Gullo M., Gardestedt M., Bucan S., Goffinet J.F., Seifert J., Schmuck F.: Long-term performance of composite station insulators with larger

diameters: laboratory tracking and erosion test vs. service experience.

[11] D1-111. Mahatho N., Parus N., Govender T., Miya W.S., Vosloo H.F., Sibilant G.: The Effect of Bird Streamers on the Insulation Strength of HVDC Lines.

[12] D1-112. Wagner A., Knaufel J., Puffer R., Seifert J.M., Bruckner M., Rusek B., Ste-evens S., Kleinekorte K., Kornhuber S., Kuhnel S.: Performance of polymeric in-sulators in hybrid AC/DC overhead lines under polluted conditions.

[13] D1-113. Znaidii R., Rahma A.H., Thagafi A.Al.: Pollution Test Station: ”An Optimizing Tool For Pollution Site Severity & Selection Of Optimum Insulators Profile In Eastern KSA”.

[14] D1-201. Liu Q., Wang Z.D., Jarman P., Wilson G., Hooton R., Walker D., Dyer P., Krause C.H., Smith P.W.R., Gyore A., Mar-tin R., Mavrommatis P., Noakhes J.: Elec-trical and Thermal Behaviours of Synthetic Transformer Liquids.

[15] D1-202. Scateggio F., Rebolini M., Serafino C., Valant A.: Preliminary study for use of ve-getable esters in big power transformers.

[16] D1-203. Tang C., Zhang S., Zhou Q., Li X.: Molecular Simulation and Experiment of Transformer Cellulose Insulation Paper Modified by Nano Al2O3.

[17] D1-204. Pohlink K., Kieffel Y., Owens J., Meyer F., Biquez F., Ponchon Ph., Van R.: Characteristics of a Fluoronitrile/CO2 Mi-xture – an alternative to SF6.

[18] D1-206. Thangarajan B.. Chetwani S.H.: Thermoplastics for Low Voltage Switchge-ar Application.

[19] D1-207. Murkami Y., Kawashima T., Hozu-mi N., Nagao M.: Preparation of Thermal Conducive Insulating Composite Material Using Electrostatic Adsorption Method.

[20] D1-208. Atanasova-Höhlein I., Hadži-Sker-lev A., Haramija V., Hammer T., Schäfer M.: Comparative Investigation on Ester Insula-ting Liquids for High Voltage Applications.

[21] D1-301. Welsh J., Wolinski S., Tusek D.: Developments for Frequency Response Analysis Automation.

[22] D1-302. Darian L.A., Kozlov A.A., Kozlov A.V., Polistchook V.P., Shurupov A.V., Ma-tveev N.A.: Diagnostic control of oil-paper insulation based on method of “direct” me-asurement of paper moisture content.

[23] D1-303. Jiménez J., Remartínez B.: De-velopment of a new spectrophotometric method for analysis of 2-furfuraldehyde in transformer oil as an indicator of paper de-gradation.

Rys. 13. Przykłady ekstrakcji wzorców wyładowań ulotowych oraz w wewnetrznej wtrącinie gazowej w izolacji kablowej [27]

strona 242 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

[24] D1-304. Sessa C., Martins A., Lmm C., Vassalo D., Proenca M.: Dissolved Gas Analysis Applied to On Load Tap-Chan-gers.

[25] D1-305. Wilhelm H.M., Langer L., Dal Pont G., Fernandes P.,O., Feitosa L.G., Marek R.P., Galhardo L., Wang E.: A study of liquid-immersed transformer reference in-sulation systems used to determine ther-mal class.

[26] D1-306. Seo I.J., Lee Y.J., Choi W., Lee B.W., Koo J.Y., Kim J.T.: Development of DC PD pattern recognition method using

Modified CAPD together with PD founding for Gas insulated apparatus under DC vol-tage.

[27] D1-307. Sanchez-Uran M.A., Garancho F., Álvarez F., Donoso G., Ortego J.: Signal processing and study of the ripple influen-ce in PD patterns for measurements under HVDC stress.

[28] D1-308. Diaz R.R., Silva J.N.: A Review of Dielectric Strength with Distorted Lightning Impulses.

[29] D1-309. Okabe S., Ueat G., Hama H., Koy-ama H., Utsumi T., Okubo H.: Insulation

Evaluation of High-voltage Insulation Sys-tems for Actual Overvoltage Waveforms and Practical Field Conditions.

[30] D1-310. Yan W., Zhao W., Pan Y., Li Y.: Correcting the Errors of Large Impulse Ultra High Voltage Dividers with the Deco-nvolution Method.

[31] D1-311. Bielecki J., Wańkowicz J., Investi-gation of mechanical strength for station post composite insulators subjected to va-riable loads.

CIGRE

PS1 – Nowe aplikacje zarządzania systemem elektroenergetycznym

W referatach zaprezentowano m.in. roz-wiązania umożliwiające integrację systemów, architekturę telekomunikacyjną stacji oraz metody przetwarzania dużych ilości danych generowanych przez nowe urządzenia sieci inteligentnej (ang. Smart Grid). Poniżej przed-stawiono krótkie streszczenie zgłoszonych referatów w zakresie tematu wiodącego PS1.

Referat D2-101 dotyczył systemu za-pewniającego dostęp w czasie rzeczywi-stym do diagramów stacyjnych oraz do-starczającego analizę przyczyn wystąpienia zakłócenia w pracy sieci. System automaty-zuje zarządzanie procedurami i innymi do-kumentami o charakterze operacyjnym po-przez automatyczną rejestrację czynności, które są wykonywane w celu przywrócenia stabilnej pracy systemu [1].

działywania różnorodnych regulacji na ten obszar oraz zapewnienie wsparcia tech-nicznego w ramach międzynarodowych działań normalizacyjnych.

Działalność Komitetu skupia się na na-stępujących zagadnieniach technicznych:• identyfikacja nowych technologii infor-

matycznych i telekomunikacyjnych,• definiowanie architektury telekomuni-

kacyjnej skutecznie wspierającej po-trzeby przedsiębiorstwa elektroenerge-tycznego,

• strategie migracji systemów do nowych technologii i usług,

• bezpieczeństwo IT.Podczas 46. sesji CIGRE Komitetu Stu-

diów D2 przedstawiono 30 referatów, obej-mujących zagadnienia w obszarze trzech tematów wiodących PS1, PS2 i PS3. Streszczenia referatów zostały przedsta-wione w kolejnych częściach artykułu.

Zakres działań Komitetu Studiów D2 obejmuje: specyfikowanie, projektowanie, wykonywanie, wykorzystywanie, utrzymanie, aspekty gospodarcze i zarządcze systemów teleinformatycznych oraz telekomunika-cyjnych w sektorze elektroenergetycznym. Działania odnoszą się zarówno do obszaru operacyjnego jak i biznesowego przedsię-biorstwa. Obejmują urządzenia, media i sieci do obsługi usług transmisji danych, trans-misji głosowych i wideo, telezabezpieczeń, systemów SCADA (ang. Supervisory Control And Data Acquisition), EMS (ang. Energy Management System), DMS (ang. Distribu-tion Management System), MMS (ang. Mar-ket Management Systems).

Zakres działań SC D2 obejmuje także monitorowanie nowych technologii w celu oceny ich ewentualnego wpływu na przed-siębiorstwa elektroenergetyczne. Kolejną czynnością jest prowadzenie analizy od-

Tomasz SzudejkoPolskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

Systemy informatyczne i telekomunikacja – Komitet Studiów D2

Information Systems and Telecommunication – Study Committee D2

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 243marzec 2017

W referacie D2-102 opisano liniowy estymator stanu (LSE), który wykorzystuje dane pochodzące wyłącznie z urządzeń wy-znaczających synchrofazory, tj. z urządzeń PMU (Phasor Measurement Units). Podob-nie jak tradycyjny estymator stanu wykorzy-stuje on dane statyczne oraz dodatkowo dane czasu rzeczywistego. Danymi czasu rzeczywistego są fazory prądu i napięcia. Dodatkowo, dla celów szkoleniowych, zbu-dowano estymator LSE (ang. Least Square Estimation) w wersji off-line [2].

Treść referatu D2-103 dotyczyła tech-nologii oraz protokołów komunikacyjnych, które umożliwiają budowę sieci inteligent-nej. Przedstawiona została ewolucja syste-mów oraz urządzeń polowych, jak również opis korzyści wynikających z implementacji urządzeń nazywanych inteligentnymi urzą-dzeniami elektronicznymi IED (ang. Intelli-gent Electronic Device) [3].

Referat D2-104 przedstawiał system, który integruje informacje z serwerów za-rządzających pracą systemów komuni-kacyjnych oraz serwerów systemów biz-nesowych, w celu wsparcia procesu po-dejmowania decyzji. Referat przedstawia uruchomioną w systemie funkcję analizy statystycznej oraz przybliża system zarzą-dzania danymi pomiarowymi. W ostatniej części scharakteryzowano wymagania do-tyczące wdrożenia rozwiązań w obszarze bezpieczeństwa cybernetycznego dla inte-ligentnych układów pomiarowych [4].

W referacie D2-105 zaprezentowano trend w układach topologicznych i protoko-łach wykorzystywanych w systemach auto-matyk stacyjnych: Scentralizowane Systemy Ochrony i Sterowania CPC (ang. Centralized Substation Protection and Control Systems). Autor przedstawił podstawowe wymagania związane z komunikacją, technologią oraz standardami (PRP, HSR, IEC 61850, IEEE 1588, SDN, itp.) umożliwiającymi wdrożenie koncepcji CPC w życie [5].

Referat D2-106 dotyczył rozwoju wdro-żonego, w ramach systemu EMS, narzędzia umożliwiającego analizę pracy systemu w czasie rzeczywistym, składającego się z siedmiu programów: procesora topologii, estymatora stanu, dyspozytorskiego rozpły-wu mocy, analizy wyłączeń, wyznaczania całkowitych zdolności przesyłowych, analiz

zwarciowych oraz planowania wyłączeń. W celu zademonstrowania możliwości no-wego narzędzia dokonano porównania wy-ników z wynikami dostępnymi w EMS [6].

W referacie D2-107 zaprezentowano rezultaty zastosowania modelu CIM (ang. Common Information Model) w budowie semantycznej strategii interoperacyjności. Przedstawiono krótki opis oraz przykłady użycia modelu CIM w rozwiązaniach sto-sowanych na świecie [7].

Referat D2-108 dotyczył techniki umoż-liwiającej kwalifikację odbiorców na pod-stawie ich profili zapotrzebowania. Analizie poddano nie tylko profile zapotrzebowania, ale również trendy zmian w poszczególnych godzinach doby. Na potrzeby analizy przygo-towano i zweryfikowano wskaźniki ilościowe opisujące określone profile odbiorców [8].

Prezentacja referatu D2-109 dotyczy-ła systemu COCO (Central Operation and COntrol). Jest to system, który wykorzystu-jąc technikę webową umożliwia monitoro-wanie i kontrolowanie wszystkich etapów budowy linii i stacji elektroenergetycznych (od zatwierdzenia projektu do przekazania do eksploatacji). Umożliwia on interesa-riuszom zgłaszanie uwag oraz dostęp do wszystkich informacji związanych z budo-wą obiektu za pośrednictwem centralnej platformy systemu. W drugiej części arty-kułu przedstawiono planowany dalszy roz-wój narzędzia [9].

W referacie D2-110 przedstawiono adaptację, w jednym z przedsiębiorstw energetycznych, rozwiązania umożliwia-jącego wydłużenie cyklu życia systemu dyspozytorskiego w sytuacji zaprzestania świadczenia usług wsparcia przez produ-centa. W tym celu wprowadzono system rozwojowy oparty na środowisku wirtuali-zacyjnym oraz tzw. przenośnym systemie SCADA. Szczegółowo przedstawiono pro-ces budowy obu rozwiązań oraz uzyskane od strony inżynierskiej korzyści [10].

W referacie D2-111 przedstawiono rozwiązanie WAMS (ang. Wide Area Mo-nitoring System) dla aplikacji niekrytycz-nych. W tym celu stworzono koncentrator danych PDC (ang. Phasor Data Concentra-tor) w postaci usługi sieciowej z przecho-wywaniem danych w chmurze. Na wypa-dek utraty łączności GPRS (ang. General

Packet Radio Service) przystosowano i wdrożono implementację protokołu IEEE C.37.118, w ramach której następuje po-nowne wysłanie pakietów po przywróce-niu połączenia. Czas i koszt uruchomienia omawianego rozwiązania okazały się zna-cząco niższe w porównywaniu z tradycyj-nym wdrożeniem WAMS [11].

Referat D2-112 dotyczył systemu inte-ligentnego przetwarzania sygnałów alar-mowych, wykorzystującego wykonywane w czasie rzeczywistym analizy bezpośred-nich przyczyn wystąpienia zakłócenia, jak również wykrywanie uderzeń pioruna oraz wizualizacje zakłóceń. Wybierając w spo-sób losowy określony przedział czasowy, autorzy demonstrują efektywność oprogra-mowania, które wyświetla około 98% mniej alarmów w stosunku do alarmów sygnalizo-wanych tradycyjnie w systemie SCADA, co pozwala uniknąć przeciążenia informacjami podczas poważnych zakłóceń [12].

W referacie D2-113 przedstawiono hie-rarchiczny system zarządzania siecią z dużą koncentracją rozproszonych źródeł energii DER (ang. Distributed Energy Resources), w szczególności instalacji fotowoltaicznych. Zaproponowana topologia jest częścią eu-ropejskiego projektu badawczo-rozwojowe-go, umożliwiającego właściwą odpowiedź centrów dyspozytorskich na zmieniające się warunki pracy systemu, wynikające z opera-cji rynkowych day ahead lub intraday. Ste-rowanie jest realizowane za pośrednictwem modułu nadrzędnego MCU (ang. Master Control Unit ) zainstalowanego w stacji oraz sterownika polowego FCU (ang. Field Con-trol Unit ) zlokalizowanego w bezpośredniej bliskości DER. Wszystkie elementy są po-łączone poprzez sieć BPL (ang. Broadband Power Line), która zapewnia dedykowane kanały komunikacyjne dla wymiany danych pomiędzy urządzeniami [13].

Referat D2-115 przedstawiał wymaga-nia dla systemów zarządzania cyklem ży-cia aktywów przedsiębiorstwa elektroener-getycznego oraz wynikające z ich wdroże-nia korzyści. Przystosowanie pojedynczej platformy, która pozyskuje dane bezpo-średnio z urządzeń oraz systemów SCADA w połączeniu z odpowiednim zamodelo-waniem cyklu życia wspiera podejmowa-nie właściwych decyzji biznesowych oraz

strona 244 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

ułatwia przygotowanie i przeprowadzenie odpowiednich czynności eksploatacyjnych urządzeń. Jedną ze zmian jest odejście od czynności czysto naprawczych i zapobie-gawczych na rzecz podejścia uwzględnia-jącego stan urządzeń [14].

Ostatnim referatem przedstawionym w temacie wiodącym PS1 był D2-116, któ-ry charakteryzował hybrydową metodę es-tymacji stanu i obliczania rozpływu mocy. Przedstawiona metoda umożliwia wyko-rzystanie, przez system EMS, dużej ilości danych wejściowych, w tym danych z syn-chrofazorów innych centrów dyspozycji mocy, w celu poprawy wyników obliczeń i analiz. W referacie przedstawiono dane tabelaryczne oraz wzory matematyczne. Zastosowanie metody hybrydowej pozwa-la na zwiększenie efektywności estymacji stanu i obliczania rozpływu mocy [15].

PS2 – Odpowiedź przedsiębiorstw energetycznych na rosnące zagrożenia bezpieczeństwa

informatycznego

W kolejnej części 46. sesji CIGRE Ko-mitetu Studiów D2 przedstawiono refera-ty, które dotyczyły m.in. nowych trendów w zabezpieczaniu systemów cyfrowych, wpływu regulacji cyberbezpieczeństwa na działanie przedsiębiorstw oraz archi-tektury bezpieczeństwa infrastruktury przedsiębiorstwa elektroenergetycznego EPU (ang. Electric Power Utility). Poniżej przedstawiono krótkie streszczenie zgło-szonych referatów.

W referacie D2-201 przedstawiono pro-jekt architektury sieciowej bazujący na kla-sach informacji, których źródłem są funkcje komunikacyjne, uczestnicy wymiany infor-macji, przepływy informacji oraz protoko-ły komunikacyjne. Ten model architektury sieciowej powinien stanowić podstawę polityki cyberbezpieczeństwa, standar-dów, procedur oraz zadań w tym obszarze. Niezbędne jest jednak wsparcie systemu zarządzania organizacją, ze szczególnym naciskiem na zarządzanie standardami, zarządzanie konfiguracją, raportowanie, rutynowe czynności eksploatacyjne i regu-larne audyty [16].

Referat D2-202 podejmował temat od-porności na zagrożenia cybernetyczne oraz potrzebę oceny technologii, organizacji i pro-cedur w celu stworzenia bardziej odpornego środowiska. W referacie skupiono się przede wszystkim na kwestiach organizacyjnych i technicznych, dostarczając czytelnikowi wskazówek oraz najlepszych praktyk .

Referat D2-203 dotyczył broszury tech-nicznej zespołu JWGB5/D2.46 nr 603 „Za-rządzanie bezpieczeństwem teleinforma-tycznym systemów zabezpieczeń i zdalnego sterowania”. Artykuł określa wymagania bezpieczeństwa i architekturę cyberbezpie-czeństwa systemów zabezpieczeń i zdalne-go sterowania. W broszurze zawarto opis ataków cybernetycznych i podjętych prze-ciwdziałań oraz rekomendację praktycz-nych rozwiązań, które zapewniają skuteczną ochronę i kontrolę, sformułowaną w postaci dziesięciopunktowego podsumowania [18].

W referacie D2-204 odniesiono się do dwóch głównych potrzeb w zakresie bez-pieczeństwa cybernetycznego aplikacji sterujących: bezpieczeństwa protokołów komunikacyjnych realizujących wymianę danych oraz umożliwiających monitorowa-nie przepływu informacji. W tym kontekście wykorzystanie standardu bezpieczeństwa IEC 62351 dla automatyki zabezpiecze-niowej, norm IEC 61850 oraz IEC 60870-5-104 w komunikacji z rozproszonymi źródłami energii (DER) oraz elektrowniami wodnymi HPP (ang. Hydroelectric Power Plant) jest oceniane poprzez heterogenicz-ność kanałów komunikacji. Wykorzystując sieć zarówno przewodową jak i bezprze-wodową wykonano szereg pomiarów dla różnych charakterystyk IEC 62351 [19].

Na zakończenie tematu wiodącego PS2, w referacie D2-205, zaprezentowano studium zastosowania reguły opartej na lo-gice rozmytej w celu poprawy reakcji syste-mu wykrywania i zapobiegania włamaniom cybernetycznym. Dzięki takiemu rozwiąza-niu możliwe jest wypracowanie szybszej odpowiedzi na próbę włamania. System Rozmytego Wnioskowania FIS (ang. Fuzzy Inference System) chroni system SCADA wykorzystując algorytmy sztucznej inteli-gencji, które umożliwiają uczenie się re-akcji na pewne schematy ataków. System jest w stanie samodzielnie nauczyć się, co

zrobić w sytuacji np. wykrycia wirusa, aby odpowiedzieć na atak natychmiast po wy-kryciu zagrożenia [20].

PS3 – Mobilne systemy i aplikacje operacyjne

W trzeciej części 46. sesji CIGRE Ko-mitetu Studiów D2 wygłoszone zostały re-feraty, których tematyka dotyczyła koniecz-ności zastosowania nowych technologii dla rozwiązań Smart Grid. Optymalizacja kosz-tów i niezawodności przy wyborze właści-wych technologii jest kluczowym elemen-tem. Referaty, których skróty przedstawio-no poniżej, dotyczyły: • mobilnych aplikacji w działaniach ope-

racyjnych,• infrastruktury teleinformatycznej zdolnej

stawić czoło wyzwaniom inteligentnych liczników,

• PMU (ang. Phasor Measurement Unit),• automatyzacji procesów dystrybucyj-

nych,• wymagań integracji źródeł odnawialnych,• cyberbezpieczeństwa.

W referacie D2-301 opisano wdrożenie bezprzewodowego, mobilnego systemu, który wspomaga funkcjonowanie przedsię-biorstw energetycznych. Zadaniem przed-stawionego systemu jest zapewnienie nie-zakłóconej komunikacji w trakcie normalnej eksploatacji linii, ale również w sytuacji kata-strof naturalnych. Mobilne, bezprzewodowe rozwiązania wdrożono w celu optymalizacji działań związanych z eksploatacją i utrzy-maniem infrastruktury elektroenergetycznej. Omówione rozwiązania obejmują systemy przywoławcze, komunikację, monitoring obiektów i dostęp do zasobów informacyj-nych [21].

Referat D2-302 dotyczył pięciu przy-padków, w których problem zapewnienia ciągłego monitoringu rozwiązano przy wy-korzystaniu narzędzi, takich jak Wireshark and PRTG Network Monitor. Rozwiązania te wspomogły wymianę danych oraz umożliwi-ły wizualizacje z instalacji WAMS opartych na PMU i PDC (ang Phasor Data Concen-trators). Platforma stała się również ważnym narzędziem do prowadzenia ruchu siecio-wego w czasie rzeczywistym [22].

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 245marzec 2017

W referacie D2-303 przedstawiono obecny stan infrastruktury elektroenerge-tycznej oraz ambitne cele rządu indyjskie-go, które uwzględniają udział energii od-nawialnej. W referacie scharakteryzowano różne technologie komunikacyjne, a jego autorzy zaproponowali wykorzystanie prze-wodu uziemiającego ze zintegrowanymi włóknami optycznymi (ang. Optical Ground Wire) jako medium transmisyjne wspierają-ce przyszły rozwój Smart Grid, działalność operatorów telekomunikacyjnych oraz au-tomatyki. Podstawą przyszłego rozwoju będzie obecny system WAMS bazujący na 1186 urządzeniach PMU. W referacie omó-wiono również najistotniejsze, z punktu widzenia Smart Grid, wyzwania, takie jak: ograniczone spektrum zastosowań, intero-peracyjność, bezpieczeństwo cybernetycz-ne, zasięg wdrożeń [23].

W referacie D2-304 opisano projekt in-frastruktury sprzętowej AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) dla stacji średniego i niskiego napięcia z wykorzystaniem bez-przewodowego routera (przyłączonego do sterownika AMI) oraz sterownika Smart Grid (zasilanego ze wspólnego UPS). W refera-cie szczegółowo wyjaśniono, w jaki sposób wspierane są funkcje Smart Grid, w tym m.in.: monitorowanie parametrów pracy sieci, sterowania, dysponowanie mocą na poziomie sieci nn oraz wsparcie planowania rozwoju sieci średniego i niskiego napięcia w zakresie prognozowania zapotrzebowania na podstawie danych rzeczywistych [24].

Referat D2-305 dotyczył inteligentnego systemu sterowania o nazwie MAGIC (Mi-crogrid AGent Intelligent Control), którego głównym elementem jest kontroler wykorzy-stujący algorytmy rozproszone w systemie multi-agent, a którego głównym zadaniem jest wsparcie w czasie rzeczywistym zarzą-dzania ograniczeniami na poziomie sieci nn oraz regulacja napięcia. Kontroler jest zgod-ny z FIPA, Java oraz JADE. Firmware sta-nowi dystrybucja Linux wersja OpenWrt OS. MAGIC został pilotażowo zainstalowany w miejscowości Meltemi w Grecji w 170 go-spodarstwach domowych z generacją roz-proszoną. W referacie zaprezentowano re-zultaty działania systemu dla scenariusza testowego obejmującego 10 gospodarstw domowych [25].

W referacie D2-306 przedstawiono wy-zwania technologiczne związane z technolo-gią PLC dla sieci średnich napięć. Opisane zostały również technologie PLC (ang. Po-wer-line communication) wykorzystywane w komunikacji na poziomie sieci średniego napięcia. Autorzy referatu podkreślali, że wdrożenie technologii wymagającej infra-struktury sieciowej wymaga zaangażowania spółek dystrybucyjnych. Autorzy sugerują, że technologia PLC będzie preferowanym rozwiązaniem umożliwiającym integrację i współpracę niestabilnych, nieprzewidywal-nych rozproszonych źródeł energii z prywat-nymi sieciami telekomunikacyjnymi [26].

W referacie D2-307 poruszono kwestię ogromnego wyzwania związanego z inte-gracją technologii informacyjnych IT (ang. Information Technology) z obszarem tech-nologii operacyjnych OT (ang. Operational Technology) w trakcie projektowania w pełni zintegrowanego Systemu Zarządzania Wyłą-czeniami. Zaprezentowano cykl życia wyłą-czenia, mapę procesów oraz wysokopozio-mowy model architektury systemu zarządza-nia pracą sieci dystrybucyjnej (DMS), w skład którego wchodzi System Zarządzania Wyłą-czeniami. Korzyści z wdrożenia omawianego rozwiązania wyrażają się w przekonaniu, że wymiana informacji o stanie sieci, poprzez skuteczną komunikację pomiędzy obszara-mi IT oraz OT, może wspomóc prowadzenie ruchu sieciowego, zapewniając lepsze na-rzędzia dla operatorów i podnosząc poziom usług dla użytkowników [27].

W referacie D2-308 przedstawiono kil-ka przypadków wykorzystania technologii, takich jak SDH (ang. Synchronous Digital Hierarchy) i OTN (ang. Optical Transport Network) podczas transformacji z IPv4 do IPv6 przy użyciu techniki MPLS w połącze-niu z usługami DiffServ oraz wykorzysta-nie technologii EPON do komunikacji na poziomie pola w rozdzielni i automatyzacji podejmowanych działań. Przedstawiona architektura Systemu Komunikacyjnego Smart Grid jest podzielona na cztery sekcje bezpieczeństwa oraz zakres zintegrowanej informacji. Zaprezentowano również klasyfi-kację usług komunikacyjnych oraz zdefinio-wano system indeksów dla systemu komu-nikacyjnego Smart Grid, który wspomaga analizy KPI w połączeniu z KQI oraz QoS

w celu zmiany podejścia z zarządzania ilo-ściowego na rzecz jakościowego [28].

W referacie D2-309 zawarto ocenę technologii MPLS-TP jako głównej platfor-my komunikacyjnej w centrach dyspozytor-skich, stacjach i elektrowniach, wykorzy-stywanej w celu poniesienia jakości usług krytycznych. Przedstawione zostały zalety technologii MPLS-TP oraz stopniowe prze-chodzenie z sieci TDM do sieci z komuta-cją pakietów. Zaprezentowano architekturę MPLS-TP opartą na modelu klient-serwer wraz z emulacją pseudoprzewodową oraz opis testów sprawdzających jakość wdro-żonej architektury [29].

Ostatni referat (D2-310) tematu wiodą-cego PS3 zawierał analizę nowego syste-mu automatycznej dystrybucji energii oraz prezentację wyników estymacji dotyczą-cych wydajności komunikacji z wykorzy-staniem mechanizmu GOOSE, zgodnego z normą IEC 61850. W przypadku zastoso-waniu takiego rozwiązania czas akwizycji danych wzrasta ponad pięć razy, przekra-czając prędkość 1200 b/s, co wymaga pa-sma o przepustowości 1~2 Mb/s. Przedsta-wione zostały również wyniki oceny ekspe-rymentalnego prototypu modemu Optical Multi-Hop, wykorzystującego standardowy protokół AODV. Modem został przyłączony do sieci Ethernet złączem optycznym i po-twierdził przydatność testowanej technolo-gii. Oszacowano czasy transmisji danych dla kilku prędkości transmisji [30].

Smart: Inteligentna i zintegrowana platforma dla centrów dyspozytorskich

Poniżej przedstawiono podsumowanie interesującego referatu [1] z Brazylii, które-go autorami są: E. Rocha N., R. Almeida, L. Ventura, A.S. Araujo, D. Santos, J.P. Sauve, N. Melo [1].

Centra dyspozytorskie wykorzystują szereg narzędzi, systemów, aplikacji oraz dużą ilość dokumentów niezbędnych do zapewnienia jego funkcjonowania. Naj-istotniejszym wyzwaniem dla pracy takiego centrum jest wystąpienie poważnego zakłó-cenia w pracy sieci elektroenergetycznej, tj. zdarzenia, które powoduje, że dyspozyto-rzy zmuszeni są zareagować niezwłocznie

strona 246 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

na odbiegające od warunków normalnych zachowanie systemu. W takiej sytuacji, w krótkim czasie, niezbędne jest pozyskanie koniecznych danych z systemów dostęp-nych w centrum dyspozytorskim, ich analiza i podjęcie stosownych kroków zmierzających do przywrócenia prawidłowych parametrów pracy systemu. Należy przy tym uwzględnić inne czynniki, takie jak tzw. lawinę alarmów, hałas, trudności w lokalizacji potrzebnych informacji w ramach istniejących procedur operacyjnych bądź brak procedur określa-jących zasady postępowania w sytuacjach nadzwyczajnych. Należy również pamiętać o aspekcie finansowym mającym znacze-nie dla przedsiębiorstwa, braku możliwości dostaw energii do odbiorców czy ryzyku dalszej propagacji zakłócenia w przypadku podjęcia błędnych kroków zmierzających do jego likwidacji, jako czynnikach wpływa-jących na ocenę skali istotności (krytyczno-ści) zaistniałego zdarzenia [1].

Celem pracy było stworzenie zintegro-wanej inteligentnej platformy obliczeniowej wspomagającej funkcjonowanie centrum dyspozytorskiego. Platforma umożliwia do-stęp w czasie rzeczywistym do najbardziej aktualnych danych, diagramów odwzoro-wujących schematy stacyjne, dostarcza diagnozy wygenerowane przez inteligent-ny moduł przetwarzania sygnałów alar-mowych, zarządza zbiorem dokumentów tworzących procedury operacyjne oraz ge-neruje w sposób automatyczny sekwencje łączeniowe w sytuacji wystąpienia zakłóce-nia. Integracja platformy umożliwiła wyko-nywanie wielu zadań bezpośrednio na sche-matach jednokreskowych, umożliwiając użytkownikowi nabywanie doświadczenia w pracy z platformą. Cechy te czynią z plat-formy innowacyjne środowisko, które umoż-liwia zarzadzanie cyklem życia zakłócenia (począwszy od sygnału alarmowego i identy-fikacji przyczyn jego wystąpienia do podjęcia działań zaradczych). Platforma od początku była rozwijana z uwzględnieniem łatwości jej utrzymania i eksploatacji, stąd cała topologia systemu i schematy stacyjne są okresowo aktualizowane bez potrzeby zmian w algo-rytmach łączeniowych bądź innych regułach realizujących funkcje rozwiązania problemu. Platforma była rozwijana ponad 14 lat i jest obecnie wdrożona we wszystkich dyspozy-

cjach mocy spółki Companhia Hidro Elétrica do São Francisco w Brazylii.

Platforma Smart

Centra dyspozycji mocy realizują rozle-głe zadania zarządzania infrastrukturą elek-troenergetyczną umożliwiającą wytwarza-nie, przesył i dystrybucję energii elektrycz-nej. W sytuacjach krytycznych konieczne jest zapewnienie dostępu do różnorakich dokumentów oraz możliwość analizy dużej ilości danych w celu podjęcia właściwej de-cyzji operatorskiej.

Powstała w tym celu platforma oblicze-niowa Smart, zapewniająca zunifikowany oraz inteligentny dostęp do wymaganych informacji. Integruje ona duże wolumeny danych pochodzących z różnych źródeł tworząc z nich środowisko wspomagające przetwarzanie, analizę oraz ostatecznie pro-ces decyzyjny. Platforma Smart jest oparta na technologii webowej oferując szeroki za-kres możliwości, w tym definiowane zesta-wy raportów, inteligentne przetwarzanie sy-gnałów alarmów, identyfikację przyczyn wy-wołania alarmu, zarządzanie dokumentacją oraz automatyczne wykonywanie sekwencji łączeniowych poprzez odwołanie się do ich opisów zawartych w dokumentacji dostęp-nej za pośrednictwem platformy.

Wizualizacja i wyświetlanie schematów jednokreskowych

Użytkownik platformy może wyświetlać schematy stacyjne identyczne jak schema-ty dostępne w systemie SCADA. Ułatwia to szybką adaptację użytkownika do pracy z platformą. Dostęp do środowiska platformy jest możliwy z każdego komputera przyłą-czonego do sieci korporacyjnej oraz z urzą-dzeń mobilnych. Stany łączników oraz po-miary są aktualizowane co 5 sekund. Inter-fejs umożliwia przesuwanie, powiększanie, wybór elementów, tj. zawiera funkcjonalności niezbędne do pracy z platformą.

Schematy stacyjne są aktualizowane na bieżąco, bez udziału użytkownika. Każdego dnia odpowiednie pliki z systemu SCADA są kopiowane na serwery platformy Smart, gdzie następuje ich konwersja na format SVG wyko-rzystywany przez przeglądarki internetowe [1].

Inteligentny moduł alarmowy

Inteligentny moduł alarmowy dostar-cza dane na potrzeby diagnostyki zakłóceń w stacjach przyelektrownianych oraz syste-mie przesyłowym. Diagnostyka jest realizo-wana poprzez korelację zdarzeń, zarejestro-wanych przez lokalne RTU, pozyskanych następnie przez systemy SCADA w stacjach i lokalnych dyspozycjach mocy.

Diagnostyka jest dostępna w postaci tekstowej oraz graficznej. Kolorystyka ekra-nów graficznych odzwierciedla istotność zdarzenia. Wyłączone elementy wyświetla-ne są w kolorze czerwonym, blackouty na czarno, czynności łączeniowe na zielono, a diagnostyka z identyfikacją źródła zakłó-cenia na fioletowo. Wraz z diagnozą użyt-kownik otrzymuje zestaw pozostałych infor-macji, pozwalających na podjęcie właściwej decyzji operatorskiej.

Moduł nie wymaga żadnych czynności eksploatacyjnych związanych z synchroni-zacją przesyłanych danych. Inną kwestią zasługującą na szczególną uwagę jest identyfikacja bezpośrednich przyczyn wy-stąpienia zakłócenia.

Technika inteligentnego przetwarza-nia sygnałów alarmowych polega na odej-ściu od tradycyjnego modelu definiowania pewnych reguł na rzecz uogólnionego (ge-nerycznego) modelu spójności. W przeci-wieństwie do podejścia tradycyjnego, gdzie określony zbiór reguł stosuje się w odniesie-niu do konkretnych elementów infrastruktu-ry, model generyczny stosuje się do klas infrastruktury. Przykładowo, zamiast stoso-wać określony zbiór reguł dla wybranej linii przesyłowej, stosuje się go w odniesieniu do klasy infrastruktury określanej jako „linia przesyłowa” [1].

Identyfikacja bezpośredniej przyczyny wystąpienia zakłócenia

Operatorzy w centrum dyspozytorskim każdorazowo zmagają się z trudnym za-daniem identyfikacji przyczyn wystąpienia zakłócenia. Z reguły zadanie to polega na przeanalizowaniu listy alarmów. Czasem jednak, z uwagi na dużą ilość tych alarmów, nie można wiarygodnie ustalić, co faktycz-nie wydarzyło się w systemie elektroener-

46. SESJA

www.energetyka.eu strona 247marzec 2017

getycznym i było bezpośrednią przyczyną zakłócenia. Proces identyfikacji bezpo-średnich przyczyn wystąpienia zakłócenia obejmuje nie tylko identyfikację źródła, ale również zakres jego oddziaływania.

Moduł inteligentnej detekcji alarmów automatyzuje proces identyfikacji źródła zakłócenia, dostarczając informacji o za-kresie propagacji w postaci drzewa infor-macji. Gałęzie drzewa propagacji repre-zentują zakłócenia, a jego korzeniem jest węzeł będący źródłem zakłócenia.

Technika platformy Smart wykorzystuje tzw. agenta, który korzysta z wiedzy eks-perckiej zgromadzonej na platformie do celów identyfikacji źródła zakłócenia. Baza wiedzy obejmuje takie obszary, jak diagno-stykę, połączenia topologiczne oraz zasady analityki diagnostycznej. W momencie wy-stąpienia zakłócenia agent przechwytuje wy-generowane przez system wyniki diagnostyki i rozpoczyna proces analizy. W pierwszej ko-lejności sprawdzane są alarmy o utracie syn-chronizmu. Następnie diagnostyka przyjmuje postać języka formalnego w postaci opisu połączeń topologicznych. W dalszej kolej-ności system analizuje możliwe przyczyny i wynikające z nich skutki w celu odpowied-niego dopasowania wyników diagnostyki. Po dopasowaniu wyników tworzone jest drzewo propagacji zakłócenia.

Reguły identyfikacji przyczyn i skutków mają charakter generyczny, co oznacza brak odwołań do konkretnego typu sprzętu infrastruktury elektroenergetycznej. Reguły są zapisane w postaci języka formalnego, są czytelne i łatwo zrozumiałe.

Zarządzanie dokumentacją i jej wykorzystanie w codziennych warunkach

funkcjonowania centrum dyspozytorskiego

Platforma Smart oferuje możliwość za-rządzania dokumentacją niezbędną w co-dziennym funkcjonowaniu centrum dyspo-zytorskiego. Dokumenty te zawierają opisy procedur przyłączania oraz odstawiania elementów sieciowych. Istnieje bardzo wie-le typów procedur, które różnią się w zależ-ności od urządzenia i jego charakterystyk eksploatacyjnych. Każda z procedur zawie-ra listę działań, które należy wykonać w celu rekonfiguracji sieci.

W ostatnim czasie platforma została przekształcona w taki sposób, aby umożli-wić obsługę poszczególnych procedur z jej poziomu. Jest to jedna z najważniejszych in-nowacji systemu. W celu realizacji wybranej procedury użytkownik musi wykonać okre-śloną sekwencję czynności w kolejności określonej w procedurze. Data i czas każ-dej czynności są rejestrowane na potrzeby przeglądów i audytów. Rozwiązanie kopiuje obowiązującą wersję procedury do środo-wiska rozproszonego, co umożliwia dostęp zarówno z centrum dyspozytorskiego jak i poziomu stacji poprzez przeglądarki in-ternetowe lub urządzenia mobilne. System zapewnia aktualność informacji, np. jeżeli użytkownik uruchamia zaplanowane działa-nie, ekran z podglądem jest automatyczne aktualizowany u wszystkich zaangażowa-nych (w danej chwili) w obsługę procedury. Przed stworzeniem modułu umożliwiają-cego obsługę procedur, w opisany wyżej sposób, użytkownicy musieli uzgadniać czasy wykonania poszczególnych zadań telefonicznie bądź poprzez wypełnienie do-kumentów w wersji papierowej [1].

Tworzenie automatycznych sekwencji łączeniowych

Moduł tworzenia automatycznych se-kwencji łączeniowych został opracowany w celu radzenia sobie ze złożonymi sce-nariuszami pracy sieci, którym towarzyszą ograniczenia (np. zablokowane odłączniki), w sytuacji braku procedur opisujących pra-widłowe (w takiej sytuacji) kroki sekwencji łączeniowych. Dyspozytor może wykonać sekwencję łączeniową poprzez wskaza-nie na schemacie stacji elementów, które mają zostać zablokowane, przyłączone bądź odłączone od sieci. System gene-ruje odpowiednią sekwencję, która może następnie zostać przeniesiona do projektu procedury.

Proces tworzenia sekwencji uwzględ-nia stan sieci, bazujący na tzw. snapsho-tach z systemu SCADA, które mogą być tworzone na żądanie, bądź według uzgod-nionego harmonogramu. W ten sposób użytkownik może tworzyć sekwencje prze-łączania dla celów operacyjnych (na bazie stanu bieżącego) jak również dla celów

szkoleniowych (używając danych archi-walnych bądź tworząc zupełnie nowe przy-padki testowe).

Oprogramowanie algorytmu automa-tycznego tworzenia sekwencji jest niezależ-ne od układów topologicznych sieci, co gwa-rantuje niskie koszty jego utrzymania [1].

Podsumowanie

Proces implementacji platformy był stop-niowy i wiele modułów kilkakrotnie poddano zmianom w celu jak najlepszego dopaso-wania do wspierania zadań centrów dyspo-zytorskich. Pierwszym krokiem było stwo-rzenie modułu inteligentnego przetwarzania sygnałów alarmowych. Następnie przygo-towano moduł zarządzania procedurami operacyjnymi, którego głównym celem jest standaryzacja i zarządzanie cyklem życia dokumentacji wykorzystywanej w codziennej pracy dyspozycji. Kolejnym krokiem było za-projektowanie modułu automatycznego two-rzenia sekwencji łączeniowych, stanowiące-go wsparcie dyspozytorów w sytuacji braku stosownych procedur. Ostatni etap to prze-kształcenie modułu zarządzania dokumenta-cją w taki sposób, aby z jego poziomu była możliwa kontrola i wykonywanie czynności opisanych w procedurach wchodzących w skład tej dokumentacji. Finalnie wszystkie moduły zostały zintegrowane w jedną kom-pleksową usługę.

Na przestrzeni ostatnich lat dzięki wdro-żeniu nowego narzędzia uzyskano szereg osiągnięć. Dzięki inteligentnemu przetwa-rzaniu alarmów skrócił się czas badania przyczyn zakłóceń, poprawiając dostępność usług sieciowych. Innym istotnym osiągnię-ciem była digitalizacja i standaryzacja doku-mentacji, co zredukowało czas niezbędny na edycję i weryfikację dokumentów. Integracja z systemem SCADA oraz urządzeniami mo-bilnymi w trakcie wykonywania procedur za-wartych w dokumentach zdefiniowała nową jakość usług w odniesieniu do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu. Ponadto, moduł automatycznego tworzenia sekwencji zredukował czas niezbędny na przygoto-wanie procedur i instrukcji opisujących se-kwencje łączeniowe i poprawił poziom bez-pieczeństwa systemu. Wreszcie, integracja

strona 248 www.energetyka.eu marzec 2017

PKWSEPOLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH

modułów umożliwiła realizację wielu zadań w postaci graficznej tj. poprzez manipulację odpowiednimi ikonami na schematach jed-nokreskowych [1].

Szczególną uwagę należy zwrócić na dwie kwestie:1) minimalny wysiłek na utrzymanie plat-

formy: utrzymanie sprowadza się do utrzymania pracy systemu; aktualizacja schematów i topologii sieci odbywa się automatycznie w określonych cyklach; dodanie nowej stacji bądź pola nie wy-maga zmiany w algorytmach bądź obo-wiązujących regułach;

2) replikacja: system jest zainstalowany w pięciu centrach, jednakże w zależ-ności od lokalizacji zawartość formatek ekranowych różni się; tym samym dys-pozytor z jakiejkolwiek lokalizacji może przeglądać inne ekrany poprzez adres webowy danego centrum.Platforma Smart jest w stanie dostarczać

inteligentnej i zunifikowanej informacji w celu skutecznej realizacji zdań o dużej skali zło-żoności pozostających w gestii dyspozycji mocy. Kluczowe wyróżniki rozwiązania to wi-zualny dostęp do schematów jednokresko-wych stacji i całego systemu, interaktywny interfejs, inteligentne przetwarzanie alarmów, identyfikacja bezpośrednich przyczyn wystą-pienia zakłócenia, zarządzanie i wdrażanie dokumentów procedur, tworzenie sekwencji łączeniowych dla nietypowych sytuacji sie-ciowych itp.

Operator korzystający z platformy może śledzić i zarządzać całym cyklem życia zakłócenia, poczynając od identyfikacji bezpośrednich przyczyn jego wystąpienia kończąc na uruchomieniu działań zarad-czych i naprawczych. Uzyskane rezultaty to: (1) skrócenie czasu analizy zakłóceń, (2) ograniczenie czasu niezbędnego do przygotowania procedur i instrukcji, (3) lep-sza kontrola jakości i bezpieczeństwa wyko-nywanych sekwencji przełączania, (4) skró-cenie czasu tworzenia instrukcji działania w sytuacjach nietypowych.

Wszystkie te cechy czynią platformę Smart innowacyjnym środowiskiem odpo-wiedzialnym za zarządzanie cyklem życia zakłócenia, od identyfikacji bezpośrednich przyczyn jego wystąpienia kończąc na uru-chomieniu działań zaradczych.

REFERATY KOMITETU STUDIÓW D2

PS1: New applications to control power sys-tems

[1] D2-101. Rocha N. E., Almeida R., Ventura L., Araujo A.S., Santos D., Sauve J.P., Melo N. – Brazil: Smart: Intelligent and integrated platform for power operation centers.

[2] D2-102. Bose A., Jampala A., Zhang L., Madani V., Giri J. – USA: Implementation of PMU-Based Linear State Estimation into Energy Management Systems.

[3] D2-103. Ravish S., Piacentini R., Guo Q. – USA: Leveraging Big Data and Modern Communica-tion Protocols to Facilitate New Applications in Power Transmission and Distribution.

[4] D2-104. Doi H. – Japan: Implementation of Information and Telecommunication Sys-tems with the aim of Realization of Smart Grid in Japan.

[5] D2-105. Luskind Y. – Canada: Communi-cations Infrastructure for Future Centralized Substation Protection and Control Systems.

[6] D2-106. Kim H.J, Kim Y.I, Song C.S, Lee M.H, Kim B.S, Shin Y.H, Cho Y.S, Jang G – Korea: Implementation of Online Power System Network Analysis for the EMS in Korean Electric Power Control Center.

[7] D2-107. Espinosa A., Gonzalez S., Aguilar H.R. – Mexico: Results of applying a se-mantic interoperability strategy in Smart Grid applications for DSO in Mexico.

[8] D2-108. Benítez I., Quijano A., Delgado I., Díez J.L. – Spain: Classification of customers based on temporal load profile patterns.

[9] D2-109 Cadenas A., SáncheZ A., Sán-chez S. – Spain: COCO: Operational con-trol of construction.

[10] D2-110. Lee J.D. – Taiwan: Adding New Functions to the Energy Control System for Operating More Than a Decade in Taiwan.

[11] D2-111. Brnobic D. – Croatia: Portable WAMS – a Paradigm Shift.

[12] D2-112. Baranovic N., Andersson P., Ivanko-vic I., Zubrinic-Kostovic K., Peharda D., Lars-son J.E. – Croatia: Experiences from Intelligent Alarm Processing and Decision Support Tools in Smart Grid Transmission Control Centers.

[13] D2-113. Foggia G. – France: Distributed control architecture for effective Distribu-ted Energy Resources Management.

[14] D2-115. Bujak J., Hagner S. – Sweden: Optimizing the Network and the Asset Life-cycle and Reduce Operational and Capital Costs through Predictive Analytics and As-set Health Management.

[15] D2-116. Yan Y.Q., Xin Y.Z., Tao H.Z. – Chi-na: Study and Practice of General State Es-timation and Load Flow Hybrid Method for Modern Power Systems Control Centers.

PS2: EPU response to evolving cyber security landscape[16] D2-201. Fernandez R. – Australia: Network

Architecture and Cyber Security – Two Fa-ces of the Same Coin.

[17] D2-202. Lhassani (Lhoussain) L. – Ne-therlands: Cyber Security Architecture for Operational Technologies (ICS/SCADA).

[18] D2-203. Holstein D.K., Cease T.W., Se-ewald M.G. – USA: Application and Ma-nagement of Cybersecurity Measures for Protection and Control.

[19] D2-204. Dondossola G., Terruggia R., Wy-lach P., Pugni G., Bellio F. – Italy: Applica-tion of Monitoring Standards for enhancing Smart Grids Security.

[20] D2-205. Mlakic D., Majdandzic L. – Bosnia Herzegovina: Fuzzy Rule Based Expert System for SCADA Cyber Security.

PS3: Mobile operational applications, systems and infrastructure[21] D2-301. Michiwaki S. – Japan: Wireless

and Mobile Systems for Electric Power System Operation in Japan.

[22] D2-302. Agarwal P.K., Rathour H.K, Mau-rya P. – India: Ensuring Uptime of WAMS Network with the Help of Common IT Tools – Case Studies.

[23] D2-303. Sodha N.S. (India): Communica-tion Networks for Indian Smart Grids.

[24] D2-304. Babś A., Świderski J., Tarasiuk M. – Poland: Usefulness of AMI data com-munication systems to the development of Polish DSO smart MV and LV grids with regard to SCADA control systems.

[25] D2-305. Hatziargyriou N., Dimeas A., Vlachos I., Kouveliotis-Lysikatos I., Koukoula D., Ma-krynikas S., Kouveletsou M. – Greece: MAGIC – A Microgrid Agent Intelligent Control Device.

[26] D2-306. Arzuaga T., Gil D., Moreno J.A., Arzuaga A. – Spain: PLC MV telecommu-nications: An evolution path for sustainable private telecom networks enabling smart grid applications.

[27] D2-307. Willson M., Cantabrana M. – Uni-ted Kingdom: IT and OT integration to im-prove outage management.

[28] D2-308. Huang B.Y., Bai X. M., Cui Q. S. –China: Study on Evolution of Communica-tion Infrastructure for Smart Grid Operation and Management.

[29] D2-309. Ramirez J., Cabrera H., Bautista O. – Venezuela: MPLS-TP as packet platform for critical services in power transmission.

[30] D2-310. Doi H., Shimoosako K., Ito T., Naka-gawa H. – Japan: Communication network toward the realization of a new power distri-bution automatic control system.

CIGRE