Acta Energetica Power Engineering Quarterly 4/13 (December 2012) by ENERGA SA

4/13 (2012)

YEAR 4

ISSN 2300-3022

Publisher

Patronage

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

ENERGA SA

Academic Consultants

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

Acta Energetica al. Grunwaldzka 472, 80-309 Gdańsk, POLAND tel.: +48 58 77 88 466, fax: +48 58 77 88 399 e-mail: redakcja@actaenergetica.org www.actaenergetica.org

Electronic Media

Anna Fibak (Copy Editor) Paweł Banaszak (Technical Editor)

Information about the oryginal version

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, original version available on the website www.actaenergetica.org The journal is also available in hard copy. The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl

Information for authors published on the website: www.actaenergetica.org

From the Chief Editor A power system as an object set on a vast geographical area is subject to various exposures, including atmospheric exposures that can lead to disturbances in the system. Also, aging of grid components, human error (erroneous actions of system operators), and the overload of grid components may lead to risks to, or disturbances in, the system operation. A power system’s elements which aim to eliminate, restitute and counteract threats and disturbances in the system’s operation, are its automatic protection relays. Essential automatic protection elements (devices) include impedance protection relays. These protections, due to the decision criterion implemented there, are sensitive to transition impedances in short circuit locations, the occurrence of voltage support, or electromechanical swings. The impedance protection relay feature meant to offset the relay from synchronous swings (i.e. to identify asynchronous swings) is so called power swing blocking. Due to the complexity of the issues of electromechanical swings and the criteria implemented in the power swing blocking feature, to define its settings in existing protection relays is not an easy task. Also difficult is the formulation of simple synchronous swing identification criteria, for example for future automatic protection solutions. Thus, there is a problem and it is waiting for a solution. This issue of Acta Energetica is devoted in large part to these issues. Enjoy reading! I’m glad to share with our readers and authors the news that the Minister of Science and Higher Education, in the communication of 17 September 2012 ”on the list of scientific journals with the scores awarded for their publications” awarded the scientific content published in the Acta Energetica quarterly the score of four points. It is worth recalling that since 1998 the ministerial list of journals, along with the scores awarded for their scientific content, has been the basis of parametric evaluation of Polish scientific institutions’ publication output. Thus, the quarterly Acta Energetica, after a waiting period resulting from a change in the composition of the Evaluation Scientific Units Evaluation Committee, has been considered as a scored journal. I respectfully address the members of the editorial staff with thanks for their commitment and perseverance in building our quarterly’s position. Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego System elektroenergetyczny jako obiekt posadowiony na geograficznie rozległym obszarze podlega różnym narażeniom, w tym narażeniom atmosferycznym, które mogą prowadzić do zaburzeń pracy systemu. Również starzenie się elementów sieci, błędy ludzkie (błędne działanie operatorów systemu), a także przeciążenia elementów sieci mogą prowadzić do zagrożeń lub zaburzeń w pracy systemu. Elementem systemu elektroenergetycznego, którego celem jest eliminacja, restytucja oraz przeciwdziałanie zagrożeniom i zaburzeniom w pracy systemu, jest elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Jednym z istotnych elementów (urządzeń) automatyki zabezpieczeniowej są zabezpieczenia impedancyjne. Zabezpieczenia te, ze względu na stosowane kryterium decyzyjne, są wrażliwe, między innymi na impedancje przejścia w miejscu zwarcia, występowanie podparcia czy kołysania elektromechaniczne. Funkcją zabezpieczenia impedancyjnego, której zadaniem jest odstrojenie się tego zabezpieczenia od kołysań synchronicznych (tj. rozpoznanie kołysań synchronicznych), jest tzw. blokada kołysaniowa. Ze względu na złożoność problematyki kołysań elektromechanicznych oraz kryteria stosowane przez funkcję blokady kołysaniowej zdefiniowanie jej nastaw w istniejących zabezpieczeniach nie jest zadaniem łatwym. Również sformułowanie prostych kryteriów rozpoznawania kołysań synchronicznych, np. dla przyszłych rozwiązań urządzeń automatyki, napotyka na trudności. Problem zatem istnieje i czeka na rozwiązanie. Niniejszy numer Acta Energetica poświęcony jest w dużej części tej problematyce. Zapraszam do lektury. Z satysfakcją przychodzi mi podzielić się z naszymi czytelnikami, jak i autorami informacją, że minister nauki i szkolnictwa wyższego, w komunikacie z 17 września 2012 roku „w sprawie wykazu czasopism naukowych wraz z liczbą punktów przyznawanych za publikacje w tych czasopismach”, przyznał za publikację naukową na łamach kwartalnika Acta Energetica – 4 punkty. Warto przypomnieć, że ministerialna lista czasopism, wraz z liczbą punktów przysługujących za umieszczoną w nich publikację naukową, stanowi od 1998 roku podstawę parametrycznej oceny dorobku publikacyjnego polskich instytucji naukowych. Tym samym kwartalnik Acta Energetica, po okresie oczekiwania wynikającym ze zmiany składu Komitetu Ewaluacji Jednostek Naukowych, znalazł się w gronie czasopism punktowanych. Z szacunkiem zwracam się do członków redakcji, dziękując za zaangażowanie i wytrwałość w dziele budowania pozycji naszego kwartalnika. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents APPLICATION OF MARKAL MODEL TO OPTIMISATION OF ELECTRICITY GENERATION STRUCTURE IN POLAND IN THE LONG-TERM TIME HORIZON. PART II. MODEL AND FORECASTS ASSUMPTIONS Marcin Jaskólski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 POWER UNIT IMPEDANCE AND DISTANCE PROTECTION FUNCTIONS DURING FAULTS IN THE EXTERNAL POWER GRID Marcin Lizer. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 A PARADIGM FOR HV, MV, LV DISTRIBUTION GRID DEVELOPMENT PLANNING Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 PERFORMANCE ANALYSIS OF POWER SWING BLOCKING FEATURE IN ABB 670 SERIES IMPEDANCE RELAYS Maciej Łosiński, Jacek Klucznik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 SELECTIVITY OF POWER SYSTEM PROTECTIONS AT POWER SWINGS IN POWER SYSTEM Jan Machowski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 TESTING METHODS OF POWER SWING BLOCKING FUNCTIONS OF DISTANCE PROTECTION RELAYS Adam Smolarczyk. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

Spis treści ZASTOSOWANIE MODELU MARKAL DO OPTYMALIZACJI STRUKTURY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W DŁUGOTERMINOWYM HORYZONCIE CZASOWYM CZĘŚĆ II. ZAŁOŻENIA MODELU I PROGNOZY Marcin Jaskólski......................................................................................................................................................................................................................14 IMPEDANCYJNE I ODLEGŁOŚCIOWE ZABEZPIECZENIA BLOKU W CZASIE ZAKŁÓCEŃ W SIECI ZEWNĘTRZNEJ Marcin Lizer............................................................................................................................................................................................................................34 PARADYGMAT DO TWORZENIA PLANÓW ROZWOJU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ WN, SN, NN Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik......................................................................................................................................................................................61 ANALIZA DZIAŁANIA BLOKADY KOŁYSANIOWEJ ZABEZPIECZENIA ODLEGŁOŚCIOWEGO W PRZEKAŹNIKACH SERII 670 PRODUKCJI FIRMY ABB Maciej Łosiński, Jacek Klucznik...........................................................................................................................................................................................87 SELEKTYWNOŚĆ DZIAŁANIA ZABEZPIECZEŃ W TRAKCIE KOŁYSAŃ MOCY W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Jan Machowski......................................................................................................................................................................................................................112 SPOSOBY BADANIA BLOKAD KOŁYSANIOWYCH ZABEZPIECZEŃ ODLEGŁOŚCIOWYCH Adam Smolarczyk.................................................................................................................................................................................................................133

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Application of MARKAL model to optimisation of electricity generation structure in Poland in the long-term time horizon. Part II. Model and forecasts assumptions Author Marcin Jaskólski

Keywords MARKAL, energy planning, energy forecasting

Abstract In this paper, the next in a series of publications on the subject, assumptions are presented of a power system development model in terms of electricity generation technology infrastructure in Poland, in the long term perspective until 2060. The model is based on the mathematical structure of the MARKAL optimization package. Among other things developed are a forecast of the final demand for electricity and heat, the current mix of power and electricity generation in Poland, and a forecast of decomissioning in the power and co-generation plants. The study also contains a summary of technical and economic indicators of the generation technologies considered in the model. The author shall not be responsible for any outcome of use of the research results presented herein.

1. Introduction This paper is the next in a series of publications on the modelling of the electricity generation mix development in Poland in the long- term perspective until 2060. It sets out the main assumptions of the MARKAL energy model for Poland (MARKAL-PL). Chapter 2 presents forecasts of the final demand for electricity and heat. Two variants, A and B, of the electricity demand forecast are developed. Chapter 3 contains a forecast of the mix of capacity installed in the existing power plant units. The existing power units’ decomissioning is not subject to optimization, because the variable corresponding to the power increment of a given technology can not be negative. Capacity withdrawal can be modelled by using a model parameter, which defines how much of the capacity installed in a technology group of the plants existing before the first year of the model analysis is retained in the national power system (NPS) in subsequent years. In the case of investments in new units that were not installed prior to the first year of the analysis, the capacity is withdrawn after a technical lifetime period specific to the unit’s technology. Chapter 4 presents a forecast of fuel and energy prices. Chapter 5 contains assumptions regarding the mandatory share of electricity from renewable sources and high efficiency cogeneration. In addition, a forecast is developed of changes in the correction factors for certificates of energy origin from various renewable sources, and a forecast of the replacement fee rates for each type of certificate – from RES and cogeneration. Forecasts of the environmental fee rates and CO2, SOX and NOX allowance prices

are presented in chapter 6. Chapter 7 contains a summary of technical and economic indicators of the energy technologies selected for the analysis.

2. Forecasts of the final demand for electricity and heat Determination of the current and future final demand for energy is one of the most important assumptions made in the balancing model of a power system built using the MARKAL package. In the model for Poland the final consumption of electricity and heat is specified, and the demand for these energy types is forecasted. Two variants, A and B, of the electricity demand forecast are developed on the basis of the balance of electricity in the national economy in the years 1985–2010, in five-year intervals [4] and on the basis of population and GDP data [10, 12, 13]. It is based on changes in the rates of electricity consumption per unit of GDP and per unit of population, taking into account the GDP’s reduced electricity intensity and increased per capita consumption rates. Issues of long-term energy demand forecasting have been addressed in the study [36]. Both forecast variants are compared with the updated forecast of demand for fuel and energy made for the purpose of ”Polish Energy Policy until 2030” [35] and with the forecast from Report 2050 for the PKEE Polish Electricity Association, published as an executive summary [37]. The forecast results are shown in fig. 2.1.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Projections

Statistics (historical data) 250

218

244

182 164

150 106

108

104

109

116

122

105

100

129 119

140 129

139

175 178 168 168 161 157 152 152

259

265

217 203 182 178

176

253 241

200

200 TWh/yr

233

182

0 1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 (MARKAL-PL - A) Final demand (Raport 2050 - Reference) Final demand

(MARKAL-PL - B) Final demand (Raport 2050 - Transport) Final demand

(MG PEP2030, 2011) Final demand (Raport 2050 - Eﬀective) Final demand

Fig. 2.1. Forecasts of the demand for electricity in Poland by 2060, own study based on ARE SA [4] and GUS [10, 12, 13] data, and on data drawn from [35] and [37]

Data on the current final demand for low temperature heat is taken from the Polish heat sector statistics published by ARE SA Energy Market Agency [5]. The heat demand forecast is based on forecasts of residential (housing) development and changes in the GDP and its energy intensity (industry and services). Data published by GUS Central Statistical Office [10–17] are used for this purpose, as well as assumptions made in the study [9]. The forecast of heat demand in Poland by 2060 is shown in fig. 2.2. A single forecast of demand for heat is assumed, common for variants A and B. The heat demand forecast assumes that increases in demand will be offset through the implementation of technologies with higher heat use efficiencies. As a result, the demand for heat should not exceed 900 PJ/yr by 2025, and should fall thereafter to as little as 713 PJ/yr in 2060. Taking into account the demand for heat in a model that optimizes the electricity generation mix is important from the point of view of the use of cogeneration.

3. Forecast of mix of capacity installed in existing generation units in the national power system Energy balance in the initial year (2009) and collection of data on the generation mix existing prior to that year and its aging throughout the analysed time frame is important for a balancing model of development of the actually existing power system. For this purpose ARE SA [4] data was used on the output and available capacity of each commercial thermal power plant, as well as overall in industrial cogeneration plants, hydroelectric and pumped storage power plants, and renewable energy sources. In addition, the installed capacity and annual heat output of commercial heat plants and non-commercial heat plants were estimated, and in local and individual sources [9]. Based on information taken from ”PSE-Operator SA Development Plan until 2025” [1], and on own assumptions based on the years of power equipment installations and upgrades, the years of each plant’s decommissioning were determined. The required maximum available capacity taking into account the NPS reserves was determined based on the forecast of demand for electricity and its distribution over time. The forecast of the mix of capacity installed in the existing power units, and the forecast of the maximum available capacity taking into account the NPS reserve in 2010–2060 are presented in fig. 3.1. The years 2009 and 2010 contain statistical information, and are not covered by the forecast. Projections of capacity changes in exisiting power plant units Projections of required maximum available capacity including reserve margin in National Power System (19%) 70 000 60 000

Statistics (historical data)

Projections

48 726

50 000 40 000

51 955

54 414

56 323

57 538

58 872

40 730

40 084

39 440

1 886

1 580

1 080

2050

2055

2060

44 880 35 876

Projections of ﬁnal electricity demand 300

35 432

32 736 32 214

30 000

37 081 35 470 27 544

40 886 36 501

37 793

39 311

40 053

40 771

24 085 17 167

20 000

13 082 8 328

10 000

4 440

0 2009

Projections of ﬁnal heat demand 1000

907

911

920

915

906

898

895

162

161

159

150

144

133

129

900 800

866 121

822 116

700

735 103

PJ/yr

462

469

483

502

509

531

541

534

502

400

494

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Commercial Thermal Power Plants

Commercial and Independent CHP Plants

Commercial Hydro Plants

Industrial Autoproduction CHP Plants

Independent Power Plants - Renewables

Installed capacity in existing plants

(MARKAL-PL - B) Available capacity requirements including reserve margin (19%)

713 98

600 500

2015

(MARKAL-PL - A) Available capacity requirements including reserve margin (19%)

792 108

2010

451

443

Fig. 3.1. Forecast of the mix of capacity installed in the existing power units until 2060, and forecast of the required maximum available capacity taking into account the NPS reserve (own study based on [1, 2, 4] data)

300 200 100

283

282

278

263

253

234

226

212

204

190

181

172

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

0 2009

2010

2015

Industry, construction, agriculture

Households

Services

TOTAL

Fig. 2.2. Forecast of the final demand for heat in Poland by 2060, own study based on [9–17] data

In the MARKAL-PL model the existing commercial and industrial thermal power plants are grouped according to the classification proposed in the ARE SA statistics [4]. In each group, the following data was collected: specific gross and net fuel consumption for energy production efficiency calculation, heat output in combination with electricity and in heating boilers, electricity output and installed capacity. In addition, on the basis of ARE SA details of total emissions for each power plant group, rates of emission per unit of energy output were derived. 5

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

4. Forecasts of fuel and energy prices In the MARKAL model fuel prices are related to the unit of energy stored in the fuel, i.e. they are expressed in Euro (2009) / GJ. Therefore, in addition to the price per unit of weight or volume, either the calorific value of the fuel, or the density of the energy stored there must be known. The energy price change rates were calculated based on, among other things, World Energy Outlook 2009 and 2010 [19]. The forecast fuel prices are expressed in constant prices, in monetary terms as of 2009. They are presented in tab. 4.1.

IMPELC1 – electricity import, IMPELC2 – electricity import, EXPELC1 – electricity export, MINHCO1 – hard coal mining, IMPHCO1 – hard coal import , MINLIG1 – lignite mining, MINNGA1 – natural gas domestic extraction, IMPNGA1 – natural gas import, MINOTH1 – other fuel supplies, RNWBIO1 – biomass supplies, RNWBGS1 – biogas supplies RNWBBG1 – biomass and biogas supplies, MINLQD1 – liquid fuel supplies, MINPAX1 – other fuel supplies, IMPURN1 – uranium import, RNWSMW1 – solid waste supplies

Constant prices EUR (2009)/GJ

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

IMPELC1

13.70

13.81

14.49

15.58

16.76

18.02

19.38

20.84

22.41

24.10

25.91

27.86

IMPELC2

16.43

16.58

17.39

18.70

20.11

21.62

23.25

25.00

26.89

28.91

31.09

33.44

EXPELC1

10.96

11.05

11.59

12.47

13.41

14.42

15.50

16.67

17.93

19.28

20.73

22.29

MINHCO1

4.40

4.41

4.52

4.63

4.75

4.86

4.98

5.11

5.23

5.36

5.49

5.63

IMPHCO1

4.64

4.65

4.76

4.88

5.00

5.12

5.25

5.38

5.51

5.64

5.78

5.93

MINLIG1

3.53

3.62

3.70

3.80

3.89

3.99

4.08

4.18

4.29

4.39

4.50

4.61

MINNGA1

8.35

8.76

9.43

10.14

10.90

11.72

12.60

13.55

14.57

15.67

16.85

IMPNGA1

11.67

12.24

13.16

14.15

15.22

16.37

17.60

18.93

20.35

21.89

23.54

MINOTH1

17.02

17.85

19.20

20.65

22.20

23.87

25.67

27.61

29.69

31.92

34.33

RNWBIO1

3.76

4.29

4.72

5.32

6.00

6.77

7.64

8.61

9.72

10.96

12.36

13.95

RNWBGS1

2.73

4.15

4.56

5.15

5.81

6.55

7.39

8.34

9.40

10.61

11.97

13.50

RNWBBG1

3.76

4.29

4.72

5.32

6.00

6.77

7.64

8.61

9.72

10.96

12.36

13.95

MINLQD1

17.02

17.85

19.20

20.65

22.20

23.87

25.67

27.61

29.69

31.92

34.33

MINPAX1

7.40

7.69

7.52

7.57

8.08

8.46

8.85

9.23

9.62

10.00

10.38

10.77

IMPURN1

0.78

0.86

0.97

1.10

1.24

1.40

1.57

1.78

2.00

2.26

2.55

17.86

17.00

16.59

16.19

15.80

15.42

15.04

14.68

14.33

13.98

13.64

RNWSMW1

Tab. 4.1. Forecasts of energy type prices in the MARKAL model, own study on the basis of [19]

5. Mechanisms to promote renewable energy Modelling of the RES promotion mechanisms in the MARKAL sources and high-efficiency cogeneration programme was the subject of dissertation [6], and the research Legal regulations concerning mechanisms for the promotion of electricity from renewable energy sources and from high-efficiency cogeneration, have been included in the Energy Law [26] and in Regulations of the Minister of Economy [21, 22]. A document has been drafted to update the legislation – the Law on Renewable Energy Sources [32]. 6

methodology was published in studies [7, 8]. However, these studies were drawn up before the cogeneration support system was implemented. The model assumed the existence of a single category of cogeneration energy certificates of origin (so-called red certificates), but as a result of the introduction of legal provisions in the Act, cogeneration has been divided into three categories, namely, [26]:

Demand Categories (DeMand) NO – quota obligation, electricity from renewable sources NS – quota obligation, electricity from high efficiency cogeneration NY – quota obligation, high efficiency gas fired cogeneration, or P<1 MW NV – quota obligation, high efficiency cogeneration fired with gas released from mines

E10 E30 E50 E60

CNB

CNV

CPB CNY

SPA

1) high efficiency gaseous fuels-fired cogeneration, or cogeneration from a source with total installed capacity below 1 MW (property rights – PMGM) 1a) high efficiency cogeneration – fired with methane released and captured at underground mining works in active, decommissioned or closed hard coal mines (PMMET), or with gas obtained from biomass processing within the meaning of Art. 2 Sect. 1 Point 2 of the Act on bio components and liquid bio fuels (PMBG) 2) other than those in points 1 or 1a (PMEC). Therefore, these various certificates of origin of electricity from high-efficiency cogeneration are taken into account in the MARKAL model, as well as the property rights to them. According to the Rules of the Polish Power Exchange [30], the distribution of the property rights to certificates of origin is as follows: • PMOZE – property rights to certificates of origin for electricity produced from renewable energy sources, the period of generation of which specified in the certificate of origin began before 1 March 2009 • PMOZE_A – property rights to certificates of origin for electricity produced from renewable energy sources, the period of generation of which specified in the certificate of origin began from 1 March 2009 • PMGM – property rights to certificates of origin for electricity produced from cogeneration fired with gaseous fuels or with a total installed electrical capacity up to 1 MW • PMMET – property rights to certificates of origin for electricity produced from cogeneration fired by methane released and captured at underground mining works in active, decommissioned or closed hard coal mines or with gas obtained from biomass processing (introduction of PMBG property rights for the latter is planned) • PMEC – property rights to certificates of origin for electricity produced from remaining cogeneration units. In fig. 5.1 a Reference Energy System was presented for mechanisms to promote renewable energy sources and high-efficiency cogeneration. The mandatory share of energy from renewable sources and cogeneration is expressed by the demand for commodity in the form of property rights, which have been vested with eligible sources. The balance of property rights is complemented with a replacement fee, which is shown in the model by the import option. The replacement fee is paid if a required quota, calculated on the basis of the percentage share, is not met within the required range.

SPO

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

NO NS NY NV NB

NO1 NO2 NS1 NY1 NV1

E80 IMPSPO1

NB1 NV2

IMPCPB1 IMPCNY1 IMPCNV1 IMPCNB1

Fig. 5.1. Reference Energy System for mechanisms to promote renewable energy sources and high-efficiency cogeneration, own study

NB – quota obligation, high efficiency biomass gas fired cogeneration ENT – energy types SPO – certificates of origin for RES energy (PMOZE) CPB – certificates of origin for high efficiency cogeneration energy (PMEC) SPA – certificate of origin for RES energy (PMOZE_A) CNY – certificates of origin for natural gas fired or P<1 MW cogeneration (PMGM) CNV – certificates of origin for methane released from mines fired cogeneration (PMMET) CNB – certificates of origin for biomass gas fired cogeneration (PMBG) CON – Conversion Technologies E10 – commercial thermal plants – hard coal (WK) and lignite (WB) E30 – independent plants – renewable energy sources (RES) E50 – commercial hydro and pumping-storage plants E60 – commercial and independent cogeneration plants E80 – industrial cogeneration plants SRCENCP – Source Energy Type Price Level IMPSPO1 – replacement fee, renewable energy sources IMPCPB1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMEC) IMPCNY1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMGM) IMPCNV1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMMET) IMPCNB1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMBG)

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Energy origin certificate types

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

PMOZE/ PMOZE_A

8.7%

10.4%

12.9%

14.0%

20.0%

30.0%

35.0%

40.0%

45.0%

50.0%

PMEC

21.3%

23.2%

25.0%

PMGM

0.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

7.0%

7.5%

8.0%

8.5%

PMMET/ PMBG

0.0%

0.9%

2.3%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

6.5%

7.0%

Tab. 5.1. Mandatory shares of electricity from renewable energy sources and high -efficiency cogeneration broken by the categories in place at the property rights market (RPM) in the Polish Power Exchange, own study based on [21, 22, 26] (Designations as per [30])

In tab. 5.1 mandatory shares are presented of electricity from renewable sources and high efficiency cogeneration broken down by the categories in place at the property rights market (RPM) in the Polish Power Exchange. These shares have been developed according to regulations [21, 22] for 2009, 2010 and 2015. The 2020-2060 periods are characterized by a forecast, based on the author’s assumptions, of the mandatory shares of different source types. The model assumes the maintenance of support mechanisms across the time frame. It was assumed that by 2050 a 50 per cent share of electricity produced from renewable energy sources should be accomplished in its total sales to end users. The total shares of high efficiency cogeneration are expected at 38.5% and 40.5 % in 2050 and 2060, respectively.

selling price, for Ozm fee (PMGM – cogeneration fired with natural gas or from a source with installed electric capacity below 1 MW) – 30–120%, and for Ozk fee (PMEC – other cogeneration sources) – 15–40%. It has been assumed that the replacement rates in the forecast period will depend on the electricity price set by the model user, which is the average forecast electricity price in the competitive market Oze. In addition, on the basis of draft law [32], from the model year 2015 the replacement fee for RES will be calculated based on the difference of fee rates Ozj – Oze. Ozj fee is expected in 2013 as 470 PLN (2013)/MWh and will be subject to annual indexation. The percentage ratio of substitute fees to electricity prices has been determined on the basis of information [23]. The replacement fee designations are derived from the Act [26]. The average electricity price designation (Oze) is derived from draft act [32].

In tab. 5.2 a forecast of the replacement fees is presented. Data for 2010 is based on information of the President of URE Energy Regulatory Office [23, 31]. The forecast covers the period 20152060. Currently the Energy Law provides for replacement fee limits compared to the average selling price of electricity in the competitive market. The limit for Ozg fee (PMMET cogeneration – fired with methane released from mines or obtained from biomass processing) amounts from 15% to 110% of the average

In tab. 5.3 a forecast of correction factors for renewable energy sources is presented. Based on these factors it is determined how many certificates of energy origin there are per unit of energy (1 MWh) produced in a renewable source. They are assigned to the relevant technologies in the model. A problem is the linear nature of the model, which does not distinguish between the

Replacement fee rates by property rights [PLN(2009)/ MWh]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Ozj (PMOZE/ PMOZE_A)

240

286

447

481

517

556

598

643

692

744

800

860

Oze (average electricity price)

197

199

209

224

241

259

279

300

323

347

373

401

Ozk (PMEC)

Ozg (PMGM)

149

157

168

181

195

209

225

242

260

280

301

Ozm (PMMET/ PMBG)

104

112

120

Tab. 5.2. Forecast of replacement fee rates, own study based on [23, 31, 32]

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Correction factors

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Agricultural biogas 0.2–0.5 MW

1.00

1.50

1.43

1.35

1.28

1.20

1.13

1.00

Agricultural biogas 0.5–1.0 MW

1.00

1.45

1.38

1.30

1.23

1.15

1.08

1.00

Agricultural biogas over 1.0 MW

1.00

1.40

1.33

1.25

1.18

1.10

1.03

1.00

Biogas from sewage treatment plants or landfills

1.00

0.75

0.68

0.60

0.53

0.50

Biomass up to 10 MW

1.00

1.70

1.60

1.50

1.40

1.30

1.20

1.00

Biomass over 10 MW

1.00

1.15

1.08

1.00

Co-firing of biomass with other fuels

1.00

0.30

0.15

0.00

Solar

1.00

2.85

2.40

1.95

1.60

1.50

1.40

1.00

Onshore wind 0.2–0.5 MW

1.00

1.20

1.13

1.05

1.00

Onshore wind over 0.5 MW

1.00

0.90

0.83

0.75

0.68

0.60

Offshore wind

1.00

1.80

1.70

1.50

1.40

1.30

1.00

Hydro 0.075–1 MW

1.00

1.60

1.53

1.45

1.38

1.30

1.23

1.00

Hydro 5–20 MW

1.00

2.00

1.93

1.85

1.78

1.70

1.63

1.00

Hydro over 20 MW

1.00

2.30

2.15

2.00

1.85

1.70

1.55

1.00

Tab. 5.3. Forecasts of correction factors for renewable energy sources, own study on the basis of [32]

unit size, but only between the technology types. Therefore, it is specified in an arbitrary manner, the factors of which should be considered as representative of the generation technologies. For the model year 2010 factors of 2013 are assumed, and for the model year 2015 – factors from 2017. The values of these years come from the Act [32]. The other factors decrease linearly in the model’s subsequent years, in most cases to 1.00.

6. Mechanisms to r educe emissions The following two mechanisms for limiting emissions are mapped in the model. The first of these relates to fees for the use of the environment, the second – to the purchase of emission allowances. The environmental fees are calculated at the rates established in Notice of the Ministry of the Environment [3]. The model considers the fees for emission of the following compounds: carbon dioxide, carbon monoxide, nitrogen oxides, sulphur dioxide, and dust. It also takes account of the fee for groundwater intake. It was assumed that the fee rates in current prices will increase by 20% compared to the previous 5-year period. Assuming a retail price increase, the fee rates are recalculated for 2009 and given in constant prices in tab. 6.1. Modelling of the CO2 emission trading scheme (EU ETS) at the regional power system level was the subject of a dissertation [6]. This mechanism is also included in the model developed

for Poland, but in a modified manner due to the anticipated need to purchase all emission allowances at auctions [33]. The methodology, as in [6], consists in assigning the equivalent CO2 emission rates to generation technologies – representing power plants, cogeneration plants, and heating plants covered by the EU ETS scheme. The emission allowance purchase in the MARKAL model is represented as a cost imposed on an emission equivalent. Due to the lack of allocated allowances, no sale of emission allowances on the market is possible. The forecast of emission allowance prices is presented in tab. 6.2.

7. Database of generation technologies The design of a technical and economic database was another key element of the power system development model. The effect of choosing the right set of technologies and their appropriate description is obtaining reliable optimization results. The database containing a description of the energy conversion technologies has been developed on the basis of available sources, such as: MARKAL-MATTER database built by ECN (The Netherlands) [24], MARKAL-Belgium database [29], biomass based technology details by Vattenfall AB [25], IIASA CO2DB [28], UK MARKAL [27] and based on the author’s own research [6]. Technical and economic data for III + generation nuclear power plants is taken from the author’s study [34]. The new technologies 9

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Environmental fees – constant prices [PLN (2009)/kg]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Dust

0.2700

0.3122

0.3277

0.3440

0.3611

0.3791

0.3980

0.4178

0.4385

0.4603

0.4832

0.5073

SOx

0.4100

0.4683

0.4916

0.5160

0.5417

0.5687

0.5969

0.6266

0.6578

0.6905

0.7249

0.7609

NOx

0.4100

0.4683

0.4916

0.5160

0.5417

0.5687

0.5969

0.6266

0.6578

0.6905

0.7249

0.7609

0.1100

0.1073

0.1127

0.1183

0.1241

0.1303

0.1368

0.1436

0.1507

0.1582

0.1661

0.1744

CO2

0.0002

0.0003

0.0004

Groundwater intake

0.0001

0.0002

Tab. 6.1. Forecast of environmental fees, own study based on [3]

Emission allowances – constant prices [PLN (2009)/ kg]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

CO2 emission allowances

0.0000

0.0662

0.1738

0.1824

0.1915

0.2010

0.2110

0.2215

0.2326

0.2441

0.2563

SOx emission allowances

0.0000

4.3115

4.5259

4.7511

4.9874

5.2355

5.4959

5.7693

6.0562

6.3575

6.6737

NOx emission allowances

0.0000

4.3115

4.5259

4.7511

4.9874

5.2355

5.4959

5.7693

6.0562

6.3575

6.6737

Tab. 6.2. Prices of CO2, SOx and NOx emission allowances in Poland, own study based on [33]

database complements the set of information on the existing power plants, the technological units of which are partly based on the parameters obtained from the sources listed above. A major drawback of the above-mentioned databases, excluding Vattenfall and IIASA CO2DB, is the lack of a description of emission rates per unit of energy produced. To account for polluting emissions in the power sector, the rates of emissions per input energy unit were taken from IIASA CO2DB. These rates were developed for each fuel, boiler type (or technology) and flue gas cleaning plant. Data on the planned investments in new power plants, greenfield and retrofit projects alike, has been taken from ”PSE- Operator SA Development Plan until 2025” [1]. The quantitative restrictions on electricity imports and exports are based on historical data published in ARE SA statistics [4]. The fixed unit operation and maintenance (fixed O&M) cost rate is expressed in EUR (2009) / kW / year and designated as TCH_FIXOM. The rates have been determined on the basis of UK MARKAL model data, by converting them from British Pounds

(GBP) to Euro (EUR) at the exchange rate as of 1 January 2009. Similarly converted is the unit capital expenditure rate expressed in Euro (2009)/kW and designated as TCH_INVCOS, and the unit variable operating costs (excluding fuel – variable O&M) costs, expressed in Euro (2009) / GJ and designated as TCH_VAROM.

8. Summary In the next part of the series an analysis of the results obtained for two variants of the demand for electricity – A and B will be presented. The results will concern in particular: investment in new generating units with the required capital expenditures, and the installed electric capacity and the electricity output mixes. Further research will involve, among other things, expansion of the power system model, connection feasibility study of the generation sources identified by the MARKAL model, and analysis of the scenarios of mechanisms to promote renewable energy sources and to reduce CO2, SOX and NOX emissions.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Symbol

Name

CEN/ DCN

BAS/ NBN/ XLM/ STG/ PEAK

ELE/ HPL/ CPD/ STG

First year available

Technical lifetime

–

Efficiency Unit fixed of electriAnnual Unit capex O&M availability city / heat generation

EUR/kW

EUR/ kW/a

Unit variable O&M (without fuel)

Contribution to peak demand

Cogeneration rate

EUR/GJ

GJ/GJ

E11

hard coal fired commercial plants

CEN

BAS

CPD

2005

0.879

37%

863

19.7

0.23

1.00

19,06

E12

lignite fired commercial plants

CEN

BAS

CPD

2005

0.873

37%

863

19.7

0.23

1.00

36,47

E1A

CEN

BAS

ELE

2015

0.9

43%

981

19.2

0.35

0.90

none

E1B

CEN

BAS

ELE

2010

0.9

43%

981

19.2

0.35

0.90

none

hard coal fired commercial thermal plants – new (2010–2025) lignite fired commercial thermal plants – new (2010–2025)

E1D IGCC CCS – HC

CEN

BAS

ELE

2020

0.9

40%

1365

29.3

0.00

0.90

none

E1E

CEN

BAS

ELE

2020

0.9

45%

1537

29.3

0.00

0.90

none

E2A

CEN

BAS

ELE

2025

0.83

35%

3529

103.1

0.56

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2040

0.83

48%

3384

93.1

0.00

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2040

0.83

35%

3384

93.1

0.63

0.90

none

8 9

PF CCS – HC

new nuclear plants with PWR reactors (2025–2030) IV Gen. Nuclear – GTMHR (U235 E2B enrichment 19%) IV Gen. Nuclear – PBR Pebble bed E2C reactor (U235 enrichment 9%)

E31

through-flow hydro – independent

DCN

NBN

ELE

2005

100

0.5

34%

1636

163.6

0.00

0.51

none

E33

wind

DCN

NBN

ELE

2005

0.5

40%

1483

50.8

0.00

0.43

none

E34

biogas

DCN

NBN

ELE

2005

0.8

58%

902

7.9

0.63

0.80

none

E35

biomass

DCN

NBN

ELE

2005

0.8

44%

1777

74.4

0.15

0.80

none

E3A wind – new (2010-2025)

DCN

XLM

ELE

2010

40%

761

30.5

0.63

0.23

none

E3B

wind – offshore

CEN

XLM

ELE

2020

40%

1975

39.5

0.81

0.43

none

E3C PV photovoltaic

CEN

XLM

ELE

2015

40%

7135

0.0

0.85

0.00

none

E3D energy crop gasification (biomass)

DCN

BAS

ELE

2015

0.83

44%

1777

74.4

0.11

0.90

none

DCN

BAS

ELE

2020

0.83

58%

902

7.9

0.44

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2030

0.83

34%

2555

111.7

0.00

0.90

none

DCN

BAS

ELE

2020

0.83

47%

2362

69.9

0.00

0.90

none

18 19 20

gas/steam GTCC with biomass E3E gasification gas/steam GTCC with biomass gasiE3F fication and CO 2 sequestration (after 2030) energy crop gasification (biomass) E3G – newer

E3H biogas engine

DCN

BAS

ELE

2015

0.57

27%

1105

16.9

0.15

0.90

none

E3J

CEN

BAS

ELE

2015

0.52

28%

1253

0.0

0.63

1.00

none

E4A

CEN

PEAK

ELE

2015

55%

451

7.9

0.81

0.90

none

E4B

CEN

BAS

ELE

2015

0.83

55%

451

7.9

0.63

0.90

none

municipal waste fired steam turbine intervention gas sources (2015–2025) natural gas fired commercial thermal plants – new (2010–2025)

E4C steam/gas GTCC with CCS

DCN

BAS

ELE

2020

0.83

47%

778

13.6

23.69

0.90

none

E4E

natural gas fuel cells

DCN

NBN

ELE

2020

0.5

40%

1879

0.0

0.00

0.90

none

E52

other commercial hydro (natural inflow)

CEN

NBN

ELE

2005

0.5

40%

1636

163.6

0.00

1.00

none

E53

pumped storage

CEN

STG

2005

0.5

67%

1821

1.5

0.76

1.00

none

E55

hydro with pumped segment

CEN

NBN

ELE

2005

0.5

40%

1636

163.6

0.00

1.00

none

E64

commercial CHP – EC1

CEN

NBN

CPD

2005

0.95

29%

882

14.7

0.81

0.85

0.59

E65

commercial CHP – EC2

CEN

NBN

CPD

2005

0.95

33%

882

14.7

0.81

0.85

0.93

E66

commercial CHP – EC3

CEN

NBN

CPD

2005

0.95

23%

882

14.7

0.81

0.85

0.48

E67

commercial CHP – EC4

CEN

NBN

CPD

2005

0.95

18%

882

14.7

0.81

0.85

0.30

E68

independent CHP – ECN

CEN

NBN

CPD

2005

0.95

15%

882

14.7

0.81

0.85

0.31

DCN

NBN

CPD

2015

0.44

11%

882

14.7

0.35

0.50

0.20

DCN

NBN

CPD

2015

0.67

27%

756

0.5

0.35

0.50

0.51

35 36 37

hard coal fired commercial CHP – E6A new (2010–2025) natural gas fired commercial CHP – E6B new (2010–2025) BIO fired commercial CHP – new E6C (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

0.55

16%

3384

56.4

0.63

0.50

0.27

E6D biogas CHP (new)

DCN

NBN

CPD

2015

0.46

35%

1128

0.5

0.00

0.50

0.90

E6E

DCN

NBN

CPD

2020

0.9

49%

972

0.0

0.53

0.90

2.46

fuel cells CHP (natural gas)

E6F

gas microturbine CHP (<120 kW)

DCN

NBN

CPD

2015

0.7

33%

2792

0.0

0.15

0.50

0.70

E81

industrial hard coal CHP

DCN

NBN

CPD

2005

0.95

14%

882

14.7

0.81

0.85

0.20

E82

industrial natural gas CHP

DCN

NBN

CPD

2005

0.95

756

0.5

1.09

0.85

0.18

E83

industrial biomass biogas CHP

DCN

NBN

CPD

2005

0.95

14%

1128

0.5

1.74

0.85

0.19

E84

other fuel industrial CHP

DCN

NBN

CPD

2005

0.95

14%

883

14.7

0.81

0.85

0,21

H10

commercial heat

CEN

none

HPL

2005

0.9

80%

100

0.00

1.00

none

H20

non-commercial heat

DCN

none

HPL

2005

0.9

78%

130

2.6

0.00

1.00

none

H31

industry

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H32 services

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none 11

H33

households

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H34

agriculture

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Symbol

Name

CEN/ DCN

BAS/ NBN/ XLM/ STG/ PEAK

ELE/ HPL/ CPD/ STG

First year available

Technical lifetime

–

Efficiency Unit fixed of electriAnnual Unit capex O&M availability city / heat generation

EUR/kW

EUR/ kW/a

Unit variable O&M (without fuel)

Contribution to peak demand

Cogeneration rate

EUR/GJ

GJ/GJ

H10

commercial heat

CEN

none

HPL

2005

0.9

80%

100

0.00

1.00

none

H20

non-commercial heat

DCN

none

HPL

2005

0.9

78%

130

2.6

0.00

1.00

none

H31

industry

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H32 services

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H33

households

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H34

agriculture

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H40

individual – to complete heat balance

DCN

none

HPL

2005

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

H1A natural gas heat

CEN

none

HPL

2010

0.69

64%

756

2.9

0.00

0.50

none

H1B

geothermal heat

CEN

none

HPL

2020

0.64

70%

2387

48.5

0.70

0.63

none

H1C

solar heat

H1D biomass heat

CEN

none

HPL

2015

0.083

25%

620

6.3

1.74

0.00

none

CEN

none

HPL

2010

0.5

75%

902

18.0

5.89

1.00

none

Tab. 7.1. Technical and economic data of generation technologies in the MARKAL model, own study based on [24, 25, 27, 29] CEN – centralized, DCN – decentralized BAS – baseload, NBN – non-baseload, independent of weather, XLM – dependent on weather, STG – storage, PEAK – peak, ELE – power plants, HPL – heating plants, CPD – cogeneration plants or plants adapted to heat output.

REFERENCES 1. Plan rozwoju PSE Operator SA do 2025 roku [PSE- Operator SA Development Plan until 2025], PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2010. 2. Zapotrzebowanie mocy w KSE [Power demand in the NPS], PSE Operator SA [online], Konstancin-Jeziorna 2012, http://www.pseoperator.pl/index.php?dzid=77. 3. Obwieszczenie ministra środowiska z dnia 4 października 2010 roku w sprawie wysokości stawek opłat za korzystanie ze środowiska na rok 2011 [Notice of the Minister of the Environment of 4 October 2010 on the rates of fees for the use of the environment in 2011], Monitor Polski 2010, issue 74, item 945. 4. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2001-2009 [Polish Power Sector Electricity Statistics 2001]–2009], ARE SA Energy Market Agency, Warsaw 2002–2010. 5. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego [Polish Heat Sector Electricity Statistics 2007–2009], ARE SA Energy Market Agency, Warsaw 2008–2010. 6. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii [Modeling the development of regional power systems, with particular emphasis on bioenergy], doctoral dissertation, Gdańsk University of Technology, Gdańsk 2006. 7. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii [Modeling the development of power systems including mechanisms to promote renewable energy sources], Archiwum Energetyki 2007, vol. XXXVII, Specjal Issue: XII International Scientific Conference ”Current Problems in Power Engineering – APE07”, 2007, Polish Academy of Sciences, Committee for Energy Studies, Gdańsk 2007.

8. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych [Mapping mechanisms for the promotion of renewable energy sources in power system development models], Rynek Energii, April 2007, issue 2(69), pp. 41–47, Kaprint. Lublin 2007. 9. Obwieszczenie ministra gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 roku w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej [Notice of the Minister of Economy of 12 December 2007 on the assessment report on the progress made in increasing the share of electricity produced from high-efficiency cogeneration in the country’s total electricity production], Monitor Polski year 2008, issue 1, items 11 and 12. 10. Prognoza ludności na lata 2008–2035 [Population forecasts for 2008–2035], GUS Central Statistical Office, Warsaw 2009. 11. Prognoza gospodarstw domowych na lata 2008–2035 [Households forecasts for 2008-2035], GUS Central Statistical Office, Warsaw 2009. 12. Stan i prognoza koniunktury gospodarczej issue 71, The Gdańsk Institute for Market Economics, August 2011. 13. Polska – wskaźniki makroekonomiczne [Poland – macroeconomic indicators] (PKD 2007), GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 14 September 2011, www.stat.gov.pl. 14. Budownictwo mieszkaniowe 1991–2011 [Housing development 1991–2011], GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 16 September 2011, www.stat.gov.pl. 15. Gospodarka mieszkaniowa w 2009 [Housing management in 2009], GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 16 November 2010, www.stat.gov.pl. 16. Infrastruktura komunalna w 2009 [Municipal infrastructure in 2009], GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 15 November 2010, www.stat.gov.pl.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

17. Strategia Rozwoju Kraju 2007–2015 [The National Development Strategy 2007-2015], Ministry of Regional Development, Warsaw, November 2006. 18. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku [Polish Energy Policy until 2030], Ministry of Economy, Warsaw 2009. 19. World Energy Outlook 2009, OECD/IAE 2009. 20. World Energy Outlook 2010, OECD/IAE 2010. 21. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 roku w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji [Regulation of the Minister of Economy of 26 July 2011 on the method to calculate data presented in the application for a certificate of origin from cogeneration, and the specific obligation to obtain and present to redeem these certificates, pay the replacement fee and to confirm the data on the electricity output from high-efficiency cogeneration], J. of L. 2011, issue 176, item 1052. 22. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii [Regulation of the Minister of Economy of 14 August 2008 on the detailed scope of the responsibilities to obtain and present for redemption the certificates of origin, to pay the replacement fee, to purchase electricity and heat produced from renewable energy sources, and the responsibility to confirm the data on the amount of electricity generated from renewable energy sources], J. of L. 2008, issue 156, item. 969. 23. Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 15/2012 w sprawie jednostkowych opłat zastępczych dla kogeneracji obowiązujących w 2013 roku. [Information of the President of the Energy Regulatory Office No. 15/2012 on the unit replacement fees for CHP in 2013]. 24. ETSAP, Energy Technology Systems Analysis Programme, MARKAL MATTER Model Database 4.2. Input Data Technologies and Processes [online], Torino 2005, http://www.etsap.org/markal/matter/data/ main.html. 25. Münter M., Hinderson A., Sustainable Energy in Poland – Vattenfall In-Kind Contribution (I), Vattenfall Utveckling AB. Stockholm, Sweden 2003.

26. Prawo energetyczne [The energy law], Act of April 10, 1997. 27. UK MARKAL Model v3.24: Documentation [online], http://www.ukerc.ac.uk/support/tiki-index. php?page=ES_MARKAL_Documentation_2010. 28. Strubegger M. et al., CO2DB Manual Version 2.0. IIASA, Laxenburg, Austria 1999. 29. CES KUL, CES KULeuven – VITO, Federal Office for Scientific, Technical and Cultural Affairs, The Belgian Markal Database, Brussels 2001. 30. Regulamin rejestru świadectw pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii SA [Rules of the Register of certificates of origin maintained by the Polish Power Exchange], The consolidated text adopted by the resolution of the Board No. 142/28/11 dated 18 July 2011, entered into force on 1 August 2011. 31. President of the Energy Regulatory Office, Information 2/2012 on the unit replacement fee to be used to calculate the replacement fee in the implementation of the obligation referred to in Article 9a Sect. 1 and 2 of the Energy Law for 2012, Warsaw, February 8, 2012. 32. The Law on renewable energy sources – the draft of 20 December 2011, Ministry of Economy, Energy Department, Warsaw 2011. 33. Miłek M., Problemy z pakietem klimatyczno-energetycznym [Problems with the Climate and Energy Package], KIG National Chamber of Commerce, Chamber of Energy and Environmental Protection, Warsaw 2012. 34. Jaskólski M., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni jądrowej [Cost analysis of electricity generation in nuclear power plants], XV International Conference ”Present-Day Problems of Power Engineering APE ’11”, Jurata 2011, Conference proceedings, Gdańsk 2011. 35. (PEP2030, 2011) ARE SA Energy Market Agency, Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 [Updated forecasts of demand for fuels and energy until 2030], Warsaw, September 2011. 36. Dąsal K., Popławski T., Rusek K., Ocena długoterminowych prognoz zużycia energii i mocy szczytowych w systemach elektroenergetycznych [Assessment of long-term forecasts of energy consumption and peak powers in power systems], Polityka Energetyczna 2011, vol. 14, book 2. 37. (RAPORT2050) Impact assessment of the establishment of the objectives of deep reductions in greenhouse gas emissions in the EU by 2050, with particular consideration of the electricity generation decarbonisation effects for Poland – SYNTHESIS, System Research of EnergSys Sp. z o.o. commissioned by Polish Electricity Committee, version of 14 June 2010, Warsaw, Poland, June 2010.

Marcin Jaskólski Gdańsk University of Technology e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His scientific interests, besides integrated modelling of power system development, include the use of renewable energy resources and nuclear power generation.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–13. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zastosowanie modelu MARKAL do optymalizacji struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w długoterminowym horyzoncie czasowym Część II. Założenia modelu i prognozy Autor

Marcin Jaskólski

Słowa kluczowe

MARKAL, planowanie energetyczne, prognozy energetyczne

Streszczenie

Niniejszy artykuł, będącym kontynuacją cyklu o tej tematyce, przedstawiona założenia modelu rozwoju systemu energetycznego w zakresie struktury technologicznej wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, w perspektywie długoterminowej, do 2060 roku. Model ten oparty jest na strukturze matematycznej pakietu optymalizacyjnego MARKAL. Opracowano m.in. prognozę zapotrzebowania finalnego na energię elektryczną i ciepło, aktualną strukturę mocy i produkcji energii elektrycznej w Polsce oraz prognozę wyłączania mocy w istniejących elektrowniach i elektrociepłowniach. Opracowanie zawiera również zestawienie wskaźników techniczno-ekonomicznych technologii energetycznych rozpatrywanych w modelu. Autor nie ponosi odpowiedzialności za skutki wykorzystania przedstawionych wyników badań.

W rozdziale 7 zawarto zestawienie wskaźników techniczno-ekonomicznych technologii energetycznych wybranych do analizy.

Prognozy ﬁnalnego zapotrzebowania na energię elektryczną 300 Prognozy

Dane statystyczne (historyczne) 250

233

253

182

TWh/a

164 150 106

108

104

109

1995

2000

122

116

129

119

105

100

140 139

152

178

175 168 168 161 157 152

259

265

241

200 200

2. Prognozy finalnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło Określenie bieżącego i przyszłego finalnego zapotrzebowania na energię jest jednym z najważniejszych założeń przyjmowanych w bilansowym modelu systemu energetycznego, budowanym za pomocą pakietu MARKAL. W modelu dla Polski określono finalne zużycie energii elektrycznej i ciepła oraz wyznaczono prognozę zapotrzebowania na te nośniki. Prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną opracowano w dwóch wariantach – A i B. Sporządzono ją na podstawie bilansu energii elektrycznej w krajowej gospodarce w latach 1985–2010, w odstępach pięcioletnich [4] oraz na podstawie danych o liczbie ludności i wartości PKB [10, 12, 13]. Opiera się ona na zmianach wskaźników zużycia energii elektrycznej na jednostkę PKB oraz na jednostkę ludności z uwzględnieniem zmniejszenia elektrochłonności PKB oraz zwiększenia wskaźnika zużycia per capita. Problematykę długoterminowego prognozowania zapotrzebowania na energię podejmowano w pracy [36]. Prognozę w obu wariantach porównano z wynikami aktualizacji prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię na potrzeby „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” [35] oraz prognozą opracowaną w Raporcie 2050 dla Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE), opublikowaną w streszczeniu decyzyjnym [37]. Rezultaty prognozowania przedstawiono na rys. 2.1. Dane na temat bieżącego finalnego zapotrzebowania na ciepło niskotemperaturowe zostały zaczerpnięte ze statystyk ciepłownictwa polskiego ARE SA [5]. Prognozę zapotrzebowania na ciepło opracowano na podstawie prognozy budownictwa

244

218 182

217 203 182 178

176

0 1985

1990

2005

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

(MARKAL-PL - A) Zużycie ﬁnalne

(MARKAL-PL - B) Zużycie ﬁnalne

(MG PEP2030, 2011) Zużycie ﬁnalne

(Raport 2050 - Referencyjny) Zużycie ﬁnalne

(Raport 2050 - Transportowy) Zużycie ﬁnalne

(Raport 2050 - Efektywny) Zużycie ﬁnalne

2050

2055

2060

Rys. 2.1. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce do 2060 roku, opracowanie własne na podstawie danych ARE SA [4] i GUS [10, 12, 13] oraz zaczerpnięte z [35] i [37]

Prognoza ﬁnalnego zapotrzebowania na ciepło 1000

907

911

920

915

906

898

895

162

161

159

150

144

133

129

900 800

866 121

822 116

700

792 735

108

103

713 98

600

PJ/a

1. Wprowadzenie Niniejszy artykuł stanowi kontynuację cyklu o tematyce modelowania rozwoju struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, w długoterminowym horyzoncie czasowym, do 2060 roku. Przedstawiono w nim najważniejsze założenia modelu energetycznego MARKAL dla Polski (MARKAL-PL). W rozdziale 2 zaprezentowano prognozy finalnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło. Prognozę popytu na energię elektryczną opracowano w wariantach A i B. Z kolei rozdział 3 zawiera prognozę struktury mocy zainstalowanej w blokach energetycznych istniejących elektrowni. Wyłączanie istniejących bloków energetycznych nie podlega optymalizacji, gdyż zmienna odpowiadająca przyrostowi mocy danej technologii nie może przyjmować wartości ujemnych. Wycofanie mocy może być modelowane poprzez parametr modelu, w którym określa się, ile tej mocy w technologicznej grupie elektrowni, istniejących przed pierwszym rokiem analizy modelowej, pozostaje w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) w kolejnych latach analizy. W przypadku inwestycji w nowe jednostki, które nie były zainstalowane przed pierwszym rokiem analizy, wycofanie mocy następuje po upływie okresu eksploatacji właściwego dla danej technologii. W rozdziale 4 przedstawiono prognozę cen paliw i energii. Rozdział 5 zawiera założenia dotyczące obowiązkowego udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji. Ponadto opracowano prognozę zmian współczynników korekcyjnych dla świadectw pochodzenia energii z różnego rodzaju źródeł odnawialnych oraz prognozę stawek opłat zastępczych dla każdego typu świadectw – z OZE i kogeneracji. Prognozy stawek opłat za użytkowanie środowiska i cen uprawnień do emisji CO2, SOX i NOX zaprezentowano w rozdziale 6.

500

462

469

483

502

509

531

541

534

502

400

494

451

443

300 200 100

283

282

278

263

253

234

226

212

204

190

181

172

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Przemysł, budownictwo i rolnictwo

Gospodarstwa domowe

Usługi

RAZEM

Rys. 2.2. Prognoza finalnego zapotrzebowania na ciepło w Polsce do 2060 roku, opracowanie własne na podstawie danych [9–17]

mieszkaniowego (sektor mieszkaniowy) oraz zmian PKB i jego energochłonności (przemysł i usługi). Do tego celu wykorzystano dane Głównego Urzędu Statystycznego [10–17] oraz założenia zawarte w opracowaniu [9]. Prognozę zapotrzebowania na ciepło w Polsce do 2060 roku przedstawiono na rys. 2.2. Założono jedną, wspólną dla wariantów A i B, prognozę zapotrzebowania na ciepło.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

3. Prognoza struktury mocy zainstalowanej w istniejących jednostkach wytwórczych zainstalowanych w KSE Sporządzenie bilansu energii w roku początkowym (2009) i zebranie danych o istniejącej przed tym rokiem strukturze wytwarzania i jej starzeniu się w rozpatrywanym horyzoncie czasowym ma istotne znaczenie dla bilansowego modelu rozwoju rzeczywiście istniejącego systemu energetycznego. W tym celu skorzystano z danych ARE SA [4] o produkcji energii elektrycznej i mocy osiągalnej w poszczególnych elektrowniach cieplnych zawodowych, a także ogólnie w elektrociepłowniach przemysłowych, elektrowniach wodnych i szczytowo-pompowych oraz odnawialnych źródłach energii. Ponadto oszacowano moc zainstalowaną i roczną produkcję ciepła w ciepłowniach zawodowych, ciepłowniach niezawodowych oraz źródłach lokalnych i indywidualnych [9]. Opierając się na informacjach zaczerpniętych z „Planu rozwoju PSE-Operator SA do roku 2025” [1] oraz na własnych założeniach, Ceny stałe EUR (2009)/GJ

2009

2010

Prognoza zamian mocy zainstalowanej w blokach energetycznych elektrowni istniejących Prognoza wymaganej maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzględnieniem rezerwy w KSE (19%) 70 000

60 000

Dane statystyczne (historyczne)

Prognozy 51 955

54 414

57 538

58 872

44 880 40 886

40 000

56 323

48 726

50 000

35 876

35 432

Prognoza popytu na ciepło zakłada, że przyrosty zapotrzebowania będą kompensowane poprzez zastosowanie technologii o wyższej efektywności użytkowania ciepła. W efekcie zapotrzebowanie powinno utrzymać się na poziomie przekraczającym 900 PJ/a do 2025 roku, po czym powinno spadać aż do 713 PJ/a w 2060 roku. Uwzględnienie zapotrzebowania na ciepło w modelu optymalizującym strukturę wytwarzania energii elektrycznej jest istotne z punktu widzenia wykorzystania kogeneracji.

32 736

37 081 35 470

37 793

39 311

40 053

40 771

40 730

40 084

39 440

1 886

1 580

1 080

2050

2055

2060

36 501

32 214

30 000

27 544 24 085 17 167

20 000

13 082 8 328

10 000

4 440

0 2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Elektrownie cieplne zawodowe

Elektrociepłownie zawodowe i niezależne

Elektrownie wodne zawodowe

Elektrociepłownie przemysłowe

Elektrownie niezależne - OZE

Moc zainstalowana jednostek istniejących

(MARKAL-PL - A) Wymagana moc dyspozycyjna z uwzględnieniem rezerwy (19%)

(MARKAL-PL - B) Wymagana moc dyspozycyjna z uwzględnieniem rezerwy (19%)

Rys. 3.1. Prognoza struktury mocy zainstalowanej w istniejących blokach energetycznych w Polsce do 2060 roku oraz prognoza wymaganej maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzględnieniem rezerwy w KSE (opracowanie własne na podstawie danych [1, 2, 4])

bazujących na roku zainstalowania i modernizacji urządzeń energetycznych, określono rok wyłączenia poszczególnych elektrowni. Prognozę wymaganej maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzględnieniem rezerwy w KSE wyznaczono na podstawie prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną oraz korzystając z jej rozkładu w czasie. Prognozę struktury mocy zainstalowanej w istniejących blokach energetycznych oraz prognozę maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzględnieniem rezerwy w KSE w latach 2010–2060 przedstawiono na rys. 3.1. Lata 2009 i 2010 zawierają dane statystyczne i nie są objęte prognozą. W modelu MARKAL-PL istniejące elektrownie cieplne zawodowe i przemysłowe zostały pogrupowane według klasyfikacji zaproponowanej w statystykach ARE SA [4]. W każdej grupie zebrano dane: o jednostkowym zużyciu paliwa

2015

2020

2025

2030

2035

brutto i netto do obliczenia sprawności wytwarzania energii, o produkcji ciepła w skojarzeniu z energią elektryczną oraz w kotłach ciepłowniczych, produkcji energii elektrycznej oraz mocy zainstalowanej. Dodatkowo, na podstawie danych ARE SA o całkowitych emisjach dla każdej grupy elektrowni, wprowadzono wskaźniki emisji na jednostkę wyprodukowanej energii. 4. Prognozy cen paliw i energii W modelu MARKAL ceny paliw są odniesione do jednostki energii zgromadzonej w paliwie, tzn. wyrażone są w EUR(2009)/ GJ. Dlatego, oprócz ceny za jednostkę masy lub objętości, wymagana jest znajomość albo wartości opałowej paliwa, albo gęstości energii w nim zgromadzonej. Wskaźniki zmian cen energii opracowano m.in. na podstawie World Energy Outlook 2009 i 2010 [19]. Prognozowane ceny paliw wyrażone są w cenach stałych, w jednostkach monetarnych z 2009 roku. Przedstawiono je w tab. 4.1. 5. Mechanizmy promowania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji Regulacje prawne, dotyczące mechanizmów promowania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, zostały zapisane w ustawie Prawo energetyczne [26] oraz w rozporządzeniach ministra gospodarki [21, 22]. Przygotowywany jest dokument aktualizujący przepisy – ustawa o odnawialnych źródłach energii [32].

2040

2045

2050

2055

2060

IMPELC1

13,70

13,81

14,49

15,58

16,76

18,02

19,38

20,84

22,41

24,10

25,91

27,86

IMPELC2

16,43

16,58

17,39

18,70

20,11

21,62

23,25

25,00

26,89

28,91

31,09

33,44

EXPELC1

10,96

11,05

11,59

12,47

13,41

14,42

15,50

16,67

17,93

19,28

20,73

22,29

MINHCO1

4,40

4,41

4,52

4,63

4,75

4,86

4,98

5,11

5,23

5,36

5,49

5,63

IMPHCO1

4,64

4,65

4,76

4,88

5,00

5,12

5,25

5,38

5,51

5,64

5,78

5,93

MINLIG1

3,53

3,62

3,70

3,80

3,89

3,99

4,08

4,18

4,29

4,39

4,50

4,61

MINNGA1

8,35

8,76

9,43

10,14

10,90

11,72

12,60

13,55

14,57

15,67

16,85

IMPNGA1

11,67

12,24

13,16

14,15

15,22

16,37

17,60

18,93

20,35

21,89

23,54

MINOTH1

17,02

17,85

19,20

20,65

22,20

23,87

25,67

27,61

29,69

31,92

34,33

RNWBIO1

3,76

4,29

4,72

5,32

6,00

6,77

7,64

8,61

9,72

10,96

12,36

13,95

RNWBGS1

2,73

4,15

4,56

5,15

5,81

6,55

7,39

8,34

9,40

10,61

11,97

13,50

RNWBBG1

3,76

4,29

4,72

5,32

6,00

6,77

7,64

8,61

9,72

10,96

12,36

13,95

MINLQD1

17,02

17,85

19,20

20,65

22,20

23,87

25,67

27,61

29,69

31,92

34,33

MINPAX1

7,40

7,69

7,52

7,57

8,08

8,46

8,85

9,23

9,62

10,00

10,38

10,77

IMPURN1

0,78

0,86

0,97

1,10

1,24

1,40

1,57

1,78

2,00

2,26

2,55

17,86

17,00

16,59

16,19

15,80

15,42

15,04

14,68

14,33

13,98

13,64

RNWSMW1

Tab. 4.1. Prognozy cen nośników energii w modelu MARKAL, opracowanie własne na podstawie [19] IMPELC1 – import energii elektrycznej, IMPELC2 – import energii elektrycznej, EXPELC1 – eksport energii elektrycznej, MINHCO1 – wydobycie węgla kamiennego, IMPHCO1 – import węgla kamiennego, MINLIG1 – wydobycie węgla brunatnego, MINNGA1 – wydobycie gazu ziemnego, IMPNGA1 – import gazu ziemnego, MINOTH1 – pozyskanie innych paliw, RNWBIO1 – pozyskanie biomasy, RNWBGS1 – pozyskanie biogazu, RNWBBG1 – pozyskanie biomasy i biogazu, MINLQD1 – pozyskanie paliw ciekłych, MINPAX1 – pozyskanie innych paliw, IMPURN1 – import uranu, RNWSMW1 – pozyskanie odpadów komunalnych stałych

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Rodzaj świadectw pochodzenia energii PMOZE/ PMOZE_A

2009

E10

CNB

CNV

SPA

SPO

• PMEC – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w pozostałych jednostkach kogeneracyjnych.

CPB CNY

Modelowanie mechanizmów promowania OZE w programie MARKAL było przedmiotem rozprawy [6], a metodyka badawcza została opublikowana w pracach [7, 8]. Prace te jednak powstały, zanim wdrożono system wsparcia kogeneracji. Model zakładał istnienie pojedynczej kategorii świadectw pochodzenia energii z kogeneracji (tzw. czerwonych certyfikatów), ale w efekcie wprowadzenia zapisów prawnych w ustawie kogeneracja została podzielona na trzy kategorie, mianowicie [26]: 1) wysokosprawna kogeneracja opalana paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW (prawa majątkowe – PMGM) 1a) wysokosprawna kogeneracja opalana metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego (PMMET) lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (PMBG) 2) inna niż wymieniona w pkt 1 i 1a (PMEC). Dlatego uwzględniono różne świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w modelu MARKAL oraz prawa majątkowe do nich. Według regulaminu Towarowej Giełdy Energii SA [30] podział praw majątkowych do świadectw pochodzenia jest następujący: • PMOZE – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się przed 1 marca 2009 roku • PMOZE_A – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się od 1 marca 2009 roku • PMGM – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW • PMMET – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy (dla tych ostatnich planowane wprowadzenie praw majątkowych PMBG)

NO NS NY NV NB

NO1

E30

NO2

E50

NS1 NY1

E60

NV1 NB1

E80

NV2

IMPSPO1 IMPCPB1 IMPCNY1 IMPCNV1 IMPCNB1

Rys. 5.1. Energetyczny System Odniesienia dla mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji, opracowanie własne

Na rys. 5.1 przedstawiono Energetyczny System Odniesienia dla mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji. Obowiązkowy udział energii z OZE i kogeneracji został wyrażony za pomocą zapotrzebowania na towar w postaci praw majątkowych, które uzyskują źródła do tego uprawnione. Dopełnieniem bilansu praw majątkowych jest opłata zastępcza, którą przedstawiono w modelu za pomocą opcji importu. Opłata zastępcza jest uiszczana, jeżeli obowiązek kwotowy, obliczany na podstawie udziału procentowego, nie jest spełniony w wymaganym zakresie. Kategorie Zapotrzebowania (DeMand) NO – kwotowy obowiązek, energia elektryczna z OZE NS – kwotowy obowiązek, energia elektryczna z wysokosprawnej kogeneracji NY – kwotowy obowiązek, wysokosprawna kogeneracja gazowa lub P<1 MW NV – kwotowy obowiązek, wysokosprawna kogeneracja na metan uwalniany z kopalń NB – kwotowy obowiązek, wysokosprawna kogeneracja na gaz z biomasy ENT – nośniki energii (ang. energy types) SPO – świadectwa pochodzenia energii z OZE (PMOZE)

CPB – świadectwa pochodzenia energii z wysokosprawnej kogeneracji (PMEC) SPA – świadectwa pochodzenia energii z OZE (PMOZE_A) CNY – świadectwa pochodzenia, kogeneracja na gaz ziemny i dla P<1 MW (PMGM) CNV – świadectwa pochodzenia, kogeneracja na metan uwalniany z kopalń (PMMET) CNB – świadectwa pochodzenia, kogeneracja na gaz z biomasy (PMBG) CON – Technologie przetwarzania energii (ang. conversion technologies) E10 – el. cieplne zawodowe – węgiel kamienny (WK) i brunatny (WB) E30 – el. niezależne – odnawialne źródła energii (OZE) E50 – el. wodne i szczytowo-pompowe zawodowe E60 – ec. zawodowe i niezależne E80 – ec. przemysłowe SRCENCP – Opcje pozyskania energii (ang. source energy carrier price level) IMPSPO1 – opłata zastępcza, odnawialne źródła energii IMPCPB1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMEC) IMPCNY1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMGM) IMPCNV1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMMET) IMPCNB1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMBG) W tab. 5.1 przedstawiono obowiązkowe udziały energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji w podziale funkcjonującym na rynku praw majątkowych (RPM), w ramach Towarowej Giełdy Energii SA. Udziały te opracowano wg rozporządzeń [21, 22] dla lat 2009, 2010 i 2015. Okresy 2020–2060 charakteryzują się prognozowanym, na podstawie założeń autora, obowiązkowym udziałem poszczególnych typów źródeł. W modelu założono utrzymanie mechanizmów wsparcia w całym horyzoncie czasowym. Przyjęto, że do 2050 roku należy osiągnąć 50-procentowy udział energii elektrycznej wytworzonej w OZE w całkowitej jej sprzedaży odbiorcom końcowym. Wysokosprawna kogeneracja łącznie powinna mieć udział na poziomie 38,5% i 40,5% odpowiednio w latach 2050 i 2060.

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

8,7%

10,4%

12,9%

14,0%

20,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

PMEC

21,3%

23,2%

25,0%

PMGM

0,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

6,0%

7,0%

7,5%

8,0%

8,5%

PMMET/ PMBG

0,0%

0,9%

2,3%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

6,0%

6,5%

7,0%

Tab. 5.1. Obowiązkowe udziały energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji wg kategoryzacji rynku praw majątkowych (RPM) na Towarowej Giełdzie Energii SA, opracowanie własne na podstawie [21, 22, 26] (Oznaczenia na podstawie [30])

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Stawki opłat zastępczych wg praw majątkowych [PLN(2009)/ MWh]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Ozj (PMOZE/ PMOZE_A)

240

286

447

481

517

556

598

643

692

744

800

860

Oze (średnia cena energii)

197

199

209

224

241

259

279

300

323

347

373

401

Ozk (PMEC)

Ozg (PMGM)

149

157

168

181

195

209

225

242

260

280

301

104

112

120

Ozm (PMMET/ PMBG)

Tab. 5.2. Prognoza wysokości stawek opłat zastępczych, opracowanie własne na podstawie [23, 31, 32]

W tab. 5.2 przedstawiono prognozę wysokości stawek opłat zastępczych. Dane dla 2010 roku opracowano na podstawie informacji prezesa URE [23, 31]. Prognoza obejmuje lata 2015–2060. Obecnie w ustawie Prawo energetyczne obowiązują ograniczenia wysokości opłat zastępczych w stosunku do średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Dla opłaty Ozg (kogeneracja PMMET – na metan uwalniany z kopalń lub pochodzący z biomasy) ograniczenie to wynosi od 15% do 110% średniej ceny sprzedaży, dla opłaty Ozm (PMGM – kogeneracja opalana gazem ziemnym lub o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW) – 30–120%, natomiast dla opłaty Ozk (PMEC – pozostałe źródła kogeneracyjne) – 15–40%. Ustalono, że opłaty zastępcze, w latach prognozy, będą zależne od ceny energii elektrycznej podawanej

Współczynniki korekcyjne

przez użytkownika modelu, będącej średnią, prognozowaną ceną energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym Oze. Dodatkowo, na podstawie projektu ustawy [32], od roku modelowego 2015 opłata zastępcza dla OZE będzie obliczana na podstawie różnicy stawek opłat Ozj – Oze. Opłata Ozj ma wynosić w 2013 roku 470 PLN(2013)/MWh i będzie podlegać corocznej waloryzacji. Procentowy stosunek opłat zastępczych do cen energii elektrycznej ustalono na podstawie informacji [23]. Oznaczenia opłat zastępczych pochodzą z ustawy [26]. Oznaczenie średniej ceny energii elektrycznej (Oze) pochodzi z projektu ustawy [32]. W tab. 5.3 przedstawiono prognozę współczynników korekcyjnych dla odnawialnych źródeł energii. Na podstawie tych współczynników określa się, ile świadectw pochodzenia energii przypada na jednostkę energii (1 MWh) wyprodukowaną w źródle

odnawialnym. Przypisano je odpowiednim technologiom w modelu. Problemem jest liniowy charakter modelu, w którym nie rozróżnia się mocy jednostek, a jedynie rodzaje technologii. Dlatego w sposób arbitralny określono, które współczynniki należy traktować jako reprezentatywne dla technologii energetycznych. Dla roku modelowego 2010 przyjęto współczynniki z 2013 roku, zaś dla roku modelowego 2015 – współczynniki z 2017 roku. Wartości z tych lat pochodzą z projektu ustawy [32]. Pozostałe współczynniki maleją liniowo w kolejnych latach modelu, w większości przypadków do wartości 1,00. 6. Mechanizmy ograniczania emisji W modelu odwzorowano dwa mechanizmy ograniczania emisji. Pierwszy z nich dotyczy opłat za użytkowanie środowiska, drugi – zakupu uprawnień do emisji. Opłaty za

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Biogaz rolniczy 0,2–0,5 MW

1,00

1,50

1,43

1,35

1,28

1,20

1,13

1,00

Biogaz rolniczy 0,5–1,0 MW

1,00

1,45

1,38

1,30

1,23

1,15

1,08

1,00

Biogaz rolniczy pow. 1,0 MW

1,00

1,40

1,33

1,25

1,18

1,10

1,03

1,00

Biogaz z oczyszczalni ścieków lub składowisk odpadów

1,00

0,75

0,68

0,60

0,53

0,50

Biomasa do 10 MW

1,00

1,70

1,60

1,50

1,40

1,30

1,20

1,00

Biomasa pow. 10 MW

1,00

1,15

1,08

1,00

Współspalanie biomasy z innymi paliwami

1,00

0,30

0,15

0,00

Energia promieniowania słonecznego

1,00

2,85

2,40

1,95

1,60

1,50

1,40

1,00

Energia z wiatru na lądzie 0,2–0,5 MW

1,00

1,20

1,13

1,05

1,00

Energia z wiatru na lądzie pow. 0,5 MW

1,00

0,90

0,83

0,75

0,68

0,60

Energia z wiatru na morzu

1,00

1,80

1,70

1,50

1,40

1,30

1,00

Hydroenergia 0,075–1 MW

1,00

1,60

1,53

1,45

1,38

1,30

1,23

1,00

Hydroenergia 5–20 MW

1,00

2,00

1,93

1,85

1,78

1,70

1,63

1,00

Hydroenergia pow. 20 MW

1,00

2,30

2,15

2,00

1,85

1,70

1,55

1,00

Tab. 5.3. Prognoza współczynników korekcyjnych dla odnawialnych źródeł energii, opracowanie własne na podstawie [32]

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Opłaty za użytkowanie środowiska – ceny stałe [zł (2009)/kg]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Pył

0,2700

0,3122

0,3277

0,3440

0,3611

0,3791

0,3980

0,4178

0,4385

0,4603

0,4832

0,5073

Tlenki siarki

0,4100

0,4683

0,4916

0,5160

0,5417

0,5687

0,5969

0,6266

0,6578

0,6905

0,7249

0,7609

Tlenki azotu

0,4100

0,4683

0,4916

0,5160

0,5417

0,5687

0,5969

0,6266

0,6578

0,6905

0,7249

0,7609

Tlenek węgla

0,1100

0,1073

0,1127

0,1183

0,1241

0,1303

0,1368

0,1436

0,1507

0,1582

0,1661

0,1744

Ditlenek węgla

0,0002

0,0003

0,0004

Pobór wód podziemnych

0,0001

0,0002

Tab. 6.1. Stawki opłat za użytkowanie środowiska, opracowanie własne na podstawie [3]

użytkowanie środowiska naliczane są według stawek ustalanych w Obwieszeniu ministra środowiska [3]. W modelu uwzględnia się opłaty za emisję następujących związków: dwutlenek węgla, tlenek węgla, tlenki azotu, dwutlenek siarki, pył. Pod uwagę wzięto również stawkę opłat za pobór wód podziemnych. Założono, że stawki opłat w cenach bieżących będą wzrastać o 20% w stosunku do poprzedniego 5-letniego okresu. Przy założeniu wzrostu cen detalicznych przeliczono wartości tych stawek opłat na 2009 rok i podano w cenach stałych w tab. 6.1. Modelowanie systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS) na poziomie regionalnego systemu energetycznego było przedmiotem rozprawy [6]. Uwzględniono ten mechanizm również w opracowanym modelu dla Polski, jednakże w sposób zmodyfikowany z uwagi na przewidywaną konieczność zakupu całości uprawnień emisyjnych na aukcjach [33]. Metodyka, podobnie jak w [6], polega na przypisaniu technologiom energetycznym – reprezentującym elektrownie, elektrociepłownie i ciepłownie, objęte systemem EU ETS – wskaźników ekwiwalentu emisji CO2. W modelu MARKAL zakup uprawnień reprezentowany jest jako koszt nałożony na ekwiwalent emisji. Z powodu braku alokowanych uprawnień niemożliwa jest sprzedaż uprawnień emisyjnych na rynku. Prognozę cen uprawnień do emisji przedstawiono w tab. 6.2. 7. Baza danych technologii energetycznych Opracowanie bazy danych techniczno-ekonomicznych było kolejnym kluczowym Uprawnienia do emisji – ceny stałe [zł (2009)/kg]

elementem modelu rozwoju systemów energetycznych. Dobranie odpowiedniego zestawu technologii wraz z ich właściwym opisem owocuje uzyskaniem wiarygodnych wyników optymalizacji. Bazę zawierającą opis technologii przetwarzania energii opracowano na podstawie dostępnych źródeł, tj.: baza MARKALMATTER wykonana przez ECN (Holandia) [24], baza MARKAL-Belgium [29], dane technologii wykorzystujących biomasę od Vattenfall AB [25], IIASA CO2DB [28], UK MARKAL [27] oraz na podstawie własnych badań autora [6]. Dane techniczno-ekonomiczne dla elektrowni jądrowych generacji III+ zaczerpnięto z pracy autora [34]. Baza danych nowych technologii jest uzupełnieniem zestawu informacji o elektrowniach istniejących, których agregaty technologiczne częściowo opierają się na parametrach pozyskanych ze źródeł wymienionych powyżej. Istotnym mankamentem wspomnianych wyżej baz danych, wyłączając Vattenfall i IIASA CO2DB, jest brak opisu wskaźników emisji na jednostkę wyprodukowanej energii. Aby uwzględnić emisje zanieczyszczeń w energetyce, z IIASA CO2DB zaczerpnięto wskaźniki emisji na jednostkę energii wsadu. Wskaźniki te opracowano dla każdego paliwa, typu kotła (lub technologii) i instalacji oczyszczania spalin. Dane na temat planowanych inwestycji w nowe elektrownie zarówno w lokalizacjach istniejących, jak i nowych, zaczerpnięto z „Planu rozwoju PSE Operator SA do 2025 roku” [1]. Ograniczenia ilościowe dotyczące importu i eksportu energii elektrycznej sporządzono na podstawie danych

8. Podsumowanie W kolejnej części cyklu artykułów przedstawiona zostanie analiza wyników opracowanych dla dwóch wariantów zapotrzebowania na energię elektryczną – A i B. Zaprezentowane rezultaty dotyczyć będą w szczególności: inwestycji w nowe jednostki wytwórcze wraz z wymaganymi nakładami inwestycyjnymi, struktury mocy zainstalowanej elektrycznej oraz struktury produkcji energii elektrycznej. Dalsze prace badawcze zakładają m.in. rozbudowę modelu systemu elektroenergetycznego, badanie możliwości przyłączenia źródeł wytwórczych wskazanych przez model MARKAL oraz analizę scenariuszy w zakresie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii i mechanizmów ograniczania emisji CO2, SOX i NOX.

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Uprawnienia do emisji CO2

0,0000

0,0662

0,1738

0,1824

0,1915

0,2010

0,2110

0,2215

0,2326

0,2441

0,2563

Uprawnienia do emisji SOX

0,0000

4,3115

4,5259

4,7511

4,9874

5,2355

5,4959

5,7693

6,0562

6,3575

6,6737

Uprawnienia do emisji NOX

0,0000

4,3115

4,5259

4,7511

4,9874

5,2355

5,4959

5,7693

6,0562

6,3575

6,6737

Tab. 6.2. Ceny uprawnień do emisji CO2, SOx i NOx w Polsce, opracowanie własne na podstawie [33]

z przeszłości, opublikowanych w statystykach ARE SA [4]. Wskaźnik jednostkowych kosztów eksploatacyjnych stałych (fixed O&M) wyrażony jest w EUR (2009)/kW/rok i oznaczony jako TCH_FIXOM. Wskaźniki określono na podstawie danych modelu UK MARKAL, przeliczając je z funtów brytyjskich (GBP) na euro (EUR) wg kursu z dnia 1 stycznia 2009 roku. Podobnie przeliczono wskaźnik jednostkowych nakładów inwestycyjnych, wyrażony w EUR (2009)/kW i oznaczony jako TCH_INVCOS, oraz wskaźnik jednostkowych kosztów eksploatacyjnych zmiennych (bez kosztów paliwa – variable O&M costs), wyrażony w EUR (2009)/GJ i oznaczony TCH_VAROM.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Lp.

Symbol

Nazwa

WspółPierwszy BAS/ NBN/ czynnik Okres ELE/ HPL/ rok CEN/ DCN XLM/ STG/ eksploatacji dyspozyCPD/ STG dostępności PEAK cyjności

–

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej/ ciepła

Jednostkowe nakłady inwestycyjne

Jednostkowe koszty eksploat. stałe

Jednostkowe koszty eksploat. zmienne (bez paliwa)

EUR/ kW

EUR/ kW/a

EUR/ GJ

Udział w pokrywaniu Wskaźnik szczyskojarzenia towego zapotrzebowania

GJ/GJ

E11

el. cieplne zawodowe na WK

CEN

BAS

CPD

2005

0,879

37%

863

19,7

0,23

1,00

19,06

E12

el. cieplne zawodowe na WB

CEN

BAS

CPD

2005

0,873

37%

863

19,7

0,23

1,00

36,47

E1A

el. cieplne zawodowe na WK – nowe (2010–2025)

CEN

BAS

ELE

2015

0,9

43%

981

19,2

0,35

0,90

brak

E1B

el. cieplne zawodowe na WB – nowe (2010–2025)

CEN

BAS

ELE

2010

0,9

43%

981

19,2

0,35

0,90

brak

E1D

IGCC CCS – WK

CEN

BAS

ELE

2020

0,9

40%

1365

29,3

0,00

0,90

brak

E1E

PF CCS – WK

CEN

BAS

ELE

2020

0,9

45%

1537

29,3

0,00

0,90

brak

E2A

el. jądrowe nowe z reaktorami PWR (2025–2030)

CEN

BAS

ELE

2025

0,83

35%

3529

103,1

0,56

0,90

brak

E2B

EJ Gen IV – GTMHR (wzbogacenie U235 19%)

CEN

BAS

ELE

2040

0,83

48%

3384

93,1

0,00

0,90

brak

E2C

EJ Gen IV – PBR Pebble bed reactor (wzbogacenie U235 9%)

CEN

BAS

ELE

2040

0,83

35%

3384

93,1

0,63

0,90

brak

E31

el. wodne przepływowe – niezależne

DCN

NBN

ELE

2005

100

0,5

34%

1636

163,6

0,00

0,51

brak

E33

el. wiatrowe

DCN

NBN

ELE

2005

0,5

40%

1483

50,8

0,00

0,43

brak

E34

el. biogazowe

DCN

NBN

ELE

2005

0,8

58%

902

7,9

0,63

0,80

brak

E35

el. na biomasę

DCN

NBN

ELE

2005

0,8

44%

1777

74,4

0,15

0,80

brak

E3A

farmy wiatrowe – nowe DCN (2010–2025)

XLM

ELE

2010

40%

761

30,5

0,63

0,23

brak

E3B

el. wiatrowe – offshore

CEN

XLM

ELE

2020

40%

1975

39,5

0,81

0,43

brak

E3C

panele fotowoltaiczne PV

CEN

XLM

ELE

2015

40%

7135

0,0

0,85

0,00

brak

E3D

el. ze zgazowaniem upraw energetycznych (biomasa)

DCN

BAS

ELE

2015

0,83

44%

1777

74,4

0,11

0,90

brak

E3E

układ gazowo-parowy GTCC ze zgazowaniem biomasy

DCN

BAS

ELE

2020

0,83

58%

902

7,9

0,44

0,90

brak

E3F

układ gazowo-parowy CCGT ze zgazowaniem biomasy z sekwestracją CO 2 (po 2030 roku)

CEN

BAS

ELE

2030

0,83

34%

2555

111,7

0,00

0,90

brak

E3G

el. ze zgazowaniem upraw energetycznych (biomasa) – nowsza

DCN

BAS

ELE

2020

0,83

47%

2362

69,9

0,00

0,90

brak

E3H

silnik gazowy na biogaz

DCN

BAS

ELE

2015

0,57

27%

1105

16,9

0,15

0,90

brak

E3J

układ z turbiną parową opalany odpadami komunalnymi

CEN

BAS

ELE

2015

0,52

28%

1253

0,0

0,63

1,00

brak

E4A

źródła gazowe interwencyjne (2015–2025)

CEN

PEAK

ELE

2015

55%

451

7,9

0,81

0,90

brak

E4B

el. cieplne zawodowe na GZ – nowe (2010–2025)

CEN

BAS

ELE

2015

0,83

55%

451

7,9

0,63

0,90

brak

E4C

układ gazowo-parowy GTCC z CCS

DCN

BAS

ELE

2020

0,83

47%

778

13,6

23,69

0,90

brak

E4E

ogniwa paliwowe na gaz ziemny

DCN

NBN

ELE

2020

0,5

40%

1879

0,0

0,00

0,90

brak

E52

el. wodne zawodowe pozostałe (z dopływu naturalnego)

CEN

NBN

ELE

2005

0,5

40%

1636

163,6

0,00

1,00

brak

E53

elektrownie szczytowo-pompowe

CEN

STG

2005

0,5

67%

1821

1,5

0,76

1,00

brak

E55

el. z członem pompowym

CEN

NBN

ELE

2005

0,5

40%

1636

163,6

0,00

1,00

brak

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Lp.

Symbol

Nazwa

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej/ ciepła

Jednostkowe nakłady inwestycyjne

Jednostkowe koszty eksploat. stałe

Jednostkowe koszty eksploat. zmienne (bez paliwa)

EUR/ kW

EUR/ kW/a

EUR/ GJ

WspółPierwszy BAS/ NBN/ czynnik Okres ELE/ HPL/ rok CEN/ DCN XLM/ STG/ eksploatacji dyspozyCPD/ STG dostępności PEAK cyjności

–

Udział w pokrywaniu Wskaźnik szczyskojarzenia towego zapotrzebowania

GJ/GJ

E64

elektrociepłownie zawodowe – EC1

CEN

NBN

CPD

2005

0,95

29%

882

14,7

0,81

0,85

0,59

E65

elektrociepłownie zawodowe – EC2

CEN

NBN

CPD

2005

0,95

33%

882

14,7

0,81

0,85

0,93

E66

elektrociepłownie zawodowe – EC3

CEN

NBN

CPD

2005

0,95

23%

882

14,7

0,81

0,85

0,48

E67

elektrociepłownie zawodowe – EC4

CEN

NBN

CPD

2005

0,95

18%

882

14,7

0,81

0,85

0,30

E68

elektrociepłownie niezależne – ECN

CEN

NBN

CPD

2005

0,95

15%

882

14,7

0,81

0,85

0,31

E6A

elektrociepłownie zawodowe na WK – nowe (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

0,44

11%

882

14,7

0,35

0,50

0,20

E6B

elektrociepłownie zawodowe na GZ – nowe (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

0,67

27%

756

0,5

0,35

0,50

0,51

E6C

elektrociepłownie zawodowe na BIO – nowe (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

0,55

16%

3384

56,4

0,63

0,50

0,27

E6D

EC biogaz (nowa)

DCN

NBN

CPD

2015

0,46

35%

1128

0,5

0,00

0,50

0,90

E6E

EC ogniwa paliwowe (gaz ziemny)

DCN

NBN

CPD

2020

0,9

49%

972

0,0

0,53

0,90

2,46

E6F

CHP mikroturbina gazowa (<120 kW)

DCN

NBN

CPD

2015

0,7

33%

2792

0,0

0,15

0,50

0,70

E81

elektrociepłownie przemysłowe na WK

DCN

NBN

CPD

2005

0,95

14%

882

14,7

0,81

0,85

0,20

E82

elektrociepłownie przemysłowe na GZ

DCN

NBN

CPD

2005

0,95

756

0,5

1,09

0,85

0,18

E83

elektrociepłownie przemysłowe na biomasę DCN i biogaz

NBN

CPD

2005

0,95

14%

1128

0,5

1,74

0,85

0,19

E84

elektrociepłownie przemysłowe na inne paliwa

DCN

NBN

CPD

2005

0,95

14%

883

14,7

0,81

0,85

0,21

H10

ciepłownie zawodowe

CEN

brak

HPL

2005

0,9

80%

100

0,00

1,00

brak

H20

ciepłownie niezawodowe

DCN

brak

HPL

2005

0,9

78%

130

2,6

0,00

1,00

brak

46 47

H31

przemysł

DCN

brak

HPL

2005

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

H32

usługi

DCN

brak

HPL

2005

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

H33

gospodarstwa domowe

DCN

brak

HPL

2005

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

H34

rolnictwo

DCN

brak

HPL

2005

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

H40

indywidualne – dla dopełnienia bilansu ciepła

DCN

brak

HPL

2005

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

H1A

ciepłownia na gaz ziemny

CEN

brak

HPL

2010

0,69

64%

756

2,9

0,00

0,50

brak

H1B

ciepłownia geotermalna

CEN

brak

HPL

2020

0,64

70%

2387

48,5

0,70

0,63

brak

H1C

ciepłownia na kolektory słoneczne

CEN

brak

HPL

2015

0,083

25%

620

6,3

1,74

0,00

brak

H1D

ciepłownia na biomasę

CEN

brak

HPL

2010

0,5

75%

902

18,0

5,89

1,00

brak

Tab. 7.1. Dane techniczno-ekonomiczne technologii energetycznych w modelu MARKAL, opracowanie własne na podstawie [24, 25, 27, 29] CEN – scentralizowane, DCN – zdecentralizowane, BAS – pracujące w podstawie obciążenia, NBN – niepracujące w podstawie obciążenia, niezależne od czynników pogodowych, XLM – zależne od czynników pogodowych, STG – zbiornikowe, PEAK – szczytowe, ELE – elektrownie, HPL – ciepłownie, CPD – elektrociepłownie lub elektrownie przystosowane do oddawania ciepła.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Bibliografia 1. Plan rozwoju PSE Operator SA do 2025 roku, PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2010. 2. Zapotrzebowanie mocy w KSE, PSE Operator SA [online], KonstancinJeziorna 2012, http://www.pse-operator. pl/index.php?dzid=77. 3. Obwieszczenie ministra środowiska z dnia 4 października 2010 roku w sprawie wysokości stawek opłat za korzystanie ze środowiska na rok 2011, Monitor Polski 2010, nr 74, poz. 945. 4. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2001–2009, Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2002–2010. 5. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego 2007–2009, Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2008–2010. 6. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii, rozprawa doktorska, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006. 7. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii, Archiwum Energetyki 2007, tom XXXVII, Numer specjalny: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne problemy w elektronergetyce APE ’07”, Polska Akademia Nauk, Komitet Problemów Energetyki, Gdańsk 2007. 8. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych, Rynek Energii, kwiecień 2007, nr 2(69), s. 41–47, Kaprint. Lublin 2007. 9. Obwieszczenie ministra gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 roku w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej, Monitor Polski 2008, nr 1, poz. 11 i 12. 10. Prognoza ludności na lata 2008–2035, Główny Urząd Statystyczny, Studia i Analizy Statystyczne, Warszawa 2009. 11. Prognoza gospodarstw domowych na lata 2008–2035, Główny Urząd Statystyczny, Studia i Analizy Statystyczne, Warszawa 2009. 12. Stan i prognoza koniunktury gospodarczej nr 71, Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową, sierpień 2011. 13. Polska – wskaźniki makroekonomiczne (PKD 2007), Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa, 14 września 2011, www.stat.gov.pl.

14. Budownictwo mieszkaniowe 1991–2011, Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa, 16 września 2011, www.stat. gov.pl. 15. Gospodarka mieszkaniowa w 2009 roku, Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa 16 listopada 2010, www.stat. gov.pl. 16. Infrastruktura komunalna w 2009 roku, Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa, 15 listopada 2010, www.stat. gov.pl. 17. Strategia Rozwoju Kraju 2007–2015, Ministerstwo Rozwoju Regionalnego, Warszawa, listopad 2006. 18. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009. 19. World Energy Outlook 2009, OECD/IAE 2009. 20. World Energy Outlook 2010, OECD/IAE 2010. 21. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 roku w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, Dz. U. 2011, nr 176, poz. 1052. 22. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, Dz. U. 2008, nr 156, poz. 969. 23. Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 15/2012 w sprawie jednostkowych opłat zastępczych dla kogeneracji obowiązujących w 2013 roku. 24. ETSAP, Energy Technology Systems Analysis Programme, MARKAL MATTER Model Database 4.2. Input Data Technologies and Processes [online], Torino 2005, http://www.etsap.org/ markal/matter/data/main.html. 25. Münter M., Hinderson A., Sustainable Energy in Poland – Vattenfall In-Kind Contribution (I), Vattenfall Utveckling AB. Stockholm, Sweden 2003. 26. Prawo energetyczne, ustawa z dnia 10 kwietnia 1997.

27. U K M A R KA L Mo d e l v 3 . 2 4 : Documentation [online], http://www. ukerc.ac.uk/support/tiki-index.php?page=ES_MARKAL_Documentation_2010. 28. Strubegger M. i in., CO2DB Manual Version 2.0. IIASA, Laxenburg, Austria 1999. 29. CES KUL, CES KULeuven – VITO, Federal Office for Scientific, Technical and Cultural Affairs, The Belgian Markal Database, Brussels 2001. 30. Regulamin rejestru świadectw pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii SA, Tekst jednolity zatwierdzony uchwałą zarządu nr 142/28/11 z dnia 18 lipca 2011 roku, wszedł w życie 1 sierpnia 2011. 31. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, Informacja 2/2012 w sprawie jednostkowej opłaty zastępczej, jaką należy stosować w celu obliczenia opłaty zastępczej przy realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 9a ust. 1 i 2 ustawy Prawo energetyczne za 2012 rok, Warszawa, 8 lutego 2012. 32. Ustawa o odnawialnych źródłach energii – projekt z dnia 20 grudnia 2011 roku, Ministerstwo Gospodarki, Departament Energetyki, Warszawa 2011. 33. Miłek M., Problemy z pakietem klimatyczno-energetycznym, Krajowa Izba Gospodarcza, Izba Gospodarcza Energetyki i Ochrony Środowiska, Warszawa 2012. 34. Jaskólski M., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni jądrowej, XV Międzynarodowa Konferencja „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ’11”, Jurata 2011, Materiały konferencyjne, Gdańsk 2011. 35. (PEP2030, 2011) Agencja Rynku Energii SA, Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030, Warszawa, wrzesień 2011. 36. Dąsal K., Popławski T., Rusek K., Ocena długoterminowych prognoz zużycia energii i mocy szczytowych w systemach elektroenergetycznych, Polityka Energetyczna 2011, tom 14, zeszyt 2. 37. (RAPORT2050) Ocena skutków ustanowienia celów głębokiej redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE do roku 2050, ze szczególnym uwzględnieniem skutków dekarbonizacji produkcji energii elektrycznej dla Polski – SYNTEZA, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, wersja z 14 czerwca 2010, Warszawa, czerwiec 2010.

Marcin Jaskólski

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

Power unit impedance and distance protection functions during faults in the external power grid

Author Marcin Lizer

Keywords power unit, power swing, stability, unit impedance protection

Abstract This paper presents the problem of the risk of an unnecessary tripping of a generation unit’s underimpedance protection functions in circumstances of generator power swings following elimination of long-lasting fault in the external power grid. The first part describes typical solutions of a generator impedance protection function (21e) and unit distance protection function (21s). Starting characteristics of these protection functions are shown, as well as their typical operating logics and ways of calculating their settings. Then exemplary (the most common) solutions of unit under-impedance relays power swing blocking functions are described. Following this introduction, the issues of the threat of unnecessary operation of fast-tripping protection zones of 21e and 21s protection functions are described, which arises in the circumstances of generator asynchronous power swings occurring after elimination of long-lasting faults in the grid supplied by the power unit. The paper also shows that the available power swing blocking functions may not be able to correctly detect the described conditions, thus allowing the unnecessary operation of under-impedance relays. How an impedance calculation algorithm affects the impedance trajectory seen by a protection relay is also presented.

1. Introduction The rapidly growing industrial and municipal customers’ demand for electricity makes power system components operate close to their allowable load and stability limits – the capacity of power lines and transformers is used to the maximum, and generators maintain their operating points leaving a small stability reserve for the event of a disturbance or fault in the power grid. For these reasons, almost every unplanned outage of a transmission grid component or power plant unit can disrupt the power system stability and initiate a blackout, depriving consumers of electricity supply. In this situation an unwanted operation of a line’s, transformer’s, or power unit’s under-impedance protection relay becomes even more dangerous. An under-impedance protection relay is exposed to unnecessary operation during a power swing. For such a condition relays are provided with power swing blocking functions that typically operate by checking the rate of change of the impedance seen by a protection relay. This paper presents the operating principles and setting modes of generator impedance (21e) and unit distance (21s) protection functions. It also describes the operating principles of the most common solutions of these power swing blocking functions. It has been noted on the basis of simulation studies that in such a case there is the risk of an unnecessary operation of 22

a generator’s impedance and/or unit’s distance protection while the generator’s power swings are developing, following the elimination of a close fault in the external power grid. In addition, it has been also verified in simulation studies that the most common power swing blocking solutions (based on impedance change rate measurement) applied to a unit’s under-impedance protection relay may not be able to properly recognize a developing asynchronous power swing, thus allowing for the relay’s unwanted operation.

2. Power unit under-impedance protection functions Power units are usually equipped with two under-impedance protections: generator impedance protection function (21e) implemented in power plants’ protection system, and unit distance protection (21s) implemented in the protection terminal of a power plant substation’s unit feeder bay [1, 2]. Generator impedance protection function (21e) A generator impedance protection function is implemented in the protection system in a power plant. This is a backup unit’s and unit feeder’s protection against the effects of a phase-to-phase faults within the unit, unit feeder, or external power grid [2].

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

This protection function determines a fault loop impedance based on measurements of the three-phase generator current in the generator neutral point and the three-phase generator voltage at the generator terminals (fig. 1a) [1]. Since the generator neutral point is typically isolated from the ground, and the low-voltage winding of the power unit transformer (TB in fig. 1a) is typically connected in a triangle, protection function 21e is not able to detect a ground fault within the unit or external grid. Therefore, there is no need to calculate the ground fault loop impedance, and the protection function may determine the impedance for each phase separately (after-phase measurements). a)

X [Om]

X r1 Unit feeder line

WBL

21.1

Z r2

21.1

Z r1

X r2 21.2

21.2

Rr1

R [Om]

Rr2

R [Om]

TB TO 21e

|Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

G WTO

Siemens

ABB, Kopex, Siemens, etc.

Fig. 1. Generator impedance protection function (21e): a) operating diagram b) typical starting characteristics

Protection function 21e typically operates with a dual, non-directional, circular or quadratic starting characteristic. Examples of protection function 21e starting characteristics are shown in fig. 1b [3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]. The circle centre, or the point of the rectangle diagonals’ intersection corresponds to a short circuit at the voltage measurement point – directly at the generator terminals. Owing to such a characteristic, the protection 21e operating area can cover both the power unit and feeder line, as well as some part of generator and unit auxiliary transformer windings [2]. The logic of protection function 21e is shown in fig. 2.

I U

21.1 Z<

WSo

WBLo I U

21.2 Z<

WSo

PPW

≥1

PLK or BLT

Fig. 2. Generator impedance protection function (21e) operating logic

Inner protection zone (21.2 in fig. 1b) should not reach beyond the unit transformer – its range is usually set to approximately 70% of the unit transformer impedance. This zone normally operates with a short (t4 = 100÷600 ms) or without any delay with complete shutdown of the unit’s electrical circuit by opening the generator (WG), unit (WBL), excitation (WW), auxiliaries (WTO) circuit breakers, and bringing the unit’s thermo-mechanical part to a BLT state (turbine idle run – reduced steam supply to turbine) or PLK state (boiler idle run – fast emergency valves closed to cut off steam supply to turbine). Outer protection zone (21.2 in fig. 1b) should cover the entire unit transformer and feeder line. This zone should possibly also reach the external grid (the range is severely limited by current supports). Typically, the zone range is selected as at least 120% of the unit transformer reactance. The operation time delay in zone 21.1 of protection function 21e should be longer by the accepted grading of delay time than the longest delay of the backup distance protections relays at the power plant substation (typically t1 = 1.2÷3.8 s). Protection function 21e operation in zone 21.1, delayed by t1, should open the unit circuit breaker (WBL) and bring the unit’s thermo-mechanical element to a PPW state (isolated operation – reduced steam supply to turbine). If after this operation zone 21.1 of protection function 21e deactivates, this means that the short circuit occurred in the external grid. If the zone doesn’t deactivate after opening of the unit circuit breaker, this means that the short circuit occurred within the power unit circuits or unit feeder line. To enable protection function 21e zone 21.1 to eliminate such a short circuit, a second time step should be added, which at delay time t2 should trigger a complete shutdown of the power unit circuits, and bring its thermo-mechanical part to the BLT or PLK state. Delay time t2 should be longer than the first step’s delay t1 of protection function 21e zone 21.1 by the accepted grading of delay time. If the unit circuit breaker is open (unit’s isolated operation) before the fault occurrence, a small delay time (t3 = 0 – 0.1 s) of protection function 21e zone 21.1 operation is recommended [13]. Such operation should bring immediate shutdown of the unit’s electrical circuit, and bringing its thermo-mechanical part to the BTL or PLK state. Such operation of the zone 21.1 is also recommended shortly after closing the unit circuit breaker (WBLo [Unit’s on-off switch open] signal retention time t0 = 0.2÷0.5 s), thereby backing up the operation of the unit’s other protections function against the effects of switching it on to a short circuit [13]. Unit distance protection function (21s) The unit distance protection function is implemented in the protection terminal installed in the unit bay of the power plant substation. This is a unit and unit feeder line backup protection function against the effects of a fault within the unit, unit feeder line, or external power grid [2]. It is also a backup protection function of the power plant substation’s busbars and outgoing lines [2].

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

This protection function determines a fault loop impedance based on measurements of the three phase current and voltage in the power plant substation’s unit bay (fig. 3) [1]. Since the low-voltage winding of the unit generator transformer is typically connected in a triangle, protection 21s is not able to detect a ground fault on the transformer’s low voltage side. It is able to detect a ground fault in the unit feeder line, unit generator transformer’s high voltage winding, and in an external power grid. Therefore, the protection function calculates the short circuit impedance in six fault loops (three loops for ground faults and for three loops for phase to phase faults).

X [Om] RF2

Forward direction (toward power unit)

RF1

X L1

φL RF5

RF4 RF3

RF2

RF1

RF3

ArgDir = 15°

R [Om]

RF3 X L4

RF4

RF2

X L3

TB G

Z L = RL + jX L

X L2

21s

WTO

Unit feeder line

RF4

WBL

X L5 RF5 Reverse direction (toward power grid)

Fig. 3. Power unit distance protection function (21s) operating diagram

RF5 ArgNegRes = 25°

b) Protection function 21s usually operates with a four- or five-zone, bidirectional, polygonal starting characteristic. Examples of the protection function 21s starting characteristics are shown in fig. 4a [5] and fig. 4b [9]. The operating logic of protection function 21s is shown in fig. 5. Typically the protection zones I and II are directed toward the unit (forward direction), and the other zones (III, IV, or possibly V) are directed toward the external power grid (reverse direction).

X [Om]

Z L = RL + jX L RL

X L2

Forward direction (toward power unit)

Zone 5 additional operating area at non-directional operation

X L1B X L1

The reactance reach of zone I should cover the entire unit line and ca. 70÷80% of the unit transformer windings. The resistance reach should be set the same way as the reactance reach. It should include the resistances of the unit feeder line and part of the unit transformer resistance. The extended resistance reach of zone I should be set off from the minimum operating impedance. For the zones of protection function 21s directed toward the power unit (zones I and II) the minimum operating impedance occurs during the auxiliary drives’ self-start, while the drives are supplied from the power system. Protection function 21s zone I should operate instantaneously or be delayed by the minimum time (t1 = 0.1 s). It should shut down the unit’s electrical circuit, and bring its thermo-mechanical part to the BLT or PLK state. Operation in earth-fault loops and phase to phase fault loops should be enabled for zone I of the protection function 21s. The reactance reach of zone II should cover the entire unit feeder line, 100% of the unit transformer windings, and appox. 60% of the auxiliary transformer windings. Only operation in phase to phase fault loops should be enabled for zone II of the protection function 21s . Its response to phase-to-earth faults should be disabled due to the zone II coverage of the unit transformer windings, which are typically Yd11 configured 24

LOAD

R1 R1B

RLOAD

R [Om]

X L3 X L4

Reverse direction (toward power grid)

X L5

Fig. 4. Power unit distance protection function (21s), relay a) REL 531 by ABB, b) 7SA522 by SIEMENS starting characteristics

(triangle-connected generator side winding). In this configuration, at a single-phase short circuit at the low-voltage side of the transformer, current will not flow from the system to the fault, so there will be no conditions for the distance protection’s operation. The resistance reach should be set the same way as the reactance reach. It should include the resistances of the unit feeder line, unit transformer, and part of the auxiliary transformer

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

21-III Z<

21-IV Z<

21-V Z<

≥1

BLT or PLK

≥1

PPW

≥1 &

≥1 WBLo

Fig. 5. Power unit distance protection function (21s) operating logic

windings resistance. The zone’s extended resistance reach should be set off from the minimum operating impedance, as in the case of the protection’s function 21s zone I. Protection function 21s zone II operation should be delayed by the short time t2 (one time step, usually ca. 0.1÷0.6 s). It should shut down the unit’s electrical circuit, and bring its thermo-mechanical part to state BLT or PLK. The other protection function 21s zones (III, IV, and possibly V) should be directed toward the power system which the unit supplies. That zones should have enabled operation in phase-to-phase and single phase fault loops. The reach of zone III should cover the power plant substation busbars and 80% of zone I of the distance protection relay of the shortest line outgoing from the substation. The resistance reach should be set the same way as the reactance reach. It should include 80% of the resistance range of zone I of the distance protection relay of the shortest line outgoing from the substation. The extended resistance reach of zone III should be set off from the minimum operating impedance. For the zones of protection function 21s directed toward the power grid the minimum operating impedance occurs during the maximum unit load. The delay time of zone III should be set off by a one time step from the delay of zone I of the distance protection relays of lines outgoing from the power plant substation. Its operation should open the unit’s circuit breaker (WBL in fig. 3) and bring its thermo – mechanical part to state PPW. Protection function 21s zones IV and V, like its zone III, should be set so that their operation backs up subsequent zones (zone II and III, respectively) of the distance protection relays of the power plant substation’s outgoing feeder bays [13]. Delay times t4 and t5 should be set off by a one time step from the delays of the backed up zones of the distance protection relays of lines outgoing from the power plant substation. Protection function 21s zones IV and

3. Power swing blocking of power unit under-impedance protection functions Just like distance protections in power grids, under-impedance protections of power units are also exposed to unnecessary operation during power swings. The reason for the generator power swings can be a short circuit in the external grid. During a short circuit in the power grid and shortly after its clearance, the synchronous generator’s rotor accelerates and decelerates in relation to the system frequency. Rotor swings cause oscillations of all power unit electrical parameters, including the impedance measured by the unit’s under-impedance protection relays [10]. Generator rotor swings can be either synchronous or asynchronous. Whether a generator will swing synchronously or asynchronously upon a short circuit in the grid may be most easily explained with use of the equal area criterion for the generator – rigid grid model (fig. 6) [10, 11]. a)

TB S k"

G K3

b) P

EgUs

P(δ) = (Xd'+XTB+XL+XSk) sin(δ) Permament stable point

Impermament stable point

Deceleration area

21-II Z<

δp

Acceleration area

WSo

V operation should open the unit’s circuit breaker (WBL in fig. 3) and bring its thermo-mechanical part to state PPW. It is recommended [13] that all protection function 21s zones implement the logic of immediate operation to the unit’s switching on to a fault. This logic should be active for a short time after the unit circuit breaker closing (for WBLo [Unit’s circuit breaker open] signal retention time t0 ≈ 1 s). Owing to this logic, protection function 21s becomes a back up for the unit’s other protection functions against the effects of switching it on to a short circuit in the system or within its circuits, while its auxiliaries are supplied from the system.

Deceleration area

21-I Z<

Acceleration area

I U

δzk

δk

δgr

δp

δ tz

δzk

δgr

δ δ

Fig. 6. Equal area criterion: a) generator- rigid grid model, b) synchronous generator swings, c) asynchronous generator swings 25

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

In the circuit in fig. 6a a close three-phase short circuit occurred at the beginning of the line outgoing from the power plant substation. The short circuit is eliminated by the line’s protection relays. In simple terms, if a short circuit has been eliminated rapidly (e.g. by the basic line protection), the resulting acceleration area (proportional to the rotor’s acceleration against the system frequency) is smaller than the deceleration area achievable in the conditions before the fault (power angle δ does not exceed limit δgr). In this case, after elimination of the short circuit damped synchronous swings will occur, through which the generator operating point adopts a new steady point of operation. If a fault has been eliminated too slowly (e.g. by a backup time-delay protection), during it the rotor will gain enough acceleration that after elimination of the fault the generator will lose synchronism with the grid (acceleration area is larger than deceleration area, and power angle δ exceeds limit value δgr) and will begin to swing asynchronously in relation to the system voltage frequency (power angle δ will not stop to increasing). How fast the generator rotor speeds up in relation to the system frequency during a fault (how fast power angle δ, and therefore the acceleration area, increase during the fault), depends on the turbo-generator set’s mechanical time constant Tm (proportional to its moment of inertia) [11]. How large the acceleration area generated during a fault is depends on the generator’s active load before the fault (PT ) and on the fault type, location, and duration. During power swings following a fault elimination the impedance trajectories can intersect the under-impedance protection functions starting characteristics. They may activate or operate unnecessarily. Therefore, the operation of such under-impedance protection functions should be blocked during power swings. Swings are detected and protection functions are blocked by power swing blocking functions. The most commonly used power swing blocking solutions are based on measuring a simplified rate of change of impedance (or resistance) seen by the protection relay. Power swings have a low rate of change of the impedance compared to a short circuit in the grid. Therefore, a blocking feature can distinguish between a power swing and short circuit by checking the impedance vector increments over time. Furthermore, a power swing is three-phase by its nature (neither a negative sequence nor zero component should occur in the currents and voltages measured by the protection relays during a swing), so, therefore, its blocking is usually triggered by positive impedance component measurement.

4. Transmission system operator requirements for power swing blocking functions Power swing blocking of a generator impedance protection function (21e) is not required by any regulation of polish TSO. Power swing blocking of a unit distance protection function (21s) is required by PSE Operator SA’s Standard Technical Specification ”Distance protection of 400 kV, 220 kV, 110 kV unit feeder lines” [12]. The specification [12] also requires the power swing blocking function capability to detect both synchronous and 26

asynchronous 0.5 to 5 Hz power swings. In addition, all zones of the protection function 21s should have a possibility of being blocked by power swing blocking function. The blocking function should also have independent starting characteristic and it should be disabled in the event of any short circuit occurring. Also the blocking function unblocking time must be adjustable, after which it will be disabled regardless of the conditions.

5. Examples of power swing blocking of generator impedance protection function 21e Currently, practically only SIEMENS offers the function of PSB (power swing blocking) for generator impedance protection (21e). The PSB function operating principle is briefly presented below in the example of the 7UM62 protection relay [8]. The PSB function of the 7UM62 relay’s protection function 21e is created as an additional TPOL zone with the range exceeding the furthest reaching starting zone P/SPOL which is subject to blocking (fig. 7). The blocking can cover the protection function 21e 1, 2 or both starting zones. The TPOL zone’s distance from the P/ SPOL zone, and the minimum impedance rate of change (ΔZ/Δt) have to be adjusted. X [Om]

X r2

Z (t)

X r1

Rr1 Rr2 |Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

R [Om]

21.1 21.2 P/SPOL P/SPOL-TPOL

Fig. 7. PSB blocking characteristic of SIEMENS 7UM62 relay’s protection function 21e

Since the impedance vector’s entry to the TPOL zone the impedance rate of change is calculated in 20 ms intervals [8]. If a short circuit occurs, the impedance rate of change is high – higher than the setpoint, and furthermore the first ΔZ/Δt value is calculated after the impedance vector has entered both the blocking and blocked zones. In this case, the blocking feature cannot be activated till the impedance vector exits the blocked zone. [8] If there are power swings, the impedance rate of change is much lower than during a fault – the determined ΔZ/Δt value should be smaller than the setpoint. In this case, the blocking feature is activated upon the impedance vector’s entry into the blocked zone. To enable the PSB function activation, its conditions must be met for all three phases [8]. The power swing blocking function of 7UM62 relay’s protection function 21e will be deactivated if the unblocking time

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

(adjustable T-ACTION P/S) has run out, or the impedance vector has left the blocked zones, or the measured impedance change rate has increased over the setpoint, or if in the current measured by the relay a negative sequence component has appeared, which can mean that an asymmetric short circuit has developed [8].

6. Power swing blocking of power unit distance protection function(21s) The power swing blocking function for power unit distance protections is offered by almost all relay manufacturers. The most commonly used solutions, as in the case of protection function 21e power swing blocking, are those based on measurement of the impedance rate of change or the impedance increments. Two types of PSB functions based on these principles are presented below.

X [Om]

KX·X1IN X1IN RL

Forward direction (toward power unit)

X L2

X L1

R1IN -R1IN -KR·R1IN

KR·R1IN

RF5

RF4 RF3

RF1

Reverse direction (toward power grid)

RF2

R [Om]

X L3 X L4

(1) (2)

X L5 -X1IN

-KX·X1IN

X [Om]

PPOL APOL

X L2

Forward direction (toward power unit)

X L1

R5 = RA RP

ϕL R4

ϕLOAD R1

X L3

RLOAD

R [Om]

RP R5 = RA

X L4

(1) (2) Reverse direction (toward power grid)

X L5

Fig. 8. Starting characteristics of power swing blocking function of power unit distance protection (21s): a) REL 531 by ABB, b) 7SA522 by SIEMENS

ABB in its REL 531 protection relay offers a PSD (power swing detection) function. Its starting characteristics are shown in fig. 8a [5]. The REL 531 power swing detection function consists in two additional rectangular zones with a range beyond the blocked zones. The function settings determine the inner zone’s resistance and reactance reach, and KR and KX coefficients that denote the outer zone’s reach. From the impedance vector’s entry to the outer PSD zone, time Δt is counted until its entry to the inner PSD zone. If the measured time Δt is shorter than the setpoint, the function recognizes it as a short circuit occurrence. If time Δt is longer than the setpoint, the PSD function is activated [5]. The PSD function of REL 531 relay has two adjustable Δt times: tP1, measured at the impedance trajectory’s first pass through PSD zones, and tP2, measured at subsequent passes. The blocking feature treats a series of PSD zones’ activations as one event if the time interval between them is shorter than tH. If the time interval activations is longer than tH, the PSB function status is reset (at the next activation time tP1 will again be compared with the measured pass time) [5]. The PSD function is deactivated when the unblocking time (primary tR2 or secondary tR1, counted instead of tR2 if a zero current component appears while the blocking feature is on) has expired, or when the impedance vector has left both PSB zones. If prior to PSD activation a zero component has appeared in the current measured by REL 531 relay, the blocking will not be activated [5]. SIEMENS offers a PSD (power swing detection) function in its 7SA522 protection relay with the starting characteristics shown in fig. 8b [9]. The blocking function consists of an additional PPOL polygonal zone set off from the blocked zone with the largest range (APOL). For the blocking purpose the APOL zone is treated as non-directional. The distance between PPOL and APOL zones is not adjustable and depends on the rated current setting of current transformers (Zdiff = 1 Ω or 5 Ω). From the impedance vector’s entry into the PPOL zone, resistance increments dR and reactance increments dX are calculated in a 5 ms window. On the basis of the determined increments the following blocking criteria are checked [9]: 1. Are the impedances measured in the three phases symmetrical (neither zero, nor negative sequence impedance component)? 2. Is the impedance step changing (or are increments too large compared to to increments measured before)? 3. Is the impedance vector movement direction changing in the R axis (is the movement monotonic)? 4. Is the impedance trajectory situated in the local instability area? The blocking function is activated for each phase individually if all the criteria are met for it for at least six successive measured increments. [9] The blocking activation conditions are checked until the impedance vector leaves the PPOL zone. The blocking activation will be reset after leaving the PPOL zone or when criteria 1 or 2 are no longer met. However, while the blocking function is set and the criteria are no longer met or the impedance vector has 27

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

left the PPOL zone, the function will stay on until the end of the adjustable unblocking time (68 Trip Delay) [9].

7. Danger of unnecessary operation of power unit under-impedance protection after slowly eliminated faults in external grid As noted earlier, following a short circuit in an external grid the generator is exposed to synchronous and asynchronous swings of its rotor relative to the grid frequency. Whether following a fault the generator loses synchronism and will swing asynchronously relative to the system depends on the turbo-generator sets inertia, generator load before the fault, and the fault location, type and duration [10, 11]. As shown in the power system model studies [13] and according to the two-machine model research (like in fig. 6a) [14], synchronous generator rotor swings following a quickly eliminated short circuit in the power grid (usually with elimination time tz < 125 ms), do not threaten an unnecessary activation and operation of the generator impedance protection function (21e) and unit distance protection function (21s). This situation is illustrated by the following exemplary impedance trajectories seen by protection functions 21e (fig. 9a) and 21s (fig. 9b).

In fig. 9 impedance samples are calculated from samples of RMS currents and voltages, and the phase shift between them. If a short circuit in a grid lasts long enough that after its elimination a generator loses synchronism with the power grid and starts swinging asynchronously, both protection function 21e zones can be activated. Also, an unnecessary tripping of protection 21e zone 21.2 may occur – this zone is operating instantaneously, or with minimal time delay. In this case both zones directed toward power unit of distance protection function 21s may also be activated. Zone I may unnecessarily trip – it is operating instantaneously, or with a small time delay. Unwanted tripping of the protection functions may occur, especially if the grid’s short circuit power was small before and after the fault. This situation is illustrated by the following exemplary impedance trajectories seen by protection functions 21e (fig. 10a) and 21s (fig. 10b). An unnecessary operation of protection functions 21e or 21s for asynchronous generator swings is bad for the system. As a result of that unnecessary tripping the unit is brought to state BLT or PLK. This extends the unit restart time and creates the risk of blackout due to a power deficit in the system [10]. In this situation, the unit should be cut off from the power grid and brought to state PPW by a pole slip protection (78). This action allows

Fig. 9. Synchronous impedance swings developed after a quickly eliminated, close, three-phase short circuit in the external power grid (tz = 100 ms), seen by protection functions: a) generator impedance protection function 21e, b) unit distance protection function 21s unit distance protection (21s): a) REL 531 by ABB, b) 7SA522 by SIEMENS 28

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

Fig. 10. Asynchronous impedance swings developed after a slowly eliminated, close, three-phase short circuit in the power grid (tz = 300 ms), seen by protection functions: a) generator impedance protection function 21e, b) unit distance protection function 21s

quickly restarting the unit after loss of synchronism. In addition, protection 78 sends trip signals at times more convenient to the circuit breakers [3, 4, 6, 7, 8]. In the above situation, the zones of protection function 21e (zone 21.2) and 21s (zone I) exposed to unnecessary operation should be blocked by a power swing blocking function. Simulation studies [13, 14] indicate, however, that the available power swing blocking functions based on the impedance rate of change measurement (or rather on calculation of the resistance and reactance increments in specific time intervals, or duration measurement of the impedance vectors’ transition between zones) may not be able to correctly identify starting of asynchronous generator swings after a long-lasting short circuit in the power grid.

The highest risk of an unnecessary tripping of the aforementioned protection functions 21e and 21s zones is in the first moment after the short circuit elimination, when the impedance vector can abruptly move to the vicinity of point (0, 0) in the impedance plane, and then start asynchronous swinging. In this situation the impedance vector after the short circuit may abruptly move into protection function 21e zone 21.2 or protection function 21s zone I, and stay there long enough to cause an unwanted operation of these protections. In this part of the circle made by vector Z(t) during asynchronous swings the impedance rate of change is the lowest in the whole asynchronous rotation period (the lower it will be, the smaller in this situation is the difference between the acceleration area generated during the short circuit and the deceleration area available in these conditions after the short circuit) [14].

Fig. 11. Asynchronous swings after slowly eliminated, close, three-phase short circuit in the power grid, seen by protection function 21e: a) step transition to zone 21.2, b) entry to zone 21.2 from zone 21.1 29

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

With regard to PSB function available for protection function 21e, the following two configuration options should be considered. In the first option both 21e zones can be blocked. Upon development of asynchronous swings after the elimination of a short circuit situated in zone 21.1, after the short circuit the impedance vector may not leave zone 21.1, but abruptly move to zone 21.2 (as shown in fig. 11a) or in its vicinity, and enter it during the first asynchronous rotation development (as shown in fig. 11b). In this situation, even if the blocking criteria are met, its response is not possible (after activation of zone 21.1 by a short circuit the impedance vector has not left it after the fault elimination – the blocking feature may conclude that the short circuit persists in zone 21.1) and zone 21.2 may unnecessarily respond after the short circuit disappears. In the other configuration option of protection function 21e blocking by PSB function it covers only the un-delayed zone 21.2. In this case, there is a risk that the blocking conditions are satisfied practically after each three phase short circuit in zone 21.1 lasting for more than 20 ms (duration of ΔZ / DT determining interval [8]), since the impedance rate of change during a short circuit will be practically nil, and the impedance vector will stay inside the blocking zone and outside the blocked zone. In this situation, if a three-phase short circuit develops within the unit’s low voltage circuits while zone 21.1 is activated, zone 21.2 will probably be unnecessarily blocked. This configuration therefore carries the theoretical risk of missing zone 21.2 operation. In a unit distance protection function 21s power swing blocking function based on duration measurement of the impedance trajectory transit between additional under-impedance zones (e.g. REL 531 relay by ABB) while asynchronous generator swings are developing after a short circuit in the external power grid (in protection zones III, IV or V), the impedance vector may not go beyond the blocking zones, but straight away move to the

vicinity of the protection’s starting characteristics of zones I and II (fig. 12a). In this situation the blocking feature may not be able to detect asynchronous swings following a long eliminated short circuit until the start of the second asynchronous rotation period – the fast zone I and II of protection function 21s may operate unnecessarily after elimination of the grid fault. This situation is all the more likely, the lower the system’s short circuit power, and the lower the turbo-generator set’s mechanical time constant is. In a protection 21s power swing blocking function based on measurement of the increments of resistance (dR) and reactance (dX) within specified time intervals (e.g. 5 ms) and checking on this basis the power swing distinguishing criteria (e.g. in 7SA522 relay by SIEMENS) while asynchronous generator swings are developing after a short circuit in the grid (in protection zones III, IV or V), after the fault elimination the impedance vector may move to the protection’s fast zone I quickly enough (abruptly) that the blocking feature will not be able in the meantime to update the dX dR increments (fig. 12b). In this situation the blocking function may not be able to block protection function21s, allowing for an unwanted operation of its zone I after the grid fault is eliminated. Also in this case the discussed situation is all the more likely, the lower the system’s short circuit power, and the lower the turbo generator set’s mechanical time constant is.

8. Influence of impedance calculation algorithm on the risk of generator under-impedance protection functions unnecessary operation in the circumstances of asynchronous power swings The impedance trajectories shown above were derived (to simplify the analysis) from the samples of RMS currents and voltages, and from the phase shift between them. This approach allows tracking the impedance trajectory seen, so to speak, on

Fig. 12. Protection function 21s power swing blocking function response to asynchronous swings after a slowly switched off close three-phase short circuit in the grid: a) based on duration of impedance transit between additional zones, b) based on dR and dX increments 30

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

the instrument transformers’ primary side, and, therefore, also before filtration in the relay input circuits, and without taking into account the impedance calculation algorithm. To better understand how a relay’s under-impedance function ”sees” impedance trajectories, the set of filters installed in the relay and the impedance calculation algorithm implemented there should be modelled in simulation studies. Unfortunately, details of the (analogue and digital) filtration systems installed in a relay, and of the impedance calculation algorithm, significantly exceed the know-how imparted on its recipient in its available technical and operational documentation – in practice they are known only to its designers and comprise the manufacturer’s trade secret. The impact of the impedance determination algorithm and digital filtering is shown in fig. 13. Fig. 13a shows a section of the impedance trajectory from fig. 12b as seen by a distance relay operating under a fast A3 Łobos algorithm [15]. This algorithm calculates the samples of resistance and reactance from the last three current and voltage samples. Therefore it allows quickly estimating the impedance samples, but at the expense of strong falsification of its trajectory, resulting from the presence of harmonic and non-periodic components in the input waveforms [15].

In this algorithm, the transition from the short circuit point in the impedance plane to the starting point of the first asynchronous rotation is of a step nature (practically as it is in reality). This algorithm may therefore increase the risk of an unnecessary response of protections 21e and 21s at the start of asynchronous swings following elimination of the grid fault. Fig. 13b shows a section of the impedance trajectory from fig. 12b as seen by a distance relay operating under the accurate, but slow Phadke/Ibrahim algorithm [15]. This algorithm calculates the resistance and reactance samples on the basis of the number of samples corresponding to the whole cycle of the signals’ basic harmonics (at sampling frequency 1000 Hz the algorithm needs 20 samples of current and voltage signals). Thus, it is much slower than the A3 Łobos algorithm, although the impedance trajectories it produces are smoother and less susceptible to interference from the signal components with different frequencies. The large number of samples it requires acts as a low pass filter, suppressing misrepresentations noticeable in fast impedance calculation methods, and significantly reducing impedance change dynamics. Therefore, under this algorithm the transition from the short circuit point in the impedance plane to the starting point of the first asynchronous rotation is of a much slower nature than

Fig. 13. Impedance trajectories as seen by protection function 21s during asynchronous swings after a slowly eliminated, close, three-phase short circuit in the grid, operating under impedance calculation algorithms: a) A3 Łobos, b) Phadke/Ibrahim 31

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

when using the A3 Łobos algorithm (this is a falsification caused by the impedance calculation method). This algorithm may, therefore, decrease the risk of an unwanted operation of protection functions 21e and 21s at the start of asynchronous swings following the grid fault elimination. This is because it provides the opportunity of activation of power swing blocking function based on calculating the resistance and reactance increments (the relay “see” that after a fault the impedance vector doesn’t immediately move to the endangered zones, the algorithm will starch that transient state in time). A blocking feature based on verification of the transition duration between additional zones will still be exposed to the failure to detect swings at the first asynchronous rotation. A disadvantage of this impedance calculation method is relay tripping self time extension.

9. Summary Power units are protected with the following under-impedance solutions: generator impedance protections function (21e) and unit distance protections function (21s). These are backup protections of a power unit and unit feeder line against the effects of short circuits within the unit or the line. They are also basic protections of a unit against the effects of short circuits in the power plant substation or external power grid. These protections can interoperate with a power swing blocking function based on, for example, determining the rate of change of the impedance calculated by the relay. The reason for power swing blocking of the under-impedance protections is the risk of their unnecessary operation in the circumstances of power swings following a short circuit in the external grid. Based on simulation studies [13, 14] it has been found that during synchronous power swings following a quickly eliminated short circuit in the grid there is no risk of unnecessary activation or tripping of protection functions 21e or 21s. If a short circuit in a grid has lasted long enough that after its elimination a generator loses synchronism, there is the risk of unnecessary operation of the protection zones reacting immediately or with minimal delay time, as a result of step-relocation of the end of the impedance vector measured by the relay to the vicinity of these zones or inside them. An unnecessary response of protection functions 21e or 21s for asynchronous generator swings is bad for the system. As a result of such an unnecessary tripping the unit’s electrical and thermo-mechanical parts are completely shut down. This extends the restart time and creates the risk of blackout due to power deficit. In this situation, the unit should be cut off from the power grid by a pole slip protection function (78). There is concern that the power swing blocking solutions currently available for protection functions 21e and 21s may not be able to correctly identify developing asynchronous generator swings following a long-eliminated short circuit in the grid. These blocking functions may not be able to disable the protections allowing their unnecessary tripping, and in other configurations they may block them unnecessarily. This will be more likely the 32

smaller the system’s short circuit power is and the turbine-generator set’s mechanical time constant is. As shown by the cited simulation results, the impedance calculation algorithm and the signal pre-treatment (analogue and digital fi ltering) have a large impact on under-impedance relay performance in the face of the described situation. Fast algorithms achieve near-real change rate dynamics of the impedance measured by the relay. However, for the same reason they bear the risk of unnecessary response of protection 21e and 21s fast zones at the start of asynchronous swings after too long elimination of a short circuit in the grid. Slower algorithms reduce the change rate dynamics of the impedance measured by the relay, and thus they provide an opportunity for some power swing blocking solutions to correctly detect the onset of asynchronous swings after too long elimination of a fault in the grid, thus reducing the risk of unnecessary operation of protection functions 21e and 21s. A disadvantage of such slow methods is extended relay tripping self time. These issues need to be further verified by as accurate as possible simulation studies, and (if possible) with statistical surveys. Statistical surveys would allow verifying simulation test results and determining whether the problems described here occur theoretically only, or also in reality. Verifying the available protection functions 21e and 21s using digital testers by forcing current and voltage waveforms generated in simulation programs (e.g. in Comtrade format) would be very valuable. This would allow taking into account the input signals pre-processing and impedance calculation algorithm implemented in tested relays. If the results of the above proposed tests will be negative or not fully satisfactory, an attempt should be made to develop a new operating logic and a new power swing blocking algorithm for protection functions 21e and 21s that would allow for the proper performance of unit under-impedance protections while asynchronous generator swings are developing following a slowly eliminated short circuit in the external power grid. REFERENCES

1. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa [Automatic protections for power systems], Warsaw, WNT 1966. 2. Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych [Automatic protections in power systems], Warsaw, WNT 1999. 3. Kopex Electric Systems SA, Biblioteka funkcji przekaźników, logiki, pomiarów [Library of protection functions, operating logic, measurements], Tychy 2006. 4. Kopex Electric Systems SA, , CZAZ-GT: opis zabezpieczeń [CZAZ-GT: protection functions descriptions], Tychy 2006. 5. ABB, Application manual REL 531 – High speed line distance protection terminal, 2003. 6. ABB, Generator protection IED REG 670 – Technical reference manual, issue 1.1, Sweden. 7. ABB, Mikroprocesorowe zabezpieczenie generatora REG 316*4 [REG 316*4 microprocessor generator protection relay], Warsaw, 1997.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

8. Siemens, SIPROTEC 7UM62 V.4.1 Multifunctional Generator, Motor and Transformer Protection relay, 2002. 9. Siemens, SIPROTEC Distance protection 7SA522 V4.65 and higher – Manual, 2009. 10. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego [Power system control and stability], Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warsaw 2007. 11. Bernas S., Systemy elektroenergetyczne [Power systems], Warsaw, WNT 1982. 12. PSE Operator SA, Standardowe specyfikacje techniczne: Zabezpieczenie odległościowe linii blokowej 400 kV, 220 kV, 110 kV [Standard Technical Specification “Distance protection of 400 kV, 220 kV, 110 kV unit lines”], Warsaw, Match 2008. 13. Dobrzyński K., Dytry H., Klucznik J., Lizer M., Lubośny Z., Szweicer W., Wróblewska S., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowe – Etap I i II [Catalogue of requirements for generator protection systems with regard to their protection functions and their settings coordination

with power grid protection relays – Stage I and II], an Institute of Power Engineering and Gdańsk University of Technology study commissioned by PSE Operator SA, Warsaw, 2010 (Stage I) and 2011 (Stage II). 14. Dytry H., Lizer M., Szweicer W., Wróblewska S., Koordynacja zabezpieczeń elektroenergetycznych od zakłóceń zewnętrznych generatorów przyłączonych do szyn rozdzielni bezpośrednio oraz przez transformator blokowy z zabezpieczeniami sieci [Coordination of protection functions against external faults of generators connected to substation busbars directly or through a unit transformer with grid protection relays, Institute of Power Engineering, statutory study, Warsaw 2011. 15. Nelles D., Opperskalski H., Digitaler Distanzschutz – Verhalten der Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen, DUV, Wiesbaden 1991.

In this paper information contained in the specific protection relays manuals was used.

Marcin Lizer Institute of Power Engineering in Warsaw e-mail: marcin.lizer@ien.com.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2009). Currently works in the Electric Power Engineering Automation Laboratory of the Institute of Power Engineering in Warsaw. His professional and scientific interests include issues related to protection systems of power units, distributed energy sources and transmission and distribution power grids, as well as issues related to generation stability during disturbances.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 22–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

Impedancyjne i odległościowe zabezpieczenia bloku w czasie zakłóceń w sieci zewnętrznej Autor

Marcin Lizer

Słowa kluczowe

blok energetyczny, kołysania mocy, stabilność, zabezpieczenia impedancyjne bloku

Streszczenie

W artykule przedstawiono problem ryzyka zbędnego działania zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostki wytwórczej, w czasie kołysań mocy następujących po długo likwidowanych zwarciach w sieci zewnętrznej. W pierwszej części opisano zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e) i odległościowe bloku (21s). Pokazano charakterystyki rozruchowe, logiki działania i sposób nastawiania tych zabezpieczeń. Następnie opisano przykładowe (najczęściej stosowane) rozwiązania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku. Po powyższym wprowadzeniu opisano problematykę zagrożenia zbędnym działaniem szybkodziałających stref zabezpieczeń 21e i 21s, jakie powstaje w chwili rozwijania się asynchronicznych kołysań generatora, następujących po przedłużającej się likwidacji zwarć w sieci, na którą pracuje blok. W artykule pokazano też, że dostępne blokady kołysaniowe mogą nie być w stanie poprawnie wykryć opisywanej sytuacji, dopuszczając do zbędnego działania powyższych zabezpieczeń. Pokazano też, jak na trajektorię impedancji widzianą przez przekaźnik wpływa zastosowany algorytm wyznaczania impedancji.

poprawnie rozpoznać rozwijających się asynchronicznych kołysań mocy, zezwalając na zbędne działanie tych zabezpieczeń. 2. Zabezpieczenia podimpedancyjne jednostek wytwórczych Bloki energetyczne wyposaża się zwykle w dwa zabezpieczenia podimpedancyjne: zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e), wchodzące w skład funkcji zabezpieczeniowych zaimplementowanych w zespole zabezpieczeniowym w elektrowni, oraz zabezpieczenie odległościowe bloku (21s), zaimplementowane w terminalu zabezpieczeniowym w polu blokowym stacji przyelektrownianej [1, 2]. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e) Zabezpieczenie impedancyjne generatora wchodzi w skład funkcji zabezpieczeniowych zaimplementowanych w zespole zabezpieczeniowym, zainstalowanym w elektrowni. Jest to rezerwowe zabezpieczenie bloku i linii blokowej od skutków zwarć międzyfazowych w obrębie bloku, linii blokowej i sieci zewnętrznej [2]. a)

Zabezpieczenie to wyznacza impedancję pętli zwarcia na podstawie pomiaru prądu trójfazowego w punkcie neutralnym generatora oraz napięcia trójfazowego na jego zaciskach (rys. 1a) [1]. Ponieważ punkt neutralny generatora jest odizolowany od ziemi, a dolne uzwojenie transformatora blokowego połączone jest zwykle w trójkąt, zabezpieczenie 21e nie jest w stanie wykrywać zwarć doziemnych w obrębie bloku i sieci zewnętrznej. W związku z tym nie ma potrzeby obliczania impedancji w pętlach zwarć doziemnych, a funkcja zabezpieczeniowa może wyznaczać impedancję dla każdej fazy oddzielnie (pofazowo). Zabezpieczenie 21e pracuje zwykle z dwustrefową, bezkierunkową, kołową lub kwadratową charakterystyką rozruchową. Przykładowe charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia 21e pokazane są na rys. 1b [3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]. Środkowi okręgu lub punktowi przecięcia się przekątnych prostokąta odpowiada zwarcie w miejscu pomiaru napięcia – bezpośrednio na zaciskach generatora.

X [Om]

X r1 WBL

Linia blokowa

21.1

Z r2

Z r1

21.1

X r2 21.2

21.2

Rr1

R [Om]

Rr2

TB TO WG

21e

1. Wstęp Szybko rosnące zapotrzebowanie zakładów przemysłowych i odbiorców komunalnych na energię elektryczną sprawia, że elementy systemu elektroenergetycznego pracują blisko granic dopuszczalnego obciążenia i granic stabilności – do maksimum wykorzystywana jest przepustowość linii elektroenergetycznych i transformatorów, a generatory utrzymują punkty pracy pozostawiające niewielki zapas stabilności na wypadek zakłóceń i zwarć w sieci. Z tych powodów praktycznie każde nieplanowane wyłączenie elementu sieci przesyłowej lub bloku elektrowni może zaburzyć stabilność systemu elektroenergetycznego i zainicjować blackout, pozbawiając zasilania odbiorców energii elektrycznej. W tej sytuacji jeszcze groźniejsze stają się zbędne działania zabezpieczeń podimpedancyjnych linii, transformatorów i bloków elektrowni. Zabezpieczenia podimpedancyjne narażone są na zbędne działanie w czasie kołysań mocy. Na tę okoliczność wyposaża się je w blokady kołysaniowe, działające zwykle na zasadzie sprawdzania szybkości zmian impedancji widzianej przez przekaźnik zabezpieczeniowy. W artykule przedstawiono zasadę działania i sposoby nastawiania zabezpieczeń impedancyjnych generatora (21e) i odległościowych bloku (21s). Opisano też zasadę działania najczęściej stosowanych rozwiązań blokad kołysaniowych tych zabezpieczeń. Na podstawie badań symulacyjnych zauważono, że istnieje ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń impedancyjnych generatora i odległościowych bloku w czasie rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora, następujących po zlikwidowaniu bliskich zwarć w sieci zewnętrznej. Ponadto w badaniach symulacyjnych sprawdzono też, że najpopularniejsze rozwiązania blokad kołysaniowych (bazujące na sprawdzaniu szybkości zmian impedancji) w przypadku zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych mogą nie być w stanie

|Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

G WTO

ABB, Kopex, Siemens, itp.

Siemens

Rys. 1. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e): a) układ pracy, b) typowe charakterystyki rozruchowe

R [Om]

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

Dzięki zastosowaniu takiej charakterystyki swoim obszarem działania zabezpieczenie 21e będzie w stanie objąć zarówno transformator blokowy, linię blokową, jak i część uzwojeń stojana generatora i transformatora odczepowego [2]. Logika działania zabezpieczenia 21e pokazana jest na rys. 2.

I U

21.1 Z<

WSo

WBLo I U

21.2 Z<

WSo

PPW

≥1

PLK or BLT

Rys. 2. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e): logika działania

Strefa wewnętrzna zabezpieczenia (21.2 na rys. 1b) nie powinna swoim zasięgiem wykraczać poza transformator blokowy – jej zasięg nastawia się zwykle na ok. 70% reaktancji transformatora blokowego. Strefa ta działa zwykle z niewielkim (t4 = 100÷600 ms) czasem zwłoki lub bezzwłocznie na całkowite wyłączenie części elektrycznej bloku poprzez otwarcie wyłączników: generatorowego (WG), blokowego (WBL), wzbudzenia (WW), potrzeb własnych (WTO) oraz doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu BLT (bieg luzem turbiny – ograniczenie dopływu pary do turbiny) lub PLK (praca luzem kotła – zamknięcie szybkich zaworów awaryjnych, odcinających dopływ pary do turbiny). Strefa zewnętrzna zabezpieczenia (21.1 na rys. 1b) powinna swoim zasięgiem obejmować cały transformator blokowy oraz linię blokową. Strefa ta w miarę możliwości powinna sięgać też w sieć zewnętrzną (zasięg ten jest silnie ograniczony poprzez podparcia prądowe). Zwykle zasięg tej strefy dobiera się co najmniej jako 120% reaktancji transformatora blokowego. Czas zwłoki działania strefy 21.1 zabezpieczenia 21e powinien być dłuższy o przyjęty czas stopniowania od najdłuższego czasu zwłoki rezerwowanych zabezpieczeń odległościowych, pracujących w stacji przyelektrownianej (zwykle t1 = 1,2÷3,8 s). Zadziałanie strefy 21.1 zabezpieczenia 21e powinno, z czasem opóźnienia t1, powodować otwarcie wyłącznika blokowego (WBL) i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu PPW (praca na potrzeby własne – ograniczenie dopływu pary do turbiny). Jeżeli po tej operacji strefa 21.1 zabezpieczenia 21e odwzbudzi się, będzie to oznaczało, że zwarcie miało miejsce w sieci zewnętrznej. Jeżeli strefa nie odwzbudzi się po otwarciu wyłącznika blokowego, będzie to oznaczało, że zwarcie wystąpiło w obrębie bloku lub linii blokowej. Aby strefa 21.1 zabezpieczenia 21e była w stanie również wyłączać takie zwarcia, należy zastosować drugi stopień czasowy, który z czasem t2

powinien inicjować całkowite wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej do stanu BLT lub PLK. Czas opóźnienia działania t2 powinien być dłuższy od czasu opóźnienia działania stopnia pierwszego t1 strefy 21.1 zabezpieczenia 21e o przyjęty stopień czasowy. Jeżeli wyłącznik blokowy był otwarty (blok pracuje na potrzeby własne) przed pojawieniem się zakłócenia, zaleca się [13], aby strefa 21.1 zabezpieczenia 21e działała z niewielką zwłoką (t3 = 0,1 s) lub bezzwłocznie na całkowite wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej do stanu BLT lub PLK. Zaleca się, aby w taki sposób strefa 21.1 działała również krótko po zamknięciu wyłącznika blokowego (przez czas podtrzymania sygnału WBLo [Wyłącznik blokowy otwarty] t0 = 0,2÷0,5 s), rezerwując tym samym działanie innych zabezpieczeń chroniących blok przed skutkami załączenia go na zwarcie [13]. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s) Funkcja zabezpieczenia odległościowego bloku zaimplementowana jest w terminalu zabezpieczeniowym, zainstalowanym w polu blokowym stacji przyelektrownianej. Jest to rezerwowa funkcja zabezpieczeniowa bloku i linii blokowej od skutków zwarć w obrębie bloku, linii blokowej i sieci zewnętrznej. Stanowi też rezerwę zabezpieczeń szyn i linii odpływowych stacji przyelektrownianej [2]. Zabezpieczenie to wyznacza impedancję pętli zwarcia na podstawie pomiaru prądu i napięcia trójfazowego w polu blokowym stacji przyelektrownianej (rys. 3) [1]. Ponieważ dolne uzwojenie transformatora blokowego połączone jest zwykle w trójkąt, zabezpieczenie 21s nie jest w stanie wykrywać zwarć doziemnych po stronie dolnego napięcia transformatora blokowego. Jest ono w stanie wykrywać zwarcia doziemne w linii blokowej, uzwojeniu górnego napięcia transformatora blokowego i sieci zewnętrznej. W związku z tym zabezpieczenie oblicza impedancję zwarciową w sześciu pętlach zwarć (trzech dla zwarć doziemnych i trzech dla zwarć międzyfazowych). Zabezpieczenie 21s pracuje zwykle z czterolub pięciostrefową, dwukierunkową, poligonalną charakterystyką rozruchową. Przykładowe charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia 21s pokazane są na rys. 4a [5] i rys. 4b [9]. Logika działania zabezpieczenia 21s pokazana jest na rys. 5. Zwykle strefy I i II zabezpieczenia 21s skierowane są w stronę bloku (w przód), a pozostałe strefy (III, IV i ewentualnie V) w stronę sieci zewnętrznej (w tył). Strefa I powinna obejmować swoim zasięgiem reaktancyjnym całą linię blokową oraz ok. 70÷80% uzwojeń transformatora blokowego. Zasięg rezystancyjny powinien być dobrany analogicznie jak zasięg reaktancyjny. Należy w nim uwzględnić rezystancje linii blokowej i części uzwojenia transformatora blokowego. Rozszerzony zasięg rezystancyjny strefy I powinien być odstrojony od minimalnej impedancji ruchowej. W przypadku stref zabezpieczenia 21s patrzących w stronę bloku (strefa I i II) minimalna impedancja ruchowa wystąpi w czasie

21s

WTO

TB G

Linia blokowa

WBL

Rys. 3. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): układ pracy

a) X [Om] RF2

Z L = RL + jX L

RF2

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L2

RF1

X L1

φL RF5

RF4 RF3

RF1

RF2

ArgDir = 15°

R [Om]

X L3 RF3

RF3 X L4

RF4

X L5 RF5 Kierunek w tył (w stronę systemu)

RF5 ArgNegRes = 25°

X [Om]

Z L = RL + jX L RL

X L2

Dodatkowy obszar działania strefy 5 przy pracy bezkierunkowej

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L1B X L1

LOAD

R1 R1B

RLOAD

R [Om]

X L3 X L4

Kierunek w tył (w stronę systemu)

X L5

Rys. 4. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): charakterystyki rozruchowe przekaźnika a) REL 531 firmy ABB, b) 7SA522 firmy SIEMENS

I U

21-I Z<

WSo 21-II Z<

21-III Z<

21-IV Z<

21-V Z<

≥1

BLT or PLK

≥1

PPW

≥1 &

≥1 WBLo

Rys. 5. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): logika działania

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

TB S k"

G K3

Punkt stabilności nietrwałej

Pole hamowań

Punkt stabilności trwałej

Pole hamowań

EgUs

P(δ) = (Xd'+XTB+XL+XSk) sin(δ)

PT Pole przyspieszeń

samorozruchu napędów potrzeb własnych, w czasie zasilania ich z systemu elektroenergetycznego. Działanie strefy I zabezpieczenia 21s powinno być bezzwłoczne lub opóźnione o minimalny czas zwłoki (t1 = 0,1 s). Powinno ono powodować wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu BLT lub PLK. Dla strefy I w przekaźniku realizującym opisywaną funkcję zabezpieczeniową powinno być aktywne działanie dla pętli zwarć międzyfazowych oraz jednofazowych. Strefa II powinna obejmować swoim zasięgiem reaktancyjnym całą linię blokową, 100% uzwojeń transformatora blokowego oraz ok. 60% uzwojeń transformatora odczepowego. Dla strefy II w przekaźniku realizującym opisywaną funkcję zabezpieczeniową powinno być aktywne działanie tylko dla pętli zwarć międzyfazowych. Działanie dla pętli jednofazowych należy dezaktywować ze względu na obejmowanie strefą II transformatora blokowego, który pracuje zwykle z grupą połączeń Yd11 (uzwojenia połączone w trójkąt po stronie generatora). W takiej konfiguracji, przy zwarciu jednofazowym za transformatorem, prąd nie będzie dopływał do miejsca zwarcia od systemu, więc nie będzie też warunków do rozruchu zabezpieczenia. Zasięg rezystancyjny powinien być dobrany analogicznie jak zasięg reaktancyjny. Należy w nim uwzględnić rezystancje linii blokowej, transformatora blokowego i część rezystancji uzwojeń transformatora odczepowego i generatora. Rozszerzony zasięg rezystancyjny strefy powinien być odstrojony od minimalnej impedancji ruchowej, tak jak w przypadku strefy I zabezpieczenia. Działanie strefy II zabezpieczenia 21s powinno być opóźnione o czas t2 (jeden stopień czasowy zwykle ok. 0,1÷0,6 s). Powinno ono powodować wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu BLT lub PLK. Pozostałe strefy (III, IV i ewentualnie V) zabezpieczenia 21s powinny być skierowane w stronę systemu, na który pracuje blok. Wszystkie strefy skierowane w stronę systemu powinny mieć aktywne działania dla pętli zwarć międzyfazowych oraz jednofazowych. Strefa III powinna obejmować swoim zasięgiem szyny zbiorcze stacji przyelektrownianej oraz 80% I strefy zabezpieczenia odległościowego najkrótszej linii odpływowej tej stacji. Zasięg rezystancyjny powinien być dobrany analogicznie jak zasięg reaktancyjny. Należy w nim uwzględnić 80% zasięgu rezystancyjnego I strefy zabezpieczenia odległościowego najkrótszej linii odpływowej stacji przyelektrownianej. Rozszerzony zasięg rezystancyjny strefy III powinien być odstrojony od minimalnej impedancji ruchowej. W przypadku stref zabezpieczenia 21s, patrzących w stronę sieci, minimalna impedancja ruchowa wystąpi w czasie maksymalnego obciążenia bloku. Opóźnienie działania strefy III zabezpieczenia 21s powinno być czasowo odstrojone o jeden stopień czasowy od opóźnienia działania strefy I zabezpieczeń odległościowych linii odpływowych stacji przyelektrownianej. Jej zadziałanie powinno powodować otwarcie wyłącznika blokowego i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu PPW.

δp

δzk

δk

δgr

δp

δgr

δ δ

δ tz

δzk

Rys. 6. Metoda równych pól: a) model generator – sieć, b) kołysania synchroniczne, c) kołysania asynchroniczne

Strefy IV i V zabezpieczenia 21s w analogiczny sposób jak strefa III powinny być nastawione tak, aby swoim działaniem rezerwowały kolejne strefy (odpowiednio strefę II i III) zabezpieczeń odległościowych pól odpływowych stacji przyelektrownianej [13]. Zwłoki czasowe t4 i t5 powinny być czasowo odstrojone o jeden stopień czasowy od opóźnienia działania rezerwowanych stref zabezpieczeń odległościowych linii odpływowych stacji. Zadziałanie stref IV i V zabezpiecznia 21s powinno powodować otwarcie wyłącznika blokowego i doprowadzenie bloku do stanu PPW. Zaleca się [13], aby wszystkie strefy zabezpieczenia 21s realizowały logikę bezzwłocznego działania w sytuacji załączenia bloku na zwarcie. Taki sposób działania powinien być aktywny przez krótki czas od momentu zamknięcia wyłącznika blokowego (przez czas podtrzymania sygnału WBLo [Wyłącznik blokowy otwarty], t0 ≈ 1 s). Dzięki takiej logice zabezpieczenie 21s stałoby się rezerwą innych zabezpieczeń chroniących blok przed skutkami załączenia go na zwarcie w systemie lub w obrębie bloku, w czasie zasilania potrzeb własnych z systemu. 3. Blokady kołysaniowe zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych Podobnie jak zabezpieczenia odległościowe pracujące w sieci elektroenergetycznej, również zabezpieczenia podimpedancyjne jednostki wytwórczej narażone są na zbędne działanie w czasie kołysań mocy.

Powodem powstawania kołysań mocy w przypadku generatora mogą być zwarcia powstałe w sieci zewnętrznej. W czasie zwarć w sieci oraz krótko po nich wirnik generatora synchronicznego ulega przyspieszeniom i opóźnieniom względem częstotliwości systemu. Kołysania wirnika wywołują wahania wszystkich parametrów elektrycznych, w tym również impedancji mierzonej przez przekaźniki podimpedancyjne jednostki wytwórczej [10]. Kołysania generatora mogą mieć charakter synchroniczny lub asynchroniczny. To, czy generator po zwarciu w sieci ulegnie kołysaniom synchronicznym lub asynchronicznym, najłatwiej jest wyjaśnić za pomocą metody równych pól na modelu generator – sieć sztywna (rys. 6) [10, 11]. W układzie z rys. 6a powstaje bliskie zwarcie trójfazowe na początku linii odpływowej stacji przyelektrownianej. Zwarcie to jest likwidowane przez zabezpieczenia tej linii. W uproszczeniu, jeżeli zwarcie zostanie zlikwidowane szybko (np. przez podstawowe zabezpieczenia linii), to uzyskane w czasie zwarcia pole przyspieszeń (proporcjonalne do uzyskanego przyspieszenia wirnika względem częstotliwości systemu) będzie mniejsze od możliwego do uzyskania w danych warunkach przedzwarciowych pola hamowań (kąt mocy δ nie przekroczy wartości granicznej δgr). W takiej sytuacji po likwidacji zwarcia występują tłumione kołysania synchroniczne, poprzez które punkt pracy generator przyjmie nową ustaloną wartość.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

Jeżeli zwarcie zostanie zlikwidowane zbyt wolno (np. przez rezerwowe, zwłoczne zabezpieczenia), to wirnik nabierze w czasie zwarcia na tyle duże przyspieszenie, że po zlikwidowaniu zwarcia generator utraci synchronizm z siecią (pole przyspieszeń będzie większe od pola hamowań, a kąt mocy δ przekroczy wartość graniczną δgr) i zacznie się kołysać asynchronicznie względem częstotliwości napięcia systemu (kąt mocy δ nie przestanie wzrastać). To jak szybko wirnik generatora przyspiesza w czasie zwarcia względem częstotliwości systemu (jak szybko zwiększa się w czasie zwarcia kąt mocy δ, a tym samym pole przyspieszeń i pole hamowań), zależy od mechanicznej stałej czasowej turbozespołu T (proporcjonalnej do jego momentu bezwładności) [11]. To, jak duże będzie pole przyspieszeń uzyskane w czasie zwarcia, zależy od tego, jakie było obciążenie czynne generatora przed zwarciem (PT) oraz od typu, lokalizacji i czasu trwania zwarcia. Podczas kołysań mocy następujących po likwidacji zwarć trajektorie impedancji mogą przecinać charakterystyki rozruchowe zabezpieczeń podimpedancyjnych. Może dojść do ich zbędnego pobudzenia się lub działania. Działanie zabezpieczeń podimpedancyjnych powinno być w związku z tym blokowane w czasie kołysań mocy. Do wykrywania kołysań i blokowania przekaźników służą blokady kołysaniowe. Najczęściej stosowane są rozwiązania blokad kołysaniowych bazujące na uproszczonym pomiarze szybkości zmian impedancji lub rezystancji widzianej przez przekaźnik. Kołysania mocy charakteryzują się małą szybkością zmian impedancji w porównaniu ze zwarciami w sieci. Blokada może zatem rozróżniać kołysania mocy od zwarć poprzez sprawdzanie przyrostów wektora impedancji w czasie. Ponadto kołysania mocy mają charakter trójfazowy (w prądach mierzonych przez zabezpieczenie w czasie kołysań nie powinna pojawiać się składowa przeciwna lub zerowa), w związku z tym blokady działają zwykle na podstawie pomiaru składowej zgodnej impedancji. 4. Wymagania operatora sieci przesyłowej odnośnie stosowania blokad kołysaniowych W zabezpieczeniach impedancyjnych generatora (21e) nie jest obecnie wymagane stosowanie blokad kołysaniowych. W zabezpieczeniach odległościowych bloku (21s) stosowanie blokad kołysaniowych jest wymagane przez Standardową Specyfikację Techniczną „Zabezpieczenie odległościowe linii blokowej 400 kV, 220 kV, 110 kV” PSE SA [12]. Specyfikacja [12] wymaga także, aby blokady kołysaniowe były w stanie wykryć zarówno kołysania synchroniczne, jak i asynchroniczne o częstotliwości 0,5÷5 Hz. Ponadto wszystkie strefy zabezpieczenia 21s powinny mieć możliwość aktywacji blokady o niezależnej charakterystyce rozruchowej i możliwości dezaktywacji w razie pojawienia się dowolnego zwarcia. Blokada musi mieć też nastawialny czas deblokady, po upływie którego zostanie ona zdjęta niezależnie od panujących warunków.

5. Przykłady blokad kołysaniowych zabezpieczeń impedancyjnych generatora 21e Obecnie praktycznie tylko firma SIEMENS oferuje blokadę kołysaniową (PSB, ang. power swing blocking) zabezpieczeń impedancyjnych generatora (21e). Poniżej przedstawiono pokrótce zasadę działania tej blokady na przykładzie przekaźnika 7UM62 [8]. Blokadę PSB funkcji 21e przekaźnika 7UM62 tworzy dodatkowa strefa TPOL o zasięgu większym od najdalej sięgającej strefy rozruchowej, podlegającej blokowaniu P/SPOL (rys. 7). Blokada może objąć 1, 2 lub obie strefy rozruchowe zabezpieczenia. Nastawiana jest odległość strefy TPOL od największej strefy P/SPOL oraz minimalna szybkość zmian impedancji (ΔZ/Δt). Od wejścia wektora impedancji do strefy TPOL obliczana jest szybkość zmian impedancji w oknie 20 ms [8]. Jeżeli ma miejsce zwarcie, to szybkość zmian impe-

wektor impedancji wejdzie w strefę blokowaną. Aby aktywacja blokady była możliwa, jej warunki muszą być spełnione dla trzech faz [8]. Dezaktywacja blokady kołysaniowej funkcji 21e przekaźnika 7UM62 nastąpi, jeśli upłynie czas deblokady (nastawialny T-ACTION P/S) albo wektor impedancji opuści strefy blokowane lub też zmierzona szybkość zmian impedancji zwiększy się ponad nastawioną wartość albo jeśli w mierzonym przez przekaźnik prądzie pojawi się składowa przeciwna, mogąca świadczyć o powstaniu zwarcia niesymetrycznego [8]. 6. Blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych bloku (21s) W przypadku funkcji zabezpieczenia odległościowego bloku praktycznie wszyscy producenci przekaźników oferują blokady kołysaniowe. Najczęściej stosowanymi rozwiązaniami, podobnie jak w przypadku blokad zabezpieczeń 21e, są te oparte na sprawdzaniu szybkości zmian impedancji lub na sprawdzaniu wielkości jej przyrostów. Poniżej zostaną przedstawione dwa typy blokad oparte na powyższych zasadach. Firma ABB w przekaźniku REL 531 oferuje blokadę kołysaniową PSD (ang. power swing detection). Charakterystyki rozruchowe blokady pokazano na rys. 8a [5].

X [Om]

X r2

Z (t)

X r1

Rr1 Rr2

R [Om]

Blokadę tworzą dwie dodatkowe prostokątne strefy o zasięgu większym niż blokowane strefy. W nastawieniach blokady określa się zasięg rezystancyjny i reaktancyjny strefy wewnętrznej oraz współczynniki KR i KX, określające zasięg strefy zewnętrznej. Od wejścia wektora impedancji do zewnętrznej strefy PSD zliczany jest czas Δt do wejścia w strefę wewnętrzną. Jeżeli zmierzony czas Δt jest krótszy od nastawionych czasów, blokada uznaje, że ma miejsce zwarcie. Jeśli czas Δt jest większy od nastawionych czasów, blokada jest aktywowana [5]. Blokada PSD przekaźnika REL 531 ma nastawialne dwa czasy Δt: tP1, sprawdzany przy pierwszym przejściu trajektorii impedancji przez strefy PSD, oraz tP2, sprawdzany przy kolejnych przejściach. Blokada traktuje serię pobudzeń stref PSD jako jedno zdarzenie, jeżeli czas przerwy pomiędzy nimi jest krótszy niż czas tH. Jeśli czas przerwy pomiędzy pobudzeniami jest dłuższy od tH, stan blokady jest zerowany

21.1

|Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

21.2 P/SPOL P/SPOL-TPOL

Rys. 7. Charakterystyka blokady kołysaniowej funkcji 21e przekaźnika 7UM62 firmy SIEMENS

dancji jest duża – większa od nastawionej wartości, a ponadto pierwsza wartość ΔZ/Δt zostanie obliczona, gdy tylko wektor impedancji znajdować się będzie zarówno w strefie blokady, jak i w strefie blokowanej. W takiej sytuacji aktywacja blokady nie będzie możliwa do chwili opuszczenia strefy blokowanej [8]. Jeżeli mają miejsce kołysania mocy, to szybkość zmian impedancji jest znacznie mniejsza niż w czasie zwarć – wyznaczona wartość ΔZ/Δt powinna być mniejsza niż wartość nastawiona. W takiej sytuacji blokada zostanie aktywowana, kiedy a)

X [Om]

PPOL

KX·X1IN X1IN RL

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L2

R5 = RA RP

R1IN -R1IN -KR·R1IN

Kierunek w tył (w stronę systemu)

(1)

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L1

KR·R1IN

RF5

APOL

X L2

RF4 RF3

RF1

RF2

ϕL R4

R [Om]

X L3

ϕLOAD R1

X L3

RLOAD

R [Om]

RP R5 = RA

X L4

(1)

(2) X L5 -X1IN

-KX·X1IN

(2) Kierunek w tył (w stronę systemu)

X L5

Rys. 8. Charakterystyki rozruchowe blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych bloku (21s): a) REL 531 firmy ABB, b) 7SA522 firmy SIEMENS

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

(przy następnym pobudzeniu sprawdzany będzie czas tP1) [5]. Blokada PSD dezaktywowana jest, kiedy upłynie czas deblokady (podstawowy tR2 lub dodatkowy tR1, odliczany zamiast tR2, jeśli w czasie trwania blokady pojawi się składowa zerowa prądu) lub kiedy wektor impedancji opuści obie strefy blokady. Jeżeli w prądzie mierzonym przez przekaźnik REL 531 przed pobudzeniem blokady PSD pojawiła się składowa zerowa, blokada nie zostanie aktywowana [5]. Firma SIEMENS w przekaźniku 7SA522 oferuje blokadę kołysaniową PSD (ang. power swing detection) pracującą z charakterystykami rozruchowymi pokazanymi na rys. 8b [9]. Blokadę tworzy dodatkowa poligonalna strefa PPOL odsunięta od blokowanej strefy o największym zasięgu APOL. Strefa APOL na potrzeby blokady traktowana jest jako bezkierunkowa. Odległość strefy PPOL od APOL jest nienastawialna i zależy od nastawienia prądu znamionowego strony wtórnej przekładników prądowych (Zdiff = 1 Ω / 5 Ω). Od wejścia wektora impedancji do strefy PPOL obliczane są przyrosty rezystancji dR i reaktancji dX w oknie 5 ms. Na podstawie wyznaczonych przyrostów sprawdzane są następujące kryteria blokady [9]: 1. Czy impedancje mierzone w trzech fazach są symetryczne (brak składowej zerowej lub przeciwnej impedancji) 2. Czy nie dochodzi do skokowych zmian impedancji (czy przyrosty nie są zbyt duże) 3. Czy nie zmienia się kierunek ruchu wektora impedancji w osi R (czy ruch jest monotoniczny) 4. Czy trajektoria impedancji lokuje się w obszarze niestabilności lokalnej. Blokada jest aktywowana indywidualnie dla każdej fazy, jeśli spełnione są dla niej wszystkie kryteria [9]. Warunki aktywacji blokady są sprawdzane, dopóki wektor impedancji nie opuści strefy PPOL. Pobudzenie blokady zostanie zresetowane po opuszczeniu strefy PPOL lub kiedy przestanie być spełniane kryterium 1 lub 2. Jeżeli jednak w trakcie trwania blokady kryteria przestaną być spełniane lub wektor impedancji opuści strefę PPOL, blokada pozostanie utrzymywana do upłynięcia nastawialnego czasu deblokady (68 Trip Delay) [9]. 7. Zagrożenie zbędnym działaniem zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku po długo likwidowanych zwarciach w sieci zewnętrznej Jak napisano wcześniej, w następstwie zwarć w sieci zewnętrznej generator narażony jest na synchroniczne i asynchroniczne kołysania jego wirnika względem częstotliwości sieci. To, czy po zwarciu generator utraci synchronizm i będzie kołysał się asynchronicznie względem systemu, zależy od inercji turbozespołu, obciążenia generatora przed zwarciem oraz od lokalizacji, typu i czasu trwania zwarcia [10, 11]. Z przeprowadzonych na potrzeby pracy [13] badań na modelu sieci KSE oraz z badań na modelu dwumaszynowym (rys. 6a), przeprowadzonych na potrzeby pracy [14], wynika, że synchroniczne kołysania wirnika generatora, następujące po szybko zlikwidowanym zwarciu w sieci (zwykle tz < 125 ms), nie zagrażają zbędnym pobudzaniem się i działaniem zabezpieczenia impedancyjnego generatora (21e) i odległościowego

Rys. 9. Synchroniczne kołysania impedancji powstałe po szybko wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci (tz = 100 ms), widziane przez zabezpieczenia: a) impedancyjne generatora 21e, b) odległościowe bloku 21s

bloku (21s). Powyższą sytuację ilustrują poniższe trajektorie impedancji widziane przez funkcję 21e (rys. 9a) i 21s (rys. 9b). Na rys. 9 wartości chwilowe impedancji zostały określone na podstawie chwilowych wartości skutecznych prądów, napięć oraz chwilowego przesunięcia fazowego między tymi sygnałami. Jeżeli zwarcie w sieci będzie trwało na tyle długo, że po jego zakończeniu generator utraci synchronizm z siecią i rozpoczną się jego kołysania asynchroniczne, to pobudzeniu mogą ulec obie strefy zabezpieczenia 21e. Może też dojść do zbędnego zadziałania, w szczególności strefy 21.2 zabezpieczenia 21e działającej bezzwłocznie lub z minimalnym czasem zwłoki. W przypadku zabezpieczenia odległościowego 21s, w powyższej sytuacji pobudzeniu mogą ulec obie strefy patrzące w stronę bloku. Może dojść do zbędnego działania strefy I działającej bezzwłocznie lub z małym czasem zwłoki, zwłaszcza jeśli a)

moc zwarciowa sieci przed zwarciem była nieduża. Sytuację tę ilustrują poniższe trajektorie impedancji widziane przez funkcję 21e (rys. 10a) i 21s (rys. 10b). Zbędne działanie zabezpieczeń 21e lub 21s w czasie kołysań asynchronicznych generatora jest niekorzystne dla pracy systemu. W wyniku jego działania blok doprowadzany jest do stanu BLT lub PLK. Wydłuża to czas restartu bloku i stwarza ryzyko powstania blackoutu na skutek deficytu mocy [10]. W tej sytuacji blok powinien zostać odcięty od sieci i doprowadzony do stanu PPW przez zabezpieczenie od skutków poślizgu biegunów (78). Takie działanie pozwala na szybki restart bloku po utracie synchronizmu. Dodatkowo zabezpieczenie 78 wysyła sygnały sterujące w chwili dogodnej dla wyłącznika [3, 4, 6, 7, 8]. W powyższej sytuacji narażone na zbędne zadziałanie strefy zabezpieczeń 21e (strefa 21.2) i 21s (strefa I) powinny zostać b)

Rys. 10. Asynchroniczne kołysania impedancji powstałe po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci (tz = 300 ms), widziane przez zabezpieczenia: a) impedancyjne generatora 21e, b) odległościowe bloku 21s

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

Rys. 11. Kołysania asynchroniczne po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci, widziane przez zabezpieczenia 21e: a) skokowe przejście do strefy 21.2, b) wkroczenie do strefy 21.2 ze strefy 21.1

zablokowane przez blokady kołysaniowe. Badania symulacyjne [13, 14] wskazują jednak na to, że dostępne blokady kołysaniowe opierające się na sprawdzaniu szybkości zmian impedancji (a w zasadzie na obliczaniu przyrostów rezystancji i reaktancji w określonych oknach czasowych lub sprawdzaniu czasów przejścia wektorów impedancji pomiędzy strefami) mogą nie być w stanie poprawnie rozpoznać rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora po długotrwałym zwarciu w sieci jako kołysań mocy wymagających zablokowania przekaźnika. Największe ryzyko zbędnego działania wymienionych stref zabezpieczeń 21e i 21s powstaje w pierwszej chwili po likwidacji zwarcia, kiedy wektor impedancji może skokowo przemieścić w pobliże punktu (0;0) na płaszczyźnie impedancji, a następnie rozpocząć kołysania asynchroniczne. W tej sytuacji wektor impedancji może po zwarciu skokowo przemieścić się do wnętrza strefy 21.2 zabezpieczenia 21e lub strefy I zabezpieczenia 21s i pozostać w nich na tyle długo, aby spowodować zbędne działanie tych zabezpieczeń. W omawianej części koła zataczanego przez wektor Z(t) w czasie kołysań asynchronicznych szybkość zmian impedancji jest najmniejsza w całym obrocie asynchronicznym (będzie ona tym mniejsza, im mniejsza będzie w zaistniałej sytuacji różnica powierzchni pola przyspieszeń uzyskanego w czasie zwarcia i pola hamowań dostępnego w danych warunkach po zwarciu) [14]. W przypadku dostępnych dla zabezpieczenia 21e blokad PSB należy rozpatrzyć dwa przypadki ich konfiguracji. W pierwszym blokada obejmuje obie strefy 21e. W razie rozwoju kołysań asynchronicznych po likwidacji zwarcia, które lokowało się w strefie 21.1, wektor impedancji może po zwarciu nie opuścić strefy 21.1, lecz skokowo przemieścić się do strefy 21.2 (jak na rys. 11a) lub w jej pobliże i wkroczyć do niej w czasie rozwijania się pierwszego obrotu asynchronicznego (jak na rys. 11b). W tej sytuacji nawet jeśli kryteria blokady będą spełnione, to jej aktywacja nie będzie możliwa (po pobudzeniu strefy 21.1 na skutek zwarcia wektor impedancji nie opuścił jej po zlikwidowaniu zakłócenia – blokada może uznać, że dalej ma miejsce zwarcie w strefie 21.1)

i strefa 21.2 będzie mogła zadziałać zbędnie już po zaniknięciu zwarcia. W drugiej możliwej konfiguracji blokady PSB zabezpieczenia 21e obejmuje ona tylko bezzwłoczną strefę 21.2. W takim przypadku istnieje ryzyko, że warunki blokady zostaną spełnione praktycznie po każdym zwarciu trójfazowym w strefie 21.1, trwającym powyżej 20 ms (czas trwania okna wyznaczania ΔZ/Δt [8]), ponieważ szybkość zmian impedancji w czasie zwarcia będzie praktycznie zerowa, a wektor impedancji będzie przebywał wewnątrz strefy blokady i na zewnątrz strefy blokowanej. W tej sytuacji, jeśli powstanie zwarcie trójfazowe w obrębie obwodów dolnego napięcia bloku, w czasie trwania pobudzenia strefy 21.1, strefa 21.2 zostanie prawdopodobnie zbędnie zablokowana. Taka konfiguracja niesie zatem teoretyczne ryzyko powstania brakującego zadziałania strefy 21.2. W przypadku blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych bloku 21s, działających na zasadzie pomiaru czasu przejścia trajektorii impedancji pomiędzy dodatkowymi strefami podimpedancyjnymi (np. w przekaźniku REL 531 firmy ABB), w czasie rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora po zwarciu w sieci (w strefach III, IV lub V zabezpieczenia), wektor impedancji a)

może nie wyjść poza strefy blokady, tylko od razu przemieścić się w pobliże charakterystyk rozruchowych zabezpieczenia (rys. 12a). W tej sytuacji blokada może nie być w stanie zauważyć kołysań asynchronicznych, następujących po długo likwidowanym zwarciu aż do momentu rozpoczęcia się drugiego obrotu asynchronicznego – szybkodziałająca strefa I zabezpieczenia 21s może zbędnie zadziałać już po zlikwidowaniu zwarcia w sieci. Ta sytuacja jest tym bardziej prawdopodobna, im mniejsza jest moc zwarciowa w systemie i mniejsza jest mechaniczna stała czasowa turbozespołu. W przypadku blokad kołysaniowych zabezpieczeń 21s, działających na zasadzie pomiaru przyrostów rezystancji (dR) i reaktancji (dX) w określonym oknie czasowym (np. 5 ms) i sprawdzających na podstawie tych wartości kryteria wyróżniające kołysania mocy (np. w przekaźniku 7SA522 firmy SIEMENS), w czasie rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora po zwarciu w sieci (w strefach III, IV lub V zabezpieczenia), wektor impedancji po wyłączeniu zakłócenia może na tyle szybko (skokowo) przemieścić się do szybkodziałającej strefy I zabezpieczenia, że blokada nie zdąży zaktualizować w tym czasie wartości przyrostów dR i dX (rys. 12b). W tej sytuacji blokada może nie być w stanie zablokować zabezpieczenia 21s, pozwalając na zbędne zadziałanie strefy I już po wyłączeniu zwarcia w sieci (w strefach III, IV lub V). Również w tym przypadku opisywana sytuacja będzie tym bardziej prawdopodobna, im mniejsza będzie moc zwarciowa w systemie i mniejsza będzie mechaniczna stała czasowa turbozespołu. 8. Wpływ algorytmu wyznaczania impedancji na ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń podimpedancyjnych generatora w czasie asynchronicznych kołysań mocy Pokazane powyżej trajektorie impedancji zostały wyznaczone (dla uproszczenia analizy) z chwilowych wartości skutecznych prądów i napięć oraz przy znajomości chwilowego przesunięcia fazowego pomiędzy nimi. Takie podejście pozwala na obserwację trajektorii impedancji widzianych niejako po stronie pierwotnej przekładników, a więc b)

Rys. 12. Zachowanie się blokady kołysaniowej zabezpieczenia 21s w czasie kołysań asynchronicznych po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci: a) blokada wyznaczająca czas przejścia impedancji między dodatkowymi strefami, b) blokada wyznaczająca przyrosty dR i dX

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

Rys. 13. Trajektorie impedancji widziane przez zabezpieczenia 21s w czasie kołysań asynchronicznych po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci, przy zastosowaniu algorytmu wyznaczania impedancji: a) A3 Łobosa, b) Phadke/Ibrahima

również przed filtracją w układach wejściowych przekaźnika i bez uwzględnienia zastosowanego algorytmu wyznaczania impedancji. Aby lepiej zrozumieć, jak trajektorie impedancji „widzi” funkcja podimpedancyjna przekaźnika, należy w badaniach symulacyjnych odwzorować zastosowany w przekaźniku układ filtrów oraz zaimplementowany algorytm wyznaczania impedancji. Niestety, informacje na temat zastosowanych w danym przekaźniku układów filtracji (analogowej i cyfrowej) oraz na temat zastosowanego algorytmu wyznaczania impedancji znacząco wykraczają poza wiedzę przekazaną odbiorcy w dostępnej dokumentacji techniczno-ruchowej zabezpieczenia – informacje te znane są praktycznie tylko konstruktorom urządzenia i stanowią tajemnicę handlową producenta. Wpływ algorytmu wyznaczania impedancji oraz zastosowania filtracji cyfrowej został pokazany na rys. 13. Rys. 13a pokazuje fragment trajektorii impedancji z rys. 12b widzianej przez przekaźnik odległościowy przy zastosowaniu szybkiego algorytmu typu A3 Łobosa [15]. Algorytm ten wyznacza chwilową wartość rezystancji i reaktancji z trzech ostatnich próbek wartości chwilowych prądu i napięcia. Pozwala zatem na szybkie oszacowanie wartości chwilowej impedancji, jednak kosztem mocnego zafałszowania jej trajektorii, wynikającego z obecności składowych harmonicznych i aperiodycznych w przebiegach wejściowych [15]. W przypadku tego algorytmu przejście z punktu zwarciowego na płaszczyźnie impedancji do punktu rozpoczynającego pierwszy obrót asynchroniczny ma charakter skokowy (praktycznie tak jak ma to miejsce w rzeczywistości). Zastosowanie tego algorytmu może zatem zwiększyć ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń 21e lub 21s w chwili rozpoczęcia kołysań

asynchronicznych po zakończeniu zwarcia w sieci. Rys. 13b pokazuje fragment trajektorii impedancji z rys. 12b widzianej przez przekaźnik odległościowy przy zastosowaniu dokładnego, lecz wolnego algorytmu Phadke/Ibrahima [15]. Algorytm ten wyznacza chwilową wartość rezystancji i reaktancji na podstawie próbek w liczbie odpowiadającej całemu okresowi podstawowej harmonicznej sygnałów (przy częstotliwości próbkowania równej 1000 Hz algorytm potrzebuje 20 próbek sygnałów prądu i napięcia). Zatem jest on znacznie wolniejszy w porównaniu z algorytmem A3 Łobosa, ale jednocześnie uzyskane za jego pomocą trajektorie impedancji są gładsze i mniej podatne na zakłócenia od składowych sygnałów o innej częstotliwości. Duża liczba próbek wymagana w algorytmie działa jak filtr dolnoprzepustowy, tłumiący zafałszowania zauważalne w szybkich metodach wyznaczania impedancji i wprowadzający znaczne obniżenie dynamiki zmian impedancji. W związku z tym przy zastosowaniu tego algorytmu przejście z punktu zwarciowego na płaszczyźnie impedancji do punktu rozpoczynającego pierwszy obrót asynchroniczny ma znacznie wolniejszy charakter w porównaniu z metodą A3 Łobosa (jest to zafałszowanie w stosunku do rzeczywistego skokowego przebiegu, wynikające ze sposobu wyznaczania impedancji). Zastosowanie tego algorytmu może zatem obniżyć ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń 21e lub 21s w chwili rozpoczęcia kołysań asynchronicznych po zakończeniu zwarcia w sieci. Daje ono bowiem szansę na zadziałanie blokady kołysaniowej, bazującej na obliczaniu przyrostów rezystancji i reaktancji (pod warunkiem że wektor impedancji nie przemieści się po zwarciu bezpośrednio do zagrożonych stref ). Blokady bazujące na sprawdzaniu czasu

przejścia pomiędzy dodatkowymi strefami dalej będą narażone na niewykrycie kołysań przy pierwszym obrocie asynchronicznym. Wadą powyższej metody jest wydłużenie czasu własnego przekaźnika. 9. Podsumowanie W skład zabezpieczeń bloków wytwórczych wchodzą zabezpieczenia podimpedancyjne: impedancyjne generatora (21e) i odległościowe bloku (21s). Są to rezerwowe zabezpieczenia bloku i linii blokowej od skutków zwarć w obrębie bloku i linii blokowej. Jednocześnie stanowią one podstawowe zabezpieczenie bloku od skutków zwarć w stacji przyelektrownianej i sieci zewnętrznej. Zabezpieczenia te mogą współpracować z blokadami kołysaniowymi, działającymi np. na zasadzie określania szybkości zmian impedancji mierzonej przez przekaźnik. Powodem stosowania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku jest ryzyko ich zbędnego działania w czasie kołysań mocy występujących w następstwie zwarcia w sieci zewnętrznej. Na podstawie badań symulacyjnych [13, 14] stwierdzono, że w czasie synchronicznych kołysań mocy, następujących po szybko wyłączonych zwarciach w sieci, nie ma zagrożenia zbędnym pobudzeniem się lub zadziałaniem zabezpieczeń 21e lub 21s. Jeżeli zwarcie w sieci trwa na tyle długo, że generator po jego wyłączeniu traci synchronizm, pojawia się zagrożenie zbędnego działania stref zabezpieczeń działających bezzwłocznie lub z minimalnymi zwłokami, na skutek skokowego przemieszczenia się końca wektora impedancji mierzonej przez przekaźnik w pobliże lub do wnętrza tych stref. Zbędne działanie zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku w czasie kołysań asynchronicznych generatora jest niekorzystne dla pracy systemu. W wyniku ich zbędnego działania część elektryczna i cieplno-mechaniczna bloku jest całkowicie wyłączana. Wydłuża to czas restartu i stwarza ryzyko powstania blackoutu na skutek deficytu mocy. W tej sytuacji blok powinien zostać odcięty od sieci przez zabezpieczenie od skutków poślizgu biegunów (78). Istnieje obawa, że dostępne obecnie blokady kołysaniowe zabezpieczeń 21e i 21s mogą nie być w stanie poprawnie rozpoznać rozwijających się asynchronicznych kołysań generatora, następujących po długo likwidowanym zwarciu w sieci. Blokady mogą nie być w stanie zablokować zabezpieczenia, pozwalając na jego zbędne zadziałanie, a w innych konfiguracjach mogą powodować zbędne blokowanie przekaźnika. Będzie to tym bardziej prawdopodobne, im mniejsza będzie moc zwarciowa w systemie i mechaniczna stała czasowa turbozespołu. Jak pokazują przytoczone wyniki symulacji, duży wpływ na zachowanie się przekaźnika podimpedancyjnego w obliczu opisywanej sytuacji ma zastosowany algorytm wyznaczania impedancji oraz obróbka wstępna sygnałów (filtracja analogowa i cyfrowa). Algorytmy szybkie pozwalają na osiągnięcie dynamiki zmian impedancji mierzonej przez przekaźnik bliskiej rzeczywistej. Ponoszą one jednak z tego samego powodu ryzyko zbędnego zadziałania szybkich stref zabezpieczeń 21e i 21s w chwili rozpoczęcia kołysań asynchronicznych, po zbyt

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

długiej likwidacji zwarcia w sieci. Algorytmy wolniejsze obniżają dynamikę zmian impedancji widzianej przez przekaźnik, a co za tym idzie, dają szansę na poprawne wykrycie przez niektóre rozwiązania blokad kołysaniowych rozpoczęcia się kołysań asynchronicznych, po zbyt długiej likwidacji zwarcia w sieci, zmniejszając tym samym ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń 21e i 21s. Wadą stosowania wolnych metod jest wydłużenie czasu własnego przekaźnika. Powyższe problemy należy dalej weryfikować za pomocą możliwie dokładnych badań symulacyjnych oraz (w miarę możliwości) za pomocą badań statystycznych. Badania statystyczne pozwoliłyby na zweryfikowanie wyników badań symulacyjnych i określenie, czy opisywane problemy występują tylko teoretycznie, czy również w rzeczywistości. Bardzo wartościowe byłoby sprawdzenie dostępnych zabezpieczeń 21e i 21s za pomocą cyfrowych testerów, poprzez wymuszenie przebiegów prądów i napięć wygenerowanych w programach symulacyjnych (np. w formacie Comtrade). Pozwoliłoby to na uwzględnienie sposobu obróbki wstępnej sygnałów wejściowych oraz algorytmu wyznaczania impedancji zastosowanych w badanym przekaźniku. Jeżeli wyniki powyżej zaproponowanych badań będą negatywne lub nie w pełni satysfakcjonujące, należy podjąć próbę opracowania nowej logiki działania zabezpieczeń 21e i 21s oraz nowego algorytmu działania blokad kołysaniowych, pozwalających

na poprawną pracę zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku w sytuacji rozwijania się asynchronicznych kołysań generatora w następstwie powolnie likwidowanych zwarć w sieci zewnętrznej. Bibliografia 1. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, Warszawa, WNT 1966. 2. Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych, Warszawa, WNT 1999. 3. Kopex Electric Systems SA, Biblioteka funkcji przekaźników, logiki, pomiarów, Tychy 2006. 4. Kopex Electric Systems SA, CZAZ-GT: opis zabezpieczeń, Tychy 2006. 5. ABB, Application manual REL 531 – High speed line distance protection terminal, 2003. 6. ABB, Generator protection IED REG 670 – Technical reference manual, wersja 1.1, Szwecja. 7. ABB, Mikroprocesorowe zabezpieczenie generatora REG 316*4, Warszawa, 1997. 8. Siemens, SIPROTEC 7UM62 V.4.1 Multifunctional Generator, Motor and Transformer Protection relay, 2002. 9. Siemens, SIPROTEC Distance protection 7SA522 V4.65 and higher – Manual, 2009. 10. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego; Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007.

11. Bernas S., Systemy elektroenergetyczne, Warszawa, WNT 1982. 12. PSE Operator SA, Standardowe specyfikacje techniczne: Zabezpieczenie odległościowe linii blokowej 400 kV, 220 kV, 110 kV, Warszawa, marzec 2008. 13. Dobrzyński K. i in., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowe – Etap I i II, praca wykonana przez Instytut Energetyki i Politechnikę Gdańską dla PSE Operator SA, Warszawa, 2010 (Etap I) i 2011 (Etap II). 14. Dytry H. i in., Koordynacja zabezpieczeń elektroenergetycznych od zakłóceń zewnętrznych generatorów przyłączonych do szyn rozdzielni bezpośrednio oraz przez transformator blokowy z zabezpieczeniami sieci, Instytut Energetyki, praca statutowa, Warszawa 2011. 15. Nelles D., Opperskalski H., Digitaler Distanzschutz – Verhalten der Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen, DUV, Wiesbaden 1991. W referacie wykorzystano informacje zawarte w danych katalogowych przekaźników.

Marcin Lizer

mgr inż. Instytut Energetyki w Warszawie e-mail: marcin.lizer@ien.com.pl Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (2009). Obecnie pracuje w Pracowni Automatyki Elektroenergetycznej Instytutu Energetyki w Warszawie. Zakres jego zainteresowań zawodowych i naukowych obejmuje zagadnienia związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową jednostek wytwórczych, rozproszonych źródeł energii oraz przesyłowych i dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych, a także kwestie związane ze stabilnością pracy jednostek wytwórczych w czasie zakłóceń.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

A Paradigm for HV, MV, LV Distribution Grid Development Planning

Authors Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik

Keywords development problems, distribution grid, energy security

Abstract In the literature, including that relating to businesses in the energy (and power) sector, the concept of these organizations’ operating paradigm may be found. The paper discusses the concept of the paradigm, with a focus on the power grid development planning paradigm. Against this background, issues related to energy security and power systems development trends and problems are presented. A new paradigm is proposed for distribution grid development planning. This paradigm is an original proposal of the authors.

1. Paradigm 1.1. Definition1 The word ”paradigm” is used in science to describe different notions. It comes from the Greek words: παράδειγμα [Gr. paradeigma] – a pattern, model; παραδείκνυμι [gr. paradeiknumi] – to demonstrate, represent, expose; παρά [gr. para] – alongside, beside + δείκνυμι [gr. deiknumi] – to show, indicate. The word παράδειγμα (paradeigma) was first used in a Greek text, the Dialogues of Plato, (Timaios [ 28A ]), as a model or pattern that Demiurge (god) had used to create the universe. In the Merriam-Webster dictionary of 1900 this term referred only to grammar and rhetoric. Currently, this dictionary defines paradigm as ”a philosophical and theoretical framework of a scientific school or discipline within which theories, laws, and generalizations and the experiments performed in support of them are formulated”. The concept of ”paradigm” was somehow modified as well as refreshed by the philosopher, Thomas Kuhn, in his book ”The Structure of Scientific Revolutions” published in 1962. According to Kuhn, a paradigm is a set of concepts and theories forming the basis of a science or otherwise – it is a set of views shared by scientists, a set of covenants on understanding issues. In the philosophical theory of cognition and methodology paradigm is defined as a generally recognized scientific achievement that provides model solutions in the field of science, which may also induce model solutions in related fields and become an important component of a world view. According to ”Encyklopedia PWN” paradigm is a generally

The contents of this section are from “Encyclopedia PWN” and Wikipedia.

recognized scientific achievement (scientific theory), which at one time provides model solutions in the field of science. Examples of paradigms are: the Copernican system, i.e. the heliocentric theory, Newton’s mechanics and Einstein’s relativity theory. No theories and concepts that make up a paradigm are likely to be questioned, at least as long as the paradigm is cognitively creative, i.e. can be used to create detailed theories consistent with experimental data (or, possibly, historical data) which science deals with. A paradigm is characterized by the following features (differentiating paradigm from dogma): • It is not given once and for all, but is accepted on the basis of consensus by most researchers. For researchers, the paradigm’s compliance is important here with the existing knowledge, including its meeting of many conditions, such as the existing scientific experimental evidence. • It may periodically be subject to essential changes leading to profound changes in science. Then we deal with so-called scientific revolution. • It undermines the sense of absolute rightness. The concept of ”absolute rightness” has no scientific relevance. A good paradigm should: • be logically and conceptually consistent • be as simple as possible and include only the concepts and theories that are actually necessary for science • provide the ability to create a detailed theory consistent with the known facts.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

1.2. Paradigm in science As is clear from the above definitions, the concept of a paradigm is quite general. A paradigm in science in general is a ”formal creation”, which can and should be treated essentially as positive, because it allows one to focus energy and means (resources) on its central idea. This in turn potentially allows accelerating the development of science in its scope, i.e. in the scope that is central to the paradigm. But besides beneficial aspects associated with the existence of a paradigm, attention is drawn to some of its features, which may lead to a reduction, or possibly a slow down, in the development of the science which the paradigm covers. A paradigm once created and adopted can be, and usually is, authenticated by a co-operation of its own kind and co-existence of the following factors: people, organizations and institutions, not necessarily substantively related to science and technology. They may include: • professional social and vocational organizations that legitimate the paradigm • charismatic leaders, who introduce the paradigm, and above all justify its relevance • magazines that endorse the paradigm’s relevance in their publications • exacerbating of government agencies that lend credence to the paradigm through its activities • educators, who promote the paradigm ideas through the learning system in which, for example, schools operate • scientific conferences that focus on issues central to the paradigm • electronic media that showcase the benefits of taking actions in accordance with the paradigm, and at the same time (or possibly) scare with negative consequences of not taking such actions for different spheres of human activity, e.g. recently for the environment • funds that support development of the areas related to the paradigm, including those dealing with funding the research related to the paradigm idea • laymen in the field of science or technology, and people grouping around laymen in that field, who are public figures with social recognition, who uncritically accept the paradigm ideas (believe in the paradigm ideas). An example of the above points can be the so called global warming problem and the need to implement measures to reduce or eliminate this effect (if indeed it occurs), including the reduction of CO2 emission, CO2 capture and storage (CCS) etc. The impact of these factors has led to a mental state of society in which any claim against the binding theory of global warming is being pushed to the margins of substantive dispute. In practice, any such claim is eliminated or blocked. The effects of the foregoing factors stimulate efforts within the paradigm (in the financial, organizational, legal and scientific

sense), while reducing and possibly suppressing any activity characterized by a different perspective on the problem. This condition is called paradigm paralysis and it means a practical impossibility (or, possibly, limited chance) to look beyond the existing way of thinking and perceiving of phenomena. Paradigm paralysis follows from the theorem (Kuhn et al.): ”that typical scientists are not objective and independent thinkers, but they are conservatives, who agree with what they have been taught and apply this learning (knowledge) to solve problems in accordance with the dictate of the theory they have mastered. Most of the scientists in fact only set puzzles, aiming at the discovery of what is already known to them anyway. It is argued here that scientists tend to ignore research findings that may threaten the existing paradigm and lead to the development of a new competitive paradigm. Thus, it is concluded that in the course of science development innovations are introduced with difficulty, and with accompanying overt resistance in line with expectations”. At the same time, however, it is stated that ”only young scientists, not so deeply indoctrinated by established theories, can reject the old paradigm”. As examples of scientists, who have clearly and radically changed our perception of the world, Newton, Lavoisier and Einstein are listed. Thus, despite the kind of paradigm conservatism, the development of science by overcoming its limits is possible and is taking place. Therefore, somewhat contrary to the earlier claims, it can be said that this is the normal way of development of a mature science. It consists in subsequent passages in the ”revolution” process from one paradigm to another. Where there is a paradigm shift, ”the scientific world changes qualitatively, and is qualitatively enriched by fundamentally new facts and theories alike”. This observation Kuhn formulated as follows: ”Science is not a steady, cumulative acquisition of knowledge. Instead, science is a series of quiet periods interrupted by violent intellectual revolutions, after which one conceptual outlook is replaced with another. No natural science can be explained without the use of intertwined theoretical and methodological views allowing for selection, evaluation, and criticism”. Scientific revolutions in fact associated with paradigm shifts ”follow long periods of operation of institutional science, traditionally restricted with a framework, within which it (science) had to be contained and engage in research, before it could destroy this framework”. It is also claimed that a crisis of the institutional science, and thus a crisis of the current paradigm ”always implicitly hides in research, because every problem that the institutional science sees as a puzzle, can be seen from a different perspective as a contradiction (breach)” and thus as a source of crisis. A source of the crisis, but at the same time as part of the progress and development of science.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

1.3. Paradigm in economics In today’s economy two paradigms that have grown out of classical economics are especially popular (fig. 1): • Keynes – ”emphasizing the cyclical volatility of economy left to the market mechanism and the incremental trend of inflation and unemployment. This becomes the basis for the formulation of a state’s active economic policy that would seek to prevent or mitigate the effects of adverse economic developments. A key role in stabilizing the economy is attributed to global demand, which determines the level of supply of products, and hence of employment. Under this paradigm many macroeconomic schools have developed, such as Keynesianism, post-Keynesianism and neo-Keynesianism” • neoclassical – referring to the classical economics. ”As its main thesis it takes the view that the market mechanism leads to the optimal allocation of resources, including full employment. The role of economic processes regulator is left to the market, thereby rejecting the need for a deep state intervention in the economy. Leading schools developing in the neoclassical paradigm include monetarism and neoclassical economics. They try to build macro-economic concepts based on the classic microeconomic analysis”. Other paradigms of contemporary economics include: structuralist, modernising, dependency, and economic policy in developing countries.

Neoinstitutional state

Neoliberal state concepts

Contemporary economics

Neo-mercantile economic trend

National and historical school

Traditional economics

Conventional neoclassical economics

Mercantilism

Alternative visions of state

Catholic concept of state

State and development and dependence

State and regulation

New welfare economics

Analysis of the EU policy (but also those of the other countries of the world), including those formulated by legislation (presented for the power sector in Chapter 2), leads to the conclusion that the ecological economics, and hence the ecological paradigm, are binding in the European Union and thus in Poland.

Keynesian state paradigm

State concepts Neo-mercantile state concept

A relatively new trend in the economy is ecological economics, which has grown on the basis of criticism of neoclassical economics. Ecological economics analyses and describes the economic, social and environmental processes, which are the basis for the implementation of sustainable development. Ecological economics refers to the ecological economic paradigm, and stands in opposition to the economics of the environment and natural resources based on the environment economization paradigm. Ecological economics as a multidisciplinary field of science draws from such areas as: economics, ecology, urban planning, demography, spatial planning. The main categories of ecological economics include: • natural capital (the natural environment) • equity intragenerational, intergenerational and interspecies • durability (sustainability) • externalities.

NeoKeynesianism

Neoinstitutionalism

Keynesianism

Orthodox development theory

Marxism Leninism state concept

Dependence school

Conventional institutionalism

Contemporary social solidarism

Traditional social solidarism concepts

Neo-Marxism

Conventional Marx. - Lenin. economics

Classical economics

Classical Marxism Symbols: Direct, strong relationships and affinities Intermediate, weaker relationships and affinities

Fig. 1. Main directions of modern economics

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

1.4. Paradigm in technology As is known, technology development cannot be reflected on without correlation with the economy, because new technical solutions that do not meet the requirements of economy are not (have not become) utilitarian2. Historians of science, however, split the development of technology and economy. They claim that paradigm shifts in engineering, technology and economics have occurred and still occur faster than in social sciences. Paradigms are often associated here with the development of engineering and technology. An example may be the classification of paradigms set in historical terms, and proposed by R. Edward Freeman. Freeman defines the following paradigms in technology and economics: 1. paradigm of natural forces (particularly human and animal muscles, and then wind and water) 2. paradigm of steam power (from the seventeenth century) 3. paradigm of electric power (from the nineteenth century) 4. paradigm of mass production 5. paradigm of information technology 6. paradigm of environmentally friendly development. Freeman points out at the same time to a sixth, future-oriented, paradigm. In a sense this paradigm can be found as already functioning (binding). On the one hand, the above classification is one of those more general and thus it appears that it is remote from the power or energy sector. Well, yes and no, one might say. This means that, for example, the paradigm according to which the power sector operates, is in fact the ”electric power” paradigm, but at the same time it the ”information technology” paradigm, and – in the last years – it is the paradigm of ”environment friendly development.” On the other hand, a paradigm (or paradigms) is (or are) created, at least in the verbal world, though sometimes (or even often)

System fuel

Hydro system power

1.5. Paradigm of OSD ENERGA grid development The energy system is an object consisting of a power system and a fuel system (fig. 2). In modern energy systems, the core fuel system consists of fossil fuels, such as: coal, natural gas and crude oil, and water (water system), as well as nuclear fuels. Relatively new fuel system components are – not shown in the figure – the sun and wind, and, to a lesser extent now, the earth’s heat (geothermal resources) and biofuels (biogas and biomass). In a power system, in technical terms, the following basic elements can be distinguished: energy sources (power plants), power grids, and consumers.

Power system Power plants steam

nuclear fuels

in the real one as well, closely related to the area of operation of a given entity, or a given discipline of engineering. An example in the energy sector may be the so called paradigm of energy security. This paradigm can be understood as an entity’s operating mode aiming to ensure, maintain, gain or possibly accomplish the condition known as the state of energy security. Can a task so defined and implemented by a given entity, or its mode of operation, be identified as a paradigm? Literally treating the definitions given in section 1.1., relating to, for example, a ”set of concepts and theories forming the basis of a science”, rather not. On the other hand, the notion of paradigm has been rooted in the technical literature (and not only there), and in the awareness of businesses, changing, expanding, and de facto devaluing its original meaning. In a sense, it has become an element of promotion of certain activities of these entities. The key password (but is it a paradigm?) is ecology (environmental protection). It can be concluded that the number of so-called paradigms articulated by various entities operating in various branches of engineering, technology, and economy is now abundant.

nuclear hydro cogeneration plants

Grids

Consumers

Power grids: -transmission -distribution

Heat grids

of electricity

of heat

Heat system Fig. 2. Power system structure

Now this statement may seem controversial.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

From the ownership point of view, the following can be distinguished here: consumers, power plants, distribution companies, and transmission (TGO) and distribution (DGO) grid operators. A distribution or transmission grid operator may also be the owner of the grid operated (managed). Also, an energy source and a power grid may be owned by the same entity. The requirements and responsibilities of the above mentioned groups of entities can be defined as follows: 1. Consumers Requirements • Consumers require uninterrupted supply of electricity at preset quality parameters, such as voltage, frequency and sufficiently low voltage harmonic content. • Consumers also require energy prices fixed over suitably long periods of time or, possibly, small and tolerable increases. Responsibility The stakeholders in this group practically are not responsible for the power system’s development and security. 2. Energy sources (power plants) Requirements • Power plants, in their capacity as owners, are interested in uninterruptible access to the grid. • Power plants are interested in a lack of restrictions on power they can output to the grid over time. These requirements result from the energy sources’ objective, which can be defined as the maximum financial effect of their business. Responsibility Formally, except for awareness of the necessary coexistence (more frequent in the case of system sources than small, distributed energy sources), there is no responsibility for the power system’s development and security. 3. Transmission system operator Responsibility Transmission system operators (one operator in the NPS) are practically the only ones who are formally responsible for the proper, i.e. safe and secure, operation of the power systems. This responsibility arises directly from the Energy Law Article 9c, Sect. 2 (The Energy Law, 11 August 2011): “The operator of a transmission power system, or a combined power system to the extent of the transmission system, using objective and transparent rules that ensure equal treatment of these systems’ users, and taking into account environmental protection requirements, shall be responsible for: • security and safety of electricity supply by ensuring safe and secure operation of the power system and sufficient transmission capacity in the power transmission grid (1); • assurance of the power system’s long-term ability to meet reasonable needs of electricity transmission in domestic and cross-border trading, including the transmission grid’s expansion, and, where appropriate, extension of interconnections with other power systems (4); • demand forecasts for electricity and power in the power system (16); 46

• d etermination of the transmission grid and interconnection development needs, as well as regards construction of new generation sources (17); • maintenance of an adequate level of the power transmission grid’s safety and security (18)”. 4. Distribution system operator Responsibility Similar to the responsibility of a transmission system operator. This responsibility arises directly from the Energy Law Article 9c, Sect. 3: “The operator of a distribution power system, or a combined power system to the extent of the distribution systems, using objective and transparent rules that ensure equal treatment of these systems’ users, and taking into account environmental protection requirements, shall be responsible for: • efficient grid operation management in the distribution grid, subject to maintaining a required reliability and quality of electricity supply, and in cooperation with the power transmission system operator, in the area of the coordinated 110 kV grid (1); • operation, maintenance and repair of the distribution grid in a way that ensures the distribution system operation’s reliability (2); • assurance of the distribution grid’s expansion and, where applicable, the expansion of intersystem connectivity in the area of its operation (3); • cooperation with other power systems operators or energy companies to ensure consistency of the power systems’ operation, and coordination of their development, as well as their reliable and efficient operation (4); • maintenance of an adequate level of the power distribution grid operation’s safety and security, and cooperation with the operator of the power transmission system or the combined power system to maintain an adequate level of the coordinated 110 kV grid’s safety and security (14)”. As well as from Art. 9c, Sect. 6: ”A power system operator, in the area of its operations, shall be required to ensure all entities priority in the transmission services provision for electricity produced from renewable energy sources and co-generation with heat, while maintaining the national power system’s reliability and safety/security”. As seen above, the power system operation is related to the assurance energy (power) security. These legal provisions have not been significantly amended since their drafting, i.e. after the political breakthrough in Poland. Only some accents on environmental issues have been added. It can, therefore, be concluded that in the past the power systems operated (and some still operate) based on the paradigm of energy (power supply) security. Although the requirement to ensure energy security was not always called a paradigm. The paradigm currently binding in distribution grid development planning, which is also confirmed by information acquired from the OSD Energa, is energy security of the entities connected or planned for connection to the power grid.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

2. Energy security The basis for the energy sector is the Energy Law. The Act sets development rules for the state’s energy policy, terms and conditions for the supply and use of fuel and energy, including heat, and for energy companies’ operations, and it identifies the authorities responsible for fuel and energy management. The purpose of the Act is to provide conditions for sustainable development of the country, for ensuring energy security, economical and rational use of fuels and energy, development of competition, counteracting negative effects of natural monopolies, integrating environmental protection requirements and obligations under international agreements, and balancing interests of energy companies and fuel and energy consumers. According to the definition in [3], energy security covers the sphere of rationalization of acquisition and use of energy, and of its delivery to all three final markets: the electricity market, the heat market, and the liquid fuels market. This definition is consistent with that given in [2], which defines energy security as a condition of the economy that allows covering the current and prospective consumer demand for fuel and energy in a technically and economically justified manner, subject to compliance with environmental protection requirements. Electricity supply security [2] is defined as the power system’s ability to ensure the power grid’s secure operation and electricity supply balanced with demand for this energy. Therefore, the security of electricity supply [3] to end consumers is security (supply reliability, electricity quality) considered in the perspective of an individual customer (in the context of individual consumer’s rights and obligations and possibilities to influence the security, as well as time preferences with regard to the consumer’s own security loss risk). Study [3] defines also the market security of electricity supply to end-consumers, and identifies security management mechanisms and tools. The market security of electricity supply to end consumers is managed through market mechanisms (liquid markets: ancillary services, electricity, and investment in the distributed generation segment), with the use of resources of the universalizing distributed generation segment. Moreover, this security is managed with the use of the insurance market’s products. The following power security management market mechanisms and tools are identified here: • technology’s ability to respond to market signals • reference costs • multi-commodity mechanisms in the electricity market • market liquidity levels • the regulatory/legal (including tax) system’s ability to respond to market signals • municipalities’ ability to respond to electricity supply crises • consumers’ ability to respond to market signals, including loss of energy security • independent investors’ willingness to invest in the power sector.

At the same time, in addition to electricity supply security, the legislator defines power grid operation security as continuous power grid operation, as well as compliance with electricity quality requirements and customer service quality standards, including acceptable breaks in electricity supply to end consumers, in predictable grid operating conditions. Having regard to the environmental aspect contained in the energy security definition [2], electricity supply security can also be determined [3] as the availability of energy at all times, in various forms, in sufficient quantities, and at the lowest possible (optimal) price, while maintaining environmental conditions. Thus, the notion has been established of energy and environmental security, defined as energy security, the cost of which includes compliance with regulatory environmental requirements [3]. In the relevant literature there is also the concept of power security. Power security [3] includes electricity supply and the sphere of rationalisation its use, taking into account the cost of meeting regulatory requirements of environmental protection (in the generation and grid areas), including regulatory requirements for safety of people and critical infrastructure (including the energy and fuel supply system) operation. In reflecting upon energy security, the following aspects are differentiated in addition to its technical aspect: • Economic aspect of security – which boils down primarily to the assurance of a price of the usable energy types specified in civil-law contracts or tariffs that is acceptable by endconsumers. Currently, this price also includes the cost of energy supply security. • Ecological aspect of security – that refers to the concern to preserve the environment in a good condition for future generations, and demands compliance with relevant environmental standards and obligations. Also security risks are pointed out [12], broken down by direct and indirect risks. Direct threats include: • Power demand volatility: – predictable variation, depending on the economic development and consumption levels, realized over longer periods of time – random variation, depending on the weather or unexpected events of a different nature, such as failure, realized in short periods of time. • External natural events, of a random nature, such as lightning, storms, floods, drought or frost, which affect the operation of sources and grids. • Various external aggressions: sabotage, terrorism, etc. • Human errors committed at all levels and all types of activities relating to the power system, from planning to operation. Indirect threats can occur in three areas: politics and economics, engineering/technology (system structure and parameters), and operation and management. 47

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

The following threats to energy security are identified in the realm of politics and economics3: • The state’s energy policy fails to sufficiently consider various needs, demands, and threats. • The state’s policy leads to the maintenance of a broad state ownership and centralized management in the sector. • Power companies do not earn enough to cover all their reasonable costs, and are forced to carry out social functions. • Personnel policy in the boards of state-owned enterprises is subject to political nomenclature. • Training of personnel in the education system does not match the current and future needs of the power industry. • The state assumes requirements and obligations relating to the power sector without creating the appropriate conditions for their implementation. • Politicians and the state administration are lacking interest in the power sector’s current problems and future prospects. The following threats to energy security are identified in the area of power system structure and parameters: • Missed forecasts of demand for electricity • Diagnosis and recovery processes do not meet the needs, no comprehensive assessment of the degree of wear and tear of the power system. • Investments in energy sources and grids do not cover the needs arising from the technical and moral wear of some sources, and changes in the load distribution. • Data collection, transmission and processing systems and security systems are outdated. Wide computerization of the power system is needed that enables identification of each MV grid node’s operating state, as well as the technical and economic interconnection conditions. Occurrences of these direct and indirect threats can lead to: • breach of the power system’s sufficiency and stability • high energy costs and loss of competitiveness of energy companies • deterioration of energy quality due to increased disturbance rate and extent.

3. Directions of power systems development Power systems are currently undergoing transformations. They result from the development of electricity sources, spreading use of power electronics (impact on electricity receivers, transmission systems, and energy sources) and the potential development of energy storage. It should be assumed that the changes will increase in subsequent years. Issues, or more appropriately tasks, that modern power systems, or more accurately stakeholders in the power sector (including distribution companies and transmission and distribution system operators) will be (are) facing, include: 1. Control of the power subsystem highly saturated with distributed sources, the so-called Smart Grid, including in particular: 3

Selected items are quoted from [12]. Some of the statements are debatable.

• d evelopment of the computer grid at the distribution system operator level for the control of distributed sources, distribution grid, and receivers (electricity consumption control service) • development of distributed source control algorithms • development of distribution grid control algorithms, in order to eliminate grid components’ dynamic overloads • development of systems of technical implementation of the electricity demand control service, including electricity meters with two-way communication • development of power engineering specific automatic protections in grids of this type • development of new grid systems • development of WAMS systems for synchronous monitoring of large areas. 2. Storage technologies and applications of energy storage in power systems. 3. Electric cars, including: • development of energy sources for electric vehicles, such as batteries and supercapacitors • the use of electric vehicles as distributed energy storage in the power system • development of the grid of electric vehicle charging stations, and their control algorithms, including the use of electric vehicles as distributed energy storage. 4. Fuel cells, including: • development of fuel cell technologies and their use in the power system • use of fuel cells as an energy storage element • development of ”cogeneration” storage systems: fuel cell + wind turbine, fuel cell + photovoltaic source, and other, e.g. applications in communications • development of control algorithms for fuel cells in various operating configurations for the power system. 5. Protection and restoration of power systems, including: • development of automatic load shedding (ALS) systems • development of automatic undervoltage load shedding (UVLS) systems • development of autonomous distributed power system defence systems at the level of individual customers, which are equivalent to UFLS and UVLS system automatic controls • development of control algorithms for energy sources, including distributed sources, in the processes of power system defence and restoration • development of systems for separation, retention and resynchronisation of islands in distribution grids. 6. Ancillary services at the distribution system level, including: • distribution system operator as the entity that contracts and concentrates ancillary services on the local market (in the local subsystem) • distribution system operator as an ancillary service provider to the transmission system operator.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

7. Integration of power and gas grids as part of the energy security segment, including: • development of gas and biogas sources technology • development of interoperability of power and gas grids in covering demand variations (periodic shortages) • development of algorithms for integrated control of gas and power grids. 8. Monitoring and management of power lines’ load carrying capacity, including: • development of new technologies and methods to increase power line capacity • development of systems and equipment to monitor power lines’ dynamic load capacity • development of systems for communications of the management centre with measuring systems in power lines • development of algorithms for power line load management. 9. Increased concentration of power demand in small areas due to: • installation of electric car charging stations • construction of high-speed railways, which can be supplied from HV distribution grids • construction of large-area retail and entertainment facilities (supermarkets, shopping malls, sports halls and stadiums) • construction of high-rise residential and office buildings. 10.Development of HVDC grids, even if deployed mainly in the transmission system, but (by their ability to control power flows) altering the HV distribution grid operating regimes4. Possible paths of the HVDC technology development include: • DC links to high power onshore and offshore wind farms • cross-border DC links, the energy sector’s cooperation with the Baltic countries, but also with Russia, Belarus and Ukraine • construction of multi-node DS grids, so-called Multi Terminal HVDC • significant increase in the share of transistor inverters compared to the current predominance of thyristor systems • use of DC systems for power supply of big cities. The predicted development of the power system, viewed as a whole, must be followed by power grid development. The above-mentioned likely trends of changes in the power system will force changes in the design, control and operation of HV, MV and LV distribution grids. Depending on the time horizon of their introduction, the expected changes can be divided into short-term, covering a period of 3-5 years, and long-term, the introduction of which can be expected in 2025 or later. The authors believe, as well as other studies in the field of grid development forecasting [1, 4, 5, 6, 7], that in the near future – in the short-term horizon – neither sudden changes nor revolution should be expected in grid construction and operation. It should be assumed that it will be rather a slow evolution, and operating principles of HV, MV, and LV grids will be similar to the current ones. Such slow changes will be forced mainly by distribution

4 5

companies’ financial conditions, and expected small increases in the power and electricity intake by consumers. The most important forecast grid development trends are presented below. HV grids • The vast majority of HV distribution grids will be built as overhead lines with non-insulated conductors. Most of the lines will be converted to operating temperature 80oC, and only a small part of the line will remain unconverted, adjusted, as at present, to operating temperature 40oC. Line temperature monitoring and systems for determining currently allowable line loads will be deployed at selected line sections. • Only in big cities, in the absence of other options, 110 kV cable lines will be used, or cable inserts in overhead lines. • The typical line pole design will be retained – a truss structure – made of steel, for single and double circuit lines. In newly -built lines spun concrete pole designs will appear. These lines may be built as multi-circuit and multi-voltage. • Automatic line protection will be based on admittance protections, often even without communication link, and on differential protections for short lines. These will be supplemented with zero-current ground fault protections. Switches will be used that allow only 3-phase automatic reclosing. • The currently operated H-type HV/MV substation will remain as predominant. MV grids • MV distribution grids will be 15 kV rated voltage grids5. • Medium-voltage grid will be operated in open systems, with excluded parallel operation of supply substation transformers as to limit fault currents. The level of 12.5 kA is reasonable as the actual standard for MV grid fault current. • In urban and suburban areas cable grid will be typical, and in rural areas – overhead grid with minor share of cables. • The basic system of line sequences in an MV overhead grid will be the current bus/branch configuration with substations in individual branches. A double-sided supply option is recommended for bus lines. • The basic system of line sequences in an MV cable grid will be the current bus configuration. The buses will be capable of double-sided supply. • MV/LV substations should be deployed as close as possible to the load centre, and in such a way as to enable the largest number of outgoing LV lines. • Grids will operate with the neutral point earthed through a resistor, or as compensated grids with a limited earth fault current. • MV switching substations’ automatic protection will be based on analogue and digital protection relays and switches in outgoing bays. As it is now, the outgoing bay protection will consist of: non-directional overcurrent phase-to-phase fault protections and ground fault protections (zero-current,

No HVDC grid construction is currently expected in Poland, but it is listed here as a grid development trend, since it is widely discussed in global publications. This has been adopted by Energa SA as the target voltage level. Other distribution companies may chose other voltage levels, e.g. 20 kV.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

zero-current directional admittance, etc.). The vast majority of MV/LV transformers will be protected by fuses. In selected overhead grid locations radio-controlled switches will be used. In cable grids disconnector switches should be used in every MV/LV substation, remotely controlled if possible. • The vast majority of the overhead lines will be procured as non-insulated (with bare wires), and as insulated or with incomplete insulation [9]. • The grid will be increasingly saturated with distributed generation sources (wind turbines, biogas plants, etc.). LV grids • Most typical for low voltage grids will be open systems, or, in exceptional cases, so-called simplified closed grids6, that improve voltage conditions in the existing grid. • LV overhead grids – regardless of the line conductor used: bare or insulated – the bus/branch configuration will be used with one-sided supplied bus. Incoming and outgoing branches will be connected directly to the line without switches. • For rural areas the basic solution will be a grid with insulated wires, suspended on poles. This solution will be increasingly displacing the existing grids with bare overhead wires. In cities, depending on the development density, will be used: cables laid in the ground or mixed structures, such as cables plus overhead lines with insulated wires. • The grids will be protected with fuses and circuit breakers with electromagnetic and thermo-bimetal triggers. The development of HV, MV and LV grids in the long-term perspective beyond 2025 is undetermined. Despite of the authors’ best efforts and willingness, the following vision of grid development should be regarded as a probable, but not certain, scenario. At the core of this scenario are the system development premises presented at the beginning of this chapter. They indicate the possibility that distribution grids may carry much larger loads than today, mainly due to the conversion of transport systems supply from the liquid fuel distribution system to the power sector. This presents difficult challenges for distribution companies, but also great opportunities. As it’s easy to calculate – at the average car mileage 15,000 km per year, fuel consumption 8 litres per 100 km, and current fuel prices – the cost of fuel for a car is about 500 PLN (125 EUR) per month. The use of electricity to power vehicles will redirect a similar amount from each electric car owner to a distribution company. This may mean a severalfold increase in the volume of electricity sold now. Distribution companies can really benefit, provided that they prepare well in advance their grid infrastructures to enable the delivery of sufficient power and energy. A grid development expected in the long term may be as follows:

HV grids • HV distribution grids in cities and in areas with high demand for power will be procured as cable lines. This will improve their reliability, and increase resistance to weather conditions. At the same time reduced will be: electric and magnetic field around lines, and architectural and landscape assets will remain undisturbed. Corridors designed to accommodate the lines will be narrow, which is extremely important in areas of high-density development. • In sparsely developed, rural, and forest areas overhead lines will be built with high-temperature conductors, equipped with systems for determining the actual allowable load. Often, the lines will be procured as multi-circuit and multi-voltage, so more power could be transmitted within their corridors. • The line automatic protection will be based on unit protections using measurements from two ends of the protected line (differential, phase comparison protections). For overhead line circuit breakers will be used that enable single-phase automatic reclosing. • The HV/MV substations currently operated in sparsely populated areas will remain as overhead, while in urban areas the rule will be to procure indoor substations with gas-insulated switchgear, often built underground. • HV grids in very large urban agglomerations may be powered from DC transmission lines through inverter stations7. • HV/MV transformers will be equipped with power-electronic tap changers to enable very fast and in terms of the number of switches unlimited changes of their rations, thus ensuring proper voltage levels in the MV grids. MV grids • MV distribution grids will continue operating at rated voltage of 15 kV, but their saturation in the area will increase. • Some grids in areas with high power consumption density can operate as permanently closed or changing their topologies automatically depending on the actual conditions. Development of monitoring and real-time grid control systems will eliminate any possible problems with circulating currents and disturbance detection. • Closing of grids and their consequently increasing voltage stiffness will undoubtedly result in increased short-circuit powers and, thus, increased short-circuit currents. This can be counteracted with short-circuit current reduction by ultra-fast circuit breakers and short-circuit current limiters. • In urban and suburban areas cable grids will be typical, and in rural areas with low consumption concentration – overhead grids with insulated wires. The use of insulated conductors will virtually eliminate line failures caused by winds and storms, and by snow and hoar-frost on conductors and trees. The use of insulated conductors will significantly reduce the expenditure on periodic felling of trees growing along the lines.

Simplified closed grid is formed when a LV grid is supplied from multiple MV/LV substations connected to one MV bus. Such grid can be operated in an area of high concentration of power (such as a factory), where the whole grid is owned by a single business entity, and is designed for more difficult short-circuit conditions (higher fault currents due to parallel operation). PSE- Operator is not currently planning to build HVDC grids for urban agglomeration supplies.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

• T he basic system of line sequences in MV cable grid will be the current bus configuration. • MV/LV substations should be deployed as close as possible to the load centre, and in such a way as to enable the largest number of outgoing LV lines. • Grids will operate with the neutral point earthed through a resistor, with limited earth fault current. • MV switching substations’ automatic protection will be based on digital protection relays and on-off switches in outgoing bays. As it is now, the open grids’ outgoing bay protection will consist of: non-directional overcurrent phase-to-phase fault protections and ground fault protections (zero-current, zero-current directional admittance, etc.). In closed grids central devices may be used, utilising distributed measurements from the grid and acting selectively on selected switches therein. Such protection structure would match the bus protections currently used in HV switching substations, which, owing to the knowledge of the topology (switch status details) and measurements, are able to act quickly and selectively, even in substations with very complex systems. • The vast majority of MV/LV transformers will be protected by fuses, integrated with appropriate protections. • In overhead and cable grids remotely controlled switches will be common, enabling automatic isolation of a damaged grid segment after a disruption or grid topology change, when the need arises. • The grid will be increasingly saturated with distributed generation sources (wind turbines, biogas plants, etc.). LV grids • Low voltage grids will be operated as open systems. • A large number of distributed generation micro-sources can be connected to a grid. Such sources (photovoltaic panels, wind micro-turbines) will be connected to the grid through power-electronic converters. • Cable lines or overhead lines with insulated conductors will be procured, depending on the terrain and consumption density. • The grids will be protected by fuses and on-off switches interoperable with electronic protections installed in Smart Grid measurement and decision-making systems. As follows from the foregoing considerations, the scope of engineering associated with the changes in power systems (grids) can be enormous, which will in turn require very large expenditures. These funds can be obtained from the current operations of distribution companies, and from special purpose funds earmarked for development of specific areas of power grids (or, more broadly, systems). It should be feared that unavailability of additional funding (beyond income from current operations, i.e. from the special purpose funds) to distribution companies will prevent or significantly reduce the required (planned) changes in power grids. In such a case, the issue (and capability) of the development of

the existing (especially under-invested) power systems will be de facto an issue of multi-criteria optimization, whereby the social limitation (allowance for an increase in energy price in order to cover the investment in the grid) will be clearly identified as the primary, and the next will be (in fact it already is) the effective legislation (enforcing virtually entire collection of the electricity produced from renewable energy sources, and at the same time significantly interfering with, and sometimes simply rendering impossible, the construction of new power lines8. The social constraint here is indirectly controlled by the government through the Energy Regulatory Office. As is known, the degree of social acceptance depends on a number of factors, including the events (failures) that have taken place in power systems, energy situation, economic situation, etc. In democratic systems the limited term of office mechanism strengthens the power of society, and therefore a large increase in the energy prices to fund the power grid development is unlikely.

4. Problems of power grid development 4.1. Introduction Power grid development encounters problems regardless of the grid voltage level. Development of HV, MV and LV distribution grids brings about challenges for those managing their development and distribution company operations. The grid development problems can be divided into several categories: • technical problems • economic problems • environmental problems • social problems.

4.2. Technical problems This is the largest set of problems affecting distribution grids at any voltage level. Among the technical problems those associated with grid development and operation predominate. This section characterizes the most important technical problems. Grid capacity problems This problem currently affects mainly 110 kV grids and results from line conductor temperature constraints, which are usually 40oC. The problem shows up in the summer, when the ambient temperatures are higher and an increase in a conductor’s load significantly increases its temperature. In addition, the trend observed in recent years of line load increasing in summer hot days due to the increasingly common use of air conditioning devices, increases the load at the ambient conditions most challenging for power lines. The deterioration of 110 kV grids’ working conditions by the load growth is also affected by the grids’ penetration by distributed generation sources, mainly wind farms. The interest in the construction of such facilities caused by the European Union directives, which assume an increase in electricity generation

The law on the public utility corridors is expected to change this.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

from renewable sources, may be reflected in a significant increase in MV grid loads. The environmental impact of a farm connected to a HV line cannot be, however, generalized as it depends not only on the farm’s actual output power. A farm’s impact will depend on the allocation of customers connected to the grid, the deployment of other generation sources, and the superior LV grid’s operating mode. In some cases, a farm can effectively relieve the grid load by delivering its output power to close customers, while reducing power flows from LV grids. In other cases, the flows from farms connected to a distribution grid may accumulate, overloading some segments of the HV grid, or LV/ HV transformers. Thus, distributed generation sources must be generally considered as a potential threat to HV grid capacity constraints. In the present legal, technical, and economic conditions the problem of HV grid capacity can be solved by: • reconstruction of the existing HV lines and their upgrade to higher operating temperatures, and in the case of a newly designed line – the requirement of 80o C temperature • large line conductor cross-sections, to ensure higher continuous current-carrying capacities • monitoring of actual conductor temperatures and maintaining the conductor loads equal to or below those resulting from the actual (real), and not catalogue, continuous current-carrying capacities • extension of grid infrastructure through construction of parallel lines, and two- or multiple-circuit systems • installation of phase-shifters or power-electronic systems in grids to enable power flow control. The main difference between HV grids and MV and LV grids is that the vast majority of HV grids operate as closed and multi-sided supply grids. The result is that no single line’s outage cuts an HV/MV substation supply off, but it leads to a change in the grid load. Then, in spite of the formal need of HV grid components’ compliance with the n-1 reliability criterion, there may occur an overload condition and the need to outage subsequent grid components. The need to meet the n-1 and n-2 reliability criteria translates into stricter requirements for the adjusting the conductors’ current carrying capacities to various grid conditions. This problem is much smaller for MV and LV grids, which are radial. In this case, a grid designed to supply a specific group of customers is not exposed to significant load increase due to an outage of a segment of the grid. The MV capacity problem is therefore related to the electricity demand increment’s dynamics. The vast majority of consumers are supplied from MV grids through MV/ LV transformers owned by distribution companies, or, as regards larger receivers, the customers themselves. Therefore, an MV grid load originates in an LV grid, and MV grid development is driven by growth in demand for power and electricity in the LV grid. So the MV grid capacity limiting elements are: first – LV grids, then – MV/ LV transformers, and further – MV grid and HV/MV transformers. There are two main constraints of LV grid capacity. At an LV grid’s designing and providing for its future development not only compliance should be ensured with the requirements of the 52

maximum currents in its conductors below their current carrying capacity, but also appropriate voltage levels should be ensured for the customers. Because of the LV grid voltage level, even moderate powers connected deep inside the grid can cause large voltage drops and reduce the quality of electricity supplied to consumers below an unacceptable level. A low voltage grid’s capacity should therefore be interpreted not only as a condition of its compliance with the continuous current carrying capacity criterion, but as its ability to deliver the ordered power of appropriate quality to the location specified by the customer. Because of these requirements, an LV grid cannot be too large, and MV/LV transformers must be installed quite close to customers. The MV/LV substation locations resulting from the needs of customers forms the basis of the MV grid design and development. From the capacity point of view an MV grid should supply MV/LV substations in a way that ensures first of all the compliance with the current carrying capacities in its all segments. The voltage levels issue is here a little less important than in LV grids, due to adjustable voltages on the busses of the HV/MV substation that supplies the MV grid, as well as setting of the required MV/ LV transformer ratio (non-energized transformer only). L1 Tr1 L2

HV grid

Tr2

Tr4 Tr3

Fig. 3. Schematic diagram of distribution grid development from the capacity perspective

The idea of ”bottom-up” distribution grid development in view of ensuring the capacity and the delivery of expected powers to customers is shown schematically in fig. 3. The figure shows four groups of LV consumers, for whom the installed MV/LV transformer location and power has been so selected as to ensure the delivery of ordered powers and energies. The transformer location with regard to the capacity criterion is derived from the individual customers’ locations and ordered powers. This location can be selected using any optimization technique, subject to the two constraints described above, i.e. the continuous current carrying capacities and the appropriate voltage levels at customers’ installations. The next step in the grid development design is determination of the MV grid shape. From the capacity point of view its structure depends on the existing or planned HV/MV substation locations, and the selected MV/LV transformer locations. The figure shows the connection of Tr1 transformer substation to line

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

L1, and of Tr2, Tr3, and Tr4 substations to line L4. Such deployment should result from minimizing the length of MV lines, and from the planned demand for power in each substation. Condition and wear of equipment Another technical problem is the issue of condition and wear of distribution grid component devices. It should be noted that the development problems analyzed here also include maintenance, upgrade, and restoration of the existing grids. When indicating the development directions, procedures for the aging infrastructure’s restoration should also be specified. A distribution grid comprises many items of various types. The components most noticeable by electricity consumers are power lines, of course. These are first and foremost overhead lines with bare or insulated wires, and cable lines, with all the fittings needed for their operation: from poles, through insulators, heads, joint boxes, etc. Each of these components has its specific service life and requires periodic maintenance, repair, or replacement. When planning grid development, the technical condition of the infrastructure around which the upgrade is planned should be taken into account. Is it correct, for example, to add new transformer substations for the supply of a developed housing project to a worn out MV line requiring extensive repairs? Perhaps the temporary savings resulting from this solution will in the long term result in a growth of the total cost, which will consist of higher operating costs and then the costs of reconstruction (restoration) of the worn out line. A power grid consists not only of lines, but also of switchgear, measuring devices, protections, and communication systems. This equipment is also subject to aging and must be regularly replaced or upgraded. It is important to optimize its service duration, so that it might be operated as long as possible on the one hand, and on the other hand replaced before the time its reliability rapidly deteriorates, exposing the distribution company to the risk of financial damage, or, worse, its personnel and/or bystanders to a risk to their health and life. Electricity quality The quality of electricity supplied to customers is yet another technical aspect that must be considered in a distribution grid’s ongoing operation and planning of its development. Energy quality can be considered on two levels: a distribution company’s guarantee of appropriate energy for consumers, and its requirement that the generators, as well as consumers, connected to the grid shall not compromise the quality of electricity supplied to other grid users. Energy quality depends on two factors. First, depending on the distribution company, is the condition of its grid, the grid’s resistance to disturbances from the generators and customers connected to it. This condition depends primarily on the grid robustness. The higher the short-circuit powers and the lower the grid impedance, the more difficult it is for a disturbance to enter to the grid resulting from high variability of the power output from, or input to, the grid, and/or emission of harmonic currents and voltages. In view of the large increase in the power

consumed by various types of non-linear systems: inverters, soft starts, impulse power units, or discharge-type lighting, distribution companies in their grid infrastructure development must also provide the means of counteracting these adverse, and yet inevitable, changes in the load characteristics. Measures to improve energy quality can be carried out not only on the basis of ”strengthening” the grid and installation of passive and active filters in it. The companies should also focus on legal actions with a view to the admission into service of such receivers only, the use of which doesn’t deteriorate the energy quality. Educational activities, similar to the ”Stop burning garbage” campaign, under the headline, for instance, ”Stop littering the electric grid”, should be carried out together with energy conservation promotional campaigns. Smart Grid Smart Grid is a broad concept, pertinent to the aspects of grid measurement and control in order to achieve high reliability and configuration flexibility leading to reduced transmission losses. Smart Grid systems are still in the early stages of development. Distribution companies launch pilot projects to check the potential benefits inherent in this technology. Quite often the currently implemented projects are single-faceted, limited to collecting information from the grid, with no option of interaction with it. Such systems, known as Smart Metering, are the first step towards the smart grids that adapt to constantly changing grid operating, variable generation, and variable demand for power and energy. Thus in an approach to grid development design in the long term perspective, the current indications should not be ignored that in the future Smart Grid systems will have a significant impact on the grid operation. In order to keep up with the new technical solutions rapidly introduced in recent years in the areas of measurement, control and communication, it is necessary to systematically update the planned changes in the grid design. Connecting new sources Connecting new sources to a distribution grid brings new challenges for its operation and development. Distributed generation, preferred in many power system development directions setting documents, can be a source of many technical problems for the grid itself, which are costly to eliminate. Connecting a source implies the earlier mentioned concerns of a possible increase in the grid’s load, and the need to rebuild it in order to improve its continuous current carrying capacities. It should be noted, however, that in radial grids the inclusion of a distributed generation source can contribute to load reduction in at least some of the grids. The distributed source impact on a grid will depend on the relationship between the source output power and the consumer demand for power, and must be analyzed in each individual case. New generation sources in a grid are also new sources of shortcircuit current, and, consequently, an increase in short-circuit power in the grid’s nodes. This gives rise to new problems, forcing upgrades of the switching substations, and replacement of the 53

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

apparatus and equipment, which were designed for lower shortcircuit currents. Under the current legislation a distribution company may neither require an investor to alter the type or control mode of a source connected to the grid, nor interfere with its design. But it seems reasonable that there should be legal mechanisms in place to enable a grid development designing a distribution company’s influence on the investors. Then, as an alternative to refusing consent to connect a source to a grid (e.g. due to short-circuit power excess), the company could offer the investor the use of other alternatives in the connected source’s design. For example, a wind turbine with a synchronous machine and inverter is the source of a short-circuit current several times smaller than a turbine with an asynchronous generator.

4.3. Economic problems Economic problems of grid development are very important and of fundamental relevance to the power grid upgrade and extension decision making process. Economic effects of a planned capital expenditure project often dictate whether it’ll be implemented or abandoned. A project’s economics decide on its ranking (in the case of multi-variant project options), the best solution selection. Quite often a similar effect, in economic terms, can be achieved by a variety of technical means, but at significantly different outlays. An example may be the problem of supply of any consumer, which can be realized in different ways, and at different costs. The question arises whether the fulfilment of a grid extension’s minimum assumed effect, which is the supply of the ordered power to the consumer, is the only condition that should be evaluated while selecting the optimal upgrade option? Whether a short-term policy should be followed looking at short-term expenditures, or looking perspectively not only the investment outlays should be considered, but long-term gains at higher expenditures? In the process of grid development and upgrade designing various groups of economic problems can be distinguished. Economic current density The economic current density issue determines the conductor cross sections to be used in various HV, MV and LV grid elements. This term denotes the current density at which the total annual transmission costs will be minimal. The economic criterion of the minimum costs in a time horizon is based on the one hand on the cost of building a line, the higher, the larger the conductor cross sections used, and on the other hand on the reduction of the losses associated with power transmission in the line. It’s perfectly evident that once the technical requirements are met, concerning current carrying capacities and/or allowable voltage drops, a whole host of solutions remain available to the designer, from which the best solution should be selected. The choice will depend on several factors: line construction costs, average line load, service life, load increase forecast, and current and projected electricity prices.

Selection of transformers A similar issue is selection of HV/MV and MV/LV transformers. The selection should be guided not only by matching the power with the current load, but should also consider a load growth forecast in a time horizon adequate to the transformer service life. The second aspect of the selection, the choice of transformer, results from transformers’ diversity in terms of idle and load losses. Standard [11] classifies transformers with respect to losses, defining the levels of load and no-load losses. Transformer energy efficiency translates into its price, thereby exacerbating the conditions of selecting the most appropriate transformer. Optimal grid configuration and grid divisions Optimizing grid configuration and grid division reduces power flows and minimizes power losses in the grid. Proper configuration of a grid allows for a measurable decrease in the transmission losses, and increase in savings associated with the grid operation. It should be noted, however, that the grid configuration (topology) that ensures the minimum loss is not constant; it changes with the grid load variations. Therefore, designing a grid, or optimising its performance, should not be limited to one characteristic case of the grid operation, but it should involve analysing and selecting the right configuration based on a range of possible grid load options. Even more attractive in terms of cost savings appears to be the development of systems for online control of grid divisions, depending on the actual flows in the grid. However, such grid control requires installation of remotely controlled switches and measuring devices in the grid. The Smart Grid and Smart Metering solutions discussed in recent years should allow in the medium-term perspective the technical feasibility of such systems. It should be noted that Directive 2009/72/ EC of the European Parliament and of the Council encourages EU Member States to deploy and operate smart grids. Reactive power management The issue of reactive power management in distribution grids is yet another example of the economy’s predominance over engineering. A variety of reactive power generation and consumption control modes are available to ensure observance of the energy quality requirements, including required voltage levels, and to ensure the required grid capacity. However, a degree of liberty in setting the rules governing the exchange of reactive power with the grid, technically acceptable, has its extremes defined with a view to power loss and associated additional operating costs. This is yet another grid element that requires a deliberate approach in designing the distribution grid structure and operating principles, enabling a reduction in financial losses. An important aspect, which is not always analyzed globally for a grid, is the problem of the optimal deployment of capacitors in an MV grid, and of the modes of their control. While customers connected at the MV and LV levels satisfactorily compensate reactive power, there is still a great potential for change hidden in the grids operated by distribution companies. In planning their development the issues of MV/LV transformers’ idle current compensation should be examined, and the ways to control

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

reactive power of capacitor banks installed in HV/MV substations, and their interoperation with HV/MV transformers’ regulators. The issue of the optimal deployment of reactive power sources in MV grids takes on a new aspect in the current situation, when the grids are increasingly penetrated with distributed generation sources. Many of these sources can participate in the reactive power control processes, since they are capable of reactive power output to, and input from, the grid alike. It is important that grid development designers are aware of the potential of these sources, and willing to exploit it. Investors, who connect active power sources capable of reactive power control to a grid, should be encouraged through appropriate tariff pricing to participate in minimizing the grid losses.

Forecasting, uncertainty, risk The problems of forecasting, uncertainty, and risk are difficult threats to identify and determine the stage of distribution grid development planning. There is no doubt that they must be woven into the grid development decision-making process, since in view of the dynamics of the changes taking place in today’s world there is no 100% certain method of predicting how the demand for energy, energy prices, company operating cost, or cost of capital will develop. This means that any developed and implemented HV, MV and LV grid development scenarios need to be updated more often, the greater the dynamics of changes in the socio-economic sector, on capital markets, and fuel markets.

Tariff pricing Perhaps the most important aspect of the economic problems of grid development is tariff pricing. Tariffs are a source of distribution company revenues. It is important that the tariff provisions correspond to the costs incurred by the distribution company for respective services, while allowing for grid upgrades and extension, and a profit at a reasonable level. Tariffs should be designed in a way that encourages all entities connected to the grid. The distribution company, including certain provisions in the tariffs, may stimulate certain behaviours of customers (e.g. transfer of a portion of the power consumption outside the load peak, greater use of electricity at weekends, installation of energy-efficient receivers, etc.) and generators (e.g. participation in reactive power control, implementation of technologies of generation of electricity with desired controllability properties, etc.). Tariffs can also serve for penalizing entities connected to a grid for certain behaviours (e.g. exceeding the ordered power, large reactive power intake from the grid, electricity quality deterioration, etc.). The tariffs’ division into parts dependent on the consumed energy and the ordered power is justified by the way how distribution companies build their capacity to meet these needs. The part depending on the energy consumption translates into transmission losses in the grid, and should compensate the losses the companies incur at electricity transfer through their grids. On the other hand, there must be a counterweight, a mechanism to incentivize the companies to invest in improving the electricity transfer efficiency, rather than charging customers with all the losses, no matter how large they may be. It also seems that with the current trend to reduce greenhouse gas emissions and to care for the environment, the tariffs should promote energy conservation. The other part of the tariff is associated with the grid’s transmission capacity. According to [10] it should be based on the assumption that each consumer or producer connected to a distribution grid is obliged to bear the grid infrastructure development cost in proportion to its usage of it. The provisions currently applicable to consumers’ and producers’ connections to HV and MV grids give the impression of an uneven burden with costs, depending on when and where the entity is connected to the grid.

Savings and rationalization of electricity use Saving and rationalization of electricity use is also an aspect of the economic problems associated with power grid development. Because of the dwindling fossil fuel resources, the will to reduce the output of carbon dioxide and other pollutants as electricity generation by-products, and the increasing demand for electricity, distribution companies in their grid development strategies should plan also information activities and campaigns to promote consumers’ pro-environmental actions. Seemingly, this can be perceived as disadvantageous for the company, because it inhibits the electricity market growth, and therefore its primary source of income, i.e. revenues from tariffs, is reduced. However, cost savings and rationalization of energy use by consumers decrease the company’s operating costs by reducing transmission losses and the capital costs associated with the need to expand and upgrade the grid. The overall financial effect may therefore be better than at a large volume of sold energy, but at the same time the need to extend the grid.

4.4. Environmental problems The environmental issues concern the interface between the power grid infrastructure and the environment. The environment is defined as a collection of animate and inanimate elements of nature. In other words, it’s the whole setting in which humans live, including, of course, humans themselves. A power grid, and the whole power system in general, have an impact on the environment. While serving people by providing electricity, now necessary for functioning, they also have a negative impact on the environment, including living organisms. In an approach to the issue of distribution grid development, both aspects must be balanced – the energy supply with reduced environmental impact. This is the message of the already mentioned Directive 2009/72/EC addressing distribution companies’ need to meet the legitimate energy demand, ”with due regard for the environment”. This chapter discusses the main environmental risks associated with grid development, as well as methods of mitigating them.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

Emissions from generation sources9 A generation source’s emissions are related to the electricity generation process. Its environmental impact can be analysed on two levels: local – in the vicinity of the source itself, and global – on a planetary scale. Combustion of fossil fuels – coal, oil, gas – is associated with air emissions of carbon dioxide, sulphur compounds, nitrogen oxides and particulates. All these affect the source’s immediate surroundings, but also affect the entire planet globally, causing, according to the published research results, climate changes. Economic and political requirements imposed by the EU result in pressure on the use of certain electricity generation technologies that reduce the environmental burden. The policy of awards for clean energy generation – green certificates and CO2 emission limits – quite effectively forces investors to build renewable and low-emission energy sources. Distribution grid development planners must track these trends to be able to prepare the grid in advance for the possibility of connecting new sources, particularly distributed generation sources. Impact of electromagnetic fields, noise, and vibration Perhaps the impact of the electromagnetic fields, noise, and vibration associated with power grid operation is not a very significant grid development problem, but it must be taken into account in designing corridors for power lines, especially of a 110 kV grid. The strength of a field generated by any operated or newly built facility in any area where people are present, must be less than that stipulated in the relevant regulations. In this context the trend to extend the share of cable grids, also in HV systems, seems advantageous. Fire and electric shock hazards Fire and electric shock hazards is yet another area where power infrastructure can have an impact on the environment. In contrast to other problems, this virtually doesn’t occur in the case of properly operating devices, but it can occur due to a failure in the distribution system. The relevant legal regulations require certain fire and shock protection measures, and a distribution company must adhere to them when designing its power grid’s development. It may be noted, however, that some technical solutions, even though legally permitted, will constitute a greater risk of fire or electric shock than others. Examples are oil-immersed type transformers as opposed to dry-type transformers, overhead grids as opposed to cable grids, low-oil circuit breakers as opposed to vacuum circuit breakers, etc. When planning infrastructure development, this has to be kept in mind, and new and safer technologies should be utilised. Protection of landscape Protection of the landscape is required from the grid infrastructure by the Environmental Protection Act. This Act must be adhered to when planning power line routes, and procurement of other distribution grid components. Some areas are totally 9

unavailable for grid construction, and there are constraints in place in some others. This is governed by provisions of the Nature Conservation Act. Landscape can be protected, and residential areas’ industrialisation can be constrained by a number of means, such as: construction of HV, MV and LV cable lines, construction of SF6 insulated HV/MV substations, construction of underground substations, and interesting architecture of urban MV/LV substations, stylistically compatible with the surrounding buildings.

4.5. Social problems The last group of problems associated with distribution grid operation, upgrade, and extension relates to distribution companies’ possible conflicts with society. The following issues are the most important in this group. Ownership issues and corridors for line construction For many years the ownership issues and corridors for line construction have been the grounds for disputes between landowners and distribution companies that route or want to route power lines on land not belonging to them. The problem is more pronounced, the higher the operated or planned grid’s voltage is. This results in a very long process of building the line. It may take several years from design to operation, even though the actual building time is not too long. Cooperation between distribution companies and land owners should be based on equal partnership, with no advantage to either party. Landowners should be reasonably compensated for making their land available to distribution companies, while having no ability to block the grid extension process. Location of grid components near residential buildings This matter is somewhat consistent with the requirements of environmental protection, but with a focus on people. The law governs the requirements to be met by electricity transmission facilities, and in which locations they may be built. Especially mitigated should be noise, vibration, and electromagnetic fields. It is clear that all capex projects in the power sector must comply with municipal development plans and correspond with respective local zoning plans, but at the same time the location of some power facilities at the minimum distances from human settlements formally required by law is often questionable and may give rise to conflicts. It seems that as far as is possible, any facility perceived by society as burdensome (HV lines, substations) should be sited at a distance greater than the minimum required by law. Such action, though not always economically justified, has a positive effect on the image of the distribution company, resulting in increased confidence of its customers. Pricing policy A distribution company builds its pricing policy based on the tariffs of services, as reported in the chapter on economic

Emissions from generation sources are not distribution companies’ direct problem, because they do not own generation sources. However, due to the electricity generation technology development trends, conditioned by the emissivity of various source types, a distribution company in its grid development planning must take into account whether, and what areas of, its business can raise the interest of investors in generation sources.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

problems, but more attention should be paid to the customer – distribution company relationship. These days electricity is a commodity which should be commonly available. It is not and should not be in the future a luxury commodity not available to all. Therefore, a distribution company should ensure the basic (minimum) level availability of electricity for everyone, even the poorest. A properly developed pricing policy for households consuming very little electricity, discount systems, or pre-paid systems that have been in place already, should be included in a distribution company’s commercial policy.

In direct relation to distribution grids, these documents use the following notions: improving energy efficiency (including through electricity demand management), development of generation capacities connected to the distribution grid, reducing grid losses in line sequences and transformers, reducing reactive power flows, flattening annual load variation, competitive energy delivery (prices), environmental protection from electromagnetic fields (for 110 kV and higher voltage lines), smart grids, smart metering, and decentralized power generation (including cogeneration).

5. A new paradigm of distribution grid development planning

With this in mind, still using the so-called Occam’s razor, it can be said that energy security still remains the distribution grid development planning paradigm. Other requirements set out in the regulations in relation to power grids, including distribution grids, are in fact complementary requirements of uncertain durability. This should be understood as follows: 1. The requirement to ensure energy security, and energy supply security, etc. is permanent. It is impossible to imagine the abandonment of this requirement in a developed society. 2. Other requirements contained in the legislation do not currently have a timeless character. For example, environmental requirements, or concerning renewable energy sources, are appreciated or not, depending on the country’s wealth. Wealthy, and at the same time so called developed, countries, for example, some European Union countries, USA and Canada, push the environmental aspect. However, developing countries strive not to introduce the legal requirements that enforce legal regulations relating to environmental protection, mainly due to the cost of activities resulting from these regulations. In general, therefore, depending on changes in the economic outlook, environmental requirements, requirements for renewable energy sources, etc. may be subject to change.

As shown in section 1.5, the current paradigm of distribution grid development planning at the DSO (Energa Operator SA) is energy security of the entities connected, or planned for connection, to the grid. This paradigm is somewhat obvious, and its simplicity (brevity) follows directly from the application to its formulation of the so-called Occam’s razor10, whereby ”entities must not be multiplied beyond necessity” (Latin: Entia non sunt multiplicanda praeter necessitatem). Analysis of the acts described in Chapter 2, including international (EU Directives) and national regulations (The Energy Law, Regulation of the Minister of Economy on the Specific Operating Conditions of the Power System, The Transmission Grid Code, The Distribution Grid Code, The Act on Spatial Planning and Land Use, The Energy Efficiency Act, The Environmental Protection Law, The Act on the Availability of Environmental and Environmental Protection Information, Public Participation in Environmental Protection, and Environmental Impact Assessment, The Act on Nature Preservation), and documents (Polish Energy Policy until 2030, Strategy ”Energy Security and the Environment”, Perspective 2020, and drafts: National Spatial Development Concept 2030, The Act on Public Utility Corridors, The Act on Renewable Energy Sources, The Smart Grids Act) permits the conclusion that the energy, including power system, security requirement is the overriding requirement, formulated in all documents that relate to energy, including power, system operation. Energy security is somehow directly related to energy supply reliability, energy quality, maintenance of proper technical grid condition, grid extension, cooperation with the transmission system operator and other distribution grid operators, and reliable performance under energy sale contracts. Other conceptual elements occurring in these documents and related to the power systems are: environmental protection, energy efficiency, renewable energy sources (including their privileged access to the grid), decentralized energy generation, smart grids, smart metering, cogeneration of electricity and heat, and multi-stakeholder co-ordination of development plans.

On the other hand, if we agree to the Freeman classification of technological and economic development paradigms (section 1.4), we thereby also agree to conclude that in our economic and cultural area the currently binding paradigm is that of environmentally friendly development. In this case it can be concluded that the new distribution grid development planning paradigm should be (and in fact already is) environmentally sustainable energy security. Some other formulations of this paradigm may be offered here, such as: • energy and environmental security • energy security in a safe environment • environmentally friendly energy security • environmentally favourable energy security • environmentally compatible energy security • sustainable power system development.

10 Occam’s razor, also known as principle of economy or principle of the economy of thought, it is a principle, according to which the explanation of phenomena should

strive for simplicity, choosing such explanations which are based on a minimum number of assumptions and concepts. As the principle of the economy of thought it has become the basis of a modern methodology of science. In line with this, no new notions and assumptions should be introduced unless there are strong grounds for doing so, and the simplest theoretical solutions that adopt the smallest number of assumptions are considered the best (Wikipedia).

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

The last of these terms is associated with a kind of fashion for the word sustainable. The word has been conceptually derived from the context of renewable sources, expanding their meaning. With regard to a power system it means (subject to certain simplification) a system that warrants energy security, and at the same time includes renewable energy sources and so-called smart grids. Despite such a broad meaning of the word ”sustainable”, in fact also describing the requirement for the grid, it is proposed to use the term ”security” in determining the distribution grid development planning paradigm. This notion directly describes a requirement for the grid, without introducing any excessive, and as such unnecessary, interpretation areas. A power grid with objects connected to it, such as sources and receivers, is essentially of a purely technical nature. It must, therefore, meet some specific (defined by the legislature and grid operators) technical requirements. Grid development (grid development planning) obviously must take these requirements into account. Technical requirements define certain limits, which cannot be exceeded (without consequences for the relevant device). In the systematic reality (the power system) power grids operate at some margins with regard to the required limits. A device’s failure to comply with the requirements should lead to its elimination (permanent or temporary, i.e. until the required functionality’s recovery) from the grid. When planning the development of a power grid, as of any other technical system, the desired (required) condition, i.e. the desired functionality, can be accomplished in a variety of ways, in technical terms and in terms of their financial and non- financial costs. Thus the issue of power grid development planning becomes (can become) a much wider issue, i.e. covers the technical, economic, environmental, and social problems reported in Chapter 4. Power grid development can be implemented in many ways, including as follows: 1. The aim is to achieve a specific power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfilling the requirements of the energy (power supply) security paradigm. The problem’s solution is purely technical, which sets technical requirements for the designed objects (grid components), such as power substations, power lines, etc. Other factors, such as the grid components’ durability (reliability), equipment manufacturer, contractor, capital costs, operating costs, etc., are not considered here. In this case energy security is ensured on a different level than, say, the assurance of proper performance of the distribution or the distribution system operator. The distribution grid development planning paradigm is not the same here as the distribution company development paradigm. 2. The aim is to achieve a specific power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfilling the requirements of the energy (power supply) security paradigm. The problem’s 58

solution is techno-economic, which sets technical requirements for the designed objects (grid components), such as power substations, power lines, etc. Also considered are elements that affect the project implementation cost, including: the grid components’ durability (reliability), power equipment’s type and make (equipment manufacturer), capital costs (contractor) and operating costs (resulting from organization of the works). In this case energy security is ensured at the same level as proper performance of the distribution company or distribution system operator. Therefore, the distribution grid development planning paradigm is here the same as the proper functioning of the distribution company or distribution grid operator. In this case, the overriding goal of the distribution company (distribution grid operator) is grid operation security rather than maximum profit. 3. The aim is to achieve a specific power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfilment of the requirements of the energy (power supply) security paradigm, and at the same time the maximum profit of the distribution company or distribution grid operator. In this case, the overriding goal of the company is its maximum profit, and the requirement to ensure energy security is a constraint. In this case, the distribution company development paradigm is the same as the distribution grid development planning paradigm. Implementing the power grid development in the scope specified in the third of the above points requires the use of complex methods, algorithms, and techno-economic analyzes. In fact, it requires a functional model of the distribution company. No such models are usually formalized. They are usually verbal, and only partial models happen to be formalised. Implementing the power grid development in the scope specified in the first of the above points is so purely technical, that it has no practical use for businesses operating in the market. In fact, technology applications are inextricably linked to the economy. This linkage occurs, for example, by adopting certain assumptions about proposed technical solutions, and results from: • grid structure (closed – open), resulting also in the required automation protection functionality • power line type (overhead – cable) • overhead conductor type wires (bare – insulated) • switchgear type (e.g. pole mounted – container) • switchgear design (single bus – multi bus, sectioned – not sectioned) • grid metering systems (measurement and measurement data transmission from nodes on a given voltage level or lack thereof) • grid component control systems (in nodes of a specific type [voltage] or lack thereof). Therefore, the selection of a specific technical solution affects the cost of ensuring security, but it also affects the grid functionality, reliability (durability), capital costs, and operating costs. Considerations on the technical level are not always part

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

of the global optimization, and quite often they result from the operating habits and engineering practice used in the operator’s grid (e.g. grid neutral grounding), and the need for unification of devices and structures, etc. At the same time – through the equipment cost and other kinds of costs – they are closely related, however, to the distribution company’s economics.

In this sense, the distribution grid development planning paradigm: environmentally sustainable energy security, is a technical paradigm with an environmental constraint, which can be described to a certain extent as independent of the distribution company’s economics, or to a certain extent dependent on the distribution company’s economics. Both statements are

Iden fied need of grid development

Is abandonment of the project acceptable?

No Technical knowledge, applied solu ons, exis ng and new technologies

Yes

Engineering design Yes No No Does it meets the technical requirements?

Has the project been already adjusted?

Has consent been acquired?

Yes Yes Yes

Does it meet the environmental requirements?

Regula ons, materials, contrac ng par es

Determina on of project Tak implementa on costs

Own and external funds

Iden fying sources of financing

Structure and organiza on of work

Determina on of opera ng costs

Is the project implementa on economically viable?

May the environmental requirements remain unfulfilled?

Applica on for consent for noncompliance with the environmental requirements Yes

Has the project already been adjusted in economic terms? Yes

Yes

Do non-economic considera ons force implementa on of the project? Yes

Does the project ensure energy security?

Is another technical solu on looked for?

Yes

Project implementa on

The project is not implemented

Yes

Fig. 4. Block diagram of distribution grid development project 59

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

true, because they indicate the relationship of technology and economics (different, that is in fact its perception can be individual). This relationship in the form of a grid development project implementation diagram, resulting from the need to identify the development, is shown in fig. 4. Underlying the scheme is the assumption of the lack of technical constraints as to the feasibility of a technical project in a power grid. Therefore, there is an element named: technically non-feasible project. A project can be non-feasible only because of its cost, and/or possibly because of political considerations. REFERENCES

1. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych [Selected problems of rural power grid development], INPE 2009, issue 122–123. 2. The Energy Law, 10 April 1997, codified at the Law Office of URE Energy regulatory Office of 1 October 2011. 3. Popczyk J., A definition of security in relation to the elements of the system and its structure [Definitions related to security with regard to system components and structure], commissioned research project No. PBZ-MEiN-1/2/2006 ”Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju””The national energy security”, Silesian University of Technology, Gliwice, December 2007. 4. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych [Selected problems of distribution grid development], Przegląd Elektrotechniczny 2008, issue 9.

5. Marzecki J., Terenowe sieci elektroenergetyczne [Territorial power grids], ITE Publishers, Warsaw 2007. 6. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych [Selected problems of distribution grid development], Proceedings of IX International Scientific Conference “Forecasting in power sector”, Wisła 2008. 7. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia [Modernization of low and medium voltage territoral power grids], Proceedings of IX International Scientific Conference “Forecasting in the power sector”, Wisła 2008. 8. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN) [Programming Guidelines for the development of distribution grids (110 kV, MV and LV )], Institute of Power Engineering, Distribution Grids Department, Warsaw-Katowice 1986. 9. Rakowska A., Grzybowski A., 15 lat napowietrznych linii izolowanych [15 years of insulated overhead power lines] [online], Poznan University of Technology, http://www.stelen.home.pl/gfx/aktualnosci/referat_04.pdf. 10. Szpyra W. et al., Problemy rozwoju i eksploatacji sieci dystrybucyjnych [Problems of distribution grid development and operation], Seminar of the Power Engineering Department of the Technical University of Gdańsk, Rekowo 2011. 11. EN 5046-1, Three phase oil immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not exceeding 36 kV, Part 1, General requirements, Cenelec 2005. 12. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne [Energy policy and energy security], Federation of Scientific and Technical Associations Energy and The Environment, Warsaw 2008.

Zbigniew Lubośny Gdańsk University of Technology e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl A graduate of the Technical University of Gdańsk. Since 2004 a professor of engineering at his alma mater. His areas of interest include mathematical modelling, power system stability, power system control, use of artificial intelligence application in power system control, and modelling and control of wind turbines. Editor in Chief of Acta Energetica.

Jacek Klucznik Gdańsk University of Technology e-mail: j.klucznik@eia.pg.gda.pl Graduated as Master of Engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology (1999). Five years later he obtained his Ph.D. An assistant professor at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His areas of interest include control systems for generators and turbines, wind power generation, and power system automatic protections.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 42–60. When referring to the article please refer to the original text. PL

Paradygmat do tworzenia planów rozwoju sieci dystrybucyjnej WN, SN, nN Autorzy

Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik

Słowa kluczowe

problemy rozwoju, sieć dystrybucyjna, bezpieczeństwo energetyczne

Streszczenie

W literaturze, w tym odnoszącej się do przedsiębiorstw działających w sektorze energetyki (i elektroenergetyki), znaleźć można pojęcie paradygmatu funkcjonowania tych organizacji. W artykule omówiono pojęcie paradygmatu, z ukierunkowaniem na paradygmat planowania rozwoju sieci elektroenergetycznych. Na tym tle przedstawiono zagadnienia związane z bezpieczeństwem energetycznym oraz kierunkami i problemami rozwoju systemów elektroenergetycznych. Zaproponowano nowy paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Paradygmat ten jest propozycją autorów artykułu.

1. Paradygmat 1.1. Definicja1 Słowo „paradygmat” jest używane w nauce do opisywania różnych pojęć. Pochodzi z języka greckiego od słów: παράδειγμα [gr. paradeigma] – wzór, przykład; παραδείκνυμι [gr. paradeiknumi] – wykazywać, reprezentować, wystawiać; παρά [gr. para] – obok, poza + δείκνυμι [gr. deiknumi] – pokazać, wskazać. Słowo παράδειγμα (paradeigma) zostało po raz pierwszy użyte w greckim tekście, w dialogach Platona (Timaios [28A]), jako model lub wzór, który Demiurg (bóg) użył do stworzenia kosmosu. W słowniku „Merriam-Webster” z 1900 roku termin ten miał odniesienie tylko do gramatyki lub retoryki. Obecnie słownik ten definiuje paradygmat jako „filozoficzne i teoretyczne ramy szkoły naukowej lub dyscypliny, których teorie, prawa i uogólnienia oraz eksperymenty przeprowadzone na ich poparcie są szeroko formułowane”. Pewną modyfikację, a zarazem odświeżenie pojęcia „paradygmat”, wprowadził filozof Thomas Kuhn w książce „Struktura rewolucji naukowych” (ang. „The Structure of Scientific Revolutions”), opublikowanej w 1962 roku. Według Kuhna „paradygmat to zbiór pojęć i teorii tworzących podstawy danej nauki” lub inaczej – „to zbiór poglądów podzielanych przez naukowców, zestaw porozumień o pojmowaniu zagadnień”. Paradygmat w filozoficznej teorii poznania i metodologii definiuje się natomiast jako ogólnie uznane osiągnięcie naukowe, które dostarcza modelowych rozwiązań w danej dziedzinie nauki, mogące też pociągać za sobą modelowe rozwiązania w dziedzinach pokrewnych i stawać się istotnym składnikiem poglądu na świat. Z kolei według „Encyklopedii PWN” paradygmat to ogólnie uznane osiągnięcie naukowe (teoria naukowa), które w pewnym okresie dostarcza modelowych rozwiązań w danej dziedzinie nauki. Przykładami paradygmatów są np.: system Kopernikański, tj. teoria heliocentryczna, mechanika Newtona oraz teoria względności Einsteina. 1

Teorii i pojęć tworzących paradygmat raczej się nie kwestionuje, przynajmniej do czasu, kiedy paradygmat jest twórczy poznawczo, tzn. gdy za jego pomocą można tworzyć teorie szczegółowe, zgodne z danymi doświadczalnymi (ewentualnie danymi historycznymi), którymi zajmuje się dana nauka. Paradygmat charakteryzuje się następującymi cechami (odróżniającymi paradygmat od dogmatu): • Nie jest on dany raz na zawsze, lecz jest przyjęty na zasadzie konsensusu przez większość badaczy. Dla badaczy istotna jest tu zgodność paradygmatu z dotychczasową wiedzą, a w tym spełnienie przez paradygmat wielu warunków, np. w zakresie istniejących dowodów naukowych doświadczalnych. • Może okresowo ulec zasadniczym przemianom prowadzącym do głębokich zmian w nauce. Mamy wówczas do czynienia z tzw. rewolucją naukową. • Podważa sens absolutnej słuszności. Pojęcie „absolutnej słuszności” nie ma charakteru naukowego. Dobry paradygmat powinien: • być spójny logicznie i pojęciowo • być jak najprostszy i zawierać tylko te pojęcia oraz teorie, które są dla danej nauki rzeczywiście niezbędne • dawać możliwość tworzenia teorii szczegółowych zgodnych ze znanymi faktami. 1.2. Paradygmat w nauce Jak wynika z powyższych definicji, pojęcie paradygmatu jest definicją dość ogólną. Paradygmat w nauce w ogólności jest „tworem formalnym”, który można i należy traktować w istocie jako pozytywny, ponieważ pozwala koncentrować siły i środki (zasoby) na swojej centralnej idei. A to z kolei potencjalnie pozwala na przyspieszanie rozwoju nauki w danym zakresie, tj. w zakresie centralnym dla paradygmatu. Jednak oprócz pozytywów związanych z istnieniem paradygmatu zwraca się uwagę na pewne jego cechy, które mogą prowadzić

do ograniczenia, ewentualnie spowolnienia rozwoju dziedziny nauki, którą dany paradygmat obejmuje. Otóż raz stworzony i przyjęty paradygmat może być, i zazwyczaj jest, uwiarygadniany przez swego rodzaju współdziałanie i współistnienie następujących czynników: ludzi, organizacji oraz instytucji, niekoniecznie merytorycznie związanych z nauką lub techniką. Można do nich zaliczyć: • profesjonalne organizacje społeczne i zawodowe legitymujące paradygmat • charyzmatycznych liderów wprowadzających, a przede wszystkim uzasadniających istotność paradygmatu • czasopisma podtrzymujące znaczenie paradygmatu w swoich publikacjach • agencje rządowe uwiarygodniające paradygmat poprzez swoje działania • edukatorów propagujących idee paradygmatu przez system nauki, w którym operują np. szkoły • konferencje naukowe skupiające się na problemach centralnych dla danego paradygmatu • media elektroniczne uwydatniające korzyści wynikające z podejmowania działań zgodnych z paradygmatem i równocześnie (lub ewentualnie) straszące negatywnymi skutkami niepodejmowania takich działań dla różnych sfer działalności ludzkiej, np. ostatnio dla środowiska • fundusze działające na rzecz rozwoju dziedzin związanych z danym paradygmatem, a w tym zajmujące się finansowaniem badań związanych z ideą danego paradygmatu • laicy w danej dziedzinie nauki lub techniki oraz osoby grupujące się wokół laików w danej dziedzinie, będących osobami publicznymi, mających uznanie społeczne, którzy bezkrytycznie przyjmują idee paradygmatu (wierzą w idee paradygmatu). Przykładem powyższych tez może być tzw. problem globalnego ocieplenia i konieczność realizacji działań mających na celu ograniczenie bądź eliminację powyższego

Treści zawarte w niniejszym rozdziale pochodzą z „Encyklopedii PWN” i Wikipedii.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

efektu (jeżeli rzeczywiście ma on miejsce), a w tym redukcja emisji CO2, składowanie CO 2 (CCS) itp. Wpływ wymienionych czynników doprowadził do stanu mentalnego społeczeństwa, w którym twierdzenia sprzeczne z obowiązującą teorią globalnego ocieplenia spychane są na margines merytorycznej dyskusji. Praktycznie są one eliminowane lub blokowane.

i radykalnie zmienili nasze postrzeganie świata, podaje się Newtona, Lavoisiera i Einsteina. Zatem, pomimo swego rodzaju konserwatyzmu paradygmatu, rozwój nauki poprzez przekraczanie jego granic jest możliwy i ma miejsce. Tym samym, niejako wbrew wcześniejszym tezom, można stwierdzić, że jest to typowa droga rozwojowa dojrzałej nauki. Polega ona na kolejnym przechodzeniu w procesie „rewolucji” od jednego do innego paradygmatu. Gdy ma miejsce zmiana paradygmatu, „świat naukowy zmienia się jakościowo i jest jakościowo wzbogacany przez fundamentalnie nowe zarówno fakty, jak i teorie”. Powyższe spostrzeżenie Kuhn formułuje następująco: „Nauka nie jest jednostajnym, kumulatywnym pozyskiwaniem wiedzy. Zamiast tego nauka jest serią spokojnych okresów przerywanych przez gwałtowne intelektualne rewolucje, po których jeden koncepcyjny światopogląd jest zamieniany przez inny. Żadna nauka przyrodnicza nie może być wyjaśniana bez zastosowania splecionych teoretycznych i metodologicznych poglądów pozwalających na wybór, ocenę i krytykę”. Rewolucje naukowe związane w istocie ze zmianą paradygmatu następują „po długich okresach funkcjonowania nauki instytucjonalnej, tradycyjnie ograniczonej ramami, w których musiała się ona [nauka] znajdować i zajmować się badaniami, zanim mogła te ramy zniszczyć”. Twierdzi się również, że kryzys nauki instytucjonalnej i tym samym kryzys obowiązującego paradygmatu „zawsze niejawnie tai się w badaniach, ponieważ każdy problem, który nauka instytucjonalna postrzega jako łamigłówkę, może być ujrzany z innej perspektywy jako sprzeczność (wyłom)” i tym samym jako źródło kryzysu. Źródło kryzysu, ale równocześnie jako element postępu i rozwoju nauki.

Działania wymienionych powyżej czynników stymulują prace w ramach paradygmatu (w sensie finansowym, organizacyjnym, prawnym i naukowym), redukując i ewentualnie tłumiąc działania charakteryzujące się innym spojrzeniem na problem. Taki stan nazywany jest paraliżem paradygmatu i oznacza on praktyczną niemożność (ew. ograniczoną szansę) spojrzenia poza obowiązujący sposób myślenia i postrzegania zjawisk. Paraliż paradygmatu wynika z twierdzenia (Kuhn i inni): „że typowi naukowcy nie są obiektywnymi i niezależnymi myślicielami, a są konserwatystami, którzy godzą się z tym, czego ich nauczono i stosują tę naukę (wiedzę) do rozwiązywania problemów zgodnie z dyktatem wyuczonej przez nich teorii. Większość z naukowców w istocie jedynie składa układanki, celując w odkrywaniu tego, co i tak już jest im znane. Twierdzi się tu, że naukowcy mają tendencję do ignorowania odkryć badawczych, które mogą zagrażać istniejącemu paradygmatowi i spowodować rozwój nowego, konkurencyjnego paradygmatu. Tym samym stwierdza się, że w trakcie rozwoju nauki nowości wprowadzane są z trudem i z towarzyszącym mu, zgodnym z oczekiwaniami, jawnym oporem”. Równocześnie jednak stwierdza się, że „tylko młodzi uczeni, nie tak głęboko indoktrynowani przez uznane teorie, mogą dokonać odrzucenia starego paradygmatu”. Jako przykłady naukowców, którzy ewidentnie

Neoinstytucjonalne państwo

Neoliberalne koncepcje państwa

Keynesowski paradygmat państwa

Koncepcja państwa

Współczesna ekonomia

Neomerkantylistyczny nurt ekonomii

Szkoła narodowa i historyczna Tradycyjna ekonomia

Nowa ekonomia dobrobytu

Neoinstytucjonalizm

Keynesizm

Bezpośrednie, silne związki i powinowactwa

Rys. 1. Główne kierunki współczesnej ekonomii

Do innych paradygmatów współczesnej ekonomii należą: strukturalistyczny, modernizacyjny, zależności oraz polityki gospodarczej krajów rozwijających się. Względnie nowym nurtem w ekonomii jest ekonomia ekologiczna, która wyrosła na gruncie krytyki ekonomii neoklasycznej. Ekonomia ekologiczna jest nauką analizującą

Alternatywne wizje państwa

Katolicka koncepcja państwa

Ortodoksyjna teoria rozwoju

Marksistowskolenin. konc. państwa

Szkoła zależności

Instytucjonalizm konwencjonalny

Koncepcje tradycyjnego solidaryzmu społecznego

Współczesny solidaryzm społeczny

Neomarksizm

Konwencjonalna ekonomia marks -lenin.

Klasyczny marksizm

Ekonomia klasyczna

Merkantylizm

Oznaczenia:

Neokeynesizm

Konwencjonalna ekonomia neoklasyczna

• keynesowski – „podkreślający cykliczną niestabilność gospodarki pozostawionej mechanizmowi rynkowemu oraz tendencję do wzrostu inflacji i bezrobocia. Staje się to podstawą do formułowania aktywnej polityki gospodarczej państwa, której celem miałoby być zapobieganie lub łagodzenie skutków niekorzystnych zjawisk gospodarczych. Kluczową rolę w stabilizowaniu gospodarki przypisuje popytowi globalnemu, który wyznacza poziom podaży produkcji, a co za tym idzie zatrudnienia. W ramach tego paradygmatu rozwija się wiele szkół makroekonomicznych, jak keynesizm, postkeynesizm i neokeynesizm” • neoklasyczny – nawiązujący do ekonomii klasycznej. „Jako główną tezę prezentuje pogląd, że mechanizm rynkowy prowadzi do optymalnej alokacji zasobów, w tym pełnego zatrudnienia. Rolę regulatora procesów gospodarczych pozostawia rynkowi, tym samym odrzucając konieczność głębokiej interwencji państwa w gospodarkę. Wiodącymi szkołami rozwijającymi się w ramach paradygmatu neoklasycznego są monetaryzm oraz ekonomia neoklasyczna. Starają się one budować koncepcje makroekonomiczne bazujące na klasycznej analizie mikroekonomicznej.”

Państwo a rozwój i zależność

Państwo a regulacja

Neomerkantylistyczna konc. państwa

1.3. Paradygmat w ekonomii We współczesnej ekonomii szczególnie popularne są dwa paradygmaty, które wyrosły z ekonomii klasycznej (rys. 1):

Pośrednie, słabsze związki i pokrewieństwa

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

i opisującą procesy gospodarcze, społeczne i ekologiczne, będące podstawą realizacji zrównoważonego rozwoju. Ekonomia ekologiczna odwołuje się do ekologicznego paradygmatu ekonomii i stoi w opozycji do ekonomii środowiska i zasobów naturalnych opierającej się na paradygmacie ekonomizacji środowiska. Ekonomia ekologiczna jako wielodyscyplinarna dziedzina nauki czerpie m.in. z takich dziedzin jak: ekonomia, ekologia, urbanistyka, demografia, planowanie przestrzenne. Podstawowymi kategoriami ekonomii ekologicznej są: • kapitał naturalny (przyrodniczy) • sprawiedliwość wewnątrzpokoleniowa, międzypokoleniowa i międzygatunkowa • trwałość (samopodtrzymywanie się, ang. sustainablity) • efekty zewnętrzne. Analizując politykę Unii Europejskiej (ale też części innych krajów świata), w tym formułowaną poprzez akty prawne (przedstawione dla sfery energetyki w rozdziale 2), można stwierdzić, że ekonomia ekologiczna i tym samym paradygmat ekologiczny są obowiązującymi w krajach Unii Europejskiej i tym samym w Polsce. 1.4. Paradygmat w technice Jak wiadomo, nie sposób rozważać rozwoju techniki bez korelacji z ekonomią, ponieważ nowe rozwiązania techniczne niespełniające szeroko pojętych wymogów ekonomii nie stają się (nie stały się) utylitarnymi2. Historycy nauki rozdzielają jednak rozwój techniki i ekonomii. Twierdzą oni, że zmiany paradygmatu w technice, technologii i gospodarce następowały i następują szybciej niż w naukach społecznych. Paradygmaty wiąże się tu często z rozwojem techniki i technologii. Przykładem może być klasyfikacja paradygmatów ujęta w sensie historycznym, a zaproponowana przez R. Edwarda Freemana. Definiuje on

System paliw

następujące paradygmaty w technologii i gospodarce: 1. paradygmat sił przyrody (w szczególności mięśni ludzkich, zwierzęcych, a później wiatru i wody) 2. paradygmat siły parowej (od XVII wieku) 3. paradygmat siły elektrycznej (od XIX wieku) 4. paradygmat masowej produkcji 5. paradygmat technologii informacyjnych 6. p aradygmat rozwoju przyjaznego środowisku. Freeman wskazuje przy tym paradygmat szósty jako przyszłościowy. W pewnym sensie można stwierdzić, że paradygmat ten jest już paradygmatem funkcjonującym (obowiązującym). Z jednej strony powyższa klasyfikacja jest jedną z bardziej ogólnych i tym samym wydaje się, że jest ona odległa od elektroenergetyki czy też energetyki. Można stwierdzić, że i tak, i nie. Oznacza to, że przykładowo paradygmat, według którego funkcjonuje elektroenergetyka, to w istocie paradygmat „siły elektrycznej”, ale równocześnie jest to paradygmat „technologii informacyjnych”, a także – w ostatnich latach – jest to paradygmat „rozwoju przyjaznego środowisku”. Z drugiej strony tworzy się, przynajmniej w warstwie werbalnej, chociaż czasem (a nawet często) również realnej, paradygmat (lub paradygmaty) blisko związane z obszarem funkcjonowania danego podmiotu lub danej dziedziny techniki. Przykładem w sferze energetyki może być tu tzw. paradygmat bezpieczeństwa energetycznego. Paradygmat ten można rozumieć jako sposób działania podmiotu mający na celu zapewnienie, utrzymanie, uzyskanie lub ewentualnie dojście do stanu określanego jako stan bezpieczeństwa energetycznego. Czy tak zdefiniowane i realizowane przez dany podmiot zadanie, czy też sposób funkcjonowania, można określić jako

paradygmat? Traktując literalnie definicje przedstawione w rozdziale 1.1, mówiące przykładowo o „zbiorze pojęć i teorii tworzących podstawy danej nauki”, raczej nie. Z drugiej strony pojęcie paradygmatu zakorzeniło się w piśmiennictwie technicznym (i nie tylko) i w świadomości podmiotów gospodarczych, zmieniając, poszerzając, a de facto dewaluując swoje oryginalne znaczenie. W pewnym sensie stało się ono elementem promocji pewnych działań realizowanych przez podmioty. Hasłem kluczem (ale czy paradygmatem?) jest ekologia (ochrona środowiska). Można stwierdzić, że liczba tzw. paradygmatów artykułowanych przez różne podmioty operujące w różnych dziedzinach techniki, technologii, gospodarki jest obecnie duża. 1.5. Paradygmat rozwoju sieci OSD Energa System energetyczny jest obiektem składającym się z systemu elektroenergetycznego oraz systemu paliw (rys. 2). We współczesnych systemach energetycznych podstawowy system paliw stanowią paliwa kopalne, takie jak: węgiel, gaz ziemny i ropa naftowa oraz woda (system wodny), a także paliwa jądrowe. Stosunkowo nowymi elementami systemu paliw są – nieprzedstawione na rysunku – słońce i wiatr, a także, obecnie na mniejszą skalę, ciepło ziemi (zasoby geotermalne) oraz biopaliwa (biogaz i biomasa). W systemie elektroenergetycznym, w sensie technicznym, wyróżnić można trzy podstawowe elementy: źródła energii (elektrownie), sieci elektroenergetyczne oraz odbiorców. Z własnościowego punktu widzenia można wyróżnić tu odbiorców, elektrownie, spółki dystrybucyjne oraz operatorów sieci: przesyłowej (OSP) i rozdzielczych (OSD). Operatorzy sieci rozdzielczych

System elektroenergetyczny Elektrownie parowe

paliwa jądrowe

jądrowe

System hydroenergetyczny

wodne elektrociepłownie

Sieci

Odbiorcy

sieci elektryczne: -przes yłowe -rozdzielcze

energii elektrycznej

ciepłownicze

energii cieplnej

System ciepłowniczy

Rys. 2. Struktura systemu elektroenergetycznego

Obecnie stwierdzenie to może budzić kontrowersje.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

i przesyłowych czasami bywają również właścicielami sieci, którymi sterują (zarządzają). Zdarza się, że występuje również współwłasność źródeł energii i sieci elektroenergetycznych. Wymagania i odpowiedzialność w powyżej wymienionych grupach podmiotów można określić następująco: 1. Odbiorcy Wymagania • Odbiorcy wymagają bezprzerwowego dostępu do energii elektrycznej o określonych parametrach jakościowych, tj. poziomie napięcia, wartości częstotliwości oraz odpowiednio niskiej zawartości harmonicznych napięcia. • Odbiorcy wymagają również utrzymania cen energii na niezmiennym poziomie, w odpowiednio długich okresach czasu lub ewentualnie akceptowalnego małego wzrostu. Odpowiedzialność W tej grupie podmiotów odpowiedzialność za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego praktycznie nie występuje. 2. Źródła energii (elektrownie) Wymagania • Elektrownie, rozumiane jako właściciele, są zainteresowane bezprzerwowym dostępem do sieci elektroenergetycznej. • Elektrownie zainteresowane są brakiem ograniczeń co do wartości mocy, jaką mogą wprowadzać do sieci elektroenergetycznej w czasie. Powyższe wymagania wynikają z celu realizowanego przez źródła energii, który można określić jako maksymalizację efektu finansowego prowadzonej działalności. Odpowiedzialność Formalnie, pomijając świadomość niezbędności współistnienia (częściej występującego w przypadku źródeł systemowych niż małych, rozproszonych źródeł energii), brak odpowiedzialności za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. 3. Operator systemu przesyłowego Odpowiedzialność Operatorzy systemów przesyłowych (w KSE jeden operator) są praktycznie jedynymi podmiotami, które formalnie są odpowiedzialne za właściwą, tj. bezpieczną pracę systemów elektroenergetycznych. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego z art. 9c, ust. 2 (Prawo energetyczne, 11.08.2011): „Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemu przesyłowego, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za: • bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej w sieci przesyłowej elektroenergetycznej (1); • zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym,

w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi (4); • opracowywanie prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną i moc w systemie elektroenergetycznym (16); • określanie potrzeb rozwoju sieci przesyłowej i połączeń międzysystemowych, a także w zakresie budowy nowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej (17); • utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci przesyłowej elektroenergetycznej (18)”. 4. Operator systemu dystrybucyjnego Odpowiedzialność Zbliżona jest do odpowiedzialności operatora systemu przesyłowego. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego z art. 9c, ust. 3: „Operator systemu dystrybucyjnego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemów dystrybucyjnych, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za: • prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej w sposób efektywny, z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz we współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w obszarze koordynowanej sieci 110 kV (1); • eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego (2); • zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania (3); • współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów (4); • utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w utrzymaniu odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy koordynowanej sieci 110 kV (14)”. A także z art. 9c, ust. 6: „Operator systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany zapewnić wszystkim podmiotom pierwszeństwo w świadczeniu usług przesyłania energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii oraz w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, z zachowaniem niezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego”. Jak wynika z powyższego, funkcjonowanie systemów elektroenergetycznych związane jest z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Powyższe zapisy prawne w okresie

od momentu ich sformułowania, tj. po zmianie ustroju w Polsce, nie ulegały zasadniczym zmianom. Nastąpiło tylko położenie pewnych akcentów na zagadnienia ekologiczne (środowiskowe). Można zatem stwierdzić, że w przeszłości systemy elektroenergetyczne funkcjonowały (a część funkcjonuje nadal), opierając się na paradygmacie bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Chociaż nie zawsze wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego był określany paradygmatem. Obecnie obowiązującym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej, co potwierdza również informacja pozyskana od OSD Energa, jest bezpieczeństwo energetyczne przyłączonych lub planowanych do przyłączenia do sieci elektroenergetycznej podmiotów. 2. Bezpieczeństwo energetyczne Podstawą dla energetyki jest ustawa Prawo energetyczne. Ustawa określa zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i energii, w tym ciepła, oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych, a także określa organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią. Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii. Według definicji zawartej w [3] bezpieczeństwo energetyczne obejmuje sferę racjonalizacji pozyskiwania i użytkowania energii oraz jej dostawy na wszystkie trzy rynki końcowe: na rynek energii elektrycznej, rynek ciepła oraz rynek paliw płynnych. Jest to definicja zgodna z zawartą w [2], określającą bezpieczeństwo energetyczne jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska. Z kolei bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej [2] definiuje się jako zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię. Tym samym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej [3] do odbiorców końcowych to bezpieczeństwo (niezawodność zasilania, jakość energii elektrycznej) rozpatrywane w perspektywie indywidualnego odbiorcy (w kontekście indywidualnych praw i obowiązków odbiorcy oraz możliwości jego wpływania na to bezpieczeństwo, a także preferencji czasowych dotyczących własnego ryzyka utraty bezpieczeństwa). W pracy [3] definiuje się również rynkowe bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz określa się mechanizmy i narzędzia zarządzania bezpieczeństwem.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

Bezpieczeństwo rynkowe dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych jest zarządzane za pomocą mechanizmów rynkowych (płynnych rynków: usług systemowych, energii elektrycznej oraz inwestycyjnego w segmencie energetyki rozproszonej), z wykorzystaniem zasobów uniwersalizującej się energetyki rozproszonej. Ponadto jest to bezpieczeństwo zarządzane z wykorzystaniem produktów rynkowego systemu ubezpieczeń. Jako rynkowe mechanizmy i narzędzia zarządzania bezpieczeństwem elektroenergetycznym wskazuje się tu: • zdolność technologii do odpowiedzi na sygnały rynkowe • koszty referencyjne • mechanizmy wielotowarowe na rynku energii elektrycznej • poziom płynności rynków • zdolność systemu regulacyjnego/prawnego (w tym podatkowego) do odpowiedzi na sygnały rynkowe • zdolność gmin do reagowania w sytuacjach kryzysowych w zakresie dostaw energii elektrycznej • zdolność odbiorców do odpowiedzi na sygnały rynkowe, w tym na utratę bezpieczeństwa energetycznego • podatność niezależnych inwestorów do inwestowania w elektroenergetyce. Równocześnie, oprócz bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, ustawodawca definiuje bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej jako nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy sieci. Uwzględniając zawarty w definicji [2] bezpieczeństwa energetycznego element środowiskowy, bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej można również określić [3] jako dostępność energii w każdym czasie, w różnych formach, w wystarczającej ilości i po możliwie najniższej (optymalnej) cenie, przy zachowaniu warunków ochrony środowiska. Tym samym można mówić o bezpieczeństwie energetyczno-ekologicznym, definiowanym jako bezpieczeństwo energetyczne, którego koszt uwzględnia spełnienie normatywnych wymagań ochrony środowiska [3]. W literaturze przedmiotu występuje również pojęcie bezpieczeństwa elektroenergetycznego. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne [3] obejmuje dostawę energii elektrycznej oraz sferę racjonalizacji jej użytkowania i uwzględnia koszt spełnienia normatywnych wymagań ochrony środowiska (w obszarach: wytwórczym i sieciowym), w tym normatywnych wymagań dotyczących bezpieczeństwa ludzi oraz funkcjonowania infrastruktury krytycznej (m.in. systemu zaopatrzenia w energię i paliwa). Rozważając bezpieczeństwo energetyczne, wyróżnia się, poza technicznym aspektem bezpieczeństwa, następujące aspekty: 3

• Aspekt ekonomiczny bezpieczeństwa – sprowadzający się przede wszystkim do zapewnienia akceptowalnej przez odbiorców końcowych ceny użytecznych nośników energii, określonych w umowach cywilnoprawnych lub w taryfach. Obecnie cena ta uwzględnia również koszt bezpieczeństwa dostaw energii. • Aspekt ekologiczny bezpieczeństwa – wiążący się z troską o zachowanie w należytym stanie środowiska naturalnego dla przyszłych pokoleń i wymagający spełnienia odpowiednich standardów i zobowiązań ekologicznych. Wskazuje się również na zagrożenia bezpieczeństwa [12], wśród nich rozróżnia się zagrożenia bezpośrednie i pośrednie. Do zagrożeń bezpośrednich zalicza się: • Zmienność zapotrzebowania mocy: – zmienność przewidywalną, zależną od rozwoju gospodarki i poziomu konsumpcji, realizowaną w dłuższych okresach czasu – zmienność losową, zależną od zmiany pogody czy nieoczekiwanych zdarzeń o różnym charakterze, np. awarii, realizowaną w krótkich okresach czasu. • Zdarzenia zewnętrzne ze strony środowiska, o charakterze losowym, np. wyładowania atmosferyczne, burze, powodzie, susze lub mrozy, wpływające na pracę źródeł i sieci. • Agresje zewnętrzne różnego rodzaju: sabotaż, terroryzm, itp. • Błędy ludzi popełniane na wszelkich poziomach, przy wszystkich rodzajach czynności dotyczących systemu elektroenergetycznego, od fazy planowania do eksploatacji. Zagrożenia pośrednie mogą wystąpić w trzech obszarach: polityki i ekonomii, techniki (struktury i parametrów systemu) oraz eksploatacji i zarządzania. W sferze polityki i ekonomii wyróżnia się następujące zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego3: • Polityka energetyczna państwa nie uwzględnia wystarczająco różnych potrzeb, wymagań i zagrożeń. • Polityka państwa prowadzi do utrzymania szerokiej własności państwowej i centralnego zarządzania w sektorze. • Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne nie osiągają przychodów umożliwiających pokrycie wszystkich racjonalnych kosztów i zmuszane są do realizacji funkcji socjalnych. • Polityka kadrowa w zarządach przedsiębiorstw państwowych podlega nomenklaturze politycznej. • Kształcenie personelu w systemach szkolnictwa nie odpowiada obecnym i przyszłym potrzebom elektroenergetyki. • Państwo przyjmuje wymagania i zobowiązania dotyczące sektora elektroenergetycznego bez tworzenia warunków odpowiednich do ich realizacji. • Występuje brak zainteresowania polityków i administracji państwowej bieżącymi problemami i przyszłością elektroenergetyki.

W sferze struktury i parametrów systemu elektroenergetycznego wyróżnia się następujące zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego: • Nietrafione prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną. • Procesy diagnostyki i odnowy nie odpowiadają potrzebom; brak kompleksowej oceny stopnia zużycia elementów systemu elektroenergetycznego. • Inwestycje w zakresie źródeł energii elektrycznej i sieci nie obejmują potrzeb wynikających ze zużycia technicznego i moralnego części źródeł, a także zmian w rozmieszczeniu odbiorów. • Systemy zbierania, przesyłu i przetwarzania danych, a także systemy zabezpieczeń są przestarzałe. Konieczna jest szeroka informatyzacja systemu elektroenergetycznego umożliwiająca identyfikację stanu pracy każdego węzła sieci SN, a także warunków technicznych i ekonomicznych przyłączenia. Występowanie powyższych zagrożeń bezpośrednich i pośrednich może prowadzić do: • naruszenia wystarczalności i stabilności systemu elektroenergetycznego • wysokich kosztów energii i utraty konkurencyjności przedsiębiorstw energetycznych • pogorszenia jakości energii, m.in. na skutek wzrostu częstości i zasięgu zakłóceń. 3. Kierunki rozwoju systemów elektroenergetycznych W systemach elektroenergetycznych zachodzą obecnie przemiany. Wynikają one z rozwoju źródeł energii elektrycznej, upowszechniania się energoelektroniki (wpływ na odbiory energii, systemy przesyłu oraz źródła energii) oraz z potencjalnego rozwoju zasobników energii. Zakładać należy, że przemiany będą się pogłębiać w kolejnych latach. Do problemów, a właściwie zadań, przed którymi staną (stają) współczesne systemy elektroenergetyczne, a dokładniej podmioty działające w obszarze elektroenergetyki (w tym spółki dystrybucyjne oraz operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych), należy zaliczyć: 1. Sterowanie podsystemem elektroenergetycznym z dużym nasyceniem źródłami rozproszonymi, tzw. sieci inteligentne (Smart Grid), a w tym: • rozwój sieci informatycznej na szczeblu operatora systemu dystrybucyjnego na potrzeby sterowania źródłami rozproszonymi, siecią rozdzielczą i odbiorami (usługa sterowania poborem energii elektrycznej) • rozwój algorytmów sterowania źródłami rozproszonymi • rozwój algorytmów sterowania siecią rozdzielczą, w tym w celu eliminacji przeciążeń dynamicznych elementów sieci • rozwój systemów technicznej realizacji usługi sterowania zapotrzebowaniem na energię elektryczną, w tym liczniki energii z komunikacją dwukierunkową • rozwój elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w sieciach tego typu • rozwój nowych układów sieciowych

Podano wybrane elementy z pozycji [12]. Niektóre ze stwierdzeń są dyskusyjne.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

• rozwój systemów WAMS do synchronicznego monitoringu dużych obszarów. 2. Technologie zasobnikowe i zastosowania zasobników energii elektrycznej w systemach elektroenergetycznych. 3. Samochody elektryczne, a w tym: • rozwój źródeł energii dla samochodów elektr ycznych, tj. akumulatorów i superkondensatorów • wykorzystanie samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasobnika energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym • rozwój sieci stacji na potrzeby ładowania samochodów elektrycznych oraz algorytmy ich sterowania, również w przypadku wykorzystywania samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasobnika energii. 4. Ogniwa paliwowe, a w tym: • rozwój technologii ogniw paliwowych i możliwości ich wykorzystania w systemie elektroenergetycznym • wykorzystanie ogniw paliwowych jako elementu zasobnika energii • rozwój układów „kogeneracyjnych” zasobnikowych typu: ogniwo paliwowe + elektrownia wiatrowa, ogniwo paliwowe + źródło fotowoltaiczne oraz innych, np. zastosowania w komunikacji • rozwój algorytmów sterowania ogniwami paliwowymi w różnych konfiguracjach pracy na potrzeby systemu elektroenergetycznego. 5. Obrona i odbudowa systemów elektroenergetycznych, a w tym: • rozwój automatyki samoczynnego częstotliwościowego odciążania – SCO • rozwój automatyki samoczynnego napięciowego odciążania – SNO • rozwój rozproszonych autonomicznych układów obrony systemu elektroenergetycznego na poziomie odbiorców indywidualnych, będących odpowiednikami automatyki SCO i SNO systemowych • rozwój algorytmów sterowania źródłami energii, w tym źródłami rozproszonymi w procesach obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego • rozwój systemów wydzielania, utrzymywania i resynchronizacja wysp w sieciach dystrybucyjnych. 6. Usługi systemowe na poziomie systemów dystrybucyjnych, a w tym: • operator systemu dystrybucyjnego jako podmiot kontraktujący i koncentrujący usługi systemowe na rynku (w podsystemie) lokalnym • operator systemu dystrybucyjnego jako dostawca usług systemowych operatorowi systemu przesyłowego. 7. Integracja sieci elektroenergetycznych i gazowych jako element segmentu bezpieczeństwa energetycznego, a w tym: • rozwój technologii źródeł gazu i biogazu • rozwój zdolności współpracy sieci elektroenergetycznych i gazowych w zakresie pokrywania wahań (okresowego niedoboru) zapotrzebowania • rozwój algorytmów zintegrowanego sterowania sieci gazowej i elektroenergetycznej. 8. Monitorowanie i zarządzanie obciążalnością linii elektroenergetycznych, a w tym:

4 5

• rozwój nowych technologii i metod zwiększania przepustowości linii elektroenergetycznych • rozwój systemów i urządzeń do monitorowania obciążalności dynamicznej linii elektroenergetycznych • rozwój systemów komunikacji centrum zarządzania z układami pomiarowymi na liniach elektroenergetycznych • rozwój algorytmów zarządzania obciążeniem linii elektroenergetycznych. 9. Wzrost koncentracji zapotrzebowania mocy na niewielkich obszarach powodowany: • instalacjami stacji ładowania samochodów elektrycznych • budową kolei dużych prędkości, która może być zasilana z sieci dystrybucyjnej WN • budową wielkopowierzchniowych obiektów handlowych i rozrywkowych (hipermarkety, galerie handlowe, hale i stadiony sportowe) • budową budynków wysokościowych o przeznaczeniu mieszkalno-biurowym. 10. Rozwój sieci prądu stałego, lokowanego co prawda głównie w systemie przesyłowym, ale (poprzez możliwość sterowania przepływami mocy) zmieniający warunki pracy sieci dystrybucyjnej WN4. Wśród możliwych ścieżek rozwoju technologii HVDC są: • łącza prądu stałego do farm wiatrowych dużych mocy, lądowych i morskich • transgraniczne łącza prądu stałego, współpraca energetyczna z krajami nadbałtyckimi, ale i Rosją, Białorusią i Ukrainą • budowa sieci wielowęzłowych prądu stałego, tzw. Multi Terminal HVDC • znaczące zwiększenie udziału przekształtników tranzystorowych względem obecnej przewagi układów tyrystorowych • wykorzystanie układów prądu stałego w zasilaniu wielkich metropolii. Za prognozowanym rozwojem systemu elektroenergetycznego, widzianego jako całość, musi postępować rozwój sieci elektrycznej. Wymienione powyżej prawdopodobne kierunki zmian w systemie elektroenergetycznym wymuszać będą wprowadzanie zmian w strukturze, sposobie sterowania i eksploatacji sieci dystrybucyjnych WN, SN i nN. Przewidywane zmiany można podzielić, w zależności od horyzontu czasowego ich wprowadzania, na krótkoterminowe, obejmujące okres najbliższych 3–5 lat, oraz długoterminowe, których wprowadzenia można się spodziewać w perspektywie 2025 roku lub później. W ocenie autorów pracy, a także na podstawie innych opracowań z dziedziny prognozowania rozwoju sieci [1, 4, 5, 6, 7], można sformułować wnioski, że w najbliższej przyszłości – w horyzoncie krótkoterminowym – nie należy spodziewać się gwałtownych zmian czy rewolucji w budowie i funkcjonowaniu sieci. Należy przyjąć, że będzie to raczej powolna ewolucja, a pryncypia funkcjonowania sieci WN, SN i nN będą zbliżone do obecnych. Sytuacja powolnych zmian wymuszana będzie głównie przez kondycję finansową spółek dystrybucyjnych

i spodziewane niewielkie przyrosty mocy i energii pobieranej przez odbiorców. Poniżej przedstawiono najważniejsze prognozowane kierunki rozwoju sieci. Dla sieci WN • Sieci dystrybucyjne WN będą w znakomitej większości budowane jako linie napowietrzne z przewodami nieizolowanymi. Większa część linii zostanie przebudowana do temperatury roboczej 80oC, a tylko niewielka część linii pozostanie nieprzebudowana, dostosowana, jak obecnie, do temperatury roboczej 40 oC. Monitoring temperatury linii i systemy określania bieżącej dopuszczalnej obciążalności będą stosowane na wybranych odcinkach linii. • Jedynie w dużych miastach, przy braku innych możliwości, stosowane będą kablowe linie 110 kV bądź wstawki kablowe w liniach napowietrznych. • Zachowana zostanie typowa struktura słupów linii – jako konstrukcje kratownicowe – stalowe, przeznaczone pod linie jedno- i dwutorowe. W nowo budowanych liniach pojawią się konstrukcje słupów oparte na żerdziach wirowanych. Linie te będą mogły być budowane jako wielotorowe i wielonapięciowe. • Automatyka zabezpieczeniowa linii będzie bazowała na zabezpieczeniach podimpedancyjnych, często jeszcze bez łącza komunikacyjnego oraz na zabezpieczeniach różnicowych dla linii krótkich. Uzupełniające będą zabezpieczenia zerowoprądowe od zwarć doziemnych. Stosowane będą wyłączniki umożliwiające jedynie 3-fazowy SPZ. • Eksploatowane obecnie stacje WN/SN w układzie H pozostaną jako dominujące. Dla sieci SN • Sieci rozdzielcze SN będą sieciami o napięciu znamionowym 15 kV5. • Sieci średniego napięcia będą pracować w układach otwartych, przy jednoczesnym niedopuszczaniu do pracy równoległej transformatorów w stacjach zasilających, tak aby ograniczać wartości prądów zwarciowych. Jako standardowe prądy zwarcia dla sieci SN uzasadniony jest stosowany obecnie poziom 12,5 kA. • W obszarach miejskich i podmiejskich typowym rozwiązaniem będzie sieć kablowa, a w strefach wiejskich – sieć napowietrzna, z niewielkim udziałem kabli. • Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci napowietrznej SN będzie stosowany obecnie układ magistralno-odgałęźny ze stacjami na pojedynczych odczepach. Wskazane jest, by magistrala miała możliwość drugostronnego zasilania. • Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci kablowej SN będzie stosowany obecnie układ magistralny. Magistrala będzie miała możliwość drugostronnego zasilania. • Stacje SN/nN powinny być lokalizowane możliwie blisko środka obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nN.

Obecnie nie przewiduje się w Polsce budowy sieci prądu stałego, niemniej jednak w zestawieniu kierunków rozwoju sieci wskazuje się powyższą problematykę, ponieważ jest ona szeroko rozważana w ogólnoświatowych publikacjach. Jest to poziom napięcia przyjęty jako docelowy w koncernie Energa SA. W innych spółkach dystrybucyjnych mogą być stosowane inne poziomy napięcia, np. 20 kV.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

• Sieci będą pracowały z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor lub jako sieci kompensowane z ograniczonym prądem zwarcia doziemnego. • Automatyka zabezpieczeniowa rozdzielni SN będzie oparta na analogowych i cyfrowych układach EAZ i wyłącznikach w polach odejściowych. Na zabezpieczenia pól odejściowych będą się składać, jak obecnie: zabezpieczenia nadprądowe bezkierunkowe od zwarć międzyfazowych oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe (zerowoprądowe, zerowoprądowe kierunkowe, admitancyjne itp.). Transformatory SN/nN zabezpieczane będą w znakomitej większości bezpiecznikami. W sieciach napowietrznych, w wybranych miejscach będą stosowane łączniki sterowane radiowo. W sieciach kablowych powinny być stosowane rozłączniki w każdej stacji SN/nN, w miarę możliwości zdalnie sterowane. • Napowietrzne linie w znakomitej większości będą wykonywane jako nieizolowane (z przewodami gołymi) oraz jako izolowane lub z izolacją niepełną [9]. • Będzie następowała penetracja sieci przez źródła generacji rozproszonej (elektrownie wiatrowe, biogazownie itp.). Dla sieci nN • Dla sieci niskiego napięcia będą stosowane najczęściej układy otwarte lub w wyjątkowych sytuacjach tzw. uproszczone sieci zamknięte6, poprawiające warunki napięciowe w istniejącej sieci. • W sieciach napowietrznych nN – niezależnie od rodzaju stosowanych przewodów linii: gołe czy izolowane – będzie stosowany układ magistralno-odgałęźny z magistralą zasilaną jednostronnie. Przyłącza i odgałęzienia będą przyłączone bezpośrednio do linii, bez stosowania łączników. • Dla obszarów wiejskich podstawowym rozwiązaniem będzie sieć z przewodami izolowanymi, zawieszonymi na słupach. Rozwiązanie to będzie wypierało istniejące do tej pory sieci napowietrzne z przewodami gołymi. W miastach, w zależności od gęstości zabudowy, będą stosowane: kable układane w ziemi lub struktura mieszana, tj. kable i linie napowietrzne z przewodami izolowanymi. • Sieci będą zabezpieczane bezpiecznikami oraz wyłącznikami współpracującymi z wyzwalaczami elektromagnetycznymi i termobimetalowymi. Rozwój sieci WN, SN i nN w dłuższej perspektywie czasowej, poza 2025 rok, nie jest określony. Podawaną poniżej wizję rozwoju sieci, mimo jak najlepszych starań i chęci autorów, należy uznać za prawdopodobny, ale nie pewny scenariusz rozwoju. U podstaw tego scenariusza leżą przesłanki rozwoju systemu przedstawione na początku niniejszego rozdziału. Wskazują one na możliwość, że sieć dystrybucyjna może przenosić znacznie większe obciążenia niż obecnie, głównie dzięki zamianie zaopatrywania systemów transportowych z systemu dystrybucji paliw płynnych na sektor 6

elektroenergetyki. Stawia to przed spółkami dystrybucyjnymi trudne wyzwania, ale i wielkie możliwości. Jak łatwo policzyć – przyjmując średni przebieg samochodu osobowego jako 15 tys. km rocznie, spalanie na poziomie 8 litrów na 100 km i obecne ceny paliw – koszty paliwa dla jednego auta to ok. 500 zł na miesiąc. Zastosowanie energii elektrycznej do napędu pojazdów spowoduje, że podobna kwota trafi od każdego posiadacza samochodu elektrycznego do spółki dystrybucyjnej. Oznaczać to może kilkukrotny wzrost wolumenu sprzedawanej obecnie energii elektrycznej. Spółki dystrybucyjne mogą bardzo zyskać, o ile z odpowiednim wyprzedzeniem przygotują infrastrukturę sieciową, zdolną dostarczyć właściwe ilości mocy i energii. Przewidywany rozwój sieci w perspektywie długoterminowej może być następujący: Dla sieci WN • Sieci dystrybucyjne WN w miastach i na terenach o dużym zapotrzebowaniu na moc będą budowane jako linie kablowe. Podniesie to ich niezawodność, zwiększy odporność na warunki atmosferyczne. Jednocześnie redukcji będą ulegały: pole elektryczne i magnetyczne wokół linii, a także niezakłócone pozostaną walory architektoniczne i krajobrazowe. Szerokość korytarza, przeznaczonego na przeprowadzenie linii, będzie niewielka, co przy dużym zagęszczeniu budownictwa jest niezmiernie istotne. • Na terenach o rzadkiej zabudowie, na terenach wiejskich, leśnych, będą budowane linie napowietrzne z przewodami wysokotemperaturowymi, wyposażone w systemy określania bieżącej dopuszczalnej obciążalności. Często linie będą budowane jako wielotorowe i wielonapięciowe, tak aby w wyznaczonym dla linii korytarzu móc przesyłać jak największą moc. • Automatyka zabezpieczeniowa linii będzie bazowała na zabezpieczeniach odcinkowych, wykorzystujących pomiary z dwóch końców zabezpieczanej linii (zabezpieczenia różnicowe, porównawczo-fazowe). Dla linii napowietrznych stosowane będą wyłączniki umożliwiające 1-fazowy SPZ. • Eksploatowane obecnie stacje WN/SN na terenach o małym zaludnieniu pozostaną budowane jako napowietrzne, natomiast na terenach miejskich regułą będą stacje wnętrzowe, z izolacją gazową, często budowane pod ziemią. • W bardzo dużych aglomeracjach miejskich sieć WN miasta może być zasilana z linii przesyłowych prądu stałego przez stacje przekształtnikowe7. • Transformatory WN/SN wyposażane będą w energoelektroniczne przełączniki zaczepów, umożliwiające bardzo szybkie i nielimitowane w sensie liczby przełączeń zmiany przekładni, zapewniając tym samym właściwe poziomy napięcia w sieci SN. Dla sieci SN • Sieci rozdzielcze SN pozostaną jako pracujące przy napięciu znamionowym 15 kV, lecz zwiększy się ich nasycenie w terenie.

• Część sieci, na terenach o dużym zagęszczeniu pobieranej mocy, może pracować jako sieci trwale zamknięte lub zmieniające samoczynnie topologię, w zależności od bieżących warunków. Rozwój monitoringu i systemów sterowania siecią w czasie rzeczywistym pozwoli wyeliminować ewentualne problemy z prądami wyrównawczymi i problemy wykrywania zakłóceń. • Zamykanie sieci i jednoczesny wzrost jej sztywności napięciowej będą skutkowały bez wątpienia wzrostem mocy zwarciowych i, co za tym idzie, wzrostem wartości prądów zwarciowych. Przeciwdziałanie temu może być realizowane ograniczaniem prądów zwarciowych przez wyłączniki ultraszybkie i ograniczniki prądów zwarciowych. • W obszarach miejskich i podmiejskich typowym rozwiązaniem będzie sieć kablowa, a w strefach wiejskich o niewielkim zagęszczeniu odbiorców – sieć napowietrzna z przewodami izolowanymi. Zastosowanie przewodów izolowanych praktycznie całkowicie wyeliminuje awarie linii spowodowane przez wiatr i burze, śnieg i szadź na przewodach i drzewach. Zastosowanie przewodów izolowanych znacznie zmniejszy nakłady na okresowe wycinki drzew rosnących wzdłuż linii. • Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci kablowej SN będzie obecnie układ magistralny. • Stacje SN/nN powinny być lokalizowane możliwie blisko środka obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nN. • Sieci będą pracowały z punktem neutralnym, uziemionym przez rezystor, z ograniczonym prądem zwarcia doziemnego. • Au t o m a t y k a z a b e z p i e c z e n i o w a w rozdzielni SN będzie oparta na cyfrowych układach EAZ i wyłącznikach w polach odejściowych. Na zabezpieczenia pól odejściowych sieci otwartych będą się składać, jak obecnie: zabezpieczenia nadprądowe bezkierunkowe od zwarć międzyfazowych oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe (zerowoprądowe, zerowoprądowe kierunkowe, admitancyjne itp.). W przypadku sieci zamkniętych stosowane mogą być urządzenia centralne, wykorzystujące rozproszone pomiary z sieci i działające selektywnie na wybrane wyłączniki w sieci. Struktura takiego zabezpieczenia odpowiadałaby stosowanym obecnie w rozdzielniach NN i WN zabezpieczeniom szyn, które dzięki znajomości topologii (stany łączników) i pomiarów są w stanie szybko i selektywnie działać, nawet w przypadku bardzo złożonych układów stacji. • Transformatory SN/nN zabezpieczane będą w znakomitej większości wyłącznikami zintegrowanymi z właściwymi zabezpieczeniami. • W sieciach kablowych i napowietrznych będą stosowane powszechnie łączniki sterowane zdalnie, umożliwiające automatyczne wyizolowanie uszkodzonego

Układ uproszczonej sieci zamkniętej powstaje, gdy sieć nN zasilana jest z kilku stacji SN/nN, przyłączonych do jednej magistrali SN. Sieci takie mogą być użytkowane na terenie o dużej koncentracji mocy (np. w zakładach przemysłowych), gdy cała sieć należy do jednego podmiotu gospodarczego i gdy sieć jest przystosowana do trudniejszych warunków zwarciowych (większe wartości prądów zwarciowych na skutek pracy równoległej). PSE-Operator nie planuje obecnie budowy sieci prądu stałego do zasilania aglomeracji miejskich.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

fragmentu sieci po wystąpieniu zakłócenia lub zmianę jej topologii, gdy zajdzie taka potrzeba. • Będzie następowała dalsza penetracja sieci przez źródła generacji rozproszonej (elektrownie wiatrowe, biogazownie itp.). Dla sieci nN • Dla sieci niskiego napięcia będą stosowane układy otwarte. • Do sieci może zostać przyłączona duża liczba mikroźródeł generacji rozproszonej. Źródła takie (fotowoltaika, mikroturbiny wiatrowe) przyłączane będą do sieci przez przekształtniki energoelektroniczne. • Linie będą budowane jako kablowe lub napowietrzne z przewodami izolowanymi, w zależności od rodzaju terenu i zagęszczenia odbiorców. • Sieci będą zabezpieczane bezpiecznikami oraz wyłącznikami współpracującymi z zabezpieczeniami elektronicznymi, włączonymi w układy pomiarowo-decyzyjne Smart Grid. Jak wynika z przedstawionych rozważań, zakres działań technicznych, związanych z przemianami w systemach (sieciach) elektroenergetycznych, może być ogromny, co będzie z kolei wymagało bardzo dużych nakładów finansowych. Środki finansowe mogą zostać pozyskiwane z bieżącej działalności spółek dystrybucyjnych oraz z funduszy celowych, przeznaczonych na rozwój określonych obszarów sieci (bądź szerzej systemów) elektroenergetycznych. Należy sądzić, że brak dodatkowych środków (spoza bieżącej działalności, tj. z funduszy celowych) dla spółek dystrybucyjnych uniemożliwi lub bardzo istotnie ograniczy wymagane (planowane) przemiany w sieciach elektroenergetycznych. W takim bowiem przypadku problem (i zarazem zdolność) rozwoju współczesnych (szczególnie niedoinwestowanych) systemów elektroenergetycznych stanie się de facto problemem optymalizacji wielokryterialnej, w którym ograniczenie społeczne (zezwolenie na wzrost ceny energii w celu pokrycia inwestycji w sieci) będzie się jawiło jako podstawowe, a kolejnym będzie (w istocie jest) obowiązujący stan prawny (wymuszający praktycznie odbiór całej wyprodukowanej energii elektrycznej z OZE i równocześnie znacząco utrudniający, a czasami wręcz uniemożliwiający budowę nowych linii elektroenergetycznych8. Ograniczenie społeczne jest tu ograniczeniem kontrolowanym pośrednio przez rząd poprzez Urząd Regulacji Energetyki. Jak wiadomo, stopień przyzwolenia społecznego zależy od dużej liczby czynników, a w tym od zdarzeń (awarii), jakie miały miejsce w systemach elektroenergetycznych, sytuacji energetycznej, sytuacji ekonomicznej itd. W systemach demokratycznych kadencyjność władzy wzmacnia siłę społeczeństwa, dlatego też duży wzrost ceny energii jako element pokrycia kosztów rozwoju sieci elektroenergetycznych jest mało prawdopodobny.

Ma to zmienić ustawa o korytarzach celu publicznego.

4. Problemy rozwoju sieci elektroenergetycznych

4.2. Problemy techniczne To największy zbiór problemów dotykających sieci dystrybucyjnych na każdym poziomie napięcia. Wśród problemów technicznych dominują problemy związane z rozwojem oraz z eksploatacją sieci. W niniejszym rozdziale scharakteryzowano najważniejsze problemy techniczne.

dystrybucyjne muszą się kierować, może być realizowane przez: • przebudowę istniejących linii WN i dostosowywanie ich do wyższej temperatury roboczej, a w przypadku nowo projektowanych linii wymaganie temperatury roboczej 80oC • stosowanie dużych przekrojów przewodów roboczych, zapewniających większe wartości prądów dopuszczalnych długotrwale • monitorowanie faktycznej temperatury pracy przewodów i utrzymywanie obciążenia przewodów nie większego niż wynika to z aktualnych (rzeczywistych), a nie katalogowych wartości prądu dopuszczalnego długotrwale • rozbudowę infrastruktury sieciowej, poprzez budowę linii równoległych, układów dwu- i wielotorowych • instalowanie w sieci przesuwników fazowych lub układów energoelektronicznych umożliwiających sterowanie przepływami mocy.

Problemy przepustowości sieci Problem ten dotyka obecnie głównie sieci 110 kV i wynika z ograniczeń temperaturowych przewodów linii, które wynoszą najczęściej 40oC. Problem uwidacznia się latem, gdy temperatury otoczenia są wyższe i wzrost obciążenia przewodów powoduje istotny wzrost ich temperatury. Dodatkowo obserwowana w ostatnich latach tendencja do wzrostu obciążenia w letnie, gorące dni, związana z coraz powszechniejszym użyciem urządzeń klimatyzacyjnych, powoduje wzrost obciążeń w najtrudniejszych dla linii warunkach otoczenia. Na pogorszenie warunków pracy sieci 110 kV przez wzrost obciążenia ma także wpływ penetracja tej sieci przez źródła generacji rozproszonej, głównie farmy wiatrowe. Spowodowane dyrektywami Unii Europejskiej, zakładającymi wzrost ilości energii pozyskiwanej ze źródeł odnawialnych, zainteresowanie budową takich obiektów może się przekładać na istotny wzrost obciążenia sieci WN. Sposób, w jaki farma przyłączona do danej linii WN będzie oddziaływać na swoje otoczenie, nie jest jednak możliwy do uogólnienia, gdyż zależy nie tylko od aktualnej mocy generowanej z danej farmy wiatrowej. Oddziaływanie farmy uzależnione będzie od alokacji odbiorców przyłączonych do sieci, rozmieszczenia innych źródeł wytwórczych oraz sposobu pracy nadrzędnej sieci NN. W pewnych przypadkach farma może skutecznie odciążać sieć, powodując dostarczanie generowanej mocy do bliskich odbiorców, jednocześnie ograniczając przepływy mocy z sieci NN. W innych przypadkach przepływy od przyłączonych do sieci dystrybucyjnej farm mogą się kumulować, powodując przeciążenia fragmentów sieci WN lub transformatorów NN/WN. Zatem źródła generacji rozproszonej muszą być ogólnie rozważane jako potencjalne zagrożenie dla ograniczenia przepustowości sieci WN. Rozwiązanie problemu przepustowości sieci WN w obecnym stanie prawno-techniczno-ekonomicznym, którym spółki

Zasadniczą różnicą pomiędzy sieciami WN oraz SN i nN jest fakt, że sieci WN pracują w znakomitej większości jako sieci zamknięte, zasilane wielostronnie. Powoduje to, że jakiekolwiek wyłączenie pojedynczej linii nie pozbawia zasilania stacji WN/SN, ale prowadzi do zmiany obciążeń w sieci. Wówczas, mimo formalnej konieczności spełnienia przez elementy sieci WN kryterium niezawodnościowego n-1, może wystąpić stan przeciążenia i konieczność wyłączenia kolejnych elementów sieci. Konieczność spełniania kryteriów niezawodnościowych, n-1 oraz n-2, przekłada się na ostrzejsze wymagania dotyczące dostosowania dopuszczalnej obciążalności przewodów do różnych warunków pracy sieci. Problem ten jest dużo mniejszy dla sieci SN i nN, które są sieciami promieniowymi. W takim wypadku sieć zaprojektowana do zapewnienia zasilania określonej grupy odbiorców nie jest narażona na istotny wzrost obciążenia na skutek wyłączenia części sieci z pracy. Problem przepustowości sieci SN związany jest zatem z dynamiką przyrostu zapotrzebowania na energię elektryczną. Znakomita większość odbiorców korzysta z zasilania z sieci SN poprzez transformatory SN/nN, których właścicielami są spółki dystrybucyjne lub w przypadkach większych odbiorników sami odbiorcy. Wynika z tego, że obciążenie sieci SN rodzi się w sieci nN i rozwój sieci SN napędzany jest wzrostem zapotrzebowania na moc i energię w sieci nN. Elementami ograniczającymi przepustowość są zatem w pierwszej kolejności sieci nN, następnie transformatory SN/nN, dalej sieć SN i transformatory WN/SN. Sieć nN ma dwa główne ograniczenia co do ilości przesyłanej mocy. Projektując sieć nN i przewidując jej rozwój w przyszłości, należy zapewnić nie tylko spełnienie warunku zachowania prądów płynących w sieci mniejszych od wartości dopuszczalnych, wykorzystywanych przewodów czy kabli, ale także zapewnić odpowiedni poziom napięcia odbiorcom. Poziom

4.1. Wstęp Rozwój sieci elektroenergetycznych napotyka na problemy niezależnie od poziomu napięcia sieci. Rozwój sieci dystrybucyjnych WN, SN czy nN niesie ze sobą wyzwania dla zarządzających ich rozwojem i eksploatacją spółek dystrybucyjnych. Problemy rozwoju sieci można podzielić na kilka kategorii: • problemy techniczne • problemy ekonomiczne • problemy środowiskowe • problemy społeczne.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

napięcia w sieci nN sprawia, że nawet niezbyt duże moce przyłączane w głębi sieci mogą powodować powstawanie dużych spadków napięcia i obniżenie jakości dostarczanej odbiorcom energii do poziomu nie do zaakceptowania. Dla sieci niskiego napięcia przepustowość powinna być zatem rozumiana nie tylko jako warunek spełniania kryterium prądów dopuszczalnych długotrwale, a jako możliwość dostarczenia zamówionej mocy o właściwej jakości, do lokalizacji wskazanej przez odbiorcę. Powyższe warunki powodują, że sieć nN nie może być zbyt rozległa i transformatory SN/nN muszą być instalowane dość blisko odbiorców. Lokalizacja stacji SN/nN, wynikająca z potrzeb odbiorców, leży u podstaw projektowania i rozwoju sieci SN. Z punktu widzenia przepustowości sieć SN powinna zasilać stacje SN/nN w sposób zapewniający przede wszystkim zachowanie dopuszczalnych wartości prądów we wszystkich odcinkach sieci. Problematyka poziomów napięć jest tu nieco mniej istotna niż w sieciach nN, z racji możliwości regulacji poziomów napięć na szynach stacji WN/SN zasilającej sieć, a także ustawienia wymaganej przekładni transformatorów SN/nN (w stanie beznapięciowym). Ideę rozwijania sieci dystrybucyjnej, ukierunkowaną „od dołu do góry” pod kątem zapewnienia przepustowości i dostarczenia odbiorcom oczekiwanej mocy, przedstawiono schematycznie na rys. 3. Rysunek L1 Tr1 L2

Tr2

Tr4 Tr3

Rys. 3. Ogólny schemat rozwoju sieci dystrybucyjnej z punktu widzenia przepustowości

przedstawia cztery grupy odbiorców nN, dla których dobrano lokalizację oraz moc zainstalowanego transformatora SN/nN, zapewniającego dostarczenie zamówionej mocy i energii. Wybór lokalizacji transformatora w przypadku kryterium przepustowości jest pochodną lokalizacji i mocy zamówionych poszczególnych odbiorców. Wybór miejsca zainstalowania transformatora może być wykonany dowolną techniką optymalizacyjną, przy zachowaniu dwóch opisywanych wyżej ograniczeń, tj. wartości prądów dopuszczalnych długotrwale i właściwych poziomów napięć u odbiorców. Dalszym krokiem w projekcji rozwoju sieci jest ustalenie kształtu sieci SN. Jej struktura z punktu widzenia przepustowości zależy od lokalizacji istniejących bądź planowanych stacji WN/SN oraz ustalonych miejsc instalacji transformatorów SN/nN. Na rysunku pokazano wpięcie stacji transformatorowej Tr1 do linii L1, zaś stacji Tr2, Tr3, Tr4 do linii L4. Podział taki wynikać powinien z minimalizacji długości linii SN i planowanego zapotrzebowania na moc w poszczególnych stacjach.

Stan i stopień zużycia urządzeń Kolejny problem techniczny to kwestia stanu i stopnia zużycia urządzeń tworzących sieć dystrybucyjną. Należy zauważyć, że analizowane w pracy problemy rozwoju to także utrzymanie, modernizacja czy otworzenie sieci istniejących. Wskazując kierunki rozwoju, należy również wskazać procedury odbudowy starzejącej się infrastruktury. Na sieć dystrybucyjną składa się bardzo wiele różnego typu elementów. Część najbardziej zauważalna przez odbiorców energii elektrycznej to oczywiście linie elektroenergetyczne. Są to przede wszystkim linie napowietrzne o przewodach gołych lub izolowanych oraz linie kablowe, wraz z całym osprzętem potrzebnym do ich funkcjonowania: począwszy od słupów, przez izolatory, głowice, mufy itp. Każdy z tych elementów ma określony czas życia i wymaga okresowych przeglądów, remontów czy wymian. Planując rozwój sieci, należy mieć na uwadze, jaki jest stan techniczny infrastruktury, wokół której planowana jest modernizacja. Czy przykładowo dołączenie nowych stacji transformatorowych zasilających powstające osiedle mieszkaniowe do wyeksploatowanej, wymagającej gruntownego remontu linii SN jest właściwe? Czy chwilowe oszczędności, wynikające z takiego rozwiązania, nie spowodują w perspektywie czasu wzrostu łącznych kosztów, na które złożą się wyższe koszty eksploatacji, a następnie koszty przebudowy (odbudowy) wyeksploatowanej linii. Sieć elektroenergetyczna to nie tylko linie, ale również aparatura łączeniowa, pomiarowa, zabezpieczeniowa, czy systemy łączności. Te urządzenia również podlegają procesom starzenia i muszą być systematycznie wymieniane lub modernizowane. Ważne, aby optymalizować ich czas wykorzystania, tak aby z jednej strony eksploatować je możliwie długo, a z drugiej strony wymienić przed okresem, w którym ich zawodność gwałtownie wzrasta, narażając spółkę dystrybucyjną na straty materialne bądź, co gorsza, narażając pracowników lub przypadkowe osoby na zagrożenie zdrowia i życia. Jakość energii elektrycznej Jakość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców jest kolejnym z aspektów technicznych, jakie muszą być rozważane w bieżącej eksploatacji i planowaniu rozwoju sieci dystrybucyjnej. Jakość energii można rozważać na dwóch płaszczyznach: gwarantowania przez spółkę dystrybucyjną właściwej energii dla odbiorców oraz wymagania przez spółkę dystrybucyjną, aby przyłączeni do sieci wytwórcy, a także odbiorcy energii, nie pogarszali jakości dostarczanej innym użytkownikom sieci energii. Jakość energii zależy od dwóch czynników. Pierwszy, zależny od spółki dystrybucyjnej, to stan sieci, jej odporność na zakłócenia wprowadzane przez wytwórców i odbiorców przyłączonych do sieci. Stan ten zależy przede wszystkim od sztywności sieci. Im wyższe moce zwarciowe, a impedancja sieci niższa, tym trudniej wprowadzić do sieci zakłócenia będące wynikiem dużej zmienności mocy pobieranej czy oddawanej do sieci, czy też emisją harmonicznych prądów i napięć. Wobec dużego przyrostu mocy, pobieranego przez różnego

typu układy nieliniowe: falowniki, soft-starty, zasilacze impulsowe czy oświetlenie typu wyładowczego, spółki dystrybucyjne muszą przewidywać również w planach rozbudowy infrastruktury sieciowej, jak przeciwdziałać tym negatywnym, a nieuniknionym zmianom charakteru obciążenia. Działania w kierunku poprawy jakości energii mogą być realizowane nie tylko na gruncie „wzmacniania” sieci czy instalacji pasywnych i aktywnych filtrów w sieci. Spółki powinny skoncentrować się również na działaniach prawnych, mających na celu dopuszczanie do użytkowania jedynie odbiorników charakteryzujących się niepogarszaniem jakości energii na skutek ich użytkowania. Działania o charakterze edukacyjnym, na wzór akcji „Nie pal śmieci”, pod hasłem np. „Nie zaśmiecaj sieci elektrycznej”, powinny być prowadzone razem z kampaniami promującymi oszczędzanie energii elektrycznej. Smart Grid Smart Grid (sieć inteligentna) to pojęcie szeroko rozumiane, dotykające aspektów pomiarów i sterowania siecią w celu uzyskania dużej niezawodności, elastyczności konfiguracji prowadzącej między innymi do ograniczenia strat przesyłowych. Obecnie instalacje Smart Grid są w początkowej fazie rozwoju. Spółki dystrybucyjne uruchamiają projekty pilotażowe pozwalające na sprawdzenie potencjalnych korzyści tkwiących w tej technologii. Dość często obecnie wdrażane projekty są jednostronne, ograniczone do zbierania z sieci informacji, bez możliwości interakcji z siecią. Systemy takie, określane jako Smart Metering, są pierwszym krokiem w kierunku sieci inteligentnych, adaptujących się do zmieniających się nieustannie warunków pracy sieci, zmiennej generacji i zmiennego zapotrzebowania na moc i energię. Podchodząc zatem do projektowania rozwoju sieci w perspektywie długoterminowej, nie należy ignorować obecnych przesłanek wskazujących, że w przyszłości systemy Smart Grid będą miały istotny wpływ na pracę sieci. W celu nadążania za wprowadzanymi bardzo szybko w ostatnich czasach nowymi rozwiązaniami technicznymi w zakresie pomiarów, sterowania i łączności konieczne jest systematyczne uaktualnianie planowanych zmian w budowie sieci. Przyłączanie nowych źródeł Przyłączanie nowych źródeł do sieci dystrybucyjnej niesie nowe wyzwania dla funkcjonowania i rozwijania pracy sieci. Generacja rozproszona, wskazywana w wielu dokumentach kierunkujących rozwój systemów elektroenergetycznych jako preferowana, może być źródłem wielu problemów technicznych dla samej sieci, których eliminacja wiąże się z nakładami finansowymi. Przyłączanie źródeł rodzi, wspominane wcześniej, obawy o możliwość zwiększenia obciążeń sieci i konieczność ich przebudowy w celu zwiększenia obciążalności dopuszczalnej długotrwale. Warto jednak zauważyć, że w sieciach promieniowych włączenie źródła generacji rozproszonej może przyczyniać się do odciążenia przynajmniej części sieci. Sposób oddziaływania źródła rozproszonego na sieć zależeć będzie od relacji pomiędzy mocą generowaną przez źródło a zapotrzebowaniem

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

na moc odbiorców i musi być każdorazowo analizowany. Nowe źródła energii w sieci to także nowe źródła prądu zwarciowego, a w konsekwencji wzrost mocy zwarciowej w węzłach sieci. Rodzi to nowe problemy, wymuszając przebudowę rozdzielni, wymianę aparatów i urządzeń, które były projektowane na mniejsze wartości prądów zwarciowych. W obecnym stanie prawnym spółki dystrybucyjne nie mają możliwości wymagania od inwestora zmiany typu, sposobu sterowania, czy ingerencji w projekt przyłączanego do sieci źródła. Wydaje się jednak zasadne, aby istniały mechanizmy prawne umożliwiające spółkom dystrybucyjnym, projektującym rozwój sieci, wpływanie na inwestorów. Wówczas, jako alternatywę dla niewydania zgody na przyłączenie źródła do sieci (np. z powodu przekroczenia mocy zwarciowych), spółka mogłaby zaproponować inwestorowi wykorzystanie innych alternatywnych rozwiązań w projekcie przyłączanego źródła. Przykładowo elektrownie wiatrowe z maszynami synchronicznymi i przekształtnikiem są źródłem kilkakrotnie mniejszych wartości prądu zwarciowego niż układy z generatorami asynchronicznymi.

dopuszczalnych wartości prądu czy dopuszczalnych wartości spadków napięcia, zostaje do dyspozycji projektanta cała masa rozwiązań, spośród których należy wybrać rozwiązanie najlepsze. Wybór będzie uzależniony od wielu czynników: kosztów budowy linii, średniego obciążenia linii, czasu eksploatacji, prognozy wzrostu obciążenia oraz cen obecnych i prognozowanych energii elektrycznej.

4.3. Problemy ekonomiczne Problematyka ekonomiczna rozwoju sieci jest niezmiernie ważna i leży u podstaw procesu decyzyjnego modernizacji i rozbudowy sieci elektroenergetycznych. Efekty ekonomiczne planowanych inwestycji są często wyznacznikiem, czy dany projekt będzie realizowany. To ekonomia decyduje o rankingu inwestycji (przypadku możliwości wielowariantowych) i wyborze najlepszego rozwiązania. Dość często podobny efekt, z punktu widzenia ekonomicznego, można osiągnąć różnymi środkami technicznymi, za to przy różniących się znacznie nakładach finansowych. Jako przykład może posłużyć problem dostarczenia zasilania do dowolnego odbiorcy, które może być zrealizowane na różne sposoby, różnym kosztem. Pojawia się pytanie, czy spełnienie minimalnego zakładanego efektu rozbudowy sieci, jakim jest dostarczenie zamówionej mocy odbiorcy, jest jedynym warunkiem, który należy oceniać, wybierając wariant optymalny modernizacji? Czy stosować politykę krótkoterminową, patrząc na doraźne nakłady, czy patrząc perspektywicznie, oceniać nie tylko i wyłącznie poniesione nakłady na inwestycje, ale zyski długookresowe przy większych nakładach? W procesie projektowania rozwoju i modernizacji sieci można wyróżnić różne grupy problemów ekonomicznych.

Optymalizacja konfiguracji sieci i podziały sieci Dzięki optymalizacji konfiguracji sieci i podziału sieci możliwe jest ograniczenie przepływów mocy w sieci i minimalizacja strat mocy. Właściwa konfiguracja sieci pozwala na wymierne zmniejszenie strat przesyłowych i wzrost oszczędności związanych z eksploatacją sieci. Należy jednak zauważyć, że konfiguracja (topologia sieci) zapewniająca minimum strat nie jest stała, że zmienia się wraz ze zmiennością obciążeń w sieci. Zatem projektując sieć, czy optymalizując jej działanie, nie należy ograniczać się do jednego charakterystycznego przypadku pracy sieci, a trzeba przeanalizować i wybrać właściwą konfigurację na podstawie pewnego spektrum możliwych wariantów obciążenia w sieci. Jeszcze bardziej atrakcyjna pod względem oszczędności wydaje się budowa systemów sterowania podziałami sieci online, zależna od bieżących przepływów w sieci. Jednakże, aby możliwe było zrealizowanie sterowania taką siecią, należy instalować w sieci zdalnie sterowane łączniki oraz opomiarować sieć. Podnoszona w ostatnich latach tematyka sieci Smart Grid i systemów Smart Metering powinna w niezbyt odległej perspektywie czasu pozwolić na techniczne możliwości realizacji takich systemów. Warto zauważyć, że dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE zachęca państwa członkowskie UE do wprowadzania do eksploatacji sieci inteligentnych.

Ekonomiczna gęstość prądu Problematyka ekonomicznej gęstości prądu decyduje o tym, jakie przekroje przewodów należy stosować w poszczególnych elementach sieci WN, SN i nN. Pod tym pojęciem rozumie się taką gęstość prądu, przy której całkowite roczne koszty przesyłu będą minimalne. Ekonomiczne kryterium minimalizacji kosztów w pewnym horyzoncie czasowym oparte jest z jednej strony na koszcie budowy linii, tym większym, im większe przekroje przewodów są stosowane, a z drugiej strony na zmniejszaniu strat związanych z przesyłaniem energii daną linią. Doskonale tu widać, że po spełnieniu wymagań technicznych, dotyczących

Dobór transformatorów Podobnym zagadnieniem jest dobór transformatorów WN/SN i SN/nN. Przy doborze należy kierować się nie tylko dostosowaniem mocy do bieżącego obciążenia, lecz trzeba przyjąć prognozę wzrostu obciążenia w horyzoncie czasowym, adekwatnym do okresu eksploatacji transformatora. Drugi aspekt doboru, wybór transformatora, wynika ze zróżnicowania transformatorów pod względem strat jałowych i obciążeniowych. Norma [11] klasyfikuje transformatory pod względem strat, definiując poziomy strat obciążeniowych i jałowych. Sprawność energetyczna transformatorów przekłada się na ich cenę, zaostrzając tym samym warunki wyboru najwłaściwszego transformatora.

Gospodarka mocą bierną Problematyka gospodarki mocą bierną w sieciach dystrybucyjnych jest kolejnym przykładem płaszczyzny, na której nad kwestiami technicznymi góruje ekonomia. Możliwe jest bowiem różne sterowanie generacją i poborem mocy biernej w sieci, zapewniające dotrzymanie warunków jakości energii, w tym wymaganych poziomów napięcia, i zapewniające pożądaną przepustowość sieci. Jednak pewien stopień swobody w ustalaniu zasad wymiany mocy biernej z siecią, akceptowalny technicznie,

ma określone ekstrema z punktu widzenia strat mocy i związanych z tym dodatkowych kosztów eksploatacyjnych. Jest to kolejny element sieci wymagający przemyślanego podejścia przy projektowaniu struktury i zasad funkcjonowania sieci dystrybucyjnej, dający możliwości ograniczania strat finansowych. Ważnym aspektem, a nie zawsze analizowanym globalnie dla sieci, jest problem optymalnego rozmieszczenia kondensatorów w sieci SN i sposobów sterowania nimi. O ile odbiorcy przyłączani na poziomie SN i nN realizują kompensację mocy biernej w sposób zadowalający, to w sieci leżącej w gestii spółek dystrybucyjnych kryje się spory potencjał do wprowadzenia zmian. W planach rozwoju powinno się poddać analizie problematykę kompensacji prądu biegu jałowego transformatorów SN/nN oraz sposoby sterowania mocą bierną baterii kondensatorów, instalowanych w stacjach WN/SN i ich współpracę z regulatorami transformatorów WN/SN. Problematyka optymalnego lokowania źródeł mocy biernej w sieciach SN nabiera nowego aspektu w obecnej sytuacji, gdy następuje coraz większa penetracja tej sieci źródłami generacji rozproszonej. Duża część tych źródeł ma możliwości uczestniczenia w procesach regulacji mocy biernej, wobec zdolności zarówno generacji i pobierania mocy biernej z sieci. Ważne jest, aby projektujący rozwój sieci dostrzegali i chcieli wykorzystywać potencjał tkwiący w tych źródłach. Inwestorzy przyłączający źródła mocy czynnej, dające możliwości regulacji mocy biernej, powinni być zachęcani poprzez właściwe kształtowanie taryf do uczestnictwa w minimalizacji strat w sieciach. Kształtowanie taryf Być może najważniejszym aspektem związanym z ekonomicznymi problemami rozwoju jest kształtowanie taryf. To one są źródłem przychodów spółek dystrybucyjnych. Istotne jest, aby zapisy w taryfach odpowiadały kosztom ponoszonym przez spółkę dystrybucyjną za określone usługi, pozwalając równocześnie na modernizowanie i rozbudowę sieci, oraz pozwalały na wypracowanie zysku na rozsądnym poziomie. Taryfy powinny być konstruowane w sposób zachęcający wszystkie podmioty przyłączone do sieci. Spółka dystrybucyjna, wprowadzając w taryfach pewne zapisy, może stymulować określone zachowania odbiorców (np. przeniesienie części poboru mocy poza szczyty obciążenia, większe wykorzystanie energii elektrycznej w weekendy, instalacja energooszczędnych odbiorników itp.) oraz wytwórców (np. udział w regulacji mocy biernej, instalacja technologii wytwarzania energii o określonych własnościach sterowania itp.). Taryfy mogą być też narzędziami karania podmiotów przyłączonych do sieci za określone zachowania (np. przekraczanie mocy zamówionej, pobór z sieci znacznej mocy biernej, pogorszenie jakości energii elektrycznej itp.). Obowiązujący w taryfach podział na część zależną od zużywanej energii i część zależną od zamówionej mocy ma uzasadnienie związane ze sposobem zapewnienia możliwości pokrywania tych potrzeb przez spółki dystrybucyjne.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

Część zależna od zużywanej energii przekłada się na straty przesyłowe w sieci i powinna rekompensować straty, jakie spółki ponoszą podczas przesyłu energii przez swoją sieć. Z drugiej jednak strony musi istnieć przeciwwaga, mechanizm zachęcający spółki do inwestowania w poprawę sprawności przesyłania energii, a nie obciążania odbiorców wszystkimi kosztami strat, niezależnie jak duże one by były. Wydaje się również, że przy obowiązujących tendencjach do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych i poszanowania środowiska naturalnego, taryfy powinny promować oszczędzanie energii elektrycznej. Druga część taryfy związana jest ze zdolnościami przesyłowymi sieci. Zgodnie z pracą [10] powinna bazować ona na założeniu, że każdy odbiorca czy wytwórca przyłączony do sieci dystrybucyjnej jest zobowiązany ponosić koszty rozwoju infrastruktury sieciowej w stopniu proporcjonalnym do tego, jak ją wykorzystuje. Stosowane obecnie zapisy przyłączania do sieci WN i SN odbiorców i wytwórców stwarzają wrażenie nierównomiernego obciążenia kosztami, w zależności od tego, kiedy i w jakim miejscu podmiot jest przyłączany do sieci. Prognozowanie, niepewność, ryzyko Problemy prognozowania, niepewność i ryzyko to zagrożenia trudne do zidentyfikowania i określenia na etapie planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Nie ulega wątpliwości, że muszą być one wplecione w proces decyzyjny rozwoju sieci, gdyż wobec dynamiki zmian zachodzących we współczesnym świecie nie ma w 100% pewnej metody pozwalającej przewidzieć, jak będą się kształtowały zapotrzebowanie na energię, ceny energii, koszty funkcjonowania spółki, czy koszty kapitałowe. Powyższe powoduje, że tworzone i wdrażane scenariusze rozwoju sieci WN, SN i nN muszą być uaktualniane tym częściej, im większą dynamikę zmian obserwuje się w sektorze społeczno-gospodarczym, na rynkach kapitałowych czy rynkach paliw. Oszczędności i racjonalizacja użytkowania energii elektrycznej Oszczędności i racjonalizacja użytkowania energii elektrycznej to też aspekt problemów ekonomicznych, związanych z rozwojem sieci elektroenergetycznych. Kurczące się zapasy paliw kopalnych, chęć redukcji wytwarzanego przy produkcji energii elektrycznej dwutlenku węgla i innych zanieczyszczeń, a jednocześnie rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną powodują, że spółki dystrybucyjne powinny planować w swojej strategii rozwoju sieci również działania informacyjne i kampanie promujące działania proekologiczne odbiorców. Pozornie takie działania mogą być odbierane jako niekorzystne dla spółki, bo hamowany jest wzrost obrotu energią elektryczną, zatem podstawowe źródło dochodu, jakim są wpływy z taryf, jest ograniczane. Jednakże oszczędności i racjonalizacja użytkowania energii przez odbiorców powodują, że maleją koszty funkcjonowania spółki poprzez ograniczanie strat przesyłowych

i redukcję nakładów związanych z koniecznością rozbudowy i modernizacji sieci. Sumaryczny efekt finansowy może być zatem lepszy niż przy dużym wolumenie sprzedawanej energii, ale i jednoczesnej konieczności rozbudowy sieci. 4.4. Problemy środowiskowe Problematyka środowiskowa dotyczy styku infrastruktury sieci elektroenergetycznych i środowiska naturalnego. Definicja środowiska naturalnego mówi o nim jako o zbiorze ożywionych i nieożywionych składników przyrody. Innymi słowy, jest to całe otoczenie, w którym żyje człowiek, włączając w to oczywiście człowieka. Sieć elektroenergetyczna, a w ogólności cały system elektroenergetyczny oddziałuje na środowisko naturalne. Służąc ludziom, poprzez dostarczanie niezbędnej w obecnych czasach do funkcjonowania energii elektrycznej, wywiera jednocześnie niekorzystny wpływ na otoczenie, w tym organizmy żywe. Podchodząc do problematyki rozwoju sieci dystrybucyjnych, należy wyważyć oba aspekty – dostarczania energii, przy jednoczesnym ograniczeniu negatywnego wpływu na środowisko. Takie przesłanie niesie wspominana już dyrektywa 2009/72/WE, mówiąca o konieczności zaspokajania przez spółki dystrybucyjne uzasadnionego zapotrzebowania na energię „z należytym poszanowaniem środowiska”. W niniejszym rozdziale omówione zostały podstawowe zagrożenia środowiska, związane z rozwojem sieci, a także metody ich ograniczania. Emisyjność źródeł wytwórczych9 Emisyjność źródeł wytwórczych związana jest ze sposobem wytwarzania energii elektrycznej. Jej oddziaływanie na środowisko można rozważać na dwóch płaszczyznach: lokalnej – w otoczeniu miejsca zainstalowania samego źródła oraz globalnej – w skali całej planety. Spalanie paliw kopalnych – węgla, ropy, gazu – związane jest z emisją do atmosfery dwutlenku węgla, związków siarki, tlenków azotu i pyłów. Wszystko to oddziałuje na otoczenie bezpośrednie źródła, ale wpływa również globalnie na całą planetę, powodując, zgodnie z publikowanymi wynikami badań, zmiany klimatyczne. Wymagania gospodarczo-polityczne wprowadzane przez UE powodują naciski na stosowanie w produkcji energii elektrycznej określonych technologii, zmniejszających obciążenie środowiska naturalnego. Polityka nagród za wytwarzanie czystej energii – zielone certyfikaty czy limity emisji CO2 – dość skutecznie zmusza inwestorów do budowy odnawialnych, niskoemisyjnych źródeł energii. Te trendy muszą być śledzone przez osoby planujące rozwój sieci dystrybucyjnych, tak aby z wyprzedzeniem przygotowywać sieć w kierunku możliwości przyłączania nowych źródeł, zwłaszcza generacji rozproszonej. Wpływ pól elektromagnetycznych, hałasu, wibracji Wpływ pól elektromagnetycznych, hałasu i wibracji, związanych z eksploatacją sieci

elektroenergetycznej, nie jest może mocno istotnym problemem w rozwoju sieci, ale projektując korytarze dla linii elektroenergetycznych, zwłaszcza sieci 110 kV, musi być on brany pod uwagę. Natężenie pól wytwarzanych przez wszystkie eksploatowane i nowo budowane instalacje w miejscach, gdzie przebywają ludzie, musi być mniejsze, niż przewidują to właściwe przepisy. Na tym tle dobra wydaje się tendencja do przechodzenia na sieci kablowe, również dla sieci WN. Zagrożenia pożarowe i porażeniowe Zagrożenia pożarowe i porażeniowe to kolejny obszar, na którym infrastruktura elektroenergetyczna może oddziaływać na środowisko. W przeciwieństwie do innych problemów, ten nie występuje praktycznie we właściwie działających urządzeniach, może jednak wystąpić na skutek awarii w systemie dystrybucyjnym. Środki ochrony przeciwporażeniowej i ochrony przeciwpożarowej wymagane są właściwymi przepisami prawa i projektując rozbudowę sieci elektroenergetycznej, spółka dystrybucyjna musi ich przestrzegać. Można zauważyć jednak, że pewne rozwiązania techniczne, mimo że prawnie dopuszczone, będą stwarzały większe zagrożenie pożarowe czy porażeniowe niż inne. Przykładem mogą być transformatory olejowe w przeciwieństwie do transformatorów suchych, sieci napowietrzne w przeciwieństwie do sieci kablowych, wyłączniki małoolejowe w przeciwieństwie do wyłączników próżniowych itp. Planując rozwój infrastruktury, należy mieć powyższe na uwadze i korzystać z nowych, bezpieczniejszych technologii. Ochrona walorów krajobrazowych Ochrona walorów krajobrazowych jest wymagana przez ustawę Prawo ochrony środowiska w stosunku do infrastruktury sieciowej. Prawo to musi być przestrzegane przy planowaniu tras linii elektroenergetycznych i budowie innych elementów sieci dystrybucyjnej. Część obszarów jest zupełnie wyłączona z możliwości budowy sieci, a w części wprowadzane są ograniczenia. Jest to regulowane zapisami w Ustawie o ochronie przyrody. Ochronę walorów krajobrazowych, ograniczanie industrializacji terenów mieszkalnych można realizować przez wiele sposobów, np.: budowę linii kablowych WN, SN i nN, budowę stacji WN/SN w technologii izolacji SF6, budowę stacji podziemnych, ciekawą, zgodną ze stylem zabudowy architekturę miejskich stacji SN/nN. 4.5. Problemy społeczne Ostatnia grupa problemów związanych z eksploatacją, modernizacją i rozbudową sieci dystrybucyjnej związana jest z możliwymi konfliktami na linii spółka dystrybucyjna – społeczeństwo. Najważniejsze w tej grupie są następujące zagadnienia. Problemy własnościowe do budowy linii Problemy własnościowe do budowy linii stanowią podłoże do sporów między

i korytarze i korytarze od wielu lat właścicielami

Emisyjność źródeł wytwórczych nie jest bezpośrednim problemem spółki dystrybucyjnej, gdyż źródła wytwórcze nie są jej własnością. Jednakże trendy w rozwoju technologii wytwarzania energii elektrycznej, uwarunkowane emisyjnością różnych typów źródeł, sprawiają, że planując rozwój sieci, należy brać pod uwagę, czy i jakie tereny objęte działalnością spółki dystrybucyjnej mogą budzić zainteresowanie inwestorów źródeł wytwórczych.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

gruntów a spółkami dystrybucyjnymi, które korzystają bądź chcą korzystać z lokowania tras linii elektroenergetycznych na nienależącej do nich ziemi. Problem jest tym wyraźniejszy, im wyższe są napięcia eksploatowanej czy planowanej sieci. Efektem tego jest bardzo długi proces budowy linii. Od projektu do uruchomienia minąć może kilkanaście lat, mimo że czas samej budowy nie jest przesadnie długi. Współpraca pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi a właścicielami gruntów powinna być oparta na równoprawnym partnerstwie, bez przewagi żadnej ze stron. Właściciele gruntów powinni otrzymywać rozsądnej wartości rekompensatę za możliwość korzystania przez spółkę dystrybucyjną z gruntów, nie mając jednocześnie możliwości blokowania procesu rozbudowy sieci. Lokowanie elementów sieciowych w pobliżu budynków mieszkalnych Tematyka ta jest nieco zbieżna z wymaganiami dotyczącymi ochrony środowiska, jednakże z ukierunkowaniem na ludzi. Przepisy prawa regulują wymagania, jakie muszą spełniać instalacje przesyłania energii elektrycznej i w jakich lokalizacjach mogą być budowane. Redukowane powinny być zwłaszcza hałas, wibracje, pola elektromagnetyczne. Oczywiste jest, że wszystkie inwestycje dotyczące elektroenergetyki muszą być zgodne z planami rozwojowymi gminy i odpowiadać planom zagospodarowania przestrzennego, ale jednocześnie lokalizacja pewnych instalacji energetycznych w minimalnych, formalnie wymaganych prawem odległościach od siedzib ludzkich jest często dyskusyjna i może rodzić konflikty. Wydaje się, że o ile jest to możliwe, instalacje postrzegane społecznie za uciążliwe (linie WN, stacje elektroenergetyczne) powinny być umieszczane w odległościach większych niż minimalne, wymagane prawem. Działanie takie, choć nie zawsze ekonomicznie uzasadnione, wpływa pozytywnie na wizerunek spółki dystrybucyjnej, skutkując wzrostem zaufania jej klientów. Polityka cenowa Polityka cenowa spółki dystrybucyjnej budowana jest na podstawie taryf usług, co zostało przedstawione w rozdziale poświęconym problemom ekonomicznym, ale warto zwrócić większą uwagę na relację klient – spółka dystrybucyjna. Energia elektryczna jest w obecnych czasach towarem handlowym, który powinien być powszechnie dostępny. Nie jest i nie powinien być w przyszłości towarem luksusowym, niedostępnym dla wszystkich. Spółki dystrybucyjne powinny zatem, na poziomie podstawowym (minimalnym), zapewnić wszystkim dostęp do energii elektrycznej, również najuboższym. Właściwie kształtowana polityka cenowa dla gospodarstw domowych, pobierających bardzo niewielkie ilości energii elektrycznej, systemy bonifikat, czy stosowane już obecnie systemy pre-paid powinny być wpisane w politykę handlową spółki dystrybucyjnej.

5. Nowy paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej Jak pokazano w rozdziale 1.5, obecnie obowiązującym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej w OSD (Energa Operator SA) jest bezpieczeństwo energetyczne przyłączonych lub planowanych do przyłączenia podmiotów. Powyższy paradygmat jest niejako oczywisty, a jego prostota (zwięzłość) wynika wprost z zastosowania do jego formułowania tzw. brzytwy Ockhama10, zgodnie z którą „nie należy mnożyć bytów ponad potrzebę” (łac. Entia non sunt multiplicanda praeter necessitatem). Analiza aktów prawnych przedstawiona w rozdziale 2, obejmująca regulacje międzynarodowe (dyrektywy unijne) i krajowe (Prawo energetyczne, Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej, Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, Ustawa o efektywności energetycznej, Prawo ochrony środowiska, Ustawa o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, Ustawa o ochronie przyrody) oraz dokumenty (Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Strategia „Bezpieczeństwo energetyczne i środowisko”. Perspektywa 2020 roku) i projekty (Projekt przestrzennego zagospodarowania kraju 2030, Ustawa o korytarzach celu publicznego, Ustawa o odnawialnych źródłach energii, Ustawa o inteligentnych sieciach) pozwalają na stwierdzenie, że wymóg bezpieczeństwa energetycznego, w tym elektroenergetycznego, jest wymogiem nadrzędnym, formułowanym we wszystkich dokumentach, które odnoszą się do pracy systemu energetycznego, w tym elektroenergetycznego. Z bezpieczeństwem energetycznym wiąże się niejako wprost niezawodność dostawy energii, jakość energii, utrzymanie odpowiedniego stanu technicznego sieci, rozbudowa sieci, współpraca z operatorem sieci przesyłowej i z innymi operatorami sieci dystrybucyjnych, niezawodna realizacja umów sprzedaży energii. Innymi elementami pojęciowymi występującymi w tych dokumentach, związanymi z systemami elektroenergetycznymi, są: ochrona środowiska, efektywność energetyczna, odnawialne źródła energii (w tym uprzywilejowany dostęp tych źródeł do sieci elektroenergetycznej), zdecentralizowane wytwarzanie energii, sieci inteligentne, inteligentne systemy pomiarowe, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu, wielopodmiotowa koordynacja planów rozwoju. Natomiast w bezpośrednim odniesieniu do sieci dystrybucyjnych, w powyższych dokumentach operuje się pojęciami: poprawa efektywności energetycznej (w tym poprzez zarządzanie popytem na energię

elektryczną), rozwój mocy wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w ciągach liniowych i transformatorach, ograniczenie przepływów mocy biernej, spłaszczenie rocznej zmienności obciążeń, konkurencyjność dostawy (ceny) energii, ochrona środowiska przed m.in. polami elektromagnetycznymi (dotyczy linii o napięciu nie mniejszym niż 110 kV), sieci inteligentne, inteligentne systemy pomiarowe, zdecentralizowane wytwarzanie energii (w tym w skojarzeniu). Mając powyższe na uwadze, stosując nadal tzw. brzytwę Ockhama, można stwierdzić, że paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej nadal jest bezpieczeństwo energetyczne. Pozostałe wymienione w przepisach wymagania, odnoszące się do sieci elektroenergetycznych, a w tym sieci dystrybucyjnych są w istocie wymaganiami uzupełniającymi o nieokreślonej trwałości. Powyższe należy rozumieć następująco: 1. Wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, bezpieczeństwa dostaw energii itd. jest wymogiem czasowo trwałym. Nie sposób wyobrazić sobie rezygnacji z tego wymogu w społeczeństwie rozwiniętym. 2. Inne wymagania zawarte w aktach prawnych nie mają obecnie charakteru ponadczasowego. Przykładowo wymagania środowiskowe, czy też dotyczące odnawialnych źródeł energii, znajdują uznanie bądź nie, w zależności od zasobności kraju. Kraje bogate i zarazem tzw. rozwinięte, np. niektóre kraje Unii Europejskiej, USA czy Kanada, forsują aspekt środowiskowy. Natomiast kraje rozwijające się starają się nie wprowadzać uwarunkowań prawnych wymuszających regulacje związane z ochroną środowiska, głównie ze względu na koszt działań wynikających z tych regulacji. W ogólności zatem, w zależności od zmian koniunktury, wymagania środowiskowe, wymagania dotyczące odnawialnych źródeł energii itp. mogą ulegać zmianom. Z drugiej jednak strony, jeżeli zgadzamy się na freemanowską klasyfikację paradygmatów rozwoju w technologii i gospodarce (rozdział 1.4), to zgadzamy się również na stwierdzenie, że w naszym obszarze ekonomiczno-kulturowym obowiązującym paradygmatem jest obecnie paradygmat rozwoju przyjaznego środowisku. W takim przypadku można stwierdzić, że nowym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej powinno być (a w rzeczywistości już jest) bezpieczeństwo energetyczne uwarunkowane środowiskowo. Można tu również zaproponować inne określenia powyższego paradygmatu, jak: • bezpieczeństwo energetyczno-środowiskowe • b e z p i e c z e ń s t w o e n e r g e t y c z n e w bezpiecznym środowisku • bezpieczeństwo energetyczne przyjazne środowisku • bezpieczeństwo energetyczne sprzyjające środowisku

Brzytwa Ockhama, nazywana także zasadą ekonomii lub zasadą ekonomii myślenia, to zasada, zgodnie z którą w wyjaśnianiu zjawisk należy dążyć do prostoty, wybierając takie wyjaśnienia, które opierają się na jak najmniejszej liczbie założeń i pojęć. Jako zasada ekonomii myślenia stała się podstawą nowożytnej metodologii nauki. Zgodnie z tym ujęciem nie należy wprowadzać nowych pojęć i założeń, jeśli nie ma się ku temu mocnych podstaw, a najprostsze rozwiązania teoretyczne, przyjmujące najmniejszą liczbę założeń, uważane są za najlepsze (Wikipedia).

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

• bezpieczeństwo energetyczne kompatybilne środowiskowo • zrównoważony rozwój systemu elektroenergetycznego. Ostatnie z powyższych określeń związane jest ze swego rodzaju modą na słowo „zrównoważony” (ang. sustainable). Słowo to wywodzi się pojęciowo ze środowiska źródeł odnawialnych, poszerzając ich znaczenie. W odniesieniu do systemu elektroenergetycznego oznacza (w pewnym uproszczeniu) system gwarantujący bezpieczeństwo energetyczne, a w tym zawierający odnawialne źródła energii i tzw. sieci inteligentne. Pomimo tak szerokiego znaczenia słowa „zrównoważony”, w istocie też opisującego wymaganie dla sieci, proponuje się w określeniu paradygmatu planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej używać określenia „bezpieczeństwo”. Pojęcie to w sposób bezpośredni opisuje wymaganie dla sieci, nie wprowadzając równocześnie nadmiernych i tym samym zbędnych obszarów interpretacyjnych. Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej obiektami, tj. źródłami i odbiorami, ma w swej istocie charakter czysto techniczny. Musi tym samym spełniać określone (zdefiniowane przez prawodawcę oraz operatorów sieci) wymagania techniczne. Rozwój sieci (planowanie rozwoju sieci) w oczywisty sposób te wymagania musi uwzględniać. Wymagania techniczne określają pewne wartości graniczne, których przekroczenie nie może (bez konsekwencji dla urządzenia je powodującego) mieć miejsca. W rzeczywistości systemowej sieci elektroenergetyczne (system elektroenergetyczny) pracują z pewnym zapasem co do wartości granicznych wymaganych wielkości. Niespełnienie wymagań przez urządzenie powinno prowadzić do jego eliminacji (trwałej lub czasowej, tj. do chwili uzyskania wymaganej funkcjonalności) z pracy w sieci. Planując rozwój sieci elektroenergetycznej, tak jak dowolnego innego systemu technicznego, można pożądany (wymagany) stan, tj. wymaganą funkcjonalność, uzyskać w różny sposób, w sensie technicznym oraz w sensie ponoszonych kosztów finansowych i pozafinansowych. Tym samym problem planowania rozwoju sieci elektroenergetycznej staje się (może się stać), problemem znacznie szerszym, tj. obejmującym rozważane w rozdziale 4 zagadnienia techniczne, ekonomiczne, środowiskowe i społeczne. Rozwój sieci elektroenergetycznej może być realizowany wielorako, a w tym w sposób następujący: 1. Celem jest uzyskanie określonej funkcjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogów paradygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Rozwiązanie problemu ma charakter czysto techniczny, w którym określone są wymagania techniczne dotyczące projektowanych obiektów (elementów sieci), np. stacji elektroenergetycznych, linii elektroenergetycznych itd. Pozostałe czynniki, takie jak np. trwałość elementów sieci

(niezawodność), producent urządzeń, wykonawca, koszty inwestycyjne, koszty eksploatacyjne itp. nie są tu rozważane. W takim przypadku zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego realizowane jest na innym poziomie niż np. zapewnienie właściwego funkcjonowania spółki dystrybucyjnej czy operatora systemu dystrybucyjnego. Paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej nie jest tu tożsamy z paradygmatem rozwoju spółki dystrybucyjnej. 2. Celem jest uzyskanie określonej funkcjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogów paradygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Rozwiązanie problemu ma charakter techniczno-ekonomiczny, w którym określone są wymagania techniczne dotyczące projektowanych obiektów (elementów sieci), np. stacji elektroenergetycznych, linii elektroenergetycznych. Elementami uwzględnianymi są również elementy wpływające na koszt realizacji projektu, a w tym: trwałość elementów sieci (niezawodność), typ i rodzaj urządzeń elektroenergetycznych (producent urządzeń),

koszty inwestycyjne (wykonawca) i koszty eksploatacyjne (wynikające z organizacji pracy). W takim przypadku zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego realizowane jest na tym samym poziomie, co zapewnienie właściwego funkcjonowania spółki dystrybucyjnej czy operatora systemu dystrybucyjnego. Paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej jest tu zatem tożsamy z właściwym funkcjonowaniem spółki dystrybucyjnej lub operatora sieci dystrybucyjnej. W tym przypadku celem nadrzędnym spółki dystrybucyjnej (operatora sieci dystrybucyjnej) jest bezpieczeństwo pracy sieci, a nie maksymalizacja zysku. 3. Celem jest uzyskanie określonej funkcjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogu paradygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego) oraz równocześnie maksymalizacja zysku spółki dystrybucyjnej lub operatora sieci dystrybucyjnej. W takim przypadku nadrzędnym celem działania spółki jest maksymalizacja zysku, a ograniczeniem wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. W tym przypadku paradygmat

Zidentyfikowana potrzeba rozwoju sieci

Czy dopuszczalne jest zaniechanie realizacji projektu?

Nie

Wiedza techniczna, stosowane rozwiązania, Istniejące oraz nowe technologie

Tak

Projekt techniczny Tak Nie Nie Czy spełnia wymagania techniczne?

Czy jest to projekt już korygowany?

Tak

Nie

Czy uzyskano zgodę? Tak Nie Wystąpienie o zgodę na niespełnienie wymagań środowiskowych

Czy spełnia wymagania środowiskowe?

Nie

Czy wymagania środowiskowe mogą pozostać niespełnione?

Nie

Czy projekt już korygowano w zakresie ekonomii?

Tak

Tak Przepisy, materiały kontrahenci

Określenie kosztów realizacji projektu

Fundusze własne i zewnętrzne

Określenie źródeł finansowania

Struktura i organizacja pracy

Określenie kosztów eksploatacji

Tak

Czy realizacja projektu jest ekonomicznie uzasadniona?

Nie

Tak

Czy względy nieekonomiczne wymuszają realizację danego projektu? Nie

Czy realizacja projektu zapewnia bezpieczeństwo energetyczne?

Nie

Czy poszukiwane jest inne rozwiązanie techniczne?

Tak

Nie

Realizacja projektu

Projekt nie jest realizowany

Tak

Rys. 4. Schemat blokowy realizacji projektu rozwojowego sieci dystrybucyjnej

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

rozwoju spółki dystrybucyjnej jest tożsamy z paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Realizacja rozwoju sieci elektroenergetycznych w zakresie wymienionym w trzecim z powyższych punktów wymaga zastosowania złożonych metod, algorytmów i analiz techniczno-ekonomicznych. W istocie wymagany jest tu model funkcjonowania spółki dystrybucyjnej. Modele takie nie są zazwyczaj sformalizowane. Mają one najczęściej charakter werbalny, a w postaci sformalizowanej można spotkać tylko modele cząstkowe. Realizacja rozwoju sieci elektroenergetycznych w zakresie wymienionym w pierwszym z powyższych punktów ma charakter na tyle czysto techniczny, że nie znajduje praktycznego zastosowania dla podmiotów gospodarczych działających na rynku. W rzeczywistości bowiem rozwiązania techniczne w realizacjach praktycznych są nierozerwalnie związane z ekonomią. Związek ten występuje na przykład przez przyjęcie określonych założeń co do projektowanych rozwiązań technicznych, wynikając przede wszystkim z: • struktury sieci (zamknięte – otwarte), co skutkuje również wymaganą funkcjonalnością automatyki zabezpieczeniowej • rodzaju linii elektroenergetycznych (napowietrzne – kablowe) • rodzaju przewodów linii napowietrznych (gołe – izolowane) • typów rozdzielnic elektroenergetycznych (np. słupowe – kontenerowe) • rodzajów rozdzielnic (jedno- – wieloszynowe, sekcjonowane – niesekcjonowane) • systemów opomiarowania sieci (pomiar i transmisja danych pomiarowych z węzłów o danym poziomie napięcia lub jej brak) • systemów sterowania elementami sieci (istnienie dla węzłów określonego typu [napięcia] lub ich brak). Wybór określonego rozwiązania technicznego wpływa zatem na koszt zapewnienia bezpieczeństwa, ale równocześnie wpływa na funkcjonalność, niezawodność

(trwałość), koszty inwestycyjne czy koszty eksploatacji sieci. Rozważania na poziomie technicznym nie zawsze są elementem globalnej optymalizacji, a dość często wynikają z przyzwyczajeń eksploatacyjnych, praktyki inżynierskiej stosowanej w sieci danego operatora (np. sposób uziemienia punktu neutralnego sieci), potrzeby unifikacji urządzeń i struktur itp. Równocześnie – poprzez ceny urządzeń i różnego rodzaju koszty – są one jednak ściśle związane z ekonomiką spółki dystrybucyjnej. W tym sensie paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej: bezpieczeństwo energetyczne uwarunkowane środowiskowo jest paradygmatem technicznym z ograniczeniem środowiskowym, który można określić jako w pewnym stopniu niezależny od ekonomiki spółki dystrybucyjnej lub jako w pewnym stopniu zależnym od ekonomiki spółki dystrybucyjnej. Obydwa stwierdzenia są prawdziwe, ponieważ wskazują na związek techniki i ekonomii (różny, tj. w istocie indywidualny może być ich odbiór). Związek ten w postaci schematu realizacji projektu rozwoju sieci, wynikający z identyfikacji potrzeby jej rozwoju, przedstawia rys. 4. U podłoża schematu leży założenie o braku ograniczeń technicznych co do możliwości realizacji projektu technicznego w sieci elektroenergetycznej. W związku z tym nie występuje tu element o nazwie: projekt nierealizowalny technicznie. Projekt może być nierealizowalny tylko ze względu na koszty, ewentualnie ze względu na uwarunkowania polityczne. Bibliografia 1. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE 2009, nr 122–123. 2. Ustawa Prawo energetyczne, 10 kwietnia 1997, tekst ujednolicony w Biurze Prawnym URE na dzień 1 października 2011.

3. Popczyk J., Opracowanie definicji związanych z bezpieczeństwem w odniesieniu do elementów systemu i jego struktury, projekt badawczy zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, Politechnika Śląska, Gliwice, grudzień 2007. 4. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych, Przegląd Elektrotechniczny 2008, nr 9. 5. Marzecki J., Terenowe sieci elektroenergetyczne, Wyd. ITE, Warszawa 2007. 6. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych, Materiały IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej pt. „Prognozowanie w Elektroenergetyce”, Wisła 2008. 7. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia, materiały IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej pt. „Prognozowanie w Elektroenergetyce”, Wisła 2008. 8. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN), Instytut Energetyki, Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa-Katowice 1986. 9. Rakowska A., Grzybowski A., 15 lat napowietrznych linii izolowanych [online], Politechnika Poznańska, http://www.stelen.home.pl/gfx/aktualnosci/referat_04.pdf. 10. Szpyra W. i in., Problemy rozwoju i eksploatacji sieci dystrybucyjnych, Seminarium Katedry Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej, Rekowo 2011. 11. EN 5046-1, Three phase oil immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not exceeding 36 kV, Part 1, General requirements, Cenelec 2005. 12. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne, Wydawnictwo Federacji Stowarzyszeń Naukowo-Technicznych Energetyka i Środowisko, Warszawa 2008.

Zbigniew Lubośny

prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej. Od 2004 roku jest profesorem nauk technicznych, pracuje na swojej macierzystej uczelni. Obszar zainteresowań to modelowanie matematyczne, stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do sterowania systemem elektroenergetycznym, modelowanie i sterowanie elektrowniami wiatrowymi. Redaktor naczelny Acta Energetica.

Jacek Klucznik

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: j.klucznik@eia.pg.gda.pl Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999). Pięć lat później uzyskał tytuł doktorski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się układami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

Performance analysis of power swing blocking feature in ABB 670 series impedance relays

Authors Maciej Łosiński Jacek Klucznik

Keywords electric power system, power swing detection, distance relay

Abstract This paper presents test results of a distance protection’s PSD power swing detection feature in ABB 670 series relays. A RED670 relay was tested, which is part of the hydroelectric set protection in Żarnowiec Pumped Storage Plant. The power swing blocking feature’s performance was analysed on the basis of the results of object tests made with an Omicron digital tester. Also presented are simulation results that illustrate the PSD feature’s response to power swings caused by a disturbance in the power system. It is also shown how a distance protection may react to the same fault, depending on its settings.

1. Introduction An impedance protection relay installed in a power system is exposed to unnecessary activation and tripping in response to power swings. The most common cause of power swings are disturbances in the form of a short circuit in the transmission grid. Depending on the short circuit location and duration, power swings may be synchronous or asynchronous. If a short circuit occurs near a generation node, and the time of its elimination is not too long, then it should cause no loss of a generators’ synchronism. In such a case some strong power swings may appear, accompanied by large changes in currents and voltages in transmission and unit output lines. These changes mean a decrease in the impedance seen by distance protection. When the impedance seen by a relay is reduced to a value corresponding to the relay’s measuring zones, it can lead to its unnecessary response and tripping of a generator or a line. Such tripping can lead to loss of synchronism of the other generators, or overload of lines, which in turn may lead to a profound failure of the power system (black-out). In the case of a short circuit that lasts too long and has occurred close to a power plant, the power system also may lose synchronism by the plant generators’ falling out of step and transition to asynchronous operation. This asynchronous operation phenomenon is accompanied also by very significant changes in currents and voltages, which leads to rapid changes in the impedance seen by a distance protection. Also in this situation, the protection may unnecessarily respond and switch off

a transmission line. Generators, which have assumed asynchronous operation, should be selectively tripped by dedicated PSP pole slip protections. In order to reduce the risk of a distance protection’s unnecessary response to power swings, the protection is provided with a so called PSD power swing detection feature. The feature distinguishes between an impedance change caused by power swings from that caused by a short circuit, and in the case of power swings developing it should block the protection’s impedance functions. It is important that the power swing blocking feature of a distance protection performs correctly, i.e. properly recognizes synchronous and asynchronous swings. A very important issue is the right choice of a PSD feature’s settings. In this paper the operating principle of the power swing blocking feature for the distance protection functions of ABB 670 series relays is presented. Also presented are results of, and conclusions from, object and simulation tests that illustrate the PSD feature performance in the relays installed in Żarnowiec Pumped Storage Power Plant.

2. Operating principle of PSD power swing detection feature in ABB 670 series relays The distance protection in an ABB 670 series relay is a multizone protection (RED670 – 3 zones, RET670 – 4 zones, REL670 – 5 zones), with the option of individual settings of resistance and reactance ranges, and response direction, for each zone. Impedance is measured independently for each of the possible

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

Forward direction (toward unit)

ZL PSD characteristic (outer)

X1OutFw

R1Lin ∆Fw

PSD characteristic (inner)

X1InFw ZM Zone (Fw)

∆Rv

∆Fw

 X1InFw ϕ = arctan   R1Lin

ϕL R1OutRv

R1InRv

R1InFw

R1OutFw

  

ϕ ∆Rv

ZM Zone (Rv)

∆Fw

X1InRv

∆Rv

X1OutRv

Reverse direction (toward system)

Fig. 1. Available options of PSD power swing blocking characteristic in ABB REx670 relays (ΔFw = RLdOutFw*(1-kLdRFw), ΔRv = RLdOutRv*(1-kLdRRv), X1OutFw = X1InFw + ΔFw, R1OutFw = R1InFw + ΔFw, X1OutRv = X1InFw + ΔRv, R1OutRv = R1InFw + ΔRv)

short circuit loops: three phase-to-phase fault loops, and three phase-to-ground fault loops. Fig. 1. shows the PSD feature’s inner and outer polygonal impedance characteristic with parameters by which it can be shaped. In tab. 1 the PSD feature’s settings are specified with their ranges and descriptions. The impedance measurement used by the PSD feature is based on the same algorithm that is used by the distance protection’s measuring zones, and is performed independently for each of L1, L2, L3 phases. The power swing detection feature can operate in two modes: 1 of 3 or 2 of 3. In the 1 of 3 mode the feature responds upon detecting power swings in any of the three phases. In the 2 of 3 mode the blocking feature is activated upon detecting swings in at least two phases. The swing detection mode can be set permanently in the relay’s logic, or can be made on the basis of an external signal applied to the appropriate binary input. The power swing blocking feature’s performance consists in measuring its inner and outer impedance characteristics. If an impedance transit duration between the PSD feature’s zones measured is longer than time tP1 set in the time element, then selected distance zones are blocked. Power swings are recognized as consecutive if the measured impedance leaves the PSD outer characteristic for a period of time shorter than tW set in the time element. In such a case, time element tP2 is

Scope

Default setting

Unit

On Off

Off

–

PSD feature: ON – enabled, OFF – disabled

X1InFw

0.10–3000.00

30.00

Ω

Positive sequence reactance component defining reactance range of inner "forward" characteristic

R1FInFw

0.10–1000.00

30.00

Ω

Positive sequence resistance component defining resistance range of inner "forward" characteristic

R1Lin

0.10–1000.00

30.00

Ω

Line resistance for determining angle of inner resistance "forward" characteristic

X1InRv

0.10–3000.00

30.00

Ω

Positive sequence reactance component defining reactance range of inner "reverse" characteristic

R1FInRv

0.10–1000.00

30.00

Ω

Positive sequence resistance component defining resistance range of inner "reverse" characteristic

Operation LdCh

On Off

–

Load cut-off

RLdOutFw

0.10–3000.00

30.00

Ω

Resistance determining inner resistance limit for "forward" load

Parameter Operation

ArgLd RLdOutRv

5–70

0.10–3000.00

30.00

Ω

Description

Angle determining load impedance area Resistance determining outer resistance limit for "reverse" load

kLdRFw

0.50–0.90

0.75

–

Multiplier for determining inner resistance limit for "forward" load

kLdRRv

0.50–0.90

0.75

–

Multiplier for determining inner resistance limit for "reverse" load

IMinOpPE

5–30

%IB

Minimum PSD activation current

1–99999

3000

Base current for current settings

tP1

0.000–60.000

0.045

Time setting for detection of the first (slow) power swing

tP2

0.000–60.000

0.015

Time setting for detection of successive (faster) power swings

0.000–60.000

0.250

Waiting time until activation of time element tP2 (instead of tP1) responsible for identification of successive faster power swings. Time tW is counted from the impedance's exit from the outer PSD characteristic during swings until it re-enters the PSD zone

0.000–60.000

0.500

Hold time of PSD output signal after impedance's exit from PSD_out zone

tEF

0.000–60.000

3.000

Time delay to wait out the dead time in a single-phase auto-reclose cycle

tR1

0.000–60.000

0.300

Time setting for delay of PSD feature's blocking response (INHIBIT blocking signal) to ground fault (zero sequence current component) detection during power swing

tR2

0.000–60.000

2.000

Time setting for resetting PSD output signal at very slow power swings (unblocking time). The PSD feature is blocked (power swing blocking deactivation) when the measured impedance remains in PSD_in area for set time tR2

IBase

Tab. 1. PSD settings in ABB 670 series relays 76

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

400kV Substation

DLF420

500/1 A/A

87L

energy measurement energy measurement

TU17-19 400

0,1

kV kV

TJ24-26 400/5 A/A

87L +Rej I

energy measurement

energy measurement disturbance rec.

III

I9-A

TJ10-12 400/1 A/A

87L

thermal model

III

I10-B

240MVA 420/15,75kV Yd11, uz=13,6%

energy measurement

TJ7-9 10000/5 A/A

0,1 3

I11-A +Rej I12-B

I7-A

III

I8-B

TU14-16 3

I II

disturbance rec.

TJ13 500/5 A/A

U6-A +Rej U5-B +Rej

0,1 kV 3 kV

HEK3

6kV auxiliaries substation TU7-9 15

0,1

0,1 kV 3 kV

TU4-6 I

TJ14-16 1000/5 A/A

0,1

I14-B

U4-A/B +Rej U3-B +Rej

0,1 kV 3 kV

I13-A

III

energy measurement

1600kVA 15,75/0,6 kV Dy5 uz=6%

WSR

Ł2

TW I

TJ4-6 10000/5 A/A

II III

voltage controller speed governor

I5-B

TJ23 2000/5 A/A

0,1

TU1-3

I15-B

0,1

voltage controller

0,1 kV 3 kV

I II III

TU1-3 6

FG2

TJ1-3 2000/5 A/A

TU11-13

TJ17-19 2000/5 A/A 1

Od2

ADG24

Ł1

TJ20-22 2000/5 A/A

Od1

0,1 3

TJ1-3 10000/5 A/A Uw

REr 1000Ω RPr 100Ω

U1 +dist. rec. U2 +dist. rec.

Od3

Od4 RC

228MVA/209MVA 210/179 MW 15,75kV+/- 7,5%

2x1 Ω

0,1 kV 3 kV

G/S

2x2μF

REF

U2-A/B

0,1 kV 3 kV

dist. rec.

II III IV

disturbance rec.

I2-B I1-A

13MW 6kV

TJ4-6 2000/5 A/A

II III

SRRH

TJ7-9 2000/5 A/A energy measurement SRRH

SRRH

dist.rec.

10/0,1 kV/kV REs 1250Ω

dist. rec.

III

TU4 6/0,1 kV/kV

TU10

U1-A +Rej

TJ10-12 1500/5 A/A

0,4kV 350

RPs 150Ω

Fig. 2. Żarnowiec hydro electric set’s power output diagram 77

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

used to determine whether these are consecutive, faster swings. If an impedance transits between PSD zones in a period longer than tP2, then such swings are treated as just consecutive in the same event. Owing to the ability to set individual detection times for the first and subsequent swings, subsequent swings can be detected with an impedance change rate (dZ/dt) much higher than that of the first swing. Setting too short a time tP1 for the impedance’s first-pass through the PSD characteristic could result in the blocking feature not distinguishing between a swing and a short circuit. The power swing blocking feature remains activated until the impedance leaves its outer characteristic. The activation may be extended by the tH setting, counted after the impedance has left the PSD outer zone. If a power swing has been detected and the measured impedance remains in the blocking feature’s active characteristic area for a time longer than the setting tR2 (so called unblocking time), then the PSD feature is disabled. A swing blocking feature may be disabled also if a ground fault (zero sequence component current) occurs during power swings. In such a case, after delay time tR1, counted from the time of fault detection, the distance zones are unblocked (PSD feature disabled). The PSD power swing detection feature in ABB 670 series relays can be supplemented by additional so-called PSL – power swing logic. This additional feature enables rapid and selective elimination of various fault lines in the protected line during power swings in the power system.

3. Power swing blocking tests in RED670 relay The ABB RED670 relay was tested, which is part of the hydroelectric set protection in Żarnowiec Pumped Storage Plant. The hydro electric set’s power output diagram is shown in fig. 2. This relay’s primary function is differential current protection of the unit line (87L). The protection consists of two half-sets (relays): one is deployed in Żarnowiec 400 kV substation, the other in the unit protection cabinets in Żarnowiec hydro plant. The two half-sets communicate digitally over a fibre optic link. The RED670 relay in the hydro plant is additionally provided with distance protection functionality. The relay measures the impedance seen from the unit generator transformer’s high voltage side. Two distance zones ZM02 ZM01 have been activated that cover the generator unit transformer and generator. The first zone covers 70% of the transformer windings, while the other zone entirely protects the generator unit transformer and generator. The distance protection is a back up for the REG216 relays’ basic protections against the unit’s internal fault. For the tests of the ERD670 relay’s power swing blocking feature a digital CMC 256-6 Omicron relay tester was used. In addition, to generate from the relay tester currents and voltages that reflect power swings the State Sequencer software was used, which is part of Test Universe package supplied by Omicron. The tester generated three-phase symmetrical power swings. Further in the paper test results are presented showing the swing blocking feature’s and distance zones’ response to changes in the

IL1

IL1/A 2000 1000 0 -1000

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

-2000 -3000 UL1/ V

UL1

200000 100000 0 -100000 -200000 -300000 ZM01-START ZM02-START ZM02-TRIP ZM03-TRIP PSD1-START

ZM01-START ZM01-TRIP ZM02-START ZM02-TRIP PSD1-START

Option A

t/s

Option B

t/s

Fig. 3. An example of voltage and current waveform recorded by RED670 relay during three-phase synchronous power swings generated by an Omicron CMC256 -6 tester. Three entries of impedance trajectory to distance measuring zone ZM01 and ZM02 (tZM01 = 50 ms, tZM02 = 100 ms). Impedance change rate: dZ1/dt = 1500 Ω/s, dZ2/dt = 2000 Ω/s, dZ3/dt = 2500 Ω/s. Option A: PSD enabled – distance zones blocked, Option B: PSD disabled – visible activation and response of distance zones 78

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

impedance seen by the relay, running along trajectories occurring during synchronous and asynchronous power swings. Exemplary waveforms of signals generated by the tester during power swings and the tested relay’s response are shown in fig. 3. The voltages, currents and impedances in the presented waveforms and characteristics relate to the set generator transformer’s high voltage side (400 kV).

feature’s impedance measuring zones defined in the relay. In each test three synchronous swings were generated with specific angle φ of the impedance trajectory’s inclination to real axis R and defined impedance change rate dZ/dt. Moreover, during subsequent swings the time of the measured impedance’s stay outside the outer PSD feature zone was changed in order to show the impact of parameter tW (waiting time until activation of time element tP2) on the swing blocking feature’s performance. All tests were performed at zero value of the PSD feature’s parameter tH (tH – hold time of PSD output signal after impedance’s exit from the outer zone). For angles φ from 0o to 90o range the impedance trajectory was running as in fig. 4. During each swing the impedance was decreasing from the start point

3.1. Synchronous swings Fig. 4 and 5 present a waveform of the impedance trajectory measured by RED670 relay while synchronous swings are generated by Omicron CMC 256-6 microprocessor tester. The figures illustrate the distance protection’s and power swing blocking 700 600 500

start

X [Ω/phase]

400

end

300

PSD in PSD out

200

ZM01 zone

ϕ=45°

ZM02 zone

100

Impedance ZR

0 -100 -200 -300 -500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

500

R [Ω/ phase]

Fig. 4. Impedance vector Zr trajectory at synchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02 (trajectory inclination angle: φ 45o)

700 600

start

500

X [Ω/phase]

400

end

300

PSD in PSD out

200

ZM01 zone

ϕ=15 3 °

100

ZM02 zone Impedance ZR

-100 -200 -300 -500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

500

R [Ω/ phase]

Fig. 5. Impedance vector Zr trajectory at synchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02 (trajectory inclination angle: φ 135o) 79

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

up to the minimum, near point (0,0) in RX plane, at a certain rate dZ/dt. After reaching the minimum the situation reversed – the impedance was increasing the same rate up to the end point. The subsequent swing could be delayed by leaving the impedance vector in the end point for a preset time. The test impedance trajectories at angles φ over 90o are presented in fig. 5. In this case, the impedance was changing during a specific swing

Test

φ [o]

135

swing

dZ/dt [Ω/s]

∆t PSD [ms]

t PSD set [ms]

t ZM01 set [ms]

t ZM02 set [ms]

t PSD out [ms]

1500

56 > tP1

–

114 (118)

198 (202)

2000

42 > tP2

–

87 (88)

150 (152)

320 < tW

III

2500

34 > tP2

–

69 (71)

117 (121)

1500

56 > tP1

429 (427)

– (118)

– (202)

2000

42 > tP2

321 (320)

– (88)

– (152)

III

2500

34 > tP2

258 (256)

– (71)

– (121)

1500

56 > tP1

430 (427)

– (118)

– (202)

2000

42 > tP2

322 (320)

– (88)

– (152)

III

2500

34 < tP1

–

69 (71)

120 (121)

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

1600

37 > tP2

597 (593)

– (74)

– (443)

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

2100

28 < tP2

–

60 (57)

345 (228)

1500

56 > tP1

530 (532)

–

– (200)

2000

42 > tP2

446 (449)

–

– (200)

III

2500

34 < tP1

–

187 (200)

1500

56 > tP1

530 (532)

–

– (200)

2000

42 > tP2

446 (449)

–

– (200)

3000

28 < tP2

–

188 (200)

1500

56 > tP1

435 (438)

2000

42 > tP2

381 (379)

–

– (200)

III

2500

34 > tP2

339 (343)

–

– (200)

1500

56 > tP1

436 (438)

–

– (200)

2000

42 > tP2

380 (379)

–

– (200)

3000

28 < tP2

–

176 (200)

III

225

as follows: between the start point and point 1 the impedance was changing at a specific rate dZ/dt, from point 1 to point 2 the impedance was step-changing, in point 2 the impedance stayed for a specified time (200 ms), and then it was step-moving to point 3 and increasing at rate dZ/dt to the end point. Sample test results showing RED670 relay’s PSD response to synchronous power swings are presented in tab. 2.

III

–

– (200)

240 < tW 320 < tW 240 < tW 320 < tW 640 > tW 220 < tW 170 < tW 220 < tW 150 < tW 400 < tW 710 > tW 400 < tW 280 < tW 480 < tW 370 < tW 480 < tW 340 < tW

Remarks

PSD disabled During each swing the distance zones are activated and respond

PSD enabled During each swing PSD is activated, no distance zones are activated PSD enabled Between the second and third swings the time of the impedance's stay outside of PSD characteristic was extended. At the third swing PSD is not activated (tPSDout > tW – active tP1 timer)

PSD enabled During each swing PSD is activated.

PSD enabled During the third swing ∆tPSD < tP2 – no PSD response to the third swing PSD enabled Between the second and third swings the time of the impedance's stay outside of PSD characteristic was extended. At the third swing PSD is not activated (tPSDout > tW – active tP1 timer) PSD enabled During the third swing ∆tPSD < tP2 – no PSD response to the third swing

PSD enabled During each swing PSD is activated.

PSD enabled During the third swing ∆t PSD < tP2 – no PSD response to the third swing

Tab. 2. Test results of RED670 relay’s PSD response to synchronous power swings PSD settings: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 150 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0 s, tR2 = 4 s. 80

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

tP1 timer re-activated, and PSD didn’t respond to faster swings. It should be noted that the PSD activation times and the durations of impedance stays in distance zones recorded by RED670 relay were consistent with the times calculated on the basis of parameters of the impedance characteristic and of the trajectory generated by the relay tester. PSD performance at the impedance vector’s step-entry to PSD zone was also tested. The impedance trajectory versus relay impedance characteristics during these tests is shown in fig. 6. After starting the test the impedance stayed for a specified period in the start point. Then the impedance step-changed to point 1 between the outer and inner PSD characteristics. After the step change the impedance vector began to move along the trajectory between points 1 and 2 at set rate dZ/dt. After reaching point 2 the impedance value step-changed to point 3 in distance zone ZM02. In point 3 the impedance vector stayed longer than the setting for the ZM02 zone, followed by another step transfer to the end point. This test showed that PSD properly responds to the impedance’s step-entry to its zone. If the impedance vector has stayed in the PSD characteristic zone longer than set point tP1, the PSD responds and the relay’s impedance zones are blocked.

Designations in the table: φ – angle of impedance trajectory inclination to real axis R dZ/dt – rate of impedance change during swing Δt PSD – duration of impedance transit through PSD characteristic (determined on the basis of dZ/dt and angle φ t PSD set – PSD activation time recorded by RED670 relay (in parentheses the PSD activation time calculated on the basis of dZ/dt and angle φ) t ZM01 set – ZM01 zone activation time recorded by RED670 relay (in parentheses the duration of impedance vector stay in ZM01 zone calculated on the basis of dZ/dt and angle φ) t ZM02 set – ZM02 zone activation time recorded by RED670 relay (in parentheses the duration of impedance vector stay in ZM02 zone calculated on the basis of dZ/dt and angle φ) t PSD out – duration of impedance stay outside PSD characteristic (time between subsequent swings determined on the basis of dZ/dt and angle φ). It can be concluded based on results of the RED670 relay tests during synchronous swings that its PSD feature performs as described in the manufacturer’s documentation. At the impedance trajectory’s transit through PSD characteristic in a time longer than set point (tP1, tP2) the PSD feature was activated and the distance zones blocked. During the PSD feature’s stimulation and impedance vector’s stay in distance zones for a time longer for the zones’ set points the relay didn’t respond and generated no trip signal. Also timer tP2 was properly activated at subsequent swings, if the impedance returned to PSD zone in a time shorter than tW set point. If this time was exceeded, then

3.2. Asynchronous swings Impedance trajectory during the tests of RED670 relay’s performance at asynchronous swings is presented in Fig. 7. The figure also shows the defined distance zones and PSD feature’s impedance characteristics. In each test asynchronous rotations were generated with a given rate of change of the impedance’s real part dR/dt. The trajectory between the start and end points, which the impedance vector seen by the relay moves along, has an elliptical shape.

600 500 400

start

end

300

X [Ω/phase]

3 200 PSD in

100

PSD out

ϕ=2 25°

ZM01 zone

ZM02 zone Impedance ZR

-100 -200 -300 -400 -600

-500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

R [Ω/phase]

Fig. 6. Impedance vector Zr trajectory at synchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02 (Zr vector step-enters PSD zone, trajectory inclination angle: φ 225o) 81

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

800 700 600 500

end

start

400

X [Ω/phase]

PSD in PSD out

300

ZM01 zone ZM02 zone

200

Impedance ZR

100 0 -100 -200 -500

-400

-300

-200

-100

0 R [Ω/ phase]

100

200

300

400

500

Fig. 7. Impedance vector Zr trajectory at asynchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02

As at the synchronous swings generation, also here the impact of the duration of impedance vector stay outside the PSD zone on tP2 timer activation for subsequent faster swings was examined. All tests were performed at zero value of parameter tH. After the test launch the impedance vector started its journey from the start point to the end point, along the elliptical trajectory, at a specific rate of change of the impedance’s real part dR/ Asynch. rotation

Test

dR/dt [Ω/s]

∆t PSD [ms]

t PSD set [ms]

t ZM02 set [ms]

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 > tP2

351 (345)

– (168)

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 < tP1

–

171 (168)

890

67 < tP1

–

258 (252)

1000

60 < tP1

–

231 (224)

III

1330

45 < tP1

–

174 (168)

800

75 > tP1

582 (575)

– (280)

1070

53 < tP1

–

198 (196)

III

800

75 > tP1

581 (575)

– (280)

dt. The impedance step-moved from the end point to the start point. From then the impedance vector started again to move to the end point along the elliptical trajectory at a different dR/dt rate. The subsequent asynchronous rotation could be delayed by leaving the impedance vector in the start point for a specified time. Sample results of the tests for asynchronous swings are presented in tab. 3. t PSD out [ms]

Remarks

506 < tW

PSD enabled

438 < tW

During each synchronous rotation PSD is activated, no distance zones are activated

506 < tW

PSD enabled

738 > tW

Time between the second and third asynchronous rotations exceeds tW. No PSD response and distance zone tripping

490 < tW

PSD enabled

438 < tW

At the first swing ∆t PSD < tP1 – no PSD response to any swing

790 > tW

PSD enabled

790 > tW

Time between the first and second asynchronous rotations exceeds tW. No PSD response to the second asynchronous rotation (∆tPSD < tP1)

Tab. 3. Test results of RED670 relay’s PSD response to asynchronous power swings PSD settings: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 200 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0 s, tR2 = 4 s.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

CHL115

DUN415

Designations in the table: dR/dt – rate of change of impedance’s real part R during swing other designations as in tab. 2.

BPL115

GNZ115

WEJ115

ZRC 115

SLK 415

OPI115

ZRC125 110 kV

Based on the results of the tests carried out for asynchronous swings, performance of the RED670 relay’s PSD feature should be assessed positively. The PSD feature performed consistently with expectations for its characteristic’s defined parameters.

TR1

250 MVA

Żarnowiec PSP

TR2

250 MVA

ZRC415

ZRC 425

400 kV 4x 179 MW 4x -200 MW

G4 GBL 415

4. Tests of PSD response to power swings caused by disturbances in the power system in the example of Żarnowiec node

GBL 425

OLM 415 GRU 415

One of the possibilities to analyze an automatic protection system’s response to disturbances in a power system is time-domain simulation testing. For this purpose a simulation software is required that allows calculating power flows and to make dynamic calculations. With such tools and a power system’s exact flow and dynamic model, tests can be performed that will verify the impedance relay response to short circuits and power swings. Therefore, simulation tests were performed for Żarnowiec generation node (fig. 8). For the simulation the national power system’s model was used, which included static and dynamic parameters of all 400, 220 and 110 kV nodes and lines, transformers and generation units in system power plants. Before the disturbance there were two units operated in Żarnowiec Hydro Plant, each generating 24 Mvar and 179 MW. The simulation results presented here illustrate the trajectories of the impedance Zr seen by the distance protection in RED670 relay during power swings caused by three-phase short-circuits in the nearby power lines and nodes. These trajectories are set against distance zones’ and PSD feature’s characteristics. Each figure shows operating impedance Zr prior to the disturbance

Fig. 8. Żarnowiec node diagram (based on the national power system model used in the simulation programme)

(green – “Zr before SC”), and Zr trajectories during the short circuit (purple – “Zr during SC”) and after short-circuit clearing (brown – “Zr after SC”). Fig. 9 and 10 show impedance trajectories caused by a threephase short-circuit on SLK415 substation bus bars, lasting 0.6 s. The resulting power swings were synchronous and its trajectory enters zone ZM02 of the distance protection for 580 ms. The activation time exceeds the release time set at 100 ms. In this case, the relay’s distance zones should be blocked by the PSD feature. In the case shown in fig. 9 the PSD feature is activated, because the duration of impedance transit through its zone during the fault is 110 ms and exceeds tP1 = 50 ms. Fig. 10 shows a situation where the PSD feature is not activated, because the impedance vector step-passes its impedance zone. The X1lnRv setting was too high.

800

600

X [Ω/phase]

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/phase]

Fig. 9. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during synchronous power swings caused by three-phase short circuit on SLK415 bus bars; fault duration 0.6 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 110 ms > tP1, tZM02_set = 580 ms > tZM02_trip = 100 ms (PSD activation and distance zones blocking) 83

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

800

600

X [Ω/phase]

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/phase]

Fig. 10. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during synchronous power swings caused by three-phase short circuit on SLK415 bus bars; fault duration 0.6 s; X1lnRv = 200 Ω, ΔtPSD = 0 ms > tP1, tZM02_set = 580 ms > tZM02_trip = 100 ms (no PSD activation and ZM02 distance zone tripping)

Fig. 11 shows the impedance trajectory caused by a three-phase short-circuit in the middle of the 400 kV line between ZRC and SLK nodes. The fault was cleared after 0.6 s by switching off the faulty line. In this case asynchronous power swings developed – Żarnowiec Hydro Plant’s units assumed asynchronous operating mode. The impedance vector stayed in the PSD zone for 240 ms, i.e. longer than tP1 setting, which activated the PSD and blocked

the distance zones. The distance protection’s disabling by PSD activation should be regarded as legitimate, because if there is an asynchronous swing (loss of generators’ synchronism) the units should be switched off by a dedicated poles slip protection. This protection sends a pulse to open the unit’s on-off switch at the right and most favourable power angle δ, after a preset number of asynchronous rotations.

800

600

X [Ω/phase]

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/phase]

Fig. 11. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during asynchronous power swings caused by a three-phase short circuit on ZRC-SLK line (fault at 50% distance from ZRC node); fault duration 0.6 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 240 ms > tP1, tZM02_set = 140 ms > tZM02_trip = 100 ms (PSD activated and distance zones blocked)

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

800

600

X [Ω/phase]

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/phase]

Fig. 12. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during asynchronous power swings caused by three-phase fault in a circuit of ZRC-GBL line (fault at 20% distance from ZRC node); fault duration 0.4 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 0 ms > tP1, tZM02_set = 200 ms > tZM02_trip = 100 ms (PSD not activated and ZM02 distance zones tripped)

Another example of asynchronous swings caused by a threephase short-circuit is shown in fig. 12. In this case a circuit of ZRC – GBL 400 kV line was short-circuited. The fault was cleared after 0.4 s by switching off the faulty line. Here, however, PSD didn’t react, because during the fault the impedance step-crossed the PSD characteristic. Since PSD wasn’t activated, the distance zone responded and sent a tripping pulse before the pole swing protection. Such a situation should be considered inappropriate. If the X1lnRv parameter was set to a lower value, then during the fault the impedance would reach the PSD zone, and the PSD would block the tripping.

5. Summary and conclusions Appropriate selection of power swing blocking parameters in distance protection relays is important for power system operation safety. The test results presented in the paper show that during power swings the power system protection relays may react differently to the same fault, depending on the relay settings. A protection device’s inappropriate response to power swings can cause a system failure with grave consequences. Settings for impedance protection relays should be selected for each power unit and node independently, taking into account different possible grid configurations and control system parameters. Analyses of this type are easiest and cheapest when based on time-domain simulation tests. The conclusion may also be drawn from the completed tests that distance relays should be able to define power swing blocking

characteristics for forward and reverse distance zones independently. In the currently operated impedance relays, such as those installed in unit feeder bays in HV power plant substations, the relays’ measuring zones are nondirectional, facing the power system, as well as the plant. In such a case the power swing blocking characteristic covers all zones. The simulation results presented above show that in the case of a fault in the power system the impedance vector step enters where the system facing zones are defined (reverse zones III, IV and V). During an extended three-phase short-circuit the impedance trajectory passes to the first and second quadrants in the R-X plane in less than 0.5 seconds, and thus may activate the unit facing (forward) distance zones. Since the impedance vector has step-crossed the PSD characteristic, the PSD is not activated, and as a result the unit may be switched off by the forward zones I and II, even if the fault occurred in the system. Such an unnecessary distance relay tripping might be avoided if the PSD could be defined independently for the unit and system facing zones. With this option, the PSD characteristic’s parameters should be selected so that it adheres as closely as possible to the distance zone facing the given direction. It should also be noted that the object tests of ABB RED670 relay showed its distance features appropriate response to the generated power swings. The PSD power swing blocking feature activated as expected at given settings and swing parameters. No deviations were ascertained from the PSD algorithm declared by the manufacturer.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

REFERENCES 1. ABB, Technical reference manual. Line differential protection IED RED 670, Document ID: 1MRK505183-UEN, Issued: December 2007. 2. ABB, Application manual. Line differential protection IED RED 670, Document ID: 1MRK505186-UEN, Issued: January 2008. 3. ABB, Technical reference manual. Line distance protection IED REL 670, Document ID: 1MRK506275-UEN, Issued: December 2007. 4. ABB, Application manual. Line distance protection IED REL 670, Document ID: 1MRK506278-UEN, Issued: December 2007. 5. Bakoń T. et. al. Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej, Etap I, [Catalogue of requirements for generator protection relay systems with regard to their features, and coordination of their settings with transmission grid protection relay systems, Stage I], Institute of Power Engineering, Warsaw 2010. 6. Dobrzyński K., Klucznik J., Lubośny Z., Zabezpieczenia impedancyjne bloków energetycznych przy zwarciach bliskich [Impedance protections of power units at close faults], proceedings of XIV National Conference “Relay Protections in Power Engineering”, WarsawJózefów, 19–21 October 2011.

7. Dytry H. et. al. Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej, Etap II, [Catalogue of requirements for generator protection relay systems with regard to their features, and coordination of their settings with transmission grid protection relay systems, Stage II], Institute of Power Engineering and Gdańsk University of Technology, Warsaw 2011. 8. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu [Setting principles for protection relays’ power swing blocking feature with a view to system recovery, Institute of Power Engineering of Warsaw University of Technology, Warsaw 2005. 9. Smolarczyk A., Sposoby nastawiania impedancyjnych blokad przeciwkołysaniowych stosowanych w zabezpieczeniach odległościowych, materiały [Setting of impedance power swing blocking features for distance protection relays], proceedings of XV International Scientific Conference ”Present-day Problems of Power Engineering”, Gdańsk-Jurata, 8–10 June 2011.

Maciej Łosiński Żarnowiec Hydro Power Plant e-mail: m.losinski@ewz.pl After graduating from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology he was employed at Żarnowiec Hydro Power Plant (1998). He is currently the manager of the plant’s Automation and Relay Protections Department. He obtained his doctor of engineering degree at this faculty (2005). His research interests focus on issues related to power system relay protections, and to modelling and analysis of power system operation, with particular emphasis on the problems of voltage and reactive power flow control.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 75–86. When referring to the article please refer to the original text. PL

Analiza działania blokady kołysaniowej zabezpieczenia odległościowego w przekaźnikach serii 670 produkcji firmy ABB Autorzy

Maciej Łosiński Jacek Klucznik

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, zabezpieczenie odległościowe, blokada kołysaniowa

Streszczenie

Autorzy prezentują w artykule wyniki badań blokady kołysaniowej PSD zabezpieczenia odległościowego w przekaźnikach serii 670, produkcji firmy ABB. Badaniom poddano przekaźnik RED670, który wchodzi w skład zabezpieczeń hydrozespołu w Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. Analiza działania blokady kołysaniowej została przeprowadzona na podstawie wyników badań obiektowych, wykonanych za pomocą cyfrowego testera zabezpieczeń firmy Omicron. Zaprezentowane zostały także wyniki badań symulacyjnych, które obrazują działanie blokady PSD w trakcie kołysań mocy wywołanych zakłóceniami w systemie elektroenergetycznym. Pokazano, jak zabezpieczenia odległościowe mogą reagować na to samo zakłócenie w zależności od przyjętych nastawień.

1. Wstęp Zabezpieczenia impedancyjne, zainstalowane w systemie elektroenergetycznym, są narażone na zbędne pobudzanie się i działanie w trakcie kołysań mocy. Najczęstszą przyczyną powstawania kołysań mocy są zakłócenia w postaci zwarć w sieci przesyłowej. W zależności od miejsca i czasu trwania zwarcia kołysania mogą mieć charakter synchroniczny lub asynchroniczny. Jeżeli zwarcie wystąpi w pobliżu węzła wytwórczego, a czas jego likwidacji nie jest zbyt długi, wtedy nie powinno dojść to utraty synchronizmu generatorów. W takim przypadku mogą pojawić się silne kołysania, którym towarzyszą duże zmiany prądów i napięć w liniach przesyłowych i blokowych. Zmiany te oznaczają zmniejszanie się impedancji widzianej przez zabezpieczenia odległościowe. Gdy impedancja widziana przez przekaźnik zmniejszy się do wartości odpowiadającej strefom pomiarowym, wtedy może dojść do zbędnego zadziałania zabezpieczenia i wyłączenia generatorów lub linii. Takie wyłączenie może doprowadzić do utraty synchronizmu pozostałych generatorów lub przeciążeń linii, co w konsekwencji może doprowadzać do głębokiej awarii SEE (black-out) [8]. W przypadku zwarć trwających zbyt długo i powstałych blisko elektrowni może także dojść do utraty synchronizmu systemu elektroenergetycznego przez wypadnięcie z synchronizmu generatorów danej elektrowni i przejście ich do pracy asynchronicznej. Zjawisku pracy asynchronicznej towarzyszą także bardzo znaczne zmiany prądów i napięć, co powoduje szybkie zmiany impedancji widzianej przez zabezpieczenia odległościowe. W tej sytuacji może także dojść do zbędnego działania tych zabezpieczeń i wyłączenia linii przesyłowych. Generatory, które znalazły się w stanie pracy asynchronicznej, powinny zostać selektywnie wyłączone przez dedykowane do tego zabezpieczenia od poślizgu biegunów (PSP, ang. pole slip protection). W celu zmniejszenia ryzyka zbędnego działania zabezpieczeń odległościowych

w trakcie kołysań mocy stosuje się w nich tzw. blokady kołysaniowe (PSD, ang. power swing detection). Działanie blokady polega na rozróżnianiu zmian impedancji wywołanych kołysaniem mocy od zmiany impedancji wywołanej zwarciem i w przypadku powstania kołysań mocy blokada powinna doprowadzić do zablokowania funkcji impedancyjnych zabezpieczenia. Istotne jest, aby blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych działały w sposób prawidłowy, tzn. właściwie rozpoznawały kołysania synchroniczne i asynchroniczne. Bardzo ważną kwestią jest także właściwy dobór nastawień dla blokad PSD. W niniejszym artykule został przedstawiony opis zasady działania blokady kołysaniowej dla funkcji zabezpieczeń odległościowych, w przekaźnikach serii 670, produkcji ABB. Przedstawione zostały także wyniki i wnioski z badań obiektowych oraz symulacyjnych, obrazujących zachowanie się blokady PSD w przekaźnikach zainstalowanych w Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. 2. Zasada działania blokady kołysaniowej PSD w przekaźnikach serii 670 (ABB) Zabezpieczenia odległościowe w przekaźnikach serii 670, produkcji ABB, są zabezpieczeniami wielostrefowymi (RED670 – 3 strefy, RET670 – 4 strefy, REL670 – 5 stref), z możliwością indywidualnego określania zasięgu rezystancyjnego i reaktancyjnego oraz kierunku działania każdej ze stref. Pomiar impedancji realizowany jest niezależnie dla każdej z możliwych pętli zwarcia: trzy pętle zwarcia dla zwarć faza-faza i trzy pętle dla zwarć faza-ziemia. Na rys. 1 pokazano zewnętrzną i wewnętrzną impedancyjną wieloboczną charakterystykę funkcji PSD wraz z parametrami, za pomocą których można ją kształtować. W tab. 1 podane zostały nastawienia funkcji PSD wraz z ich zakresami i opisem. Pomiar impedancji wykorzystywany przez funkcję PSD opiera się na tym samym algorytmie, który jest wykorzystywany przez strefy pomiarowe funkcji zabezpieczenia

odległościowego i jest wykonywany niezależnie dla każdej z faz L1, L2, L3. Funkcja detekcji kołysań mocy może działać w dwóch trybach: 1 z 3 lub 2 z 3. W trybie 1 z 3 zadziałanie blokady następuje przy wykryciu kołysania w dowolnej z trzech faz. W trybie 2 z 3, aby doszło do pobudzenia blokady, kołysanie musi zostać wykryte w co najmniej dwóch fazach. Wybór trybu detekcji kołysań może być na trwałe określony w logice przekaźnika lub może być dokonywany na podstawie zewnętrznego sygnału podawanego na odpowiednie wejście binarne. Działanie funkcji blokady kołysaniowej polega na pomiarze czasu przejścia impedancji przez obszar pomiędzy zewnętrzną i wewnętrzną charakterystyką impedancyjną funkcji PSD. Jeżeli zmierzony czas przejścia impedancji pomiędzy strefami funkcji PSD jest dłuższy od nastawionego w członie czasowym tP1, wtedy następuje zablokowanie wybranych stref odległościowych. Kołysania mocy są rozpoznawane jako kolejne, jeżeli mierzona impedancja opuści zewnętrzną charakterystykę PSD na czas krótszy od nastawionego w członie czasowym tW. W takim przypadku do określenia, czy są to kolejne, szybsze kołysania, wykorzystuje się człon czasowy tP2. Jeżeli impedancja pomiędzy strefami PSD przejdzie w czasie dłuższym od tP2, wtedy kołysania są traktowane jako kolejne w ramach tego samego zdarzenia. Dzięki możliwości nastawienia osobnych czasów detekcji dla pierwszego i kolejnych kołysań można wykryć kolejne kołysania o znacznie większej szybkości zmian impedancji (dZ/dt) niż przy pierwszym kołysaniu. Nastawienie zbyt krótkiego czasu tP1 dla pierwszego przejścia impedancji przez charakterystykę PSD mogłoby spowodować, że funkcja blokady nie rozróżni kołysania od zwarcia. Funkcja blokady kołysaniowej pozostaje pobudzona do momentu opuszczenia przez impedancję zewnętrznej charakterystyki PSD. Pobudzenie może zostać wydłużone o wartość nastawy tH, odliczanej po

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

kierunek do przodu (w stronę bloku)

ZL Charakterystyka PSD (zewn.)

R1Lin ∆Fw

X1OutFw

Charakterystyka PSD (wewn.)

X1InFw Strefa ZM (Fw)

∆Fw

∆Rv

 X1InFw ϕ = arctan   R1Lin

ϕL R1OutRv

R1InRv

R1InFw

R1OutFw

  

ϕ ∆Rv

Strefa ZM (Rv)

∆Fw

X1InRv

∆Rv

X1OutRv

kierunek do tyłu (w stronę systemu)

Rys. 1. Możliwości formowania charakterystyki blokady kołysaniowej PSD w przekaźnikach serii REx670 (ΔFw = RLdOutFw*(1-kLdRFw), ΔRv = RLdOutRv*(1-kLdRRv), X1OutFw = X1InFw + ΔFw, R1OutFw = R1InFw + ΔFw, X1OutRv = X1InFw + ΔRv, R1OutRv = R1InFw + ΔRv)

Parametr Operation

Zakres

Nastawienie domyślne

Jednostka

opuszczeniu przez impedancję zewnętrznej strefy PSD. Jeżeli kołysanie mocy zostanie wykryte i impedancja mierzona będzie pozostawać w obszarze charakterystyki działania blokady przez czas dłuży od nastawy tR2 (tzw. czas deblokady), wtedy funkcja PSD zostaje zablokowana. Istnieje także możliwość zablokowania funkcji blokady kołysaniowej, jeżeli w trakcie kołysań pojawi się zwarcie doziemne (składowa zerowa prądu). W takim przypadku po czasie opóźnienia tR1, odliczonym od chwili wykrycia zwarcia, następuje odblokowanie stref odległościowych (zablokowanie funkcji PSD). Funkcja blokady kołysaniowej PSD w zabezpieczeniach serii 670 może zostać uzupełniona o tzw. dodatkową logikę kołysań mocy (PSL, ang. power swing logic). Dzięki tej dodatkowej funkcji możliwe jest szybkie i selektywne likwidowanie różnych zwarć w zabezpieczanej linii podczas trwania kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym. 3. Badanie blokady kołysaniowej w przekaźniku RED670 Badaniom został poddany przekaźnik RED670 produkcji ABB, który wchodzi w skład zabezpieczeń hydrozespołu w Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. Schemat wyprowadzenia mocy hydrozespołu pokazano na rys. 2. Podstawową funkcją tego przekaźnika jest

Opis

On Off

Off

–

Funkcja PSD: ON – załączona, OFF – wyłączona

X1InFw

0,10–3000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna reaktancji określająca zasięg reaktancyjny charakterystyki wewnętrznej „do przodu”

R1FInFw

0,10–1000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna rezystancji określająca zasięg rezystancyjny charakterystyki wewnętrznej „do przodu”

R1Lin

0,10–1000,00

30,00

Ω

X1InRv

0,10–3000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna reaktancji określająca zasięg reaktancyjny charakterystyki wewnętrznej „do tyłu”

R1FInRv

0,10–1000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna rezystancji określająca zasięg rezystancyjny charakterystyki wewnętrznej „do tyłu ”

Operation LdCh

On Off

–

Działanie odcięcia od obciążenia

RLdOutFw

0,10–3000,00

30,00

Ω

Rezystancja określająca zewnętrzną rezystancyjną granicę dla obciążenia „do przodu”

5–70

Kąt określający obszar impedancji obciążenia

Rezystancja linii dla określenia kąta wewnętrznej charakterystyki rezystancyjnej „do przodu”,

ArgLd

0,10–3000,00

30,00

Ω

Rezystancja określająca zewnętrzną rezystancyjną granicę dla obciążenia „do tyłu”

kLdRFw

RLdOutRv

0,50–0,90

0,75

–

Mnożnik dla określenia wewnętrznej rezystancyjnej granicy dla obciążenia „do przodu”

kLdRRv

0,50–0.90

0,75

–

Mnożnik dla określenia wewnętrznej rezystancyjnej granicy dla obciążenia „do tyłu”

5–30

%IB

Minimalny prąd działania funkcji PSD

1–99999

3000

Prąd bazowy dla nastaw prądowych

tP1

0,000–60,000

0,045

Nastawa dla członu czasowego detekcji pierwszego (wolnego) kołysania mocy

tP2

0,000–60,000

0,015

Nastawa dla członu czasowego detekcji następnych (szybszych) kołysań mocy

0,000–60,000

0,250

Czas oczekiwania do aktywacji członu czasowego tP2 (zamiast tP1) odpowiedzialnego za identyfikację kolejnych szybszych kołysań mocy. Czas tW jest liczony od momentu opuszczenia przez impedancję charakterystyki zewnętrznej PSD podczas kołysania do ponownego jej wejścia do strefy PSD

0,000–60,000

0,500

Czas podtrzymania sygnału wyjściowego funkcji PSD po opuszczeniu przez impedancję strefy PSD_out

tEF

0,000–60,000

3,000

Zwłoka czasowa na przeczekanie czasu przerwy bezprądowej w cyklu SPZ jednofazowego

tR1

0,000–60,000

0,300

Człon czasowy do opóźnienia blokowania (sygnału blokującego INHIBIT) funkcji PSD po wykryciu zwarcia doziemnego (składowej zerowej prądu) w trakcie trwania kołysań

tR2

0,000–60,000

2,000

Człon czasowy do zerowania sygnału wyjściowego funkcji PSD przy bardzo wolnych kołysaniach mocy (czas deblokady). Funkcja PSD jest blokowana (dezaktywacja blokady kołysaniowej) gdy mierzona impedancja będzie przebywać ciągle w obszarze PSD_in przez nastawiony czas tR2

IMinOpPE IBase

Tab. 1. Nastawienia funkcji PSD w przekaźnikach serii 670 (ABB)

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

realizacja zabezpieczenia różnicowoprądowego linii blokowej (87L). Zabezpieczenie składa się z dwóch półkompletów (przekaźników): jeden umieszczony jest na terenie stacji 400 kV Żarnowiec, drugi zabudowany został w szafach zabezpieczeń bloku na ternie ESP Żarnowiec. Komunikacja między dwoma półkompletami zabezpieczenia odbywa się drogą cyfrową za pośrednictwem łącza światłowodowego. Przekaźnik RED670 na terenie elektrowni został wyposażony dodatkowo w funkcję zabezpieczenia odległościowego. Zabezpieczenie mierzy impedancję widzianą od strony górnego napięcia transformatora blokowego. Uruchomione zostały w nim dwie strefy odległościowe ZM01 i ZM02, obejmujące swym działaniem transformator blokowy i generator. Strefa pierwsza obejmuje swym zasięgiem 70% uzwojeń transformatora blokowego, zaś strefa druga w całości chroni transformator blokowy oraz generator. Zabezpieczenie odległościowe stanowi rezerwę dla zabezpieczeń podstawowych od zwarć wewnętrznych bloku w przekaźnikach REG216. Do przeprowadzenia badań blokady kołysaniowej w przekaźniku RED670 wykorzystany został cyfrowy tester zabezpieczeń CMC 256-6, firmy Omicron. Ponadto do wygenerowania prądów i napięć z testera zabezpieczeń, odzwierciedlających kołysania mocy, użyto programu State Sequencer, który wchodzi w skład pakietu Test Universe, dostarczonego przez firmę Omicron. Wygenerowane kołysania mocy za pomocą testera miały charakter 3-fazowy symetryczny. W dalszej części artykułu przedstawione zostały wyniki badań obrazujące zachowanie się blokady kołysaniowej oraz stref odległościowych w trakcie zmian impedancji widzianej przez przekaźnik, przebiegającej po trajektoriach występujących w trakcie synchronicznych i asynchronicznych kołysań mocy. Przykładowe przebiegi sygnałów generowanych przez tester w trakcie kołysań mocy i zachowanie się badanego przekaźnika pokazano na rys. 3. Wartości napięć, prądów i impedancji na przedstawionych przebiegach i charakterystykach odnoszą się do strony górnego napięcia transformatora blokowego (400 kV). 3.1. Kołysania synchroniczne Na rys. 4 i 5 przedstawiono przebieg trajektorii impedancji mierzonej przez przekaźnik RED670 w trakcie generowania kołysań synchronicznych, za pomocą mikroprocesorowego testera CMC 256-6 Omicron. Na rysunkach zilustrowano zdefiniowane w przekaźniku pomiarowe strefy impedancyjne zabezpieczenia odległościowego i blokady kołysaniowej. W każdym teście generowane były trzy kołysania synchroniczne o określonym kącie nachylenia φ trajektorii impedancji do osi rzeczywistej R i określonej szybkości zamian impedancji dZ/dt. Ponadto w trakcie kolejnych kołysań zmieniano czas przebywania impedancji mierzonej poza strefą zewnętrzną funkcji PSD w celu pokazania wpływu parametru tW (czas oczekiwania do aktywacji członu czasowego tP2) na działanie blokady kołysaniowej. Wszystkie badania wykonano przy zerowej wartości parametru tH funkcji PSD (tH – czas podtrzymania sygnału wyjściowego funkcji PSD po opuszczeniu

Rozdzielnia 400kV Pole 16

DLF420

500/1 A/A

87L

pomiar energii pomiar energii

TU17-19 400

0,1

kV kV

87L +Rej pomiar energii

TJ24-26 400/5 A/A

pomiar energii

rejestrator

III

I9-A

TJ10-12 400/1 A/A

87L

model. ciepl. TB

III

I10-B

240MVA 420/15,75kV Yd11, uz=13,6%

pomiar energii

TJ7-9 10000/5 A/A

0,1

I8-B U6-A +Rej U5-B +Rej

TJ14-16 1000/5 A/A

0,1

I14-B

HEK3

Pole 31

U4-A/B +Rej U3-B +Rej

0,1 kV 3 kV

I13-A

III

Rozdzielnia 6kV potrzeby własne pomiar energii

0,1 kV 3 kV

TU4-6

I11-A +Rej I12-B

I7-A

0,1 kV 3 kV

WG TU7-9

I II

rejestrator

II III IV

TU14-16

TJ13 500/5 A/A

Od1

Ł1

1600kVA 15,75/0,6 kV Dy5 uz=6%

WSR

Ł2

TW I

TJ4-6 10000/5 A/A

II III

TJ1-3 2000/5 A/A

reg. napięcia reg. obrotów

TU11-13

TJ17-19 2000/5 A/A

TJ23 2000/5 A/A

0,1

TU1-3

I15-B

0,1

RPr 100Ω

II III IV

U1 +Rej U2 +Rej

Od4

13MW 6kV

TJ1-3 10000/5 A/A REr 1000Ω

228MVA/209MVA 210/179 MW 15,75kV+/- 7,5%

2x2µF

REF

Od3

G/S

2x1 Ω

Rej

U2-A/B

0,1 kV 3 kV

reg. napięcia

0,1 kV 3 kV

FG2

III

TU1-3

I5-B

TJ20-22 2000/5 A/A

Od2

ADG24

TJ4-6 2000/5 A/A

Rej

I2-B

I II III

I1-A

SRRH

TJ7-9 2000/5 A/A pomiar energii SRRH

SRRH

III

TU4 6/0,1 kV/kV

Rej.

TU10

10/0,1 kV/kV

U1-A +Rej

TJ10-12 1500/5 A/A

Rej.

Zasilanie z rozdzielni 0,4kV

REs 1250Ω

350 Ω

RPs 150Ω

Rys. 2. Schemat wyprowadzenia mocy hydrozespołu w ESP Żarnowiec

IL1

IL1/A 2000 1000 0 -1000

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

-2000 -3000 UL1/ V

UL1

200000 100000 0 -100000 -200000 -300000 ZM01-START ZM02-START ZM02-TRIP ZM03-TRIP PSD1-START

ZM01-START ZM01-TRIP ZM02-START ZM02-TRIP PSD1-START

Option A

t/s

Option B

t/s

Rys. 3. Przykładowy przebieg prądu i napięcia zarejestrowany przez przekaźnik RED670 w trakcie synchronicznego 3-fazowego kołysania mocy wygenerowanego za pomocą testera Omicron CMC256-6. Trzykrotne wejście trajektorii impedancji w odległościową strefę pomiarową ZM01 i ZM02 (tZM01 = 50 ms, tZM02 = 100 ms). Szybkość zmian impedancji: dZ1/dt = 1500 Ω/s, dZ2/dt = 2000 Ω/s, dZ3/dt = 2500 Ω/s. Wariant A: załączona funkcja PSD – blokowanie stref odległościowych, Wariant B: wyłączona funkcja PSD – widoczne pobudzenie i zadziałanie stref odległościowych

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

przez impedancję strefy zewnętrznej). Dla kątów φ z przedziału od 0o do 90o przebieg trajektorii impedancji odbywał się zgodnie z rys. 4. W trakcie każdego kołysania następowało zmniejszanie impedancji od punktu start do wartości minimalnej w pobliżu punktu (0,0) płaszczyzny R-X, z określoną prędkością dZ/dt. Po osiągnięciu wartości minimalnej następowała sytuacja odwrotna – wzrost impedancji z tą samą prędkością do osiągnięcia punktu koniec.

Test

φ [o]

135

kołysanie

dZ/dt [Ω/s]

∆t PSD [ms]

t PSD set [ms]

1500

56 > tP1

–

114 (118)

198 (202)

2000

42 > tP2

–

87 (88)

150 (152)

III

2500

34 > tP2

–

69 (71)

117 (121)

1500

56 > tP1

429 (427)

– (118)

– (202)

2000

42 > tP2

321 (320)

– (88)

– (152)

III

2500

34 > tP2

258 (256)

– (71)

– (121)

1500

56 > tP1

430 (427)

– (118)

– (202)

2000

42 > tP2

322 (320)

– (88)

– (152)

III

2500

34 < tP1

–

69 (71)

120 (121)

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

1600

37 > tP2

597 (593)

– (74)

– (443)

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

2100

28 < tP2

–

60 (57)

345 (228)

1500

56 > tP1

530 (532)

–

– (200)

2000

42 > tP2

446 (449)

–

– (200)

III

2500

34 < tP1

–

187 (200)

1500

56 > tP1

530 (532)

–

– (200)

2000

42 > tP2

446 (449)

–

– (200)

3000

28 < tP2

–

188 (200)

1500

56 > tP1

435 (438)

2000

42 > tP2

381 (379)

–

– (200)

III

2500

34 > tP2

339 (343)

–

– (200)

1500

56 > tP1

436 (438)

–

– (200)

2000

42 > tP2

380 (379)

–

– (200)

3000

28 < tP2

–

176 (200)

III

225

Rozpoczynanie kolejnego kołysania mogło być opóźnione przez pozostawienie wektora impedancji w punkcie koniec na zadany czas. Przy badaniach dla kątów φ większych od 90o przebieg trajektorii impedancji pokazano na rys. 5. W tym przypadku zmiany impedancji w trakcie konkretnego kołysania wyglądały następująco: pomiędzy punktem start i 1 następowała zmiana impedancji z określoną szybkością dZ/dt, od punktu 1 do 2 impedancja zmieniała

III

–

wartość skokowo, w punkcie 2 impedancja przebywała przez określony czas (200 ms), następnie skokowe przejście do punktu 3 i wzrost wartości impedancji z prędkością dZ/dt do punktu koniec. Przykładowe wyniki przeprowadzonych badań, obrazujące działanie blokady PSD w przekaźniku RED670 w trakcie kołysań synchronicznych, przedstawiono w tab. 2.

t ZM01set t ZM02set t PSD out [ms] [ms] [ms]

– (200)

320 < tW 240 < tW 320 < tW

Uwagi

Wyłączona funkcja PSD W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie i zadziałanie stref odległościowych

Załączona funkcja PSD

240 < tW

W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie blokady PSD, brak pobudzeń stref odległościowych

320 < tW

Załączona funkcja PSD. Pomiędzy II i III kołysaniem wydłużono czas przebywania impedancji poza charakterystyką PSD. Przy trzecim kołysaniu nie pobudza się blokada PSD (tPSDout > tw – aktywny timer tP1)

640 > tW 220 < tW

Załączona funkcja PSD 170 < tW

W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie blokady PSD

220 < tW

Załączona funkcja PSD

150 < tW

W trackie trzeciego kołysania ∆tPSD < tP2 – brak działania blokady PSD w trakcie trzeciego kołysania

400 < tW

Załączona funkcja PSD

710 > tW

Pomiędzy II i III kołysaniem wydłużono czas przebywania impedancji poza charakterystyką PSD. Przy trzecim kołysaniu nie pobudza się blokada PSD (tPSDout > tW – aktywny timer tP1)

400 < tW

Załączona funkcja PSD

280 < tW

W trackie trzeciego kołysania ∆tPSD < tP2 - brak działania blokady PSD w trakcie trzeciego kołysania

480 < tW Załączona funkcja PSD 370 < tW

W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie blokady PSD

480 < tW

Załączona funkcja PSD

340 < tW

W trackie trzeciego kołysania ∆t PSD < tP2 – brak działania blokady PSD w trakcie trzeciego kołysania

Tab. 2. Wyniki badań blokady PSD w zabezpieczeniu RED670 w trakcie kołysań synchronicznych. Nastawienia funkcji PSD: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 150 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0s, tR2 = 4 s.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

Na podstawie wyników z przeprowadzonych badań przekaźnika RED670 w trakcie kołysań synchronicznych można stwierdzić, że funkcja blokady kołysaniowej PSD zachowuje się zgodnie z opisem zawartym w dokumentacji producenta. Przy przejściu trajektorii impedancji przez charakterystykę PSD w czasie dłuższym od nastawionego (tP1, tP2) następowało pobudzanie blokady kołysaniowej i blokowanie stref odległościowych. W trakcie pobudzenia blokady PSD i przebywania wektora impedancji w strefach odległościowych przez czas dłuższy od nastawień dla tych stref nie następowało zadziałanie przekaźnika i wygenerowanie impulsu wyłączającego. Prawidłowo następowało także uaktywnianie timera tP2 w przypadku kolejnych kołysań, jeżeli powrót impedancji do strefy PSD następował w czasie krótszym od nastawionego tW. Jeżeli czas ten został przekroczony, wtedy ponownie aktywował się timer tP1 i przy szybszych kołysaniach nie następowało zadziałanie blokady kołysaniowej. Należy podkreślić, że czasy pobudzeń blokady kołysaniowej i czasy przebywania impedancji w strefach odległościowych, odczytywane z wewnętrznego rejestratora przekaźnika RED670, były zbieżne z czasami obliczonymi na podstawie parametrów charakterystyk impedancyjnych i parametrów trajektorii impedancji generowanej przez tester zabezpieczeń. Sprawdzono także działanie blokady kołysaniowej przy skokowym wejściu wektora

700 600 500

start

400

koniec

X [Ω/fazę]

300

PSD in PSD out

200

Strefa ZM01

ϕ=45°

Strefa ZM02

100

Impedancja ZR

0 -100 -200 -300 -500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

500

R [Ω/fazę]

Rys. 4. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy synchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02 (kąt nachylenia trajektorii: φ 45o)

700 600

start

500 400

koniec

X [Ω/fazę]

300

PSD in PSD out

200

Strefa ZM01

ϕ=15 3 °

100

Strefa ZM02 Impedancja ZR

-100 -200 -300 -500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

500

R [Ω/fazę]

Rys. 5. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy synchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02 (kąt nachylenia trajektorii: φ 135o)

600 500 400

start

koniec

300

3 200

X [Ω/fazę]

Oznaczenia w tabeli: φ – kąt nachylenia trajektorii impedancji do osi wartości rzeczywistych R dZ/dt – szybkość zmian impedancji w trakcie kołysania Δt PSD – czas przejścia impedancji przez charakterystykę PSD (wyznaczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t PSD set – czas pobudzenia blokady PSD odczytany z rejestratora przekaźnika RED670 (w nawiasie podano czas pobudzenia blokady PSD, obliczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t ZM01 set – czas pobudzenia strefy ZM01 odczytany z wewnętrznego rejestratora przekaźnika RED670 (w nawiasie podano czas przebywania wektora impedancji w strefie ZM01 obliczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t ZM02 set – czas pobudzenia strefy ZM02 odczytany z wewnętrznego rejestratora przekaźnika RED670 (w nawiasie podano czas przebywania wektora impedancji w strefie ZM02, obliczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t PSD out – czas przebywania impedancji poza charakterystyką PSD (czas pomiędzy kolejnymi kołysaniami wyznaczony na podstawie dZ/dt i kąta φ).

PSD in

100

PSD out

ϕ=25 2 °

Strefa ZM01

Strefa ZM02 Impedancja ZR

-100 -200 -300 -400 -600

-500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

R [Ω/fazę]

Rys. 6. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy synchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02 (skokowe wejście Zr w strefę PSD, kąt nachylenia trajektorii: φ 225o)

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

800 700 600 500

koniec

start

X [Ω/fazę]

400 PSD in PSD out

300

Strefa ZM01 Strefa ZM02

200

Impedancja ZR

100 0 -100 -200 -500

-400

-300

-200

-100

100

200

300

400

500

R [Ω/ fazę]

Rys. 7. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy asynchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02

impedancji w strefę blokady PSD. Przebieg trajektorii impedancji na tle charakterystyk impedancyjnych przekaźnika w trakcie tych badań przedstawiono na rys. 6. Po uruchomieniu testu przez określony czas impedancja pozostawała w punkcie start. Następnie wartość impedancji ulegała skokowej zmianie do pkt 1, leżącego pomiędzy zewnętrzną i wewnętrzną charakterystyką funkcji PSD. Po skokowej zmianie wartości wektor impedancji zaczynał przemieszczać się po trajektorii pomiędzy pkt 1 i 2 z zadaną szybkością dZ/dt. Po osiągnięciu pkt 2 następowała skokowa zmiana wartości impedancji do pkt 3, leżącego w strefie odległościowej ZM02. W pkt 3 wektor impedancji przebywał przez czas dłuższy od nastawienia dla strefy ZM02 i po tym czasie następowało kolejne skokowe przejście do punktu koniec. Badanie to wykazało, że blokada kołysaniowa zachowuje się poprawnie przy Test

skokowym wejściu impedancji w strefę PSD. Jeżeli czas przebywania wektora impedancji w strefie charakterystyki PSD był dłuższy od nastawionej wartości tP1, wtedy następowało uruchomienie blokady kołysaniowej i zablokowanie stref impedancyjnych przekaźnika. 3.2. Kołysania asynchroniczne Przebieg trajektorii impedancji w trakcie badań zachowania się przekaźnika RED670 przy kołysaniach asynchronicznych przedstawiono na rys. 7. Na rysunku widać także zdefiniowane strefy odległościowe oraz charakterystykę impedancyjną blokady PSD. W każdym teście generowane były trzy obroty asynchroniczne, które miały określoną szybkość zmian części rzeczywistej impedancji dR/dt. Trajektoria pomiędzy punktami start i koniec, po której porusza się wektor impedancji widzianej przez przekaźnik, ma kształt eliptyczny.

Obrót asynchr.

dR/dt [Ω/s]

∆t PSD [ms]

t PSD set t ZM02 set [ms] [ms]

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 > tP2

351 (345)

– (168)

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 < tP1

–

171 (168)

890

67 < tP1

–

258 (252)

1000

60 < tP1

–

231 (224)

III

1330

45 < tP1

–

174 (168)

800

75 > tP1

582 (575)

– (280)

1070

53 < tP1

–

198 (196)

III

800

75 > tP1

581 (575)

– (280)

t PSD out [ms] 506 < tW 438 < tW 506 < tW 738 > tW 490 < tW 438 < tW

Podobnie jak przy generowaniu kołysań synchronicznych, został przebadany także wpływ czasu przebywania wektora impedancji poza strefą PSD na uruchamianie timera tP2 dla kolejnych szybszych kołysań. Wszystkie testy wykonano przy zerowej wartości parametru tH. Po uruchomieniu testu wektor impedancji rozpoczynał wędrówkę z punktu start do punktu koniec, po trajektorii eliptycznej z określoną szybkością zmian części rzeczywistej impedancji dR/dt. Z punktu koniec do punktu start zmiana impedancji następowała skokowo. Od tego momentu ponownie wektor impedancji rozpoczynał drogę do punktu koniec po trajektorii eliptycznej z inną wartością dR/dt. Rozpoczynanie kolejnego obrotu asynchronicznego mogło być opóźniane przez pozostawienie wektora impedancji w punkcie start na określony czas. Przykładowe wyniki przeprowadzonych testów dla kołysań asynchronicznych zostały przedstawione w tab. 3. Oznaczenia w tabeli: dR/dt – szybkość zmian części rzeczywistej R impedancji w trakcie kołysania pozostałe oznaczenia jak w tab. 2. Na podstawie wyników z przeprowadzonych testów dla kołysań asynchronicznych zachowanie się blokady kołysaniowej PSD w przekaźniku RED670 należy ocenić pozytywnie. Działanie blokady odbywało się zgodnie z oczekiwaniami dla zdefiniowanych parametrów charakterystyki PSD. 4. Badanie działania blokady PSD w trakcie kołysań mocy wywołanych zakłóceniami w SEE na przykładzie węzła Żarnowiec Jedną z możliwości przeanalizowania zachowania się układów EAZ w trakcie zakłóceń w systemie elektroenergetycznym jest wykonanie badań symulacyjnych. Do tego celu trzeba wykorzystać program symulacyjny, Uwagi

Załączona funkcja PSD W trakcie każdego obrotu synchronicznego następuje pobudzenie blokady PSD, brak pobudzeń stref odległościowych

Załączona funkcja PSD Czas pomiędzy II i III obrotem asynchronicznym jest większy od czasu tw. Brak działania blokady PSD i zadziałanie strefy odległościowej

Załączona funkcja PSD Przy pierwszym kołysaniu ∆t PSD < tP1 – brak działania blokady PSD w trakcie wszystkich kołysań

790 > tW

Załączona funkcja PSD

790 > tW

Czas pomiędzy I i II obrotem asynchronicznym jest większy od czasu tw. Brak działania blokady PSD w trakcie II obr. asynchr. (∆tPSD < tP1)

Tab. 3. Wyniki badań blokady PSD w zabezpieczeniu RED670 w trakcie kołysań asynchronicznych. Nastawienia funkcji PSD: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 200 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0 s, tR2 = 4 s.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

CHL115

DUN415 BPL115

GNZ115

WEJ115

ZRC 115

SLK 415

OPI115

ZRC125 110 kV

TR1

TR2

250 MVA

Żarnowiec PSP

ZRC415

ZRC 425

400 kV 4x 179 MW 4x -200 MW

G4 GBL 415

GBL 425

OLM 415 GRU 415

Rys. 8. Schemat węzła elektroenergetycznego Żarnowiec (na podstawie modelu KSE użytego w programie symulacyjnym)

800

600

X [Ω/fazę]

400

Zr po ZW

200

Zr ZW Zr przed ZW PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/fazę]

Rys. 9. Przebieg trajektorii impedancji, mierzonej po stronie GN transformatora blokowego hydrozespołu ESP Żarnowiec, w trakcie kołysań synchronicznych wywołanych zwarciem 3f na szynach SLK415; czas trwania zwarcia 0,6 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 110 ms > tP1, tZM02_set = 580 ms > tZM02_trip = 100 ms (pobudzenie blokady PSD i zablokowanie stref odległościowych)

800

600

X [Ω/fazę]

400

Zr po ZW

200

Zr ZW Zr przed ZW PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/fazę]

Rys. 10. Przebieg trajektorii impedancji, mierzonej po stronie GN transformatora blokowego hydrozespołu ESP Żarnowiec, w trakcie kołysań synchronicznych wywołanych zwarciem 3f na szynach SLK415; czas trwania zwarcia 0,6 s; X1lnRv = 200 Ω, ΔtPSD = 0 ms < tP1, tZM02set = 580 ms > tZM02_trip = 100 ms (brak pobudzenia blokady PSD, pobudzenie i zadziałanie strefy odległościowej ZM02)

umożliwiający wykonanie obliczeń rozpływów mocy i obliczeń dynamicznych. Posiadając takie narzędzia oraz dokładny model rozpływowy i dynamiczny systemu elektroenergetycznego, można wykonać badania, które pozwolą zweryfikować działanie przekaźników impedancyjnych w trakcie zwarć i kołysań mocy. W związku z tym dla węzła wytwórczego Żarnowiec (rys. 8) zostały wykonane badania symulacyjne. W trakcie symulacji wykorzystano model KSE, który zawierał parametry statyczne i dynamiczne wszystkich węzłów i linii na poziome 400, 220 i 110 kV, transformatorów sprzęgłowych i rozdzielczych oraz bloków wytwórczych elektrowni systemowych. Przedstawione wyniki badań symulacyjnych ilustrują przebieg trajektorii impedancji widzianej przez zabezpieczenie odległościowe w przekaźniku RED670, w trakcie kołysań mocy wywołanych zwarciami 3-fazowymi w pobliskich liniach i węzłach elektroenergetycznych. Przebiegi te zostały pokazane na tle charakterystyk stref odległościowych i blokady kołysaniowej. Na każdym rysunku zaobserwować można impedancję ruchową Zr przed wystąpieniem zakłócenia (kolor zielony), przebieg impedancji Zr w trakcie zwarcia (kolor fioletowy) oraz trajektorię impedancji po likwidacji zwarcia (kolor brązowy). Przed wystąpieniem zakłócenia w ESP Żarnowiec pracowały dwa bloki w trybie generacji mocy o wartości 179 MW i -24 Mvar każdy. Na rys. 9 i 10 pokazane zostały przebiegi trajektorii impedancji, wywołane zwarciem 3-fazowym na szynach stacji SLK415 trwającym 0,6 s. Powstałe po zwarciu kołysanie ma charakter synchroniczny i jego trajektoria wchodzi w strefę ZM02 zabezpieczenia odległościowego na czas 580 ms. Czas pobudzenia jest dłuższy od nastawionego czasu wyzwolenia, który wynosi 100 ms. W takiej sytuacji strefy odległościowe przekaźnika powinny zostać zablokowane przez blokadę kołysaniową. W przypadku pokazanym na rys. 9 następuje pobudzenie blokady kołysaniowej, ponieważ czas przejścia impedancji przez strefę PSD w trakcie zwarcia wynosi 110 ms i jest dłuższy od czasu tP1 = 50 ms. Na rys. 10 widzimy sytuację, w której blokada kołysaniowa nie zostaje pobudzona, ponieważ wektor impedancji skokowo przechodzi przez strefę impedancyjną blokady. Parametr X1lnRv został tu nastawiony na zbyt dużą wartość. Na rys. 11 przedstawiony został przebieg impedancji wywołany zwarciem 3-fazowym, zlokalizowanym w połowie linii 400 kV, pomiędzy węzłami ZRC i SLK. Likwidacja zwarcia nastąpiła po 0,6 s, poprzez wyłączenie uszkodzonej linii. W tym przypadku dochodzi do asynchronicznych kołysań mocy – hydrozespoły pracujące w ESP Żarnowiec przechodzą do pracy asynchronicznej. Czas przebywania wektora impedancji w strefie blokady kołysaniowej wyniósł 240 ms i jest większy od nastawienia tP1, co powoduje pobudzenie blokady PSD i zablokowanie stref odległościowych. Brak działania zabezpieczenia odległościowego na skutek pobudzenia blokady kołysaniowej należy uznać za uzasadniony, ponieważ w przypadku pojawienia się kołysań asynchronicznych (utrata synchronizmu

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

5. Podsumowanie i wnioski Właściwy dobór parametrów blokad kołysaniowych w zabezpieczeniach odległościowych ma istotne znaczenie dla bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Przedstawione w artykule wyniki badań pokazują, że w trakcie kołysań mocy zabezpieczenia elektroenergetyczne w różny sposób mogą reagować na to samo zakłócenie w zależności od przyjętych nastawień. Niewłaściwe działanie zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy może doprowadzić do poważnej w skutkach awarii systemowej. Dobór nastawień w zabezpieczeniach impedancyjnych powinien być wykonany dla każdego bloku i węzła elektroenergetycznego niezależnie, z uwzględnieniem różnych możliwych konfiguracji sieci oraz parametrów układów regulacji. Tego typu analizy najłatwiej i najtaniej wykonać na podstawie badań symulacyjnych. Z przeprowadzonych badań można wyciągać także wniosek, że przekaźniki odległościowe powinny mieć możliwość niezależnego definiowania charakterystyk blokad kołysaniowych dla stref odległościowych skierowanych do przodu i do tyłu. W obecnie pracujących przekaźnikach impedancyjnych, zainstalowanych m.in. w polach blokowych w przyelektrownianych stacjach WN, zdefiniowane strefy pomiarowe są skierowane w stronę systemu, jak i w stronę elektrowni. W takiej sytuacji charakterystyka blokady kołysaniowej obejmuje wszystkie strefy. Przedstawione wcześniej wyniki symulacji pokazują, że w przypadku zwarć w systemie wektor impedancji skokowo pojawia się w miejscu, w którym zdefiniowane są strefy skierowane w kierunku systemu (strefa III, IV i V). W trakcie przedłużającego się zwarcia 3-fazowego trajektoria impedancji, w czasie krótszym od 0,5 s, przechodzi do I i II ćwiartki na płaszczyźnie R-X i w efekcie może pobudzić strefy odległościowe skierowane w stronę bloku. W związku z tym, że wektor impedancji skokowo przeszedł przez charakterystykę blokady PSD, nie następuje jej pobudzenie i w efekcie blok może zostać wyłączony przez

800

600

X [Ω/fazę]

400

Zr po ZW

200

Zr ZW Zr przed ZW PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/fazę]

Rys. 11. Przebieg trajektorii impedancji, mierzonej po stronie GN transformatora blokowego hydro-zespołu ESP Żarnowiec, w trakcie kołysań asynchronicznych wywołanych zwarciem 3f na linii ZRC-SLK (zwarcie w odległości 50% od węzła ZRC); czas trwania zwarcia 0,6 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 240 ms > tP1, tZM02set = 140 ms > tZM02_trip = 100 ms (pobudzenie blokady PSD i zablokowanie stref odległościowych)

800

600

400

X [Ω/fazę]

generatorów) wyłączenie bloków powinno zostać zrealizowane za pomocą dedykowanego do tego celu zabezpieczenia od poślizgu biegunów. Zabezpieczenie to wysyła impuls na otwarcie wyłącznika blokowego, przy odpowiednim najkorzystniejszym kącie obciążenia δ, po zadanej liczbie obrotów asynchronicznych. Kolejny przykład kołysań asynchronicznych, wywołany zwarciem 3-fazowym, pokazany został na rys. 12. W tym przypadku zwarcie wystąpiło na jednym torze linii 400kV ZRC-GBL. Zostało ono zlikwidowane po 0,4 s przez wyłączenie uszkodzonego toru. Tutaj jednak blokada kołysaniowa nie zadziałała, ponieważ impedancja w trakcie zwarcia skokowo przeszła przez charakterystykę PSD. Brak pobudzenia blokady powoduje zadziałanie strefy odległościowej i wysłanie impulsu wyłączającego przed zabezpieczeniem od poślizgu biegunów. Taką sytuację należy uznać za nieprawidłową. Gdyby parametr X1lnRv był ustawiony na mniejszą wartość, wtedy w trakcie zwarcia impedancja znalazłaby się w strefie PSD i nastąpiłoby zadziałanie blokady.

Zr po ZW

200

Zr ZW Zr przed ZW PSD in

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

200

400

R [Ω/fazę]

Rys. 12. Przebieg trajektorii impedancji, mierzonej po stronie GN transformatora blokowego hydro-zespołu ESP Żarnowiec, w trakcie kołysań asynchronicznych wywołanych zwarciem 3f na jednym torze linii ZRC-GBL (zwarcie w odległości 20% od węzła ZRC); czas trwania zwarcia 0,4 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 0 ms < tP1, tZM02set = 200 ms > tZM02_trip = 100 ms (brak pobudzenia blokady PSD, pobudzenie i zadziałanie strefy odległościowej ZM02)

strefy I i II skierowane w kierunku elektrowni, mimo że zwarcie miało miejsce w systemie elektroenergetycznym. Przed takim zbędnym działaniem przekaźnika odległościowego można by się ustrzec, gdyby blokadę PSD można było niezależnie zdefiniować dla stref skierowanych w stronę bloku i w stronę systemu. Mając taką możliwość, należałoby tak dobrać parametry charakterystyki blokady kołysaniowej, aby przylegała ona jak najbliżej do stref odległościowych skierowanych w daną stronę. Należy także podkreślić, że przeprowadzone badania obiektowe przekaźnika RED670 produkcji firmy ABB wykazały prawidłowe zachowanie się funkcji odległościowych w trakcie generowanych kołysań mocy. Blokada kołysaniowa pobudzała się zgodnie z oczekiwaniami przy danych nastawieniach i parametrach kołysań. Nie stwierdzono odstępstw od deklarowanego przez producenta algorytmu działania blokady PSD.

Bibliografia 1. ABB, Technical reference manual. Line differential protection IED RED 670, Document ID: 1MRK505183-UEN, Issued: December 2007. 2. ABB, Application manual. Line differential protection IED RED 670, Document ID: 1MRK505186-UEN, Issued: January 2008. 3. ABB, Technical reference manual. Line distance protection IED REL 670, Document ID: 1MRK506275-UEN, Issued: December 2007. 4. ABB, Application manual. Line distance protection IED REL 670, Document ID: 1MRK506278-UEN, Issued: December 2007. 5. Bakoń T. i in., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej, Etap I, Instytut Energetyki, Warszawa 2010.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

6. Dobrzyński K., Klucznik J., Lubośny Z., Zabezpieczenia impedancyjne bloków energetycznych przy zwarciach bliskich, materiały XIV Ogólnopolskiej Konferencji „Z abezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce”, Warszawa-Józefów, 19–21 października 2011. 7. Dytry H. i in., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie

stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej, Etap II, Instytut Energetyki, Politechnika Gdańska, Warszawa 2011. 8. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005.

9. Smolarczyk A., Sposoby nastawiania impedancyjnych blokad przeciwkołysaniowych stosowanych w zabezpieczeniach odległościowych, materiały XV Międzynarodowej Konferencji Naukowej „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce”, Gdańsk-Jurata, 8–10 czerwca 2011.

Maciej Łosiński

dr inż. Elektrownia Wodna Żarnowiec e-mail: e-mail: m.losinski@ewz.pl Po ukończeniu studiów na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej rozpoczął pracę w Elektrowni Wodnej Żarnowiec (1998). Obecnie zajmuje tam stanowisko kierownika Wydziału Automatyki i Zabezpieczeń. Stopień doktora nauk technicznych zdobył na swoim macierzystym wydziale (2005). Jego zainteresowania naukowe koncentrują się wokół zagadnień związanych z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową oraz modelowaniem i analizą pracy systemów elektroenergetycznych, ze szczególnym uwzględnieniem problematyki regulacji napięcia i rozpływu mocy biernej.

Jacek Klucznik

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

Selectivity of power system protections at power swings in power system

Author Jan Machowski

Keywords power system protection, power swings, selectivity

Abstract The paper discusses out-of-step protection systems such as: generator pole slip protections, out of step tripping protections, distance protections of step-up transformer, distance protections of transmission lines and transformers, power swing blocking, and special out-of-step protection. It is shown that all these protections make up a protection system, to which a setting concept uniform for the entire power system has to be applied. If a power system is inappropriately equipped with these protections, or their settings are inappropriate, they may operate unselectively, thus contributing to the development of power system blackouts. In the paper the concepts for a real power system are given for the two stages: target stage fully compliant with selectivity criteria, and transitional stage between the current and target stages.

1. Introduction Disturbances in the forms of short-circuit and outage of any network element result in the electrical and mechanical power unbalance in the power system, and thus in synchronous generator rotor swings against the synchronous speed [4, 5]. The generator rotor swings are accompanied by changes in the generator electromotive force angles, which produces electrical power swings in the power system and accompanying changes in the electrical values measured by power system protections [7]. In special cases these changes may cause undesired operations of the protections, and unnecessary tripping of power system components. Analyses of protection operations during power system black-outs that have occurred in recent years in various countries around the world induce experts in this field to revise some of their views on power system protection coverage and its setting principles. An important and relevant issue is the development of comprehensive recommendations to ensure selective automatic relay protection system response during power swings and the conditions of significant reduction in voltage and/or of considerable frequency deviation. Examples of studies on power swings are reports [8–11] and papers [12–15]. The following text is based on report [16], commissioned by PSE Operator.

Electric power swings result from generator power angle changes during mechanical rotor oscillations caused by an imbalance of the electric and mechanical power of the generating unit. The simplest way to explain it is based on the simplest model of the power system consisting of the generator – infinite bus model (fig. 1). In this model the power system is treated as a infinite behind an equivalent bus with a constant voltage source impedance. The generator is represented by its electromotive force . The transmission system impedance includes the transmission line impedance and power system equivalent impedance, as well as the generator impedance. For further consideration the relay point is located at the beginning of the transmission line.

Fig. 1. Equivalent circuit of the analysed system (EPS – electric power system)

2. Power swings Power swings can be divided into synchronous (synchronous generators do not lose synchronism) and asynchronous (synchronous generators lose synchronism). 96

For the considered model: and . Given that and , can easily be demonstrated [16] that, at the relay point both voltage , and

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

current are nonlinear (trigonometric) functions of the power angle , i.e. angle between the phasors of the generator electromotive force and of the voltage of the infinite bus. Thus, all other electrical quantities measured at the relay point are also nonlinear functions of the angle . Waveforms of some of these quantities are shown in fig. 2.

Circle intersects the line between points A and B at point D. Point D falls in the middle of the asynchronous rotation and corresponds to angle , that is the phases opposition of both source voltages and . The point D coordinates are given by:

Z(t) B

P 0

δ 2π

U cos ϕ

Za A

Fig. 2. Selected quantities as the functions of power angle

Fig. 3. Trajectory of impedance

The largest changes in electrical quantities occur in the case of asynchronous swings, during which angle changes in the full range, that is from 0 to . Active power reaches its maximum at , and zero at , as well as at all multiplicities of . Current reaches its maximum in the middle of the asynchronous rotation, that is, . Signal measured at the relay point in a wide range around the middle of the asynchronous rotation decreases as angle increases. Of particular importance for the distance protection performance analysis are changes in impedance , measured at the relay point during power swings. It can be shown [7, 16], that at constant source voltages during asynchronous swings the trajectory of impedance , measured by the relay, has a circular shape (fig. 3). For any point P on trajectory : and , while are the equivalent impedances of the transmission system, seen from the relay installation place. Point P is the locus of the points the distances of which from points A and B are in fixed ratio corresponding to . The centre of the circle is at point C. Coordinates (a, b) of the circle centre, and the circle radius are given by: ,

(1) The impact of transmission system parameters on the circle location relative to the complex plane coordinate axes, and on the trajectory rotation direction has been thoroughly analysed in [16].

measured by the relay

;

(2)

where and . It can be shown [16] that the squared voltage at the relay installation point as a function of the power angle is the shifted up cosine given by:

(3)

Examples of this relationship for three values of are shown in fig. 4. Of particular importance is the case where , that is, when: or

(4)

Such a place in a transmission system, which meets condition (4), is called the power swing centre. The squared voltage’s dependence on the power angle in the power swing centre in fig. 4 is illustrated by the curve marked the voltage at power swing centre decreas 1. At angle ases to zero. This follows from formula (3). At and the expression in square brackets is equal to zero, i.e. the squared voltage, and therefore the voltage, are also equal to zero.

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

U2 3 2 1 0

δ π

2π

Fig. 4. Squared node voltage as a power angle function for various node locations (various )

Fig. 5 illustrates a physical interpretation of the fact of voltage decrease to zero in the power swing centre at the phase opposition. On both sides of the segment corresponding to reactance the electromotive forces are set in phase opposition, and , respectively. Their ends are connected by a straight line. This line sets the voltages at different points in the transmission system. A voltage is equal to zero if there are proportions , that is , which corresponds to condition (4) obtained from formula (3), assuming that the voltage is equal to zero. When power swings are synchronous, impedance trajectory does not complete the whole circle and reverses at a change in the swing sign. A change in source voltages forced by voltage control during a transient state changes both the circle centre location and the circle radius. A change in power system parameters resulting from rotor swings of many generators also has a similar effect. As a result, with accurate power system modelling, the impedance trajectories may have very sophisticated shapes. Such examples are given in [16]. Despite the impact of control and interference from other generators on the shape of impedance trajectory , in the case of loss of synchronism the trajectory always runs across line AB that is close to the imaginary axis, as is assumed in the ideal performance of the relays that identify asynchronous operation.

Fig. 5. Voltage distribution along transmission system at the instant of electromotive force phase opposition

4. Generator pole slip protection The measurement point for generator pole slip protection is the generator terminals (fig. 6). Impedance to the left of the measurement point corresponds to the generator’s transient reactance . Impedance to the right of the measurement point consists of the impedance of the step-up transformer and system equivalent impedance . The entire transmission system can be divided into two zones. Zone 1 includes the generator and step-up transformer, and zone 2 the rest of the power system, i.e. the transmission network and all other generators in the system. Depending on the system equivalent impedance at given values and , the swing centre may fall in zone 1 or zone 2.

3. Special out-of-step protection In order to improve power system resistance to disturbances, a variety of stability improvement measures can be applied. Most of them employ automatic regulators of generating units [4, 5] and FACTS devices [4, 5, 17]. One of the simplest ways to save the synchronism after a shortcircuit in the vicinity of a large power plant is the automatic tripping of some generators operating on a common bus, also referred to as special out-of-step protection (SOSP). The SOSP consists in saving, at the cost of some generators’ tripping, the synchronism of those remaining in operation. Generally there are two SOSP types: preventive and restitutive. These issues are discussed in detail in articles [18, 19] and books [4, 5]. 98

Fig. 6. Equivalent circuit and phasor diagram of the analysed system

The fact that in the course of an asynchronous rotation of synchronous generator rotor the impedance trajectory intersects line AB in the middle of the asynchronous rotation (fig. 3), allows identification of the asynchronous rotation using

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

impedance measurement. The protection device is given characteristics covering line AB. Examples of three characteristics are shown in fig. 7. In the solution shown in fig. 7a the characteristic is the offset mho type derived from circular characteristics 3 by cutting it off from the rest of the circle by two linear characteristics 1 and 2. In the solution shown in fig. 7b the characteristic has the shape of the symmetrical lenticular type formed by two circles. In the solution shown in fig. 7c the characteristic has the shape of an asymmetrical lenticular formed by two circles. Also other shapes of the characteristics are in use, for example consisting of two lenticulars, one inserted in the other [11], or rectangular characteristics. The protective device algorithm identifies a pole slip (asynchronous rotation) when impedance trajectory has passed the device characteristic, starting from its left side, and has left it without changing its direction on the other side. The moment of crossing line AB corresponds to half of the asynchronous rotation, i.e. angle . In the asymmetrical lenticular characteristics (fig. 7c) its right circle is the locus, from which segment AB is seen at angle , whereas its right circle is the locus, from which segment AB is seen at angle . When the impedance trajectory passes through the right circle, a warning signal is generated, which indicates that the power angle has exceeded a set point . When then the impedance trajectory has crossed line AB and without changing its direction passes through the left circle corresponding to angle , a signal is generated, which indicates that the asynchronous rotation has been completed. Generator tripping is triggered when a preset number of pole slips (asynchronous rotations) has been identified. The tripping signal is generated when the trajectory is passing the left side of the characteristic. No tripping signal is generated when the impedance trajectory is passing line AB. This is due to the fact that the line corresponds to the power angle , at which generator tripping is quite difficult (the largest current – fig. 2, and a large torsional torque on the shaft [4]). In order to alleviate the tripping conditions the tripping signal is delayed to angle . An advantage of the asymmetrical lens characteristic is the ability to set different warning and tripping angles. In the characteristics shown in fig. 7, at the point corresponding to the impedance of the step-up transformer , an additional line 4 is drawn perpendicular to line AB. This line allows determining whether during an asynchronous rotation the power

Fig. 7. Three types of pole-slip protection characteristics: (a) offset mho type; (b) symmetrical lenticular type; (c) asymmetrical lenticular type. Figure based on [4].

swing centre is in zone 1 or zone 2, that is whether the power swing centre is within the generator and step-up transformer impedance, or within the system equivalent impedance, which is inside the transmission network. The asynchronously running generator is tripped after a preset number of asynchronous rotations, called the number of cycles. For each zone a different number of cycles can be preset, upon which the generator is tripped. If during a loss of synchronism the power swing centre falls within the generating unit impedance (zone 1), it is recommended to switch off the asynchronously running generator immediately upon the first asynchronous rotation identification. This can be justified by the following facts: 1. If the power swing centre falls within the generating unit impedance (fig. 6), this means that system equivalent impedance is smaller than the generating unit impedance . In this case, at the phase opposition of source voltages the current of the asynchronous operation can be greater than the short-circuit current at the step-up transformer terminals. Generating units are designed so as to withstand a three-phase short circuit at the step-up transformer terminals. So in this case the current of the asynchronous operation may be too excessive for the generator and the asynchronous operation must be disrupted as soon as possible. 2. If the swing centre falls within the generating unit impedance, the out-of step tripping protections in the transmission network identify the swing as far out of their range and may not activate. Therefore, they will not split the network into islands. So there is no reason to wait for tripping the asynchronously running generating unit. If the swing centre falls within a transmission network (zone 2), 2–4 asynchronous rotations are acceptable. This is justified by the following facts: 1. If the swing centre falls inside the network (fig. 6), this means is smaller than genethat system equivalent impedance rating unit impedance . In this case, at the phase opposition of source voltages the current of asynchronous operation is smaller than the short-circuit current at the step-up transformer terminals, and is not such a great threat as in the previous case. 2. If the swing centre falls in the transmission network, this means that some out-of-step tripping protections of the network will identify the swing as close and within their range, so they could activate. If there are out-of-step protections in the network (designed to split the network), before possible tripping of asynchronously running generator an opportunity should be first given for the network protections to activate and enable possible resynchronisation of generators inside the islands, into which they’ll split the system. The main reason why, in the case of asynchronous operation with the swing centre inside the network, the tripping of generators in the asynchronous operation is delayed to 2-4 asynchronous cycles, is waiting for possible activation of network splitting by out-of-step tripping protection installed in the network. If there 99

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

are no out-of-step protections in the network, there is no reason to wait, and the asynchronously running generators may also be tripped during the first asynchronous rotation. Recommended numbers of asynchronous cycles set in pole slip protection are given in tab. 1. The above recommendations relate to power plants without SOSP or with preventive SOSP. If there is restitutive SOSP, which in its operating principle allows one asynchronous rotation, then before generator tripping by pole slip protections an opportunity should be given for the SOSP to activate before the pole slip protection activation. In this case, the number of cycles should be set at one cycle more than in the above table (tab. 1). There are no restuitutive SOSP in Poland yet, but only preventive SOSP. No case of restitutive SOSP is discussed here in order to avoid unnecessary complexity of the issues presented.

–

Power plant without SOSP or with preventive SOSP

Power swing centre location

within generating unit impedance, i.e. zone 1 (inner)

Number of cycles

inside transmission network i.e. zone 2 (outer) with out-of-step tripping protections in the network

with no out-of-step tripping protections in the network

2–4

1–2

measured. If there is a short circuit in the measurement zones range, the duration of the trajectory passage between B and F is very short. The blocking is not activated. If there is a power swing, the trajectory passage between B and F takes significantly longer, and the blocking is activated. Power swing blocking based on the above operating principle has significant drawbacks. In an unbalanced state, such as single-phase automatic reclosing, large and slow changes in impedances can develop, threatening the blocking activation. To avoid unnecessary power swing blocking activation in unbalanced states, the phase symmetry, which is typical for post-fault states with power swings, is introduced as blocking activation criterion. Power swing blocking can be erroneously activated also during a developing high resistance short-circuit, whereby slow impedance changes can be mistaken for power swings. To prevent the problems with developing high resistance short-circuits, trajectory smoothness tracking is introduced for selected signals in new digital power swing blocking solutions. If these trajectories are not smooth enough, the swing blocking is not activated.

Tab. 1. Recommended number of asynchronous cycles before generator tripping, by [16]

5. Distance protections and their power swing blocking Distance protections operate by measuring short-circuit loop impedance. They are quite commonly used for high-voltage transmission lines and step-up transformers of the generators. If the swing centre is sufficiently close to the place of a distance protection installation, then during power swings impedance trajectory can enter the protection’s measuring zones and can cause an unnecessary tripping of a protected power system component.

5.1. Power swing blocking Examples of impedance trajectory encroachment to distance protection zones are shown in fig. 8. During asynchronous swings (fig. 8a) impedance trajectory passes in a large radius arc through the first and second measurement zones. During synchronous swings (fig. 8b) trajectory enters the first zone, and in point M it returns, since in this point the slip sign changes. In both cases the protection can be activated at the first zone response time. To avoid unnecessary tripping during power swings, power swing blocking may be applied. Power swing blocking operation is explained in fig. 8. Outside the fault detector zone F, at an appropriate distance characteristic B is added, and the duration of the trajectory’s passage between these characteristics is 100

Fig. 8. Encroachment by the impedance trajectory to the distance protection zones during (a) asynchronous power swing, (b) synchronous power swing

The blocking principle shown in fig. 8 can also fail in the case of the short-circuit with long duration (delayed clearing), and after development of large angle changes during such short circuit. This is illustrated in fig. 9. The considered impedance trajectory refers to the protection at the beginning of line L2 and short-circuit in line L1. Upon a short-circuit, the trajectory jumps to the fourth quadrant to point F1 and during the short-circuit moves to point F2. After elimination of the short-circuit the trajectory jumps to point P, which is inside the second measurement zone. Further on, the trajectory moves to the first zone, to point M. The protection is activated at the first zone response time, and healthy line L2 is unnecessarily switched off. Power swing blocking is not activated, because after elimination of the short-circuit the trajectory has stayed withifig 10n characteristic B. There was no trajectory transition between characteristics B and F, which is essential for blocking operating principle. To avoid such difficulties, report [16] recommends that, where swing blocking is used, no long distance protection ranges should be selected, and fault detector F should be set as close

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

and a new short-circuit develops, these additional criteria will immediately release the blocking signal and the protection will carry out its function based on impedance characteristics. If there is no new short-circuit, the blocking signal is removed upon the exit of impedance from protection characteristics.

5.1.1. Adjustable unblocking time

Fig. 9. Illustration of power swing blocking failure, (a) simple transmission system diagram, (b) example of impedance trajectory in the case of short circuit and synchronous power swing

to measurement zones as possible. This reduces the possibility of blocking failure, but does not eliminate it completely. Some manufacturers of new digital swing blocking solutions supplement their impedance algorithms of swing detection with tracking of changes in other signals, such as the derivative of signal , the dependence of which on the power angle was shown in fig. 2. Owing to the implementation of additional power swing identification algorithms (also known as power swing logic), the new digital swing blocking solutions are more reliable than the traditional blocking based only on the duration measurement of the passage between characteristics B and F. But no power swing blocking can be considered fully reliable. For this reason, where power swing blocking is applied and its set points are selected the risk of its failed or redundant activation has to be taken into account. Power swing blocking signal (distance protection activation blocking) is removed after the occurrence of at least one of the following events: 1. Impedance trajectory exits protection characteristic (fig. 9). 2. Preset time, referred to as unblocking time, elapses. 3. During swings a new short-circuit develops inside the measurement zones, and is recognized by an additional criterion in the distance protection logic (new digital protection solution). In a typical case, the blocking signal is removed by the exit of impedance trajectory from the protection characteristics. The unblocking time was used in electromechanical distance protections, and has been transferred also to digital distance protections. The reason for applying the unblocking time was to release the distance protection function in the event of power swings occurring in the power system of a new short-circuit that requires elimination. In the new distance protection solutions the unblocking time feature becomes questionable, since these protections, in addition to impedance measurement, also have additional short-circuit detection criteria. If during power swings is within the measurement zones, the impedance trajectory

One of the parameters set in the power swing blocking functions is unblocking time. This is the time after which the blocking is removed, regardless of other criteria. The lower unlocking time limit can be estimated on the basis of the time for which impedance trajectory stays within the distance protection zones during typical asynchronous or synchronous power swings. For distance protection selectivity the unblocking time cannot be shorter than the duration of the impedance trajectory stay within the measurement characteristics during typical power swings in the power system. Otherwise, there may be an unnecessary tripping due to power swings in the power system. No estimate of the duration of the trajectory stay within the distance protection characteristic, based on part of the typical swing period, gives the real value, because the speed of movement in the impedance plane is not constant. For some power angles at the same rotor slip the impedance change rates are high, and for some others low. This can be justified as follows.

R δ 0

2π

∂R ∂δ

Fig. 10. Resistance measured at relay point, and its derivative, as power angle functions

movement in protection The speed of impedance trajectory measurement zones is determined by its speed along the horizontal axis, i.e. the resistance change rate. This speed is given by:

where:

is the slip, and derivative

(5)

is given by 101

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

(6)

An example of the resistance measured by a relay as a power angle function is shown in fig. 10. It reaches zero at the power angles equal to a multiplicity of . Characteristic is the steepest near small angles, and quite flat near the angles close to . Therefore, near angle its derivative assumes small values. According to formula (5) it means that in the vicinity of large power angles close to , at the same slip , the time derivative of the resistance is lower than at low (but not zero) power angles. Change rate along trajectory is not constant and depends on the slip at the time, and on the power angle. In asynchronous swings in the half of asynchronous rotation, near the imaginary axis, slip is always large, and despite the small the time derivative reaches quite high values there. This means that in asynchronous swings trajectory quickly passes through distance protection characteristic, and no long stay of trajectory within the distance protection characteristics can be expected. In synchronous swings it can be expected that trajectory will stay quite long within the distance protection characteristics. This is due to the fact that in these swings both factors in formula (5), which determines the rate , are small: a) all along trajectory within the protection characteristics the slip is small, since in the trajectory turning point (fig. 8) slip must change its sign, i.e. first it decreases from positive values to zero, and then gradually increases its negative value b) within distance protection characteristic the power angles are large and close to , so therefore derivatives are small (fig. 10). In synchronous swings the impedance trajectory can stay within distance protection characteristics much longer than in asynchronous swings. Based on the results of computer simulation of the duration of the impedance trajectory stay within distance protection zones, it was determined in report [16] and tutorial [6] that the unblocking time should not be shorter than 2 ÷ 5 s for transmission lines inside a power system, and 5 ÷ 10 s for tie-lines connecting the subsystems of an interconnected power system.

5.1.2. Infinite unblocking time In some new digital distance protections a user cannot adjust the unblocking time, and by default it is set to infinity. The blocking signal is removed only when impedance trajectory leaves protection characteristic, or when additional criteria identify a new short-circuit. Unfortunately, algorithms of short-circuit identification during power swings in a power system are subject to trade secret protection, and on the basis of vague descriptions it cannot be established how reliable their performance is. The author of this paper recommends performing laboratory tests of dynamic behaviour of such protections for a variety of waveforms obtained from power system simulations or actual disturbance records. 102

If it turned out that distance protections of the type discussed here respond properly to short-circuits during power swings, then testing their behaviour under heavy overloads in transmission network would also be worthwhile, as discussed in the next section.

5.1.3. Power swing blocking behaviour during network overloads Many system failures in the world resulted from unnecessary distance relays tripping during strong operating overloads. If a transmission line is heavily overloaded, and the power system operates at lowered voltages, then distance protections (especially of very long lines) can be activated in their measurement areas, and can unnecessarily switch off the overloaded line (i.e. a line important for the power system’s performance). As a result of such unnecessary switching off, the load moves off to the other, still operable, lines. Also these lines’ protections may trip, and a sequence develops of switching off, called cascading outages. This usually leads to a system blackout. For years scientists and engineers have contemplated how to avoid unnecessary distance relay interventions during heavy operating overload. It turns out that with help power swing blocking systems with infinite unblocking time may come here. Such a system recognises the slow load increase and the accomtrajectory to protection panying slow entry of impedance characteristics as a slow power swing and blocks the distance protection. During overload impedance trajectory does not leave the measurement zones, the protection is disabled, and there is no unnecessary tripping. Unless additional criteria find a fault in an overloaded line. Modern multi-criteria distance protections with power swing blocking systems with infinitely long unblocking time may be insensitive to operating overloads of the protected lines. It would be worthwhile performing laboratory tests to verify this statement. If it turned out that indeed protections of this type were resistant to overloads and also reliably identify short -circuits during power swings or operating overloads, the protections should be endorsed, and these features entered to requested standards.

5.2. Generating unit protections Impedance generator protection is supplied from current transformers of the generator (fig. 11) and has Mho-type circular characteristics, or rectangular characteristics, symmetrical with respect to the coordinate system. These shapes result from the fact that at such protection location cutting off the impedance plane’s third quadrant with a directional element is not necessary. The zone impedance ranges are as shown in the discussed figure. This protection is a backup for differential protections and its first zone has a slight delay in relation to the differential protection response time. From the power swings perspective this protection is fast enough to unnecessarily trip the generator during synchronous and asynchronous power swings alike. If in a power plant the swing centre is within the generating unit trajectory may impedance, then during swings impedance

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

enter the impedance protection zone (curves 1 and 2 in fig. 11). This protection can completely shut down the generating unit (e.g. for an internal short circuit). In the case of asynchronous swings (curve 1) such tripping by an impedance protection would mean an unnecessary outage of the entire unit. From the loss of synchronism perspective the unit’s isolation would suffice. In the case of synchronous swings (curve 2) the impedance protection tripping would be completely unnecessary. If the swing centre falls within the generating unit impedance, the generator impedance protection should be provided with power swing blocking that effectively disables it at synchronous and asynchronous swings. The task of generator tripping at loss of synchronism should be entrusted to the pole slip protection, adjusting the generator tripping angle to the on-off switchgear capacity, and the number of asynchronous cycles applied to the concept of the applied out-of-step automatic controls and the network splitting out-of-step protections (tab. 1). It should be noted that for large generators an impedance protection is mandatory (required in the set of protections). For this reason, when choosing protection devices for large generators, the following facts are worth checking: a) if for the power plant, with all power output lines connected, the swing centre may fall within the generating unit impedance, and if YES, then: b) make sure that the device selected for this plant has the swing blocking feature for generator impedance protection. In a plant with poor network connections, even with all power output lines connected, the swing centre may fall in the network, which is outside the generating unit impedance. In this case, at loss of synchronism the impedance trajectory will not enter the generator impedance protection’s fast zone, and the protection device does not have to have the power swing blocking feature. Another protection relevant from the point of view of power swings is distance protection of the generating unit, supplied from current transformers of the step-up transformer (fig. 12). The protection’s first zone covers the entire step-up transformer and part of the generator. It is a back-up protection for differential protections. Normally no additional time delay is set for this zone. The distance protection’s second zone is directed towards the network and covers primarily the power plant busbars and the power output lines’ initial segments. This is the generating

unit’s basic protection against external short-circuits. This zone has a time delay adjusted to the offset from the first zone of the power output lines’ distance relays. The distance protection zones facing the step-up transformer and the generator are fast enough to unnecessarily trip the unit during synchronous and asynchronous power swings alike if the power swing centre falls within the generating unit impedance. If the swing centre falls in a transmission network but close to a power plant’s busbars, then the network facing the second

Fig. 12. Generating unit distance protection

zone may also cause the unit’s unwanted tripping, in particular in the case of deep synchronous swings, for which the impedance trajectory returns within the distance protection zone and remains there for longer than the zone’s delay time. A generating unit distance protection should have the power swing blocking feature that effectively disables it at synchronous and asynchronous swings, in the zones set towards the generator and towards the network alike. This distance protection may be implemented by protection devices of the same type as for transmission lines. Some generator protection devices, however, have their own distance protection features with power swing blocking.

5.3. Transmission network protections Distance relays in transmission networks protect transmission lines and network transformers. All these protections can be activated at asynchronous or deep synchronous power swings. In order to better illustrate this fact fig. 13 shows a two-machine equivalent power system model, in which two transmission links are identified. The first link consists of two lines L1 and L2. The second link is made up of two lines L3 and L4 and two auto-transformers AT1 and AT2. If power swings develop between the L1 AT1

Fig. 11. Generator impedance protection

AT2

Fig. 13. Two transmission links consisting of lines and auto-transformers 103

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

two parts of the power system, they will have an impact on the distance protections of the lines and auto-transformers. From the power swing and power swing blocking perspective it’s all the same whether the network component is a line or transformer. In a transmission line the three first distance protection zones are relevant from the power swing and power swing blocking perspective (fig. 14a). Relevant in a transformer are the zones facing the transformer impedance, as well as the reverse zone (or zones) facing the substation busbars (fig. 14b). (a)

transformer distance protections near cross-section A1-A1 are exposed to an unwanted response to asynchronous swings. In the second case (Fig. 15b), at a short circuit in point F2 the system breaks down into two asynchronous subsystems, separated by cross-section A2-A2. In this case, first and foremost the line and transformer distance protections near cross-section A2-A2 are exposed to unwanted response to asynchronous swings. Protections and their power swing blocking features must be so engineered and manufactured as to function properly at short-circuits in all possible locations. Network locations, where power swing blocking devices must (a)

(b) A1

(b)

F1 F2

Fig. 14. Zones of distance protections (a) line (b) transformer

Most publications on distance protections of lines and transformers refer primarily to the application of power swing blocking only for the first and second zones, assuming that the third zone response time is too long for unnecessary tripping due to there being no zone blocking feature. Simulation tests and operational experience show, however, that this view is wrong. Lack of the power swing blocking feature in the third distance protection zones can cause power system blackouts. An example of such blackout is reported in [16]. In HV substations with double busbar system distance protections, non-directional or with two counter facing zones, are installed in the couplings between the busbars. If after a disturbance a station’s busbars are near the swing centre, then the distance protection in the coupling may be activated and the busbars will be unnecessarily split. This disruption is not too serious; nevertheless, the station busbars splitting during power swings should be regarded as a non-selective protection response. The next problem is the selection of swing blocking locations, or of transmission network elements (lines and transformers) for protection with the swing blocking feature. In mashed network it is difficult to determine in advance where the swing centre it will be, and in which network component protections the impedance trajectory may enter measurement zones. In mashed network the power swing centre position and the impedance trajectory course depend heavily on the fault location. The fault location affects the synchronous swing amplitudes of individual generators, or which generators assume at asynchronous power swings the operation asynchronous relative to the other generators. This is illustrated in fig. 15. In the first case (Fig. 15a), at a short circuit in point F1 the system breaks down into two asynchronous subsystems, separated by cross-section A1-A1. Here first and foremost the line and 104

Fig. 15. Impact of the short-circuit location on power swing centre position

be installed or power swing blocking features must be activated, can be determined using multiple-case analysis of the power system dynamic behaviour under the influence of short-circuits in various locations in the system. These simulations must be performed using a power system transient stability programme that enables tracking the trajectory of the impedance measured by distance protections, and modelling of distance protection characteristics. As for the need for such analyses, all experts are in agreement, especially in light of the actual blackouts, in which the unwanted distance relay tripping role was important.

5.4. Distribution network protections There is a fairly common belief that power swing blocking features of distance protections refer mainly to transmission networks, and are irrelevant to distribution networks. Report [8] developed by a IEEE working group points out, however, that this view is not correct, and also some distribution network nodes should

Fig. 16. Distribution network supplied from a transmission network node close to power swing centre

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

be taken into account in power system simulation studies. This is especially true as regards distribution network nodes supplied from transmission network nodes located near the swing centre, as shown in fig. 16. If power swings develop in a transmission network, and a given node is close to the swing centre, then at some point in time the node voltage drops to near zero, which means a decrease in the impedance measured by distance protections in distribution network lines. As a result, the lines may be unnecessarily shut down if they are not provided with power swing blocking.

Similarly to the generator pole slip protection (fig. 7) in this network protection (fig. 17) the range is divided into close and distant zones. For this purpose the inner area is divided with two lines into two areas, identified with numbers 3 and 4, respectively. If the trajectory passes through area 3, the swing is regarded as ”close”. If the trajectory passes through area 4, the swing is regarded as ”distant”. Each of these areas has its own asynchronous cycle counter. A transmission line is switched off when the number of the cycles identified in the area has reached a preset value.

6. Transmission line splitting out-of step protections For clarification it should be noted that these issues do not refer to ”splitting” performed by switchgears in substation busbar couplers, but to ”splitting” a network by dividing it into islands by selected network component outages. Issues discussed here refer to a power system splitting into subsystems (also referred to as islanding) during development of power system blackout. It was assumed in the past that in a state of power system blackout development the distance protections alone (with no special features) contribute positively to the power system splitting into subsystems. However, this view has proven to be wrong, as distance protections can contribute to cascading outages of transmission lines relevant to the power system, and can lead to its uncontrolled splitting, unfavourable from the point of view of its ability to restitute. In emergency state electric power system can be properly divided into subsystems by switching off preselected network components by special out-of-step protections installed in the network or special dedicated features of the distance protections. Fig. 17 shows the impedance characteristic of an out-of-step network protection implemented in ABB devices designed to protect HV transmission lines. To distinguish power swings from a short-circuit there are two polygon characteristics, inner and outer, that form the areas marked in the figure as 1 and 2. A disturbance is recognized as a short-circuit if the trajectory has passed through one of these areas in a time shorter than the preset time. If a passage duration is longer than that preset, it is considered that the change in impedance has resulted from power swings. The outer polygon’s width results from the offset from operating impedance. The inner polygon’s width results from the outer polygon width and the highest expected asynchronous swing frequency (which must be recognisable), and the preset passage duration. A recognized power swing is considered asynchronous if the impedance trajectory enters at one polygon side, crosses the line marked 5 (corresponding to angle ), and then exits from the other side of the polygons. This passage corresponds to an asynchronous cycle. The trip signal is generated by the lines marked in the figure with symbols RILTR and RIRTR. If the trajectory goes from right to left, the signal is generated and forwarded upon its crossing lines RIRTR and RILTR, respectively. If the trajectory goes from right to left, the signal is generated and forwarded upon its crossing lines RILTR and RIRTR, respectively.

jX 1

4 RILTR

RIRTR SCA

R 3

5 6

Fig. 17. Characteristic of network out-of-step protection in ABB devices

An out-of-step protection installed in a transmission network can be used to divide the power system into islands by switching off preselected lines. These lines are preselected according to the following criteria: 1. During loss of synchronism the swing centre must be close to the line, so that the impedance trajectory passes in the protection zone, preferably in its close area (fig. 17). Otherwise, the protection will not be able to provide the trip signal. 2. After the system division the areas should be balanced or close to the balance of generated and demanded powers. Otherwise, in one of the subsystems automatic load shedding will be activated. 3. No separation of an island (even a balanced island) can weaken the rest of the network so much that as a result of the separation the rest of the power system will disintegrate. Of course, in a meshed network it is difficult to find a location that would meet these conditions at the same time, and in addition the system splitting into subsystems would be correct for all possible disturbances. To adopt the concept of power system splitting by out-of-step protections confidence is needed in the validity of this method for all possible disturbances. This requires multiple-case analysis of power system dynamic response and stability. Applicability of out-of-step protection designed to transmission network splitting is limited to specific power system structures and specific installation locations. Such typical structures are illustrated in fig. 18.

105

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

The first case (fig. 18a) is a longitudinal structure, which consists of two weakly connected subsystems. In this structure at each disturbance leading to loss of synchronism the power system naturally divides into two asynchronously operating subsystems. The best system split locations are the tie lines interconnecting both subsystems. In these lines’ distance protections the out-of-step tripping should be activated. After identification of both subsystems’ asynchronous operation they will open the switchgears of the tie lines, and split the system into the two subsystems. Automatic power and frequency controls, supported by automatic load shedding, must gain the power balance in each of the separated subsystems. Particular problems occur when one of the subsystems exports, and the other imports, a large power. Then, after the split, automatic load shedding must be activated in one subsystem, and some generating units must be shut down in the other. The power system restitution must consist in frequency equalization, and switching on the tie lines

(a)

(b)

(c)

Fig. 18. Power system structure naturally prone to division into islands: (a) longitudinal, (b) peninsular (c) weakly connected subsystems

with synchronism and switching angle control (also known as synchrocheck). The second case (fig. 18b) is a peninsular structure. This structure is very similar to the first. The difference, however, is that in the first structure the two parts are comparable, whereas in the second the peninsula is substantially smaller than the rest of the power system. Here the out-of-step tripping can be applied at the border of the peninsula and the rest of the system. Restitution is the same as in the longitudinal structure. The third case (fig. 18c) is a situation whereby a few or a dozen or so internally well-connected subsystems are linked with relatively weak interconnections. This is a fairly typical situation, in which neighbouring countries have pooled their systems with international tie lines. Resulting from the interconnection weakness here, after some disturbances the asynchronous swings may develop in the tie lines. After identification of a preset number of asynchronous cycles the out-of-step protection installed there may provide the trip signal to open the switchgears of the tie lines, and to split the system. After the system split the automatic power and frequency controls in the individual subsystems, supported by automatic load shedding, must gain the power balance in each subsystem. The restitution consists in frequency alignment, and subsequent switching the exchange lines on 106

with synchronism and switching angle control. The literature on examples of out-of-step tripping protection applications in real systems is reported in [16]. Inside a subsystem connected with a strong meshed network there is no natural power system division into islands. This was discussed in the description of fig. 15. The figure shows that at short-circuit F1 the system divides along cross-section A1-A1, and at short-circuit F2 along the completely different section A2-A2. So there are no fixed positions where the out-of-step protections (splitting the network) could be installed to properly divide the system into islands irrespective of short-circuit location. The out-of-step tripping should not be activated inside a subsystem connected by a strong meshed transmission network. For its technical relevance (from the point of view of power system stability and power balance) the power system split would have to be performed dynamically for a given disturbance, with power system stability assessment in real time, and dynamic assessment of the islands’ power balances. Such analyses would have to be done centrally, subject to full dynamic identification of the entire power system. Perhaps it will be possible in the distant future. Currently, it is not yet possible, both for technical reasons (telecommunications infrastructure) and the lack of appropriate decision-making algorithms (dynamic identification of large power systems, and stability analysis in real time). The problem of the power system’s dynamic division into islands is also made difficult by the fact that currently, due to the energy market impact of and the growing number of intermittent sources of energy sources (wind energy, solar energy), the balances of individual areas are subject to large and rapid changes. Unfortunately, many authors of publications on power swings related protection systems contend with suggestions of widespread and common use of out-of-step protections installed in transmission network with the aim of network splitting. These publications may even claim that it is better to bring about the network division into islands than to trip a generator. The validity of the claim is limited only to the power system structures shown in fig. 18. As regards a compact subsystem with strong network connections, this view is absolutely wrong. In a power system with compact structure at an emergency state the goal should be to maintain the transmission network as intact as possible, even at the expense of some generator outages. This is due to the fact that in the case of disintegration of a network in a large territory its restitution is very cumbersome and requires prolonged dispatcher actions. If the transmission network operation has been maintained, resynchronisation of the generating unit is not a problem. It is assumed, of course, that the generation units so tripped remain isolated and can supply their auxiliaries.

7. Out-of-step protection system All the above discussed power swing related protections should be treated as an out-of-step protection system, which requires a consistent approach across the power system.

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

7.1. Out-of-step protection system structure The structure of the power swing related out-of-step protection system is shown in fig. 19. To simplify the matter, the figure assumes the existence of modern digital protection devices only, in which individual protections are represented by protection functions. These functions may, but do not need to be, activated by the user. The discussed protection system includes: a) special out-of-step protections (SOSP) that prevent generator synchronism loss b) power swing blocking functions (PSB) of generator impedance protections c) generator pole slip functions (PSP) protecting excited synchronous generators against asynchronous operation d) power swing blocking functions (PSB) of generating unit distance protections e) power swing blocking functions (PSB) of line, network transformer, and substation busbar coupler distance protections f) out-of-step tripping function (OST) used in transmission network, also referred to as network splitting protection, or, by analogy to generator protections, pole slip protections. In the literature describing the out-of-step protections various abbreviations are used. ABB uses the following denotations: PSD – power swing detection, PSB – power swing blocking, PSP – pole slip protection for synchronous generators, PSP – pole

slip protection for network components (lines or transformers) used with the aim to network splitting. In the ABB denotation the abbreviation PSP occurs twice. It is the same for generators, as well as a network, which is not convenient and can be confusing. To avoid such mistakes, authors in the Power System Relaying Committee of IEEE Power Engineering Society propose in [8] OST (out-of-step tripping) abbreviation as the denotation for the network splitting protection. This denotation is adopted in fig. 19. It is obvious that the choice of setting all the functions included in the discussed protection system should be mutually coordinated under a common power system protection concept. The power system protection concept is also called ”the philosophy of protective relaying”. According to the aforementioned IEEE working group the philosophy boils down to the following general guidelines: The power system protection against power swing consists in the effective blocking of relays during synchronous and asynchronous power swings using the PSB feature, and the effective protection against out-of-step operations by applying the pole slip protection (PSP) for generators, and the out of step tripping protections (OST) for transmission network enable to splits the network into balanced islands. The out-of-step protection system is described in detail in report [16]. This is a report of over 200 pages and discussing it in detail

Fig. 19. Out-of-step protection system 107

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

for the purposes here would be difficult. It should be stated, however, that the use of individual protections from the said system makes sense only if there is a specific task clearly assigned to each of them, and they are mutually selective, i.e. each of them performs only its task to the respective extent.

7.2. Examples of non-selective protection system response during power swings The discussed protection system’s selectivity should be considered taking into account the tasks assigned to individual protection devices. The tasks of individual protection devices (or protection features) in this system (fig. 19) include the following: 1. Special out-of-step protection (SOSP) prevents loss of synchronism in the event of a real threat to the loss of synchronism (power system instability). 2. Generator pole slip protection (PSP) trips generators in the event of SOSP failed response, i.e. upon loss of synchronism. It should trip after a preset number of asynchronous rotation subject to switching angle control, in the asynchronous rotation’s second half. 3. Generating unit distance protection immediately trips the generator at a short circuit inside the step-up transformer set, or with a delay at a short circuit of the busbars or in the network close to the busbars. This protection cannot respond to a synchronous power swing, and should not respond to an asynchronous power swing. 4. Transmission network distance protection trips the relevant network component (line, transformer) at a short circuit in its zone, and at its response time. The protection cannot respond to either synchronous or asynchronous power swings. An example of non-selective operation of the special out-of-step protection (SOSP) is an unnecessary outage of some generators in a state that actually doesn’t threaten loss of power system stability. Another non-selective example is outage of too many generators starting to lose their synchronism. In such a case, this role is assumed by pole slip protections (PSP), which in the discussed protection system provide backup for the special generator tripping protection. An example of a non-selective response of generating unit distance protection is tripping a generator during synchronous or asynchronous power swings. The distance protection should not be allowed to trip a generator during synchronous or asynchronous power swings for the following three reasons: a) distance protection has no asynchronous cycle counter b) distance protection has no switching angle control c) distance protection does not distinguish between synchronous and asynchronous power swings and may completely unnecessarily trip a generator during synchronous swings. In order to ensure a selective response of a generating unit distance protection, it has to be provided with power swing blocking. This also refers to generator impedance protection. Also, network component protections, particularly distance protections of transmission lines and transformers, and protections in substation coupler busbars, need to be provided with

108

power swing blocking. Above all, this applies to network component distance protections at power output from a plant. If there is no power swing blocking, such protection may disconnect the plant from the power system, and eliminate a large transmission network segment important for the power system operation and the performance of other plants.

7.3. Concepts of out-of-step protection system The use of all the above- described protection devices and/ or functions that are part of the out-of-step protection system should be mutually coordinated under a common power system protection concept. Reports [8, 16] distinguish the following possible options. A. No power swing blocking systems This is an extreme option, where there are no power swing blocking functions (PSB) at all in distance protection devices. This option, though convenient, in practice has the following important disadvantages: 1. Power swing (synchronous or asynchronous) occurrence may lead to unwanted transmission network component tripping and, possibly, to further cascading outages, and consequently even to a system failure. 2. Distance protection may respond to an asynchronous power swing by forwarding to switchgear the opening signal with no switching angle control, which may damage the switchgear (if it does not have adequate switching capacity). 3. As a result of uncontrolled tripping the power system may disintegrate into unbalanced islands. Because of these drawbacks, this option is NOT recommended. It must be said, however, that some power system operators do not pay proper attention to the problem in question, and use this option, risking power system blackouts. Only when such a blackout occurs, do they take actions to tidy up the entire protection system, which is more expensive than regular care to maintain the recommended option discussed below. B. Blocking all distance protections This is the other extreme option. All distance protections that can respond to power swings are blocked with the PSB function, and no other tripping protections, such as pole slip protection (PSP) or out-of-step tripping (OST), are applied. This option cannot be recommended either, as at an asynchronous operation occurrence there are no quick protections available that could trip an asynchronously running generator, or split a network. C. Blocking only the second and subsequent zones This is a variant where (as before) there are neither pole slip protection (PSP), nor out-of-step tripping (OST). Distance protection blocking is limited to the second and subsequent zones. The first zone is not blocked. Distance protections of the network components close to the power swing centre respond to an asynchronous power swing at the first (not blocked) zone’s response time. The use of this solution in a meshed network is quite risky because it has the same disadvantages as option 1. However, this solution can be used in the generating unit distance protection

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

if protection system of the generating unit is not equipped with pole slip protection (PSP). In this case the asynchronously running generator is disconnected by the distance protection. Disadvantage of this solution is that the generator may be disconnected also at a deep synchronous swing, which will obviously be unnecessary. In addition, the asynchronously running generator is switched off without switching angle control, which can damage the switchgear. D. Blocking all zones and using the PSP and OST functions In this option: 1. All distance protections are provided with the power swing blocking functions (PSB). These protections should include the above described generator impedance protections and distance protections of generating units, transmission line and network transformer distance protections, and substation busbars coupler distance protections. 2. All zones of these protections are blocked by PSB functions. 3. All generators are provided with pole slip protections (PSP), while protection devices with switching angle control are recommended. 4. In the transmission network’s locations predetermined on the basis of power system stability analysis, the out-off-step tripping protections (OST) are installed for splitting the network into islands with possible balance of generation and demand. It should be stressed that the decision to deploy the OST functions, and their locations in particular, requires special caution and support of multiple-case power system simulation analysis. Report [8] of the IEEE working group recommends option D. E. Blocking some protection devices and using PSP functions for some generators This is the situation which occurs when in the course of a power system’s development its operator has implemented no specific out-of-step protection system concept, and the protections of individual power plants and network components (lines and transformers) have been selected by different designers according to their distinct visions. Unfortunately, it has been a fairly common practice so far in many countries. Only analyses of power system blackout show that this was not correct, and that a power system operator for the sake of system safety must impose a uniform concept. Power swing blocking of distance protection devices in randomly selected locations, and pole slip protection of some generators, may lead at a power swing occurrence to disintegration of the system into incidental and unbalanced islands. Such a system’s restitution is then very difficult and long. This option is NOT recommended. The recommended option D ensures a selective response of the entire out-of-step protection system. It should be noted, however, that this option’s advantages are at the expense of the risk, which is not accounted for by the IEEE working group in its report [8]. Option D, where all distance relays in their all zones are covered by power swing blocking, is very convenient and ensures selective response of the entire protection system, but under the

condition that the protection devices are of high quality, and their swing blocking functions do not react unnecessarily to difficult situations. In order to prevent improper swing blocking performance, manufacturers of modern protection devices introduce additional criteria, so called power swing logic, which allow the devices to better distinguish between swings and short-circuits. These additional criteria enhance the overall protection system reliability, and are very important, particularly in the recommended option D, for which some power swing blocking responses are crucial. Manufacturers of modern digital protection devices declare that with the additional criteria implemented, their devices’ swing blocking functions are completely reliable, and react properly also in the aforementioned difficult situations. But whether these claims are supported by evidence, or are just over the top self-promotion, is difficult to say. Sparse descriptions of the adopted additional criteria do not allow for such an assessment. These troubling questions could be answered by carrying out laboratory tests of the protective devices, based on the waveforms obtained from disturbance simulation and/or records from real disturbances in the system. Without certainty that power swing blocking responds reliably to the aforementioned difficult situations, option 4 recommended in the IEEE working group report [8] cannot be fully endorsed. According to the authors of study [16], unnecessary swing blocking activation in some very specific circumstances should be always reckoned with. For such a case the protections should be available in the power system, which, at a delay but effectively, will provide the short-circuit tripping signal. Moreover, option D is expensive, as it requires power swing blocking of all network component distance protections. The simulation studies discussed below suggest, however, that for some network components (remote from the power swing centres) swing blocking may be unnecessary. Taking this into account, the authors of [16] recommend option D in a simplified version, whereby decisions to deploy the swing blocking functions are supported by multiple-case analysis of transient states, and identification of the locations, where swing blocking is necessary.

8. Simulation studies Results of simulation analysis of a multi-machine test system model are reported in [16]. The analysis is concluded as follows: 1. Not all transmission lines need power swing blocking of their distance protections. However, identification of the lines, for which swing blocking is needed, requires a detailed analysis of the impedance waveform during power swing on the complex number plane. 2. While performing stability analyses, the impedance waveforms should be followed not only in transmission lines close to the short-circuit; they should be followed across a fairly wide range. This is due to the fact that after a faulted line’s switching off the stability conditions change even for quite

109

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

distant power plants, and they may fall out of synchronism in the first instance . 3. It cannot be claimed as a rule that swing blocking is necessary for power output lines from a power plant. Distance protections of certain power output lines from power plants do not need swing blocking. Some lines inside a transmission network may require swing blocking of their distance relays. 4. Often during a short-circuit the impedance trajectory approaches or enters distance protection measurement zones, even though it doesn’t follow from the fault location that the zones should be activated. Such impedance entry to the measurement zones is due to a change in the power angle during a fault cleared with delay. 5. Often after a fault clearance the impedance trajectory stays within the swing detector characteristic. In such a case a blocking function based on measurement of the speed of the passage between the power swing blocking characteristic and the fault detector characteristic does not perform properly. 6. Distance protection setting instructions recommend long reach of fault detector of distance protection set as close to the operating impedance as possible. If a distance protection is fitted with power swing blocking, such an approach is not correct, because a long reach of fault detector is unfavourable from the point of view of proper swing blocking performance based on the passage time of the impedance trajectory between the power swing blocking characteristic and the fault detector characteristic. Therefore, where power swing blocking is required, not too long measurement zones and reach of fault detector should be set in distance protection.

9. Summary In a power system special protections are applied against loss of generator synchronism (special out-of-step protection); power swing blocking of generator impedance protection; generator pole slip protection; power swing blocking of generating unit distance protection; powers swing blocking of line, network transformer, and substation busbar coupler distance protections; and out-of-step tripping protections in the network. All these together make up the out-of-step protection system. This protection system may be applied, set, and operated properly from the power system operation security point of view only if a uniform concept is adopted with regard to this entire protection system. Any deviation from this concept can lead to an accidental protection response to a power swing, and thus a power system blackout. To accomplish the target state of a uniform out-of-step protection system concept, detailed operational guidelines must be developed for the network and the power stations alike, and the concept must be strictly adhered to at any substation and power plants upgrade. This cannot be done right away, of course. It will be a long process, requiring Power System Operator’s huge effort and resolutely consistent actions. This effort, however, should be taken as the transmission network operates in increasingly difficult and rapidly changing conditions, and the probability of system blackouts is increasing. 110

It would be advisable to perform a series of tests of the protection devices currently offered on the market, in terms of power swing blocking response correctness, and the blocking responses in strong operating overload states at an infinite unblocking time. No such tests have been carried out yet. They would contribute to a better understanding of which protection devices should be preferred for network components that require power swing blocking. During disturbances in the power system situations can arise in which a simple power swing blocking fails. On the basis of manufacturers’ claims and without own laboratory tests, it is difficult to recommend any device. This paper discusses problems of the out-of-step protection system, and presents a concept that will reduce system blackout risk and increase power system security. This concept has been verified by computer simulations of protection performance in a test system. A similar analysis should be performed for the national power system. REFERENCES 1. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, część I, Kołysania mocy i zabezpieczenia od poślizgu biegunów [Selectivity of power system protection during power swings in power system Part I. Power swings and pole slip protection] Automatyka Elektroenergetyczna 2006, issue 3, pp. 32–37. 2. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, część II, Zabezpieczenia odległościowe i ich blokady [Selectivity of power system protection during power svings in power system Part 2. Distance protection and its blocking], Automatyka Elektroenergetyczna 2006, issue 4, pp. 31–36. 3. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, część III, Zabezpieczenia rozcinające sieć przesyłową i systemy zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy [Selectivity of power system protection during power swings in power system. Part III. Out-of-step tripping in the network and out-ofstep protection system], Automatyka Elektroenergetyczna 2007, issue 2, pp. 41–47. 4. Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control, John Wiley & Sons, Chichester, New York 2008. 5. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego [Power system control and stability], Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warsaw 2007. 6. Białas T., Dobroczek A., Dytry H., Lubośny Z., Machowski J., Tomica M., Romantowska K., Wróblewska S., Wójcik A., Zasady doboru i nastawiania zabezpieczeń elementów systemu elektroenergetycznego wysokiego napięcia [Principles of selection and setting of high voltage power system component protections], Biblioteka Operatora Systemu Przesyłowego, Warsaw 2010. 7. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa [Automatic protections in power systems], vol. I–III, WNT, Warsaw 1979. 8. Power swing and out-of-step considerations on transmission lines, A report to the Power System Relaying Committee of IEEE Power Engineering Society, source: http://www133.pair.com/psrc/ (Published Reports/Line protections).

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 96–111

9. Mooney J., Fischer N., Application Guidelines for Power Swing Detection on Transmission Systems, Scheitzer Engineering Laboratories, Inc. Copyright©SEL, 2005, 20050920, TP6228-01. 10. Berdy J., Application of out-off-step blocking and tripping relays, GER-3180. 11. Berdy J., Out-off-step protection for generators, GER-31790. 12. Tziouvaras D.A., Daqing H., Out-of-step protection fundamentals and advancements, Protective Relay Engineers, 2004 57th Annual Conference, 30 March – 1 April 2004, Posted online: 2004-10-04 11:46:49.0. 13. Paunescu D. i in., Out of step protection in modern power networks, Developments in Power System Protection, Eighth IEE International Conference, 5–8 April 2004, Posted online: 2004-12-13 08:36:15.0. 14. Hou D., Tziouvaras D.A., Out-of-step protection enhancements, Developments in Power System Protection, Eighth IEE International Conference, 5–8 April 2004, Posted online: 2004-12-13 08:36:15.0. 15. Troskie H.J., Impact of long duration faults on out-of-step protection, Developments in Power System Protection, Eighth IEE International Conference, 5–8 April 2004, Posted online: 2004-12-13 08:36:15.0. 16. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu [Setting principles for protection devices power swing blocking with a view to system recovery], The Institute of Electrical

Power Engineering, Warsaw University of Technology, research and development study commissioned by PSE-Operator SA, Agreement No. SR/RB/IS/008/05. 17. Machowski J., Elastyczne systemy przesyłowe – FACTS [Flexible transmission systems – FACTS], Przegląd Elektrotechniczny 2002, issue 7. 18. Machowski J., Automatyka przeciwkołysaniowa APK przeciwdziałająca pracy asynchronicznej generatorów synchronicznych, część I, Algorytmy restytucyjne [Special protection against asynchronous operation of synchronous generators after severe faults, Part I Restitutive algorithms], Automatyka Elektroenergetyczna 2005, issue 4, pp. 29–37. 19. Machowski J., Automatyka przeciwkołysaniowa APK przeciwdziałająca pracy asynchronicznej generatorów synchronicznych, część II, Algorytmy prewencyjne [Special protection against asynchronous operation of synchronous generators after severe faults, Part II Preventive algorithms], Automatyka Elektroenergetyczna 2006, issue 1, pp. 35–41.

This paper is a modified version of three papers [1, 2, 3], published in 2006–2007 in Automatyka Elektroenergetyczna. This paper is also published in the proceedings of XV National Conference ”Relay Protections in the Power System”, 2012.

Jan Machowski Warsaw University of Technology e-mail: jan.machowski@ee.pw.edu.pl Full professor at Warsaw University of Technology. His research interests are in power system analysis, protection and control. He is the co-author of the textbook ”Power System Dynamics. Stability and Control” published by J. Wiley in 2008.

111

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 96–111. When referring to the article please refer to the original text. PL

Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym Autor

Jan Machowski

Słowa kluczowe

zabezpieczenia elektroenergetyczne, kołysania mocy, selektywność

Streszczenie

W artykule omówiono zabezpieczenia związane z kołysaniami mocy, takie jak: zabezpieczenia generatorów od poślizgu biegunów, zabezpieczenia rozcinające od pracy asynchronicznej w sieci, zabezpieczenia odległościowe bloków generator-transformator, zabezpieczenia odległościowe linii przesyłowych i transformatorów, blokady kołysaniowe, automatyka przeciwkołysaniowa. Wykazano, że zabezpieczenia te stanowią łącznie system zabezpieczeń, wobec którego musi być stosowana koncepcja nastawień, jednolita dla całego systemu elektroenergetycznego. Przy nieodpowiednim wyposażaniu systemu elektroenergetycznego w te zabezpieczenia lub ich nieodpowiednim nastawianiu mogą one działać nieselektywnie, przyczyniając się do rozwoju awarii systemowych. Podano koncepcję dla dwóch etapów: etapu docelowego, spełniającego w pełni warunki selektywności, oraz etapu przejściowego między stanem aktualnym a docelowym.

1. Wstęp Zakłócenia w postaci zwarcia i wyłączenia elementów sieci powodują zaburzenia bilansu mocy elektrycznej i mechanicznej w SEE i tym samym kołysania wirników generatorów synchronicznych względem prędkości synchronicznej [4, 5]. Kołysaniom wirników generatorów towarzyszą zmiany kątów sił elektromotorycznych generatorów, co wywołuje kołysania mocy elektrycznej w SEE i towarzyszące im zmiany wielkości elektrycznych mierzonych przez zabezpieczenia elektroenergetyczne [7]. W szczególnych przypadkach zmiany te mogą powodować niewłaściwe działanie zabezpieczeń i zbędne wyłączenia elementów SEE. Analizy działania zabezpieczeń w trakcie awarii systemowych, zaistniałych w ostatnich latach w różnych krajach świata, skłaniają specjalistów tej dziedziny do zrewidowania niektórych poglądów na temat wyposażania SEE w zabezpieczenia i zasad ich nastawiania. Jednym z istotnych zagadnień z tym związanych jest opracowanie kompleksowych zaleceń zapewniających selektywne działanie automatyki EAZ w trakcie kołysań mocy oraz stanów znacznego obniżenia się napięć i/lub sporych odchyleń częstotliwości. Przykładem opracowań dotyczących kołysań mocy mogą być raporty [8–11] oraz referaty [12–15]. Poniższy tekst oparty jest na raporcie [16] opracowanym na zlecenie PSE Operator SA. 2. Kołysania mocy Kołysania mocy można podzielić na synchroniczne (generatory synchroniczne nie tracą synchronizmu) oraz asynchroniczne (generatory asynchroniczne tracą synchronizm). Kołysania mocy elektrycznej wynikają ze zmiany kątów obciążenia generatorów w trakcie mechanicznych kołysań wirników, wywołanych zaburzeniem bilansu mocy elektrycznej generatora oraz mocy mechanicznej napędzającej wirnik generatora. Najprościej można to wyjaśnić na podstawie prostego modelu SEE w układzie

112

generator-sieć sztywna (rys. 1). W modelu tym SEE traktowany jest jako sieć sztywna w postaci źródła napięcia o stałej wartości . Generator jest zastąpiony siłą elektromotoryczną . Impedancja układu przesyłowego uwzględnia impedancję linii przesyłowej oraz impedancję zastępczą SEE, a także impedancję zastępczą generatora. Do wyprowadzenia wzorów przyjmuje się, że punkt przekaźnikowy jest na początku linii przesyłowej.

I2 Qa

P 0

δ 2π

U cos ϕ

Rys. 1. Schemat zastępczy rozważanego układu

Dla omawianego modelu zachodzi: oraz

Biorąc pod uwagę, że oraz , łatwo można wykazać [16], iż w punkcie przekaźnikowym zarówno napięcie , jak i prąd są nieliniowymi (trygonometrycznymi) funkcjami kąta , między fazorem siły elektromotorycznej generatora a fazorem napięcia sieci sztywnej . Tym samym wszystkie inne wielkości elektryczne mierzone w punkcie przekaźnikowym są również nieliniowymi funkcjami tego kąta. Kształt tych funkcji dla kilku wielkości pokazano na rys. 2. Największe zmiany wielkości elektrycznych występują w przypadku kołysań asynchronicznych, w trakcie których kąt zmienia się w pełnym zakresie, tj. od 0 do . Moc czynna osiąga maksymalną wartość przy oraz zero przy , a także przy wszystkich krotnościach . Prąd osiąga największą wartość

Rys. 2. Zależność wybranych wielkości od kąta obciążenia

dla połowy obrotu asynchronicznego, czyli . Sygnał mierzony w punkcie przekaźnikowym w szerokim zakresie wokół połowy obrotu asynchronicznego maleje, gdy kąt się zwiększa. Dla analizy pracy zabezpieczeń odległościowych szczególne znaczenie mają zmiany impedancji , mierzonej w punkcie przekaźnikowym w trakcie kołysań mocy. Można wykazać [7, 16], że przy stałych wartościach napięć źródłowych , w trakcie kołysań asynchronicznych trajektoria impedancji , mierzonej przez przekaźnik, ma kształt okręgu (rys. 3). Dla dowolnego punktu P leżącego na trajektorii zachodzi: oraz przy czym są impedancjami zastępczymi układu przesyłowego, widzianymi z miejsca zainstalowania przekaźnika. Punkt P jest miejscem geometrycznym punktów, których odległości od punktów A oraz B pozostają w stałym stosunku odpowiadającym . Środek okręgu leży

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

w punkcie C. Współrzędne (a, b) środka okręgu oraz jego promień dane są wzorami: ,

(3)

Przykłady tej zależności dla trzech wartości pokazano na rys. 4. Szczególne znaczenie ma przypadek, gdy , czyli gdy: (1) lub (4) Dokładną analizę wpływu parametrów układu przesyłowego na położenie okręgu względem osi współrzędnych płaszczyzny

3. Automatyka przeciwkołysaniowa APK W celu zwiększenia odporności SEE na zakłócenia można stosować rozmaite środki poprawy stabilności. Większość

U2 Xa + X b

Z(t)

1 0

Za A

Rys. 3. Trajektoria impedancji przekaźnik

mierzonej przez

zmiennej zespolonej oraz na kierunek wirowania trajektorii przeprowadzono w [16]. Okrąg przecina linię łączącą punkty A i B w punkcie D. Punkt D wypada w połowie obrotu asynchronicznego , czyli opozycji i odpowiada kątowi faz obu napięć źródłowych oraz . Współrzędne punktu D dane wzorami:

(2)

oraz

Można wykazać [16], że kwadrat napięcia w punkcie zainstalowania przekaźnika w funkcji kąta obciążenia jest podniesioną kosinusoidą daną wzorem:

δ π

środek kołysań

gdzie

SEE, trajektorie impedancji mogą mieć bardzo wymyślne kształty. Przykłady takie podano w [16]. Mimo wpływu regulacji i oddziaływania innych generatorów na kształt trajektorii impedancji , w przypadku utraty synchronizmu zawsze przebiega ona jednak przez linię AB, leżącą blisko osi liczb urojonych, tak jak zakłada się w idei działania przekaźników identyfikujących pracę asynchroniczną.

2π

Rys. 4. Zależność kwadratu napięcia w węźle sieci od kąta obciążenia dla różnych lokalizacji węzła ) (różnych

Rys. 5. Rozkład napięcia wzdłuż układu przesyłowego w momencie opozycji faz sił elektromotorycznych

Takie miejsce w układzie przesyłowym, dla którego zachodzi warunek (4), nazywane jest środkiem kołysań. Zależność kwadratu napięcia od kąta obciążenia w środku kołysań na rys. 4 ilustruje krzywa oznaczona cyfrą 1. Przy kącie napięcie w środku kołysań maleje do zera. Wynika to ze wzoru (3). Przy oraz wyrażenie w nawiasie kwadratowym jest równe zeru, czyli kwadrat napięcia i zarazem napięcie są też równe zeru. Rys. 5 ilustruje fizyczną interpretację faktu malenia napięcia do zera w środku kołysań przy opozycji faz. Po obu stronach odcinka odpowiadającego reaktancji ustawiono w opozycji faz siły elektromotoryczne, odpowiednio oraz . Ich końce połączono linią prostą. Linia ta wyznacza wartości napięć w poszczególnych punktach układu przesyłowego. Napięcie jest równe zeru, gdy zachodzą proporcje , czyli , co odpowiada warunkowi (4) otrzymanemu ze wzoru (3) przy założeniu, że napięcie jest równe zeru. Gdy kołysania mocy są synchroniczne, trajektoria impedancji nie wykonuje całego okręgu i przy zmianie znaku poślizgu zmienia kierunek ruchu. Zmiany napięć źródłowych wywołane regulacją napięcia w trakcie stanu nieustalonego powodują zmianę zarówno położenia środka okręgu, jak i jego promienia. Podobny wpływ mają także zmiany parametrów SEE, wynikające z kołysań wirników wielu generatorów. W rezultacie, przy dokładnym odwzorowaniu modelu

z nich wykorzystuje automatykę regulacyjną bloków wytwórczych [4, 5] oraz urządzeń sieciowych typu FACTS [4, 5, 17]. Jednym z najprostszych sposobów ratowania synchronizmu po wystąpieniu zwarć w pobliżu dużych elektrowni jest automatyczne wyłączanie części generatorów pracujących na wspólne szyny, nazywane w Polsce automatyką przeciwkołysaniową APK (ang. generator tripping). Idea działania APK polega na tym, że kosztem wyłączenia części generatorów ratuje się synchronizm generatorów pozostałych w pracy. Ogólnie rozróżnia się APK typu prewencyjnego oraz restytucyjnego. Zagadnienia te omówiono szczegółowo w artykułach [18, 19] oraz podręcznikach [4, 5]. 4. Zabezpieczenia generatorów od poślizgu biegunów Punktem pomiarowym dla zabezpieczenia od poślizgu biegunów są zaciski generatora (rys. 6). Impedancja na lewo od punktu pomiarowego odpowiada reaktancji przejściowej generatora . Impedancja na prawo od punktu pomiarowego składa się z impedancji transformatora blokowego oraz impedancji zastępczej systemu . Cały układ przesyłowy można podzielić na dwie strefy. Strefa 1 obejmuje generator i transformator blokowy, zaś strefa 2 pozostałą część systemu elektroenergetycznego, czyli sieć przesyłową i generatory pracujące w systemie. Zależnie od tego, jak duża jest impedancja zastępcza systemu przy danej wartości oraz , środek kołysań może wypaść w strefie 1 lub strefie 2.

113

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

strefa 1

strefa 2

U Z(t) Zb

Ea c)

Ea środek kołysań

B A

Rys. 6. Schemat zastępczy i wykres fazorowy rozważanego układu

Fakt, że w trakcie obrotu asynchronicznego wirnika generatora synchronicznego trajektoria impedancji przecina linię AB w połowie obrotu asynchronicznego (rys. 3), umożliwia identyfikację połowy obrotu asynchronicznego za pomocą pomiaru impedancji. Urządzeniu zabezpieczeniowemu nadaje się charakterystykę rozruchową obejmującą linię AB. Przykłady trzech charakterystyk pokazano na rys. 7. W rozwiązaniu pokazanym na rys. 7a charakterystyka ma kształt plasterka wyciętego z okręgu i powstaje z charakterystyki kołowej 3, obciętej dwoma charakterystykami liniowymi 1 oraz 2. W rozwiązaniu pokazanym na rys. 7b charakterystyka ma kształt symetrycznej soczewki powstałej z dwóch okręgów. W rozwiązaniu pokazanym na rys. 7c charakterystyka ma kształt niesymetrycznej soczewki powstałej z dwóch okręgów. Stosowane są również inne kształty charakterystyk, na przykład składające się z dwóch soczewek włożonych jedna w drugą [11] lub charakterystyki prostokątne.

Rys. 7. Przykłady charakterystyk zabezpieczenia od poślizgu biegunów: (a) charakterystyka plasterkowa, (b) charakterystyka soczewkowa symetryczna, (c) charakterystyka soczewkowa niesymetryczna

W algorytmie działania zabezpieczenia uznaje się, że wystąpił poślizg biegunów (obrót asynchroniczny), gdy trajektoria impedancji przeszła przez jego charakterystykę, zaczynając od jej lewej strony i bez zmiany kierunku wyszła z drugiej strony. Moment przekroczenia linii AB odpowiada połowie obrotu asynchronicznego, czyli kątowi .

114

W charakterystyce soczewkowej niesymetrycznej (rys. 7c) prawy okrąg charakterystyki jest miejscem geometrycznym, z którego odcinek AB jest widziany pod kątem , zaś lewy okrąg miejscem geometrycznym, z którego odcinek AB jest widziany pod kątem . Gdy w trakcie śledzenia wartości impedancji trajektoria przekroczy prawy okrąg, generowany jest sygnał ostrzegawczy, świadczący o tym, że kąt obciążenia przekroczył zadaną wartość . Gdy następnie trajektoria przekroczy linię AB i bez zmiany kierunku przejdzie przez okrąg lewy, odpowiadający kątowi , generowany jest sygnał świadczący o wykonaniu obrotu asynchronicznego. Sygnał na wyłączenie generatora jest podawany, gdy zidentyfikowana zostanie zadana liczba poślizgów biegunów (liczba obrotów asynchronicznych). Sygnał na otwarcie wyłącznika podawany jest w momencie, gdy trajektoria przekracza lewą stronę charakterystyki. Sygnału wyłączającego nie podaje się w momencie przecinania przez trajektorię linii AB. Wynika to z faktu, że linia ta odpowiada kątowi obciążenia , przy którym są dość trudne warunki wyłączania generatora (największy prąd – rys. 2 oraz duży moment udarowy na wale [4]). W celu złagodzenia warunków wyłączania sygnał otwarcia wyłącznika opóźnia się do wartości kąta wyłączenia . Zaletą charakterystyki soczewkowej niesymetrycznej jest możliwość wybrania innych wartości kąta ostrzegania i kąta wyłączania. W charakterystykach pokazanych na rys. 7, w punkcie odpowiadającym impedancji transformatora blokowego , przeprowadzono dodatkową linię 4, prostopadłą do linii AB. Linia ta pozwala stwierdzić, czy w trakcie wykonywanego obrotu asynchronicznego środek kołysań leży w strefie 1 czy w strefie 2, to znaczy czy środek kołysań leży wewnątrz impedancji generatora i transformatora blokowego, czy wewnątrz zastępczej impedancji systemu, czyli wewnątrz sieci przesyłowej. Wyłączenie generatora następuje po zadanej liczbie obrotów asynchronicznych, nazywanej liczbą cykli. Dla każdej strefy można zadać oddzielną liczbę cykli, przy której następuje podanie sygnału na wyłączenie generatora. Jeśli w trakcie utraty synchronizmu środek kołysań wypada wewnątrz impedancji bloku (strefa 1), zaleca się, by wyłączyć generator tracący synchronizm zaraz po zidentyfikowaniu pierwszego obrotu asynchronicznego. Można to uzasadnić następującymi faktami: 1. Gdy środek kołysań wypada wewnątrz impedancji bloku generator-transformator (rys. 6), oznacza to, że impedancja jest mniejsza zastępcza systemu od impedancji bloku generator-transformator . W takim przypadku, w momencie opozycji faz napięć źródłowych prąd pracy asynchronicznej może być większy od prądu zwarcia na zaciskach transformatora blokowego. Bloki generator-transformator są projektowane tak, aby wytrzymały trójfazowe zwarcie na zaciskach transformatora blokowego. Tak więc w omawianym przypadku praca asynchroniczna może stanowić dla

generatora zbyt duże obciążenie prądowe i trzeba ją przerwać jak najszybciej. 2. Gdy środek kołysań wypada wewnątrz impedancji bloku generator-transformator, zabezpieczenia w sieci przesyłowej widzą to kołysanie jako odległe poza swoim zasięgiem i mogą się nie pobudzić. Nie będą więc w stanie dokonać ewentualnego podziału sieci na wyspy. Nie ma więc sensu czekać na zadziałanie zabezpieczeń rozcinających sieć. Gdy środek kołysań wypada wewnątrz sieci przesyłowej (strefa 2), dopuszcza się 2–4 obroty asynchroniczne. Uzasadnia się to następującymi faktami: 1. Gdy środek kołysań wypada wewnątrz sieci, oznacza to (rys. 6), że impedancja zastępcza systemu jest większa od impedancji bloku generator-transformator . W takim przypadku, w momencie opozycji faz napięć źródłowych prąd pracy asynchronicznej jest mniejszy od prądu zwarcia na zaciskach transformatora blokowego i nie stanowi tak dużego zagrożenia jak w poprzednim przypadku. 2. Gdy środek kołysań wypada w sieci przesyłowej, oznacza to, że niektóre zabezpieczenia tej sieci zobaczą kołysania jako bliskie w swoim zasięgu i będą mogły się pobudzić. Gdy w sieci znajdują się zabezpieczenia rozcinające sieć przy pracy asynchronicznej, przed ewentualnym wyłączeniem generatorów trzeba dać najpierw szansę zadziałać tym zabezpieczeniom i umożliwić ewentualne zsynchronizowanie się generatorów wewnątrz wysp, na które dzielony jest system. Głównym powodem, dla którego w przypadku pracy asynchronicznej ze środkiem kołysań w sieci opóźnia się wyłączenie generatorów pracujących asynchronicznie do 2–4 cykli asynchronicznych, jest czekanie na ewentualne zadziałanie zabezpieczeń rozcinających sieć. Jeśli w sieci nie ma zabezpieczeń rozcinających, to nie ma na co czekać i generatory pracujące asynchronicznie też można wyłączyć w trakcie pierwszego obrotu asynchronicznego. Zalecaną liczbę cykli asynchronicznych nastawianą w zabezpieczeniu od poślizgu biegunów podano w tab. 1. Powyższe zalecenia dotyczą elektrowni bez automatyki typu APK lub z automatyką APK typu prewencyjnego. Jeśli w elektrowni jest automatyka APK typu restytucyjnego, dopuszczająca w swej zasadzie działania jeden obrót asynchroniczny, to przed wyłączeniem generatorów przez zabezpieczenia od poślizgu biegunów należy dać szansę zadziałania APK przed zadziałaniem zabezpieczeń od poślizgu biegunów. W takim przypadku nastawienia liczby cykli powinny być o jeden większe niż w powyższej tabelce (tab. 1). W Polsce nie stosuje się dotychczas APK typy restytucyjnego, a jedynie APK typu prewencyjnego. Przypadek z APK typu restytucyjnego nie jest tu omawiany, by nie komplikować prezentowanych zagadnień.

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

–

Elektrownia bez automatyki typu APK lub z automatyką APK prewencyjną

wewnątrz impedancji Położenie bloku środka generatorkołysań -transformator, tj. strefa 1 (wewnętrzna)

Liczba cykli

wewnątrz sieci przesyłowej, tj. strefa 2 (zewnętrzna) z automatyką rozcinającą w sieci

bez automatyki rozcinającej w sieci

2–4

1–2

Tab. 1. Zalecana liczba cykli asynchronicznych, po których ma nastąpić wyłączenie wg [16]

5. Zabezpieczenia odległościowe i ich blokady Zabezpieczenia odległościowe działają na zasadzie pomiaru impedancji pętli zwarciowej. Są one dość powszechnie stosowane w zestawach zabezpieczeń sieci wysokiego napięcia oraz bloków generator-transformator. Jeśli środek kołysań jest dostatecznie blisko miejsca zainstalowania zabezpieczenia odległościowego, to w trakcie kołysań mocy trajektoria impedancji może wejść do stref pomiarowych zabezpieczenia i spowodować zadziałanie zabezpieczenia, a tym samym zbędne wyłączenie. 5.1. Blokady kołysaniowe Przykłady wkroczenia trajektorii impedancji do stref pomiarowych zabezpieczenia odległościowego pokazano na rys. 8. W trakcie kołysań asynchronicznych (rys. 8a) trajektoria przechodzi łukiem o dużym promieniu przez pierwszą i drugą strefę pomiarową. W trakcie kołysań synchronicznych (rys. 8b) trajektoria wkracza do pierwszej strefy i w punkcie M zawraca, gdyż w punkcie tym następuje zmiana znaku poślizgu. W obu przypadkach zabezpieczenie może zadziałać z czasem pierwszej strefy. Aby nie dopuścić do zbędnego zadziałania zabezpieczenia odległościowego w trakcie kołysań mocy, można zastosować blokadę kołysaniową. Działanie blokady kołysaniowej wyjaśnia rys. 8. Na zewnątrz charakterystyki rozruchowej F w odpowiedniej odległości dodaje się charakterystykę B i mierzy czas przejścia trajektorii między tymi charakterystykami. Gdy występuje zwarcie w zakresie stref pomiarowych, to czas przejścia trajektorii między B i F jest krótki. Blokada się nie pobudza. Gdy występuje kołysanie mocy, czas przejścia między

Rys. 8. Wkroczenie trajektorii impedancji do stref zabezpieczenia odległościowego w trakcie kołysań (a) asynchronicznych, (b) synchronicznych

B i F jest znacząco dłuższy i blokada się pobudza. Blokady kołysaniowe działające na powyższej zasadzie mają istotne wady. W stanach niesymetrycznych, takich jak SPZ jednofazowy, może dojść do dużych i powolnych zmian impedancji grożących zadziałaniem blokady. Aby uniknąć zbędnego działania blokady kołysaniowej w stanach niesymetrycznych, do pobudzenia blokady wprowadza się warunek symetrii fazowej, która jest typowa dla pozakłóceniowych stanów z kołysaniami mocy. Błędne pobudzenie blokady może pojawić się również w trakcie wysokooporowych zwarć rozwijających się, dla których powolne zmiany impedancji mogą zostać potraktowane błędnie jako kołysania mocy. W nowych cyfrowych rozwiązaniach blokad kołysaniowych dla uniknięcia problemu z wysokooporowymi zwarciami rozwijającymi wprowadza się śledzenie gładkości trajektorii wybranych sygnałów. Gdy trajektorie te nie są dostatecznie gładkie, blokada kołysaniowa nie jest uruchamiana. Zasada blokowania, pokazana na rys. 8, może również zawieść podczas długotrwałego zwarcia i po powstaniu dużych zmian kątów w trakcie zwarcia. Ilustruje to rys. 9. Przebieg impedancji dotyczy zabezpieczenia na początku linii L2 i zwarcia w linii L1. W momencie zwarcia trajektoria skacze do czwartej ćwiartki do punktu F1 i w trakcie zwarcia przesuwa się do punktu F2. Po zlikwidowaniu zwarcia trajektoria wyskakuje do punktu P, który leży wewnątrz drugiej strefy pomiarowej. Dalej następuje przesuwanie się trajektorii do pierwszej strefy, do punktu M. Następuje działanie zabezpieczenia z czasem pierwszej strefy i zbędne wyłączenie zdrowej linii L2. Blokada kołysaniowa nie działa, gdyż po zlikwidowaniu zwarcia trajektoria nie wyskoczyła poza charakterystykę B. Nie było przejścia trajektorii między charakterystykami B i F, istotnego dla zasady działania blokady. Aby uniknąć takich trudności, w raporcie [16] zaleca się, by stosując blokady kołysaniowe, nie dobierać długich zasięgów zabezpieczeń odległościowych, a człony rozruchowe F ustawiać możliwie blisko stref pomiarowych. To zmniejsza możliwość niezadziałania blokady, jednak w pełni go nie eliminuje. W nowych cyfrowych rozwiązaniach blokad kołysaniowych niektórzy producenci uzupełniają impedancyjny algorytm detekcji kołysań śledzeniem zmian innych sygnałów, , na przykład pochodnej sygnału którego zależność od kąta obciążenia była pokazana na rys. 2. Dzięki zastosowaniu dodatkowych algorytmów rozpoznawania kołysań mocy (ang. power swing logic) nowe cyfrowe rozwiązania blokad kołysaniowych są bardziej niezawodne od tradycyjnych, opartych tylko na pomiarze czasu przejścia między charakterystykami B i F. Nie można jednak uznać, że blokady są w pełni niezawodne. Z tego względu w koncepcji stosowania blokad i doboru ich nastawień należy się liczyć z ewentualnym brakującym lub zbędnym zadziałaniem blokady. Sygnał blokady kołysaniowej (blokujący zadziałanie zabezpieczenia odległościowego) jest zdejmowany po wystąpieniu co najmniej jednego z następujących zdarzeń:

1. Trajektoria impedancji wychodzi z charakterystyki zabezpieczenia (rys. 9). 2. Upływa zadany czas nazywany czasem deblokady. 3. W trakcie kołysań powstaje nowe zwarcie wewnątrz stref pomiarowych i jest rozpoznawane przez dodatkowe kryterium zawarte w logice zabezpieczenia odległościowego (nowe rozwiązania zabezpieczeń cyfrowych).

Rys. 9. Ilustracja niezadziałania blokady kołysaniowej, (a) schemat prostego układu przesyłowego, (b) przykład zmian impedancji w przypadku kołysań synchronicznych

W typowym przypadku sygnał blokady jest zdejmowany wskutek wyjścia impedancji z charakterystyki zabezpieczenia. Czas deblokady był stosowany w elektromechanicznych zabezpieczeniach odległościowych i został przeniesiony także do cyfrowych zabezpieczeń odległościowych. Przyczyną stosowania czasu deblokady była chęć uwolnienia funkcji zabezpieczenia odległościowego na wypadek pojawienia się w trakcie kołysań mocy w SEE nowego zwarcia wymagającego wyłączenia. W nowych rozwiązaniach zabezpieczeń odległościowych stosowanie czasu deblokady staje się wątpliwe, gdyż zabezpieczenia te, oprócz kryterium pomiaru impedancji, mają także dodatkowe kryteria rozpoznawania zwarć. Gdy w trakcie kołysań mocy impedancja jest wewnątrz stref pomiarowych i powstaje nowe zwarcie, to te dodatkowe kryteria natychmiast zwalniają sygnał blokady i zabezpieczenie realizuje swoją funkcję na podstawie charakterystyk impedancyjnych. Gdy nowe zwarcie się nie pojawia, to sygnał blokady jest zdejmowany charakterystyk po wyjściu impedancji zabezpieczenia. 5.1.1. Nastawialny czas deblokady Jednym z parametrów nastawianych w blokadach kołysaniowych jest czas deblokady. Jest to czas, po którym blokada jest zdejmowana bez względu na inne kryteria. Dolną wartość czasu deblokady można oszacować na podstawie czasu, przez jaki trajektoria impedancji pozostaje wewnątrz stref zabezpieczenia odległościowego w trakcie typowych kołysań asynchronicznych lub synchronicznych.

115

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

Aby działanie zabezpieczeń odległościowych było selektywne, czas deblokady nie może być krótszy od czasu przebywania trajektorii impedancji wewnątrz charakterystyk pomiarowych, w trakcie typowych kołysań mocy w SEE. W przeciwnym razie może nastąpić zbędne wyłączenie spowodowane kołysaniem mocy w SEE. Oszacowanie czasu przebywania trajektorii w charakterystyce zabezpieczenia odległościowego, na podstawie części okresu typowych kołysań, nie daje realnej wartości, gdyż szybkość ruchu na płaszczyźnie impedancji nie jest jednakowa. Dla niektórych wartości kąta obciążenia przy tym samym poślizgu wirnika szybkość zmian impedancji jest duża, a dla niektórych mała. Można to uzasadnić w następujący sposób. R

R δ 0

2π

∂R ∂δ

Rys. 10. Zależność rezystancji mierzonej w punkcie przekaźnikowym i jej pochodnej od kąta obciążenia

O szybkości przesuwania się trajektorii w strefach pomiarowych zabezpieczenia decyduje szybkość wzdłuż osi poziomej, czyli szybkość zmian rezystancji. Szybkość ta dana jest wzorem: (5) gdzie:

jest poślizgiem, zaś pochodna dana jest wzorem

(6)

Przykład zależności rezystancji mierzonej przez przekaźnik od kąta obciążenia pokazano na rys. 10. Osiąga ona wartość równą zero przy wartościach kąta mocy równych krotnościom . Charakterystyka jest najbardziej stroma w pobliżu małych wartości kąta oraz dość płaska w pobliżu wartości zbliżonych do . Z tego względu w pobliżu kąta pochodna przyjmuje małe wartości. Zgodnie ze wzorem (5) oznacza to, że w pobliżu dużych kątów obciążenia bliskich , przy tej samej wartości

116

poślizgu , szybkość zmian rezystancji jest mniejsza niż przy małych (ale nie zerowych) wartościach kąta obciążenia. Szybkość zmian wzdłuż trajektorii nie jest jednakowa i zależy od wartości poślizgu w danym momencie oraz kąta obciążenia. W kołysaniach asynchronicznych, w połowie obrotu asynchronicznego, w pobliżu osi liczb urojonych, poślizg jest zawsze duży i mimo małej wartości pochodna osiąga tu dość duże wartości. Oznacza to, że w kołysaniach asynchronicznych trajektoria dość szybko przechodzi przez charakterystyki zabezpieczenia odległościowego i nie należy oczekiwać długiego czasu przebywania trajektorii wewnątrz charakterystyk zabezpieczenia odległościowego. W kołysaniach synchronicznych można natomiast oczekiwać, że czas przebywania trajektorii wewnątrz charakterystyk zabezpieczenia odległościowego będzie dość długi. Wynika to z faktu, że w tych kołysaniach oba czynniki we wzorze (5), określającym szybkość , są małe: a) na całej drodze trajektorii wewnątrz charakterystyk zabezpieczenia poślizg jest mały, gdyż przy zawracaniu trajektorii (rys. 8) poślizg musi zmienić znak, czyli najpierw z dodatnich wartości maleje do zera, a następnie powoli zwiększa swą ujemną wartość b) wewnątrz charakterystyk zabezpieczenia odległościowego są duże wartości kątów obciążenia bliskie , a więc małe wartości pochodnej (rys. 10). Czas przebywania trajektorii wewnątrz charakterystyk zabezpieczenia odległościowego dla kołysań synchronicznych może być sporo dłuższy niż dla kołysań asynchronicznych. Na podstawie wyników symulacji komputerowej czasu przebywania trajektorii impedancji wewnątrz stref zabezpieczeń odległościowych, w raporcie [16] oraz poradniku [6] określono, że czas deblokady nie powinien być krótszy od 2÷5 s dla linii wewnątrz systemu elektroenergetycznego oraz od 5÷10 s dla linii powiązań międzysystemowych. 5.1.2. Nieskończony czas deblokady W niektórych nowych cyfrowych zabezpieczeniach odległościowych użytkownik nie ma możliwości nastawiania czasu deblokady, a domyślnie jest on ustawiony na nieskończoność. Sygnał blokady jest zdejmowany wychodzi tylko wtedy, gdy impedancja z charakterystyki zabezpieczenia lub gdy dodatkowe kryteria stwierdzają nowe zwarcie. Niestety, algorytmy identyfikowania zwarcia w trakcie kołysań mocy w SEE są okryte tajemnicą producentów zabezpieczeń i na podstawie ogólnikowych opisów nie można stwierdzić, na ile takie zabezpieczenia są pewne w działaniu. Zdaniem autora tego artykułu warto wykonać solidne badania laboratoryjne zachowania się takich zabezpieczeń dla rozmaitych przebiegów uzyskanych z symulacji SEE lub rejestracji rzeczywistych zakłóceń. Gdyby się okazało, że zabezpieczenia odległościowe omawianego tu typu działają poprawnie dla zwarć w trakcie kołysań mocy, to warto by zbadać ich zachowanie się także pod wpływem przeciążeń ruchowych, co omówiono w następnym punkcie.

5.1.3. Działanie blokad kołysaniowych w trakcie przeciążeń sieci Wiele awarii systemowych na świecie powstało wskutek zbędnego zadziałania zabezpieczeń odległościowych w trakcie silnych przeciążeń ruchowych. Gdy linia przesyłowa jest silnie przeciążona, a SEE pracuje przy obniżonych wartościach napięć, to zabezpieczenia odległościowe (zwłaszcza linii o dużych długościach) mogą pobudzać się w strefach pomiarowych i mogą powodować zbędne wyłączenie linii przeciążonej (czyli linii istotnej dla SEE). W rezultacie zbędnego wyłączenia obciążenie przenosi się na inne linie pozostałe w pracy. Z kolei zabezpieczenia tych linii mogą się także pobudzić i dochodzi do sekwencji wyłączeń nazywanej wyłączeniami kaskadowymi. To zwykle prowadzi do awarii systemowej. Od lat naukowcy i konstruktorzy zastanawiali się, jak uniknąć zbędnych działań zabezpieczeń odległościowych w trakcie silnych przeciążeń ruchowych. Okazuje się, że z pomocą mogą tu przyjść blokady kołysaniowe z nieskończonym czasem deblokady. Powolny wzrost odciążenia i towarzyszące mu powolne wchodzenie trajektorii impedancji do charakterystyk zabezpieczenia blokada rozpoznaje jako specyficzne (powolne) kołysanie mocy i blokuje zabezpieczenie odległościowe. W trakcie przeciążenia impedancja nie wychodzi ze stref pomiarowych, zabezpieczenie jest zablokowane, nie dochodzi do zbędnego wyłączenia. Chyba że dodatkowe kryteria stwierdzą powstanie zwarcia w przeciążonej linii. Nowoczesne wielokryterialne zabezpieczenia odległościowe z blokadami kołysaniowymi o nieskończenie długim czasie deblokady mogą być niewrażliwe na przeciążenia ruchowe zabezpieczanych linii. Warto podjąć badania laboratoryjne weryfikujące powyższe stwierdzenie. Gdyby się okazało, że rzeczywiście zabezpieczenia omawianego typu są odporne na przeciążenia i zarazem w sposób pewny identyfikują zwarcia w trakcie kołysań mocy lub przeciążeń ruchowych, to zabezpieczenia te warto rozpowszechniać, a cechy te wpisać do postulowanych standardów. 5.2. Zabezpieczenia bloku generator-transformator Zabezpieczenie impedancyjne jest zasilane z przekładników generatora (rys. 11) i ma charakterystyki impedancyjne kołowe typu mhO lub charakterystyki prostokątne, symetryczne względem układu współrzędnych. Kształty te wynikają z faktu, że przy takiej lokalizacji zabezpieczenia nie ma konieczności obcinania członem kierunkowym trzeciej ćwiartki płaszczyzny impedancji. Zasięgi impedancyjne stref są jak na omawianym rysunku. Zabezpieczenie to jest zabezpieczeniem rezerwowym w stosunku do zabezpieczeń różnicowych i jego pierwsza strefa ma niewielkie opóźnienie w stosunku do czasów działania zabezpieczeń różnicowych. Z punktu widzenia kołysań mocy jest to zabezpieczenie na tyle szybkie, że może dokonać zbędnego wyłączenia generatora w trakcie kołysań mocy zarówno synchronicznych, jak i asynchronicznych. Gdy dla danej elektrowni środek kołysań leży wewnątrz impedancji bloku

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

generator-transformator, to w trakcie kołysań trajektoria impedancji może wejść do strefy zabezpieczenia impedancyjnego (krzywe 1 oraz 2 na rys. 11). Zabezpieczenie to może spowodować wyłączenie bloku w trybie jego pełnego odstawienia (jak dla zwarcia wewnętrznego). W przypadku kołysań asynchronicznych (krzywa 1) takie wyłączenie przez zabezpieczenie impedancyjne oznaczałoby zbędne odstawienie całego bloku. Z punktu widzenia utraty synchronizmu wystarczyłoby odstawienie bloku do pracy na potrzeby własne. W przypadku kołysań synchronicznych (krzywa 2) wyłączenie przez zabezpieczenie impedancyjne byłoby zupełnie zbędne. t

Z Z1

1 2

R PN RZ Z<

S wy

Zabezpieczenie to zasięgiem pierwszej strefy obejmuje cały transformator blokowy i część generatora. Stanowi to zabezpieczenie rezerwowe w stosunku do zabezpieczeń różnicowych. Zwykle dla tej strefy nie wprowadza się dodatkowego opóźnienia czasowego. Druga strefa omawianego zabezpieczenia odległościowego jest skierowana w stronę sieci i obejmuje przede wszystkim szyny elektrowni oraz początkowe części linii wyprowadzenia mocy. Stanowi to zabezpieczenie podstawowe bloku od zwarć zewnętrznych. Strefa ta ma opóźnienie dostosowane do odstrojenia od pierwszych stref zabezpieczeń odległościowych linii wyprowadzenia mocy. Strefy zabezpieczenia odległościowego skierowane w stronę transformatora blokowego i w stronę generatora są na tyle szybkie, że mogą spowodować zbędne wyłączenia bloku w trakcie kołysań zarówno synchronicznych, jak i asynchronicznych, gdy środek kołysań wypada wewnątrz impedancji bloku generator-transformator. Z<

Rys. 11. Zabezpieczenie impedancyjne generatora PN

Gdy środek kołysań może wypaść wewnątrz impedancji bloku generator-transformator, zabezpieczenie impedancyjne generatora powinno mieć blokadę kołysaniową, blokującą skutecznie jego działanie przy kołysaniach synchronicznych i asynchronicznych. Zadanie wyłączenia generatora przy utracie synchronizmu należy powierzyć zabezpieczeniu od poślizgu biegunów, dostosowując kąt wyłączenia generatora do zdolności wyłączeniowych wyłącznika oraz liczbę cykli asynchronicznych do koncepcji zastosowanej automatyki przeciwkołysaniowej i zabezpieczeń rozcinających sieć (tab. 1). Należy podkreślić, że dla dużych generatorów zabezpieczenie impedancyjne jest zabezpieczeniem obligatoryjnym (wymaganym w zestawie zabezpieczeń). Z tego względu, dobierając urządzenia zabezpieczeniowe dla dużych generatorów, warto sprawdzić następujące fakty: a) czy dla danej elektrowni przy załączonych wszystkich liniach wyprowadzenia mocy środek kołysań może wypaść wewnątrz impedancji bloku generator-transformator i jeśli TAK, to b) upewnić się, czy dane urządzenie zabezpieczeniowe przewidywane dla tej elektrowni ma funkcję blokady kołysaniowej dla zabezpieczenia impedancyjnego generatora. W elektrowniach o słabych połączeniach sieciowych, nawet przy załączonych wszystkich liniach wyprowadzenia mocy, środek kołysań może wypadać w sieci, czyli poza impedancją bloku generator-transformator. W takiej sytuacji przy utracie synchronizmu trajektoria impedancji nie wejdzie do strefy szybkiej zabezpieczenia impedancyjnego generatora i urządzenie zabezpieczeniowe nie musi mieć funkcji blokady kołysaniowej. Innym zabezpieczeniem istotnym z punktu widzenia kołysań mocy jest zabezpieczenie odległościowe bloku generator-transformator, zasilane z przekładników w polu transformatora blokowego (rys. 12).

A Linie

x 0

Rys. 12. Zabezpieczenie odległościowe bloku generator-transformator

Gdy środek kołysań wypada w sieci przesyłowej, ale blisko szyn elektrowni, to strefa druga skierowana w stronę sieci może również spowodować zbędne wyłączenie bloku, zwłaszcza w przypadku głębokich kołysań synchronicznych, dla których trajektoria impedancji zawraca wewnątrz strefy zabezpieczenia odległościowego i przebywa tam dłużej niż wynosi opóźnienie czasowe tej strefy. Zabezpieczenie odległościowe bloku generator-transformator powinno mieć blokadę kołysaniową, blokującą skutecznie jego działanie przy kołysaniach synchronicznych i asynchronicznych, zarówno w strefie ustawionej w stronę generatora, jak i strefie ustawionej w stronę sieci. Do realizacji omawianego zabezpieczenia odległościowego mogą być wykorzystywane urządzenia zabezpieczeniowe takiego samego typu jak dla linii przesyłowych. Niektóre urządzenia zabezpieczeniowe dla generatorów mają jednak własne funkcje zabezpieczenia odległościowego wyposażone w blokady kołysaniowe. 5.3. Zabezpieczenia sieci przesyłowej W sieci przesyłowej zabezpieczenia odległościowe występują zarówno jako zabezpieczenia linii przesyłowych, jak i zabezpieczenia transformatorów sprzęgających sieci. Wszystkie te zabezpieczenia mogą się pobudzać przy asynchronicznych lub głębokich synchronicznych kołysaniach mocy.

L1 AT1

AT2

Rys. 13. Dwa ciągi przesyłowe składające się z linii i autotransformatorów

W celu lepszego przedstawienia powyższego faktu na rys. 13 pokazano dwumaszynowy model zastępczy SEE, w którym wyróżniono dwa ciągi przesyłowe. Pierwszy z nich składa się z dwóch linii L1 oraz L2. Drugi ciąg zawiera dwie linie L3 i L4 oraz dwa autotransformatory sprzęgające AT1 i AT2. Jeśli między obydwoma częściami SEE wystąpią kołysania mocy, to będą one miały wpływ zarówno na zabezpieczenia odległościowe linii, jak i autotransformatorów sprzęgających. Z punktu widzenia kołysań mocy i blokad kołysaniowych nie ma różnicy, czy dany element sieci jest linią czy transformatorem. W liniach przesyłowych, z punktu widzenia kołysań mocy i blokad kołysaniowych, istotne są trzy pierwsze strefy zabezpieczeń odległościowych (rys. 14a). W transformatorach istotne są strefy skierowane w stronę impedancji transformatora, jak również strefa (lub strefy) wsteczna, skierowana w stronę szyn stacji (rys. 14b). (a)

(b)

Rys. 14. Strefy zabezpieczeń odległościowych (a) linii oraz (b) transformatorów

W większości publikacji dotyczących zabezpieczeń odległościowych linii i transformatorów mówi się głównie o zastosowaniu blokad kołysaniowych tylko do pierwszej i drugiej strefy, uważając, że czas strefy trzeciej jest zbyt długi na to, by mogło dojść do zbędnego wyłączenia wskutek braku blokady tej strefy. Badania symulacyjne, jak i praktyka eksploatacyjna pokazują jednak, że jest to pogląd niesłuszny. Brak blokady kołysaniowej dla trzecich stref zabezpieczeń odległościowych może być przyczyną awarii systemowych. Przykład takiej awarii podano w raporcie [16]. W stacjach WN z podwójnym systemem szyn zbiorczych w sprzęgłach łączących te szyny instalowane są zabezpieczenia odległościowe bezkierunkowe lub z dwoma strefami skierowanymi w przeciwnych kierunkach. Jeśli po wystąpieniu zakłócenia szyny

117

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

danej stacji znajdą się w pobliżu środka kołysań, to zabezpieczenie odległościowe w sprzęgle może zadziałać i nastąpi zbędne rozcięcie szyn. Nie jest to zbyt groźne zakłócenie, niemniej jednak rozcięcie szyn stacji w trakcie kołysań należy uznać za nieselektywne działanie zabezpieczeń. Następnym problemem jest wybór miejsc instalowania blokad kołysaniowych lub wybór elementów sieci przesyłowej (linii i transformatorów) w zabezpieczeniach, w których mają być uruchomione blokady kołysaniowe. W sieci zamkniętej z góry trudno jest ustalić, gdzie będzie środek kołysań i w których zabezpieczeniach elementów sieci może dojść do wkroczenia trajektorii impedancji do stref pomiarowych. W sieciach zamkniętych położenie środka kołysań i przebieg trajektorii impedancji bardzo silnie zależy od miejsca zakłócenia. Miejsce zakłócenia wpływa bowiem na amplitudy kołysań synchronicznych poszczególnych generatorów lub na to, które generatory przechodzą do pracy asynchronicznej względem pozostałych generatorów w przypadku kołysań asynchronicznych. Ilustruje to rys. 15. W pierwszym przypadku (rys. 15a), przy zwarciu w miejscu F1 system rozpada się na dwa podsystemy asynchroniczne, przedzielone przekrojem A1-A1. Na zbędne zadziałanie wskutek kołysań asynchronicznych narażone są tu przede wszystkim zabezpieczenia odległościowe linii i transformatorów w pobliżu przekroju A1-A1. W drugim przypadku (rys. 15b), przy zwarciu w miejscu F2 system rozpada się na dwa podsystemy asynchroniczne, przedzielone przekrojem A2-A2. W tym przypadku na zbędne zadziałanie wskutek kołysań asynchronicznych narażone są przede wszystkim zabezpieczenia odległościowe linii i transformatorów w pobliżu przekroju A2-A2. (a)

(b) A1 F1 F2 A1

Rys. 15. Wpływ lokalizacji miejsca zwarcia na położenie środka kołysań

Zabezpieczenia i ich blokady kołysaniowe muszą być tak zaprojektowane i wykonane, by działały poprawnie przy wszystkich możliwych lokalizacjach zwarć. Lokalizację miejsc w sieci, w których muszą być zainstalowane blokady kołysaniowe lub muszą być uaktywniane funkcje blokad kołysaniowych, można określić za pomocą wielowariantowych symulacji zachowania się SEE pod wpływem zwarć w różnych miejscach systemu. Symulacje te muszą być wykonywane za pomocą programu badania stabilności SEE, umożliwiającego śledzenie trajektorii impedancji mierzonej przez zabezpieczenia odległościowe oraz pozwalającego na zamodelowanie charakterystyk zabezpieczeń odległościowych. Co

118

do konieczności wykonywania takich analiz wszyscy specjaliści są zgodni, zwłaszcza w świetle zaistniałych awarii, w których istotną rolę odegrały zbędne zadziałania zabezpieczeń odległościowych. 5.4. Zabezpieczenia sieci rozdzielczej Dość powszechnie panuje przekonanie, że blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych dotyczą głównie sieci przesyłowych, a dla sieci rozdzielczych nie są istotne. Raport [8], opracowany przez grupę roboczą IEEE, zwraca jednak uwagę, że pogląd ten nie jest słuszny i że wykonując badania symulacyjne SEE, należy również zwrócić uwagę na niektóre węzły sieci rozdzielczej. Dotyczy to zwłaszcza węzłów sieci rozdzielczej zasilanych z węzłów sieci przesyłowej, znajdujących się w pobliżu środka kołysań, co ilustruje rys. 16. L1

Rys. 16. Sieć rozdzielcza WN zasilana z węzła sieci przesyłowej leżącego blisko środka kołysań

Gdy w sieci przesyłowej pojawią się kołysania mocy i dany węzeł jest w pobliżu środka kołysań, to w pewnych momentach w węźle tym napięcie maleje do blisko zera, co oznacza malenie impedancji mierzonej przez zabezpieczenia odległościowe linii sieci rozdzielczej. W rezultacie linie te mogą być zbędnie wyłączone, jeśli nie będą miały blokad kołysaniowych. 6. Zabezpieczenia rozcinające sieć przesyłową Dla uściślenia należy zwrócić uwagę, że omawiane tu zagadnienia nie dotyczą „rozcinania” dokonywanego za pomocą wyłączników w sprzęgłach szyn stacji, lecz „rozcinania” sieci przez dzielenie jej na wyspy poprzez wyłączanie wybranych elementów sieci. Omawiane tu zagadnienia dotyczą podziału SEE na podsystemy w stanach rozwoju awarii systemowych. W przeszłości zakładano, że w stanach rozwoju awarii systemowych same zabezpieczenia odległościowe (bez specjalnych funkcji) pozytywnie przyczyniają się do podziału SEE na podsystemy. Pogląd ten okazał się jednak błędny, zabezpieczenia odległościowe mogą przyczyniać się do wyłączeń kaskadowych linii przesyłowych istotnych dla SEE i mogą prowadzić do niekontrolowanego podziału SEE, niekorzystnego z punktu widzenia możliwości restytucji SEE po awarii. Do fizycznego zrealizowania podziału systemu na podsystemy, przez wyłączenie wybranych elementów sieci, służą zabezpieczenia od pracy asynchronicznej w sieci lub dedykowane do tego celu specjalne funkcje zabezpieczeń odległościowych. Na rys. 17 pokazano charakterystykę impedancyjną funkcji zabezpieczenia od pracy asynchronicznej w sieci zastosowanego

jX 1

4 RILTR

RIRTR SCA

R 3

5 6

Rys. 17. Charakterystyka funkcji rozcinającej w urządzeniach firmy ABB

w urządzeniach firmy ABB przeznaczonych do zabezpieczania linii WN sieci przesyłowej. Do odróżnienia kołysań mocy od zwarć służą tu dwie charakterystyki wielobokowe, zewnętrzna i wewnętrzna, tworzące obszary zaznaczone na rysunku cyframi 1 oraz 2. Uznaje się, że zakłóceniem jest zwarcie, jeśli trajektoria przechodzi przez któryś z tych obszarów w czasie krótszym niż zadany. Jeśli czas przejścia jest dłuższy od zadanego, to uznaje się, że zmiana impedancji jest wynikiem kołysań mocy. Szerokość wieloboku zewnętrznego wynika z odstrojenia się od impedancji ruchowej. Szerokość wieloboku wewnętrznego wynika z szerokości wieloboku zewnętrznego i największej spodziewanej częstotliwości kołysań asynchronicznych (które muszą być rozpoznawane), a także przyjętego czasu przejścia. Rozpoznane kołysanie mocy uznaje się za asynchroniczne, jeśli trajektoria impedancji wchodzi z jednej strony wieloboku, przekracza linię oznaczoną cyfrą 5 (odpowiadającą kątowi ), a następnie wychodzi z drugiej strony wieloboków. Takie przejście odpowiada cyklowi asynchronicznemu. Do wytworzenia sygnału wyłączającego służą linie oznaczone na rysunku symbolami RIRTR oraz RILTR. Jeśli trajektoria zmierza od strony prawej w lewą, to wytwarzanie sygnału inicjowane jest w momencie przejścia trajektorii przez linię RIRTR, a podanie sygnału następuje w momencie przejścia trajektorii przez linię RILTR. Jeśli zaś trajektoria zmierza od strony lewej w prawą, to wytwarzanie sygnału inicjowane jest w momencie przejścia trajektorii przez linię RILTR, a podanie sygnału następuje w momencie przejścia trajektorii przez linię RIRTR. Podobnie jak w zabezpieczeniu generatora od poślizgu biegunów (rys. 7) w omawianym zabezpieczeniu sieci (rys. 17) stosuje się podział zasięgu na bliski i daleki. Służą do tego celu dwie linie dzielące obszar wewnętrzny na dwa obszary, oznaczone odpowiednio cyframi 3 oraz 4. Jeśli trajektoria przechodzi przez obszar 3, to uznaje się kołysanie za „bliskie”. Jeśli trajektoria przechodzi przez obszar 4, to kołysanie uznaje się za „dalekie”. Każdy z tych obszarów ma własny licznik cykli asynchronicznych. Wyłączenie linii przesyłowej następuje, gdy liczba zidentyfikowanych cykli w danym obszarze osiągnie zadaną wartość.

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

Zabezpieczenia od pracy asynchronicznej, zainstalowane w sieci przesyłowej, mogą służyć do podziału SEE na wyspy przez włączenia z góry założonych linii. Linie te wybiera się wg następujących kryteriów: 1. W trakcie utraty synchronizmu środek kołysań musi być blisko danej linii, tak aby trajektoria impedancji przechodziła w strefie zabezpieczenia, najlepiej strefie bliskiej (rys. 17). W przeciwnym razie zabezpieczenie nie będzie w stanie podać sygnału na wyłączenie. 2. Po podziale systemu obszary powinny być zbilansowane lub bliskie bilansu mocy wytwarzanej i odbieranej. W przeciwnym razie w jednym z podsystemów dojdzie do zadziałania automatyki SCO. 3. Wydzielenie wyspy (nawet zbilansowanej) nie może powodować takiego osłabienia pozostałej części sieci, że w wyniku wydzielenia wyspy dojdzie do rozpadu pozostałej części SEE. Oczywiście w sieci zamkniętej trudno jest znaleźć miejsca, które spełniałyby te warunki jednocześnie i na dodatek podział na podsystemy był poprawny dla wszystkich możliwych zakłóceń. Przyjmując koncepcję podziału SEE za pomocą zabezpieczeń rozcinających, należy mieć pewność co do zasadności tej metody dla wszystkich możliwych zakłóceń. Wymaga to wielowariantowych analiz stabilności SEE. Zastosowanie funkcji zabezpieczeń rozcinających w sieci przesyłowej jest ograniczone (a)

(b)

(c)

Rys. 18. Struktury SEE naturalnie skłonne do podziału na wyspy: (a) wzdłużna, (b) z półwyspem, (c) słabo połączone podsystemy zwarte

tylko do szczególnych struktur SEE i szczególnych miejsc instalowania. Ilustrację typowych takich struktur podano na rys. 18. Przypadek pierwszy (rys. 18a) dotyczy struktury wzdłużnej, która składa się z dwu słabo połączonych podsystemów. W tej strukturze przy każdym zakłóceniu prowadzącym do utraty synchronizmu SEE w sposób naturalny dzieli się na dwa podsystemy pracujące asynchronicznie. Najlepszym miejscem do podziału SEE są linie powiązań obu podsystemów. W zabezpieczeniach odległościowych tych linii należy uruchomić funkcje zabezpieczeń rozcinających. Po zidentyfikowaniu obrotu asynchronicznego obu podsystemów spowodują one otwarcie wyłączników linii powiązań i rozpad SEE na dwa podsystemy. Automatyka regulacji mocy i częstotliwości, wspierana przez automatykę SCO, musi doprowadzić do ustalenia bilansu mocy w każdym z rozdzielonych podsystemów. Szczególne kłopoty mają miejsce, gdy jeden z podsystemów jest eksporterem, a drugi importerem dużej mocy. Wtedy po rozcięciu w jednym podsystemie musi dojść do działania SCO, a w drugim podsystemie

do wyłączeń części generatorów. Restytucja SEE musi polegać na wyrównaniu częstotliwości i załączeniu linii powiązań z udziałem kontroli synchronizmu oraz kąta załączenia (ang. synchrocheck). Przypadek drugi (rys. 18b) dotyczy struktury z półwyspem. Jest to struktura bardzo podobna do pierwszej. Różnica polega jednak na tym, że w pierwszej strukturze obie części były porównywalne, zaś w strukturze drugiej półwysep jest znacznie mniejszy od pozostałej części SEE. Tutaj można zastosować zabezpieczenia rozcinające na granicy półwyspu i pozostałej części SEE. Restytucja przebiega tak samo jak w strukturze wzdłużnej. Przypadek trzeci (rys. 18c) dotyczy sytuacji, w której kilka lub kilkanaście wewnętrznie dobrze połączonych (zwartych) podsystemów jest połączonych relatywnie słabymi połączeniami międzysystemowymi. Jest to dość typowa sytuacja, w której sąsiednie kraje połączyły swoje systemy pojedynczymi liniami wymiany międzynarodowej. Słabość powiązań międzysystemowych może tu powodować, że po niektórych zakłóceniach dochodzi do kołysań asynchronicznych w liniach wymiany. Zainstalowane tam zabezpieczenia rozcinające po zidentyfikowaniu zadanej liczby cykli asynchronicznych mogą podać sygnał na otwarcie wyłączników linii wymiany i rozcięcie SEE. Po podzieleniu SEE automatyka regulacji mocy i częstotliwości poszczególnych podsystemów, wspierana działaniem automatyki SCO, doprowadza każdy podsystem do stanu zbilansowania. Restytucja polega tu na wyrównaniu częstotliwości i kolejnym załączaniu linii wymiany z kontrolą synchronizmu i kąta załączenia. Literaturę dotyczącą przykładów zastosowania zabezpieczenia rozcinającego w rzeczywistych systemach podano w raporcie [16]. Wewnątrz zwartego podsystemu połączonego mocną siecią wielokrotnie zamkniętą nie ma żadnego naturalnego podziału SEE na wyspy. Było to omówione przy opisywaniu rys. 15. Na rysunku tym pokazano, że przy zwarciu F1 system rozpada się wzdłuż przekroju A1-A1, zaś przy zwarciu F2 wzdłuż zupełnie innego przekroju A2-A2. Nie ma więc stałych miejsc, w których można by instalować zabezpieczenia rozcinające poprawnie dzielące SEE na wyspy niezależnie od miejsca zwarcia. Funkcje zabezpieczeń rozcinających nie powinny być uruchomiane wewnątrz podsystemów zwartych o mocnych wewnętrznych połączeniach siecią przesyłową wielokrotnie zamkniętą. By podział zwartego podsystemu na wyspy miał sens techniczny (z punktu widzenia stabilności SEE, jak i bilansów mocy ewentualnych wysp po podziale) musiałby być wykonywany dynamicznie dla danego zakłócenia, z oceną stabilności SEE wykonywaną w czasie rzeczywistym oraz z dynamicznie wykonaną oceną bilansu mocy ustalanych wysp. Takie analizy musiałyby być wykonywane centralnie przy założeniu pełnej identyfikacji dynamicznej całego SEE. Być może będzie to możliwe w dalekiej przyszłości. Obecnie nie jest to jeszcze możliwe zarówno ze względów technicznych (infrastruktura telekomunikacyjna), jak i z powodu braku odpowiednich algorytmów decyzyjnych

(identyfikacja dynamiczna dużego SEE i analiza stabilności w czasie rzeczywistym). Problem dynamicznego podziału SEE na wyspy utrudnia także fakt, że aktualnie, w wyniku oddziaływania rynku energii oraz coraz większej liczby niespokojnych źródeł energii (elektrownie wiatrowe), bilanse poszczególnych obszarów ulegają dużym i szybkim zmianom. Niestety, wielu autorów publikacji dotyczących systemu zabezpieczeń związanego z kołysaniami mocy szermuje sugestiami szerokiego i powszechnego stosowania zabezpieczeń rozcinających. W publikacjach tych pojawiają się nawet stwierdzenia, że lepiej jest doprowadzić do podziału sieci na wyspy niż do wyłączenia generatora. Słuszność takiego stwierdzenia jest ograniczona jedynie do struktur SEE pokazanych na rys. 18. W zwartych podsystemach o mocnych powiązaniach sieciowych jest to pogląd absolutnie błędny. W SEE o zwartej strukturze w stanach awaryjnych należy dążyć do zachowania sieci przesyłowej w możliwie nienaruszonym stanie, nawet kosztem wyłączenia części generatorów. Wynika to z faktu, że w razie rozpadu sieci na dużym terytorium jej odtworzenie (restytucja) jest bardzo kłopotliwe i wymaga długotrwałych działań dyspozytorskich. Natomiast jeśli utrzymana zostanie praca sieci przesyłowej, ponowne załączenie bloków wytwórczych nie stanowi problemu. Zakłada się przy tym oczywiście, że awaryjnie wyłączane bloki wytwórcze mogą pracować na potrzeby własne i ich ponowne wprowadzenie do SEE wymaga tylko zamknięcia wyłącznika bloku i zwiększenia mocy. 7. System zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy Wszystkie wyżej omówione zabezpieczenia związane z kołysaniami mocy trzeba traktować jako system zabezpieczeń wymagający jednolitego podejścia w skali całego SEE. 7.1. Struktura systemu zabezpieczeń Z kołysaniami mocy związany jest system zabezpieczeń, którego strukturę przedstawiono na rys. 19. W celu uproszczenia zagadnienia na rysunku tym założono istnienie tylko nowoczesnych, cyfrowych urządzeń zabezpieczeniowych, w których poszczególne zabezpieczenia występują jako funkcje zabezpieczeniowe. Funkcje te mogą, ale też nie muszą być aktywowane przez użytkownika. W skład omawianego systemu zabezpieczeń wchodzą: a) zabezpieczenia specjalne APK, przeciwdziałające utracie synchronizmu generatorów, nazywane automatyką przeciwkołysaniową b) funkcje blokad kołysaniowych PSB zabezpieczeń impedancyjnych generatorów c) funkcje zabezpieczeń generatorów od poślizgu biegunów PSP (pracy asynchronicznej przy załączonym wzbudzeniu) d) funkcje blokad kołysaniowych PSB zabezpieczeń odległościowych bloków generator-transformator e) funkcje blokad kołysaniowych PSB zabezpieczeń odległościowych linii, transformatorów sieciowych i w sprzęgłach szyn stacji

119

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

Rys. 19. Podział zabezpieczeń i ich funkcji związanych z kołysaniami mocy

f) funkcje zabezpieczeń od pracy asynchronicznej w sieci OST, nazywane funkcjami zabezpieczeń rozcinających sieć lub, przez analogię do zabezpieczeń generatorów, także zabezpieczeniami od poślizgu biegunów. W literaturze opisującej zabezpieczenia związane z kołysaniami mocy stosowane są rozmaite skróty. Firma ABB używa następujących oznaczeń: PSD – funkcja detekcji kołysania mocy (ang. power swing detection), PSB – blokada lub funkcja blokady kołysaniowej (ang. power swing blocking), PSP – zabezpieczenie lub funkcja zabezpieczenia generatorów od poślizgu biegunów (ang. pole slip protection), PSP – zabezpieczenie lub funkcja zabezpieczenia elementów sieci (linie i transformatory), służąca do rozcinania sieci przy poślizgu biegunów (ang. pole slip protection), czyli w stanie pracy asynchronicznej. W oznaczeniach firmy ABB skrót PSP występuje dwukrotnie. Jest taki sam dla generatorów, jak i elementów sieci, co nie jest wygodne i może być mylące. Aby takich pomyłek nie było, autorzy grupy roboczej Power System Relaying Committee of IEEE Power Engineering Society proponują w [8], aby dla zabezpieczeń służących do rozcinania sieci stosować oznaczenie OST (ang. out-of-step tripping). Takie też oznaczenie przyjęto na rys. 19. Jest oczywiste, że dobór nastawień wszystkich funkcji wchodzących w skład omawianego systemu zabezpieczeń powinien być wzajemnie skoordynowany w myśl jakiejś wspólnej koncepcji ochrony SEE. Koncepcja ochrony SEE nazywana jest w języku angielskim „filozofią ochrony”. Według

120

wspomnianej grupy roboczej IEEE filozofia ta sprowadza się do następujących ogólnych wytycznych: Ochrona SEE przed skutkami kołysań mocy polega na skutecznym blokowaniu zabezpieczeń w trakcie kołysań synchronicznych i asynchronicznych za pomocą funkcji PSB oraz skutecznej ochronie przed długotrwałą pracą asynchroniczną, przez zastosowanie dla generatorów zabezpieczeń od poślizgu biegunów PSP oraz zabezpieczeń rozcinających sieć OST, powodujących dzielenie sieci na zbilansowane wyspy. Dokładne omówienie koncepcji nastawień całego systemu zabezpieczeń, związanego z kołysaniami mocy (ang. out-of-step protection system), podano w raporcie [16]. Raport ten zawiera ponad 200 stron i trudno go na potrzeby artykułu dokładnie omawiać. Trzeba jednak powiedzieć, że stosowanie poszczególnych zabezpieczeń omawianego systemu ma sens tylko wtedy, gdy jasno przyporządkowane są zadania poszczególnych zabezpieczeń i są one wzajemnie selektywne, to znaczy każde z nich wykonuje tylko swoje zadanie w swoim zakresie działań. 7.2. Przykłady nieselektywnego działania EAZ w trakcie kołysań mocy Selektywność omawianego systemu zabezpieczeń należy rozpatrywać, biorąc pod uwagę zadania przypisane poszczególnym zabezpieczeniom. Zadania poszczególnych zabezpieczeń (lub funkcji zabezpieczeniowych) w omawianym systemie (rys. 19) są następujące:

1. APK ma przeciwdziałać utracie synchronizmu w przypadkach rzeczywistego zagrożenia stabilności SEE. 2. Zabezpieczenia generatorów od poślizgu biegunów PSP mają spowodować wyłączenie generatorów w przypadku nieskutecznego działania APK, czyli po dojściu do utraty synchronizmu. Wyłączenie powinno odbyć się po zadanej liczbie obrotów asynchronicznych pod kontrolą kąta wyłączenia, w drugiej połowie obrotu asynchronicznego. 3. Z abezpieczenie odległościowe bloku w y t w órc z e g o m a s p ow o d ow a ć bezzwłoczne wyłączenie generatora przy zwarciu wewnątrz bloku generator-transformator lub ze zwłoką przy zwarciu na szynach lub bliskim zwarciu w sieci. Zabezpieczenie nie może działać przy synchronicznych kołysaniach mocy i nie powinno działać przy asynchronicznych kołysaniach mocy. 4. Zabezpieczenia odległościowe sieci przesyłowej mają spowodować wyłączenie odpowiedniego elementu sieci (linia, transformator) przy zwarciu w zakresie stref danego zabezpieczenia i z czasem danej strefy. Zabezpieczenie nie może działać przy kołysaniach mocy ani synchronicznych, ani asynchronicznych. Przykładem nieselektywnego działania APK jest zbędne wyłączenie części generatorów w stanach niestanowiących rzeczywistego zagrożenia utraty stabilności SEE. Innym przykładem nieselektywnego działania APK jest wyłączenie zbyt małej liczby generatorów i w rezultacie dopuszczenie do utraty

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

synchronizmu. W takim przypadku rolę przejmują zabezpieczenia od poślizgu biegunów PSP, które w omawianym systemie zabezpieczeń są zabezpieczeniami rezerwowymi w stosunku do zabezpieczenia specjalnego APK. Przykładem nieselektywnego działania zabezpieczenia odległościowego bloku wytwórczego jest spowodowanie wyłączenia generatora w trakcie synchronicznych lub asynchronicznych kołysań mocy. Zezwolenie na to, by zabezpieczenie odległościowe służyło do wyłączania generatora w trakcie kołysań asynchronicznych, jest nieprawidłowe z trzech powodów: a) zabezpieczenie odległościowe nie ma licznika cykli asynchronicznych b) zabezpieczenie odległościowe nie ma kontroli kąta wyłączenia c) zabezpieczenie odległościowe nie odróżnia kołysań synchronicznych od asynchronicznych i może powodować absolutnie zbędne wyłączenie generatora w trakcie kołysań synchronicznych. W celu zapewnienia selektywności działania zabezpieczeń odległościowych bloków wytwórczych trzeba je wyposażyć w blokady kołysaniowe. Analogiczna sytuacja jest także z zabezpieczeniem impedancyjnym generatora. Konieczność stosowania blokad kołysaniowych dotyczy także zabezpieczeń elementów sieci, a szczególnie zabezpieczeń odległościowych linii przesyłowych i transformatorów oraz zabezpieczenia w polu sprzęgła szyn stacji. Nade wszystko dotyczy to zabezpieczeń odległościowych elementów sieci wyprowadzenia mocy z elektrowni. W przypadku braku blokad kołysaniowych zabezpieczenia te mogą spowodować odłączenie elektrowni od SEE oraz zlikwidować spory fragment sieci przesyłowej, istotny dla spójności SEE i pracy pozostałych elektrowni. 7.3. Koncepcje dotyczące systemu zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy Stosowanie wszystkich wyżej omówionych zabezpieczeń lub funkcji zabezpieczeniowych, wchodzących w skład systemu zabezpieczeń związanego z kołysaniami mocy, powinno być wzajemnie skoordynowane w myśl wspólnej koncepcji ochrony SEE. W raportach [8, 16] wyróżniono następujące możliwe warianty. A. Niekorzystanie z blokad kołysaniowych Jest to wariant skrajny, w którym w ogóle nie wykorzystuje się funkcji PSB blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych. Wariant ten, choć wygodny, w praktyce ma bardzo istotne następujące wady: 1. Po wystąpieniu kołysań mocy (synchronicznych lub asynchronicznych) może dojść do zbędnych wyłączeń elementów sieci przesyłowej i ewentualnie dalszych kaskadowych wyłączeń, a w konsekwencji nawet awarii systemowej. 2. W przypadku kołysań asynchronicznych zabezpieczenie odległościowe może podać sygnał na otwarcie wyłącznika bez kontroli kąta wyłączania przy opozycji faz, co może doprowadzić do uszkodzenia wyłącznika (jeśli nie ma on odpowiedniej zdolności łączeniowej). 3. W wyniku niekontrolowanych wyłączeń SEE może rozpaść się na niezbilansowane wyspy.

Z powodu tych wad wariant ten NIE jest zalecany. Trzeba jednak powiedzieć, że niektórzy operatorzy SEE nie przykładają odpowiedniej wagi do omawianego problemu i stosują ten wariant, ryzykując powstanie awarii systemowej. Dopiero gdy taka awaria wystąpi, podejmują działania zmierzające do uporządkowania całego systemu zabezpieczeń, co jest droższe od systematycznego dbania o utrzymanie niżej omówionego wariantu zalecanego. B. Blokowanie wszystkich zabezpieczeń odległościowych Jest to drugi wariant skrajny. Za pomocą funkcji PSB blokuje się wszystkie zabezpieczenia odległościowe, które mogą działać w trakcie kołysań mocy i nie stosuje się żadnych zabezpieczeń wyłączających, takich jak zabezpieczenia od poślizgu biegunów PSP oraz zabezpieczenia rozcinające sieć OST. Wariant ten również NIE może być zalecany, gdyż w przypadku wystąpienia pracy asynchronicznej nie ma żadnych szybkich zabezpieczeń, które mogłyby spowodować odłączenie generatorów pracujących asynchronicznie lub rozcięcie sieci. C. Blokowanie tylko strefy drugiej i dalszych Jest to wariant, w którym (jak poprzednio) nie stosuje się zabezpieczeń od poślizgu biegunów PSP oraz zabezpieczeń rozcinających sieć OST. Blokowanie zabezpieczeń odległościowych ogranicza się natomiast do strefy drugiej i stref dalszych. Strefy pierwszej się nie blokuje. W razie wystąpienia kołysań asynchronicznych zabezpieczenia odległościowe elementów sieci leżących blisko środka kołysań zadziałają z czasem pierwszej (nieblokowanej) strefy. Stosowanie tego rozwiązania w sieci zamkniętej jest dość ryzykowne, gdyż ma takie same wady jak wariant 1. Rozwiązanie takie można natomiast zastosować w zabezpieczeniach odległościowych bloków generator-transformator w sytuacji, gdy ich urządzenia zabezpieczeniowe nie mają funkcji zabezpieczenia od poślizgu biegunów. W takim przypadku generator pracujący asynchronicznie zostanie odłączony przez działanie zabezpieczenia odległościowego bloku. Wadą takiego rozwiązania jest fakt, że przy głębokich kołysaniach synchronicznych generator może również zostać odłączony i będzie to odłączenie bezsprzecznie zbędne. Ponadto w trakcie pracy asynchronicznej generatorów odłączenie jest bez kontroli kąta i może być przyczyną uszkodzenia wyłącznika. D. Blokowanie wszystkich stref i stosowanie funkcji PSP oraz OST W wariancie tym: 1. Wszystkie zabezpieczenia odległościowe wyposaża się w funkcje blokad kołysaniowych PSB. Do zabezpieczeń tych należy zaliczyć wyżej omówione zabezpieczenia impedancyjne i odległościowe bloków generator-transformator, zabezpieczenia odległościowe linii przesyłowych i transformatorów sieciowych oraz zabezpieczenia odległościowe w sprzęgłach szyn stacji. 2. Blokadę uruchamia się dla wszystkich stref wymienionych zabezpieczeń. 3. W szystkie generatory wyposaża się w zabezpieczenia od poślizgu biegunów PSP, przy czym rekomendowane są te urządzenia zabezpieczeniowe, które mają możliwość podawania sygnału

na otwarcie wyłącznika bloku generator-transformator pod kontrolą kąta. 4. W sieci przesyłowej, w miejscach z góry ustalonych na podstawie analiz stabilności SEE, instaluje się zabezpieczenia od pracy asynchronicznej w sieci OST, powodujące rozcinanie sieci na wyspy o możliwie dobrze zbilansowanej generacji i poborze mocy. Trzeba przy tym podkreślić, że decyzja instalowania zabezpieczeń rozcinających OST, a w szczególności dobór miejsc wymaga szczególnej ostrożności i wsparcia wielowariantowymi badaniami symulacyjnymi SEE. W raporcie [8] opracowanym przez grupę roboczą IEEE wariant D jest rozwiązaniem zalecanym. E. Blokowanie części zabezpieczeń i stosowanie funkcji PSP dla części generatorów Jest to sytuacja, jaka ma miejsce w przypadku, gdy w trakcie rozwoju SEE operator nie realizował żadnej konkretnej koncepcji systemu zabezpieczeń związanego z kołysaniami mocy (ang. out-of-step protection system), a zabezpieczenia dla poszczególnych elektrowni oraz elementów sieci (linie i transformatory) były dobierane przez różnych projektantów według ich odrębnych wizji. Niestety, dotychczas była to dość powszechna praktyka w wielu krajach. Dopiero analizy awarii systemowych pokazują, że nie jest to prawidłowe i że operator SEE dla dobra bezpieczeństwa SEE musi narzucić jednolitą koncepcję. Instalowanie blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych w przypadkowo wybranych miejscach oraz zabezpieczeń od poślizgu biegunów dla części generatorów podczas wystąpienia kołysań może doprowadzić do rozpadu SEE na przypadkowe niezbilansowane wyspy. Restytucja takiego SEE jest później bardzo trudna i długotrwała. Wariant ten NIE jest zalecany. Zalecany wariant D zapewnia selektywne działanie całego systemu zabezpieczeń związanych z kołysaniami (ang. out-of-step protection system). Należy tu jednak podkreślić, że zalety tego wariantu są okupione ryzykiem, o którym nie mówi się w raporcie [8], opracowanym przez grupę roboczą IEEE. Przyjęcie wariantu D, w którym blokady kołysaniowe są zastosowane do wszystkich zabezpieczeń odległościowych i wszystkich ich stref, jest bardzo wygodne i zapewnia selektywne działanie całego systemu zabezpieczeń, ale pod warunkiem że urządzenia zabezpieczeniowe są wysokiej jakości, a ich funkcje blokad kołysaniowych nie pobudzają się zbędnie w trudnych sytuacjach. W celu uniknięcia błędnego działania blokad kołysaniowych producenci nowoczesnych urządzeń zabezpieczeniowych wprowadzają dodatkowe kryteria (ang. power swing logic), pozwalające zabezpieczeniom dokładniej rozróżniać kołysania od zwarć. Te dodatkowe kryteria zwiększają niezawodność całego systemu zabezpieczeń i są bardzo istotne, szczególne w zalecanym wariancie D, dla którego pewne działanie blokad kołysaniowych ma kluczowe znaczenie. Producenci nowoczesnych cyfrowych urządzeń zabezpieczeniowych deklarują, że dzięki dodatkowym kryteriom zastosowanym w ich urządzeniach ich blokady kołysaniowe są absolutnie niezawodne i działają

121

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

poprawnie również w wyżej wspomnianych trudnych sytuacjach. Czy jednak deklaracje te mają pokrycie w faktach, czy też są autoreklamą podaną na wyrost, trudno jest powiedzieć. Lakoniczne opisy użytych kryteriów dodatkowych nie pozwalają na dokonanie takiej oceny. Odpowiedzi na te nurtujące pytania można by uzyskać, wykonując testy laboratoryjne urządzeń zabezpieczeniowych, w oparciu o przebiegi uzyskane z symulacji i/lub rejestracji zakłóceń. Nie mając pewności, że blokady kołysaniowe działają niezawodnie we wspomnianych wyżej trudnych sytuacjach, nie można w pełni zaakceptować wariantu 4, zalecanego w raporcie [8], opracowanym przez grupę roboczą IEEE. Zdaniem autorów opracowania [16] zawsze trzeba się liczyć ze zbędnym uruchamianiem się blokad kołysaniowych w jakichś bardzo szczególnych warunkach. Na taką okoliczność trzeba mieć w SEE zabezpieczenia, które z opóźnieniem, ale skutecznie podadzą sygnał do wyłączenia zwarcia. Ponadto wariant D jest kosztowny, gdyż wymaga stosowania blokad kołysaniowych dla zabezpieczeń odległościowych wszystkich elementów sieci. Z niżej omówionych badań symulacyjnych wynika jednak, że dla niektórych elementów sieci (odległych od środka kołysań) blokady kołysaniowe mogą być zbędne. Biorąc powyższe pod uwagę, autorzy opracowania [16] zalecają stosowanie wariantu D w wersji uproszczonej, polegającej na tym, że decyzje instalowania blokad kołysaniowych poparte są wykonywaniem wielowariantowych analiz przebiegu stanów nieustalonych i typowaniem miejsc, w których blokady kołysaniowe są konieczne. 8. Badania symulacyjne W raporcie [16] opisano wyniki badań symulacyjnych dla modelu wielomaszynowego systemu testowego. Z omawianej analizy wynikają następujące wnioski: 1. Nie dla wszystkich linii przesyłowych potrzebne są blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych. Określenie linii, dla których blokady kołysaniowe są potrzebne, wymaga jednak wykonania szczegółowej analizy przebiegu impedancji w trakcie kołysań na płaszczyźnie zmiennych zespolonych. 2. Wykonując analizy stabilności, należy obserwować przebiegi impedancji nie tylko w liniach bliskich miejsca zwarcia. Obserwacje trzeba prowadzić w dość szerokim obszarze. Wynika to z faktu, że po wyłączeniu linii zwartej zmieniają się warunki stabilności nawet dość odległych elektrowni i to one mogą wypadać z synchronizmu w pierwszej kolejności. 3. Nie można podać jako reguły, że blokady są konieczne dla linii wyprowadzenia mocy z elektrowni. Zabezpieczenia odległościowe niektórych linii wyprowadzenia mocy z elektrowni nie muszą mieć blokad kołysaniowych. Wewnątrz sieci przesyłowej mogą istnieć linie, dla których wymagane są blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych. 4. Często w trakcie zwarcia trajektoria impedancji zbliża się lub wchodzi do stref pomiarowych zabezpieczenia odległościowego, mimo że z lokalizacji zwarcia

122

nie wynika, aby strefy te miały być pobudzone. Takie wniknięcie impedancji do stref pomiarowych wynika ze zmiany kąta obciążenia w trakcie zwarć likwidowanych z długim czasem. 5. Często po wyłączeniu zwarcia trajektoria impedancji nie wyskakuje poza charakterystykę detektora kołysań. W takiej sytuacji blokada oparta na pomiarze szybkości przejścia między charakterystyką detektora kołysań a charakterystyką rozruchową zabezpieczenia nie działa poprawnie. 6. Instrukcje nastawiania zabezpieczeń odległościowych radzą stosowanie dalekich zasięgów członów rozruchowych, dobranych jak najbliżej impedancji ruchowej. Jeśli zabezpieczenie odległościowe jest wyposażane w blokadę kołysaniową, to takie podejście nie jest prawidłowe, gdyż szeroki zasięg członu rozruchowego jest niekorzystny z punktu widzenia poprawności działania blokady kołysaniowej, opartej na szybkości zmian impedancji i pomiarze czasu przejścia impedancji między charakterystyką detektora kołysań a charakterystyką członu rozruchowego. Dlatego tam, gdzie wymagane są blokady kołysaniowe, nie należy dawać zbyt dużych zasięgów stref pomiarowych i zasięgu członu rozruchowego. 9. Podsumowanie W SEE stosuje się zabezpieczenia specjalne, przeciwdziałające utracie synchronizmu generatorów (automatykę przeciwkołysaniową), funkcje blokad kołysaniowych zabezpieczeń impedancyjnych generatorów, funkcje zabezpieczeń generatorów od poślizgu biegunów, funkcje blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych bloków generator-transformator, funkcje blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych linii, transformatorów sieciowych i w sprzęgłach szyn stacji, funkcje zabezpieczeń od pracy asynchronicznej w sieci, nazywane funkcjami zabezpieczeń rozcinających sieć. Wszystkie wymienione zabezpieczenia tworzą razem system zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy (ang. out-of-step protection system). O poprawnym stosowaniu, nastawianiu i działaniu tych zabezpieczeń z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego można mówić tylko wtedy, gdy odnośnie całego tego systemu zabezpieczeń przyjmie się jednolitą koncepcję. Odstępstwa od tej koncepcji mogą prowadzić do przypadkowego działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy i tym samym poważnej awarii systemowej. Dojście do stanu docelowego jednolitej koncepcji systemu zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy będzie wymagało opracowania szczegółowych wytycznych eksploatacyjnych, zarówno dla sieci przesyłowych, jak i elektrowni oraz ścisłego przestrzegania tej koncepcji w trakcie modernizacji zabezpieczeń w stacjach elektroenergetycznych i elektrowniach. Oczywiście, nie da się tego zrobić od razu. Będzie to proces długotrwały, wymagający od PSE Operator dużego wysiłku i żelaznej konsekwencji w działaniu. Wysiłek ten warto jednak podjąć, gdyż sieć przesyłowa ma coraz trudniejsze

i dynamicznie zmieniające się warunki pracy i prawdopodobieństwo wystąpienia awarii systemowej jest coraz większe. Wskazane byłoby wykonanie serii badań urządzeń zabezpieczeniowych, oferowanych aktualnie na rynku, przeprowadzonych pod kątem poprawności działania blokad kołysaniowych oraz działania tych blokad w stanach silnych przeciążeń ruchowych, przy nieskończenie dużym czasie deblokady. Badania takie nie były dotychczas przeprowadzane. Ich wykonanie dałoby lepsze rozeznanie, jakie urządzenia zabezpieczeniowe należałoby preferować dla elementów sieci wymagających użycia blokad kołysaniowych. W trakcie zakłóceń w systemie elektroenergetycznym mogą zdarzyć sytuacje, w których proste blokady kołysaniowe zawodzą. Na podstawie deklaracji producentów, bez własnych badań laboratoryjnych, trudno jest rekomendować jakiekolwiek urządzenia. W artykule omówiono problemy dotyczące systemu zabezpieczeń, związane z kołysaniami mocy, i przedstawiono koncepcję, która pozwoli zmniejszyć ryzyko powstania awarii systemowej oraz zwiększyć bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego. Koncepcję tę potwierdzono za pomocą symulacji komputerowej pracy zabezpieczeń w systemie testowym. Analogiczną analizę należy wykonać dla krajowego systemu elektroenergetycznego. Bibliografia 1. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, część I, Kołysania mocy i zabezpieczenia od poślizgu biegunów, Automatyka Elektroenergetyczna 2006, nr 3, s. 32–37. 2. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, część II, Zabezpieczenia odległościowe i ich blokady, Automatyka Elektroenergetyczna 2006, nr 4, s. 31–36. 3. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, część III, Zabezpieczenia rozcinające sieć przesyłową i systemy zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy, Automatyka Elektroenergetyczna 2007, nr 2, s. 41–47. 4. Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control, John Wiley & Sons, Chichester, New York 2008. 5. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007. 6. Białas T., Dobroczek A., Dytry H., Lubośny Z., Machowski J., Tomica M., Romantowska K., Wróblewska S., Wójcik A., Zasady doboru i nastawiania zabezpieczeń elementów systemu elektroenergetycznego wysokiego napięcia, Biblioteka Operatora Systemu Przesyłowego, Warszawa 2010. 7. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, t. I–III, WNT, Warszawa 1979. 8. Power swing and out-of-step considerations on transmission lines, A report to the

J. Machowski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 96–111

Power System Relaying Committee of IEEE Power Engineering Society [online], http://www133.pair.com/psrc/ (Published Reports/Line protections). 9. Mooney J., Fischer N., Application Giudelines for Power Swing Detection on Transmission Systems, Scheitzer Engineering Laboratories, Inc. Copyright©SEL, 2005, 20050920, TP6228-01. 10. Berdy J., Application of out-off-step blocking and tripping relays, GER-3180. 11. Berdy J., Out-off-step protection for generators, GER-31790. 12. Tziouvaras D.A., Daqing H., Out-of-step protection fundamentals and advancements, Protective Relay Engineers, 2004 57th Annual Conference, 30 March – 1 April 2004, Posted online: 2004-10-04 11:46:49.0. 13. Paunescu D. i in., Out of step protection in modern power networks, Developments in Power System Protection, Eighth IEE International Conference, 5–8 April 2004, Posted online: 2004-12-13 08:36:15.0.

14. Hou D., Tziouvaras D.A., Out-of-step protection enhancements, Developments in Power System Protection, Eighth IEE International Conference, 5–8 April 2004, Posted online: 2004-12-13 08:36:15.0. 15. Troskie H.J., Impact of long duration faults on out-of-step protection, Developments in Power System Protection, Eighth IEE International Conference, 5–8 April 2004, Posted online: 2004-12-13 08:36:15.0. 16. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad kołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, praca badawczo-rozwojowa zlecona przez PSE-Operator SA, umowa nr SR/RB/IS/008/05. 17. Machowski J., Elastyczne systemy przesyłowe – FACTS, Przegląd Elektrotechniczny 2002, nr 7.

18. Machowski J., Automatyka przeciwkołysaniowa APK przeciwdziałająca pracy asynchronicznej generatorów synchronicznych, część I, Algorytmy restytucyjne, Automatyka Elektroenergetyczna 2005, nr 4, s. 29–37. 19. Machowski J., Automatyka przeciwkołysaniowa APK przeciwdziałająca pracy asynchronicznej generatorów synchronicznych, część II, Algorytmy prewencyjne, Automatyka Elektroenergetyczna 2006, nr 1, s. 35–41. Artykuł ten jest zmodyfikowaną wersją trzech artykułów [1, 2, 3], opublikowanych w latach 2006–2007 w czasopiśmie „Automatyka Elektroenergetyczna”. Artykuł ten jest publikowany także w materiałach XV Ogólnopolskiej Konferencji „Zabezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce” 2012.

Jan Machowski

prof. dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: jan.machowski@ien.pw.edu.pl Jest profesorem zwyczajnym na Politechnice Warszawskiej. Jego zainteresowania badawcze obejmują analizę, zabezpieczenia i sterowanie systemów elektroenergetycznych. Jest współautorem podręcznika „Power System Dynamics. Stability and Control” (Dynamika systemu elektroenergetycznego. Stabilność i sterowanie), wydanego przez J. Wiley (2008).

123

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

Testing methods of power swing blocking functions of distance protection relays

Author Adam Smolarczyk

Keywords power system, power swings, power swing blocking functions, protection relays testing

Abstract The paper describes testing of distance protection relays’ power swing blocking functions (schemes). Basic and extended scopes of tests are proposed for power swing blocking functions. Test systems are proposed, and test modules of microprocessor tester software are described, which can be used for testing power swing blocking functions.

1. Introduction Power swing blocking functions are available in most distance relays. They are designed to block the distance protection relay function’s undesired responses to power swings, during which the operating impedance may enter the distance protections’ response zones. Protection relay manufacturers apply power swing blocking functions that employ different methods of power swing detection. The most common power swing detection method employed by the classic blocking functions of the Z(t) type is based on measurement of the rate of operating impedance change between the function’s inner and outer zones. Power swing blocking function types applied by selected protection relay manufacturers are summarized in [1, 2] and papers [3, 4] describe the power swing detection methods they employ. A power swing blocking function’s response should be blocked (the feature should be disabled) at an internal (symmetrical or unsymmetrical) fault occurring during power swings to allow its elimination by the distance protection function. In addition, in some cases a power swing blocking function may not react properly. A blocking function’s malfunction means its missing or unnecessary activation in a given situation. Selected situations and factors, to which a power swing blocking function may respond improperly, are summarized in [2, 5]. As with other protection functions available in a protection relay, power swing blocking functions should be tested. The tests, to which protection relays should be subjected, are summarised, classified, and described in [6÷8]. There are two main types of relay testing: (a) type tests and (b) individual tests. Type tests of particular importance include: (a) functional conformance tests, (b) functional performance tests, and (c) scheme performance tests. These types of tests are briefly characterised below. Functional conformance tests. In these tests relays are tested 124

using signals that can be described with simple relationships between currents and voltages. Analogue signals are fed to a tested relay, usually of the fundamental frequency, defined as phasors. Sometimes an additional aperiodic component is introduced to a “pure sine” test signal. In tests pre-fault, fault, and post-fault conditions are simulated. Tests of this type are typically used to check the settings of protection functions: starting (pickup) characteristics, operating times, and ratios of return (dropout level). For testing software is used which is installed in modern microprocessor testers. Functional performance tests. These tests verify a relay’s appropriate response to the power system’s specific operating conditions, and to a specific course of an interference in the system. They can be done in such a way that electrical quantities are recorded by a digital disturbance recorder just before, during, and after a disturbance. Then the records are transferred to a laboratory and uploaded to the software of a tester (simulator reproducing the recorded waveforms). If no records are available, then the electrical waveforms just before and during a disturbance can be obtained by computer simulation of the power system or a relevant portion of it. The tester plays back the recorded current and voltage waveforms, converts digital signals to analogue, and amplifies them to the tested relay’s input level. These signals are fed to the tested device and its response is monitored by recording activation and tripping signals. Tests of this type are referred to as an open-loop test. Scheme performance tests. This testing method treats a test of a power protection relay as a black box, in which all features are thus configured and set, as in the case of its installation in a bay. The relay testing procedure may be similar to functional

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

performance tests. However, the testing method using the power system’s real time simulators is much more sophisticated and realistic. Results of such real time simulation are output as soon as events take place in the system. With such a simulator a tested relay can be included in a power system model so that the instantaneous voltages and currents output from the simulator are converted to analogue signals, appropriately amplified and input into the relay. Output signals from the relay are entered to the power system model mapped in the simulator. If the output signal is a signal for the opening of a system component’s circuit breaker, and this signal occurs during a simulated waveform, then the corresponding circuit is opened in the system model. Such testing is called closed-loop testing, because the modelled system’s performance, just as in the real system, depends on the tested relay’s actions. Some microprocessor testers are provided with software for performing functional conformance tests and simple functional performance tests of power swing blocking functions. Papers [9, 10] describe power swing blocking function testing with State Sequencer, Ramping, and NetSim test modules of OMICRON electronics’ Test Universe software [11].

2. Situations and factors that may contribute to a power swing blocking functions’ inappropriate performance When testing power swing blocking functions their performance should be examined in situations to which they may inappropriately respond. Inappropriate performance of power swing blocking functions - mainly those impedance based of the Z(t) type – may result from: • long, too heavily loaded lines • high-resistance developing faults, at which a slow impedance change can be mistakenly recognised as a power swing (blocking function’s erroneous response) • arc faults • long durations of three-phase external short circuits, and large angle changes during a fault, to which a power swing blocking function fails to respond • internal three-phase faults during power swings and swing blocking function’s response (failure to disable the feature) • asymmetric faults (internal or external) during power swings and swing blocking functions’ response • faults during power swings (in healthy phases) occurring in single-phase auto-reclose’s dead time • different directions of operating impedance changes in the impedance plane during power swings (changes from and to the relay point) • adverse effects of current transformers (CT saturation) and of capacitance voltage transformers (after short circuit transients) on.

It should be noted that usually cited reasons of a power swing blocking function’s malfunction are not isolated. For example, high-resistance faults occur in conjunction with arc faults and are usually single phase short circuits. A more detailed description of individual cases in which power swing blocking functions fail can be found in [2, 5].

3. Power swing blocking functions testing A power swing blocking function testing algorithm should enable validation of the function’s performance in the basic and extended scope [2]. The basic testing scope should allow an initial assessment of the function’s performance (synchronous and asynchronous swings excluding unusual situations listed in Sec. 2). The extended testing should also take into account modelling of unusual disturbances in a quite precisely modelled portion of the power system (accurate models of generator and its controls, accurate models of transformer and lines, accurate models of current and voltage transformers, etc.). In terms of the tests breakdown described in Sec. 1 the basic scope may be identified as a functional conformance test, while the extended scope covers functional conformance tests and functional performance tests. Basic testing may be performed in such a way that by means of a simulation program a simple test system is modelled, by which the generated current and voltage samples are saved to files in a COMTRADE format. These files are then played back using a microprocessor tester software and on this basis the tester generates appropriate currents and voltages. For example, in [2] the test systems were developed in the PSCAD/EMTDC v.4.2.1 [12] simulation program. The COMTRADE files with current and voltage samples generated were played back by the Advanced TransPlay test module of OMICRON electronics CMC tester’s Test Universe software [11]. Another basic testing method may consist in the use of ready-made test modules designed for the given microprocessor tester. For example, papers [9, 10] describe power swing blocking function testing with State Sequencer, Ramping, and NetSim test modules of OMICRON electronics CMC tester’s Test Universe software [11]. Extended testing differs from the basic testing in that more extensive test systems are modelled in the simulation programme. In these systems power system components are modelled much more accurately (accurate models of generators and their control systems, accurate line models). For testing of this type two-machine (with two-circuit line), four-machine, and seven-machine system models can be used.

3.1. Basic testing of power swing blocking functions Testing on a system model developed in a simulation programme For basic testing of power swing blocking functions the system shown in fig. 1 may be used. In this system, the generator (and its

125

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

controls) and the unit generator transformer are not modelled as exactly as it should be done in a model for extended testing. Instead, an appropriately controlled voltage source is used. In this system, by means of the controlled voltage source the voltage amplitude and angle are changed so that the operating impedance runs on the impedance plane have the same shapes as at synchronous and asynchronous power swings. A (single circuit) line can be modelled by four-terminal networks of PI type (series reactances and resistances, shunt susceptances), or without taking into account the shunt susceptances (only series reactances and resistances). At various points in the system during the power swing modelling of individual 3ph, 3ph-n, 2ph, 2ph-n, 1ph-n faults with different fault resistances Rf should be possible. In phase-to-phase short-faults from Rf = 0 (metallic short-circuit) up to several tens of ohms, and in ground faults from Rf = 0 in the case of (rare) metallic short-circuit up to Rf amounting to hundreds of ohms (high-resistance single-phase short-circuit). It is assumed that the fault resistance of a low-resistance ground fault Rf < 20 Ω, and of a high-resistance ground fault Rf = (100÷200) Ω. A current or voltage instrument transformer in the system for basic tests at a relay point should be modelled as ideal. In the case of power swing modelling voltage angle Eb of SEE2 source should be constant and equal to 0, while angle δ (t) of voltage Ea of SEE1 source should change in the case of asynchronous swings according to formula: (1) where: δ (t) – angle of voltage Ea in [deg], δ obc – initial voltage angle in [deg], fn = 50 Hz – rated frequency, ω n = 314 rad/s – rated angular velocity, ∆f – slip frequency in [Hz], t – time in [s]. In the case of synchronous swings angle δ (t) of voltage Ea of source SEE1 should change according to formula: (2) where: δ (t) – angle of voltage Ea in [deg], δ obc – initial voltage angle in [deg], fn = 50 Hz – rated frequency, ω n = 314 rad/s – rated angular velocity, ∆f – slip frequency in [Hz], t – time in [s]; A1 , A2 , B1 , B2 – coefficients influencing the swing depth, for example: A1 = 50; A2 = 80; B1 = -5; B2 = -0.01. Power swing blocking functions’ basic testing should take into account the following situations: • asynchronous swings with different frequencies, for example in the range from 0.2 Hz to 10 Hz • synchronous swings with different frequencies and different “depths” (different degrees of “entry” in the area of distance protection zones) 126

TT LT

SEE1

Z1<

S2 L1

Z2<

TS LS

SEE2

Fig. 1. System for basic testing of power swing blocking functions

• swings with different source voltage modules ratios kE = Ea/Eb typically kE fits in the range from 0.7 to 1.3. This ratio, together with kX ratio that rules the power flow direction and determines whether the node with relay point is “sending” or “receiving” [1, 2] • swings with different reactances ratio kX = Xa/Xb in the relay point (Xa, Xb – means the equivalent reactances on the relay point’s left and right sides). Usually kX may be considered in the range of 0.5 to 4. This ratio describes the location of the circles describing power swings in plane X(R), and it also has some impact on the radius of a given circle. For kE > 1 higher kX value increases the circle radius, and for kE < 1 higher kX decreases it. This ratio, together with ratio kE rules the power flow direction and determines whether the node with relay point is “sending” or “receiving” [1, 2] • single 3ph, 3ph-n, 2ph, 2ph-n, 1ph-n faults occurring during power swings when the operating impedance is in the area of a power swing blocking function’s inner zone (for different phase voltage angles at the relay point, and different ratios kE and kX ). The modelled faults’ fault resistances Rf should differ: in phase to phase faults from Rf = 0 (metallic short-circuit) up to several tens of ohms, and in ground faults from Rf = 0 (metallic short-circuit) up to hundreds of ohms (high-resistance short-circuit). It can be assumed that the fault resistance of a low-resistance ground fault Rf < 20 Ω, and of a high-resistance ground fault Rf = (100÷200) Ω. • impedance trajectory during power swings (owing to properly selected ratios kE and kX) “passing through” (during asynchronous swings) and “entering” (during synchronous swings) the distance protection relay’s first or second or third or reverse zone, both on the impedance plane’s right side (sending node) and left side (receiving node). In a power swing blocking function’s basic testing the above cases should be combined. A case should be modelled, for example, of 1 Hz asynchronous swings. During these swings the impedance trajectory should move from the impedance plane’s right to left side (sending node) through the distance protection relay’s first zone. While the operating impedance has entered the distance protection’s active zone, a three-phase metallic short circuit should be simulated.

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

Fig. 2. Example testing results of 7SA522 relay’s power swing blocking: a) waveforms generated by CMC tester’s Advanced TransPlay software module, b) visualization of results of power swing blocking function testing by SIGRA4 software

Fig. 2 shows sample testing results of a Siemens 7SA522 relay’s power swing blocking function obtained by the above described method [2]. In the test 1 Hz asynchronous power swings were modelled. During the swings a 200 ms long three-phase metallic circuit (3ph) was modelled. After the fault’s elimination the swings persisted. As shown in fig. 2b, the 7SA522 relay properly detected the 3ph fault and triggered three-phase tripping. From the fault occurrence until the distance protection’s tripping signal approx. 147 ms passed. From the fault occurrence until the blocking function’s deactivation approx. 67 ms passed, i.e. from the blocking function deactivation until the distance protection tripping signal 80 ms passed. Such distance protection response is associated with the Trip delay after Power Swing Blocking: 80 ms

setting of the blocking function (distance protection responds 80 ms after the blocking function deactivation). Testing with test modules of microprocessor tester software. In addition to the swing blocking functions testing method described above, the functions can be tested by selected test modules of microprocessor tester software. Example test modules of OMICRON electronics CMC tester’s Test Universe software that can be used for power swing blocking functions testing are the Ramping and NetSim modules [11]. Ramping module. With the Ramping module operating impedance’s slow and fast entries into the active area of distance 127

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

Fig. 3. Sections of Ramping module dialogue windows: a) voltage and current changes simulated at test, b) visualisation of voltage amplitude and current phase angle changes and of activation of CMC tester’s binary inputs

protection zones can be modelled, and performance of the power swing blocking function and distance protection can be checked. By simulating the operating impedance’s slow entry into the areas of distance protection zones the power swing blocking function performance can be checked at slow operating impedance changes, which may occur, for example, at load changes (current and voltage waveforms at load changes have different “shapes” than at power swings). By simulating faster impedance changes with a Ramping module a power swing can be simulated, and by simulation of very rapid impedance changes short circuits can be simulated. Power swing blocking function testing with a Ramping module is based on changes in operating impedance that comes from the operating load area to the distance protection area. In tests, the changing impedance should pass, on the impedance plane, through the power swing blocking function’s outer and inner zones. The fact should be considered that in tests with this module the current and voltage waveform shapes do not fully match the shapes occurring during power swings. In the course of tests reported in [2] voltages and currents were changed in three phases at the same time (impedance changes were symmetric). The following were changed in the tests: 128

• modules of three phase voltages (at ∆t = 1 ms interval) between certain thresholds (voltage phase angles do not change). Voltage change rate was determined by the respective voltage gains ∆U corresponding to the adopted voltage change time interval ∆t • phase angles of three phase currents at constant forced current amplitudes Iwym = 1 A. An example of a test with a Ramping module, whereby the operating impedance’s slow entry (10 Ω/s) to the 7SA522 relay’s distance zone was simulated, is shown in fig. 3. A screenshot of the test results is shown in fig. 4. As seen in the figure, the power swing blocking function was properly activated upon the operating impedance’s entry to its outer zone. NetSim module. This is a module for simple functional operation tests. Sections of the system are mapped there, in which faults can be simulated in single-line, parallel-lines, and line with tapped line. In addition, it enables simulation of synchronous and asynchronous power swings (with and without a concurrent short-circuit). The types of tests that can be performed with NetSim are shown in fig. 5. Fig. 6 shows examples of waveforms obtained from the modelling of an asynchronous power swing with a slip frequency of 1 Hz, with a concurrent three-phase metallic short-circuit at the beginning of line L2 (fig. 5).

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

Fig. 4. Sections of screenshots of waveforms recorded by 7SA522 relay

3.2. Extended testing of power swing blocking functions Extended testing of power swing blocking functions should, in comparison with the basic testing, additionally include modelling of the untypical disturbances listed in Sec. 2 of the paper. For testing of this type the power system portion should be modelled quite accurately (accurate models of generator and its controls, accurate models of transformer and lines, accurate models of current and voltage transformers, option of single-phase control of on-off switches, etc.). For extended testing of power swing blocking functions the system shown in fig. 7 may be used. In this system, the generator (and its control systems) and the unit generator transformer have

been accurately modelled. Instead of a single line (fig. 1), two line circuits are provided for (the magnetic coupling between a line’s parallel circuits can also be considered in the test). Lines can be modelled by four-terminal networks of PI type (series reactances and resistances, shunt susceptances), or using a frequency model (taking into account tower geometry, line parameters’ dependence on the frequency, etc.). The test system shown in fig. 7 can be simplified by replacing the generator and unit generator transformer with a controlled voltage source. In this case, angle δ (t) of the source voltage can be changed using a simple controller based on the generator rotor motion equation. During power swings modelling should be possible at various points in the system of 3ph, 3ph-n, 2ph, 2ph-n, 1ph-n faults with

Fig. 5. Types of tests available in NetSim module 129

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

Fig. 6. Asynchronous swings with concurrent three-phase short-circuit generated by NetSim module

different fault resistances Rf : in phase-to-phase short-faults from Rf = 0 (metallic short-circuit) up to several tens of ohms, and in ground faults from Rf = 0 in the case of (rare) metallic short-circuit up to Rf amounting to hundreds of ohms (high-resistance single-phase short-circuit). It is assumed that the fault resistances of a low-resistance ground fault is Rf < 20 Ω, and of a high-resistance ground fault Rf = (100÷200) Ω. In addition to individual short-circuits, multiple faults (in different areas of the line) should also be capable of modelling, and developing faults, such as a single phase-to-neutral short circuit that after a certain time evolves to two-phase-to-neutral, and then to pure-phase-toneutral. Additionally, besides purely resistive faults, also transient currents and voltages can be modelled, which occur at arc faults. The following should be borne in mind: • primary arc associated with large current in the short circuit’s location since its occurrence until there is no current in the line anymore • secondary arc after the single-pole opening of a circuit breaker (dead time in a single-phase auto-reclose cycle), which is maintained by the line phases’ magnetic coupling, and thus with small current (tens of amperes). Current and voltage transformers at the relay point should be modelled as real items, taking into account their magnetization characteristics. This will enable testing the impact of current transformer saturation and transient states in capacitive voltage transformers on the power swing blocking function performance. 130

On-off switches should be capable of controlling their individual poles in order to implement a single-phase auto-reclose cycle. Some tests cannot be performed in part of the power system near-real model which can be performed in basic testing (using controlled voltage sources). For example, only asynchronous power swings with one specific frequency, resulting from the modelled system’s parameters, can be modelled. No swings with various frequencies can be modelled (without altering the modelled system’s parameters). Moreover, in part of the power system model for power swing blocking function’s extended testing constant kX and kE ratios resulting from the modelled system and power flow parameters should be reckoned with. Power swing blocking function’s extended testing should take into account the following situations:

S1 W3

L2 F2

Z1<

W4 S2

TS LS

Z2<

Fig. 7. Two-machine system for extended testing of power swing blocking function

SEE

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

• asynchronous (synchronous) swings modelled in such a way that 3ph short circuits are generated in different locations in line L2 (F1 in fig. 7) with pre-defined durations. After a pre-defined fault duration W3, W4 line circuit breakers are opened, and line L2 is switched off. In relay points (at circuit breakers W1, W2) in line L1 such impedance changes can be observed, like those at asynchronous (synchronous) swings in the receiving and sending nodes. In order to model synchronous swings, the duration of F1 fault (and opening of the on-off switches in line L2) should be short enough for maintaining the generator’s synchronism • swings (asynchronous and synchronous) modelled in such a way that a 3ph short circuit (F1 in fig. 7) is generated at W4 on-off switch in line L2. After the response times of the distance protection’s first and second zones the off-on switches W4 and W3 in line L2 are opened, respectively. With this the F2 fault is eliminated non-uniformly. In relay points (at circuit breakers W1, W2) in line L1 such impedance changes can be observed as those at asynchronous swings in the receiving and sending nodes • 3ph external faults (in line L2 in fig. 7), at which the operating impedance in L1 line’s relay points after the external fault’s elimination does not leave the blocking function’s outer zone, and enters (resulting from power swings caused by the fault elimination liquidation of short swing) the area of distance protection’s first zone • long-term external 3ph faults (in lines L2, LT and LS in fig. 7), at which the operating impedance in line L1’s relay points enters (during the fault short circuit) the area of the distance protection’s first zone • 3ph, 3ph-n, 2ph, 2ph-n, 1ph-n internal faults F2 (in line L1) during power swings (synchronous and asynchronous), when the operating impedance has entered the area of the power swing blocking function’s inner zone (for various phase voltage angles at the relay point). Faults (F1 in fig. 7) should be modelled in the first, second, third, and reverse zones. The modelled faults’ fault resistances Rf should differ: in phase to phase faults from Rf = 0 (metallic short-circuit) up to several tens of ohms, and in ground faults from Rf = 0 (metallic short-circuit) up to hundreds of ohms (high-resistance short-circuit). It can be assumed that the fault resistance of a low-resistance ground fault Rf < 20 Ω, and of a high-resistance ground fault Rf = (100÷200) Ω • developing short circuits in line L1, for example 1ph-n fault evolving after a certain time into 2ph-n, and then into 3ph-n, or 2ph fault evolving after a certain time into 3ph. The time gap between subsequent short circuits should be greater than 50 ms • short circuits in line L1 during power swings, in the course of which current transformers become saturated • arc faults in line L1 during power swings (synchronous and asynchronous), when the operating impedance has entered the area of the distance-protection’s response. Faults should be modelled in the first, second, third, and reverse zones • single-phase short-circuit in line L1 followed by a single-phase auto reclosing cycle, during which impedances in the two healthy phases (during the dead time) change as at power swings

• single-phase short-circuit in line L1 followed by a single-phase auto reclosing cycle, during which impedances in the two healthy phases (during the dead time) change as at power swings. During the automatic reclose cycle’s dead time a secondary arc should be modelled • single-phase short-circuit in line L1 followed by a single-phase auto reclosing cycle, during which impedances in the two healthy phases (during the dead time) change as at power swings. Additionally, during the automatic reclose cycle’s dead time another single-phase fault should be modelled (in a healthy phase) • different locations for the relay during swings (at circuit breaker W1 or W2) to verify the performance of the power swing blocking function in the sending and receiving nodes. In a power swing blocking function’s extended testing the above cases should be combined. For example, a case of asynchronous swing occurrence should be modelled (by modelling sufficiently long F1 fault in line L2) in the sending node (impedance trajectory during the swing should pass from the right to the left side of the impedance plane) through the distance protection’s first zone. At the time when the operating impedance has entered the distance protection’s response zone (Z1< in fig. 7), a high-resistant single-phase short circuit should be simulated (F2 in fig. 7) eliminated in a single-phase automatic reclose cycle. During the cycle’s dead time another single-phase fault should be modelled in a healthy phase. Of course, more complex test systems for the expanded testing can be imagined than that presented in fig. 7, for example, a four-machine system (fig. 8) or a seven-machine system (CIGRE Test System) [1]. According to this author, however, multi-machine systems more complex than the one shown in fig. 7 (e.g. seven-machine system) are better suited for testing out-of-step protecting systems [1] (including distance protection of generator-transformer set, under-impedance protection of generator, grid splitting protections, generator pole-slip protections), than for accurate testing of power swing blocking functions, because in such systems many more disturbance variants can be simulated than in the system shown in fig. 7.

4. Summary A power swing blocking function is an integral part of distance protection and supports its performance in disturbances, such as power swings. In simple terms, a power swing blocking function should block a distance protection’s response to power swings when the operating impedance has entered its response area, and should not block its response to short circuits. A power swing blocking function, like any other protection functions, should be tested. Its settings should be tested, as well as its performance in specific system conditions. The tests may be performed in the following two scopes:

131

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | 124–132

REFERENCES W3

L2 F1

F2 L1

W1 W5

W2 W6

Fig. 8. Four-machine system for extended testing of power swing blocking function

• basic test, whereby the blocking function performance is tested in typical operating situations which they have to deal with (e.g., synchronous and asynchronous swings with various frequencies, short circuit concurrent with power swings) • extended test, whereby the blocking function is tested in unusual situations (e.g., swings in healthy phases during automatic reclose cycle’s dead time, long-term external faults). For power swing blocking function testing software can be used which microprocessor testers are provided with. This approach allows testing the blocking functions in a limited scope. More sophisticated power swing blocking function testing methods consist in modelling of a part of the power system and disturbances occurring there in a simulation programme, and then reconstructing them (currents and voltages on current transformers’ secondary side) with microprocessor testers, and assessing its performance based on the tested device’s response. The advantage of the blocking function testing using test modules of microprocessor testers’ software is the ability to test relatively easily and quickly. The disadvantage is its suitability for simple and typical interference cases only. The advantage of the blocking function testing by way of software-enabled simulation of dynamic states in the power system is its suitability for cases of simple and unusual disturbance alike. The disadvantage is the relatively long testing process, which consists of the time required to model the test system and selected disturbances, and of reconstruction by a microprocessor tester of the waveforms resulting from the simulation.

1. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu [Setting principles for protection relays’ power swing blocking functions with a view to system recovery], Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology, research and development study commissioned by PSE-Operator SA, Agreement No. SR/RB/IS/008/05, Warsaw 2005. 2. Smolarczyk A., Nowe metody selektywnego rozróżniania kołysań mocy od zwarć oporowych, rozwijających się i innych złożonych zakłóceń zapewniające niezawodną pracę zabezpieczeń odległościowych [New methods of selective distinguishing between power swings and resistance, developing, and other complex disturbances to ensure reliable distance protection relay operation], The Ministry’s of Science and Higher Education own research project N N511 358234, Warsaw 2008–2010. 3. Smolarczyk A , Blokady przeciwkołysaniowe stosowane w zabezpieczeniach odległościowych [Power swing blocking functions of distance protection relays], Wiadomości Elektrotechniczne, issue 10/2010. 4. Smolarczyk A., Blokady przeciwkołysaniowe stosowane w zabezpieczeniach odległościowych [Power swing blocking functions of distance protection relays], XV International Scientific Conference – APE’11, Jurata 8–10 June 2011, vol. 2, pp. 13–22. 5. Smolarczyk A., Sytuacje i czynniki mogące powodować nieprawidłowe działanie blokad przeciwkołysaniowych [Situations and factors that may cause inappropriate performance of the power swing blocking functions], Wiadomości Elektrotechniczne 2010, issue 11, pp. 7–12. 6. CIGRE, Analysis and guidelines for testing numerical protection schemes, CIGRE Report No. 159, Working Group 34.10, August 2000. 7. Smolarczyk A., Badanie przekaźników elektroenergetycznych [Power relay testing], Przegląd Elektrotechniczny 2004, issue 11. 8. Smolarczyk A., Metody testowania przekaźników elektroenergetycznych [Power relay testing methods], Automatyka Elektroenergetyczna 2004, issue 2, pp. 22–29. 9. Steinhauser F., Testing of the power swing blocking in distance relays, OMICRON User Meeting 2000, Munich 2000. 10. Meinhardt P., Testing approaches for the power swing blocking function, International Protection Testing Symposium, OMICRON electronics, Vienna 2009. 11. OMICRON electronics: Software description: Test Universe v.2.30, [online, 2010] http://www.omicron.at/. 12. Manitoba HVDC Research Centre Inc., Information on PSCAD/EMTDC v.4.2.1 software, [online, 2012] http://www.pscad.com/.

Adam Smolarczyk Warsaw University of Technology e-mail: Adam.Smolarczyk@ien.pw.edu.pl A graduate of Warsaw University of Technology. In December 1999 he started working at the University’s Institute of Electrical Power Engineering. He is currently an assistant professor at the Faculty of Electrical Engineering, Warsaw University of Technology. He is an author and co-author of research reports on digital power relays. His research interests are related to the digital power protection automatics and the modelling of phenomena occurring in power systems.

132

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 124–132. When referring to the article please refer to the original text. PL

Sposoby badania blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych Autor

Adam Smolarczyk

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, kołysania mocy, blokady kołysaniowe, badanie przekaźników elektroenergetycznych

Streszczenie

W artykule opisano sposoby badania blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych. Zaproponowano badania, jakim powinny podlegać blokady kołysaniowe w zakresie podstawowym i rozszerzonym. Przedstawiono propozycje układów testowych oraz opisano moduły testowe oprogramowania testera mikroprocesorowego, które mogą zostać wykorzystane do badania blokad kołysaniowych.

1. Wstęp Funkcje blokad kołysaniowych są dostępne w większości przekaźników odległościowych. Ich zadaniem jest blokowanie niepożądanego działania funkcji zabezpieczeń odległościowych podczas kołysań mocy, w trakcie których impedancja ruchowa może wejść w obszar stref działania funkcji odległościowej. Producenci urządzeń zabezpieczeniowych stosują blokady kołysaniowe, wykorzystujące różne sposoby detekcji kołysań mocy. Najczęściej stosowanym sposobem detekcji kołysań mocy, wykorzystywanym przez blokadę klasyczną typu Z(t), jest bazowanie na pomiarze szybkości zmian impedancji ruchowej między strefami zewnętrzną i wewnętrzną blokady. Rodzaje blokad kołysaniowych, stosowanych przez wybranych producentów urządzeń zabezpieczeniowych, zebrano w [1, 2], a w artykułach [3, 4] opisano stosowane przez nie sposoby detekcji kołysań mocy. Działanie blokad kołysaniowych powinno być blokowane (blokada powinna zostać zdjęta) podczas zwarć wewnętrznych (symetrycznych i niesymetrycznych), występujących podczas kołysań mocy, aby umożliwić ich likwidację za pomocą funkcji zabezpieczenia odległościowego. Ponadto w niektórych sytuacjach blokady kołysaniowe mogą działać niepoprawnie. Niepoprawne działanie blokady sprowadza się do brakującego lub zbędnego pobudzenia blokady w określonej sytuacji. Wybrane sytuacje i czynniki, w których blokady kołysaniowe mogą działać niepoprawnie, zebrano w [2, 5]. Podobnie jak pozostałe funkcje zabezpieczeniowe, dostępne w urządzeniach zabezpieczeniowych, funkcje blokad kołysaniowych powinny być badane. Podziały testów, jakim powinny podlegać urządzenia zabezpieczeniowe, zebrano i opisano w [6-8]. Rozróżnia się dwa główne rodzaje badań (testów) przekaźników: (a) testy typu i (b) testy indywidualne. Wśród testów typu istotną rolę odgrywają: (a) funkcjonalne testy zgodności, (b) funkcjonalne testy działania i (c) systemowe testy działania. Poniżej krótko scharakteryzowano wymienione rodzaje testów.

Funkcjonalne testy zgodności. Przekaźnik podczas tych testów jest poddany badaniom za pomocą sygnałów, które mogą zostać opisane prostymi zależnościami między prądami i napięciami. Podczas testów do badanego przekaźnika doprowadzane są sygnały analogowe, zwykle o częstotliwości podstawowej, zdefiniowane jako fazory. Niekiedy do „czystych sinusoid” sygnałów testowych wprowadzana jest dodatkowa składowa nieokresowa. Podczas testów symuluje się warunki przedzwarciowe, zwarciowe i pozwarciowe. Testy tego typu zwykle są wykorzystywane do weryfikacji nastawień funkcji zabezpieczeniowych: charakterystyk rozruchowych, czasów działania, współczynników powrotu. Do ich wykonywania wykorzystuje się oprogramowanie, w które wyposażone są współczesne testery mikroprocesorowe. Funkcjonalne testy działania. Testy te dotyczą poprawności działania przekaźnika w konkretnych warunkach pracy systemu elektroenergetycznego (SEE) oraz konkretnego przebiegu zakłócenia w SEE. Można je wykonać w ten sposób, że przebieg wielkości elektrycznych tuż przed oraz w trakcie zakłócenia i po zakłóceniu rejestruje się za pomocą cyfrowych rejestratorów zakłóceń. Następnie zarejestrowany przebieg przenosi się za pomocą nośnika danych do laboratorium i wgrywa do oprogramowania testera (symulatora odtwarzającego zarejestrowane przebiegi). Jeśli nie dysponuje się zarejestrowanymi przebiegami, to przebiegi wielkości elektrycznych tuż przed i w trakcie zakłócenia można uzyskać za pomocą komputerowej symulacji SEE lub odpowiedniego jego fragmentu. Tester odtwarza zarejestrowane przebiegi prądów i napięć, zamienia sygnały cyfrowe na analogowe i wzmacnia do poziomu wejść sprawdzanego przekaźnika. Sygnały te wprowadza się do badanego urządzenia i obserwuje jego działanie, rejestrując sygnały pobudzeń i zadziałań. Testy tego typu nazywane są testami w otwartej pętli.

Systemowe testy działania. Ta metoda testowania polega na tym, że podczas testów przekaźnik elektroenergetyczny traktowany jest jak czarna skrzynka, w której wszystkie funkcje są tak skonfigurowane i nastawione, jak w przypadku zainstalowania go w polu. Sposób przeprowadzania badań przekaźnika może być podobny jak w przypadku funkcjonalnych testów działania. Jednak o wiele bardziej wyrafinowana i odpowiadająca rzeczywistości jest metoda testowania z wykorzystaniem symulatorów SEE działających w czasie rzeczywistym zjawisk (ang. real time simulators). Dzięki takim symulatorom wyniki symulacji wyprowadzane są tak samo szybko, jak przebiegają zjawiska w systemie. Dysponując takim symulatorem, można badany przekaźnik włączyć do modelu SEE w ten sposób, że chwilowe wartości napięć i prądów uzyskane z symulatora zamieniane są na sygnały analogowe, odpowiednio wzmacniane i wprowadzane do przekaźnika. Natomiast sygnały wyjściowe z przekaźnika wprowadza się do modelu SEE odwzorowanego w symulatorze. Jeśli sygnałem wyjściowym jest sygnał na otwarcie wyłącznika jakiegoś elementu systemu i sygnał ten pojawia się w trakcie symulowanego przebiegu, to w modelu systemu zostaje przerwany odpowiedni obwód. O takim testowaniu mówi się, że odbywa się w zamkniętej pętli, gdyż na zachowanie się modelowanego systemu, tak jak w rzeczywistym systemie, wpływ ma działanie badanych przekaźników. Niektóre testery mikroprocesorowe wyposażone są w oprogramowanie umożliwiające wykonywanie funkcjonalnych testów zgodności oraz prostych funkcjonalnych testów działania blokad kołysaniowych. W artykułach [9, 10] opisane zostały sposoby testowania blokad kołysaniowych z wykorzystaniem modułów testowych State Sequencer, Ramping, NetSim oprogramowania Test Universe firmy OMICRON electronics [11].

133

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

2. Sytuacje i czynniki mogące przyczyniać się do nieprawidłowego działania blokad kołysaniowych Podczas badań blokad kołysaniowych należy sprawdzić ich zachowanie się w sytuacjach, w których mogą one błędnie działać. Błędne zadziałania blokad kołysaniowych – głównie impedancyjnych typu Z(t) – mogą wystąpić na skutek: • długich, zbyt silnie obciążonych linii • wysokooporowych zwarć rozwijających się, podczas których powolne zmiany impedancji mogą być błędnie potraktowane jako kołysania mocy (błędne zadziałanie blokady) • zwarć łukowych • długich czasów trwania trójfazowych zwarć zewnętrznych i dużych zmian kątów w trakcie zwarcia, podczas których blokady kołysaniowe błędnie nie działają • wewnętrznych zwarć trójfazowych występujących podczas kołysań mocy i działania blokady kołysaniowej (błędny brak zablokowania działania blokady kołysaniowej) • zwarć niesymetrycznych (wewnętrznych i zewnętrznych) występujących podczas kołysań mocy i działania blokady kołysaniowej • zwarć podczas kołysań mocy (w zdrowych fazach) występujących w trakcie przerwy bezprądowej cyklu SPZ jednofazowego • różnych kierunków zmian impedancji ruchowej na płaszczyźnie impedancyjnej podczas kołysań mocy (zmiany „od” i „do” punktu przekaźnikowego) • niekorzystnego wpływu przekładników prądowych (nasycanie się przekładników) i pojemnościowych napięciowych (stany przejściowe po zwarciu) na poprawność działania blokady kołysaniowej. Należy podkreślić, że zwykle przywołane przyczyny błędnego działania blokad kołysaniowych nie występują samodzielnie. Przykładowo zwarcia wysokooporowe występują w powiązaniu ze zwarciami łukowymi i mają zwykle charakter zwarć jednofazowych. Dokładniejszy opis poszczególnych przypadków, w których blokady kołysaniowe zawodzą, można znaleźć w [2, 5]. 3. Sposoby badania blokad kołysaniowych Algorytmy badania blokad kołysaniowych powinny umożliwiać sprawdzenie poprawności ich działania w zakresie podstawowym oraz rozszerzonym [2]. Sprawdzenie blokad w zakresie podstawowym powinno umożliwić wstępną ocenę poprawności działania blokady (kołysania synchroniczne i asynchroniczne bez uwzględnienia nietypowych sytuacji wymienionych w rozdz. 2). Natomiast sprawdzenie w zakresie rozszerzonym powinno dodatkowo uwzględniać zamodelowanie zakłóceń nietypowych w dość dokładnie zamodelowanym fragmencie SEE (dokładne modele generatora i jego regulatorów, dokładne modele transformatora i linii, dokładne modele przekładników prądowych i napięciowych itp.). Biorąc pod uwagę podział testów przedstawiony w rozdz. 1, badania w zakresie podstawowym można zaliczyć do funkcjonalnych testów zgodności, a badania w zakresie rozszerzonym obejmują funkcjonalne testy zgodności i funkcjonalne testy działania.

134

Badania w zakresie podstawowym mogą zostać wykonane w ten sposób, że za pomocą programu symulacyjnego zamodelowany jest prosty układ testowy, za pomocą którego generowane próbki prądów i napięć zapisywane są do plików w formacie COMTRADE. Pliki te są następnie odtwarzane za pomocą oprogramowania testera mikroprocesorowego i na ich podstawie tester generuje odpowiednie prądy i napięcia. Przykładowo w pracy [2] układy testowe zbudowane zostały w programie symulacyjnym PSCAD/ EMTDC v.4.2.1 [12]. Wygenerowane pliki typu COMTRADE z próbkami prądów i napięć odtwarzane były za pomocą modułu testowego Advanced TransPlay oprogramowania Test Universe, testera typu CMC firmy OMICRON electronics [11]. Inny sposób wykonywania badań w zakresie podstawowym może polegać na wykorzystaniu gotowych modułów testowych, przeznaczonych dla danego testera mikroprocesorowego. Przykładowo w artykułach [9, 10] opisane zostały sposoby badania blokad kołysaniowych za pomocą modułów testowych State Sequencer, Ramping, NetSim oprogramowania Test Universe, testera typu CMC firmy OMICRON electronics. Badania w zakresie rozszerzonym różnią się w tym od badań w zakresie podstawowym, że w programie symulacyjnym modelowane są bardziej rozbudowane układy testowe. W układach tych o wiele dokładniej modelowane są elementy SEE (dokładne modele generatorów i ich układów regulacji, dokładne modele linii). Do badań tego typu może zostać wykorzystany model układu dwumaszynowego (z linią dwutorową), czteromaszynowego, siedmiomaszynowego. 3.1. Badanie blokad kołysaniowych w zakresie podstawowym Badania z wykorzystaniem modelu układu zbudowanego w programie symulacyjnym Do badania blokad kołysaniowych w zakresie podstawowym może zostać wykorzystany układ przedstawiony na rys. 1. W układzie tym generator (i jego układy regulacji) oraz transformator blokowy nie są dokładnie modelowane, tak jak powinno to być zrobione w modelu do badań w zakresie rozszerzonym. Zamiast niego wykorzystuje się odpowiednio sterowane źródło napięciowe. W układzie tym za pomocą sterowanego źródła napięciowego dokonywane są zmiany amplitudy oraz kąta napięcia, tak aby przebiegi impedancji ruchowej na płaszczyźnie impedancyjnej miały kształty takie, jak podczas kołysań synchronicznych i asynchronicznych. Linia (jednotorowa) może być zamodelowana za pomocą czwórników typu PI (reaktancje i rezystancje wzdłużne, susceptancje poprzeczne) lub też bez uwzględnienia susceptancji poprzecznych (tylko reaktancje i rezystancje wzdłużne). W różnych miejscach układu w trakcie kołysań mocy powinna istnieć możliwość zamodelowania pojedynczych zwarć typu 3f, 3f-n, 2f, 2f-n, 1f-n o różnych rezystancjach przejścia Rf . W zwarciach międzyfazowych od Rf = 0 (zwarcia metaliczne) do kilkudziesięciu omów, natomiast w zwarciach doziemnych od Rf = 0 w przypadku

TT LT

SEE1

Z1<

S2 L1

Z2<

TS LS

SEE2

Rys. 1. Układ do sprawdzania blokad kołysaniowych w zakresie podstawowym

zwarć metalicznych (rzadko spotykanych) do Rf wynoszących setki omów (w zwarciach jednofazowych wysokooporowych). Zakłada się, że zwarcia doziemne niskooporowe mają rezystancję przejścia Rf < 20 Ω, a zwarcia doziemne wysokooporowe mają rezystancję przejścia w zakresie Rf = (100÷200) Ω. Przekładniki prądowe i napięciowe, w układzie do badań podstawowych, w punkcie przekaźnikowym powinny zostać zamodelowane jako idealne. W przypadku modelowania kołysań kąt napięcia Eb źródła SEE2 powinien być stały i wynosić 0, natomiast kąt δ (t) napięcia Ea źródła SEE1 powinien się zmieniać w przypadku kołysań asynchronicznych zgodnie ze wzorem: (1) przy czym: δ (t) – kąt napięcia Ea w [deg], δobc – kąt początkowy napięcia w [deg], f n = 50 Hz – częstotliwość znamionowa, ω n = 314 rad/s – prędkość kątowa znamionowa, ∆f – poślizg w [Hz], t – czas w [s]. W przypadku kołysań synchronicznych kąt δ (t) napięcia Ea źródła SEE1 powinien zmieniać się zgodnie ze wzorem: (2) przy czym: δ (t) – kąt napięcia Ea napięcia w [deg], δ obc – kąt początkowy napięcia w [deg], fn = 50 Hz – częstotliwość znamionowa, ω n = 314 rad/s – prędkość kątowa znamionowa, ∆f – poślizg w [Hz], t – czas w [s]; A1 , A2 , B1 , B2 – współczynniki wpływające na głębokość kołysań, np.: A1 = 50; A2 = 80; B1 = -5; B2 = -0,01. W ramach podstawowego zakresu badań blokady kołysaniowe powinny zostać sprawdzone z uwzględnieniem następujących sytuacji: • kołysań asynchronicznych o różnych częstotliwościach, np. w zakresie od 0,2 Hz do 10 Hz • kołysań synchronicznych o różnych częstotliwościach i różnej „głębokości” kołysań (różnym stopniu „wejścia” w obszar stref działania funkcji odległościowej) • kołysań o różnym stosunku modułów napięć źródłowych kE = Ea/Eb – typowo kE mieści się w zakresie od 0,7 do 1,3. Współczynnik ten, razem ze współczynnikiem kX, decyduje o kierunku przesyłu mocy i określa, czy węzeł z punktem

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

przekaźnikowym ma charakter węzła „wysyłającego”, czy węzła „odbiorczego” [1, 2] • kołysań o różnym stosunku reaktancji kX = Xa/Xb w punkcie przekaźnikowym (Xa, Xb – oznaczają reaktancje zastępcze po lewej i prawej stronie punktu przekaźnikowego). Zwykle kX można rozpatrywać w zakresie od 0,5 do 4. Współczynnik ten opisuje położenie okręgów opisujących kołysania mocy na płaszczyźnie X(R), a poza tym ma pewien wpływ na promień danego okręgu. Dla kE > 1 większa wartość współczynnika k X zwiększa promień okręgu, a dla kE < 1 większa wartość kX zmniejsza promień okręgu. Współczynnik ten, razem ze współczynnikiem kE, decyduje o kierunku przesyłu mocy i określa, czy węzeł z punktem przekaźnikowym ma

charakter węzła „wysyłającego”, czy węzła „odbiorczego” [1, 2] • pojedynczych zwarć typu 3f, 3f-n, 2f, 2f-n, 1f-n występujących w trakcie kołysań mocy, gdy impedancja ruchowa znajdzie się w obszarze strefy wewnętrznej blokady kołysaniowej (dla różnych kątów napięć fazowych w punkcie przekaźnikowym i różnych współczynnikach kE oraz kX ). Zamodelowane zwarcia powinny być o różnych rezystancjach przejścia Rf : w zwarciach międzyfazowych od Rf = 0 (zwarcia metaliczne) do kilkudziesięciu omów, natomiast w zwarciach doziemnych od Rf = 0 (zwarcia metaliczne) do setek omów (zwarcia wysokooporowe). Można przyjąć, że zwarcia doziemne niskooporowe mają rezystancję przejścia Rf < 20 Ω, a zwarcia doziemne

wysokooporowe mają rezystancję przejścia w zakresie Rf = (100÷200) Ω • trajektorii impedancji podczas kołysań mocy (dzięki odpowiednio dobranym współczynnikom kE i kX) „przechodzących” (podczas kołysań asynchronicznych) i „wchodzących” (podczas kołysań synchronicznych) do stref pierwszej lub drugiej lub trzeciej lub wstecznej zabezpieczenia odległościowego, zarówno z prawej strony płaszczyzny impedancyjnej (węzeł wysyłający), jak i z lewej strony płaszczyzny impedancyjnej (węzeł odbiorczy). Podczas przeprowadzania badań blokad kołysaniowych w zakresie podstawowym należy wyżej wymienione przypadki łączyć ze sobą. Przykładowo należy zamodelować

Rys. 2. Przykładowe wyniki badań blokady kołysaniowej przekaźnika 7SA522: a) przebiegi wygenerowane za pomocą modułu Advanced TransPlay oprogramowania testera CMC, b) wizualizacja wyników testu blokady za pomocą oprogramowania SIGRA4

135

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

przypadek, w którym wystąpi kołysanie asynchroniczne o częstotliwości kołysań 1 Hz. Trajektoria impedancji podczas tego kołysania powinna przechodzić z prawej strony na lewą płaszczyzny impedancyjnej (węzeł wysyłający) przez pierwszą strefę działania funkcji odległościowej. W chwili, gdy impedancja ruchowa znajdzie się w pierwszej strefie działania funkcji odległościowej, należy zasymulować zwarcie trójfazowe metaliczne. Na rys. 2 przedstawione zostały przykładowe wyniki badań blokady kołysaniowej przekaźnika 7SA522 firmy Siemens, wykonane za pomocą opisanej wyżej metody [2]. Podczas testu zamodelowano kołysanie asynchroniczne o częstotliwości 1 Hz. W trakcie kołysania zamodelowano zwarcie trójfazowe metaliczne (3f) o czasie trwania 200 ms. Po zakończeniu zwarcia kołysanie trwało nadal. Jak widać na rys. 2b, przekaźnik 7SA522 poprawnie wykrył zwarcie 3f i dał impuls do wyłączenia trójfazowego. Od chwili wystąpienia zwarcia do chwili podania impulsu na wyłączenie (Trip) przez funkcję odległościową upłynęło ok. 147 ms.

Od chwili wystąpienia zwarcia do chwili odwzbudzenia się funkcji blokady upłynęło ok. 67 ms, czyli od momentu odwzbudzenia się funkcji blokady do momentu podania impulsu na wyłączenie przez funkcję odległościową upłynęło 80 ms. Takie działanie funkcji odległościowej jest związane z nastawą czasu Trip delay after Power Swing Blocking: 80 ms funkcji blokady (funkcja odległościowa działa po czasie 80 ms od momentu odwzbudzenia się funkcji blokady). Badania z wykorzystaniem modułów testowych oprogramowania testera mikroprocesorowego Oprócz sposobu badania blokad kołysaniowych, opisanego wyżej, istnieje możliwość badania blokad za pomocą wybranych modułów testowych oprogramowania testerów mikroprocesorowych. Przykładami modułów testowych oprogramowania Test Universe, testera typu CMC firmy OMICRON electronics, które mogą być wykorzystane do badania blokad kołysaniowych, są moduł Ramping i moduł NetSim [11].

Moduł Ramping. Za pomocą modułu Ramping można modelować wolne i szybkie wejścia impedancji ruchowej w obszar działania stref funkcji odległościowej i sprawdzać poprawność działania blokady kołysaniowej i funkcji odległościowej. Symulując wolne wejście impedancji ruchowej w obszar stref funkcji odległościowej, można sprawdzić poprawność działania blokady kołysaniowej podczas wolnych zmian impedancji ruchowej, takich jakie mogą występować np. podczas zmian obciążenia (przebiegi prądów i napięć podczas zmian obciążenia mają inne „kształty” niż w kołysaniach mocy). Przy symulacji szybszych zmian impedancji za pomocą modułu Ramping można zasymulować kołysania mocy, a przy symulacji bardzo szybkich zmian impedancji można zasymulować zwarcia. Testy blokady kołysaniowej wykonywane za pomocą modułu Ramping polegają na zmianach impedancji ruchowej, która wchodzi z obszaru obciążenia ruchowego do obszaru działania funkcji odległościowej.

Rys. 3. Fragmenty okien dialogowych modułu Ramping: a) symulowane zmiany napięć fazowych i prądów podczas wykonywania testu, b) wizualizacja zmian amplitud napięcia i kątów prądów fazowych oraz pobudzenia wejść dwustanowych testera CMC

136

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

Rys. 4. Fragmenty zrzutów ekranu zarejestrowanych przebiegów przez rejestrator przekaźnika 7SA522

Podczas testów zmieniająca się impedancja powinna przechodzić, na płaszczyźnie impedancyjnej, przez strefy zewnętrzną i wewnętrzną blokady kołysaniowej. Należy wziąć pod uwagę fakt, że podczas testów z wykorzystaniem tego modułu kształty prądów i napięć nie do końca odpowiadają kształtom prądów i napięć występującym podczas kołysań mocy. W trakcie badań wykonanych w ramach raportu [2] zmiany napięć i prądów wykonywane były w trzech fazach jednocześnie (zmiany impedancji miały charakter symetryczny). Podczas testów zmieniane były: • moduły trzech napięć fazowych (z krokiem t = 1 ms) między określonymi wartościami progowymi (kąty napięć fazowych nie uległy

zmianie). Szybkość zmian napięcia określano za pomocą odpowiednich przyrostów napięcia ∆U odpowiadających przyjętemu krokowi czasowemu zmian napięcia ∆t • kąty fazowe trzech prądów fazowych przy stałych wartościach amplitud wymuszanych prądów Iwym = 1 A. Przykład testu wykonanego za pomocą modułu Ramping, w którym zasymulowano wolne wejście (10 Ω/s) impedancji ruchowej do strefy 1 funkcji odległościowej przekaźnika 7SA522, pokazano na rys. 3. Zrzuty ekranu z wynikami przeprowadzonego testu przedstawiono na rys. 4. Jak widać na przedstawionym rysunku, nastąpiło poprawne pobudzenie się blokady kołysaniowej po wejściu impedancji ruchowej w obszar strefy zewnętrznej blokady kołysaniowej.

Moduł NetSim. Moduł ten jest modułem do wykonywania prostych funkcjonalnych testów działania. Odwzorowano w nim fragmenty systemu, w których można symulować zwarcia w liniach jednotorowych, dwutorowych i liniach z odczepem. Ponadto istnieje w nim możliwość zasymulowania kołysań synchronicznych, asynchronicznych (ze zwarciem i bez zwarcia w trakcie kołysania). Rodzaje testów, które można wykonać za pomocą modułu NetSim, pokazano na rys. 5. Na rys. 6 pokazano przykładowe przebiegi otrzymane podczas zamodelowania kołysania asynchronicznego o częstotliwości poślizgu 1 Hz, podczas którego wystąpiło zwarcie 3f metaliczne na początku linii L2 (rys. 5).

Rys. 5. Rodzaje testów dostępne w module NetSim

137

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

Rys. 6. Przebiegi kołysań asynchronicznych, podczas których wystąpiło zwarcie 3f wygenerowane za pomocą modułu NetSim

138

3.2. Badanie blokad kołysaniowych w zakresie rozszerzonym Badanie blokad kołysaniowych w zakresie rozszerzonym powinno, w porównaniu z badaniami w zakresie podstawowym, dodatkowo uwzględniać zamodelowanie zakłóceń nietypowych, wymienionych w rozdz. 2 artykułu. Do badań tego typu fragment SEE powinien być dość dokładnie zamodelowany (dokładne modele generatora i jego regulatorów, dokładne modele transformatora i linii, dokładne modele przekładników prądowych i napięciowych, możliwość sterowania jednofazowego wyłączników itp.).

W różnych miejscach układu w trakcie kołysań mocy powinna istnieć możliwość zamodelowania zwarć typu 3f, 3f-n, 2f, 2f-n, 1f-n o różnych rezystancjach przejścia Rf : w zwarciach międzyfazowych od Rf = 0 (zwarcia metaliczne) do kilkudziesięciu omów, natomiast w zwarciach doziemnych

Do badania blokad kołysaniowych w zakresie rozszerzonym może zostać wykorzystany układ przedstawiony na rys. 7. W układzie tym generator (i jego układy regulacji) oraz transformator blokowy zostały dokładnie zamodelowane. Zamiast jednej linii (rys. 1) przewidziano dwa tory linii (podczas badań dodatkowo można uwzględniać sprzężenie magnetyczne między torami równoległymi linii). Linie mogą zostać zamodelowane za pomocą czwórników typu PI (reaktancje i rezystancje wzdłużne, susceptancje poprzeczne) lub też z wykorzystaniem modelu częstotliwościowego (uwzględnianie parametrów słupów, zależności parametrów linii od częstotliwości itp.). Pewnym uproszczeniem układu testowego z rys. 7 może być wykorzystanie zamiast generatora i transformatora blokowego sterowanego źródła napięciowego. W takim przypadku kąt δ (t) napięcia tego źródła może być zmieniany z wykorzystaniem prostego regulatora bazującego na równaniu ruchu wirnika generatora.

Rys. 7. Układ dwumaszynowy do sprawdzania blokad kołysaniowych w zakresie rozszerzonym

S1 W3

L2 F2

Z1<

W4 S2

SEE

LS L1

Z2<

od Rf = 0 w przypadku zwarć metalicznych (rzadko spotykanych) do Rf wynoszących setki omów (w zwarciach jednofazowych wysokooporowych). Zakłada się, że zwarcia doziemne niskooporowe mają rezystancję przejścia Rf < 20 Ω, a zwarcia doziemne wysokooporowe mają rezystancję przejścia w zakresie Rf = (100÷200) Ω. Oprócz zwarć pojedynczych powinna istnieć możliwość zamodelowania zwarć wielokrotnych (w różnych miejscach linii) oraz zwarć rozwijających się, np. zwarcie 1f-n przechodzące po określonym czasie w zwarcie 2f-n, a potem w zwarcie 3f-n. Dodatkowo oprócz zwarć czysto rezystancyjnych mogą zostać zamodelowane stany przejściowe w prądach i napięciach pojawiające się podczas zwarć łukowych. Należy tu mieć na uwadze: • łuk pierwotny (ang. primary arc) związany z przepływem dużego prądu, który

występuje w miejscu zwarcia od chwili jego wystąpienia do momentu, kiedy w linii przestanie płynąć prąd • łuk wtórny (ang. secondary arc) po otwarciu jednobiegunowym wyłącznika (przerwa bezprądowa w cyklu SPZ jednofazowego), który jest podtrzymywany wskutek sprzężenia magnetycznego faz linii, a więc z przepływem małego prądu (prądy rzędu dziesiątek amperów). Przekładniki prądowe i napięciowe w punkcie przekaźnikowym powinny zostać zamodelowane jako rzeczywiste, z uwzględnieniem ich charakterystyk magnesowania. Dzięki czemu będzie istniała możliwość sprawdzenia wpływu nasycenia przekładników prądowych oraz stanów przejściowych w pojemnościowych przekładnikach napięciowych na działanie blokad kołysaniowych. W wyłącznikach powinna istnieć możliwość sterowania poszczególnymi biegunami wyłącznika w celu realizacji cyklu SPZ jednofazowego. W zamodelowaniu fragmentu SEE zbliżonego do rzeczywistego nie ma możliwości przeprowadzenia niektórych badań, które były możliwe w badaniach w zakresie podstawowym (przy wykorzystaniu sterowanych źródeł napięcia). Przykładowo istnieje możliwość zamodelowania kołysań asynchronicznych tylko o jednej, określonej częstotliwości, wynikającej z parametrów zamodelowanego układu. Natomiast nie ma możliwości (bez ingerencji w parametry zamodelowanego układu) zamodelowania kołysań o różnych częstotliwościach.

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

Ponadto dla zamodelowanego fragmentu SEE, przeznaczonego do badań blokad w zakresie rozszerzonym, należy się liczyć ze stałymi współczynnikami kX i kE wynikającymi z parametrów zamodelowanego układu i rozpływu mocy. W ramach rozszerzonego zakresu badań blokady kołysaniowe powinny zostać sprawdzone z uwzględnieniem następujących sytuacji: • kołysań asynchronicznych (synchronicznych) modelowanych w ten sposób, że w różnych miejscach linii L2 generowane są zwarcia 3f (F1 na rys. 7) o zdefiniowanym wcześniej czasie trwania. Po zdefiniowanym czasie trwania zwarcia otwierane są wyłączniki W3, W4 linii, a co za tym idzie linia L2 jest wyłączana. W punktach przekaźnikowych (przy wyłącznikach W1, W2) w linii L1 można zaobserwować zmiany impedancji, jak dla kołysań asynchronicznych (synchronicznych) w węźle odbiorczym i wysyłającym. W celu zamodelowania kołysań synchronicznych czas zwarcia F1 (i otwarcie wyłączników w linii L2) powinien być na tyle krótki, aby generator nie wypadł z synchronizmu • kołysań (asynchronicznych i synchronicznych) modelowanych w ten sposób, że przy wyłączniku W4 linii L2 generowane jest zwarcie 3f (F1 na rys. 7). Po czasie działania pierwszej strefy zabezpieczenia odległościowego otwierany jest wyłącznik W4, a po czasie działania drugiej strefy zabezpieczenia odległościowego otwierany jest wyłącznik W3 linii L2. Dzięki takiemu działaniu występuje nierównomierna likwidacja zwarcia F2. W punktach przekaźnikowych (przy wyłącznikach W1, W2) w linii L1 można zaobserwować zmiany impedancji jak dla kołysań asynchronicznych w węźle odbiorczym i wysyłającym • zwarć zewnętrznych 3f (w linii L2 na rys. 7), podczas których impedancja ruchowa w punktach przekaźnikowych linii L1 po likwidacji zwarcia zewnętrznego nie wychodzi poza strefę zewnętrzną blokady i wchodzi (na skutek powstałych po likwidacji zwarcia kołysań) w obszar strefy pierwszej funkcji odległościowej • długotrwałych zwarć zewnętrznych 3f (w liniach L2, LT i LS na rys. 7), podczas których impedancja ruchowa w punktach przekaźnikowych linii L1 wchodzi (w trakcie trwania zwarcia) w obszar strefy pierwszej funkcji odległościowej • zwarć wewnętrznych F2 (w linii L1) typu 3f, 3f-n, 2f, 2f-n, 1f-n, występujących w trakcie kołysań mocy (synchronicznych i asynchronicznych), gdy impedancja ruchowa znajdzie się w obszarze strefy wewnętrznej blokady kołysaniowej (dla różnych kątów napięć fazowych w punkcie przekaźnikowym). Zwarcia (F1 na rys. 7) powinny być zamodelowane w strefie pierwszej, drugiej, trzeciej i wstecznej. Zamodelowane zwarcia powinny być o różnych rezystancjach przejścia Rf: w zwarciach międzyfazowych od Rf = 0 (zwarcia metaliczne) do kilkudziesięciu omów, natomiast w zwarciach doziemnych od Rf = 0 (zwarcia metaliczne)

•

• •

•

do setek omów (zwarcia wysokooporowe). Można przyjąć, że zwarcia doziemne niskooporowe mają rezystancję przejścia Rf < 20 Ω, a zwarcia doziemne wysokooporowe maja rezystancję przejścia w zakresie Rf = (100÷200) Ω zwarć rozwijających się w linii L1, np. zwarcie 1f-n przechodzące po określonym czasie w zwarcie 2f-n, a potem w zwarcie 3f-n lub zwarcie 2f przechodzące po określonym czasie w zwarcie 3f. Czas między kolejnymi zwarciami powinien być większy od 50 ms zwarć w linii L1 występujących podczas kołysań, w trakcie których występuje nasycenie przekładników prądowych zwarć łukowych w linii L1 podczas kołysań (synchronicznych i asynchronicznych), gdy impedancja ruchowa znajdzie się w obszarze strefy działania funkcji odległościowej. Zwarcia powinny być zamodelowane w strefie pierwszej, drugiej, trzeciej i wstecznej zwarcia jednofazowego w linii L1 i występującego po nim cyklu SPZ jednofazowego, podczas którego impedancje w dwóch zdrowych fazach (w czasie przerwy bezprądowej) zmieniają się jak podczas kołysań mocy zwarcia jednofazowego w linii L1 i występującego po nim cyklu SPZ jednofazowego, podczas którego impedancje w dwóch zdrowych fazach (w czasie przerwy bezprądowej) zmieniają się jak podczas kołysań mocy. Podczas przerwy bezprądowej cyklu SPZ należy zamodelować łuk wtórny zwarcia jednofazowego w linii L1 i występującego po nim cyklu SPZ jednofazowego, podczas którego impedancje w dwóch zdrowych fazach (w czasie przerwy bezprądowej) zmieniają się jak podczas kołysań mocy. Dodatkowo w czasie przerwy bezprądowej należy zamodelować kolejne zwarcie jednofazowe (w jednej ze zdrowych faz) różnego miejsca umieszczenia przekaźnika podczas kołysań (przy wyłączniku W1 lub wyłączniku W2) w celu sprawdzenia poprawności działania blokady kołysaniowej w węźle wysyłającym i odbiorczym.

Podczas przeprowadzania badań blokad kołysaniowych w zakresie rozszerzonym należy wyżej wymienione przypadki łączyć ze sobą. Przykładowo należy zamodelować przypadek, w którym wystąpi kołysanie asynchroniczne (modelując odpowiednio długie zwarcie F1 w linii L2) w węźle wysyłającym (trajektoria impedancji podczas tego kołysania powinna przechodzić z prawej strony na lewą płaszczyzny impedancyjnej) przez pierwszą strefę działania funkcji odległościowej. W chwili, gdy impedancja ruchowa znajdzie się w strefie działania funkcji odległościowej (Z1< na rys. 7), należy zasymulować zwarcie jednofazowe wysokooporowe (F2 na rys. 7) likwidowane w cyklu SPZ jednofazowego. Podczas przerwy bezprądowej tego cyklu powinno zostać zasymulowane w jednej ze zdrowych faz kolejne zwarcie jednofazowe. Oczywiście można sobie wyobrazić bardziej rozbudowane układy testowe

wykorzystywane do badań w układzie rozszerzonym niż ten przedstawiony na rys. 7, np. układ czteromaszynowy (rys. 8) lub siedmiomaszynowy (CIGRE Test System) [1]. Układy wielomaszynowe bardziej rozbudowane niż ten przedstawiony na rys. 7

L2 F1

F2 L1

W1 W5

W2 W6

Rys. 8. Układ czteromaszynowy do sprawdzania blokad kołysaniowych w zakresie rozszerzonym

(np. układ siedmiomaszynowy) są jednak – zdaniem autora artykułu – bardziej przydatne do sprawdzania systemu zabezpieczeń związanych z kołysaniami mocy [1] (w tym zabezpieczeń odległościowych bloku generator – transformator, zabezpieczeń podimpedancyjnych generatora, zabezpieczeń rozcinających sieć, zabezpieczeń od poślizgu biegunów generatora) niż do dokładnego badania blokad kołysaniowych pojedynczych zabezpieczeń odległościowych, ponieważ liczba wariantów zakłóceń, jakie można zasymulować, jest o wiele większa niż w układzie pokazanym na rys. 7. 4. Podsumowanie Funkcje blokad kołysaniowych są integralną częścią zabezpieczeń odległościowych i wspomagają pracę funkcji zabezpieczeń odległościowych podczas zakłóceń, jakimi są kołysania mocy. W uproszczeniu, blokada kołysaniowa powinna blokować działanie funkcji odległościowej podczas kołysań mocy, gdy impedancja ruchowa wejdzie w obszar stref działania funkcji odległościowej, i nie blokować działania stref funkcji odległościowej podczas zwarć. Funkcje blokad kołysaniowych, tak jak i inne funkcje zabezpieczeniowe, powinny być badane. Badania powinny dotyczyć zarówno sprawdzenia poprawności nastawienia blokady, jak i jej poprawności zachowania się podczas specyficznych warunków systemowych. Mogą one mieć charakter badań w zakresie: • podstawowym, podczas których sprawdzane jest zachowanie się blokad w typowych sytuacjach, z jakimi mają one do czynienia podczas swojej pracy (np. kołysania synchroniczne i asynchroniczne o różnej częstotliwości, zwarcia w trakcie kołysań mocy) • rozszerzonym, podczas których badane jest zachowanie blokad w nietypowych sytuacjach (np. kołysania w zdrowych fazach podczas przerwy bezprądowej w cyklu SPZ jednofazowego, długotrwałe zwarcia zewnętrzne).

139

A. Smolarczyk | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 124–132

Do badań blokad kołysaniowych można wykorzystać oprogramowanie, w które są wyposażone testery mikroprocesorowe. Takie podejście pozwala na sprawdzenie blokad w ograniczonym zakresie. Bardziej wyrafinowane metody sprawdzania blokad kołysaniowych polegają na zamodelowaniu fragmentu SEE i zakłóceń w nim występujących w programie symulacyjnym, a następnie ich odtworzeniu (prądy i napięcia po stronie wtórnej przekładników prądowych) za pomocą testerów mikroprocesorowych i ocenie poprawności jego działania na podstawie zachowania się badanego urządzenia. Zaletą testowania blokad z wykorzystaniem modułów testowych oprogramowania testerów mikroprocesorowych jest możliwość stosunkowo łatwego i szybkiego ich wykonania. Wadą – możliwość wykonania badań jedynie dla prostych i typowych przypadków zakłóceń. Zaletą testowania blokad z wykorzystaniem oprogramowania do symulacji stanów dynamicznych w SEE jest możliwość wykonania badań zarówno w prostych, jak i nietypowych zakłóceniach. Wadą – stosunkowo długotrwały proces badania blokady kołysaniowej, na który składa się czas potrzebny do zamodelowania układu testowego i wybranych zakłóceń oraz odtworzenie przebiegów będących wynikiem symulacji za pomocą testera mikroprocesorowego. Adam Smolarczyk

Bibliografia 1. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, praca badawczo-rozwojowa zlecona przez PSE-Operator SA, umowa nr SR/RB/IS/008/05, Warszawa 2005. 2. Smolarczyk A., Nowe metody selektywnego rozróżniania kołysań mocy od zwarć oporowych, rozwijających się i innych złożonych zakłóceń zapewniające niezawodną pracę zabezpieczeń odległościowych, projekt badawczy własny MNiSW, nr N N511 358234, Warszawa 2008–2010. 3. Smolarczyk A., Blokady przeciwkołysaniowe stosowane w zabezpieczeniach odległościowych, Wiadomości Elektrotechniczne 2010, nr 10, s. 21–28, ISSN 0043-5112. 4. Smolarczyk A., Blokady przeciwkołysaniowe stosowane w zabezpieczeniach odległościowych, XV Międzynarodowa Konferencja Naukowa – APE’11, Jurata 8–10 czerwca 2011, tom 2, s. 13–22. 5. Smolarczyk A., Sytuacje i czynniki mogące powodować nieprawidłowe działanie blokad przeciwkołysaniowych, Wiadomości Elektrotechniczne 2010, nr 11, s. 7–12.

6. CIGRE, Ana lysis and guidelines for testing numerical protection schemes, CIGRE Report No. 159, Working Group 34.10, August 2000. 7. Smolarczyk A., Badanie przekaźników elektroenergetycznych, Przegląd Elektrotechniczny 2004, nr 11. 8. Smolarczyk A., Metody testowania przekaźników elektronergetycznych, Automatyka Elektroenergetyczna 2004, nr 2, s. 22–29. 9. Steinhauser F., Testing of the power swing blocking in distance relays, OMICRON User Meeting 2000, Monachium 2000. 10. Meinhardt P., Testing approaches for the power swing blocking function, International Protection Testing Symposium, OMICRON electronics, Vienna 2009. 11. OMICRON electronics: Opis oprogramowania Test Universe v.2.30, [online, 2010] http://www.omicron.at/. 12. Manitoba HVDC Research Cen tre Inc., Informacje o programie PSCAD/EMTDC v. 4 . 2 . 1 , [online, 2012] http://www.pscad.com/.

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: Adam.Smolarczyk@ien.pw.edu.pl Absolwent Politechniki Warszawskiej. W grudniu 1999 roku rozpoczął pracę w Instytucie Elektroenergetyki PW. Obecnie jest adiunktem na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej. Autor oraz współautor raportów z badań cyfrowych przekaźników elektroenergetycznych. Jego zainteresowania naukowe związane są z cyfrową elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową oraz modelowaniem zjawisk występujących w systemach elektroenergetycznych.

140

141

142

Power Engineering Quarterly