Acta Energetica Power Engineering Quarterly 2/23 (June 2015) by ENERGA SA

2/23 (June 2015)

YEAR 7

R&D | technology | economy | law | management

ISSN 2300-3022

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage

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 Karol Lewandowski | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Managing Editor

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, which is 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 and also in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php

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

From the Chief Editor The problem of system security, including the security of power systems, is not new. The security of a power system can be considered on many levels, taking into account internal and external threats. Thus, security can be measured by A power system’s immunity to changes in its operating condition (including internal disturbances), or to external impacts (e.g. terrorist attack). A system’s immunity can be built by its structure’s redundancy or by the application of appropriate management systems. The first immunity may be called structural, and the other regulatory. Structural redundancy in a power grid should be understood as such (large enough) number of connections between electricity supply and consumption points, which in the event of loss of a connection (a grid component’s outage) will deprive no consumers of their electricity supply. In transmission grids and a substantial part of 110 kV distribution grids, such immunity exists and is tested in N-1 (as well as N-2) analyses. In radial 110 kV grids and in lower voltage grids in radial configuration there is not this immunity. Regulatory immunity consists of all kinds of systems of regulation, control and management, online and offline, including, besides automatic control systems, also IT systems, dispatchers, and repair teams. The development of power systems is accomplished through grid expansion, which increases the structural immunity, and by extension of control and management systems, which increases the regulatory immunity. A question can be asked about the right balance between these two lines of action. Doesn’t the IT infrastructure expansion intended to strengthen the system’s regulatory immunity introduce threats to its security? And how to counter these threats? An example may be modern energy meters that can be used to switch off consumers, which in turn, in the case of a system-wide intervention, will lead to a blackout (Marc Ellsberg, “Blackout. Tomorrow Will Be Too Late”). Of course the message is not to promote deterring the IT system development in favour of building power lines, but to draw attention to the need to consider the level of a power system’s regulatory immunity. You are invited to read this issue of Acta Energetica. Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Problem bezpieczeństwa systemów, a w tym bezpieczeństwa systemów elektroenergetycznych, nie jest problemem nowym. Bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego może być rozważane wielopłaszczyznowo z uwzględnieniem zagrożeń wewnętrznych, jak i zewnętrznych. Tym samym pewną miarą bezpieczeństwa może być odporność danego systemu elektroenergetycznego na zmianę stanu pracy (w tym na zakłócenia wewnętrzne) lub na oddziaływanie z zewnątrz (np. atak terrorystyczny). Odporność systemu można budować przez nadmiarowość struktury lub przez stosowanie odpowiednich systemów zarządzania. Pierwszą z nich nazwijmy odpornością strukturalną, a drugą – odpornością regulacyjną. Nadmiarowość struktury, w odniesieniu do sieci elektroenergetycznej, należy rozumieć jako taką (na tyle dużą) liczbę powiązań punktów zasilania z punktami poboru energii elektrycznej, która w przypadku ubytku danego powiązania (wyłączenia elementu sieci) nie doprowadzi do braku zasilania u odbiorców. W sieciach przesyłowych i w znaczącej części sieci rozdzielczych 110 kV odporność taka istnieje, a jest testowana w analizach N-1 (a także N-2). W sieciach promieniowych 110 kV oraz sieciach niższego napięcia, pracujących jako promieniowe, taka odporność nie występuje. Na odporność regulacyjną składają się wszelkiego rodzaju systemy regulacji, sterowania i zarządzania, działające w trybie online oraz offline, a w tym, oprócz systemów automatyki, również systemy m.in. informatyczne, dyspozytorzy, brygady remontowe. Rozwój systemów elektroenergetycznych jest realizowany poprzez rozbudowę sieci, co prowadzi do wzrostu odporności strukturalnej, oraz przez rozbudowę systemów sterowania i zarządzania, co skutkuje wzrostem odporności regulacyjnej. Można postawić pytanie o właściwe proporcje pomiędzy tymi dwoma grupami działań. Czy poprzez rozbudowę infrastruktury informatycznej, prowadzącą w zamierzeniu do wzmocnienia odporności regulacyjnej systemu, nie wprowadza się zagrożeń dla jego bezpieczeństwa? I jak tym zagrożeniom przeciwdziałać? Przykładem mogą tu być współczesne liczniki energii, które można wykorzystać do wyłączenia odbiorców, co z kolei w przypadku działania na skalę systemową będzie prowadziło do blackoutu (Marc Elsberg, „Blackout. Jutro będzie za późno”). Przesłaniem nie jest oczywiście promowanie powstrzymywania rozwoju systemów informatycznych na rzecz budowy linii elektroenergetycznych, ale zwrócenie uwagi na konieczność pamiętania o poziomie odporności regulacyjnej systemu. Zapraszam do lektury artykułów bieżącego numeru Acta Energetica. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents NETWORK CODES – EUROPEAN ENERGY LAW IN THE MAKING Grzegorz Błajszczak, Iwona Gaweł . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 EXPECTED RANGE OF COOPERATION BETWEEN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS AND DISTRIBUTION SYSTEM OPERATORS AFTER IMPLEMENTATION OF ENTSO-E GRID CODES Tomasz Pakulski, Jarosław Klucznik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 OPTIONS TO IMPROVE THE QUALITY OF WIND GENERATION OUTPUT FORECASTING WITH THE USE OF AVAILABLE INFORMATION AS EXPLANATORY VARIABLES Rafał Magulski, Tomasz Pakulski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 PERFORMANCE ANALYSIS OF A HYBRID GENERATION SYSTEM OF WIND TURBINES, PHOTOVOLTAIC MODULES, AND A FUEL CELL Bartosz Ceran, Krzysztof Sroka. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 INTELLIGENT CURRENT SENSORS AS PART OF SMART GRID NETWORK Andrzej Nowakowski, Paweł Wlazło, Radosław Przybysz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 NEW QUALITY OF CURRENT MEASUREMENT IN POWER SWITCHGEAR WITH THE USE OF PCB SENSORS Aleksander Lisowiec, Andrzej Nowakowski, Paweł Wlazło. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 CALCULATIONS OF ELECTROMECHANICAL EIGENVALUES BASED ON GENERATING UNIT INSTANTANEOUS POWER AND ANGULAR SPEED WAVEFORMS AT A STEP DISTURBANCE Piotr Pruski, Stefan Paszek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 SYNCHRONOUS GENERATOR MODEL WITH FRACTIONAL ORDER VOLTAGE REGULATOR PIbDa Dariusz Spałek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 PROBABILITY CONSTRAINED LOAD FLOW ON THE BASIS OF TRACING METHOD Irina Golub, Oleg Voitov, Evgeny Boloev. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 THE ISSUES OF REACTIVE POWER COMPENSATION IN HIGH-VOLTAGE TRANSMISSION LINES Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik, Krzysztof Dobrzyński. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 THE EFFECT OF PHASE-TO-EARTH FAULTS ON THE OPERATING CONDITIONS OF A SEPARATED 110 KV GRID NORMALLY OPERATED WITH EFFECTIVELY EARTHED NEUTRAL, AND TEMPORARILY SUPPLIED FROM A COMPENSATED 110 KV GRID Wilhelm Rojewski, Marian Sobierajski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 STUDY OF THE USE OF A MATRIX CONVERTER FOR BUILDING A PHASE SHIFTER Tomasz Sieńko, Jerzy Szczepanik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125

Spis treści KODEKSY SIECI – TWORZENIE EUROPEJSKIEGO PRAWA ENERGETYCZNEGO Grzegorz Błajszczak, Iwona Gaweł .....................................................................................................................................................................................10 OCZEKIWANY ZAKRES WSPÓŁPRACY OPERATORÓW SYSTEMÓW PRZESYŁOWYCH Z OPERATORAMI SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH PO WEJŚCIU W ŻYCIE KODEKSÓW SIECIOWYCH ENTSO-E Tomasz Pakulski, Jarosław Klucznik...................................................................................................................................................................................20 MOŻLIWOŚCI POPRAWY JAKOŚCI PROGNOZ GENERACJI WIATROWEJ PRZY WYKORZYSTANIU DOSTĘPNYCH INFORMACJI JAKO ZMIENNYCH OBJAŚNIAJĄCYCH Rafał Magulski, Tomasz Pakulski ........................................................................................................................................................................................31 ANALIZA PRACY HYBRYDOWEGO SYSTEMU WYTWÓRCZEGO SKŁADAJĄCEGO SIĘ Z TURBIN WIATROWYCH, MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH ORAZ OGNIWA PALIWOWEGO Bartosz Ceran, Krzysztof Sroka............................................................................................................................................................................................43 INTELIGENTNE SENSORY PRĄDOWE JAKO ELEMENT SIECI SMART GRID Andrzej Nowakowski, Paweł Wlazło, Radosław Przybysz .............................................................................................................................................54 NOWA JAKOŚĆ POMIARU PRĄDÓW ZA POMOCĄ SENSORÓW PCB W ROZDZIELNICACH ENERGETYCZNYCH Aleksander Lisowiec, Andrzej Nowakowski, Paweł Wlazło............................................................................................................................................64 OBLICZENIA ELEKTROMECHANICZNYCH WARTOŚCI WŁASNYCH NA PODSTAWIE PRZEBIEGÓW MOCY CHWILOWEJ I PRĘDKOŚCI KĄTOWEJ ZESPOŁÓW WYTWÓRCZYCH PRZY ZAKŁÓCENIU SKOKOWYM Piotr Pruski, Stefan Paszek....................................................................................................................................................................................................74 MODEL GENERATORA SYNCHRONICZNEGO Z UŁAMKOWYM REGULATOREM NAPIĘCIA PIbDa Dariusz Spałek.........................................................................................................................................................................................................................85 ROZPŁYW MOCY PRZY PROBABILISTYCZNYCH OGRANICZENIACH METODĄ ŚLEDZENIA Irina Golub, Oleg Voitov, Evgeny Boloev...........................................................................................................................................................................97 PROBLEMATYKA KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH WYSOKIEGO NAPIĘCIA Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik, Krzysztof Dobrzyński...........................................................................................................................................109 WPŁYW ZWARĆ 1-FAZOWYCH NA WARUNKI PRACY WYDZIELONEJ SIECI 110 KV, NORMALNIE PRACUJĄCEJ ZE SKUTECZNIE UZIEMIONYM PUNKTEM NEUTRALNYM, PRZEJŚCIOWO ZASILANEJ Z SIECI SKOMPENSOWANEJ 110 KV Wilhelm Rojewski, Marian Sobierajski.............................................................................................................................................................................120 STUDIUM WYKORZYSTANIA PRZEKSZTAŁTNIKA MACIERZOWEGO DO BUDOWY PRZESUWNIKA FAZOWEGO Tomasz Sieńko, Jerzy Szczepanik.......................................................................................................................................................................................133

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | 4–9

Network Codes – European Energy Law in the Making

Authors Grzegorz Błajszczak Iwona Gaweł

Keywords energy law, European Union, regulations, directives

Abstract The European Union is preparing a series of regulations governing in detail various aspects of grid operation and free-market trade in electricity and gas, the so-called network codes. The paper reviews this process of European energy legislation development. Also discussed are the European Union bodies and major stakeholders in this process, as well as the national law making and enforcing agencies. In the past, law in Poland was created by Polish citizens. After joining the European Union the law in effect is largely created elsewhere by someone else, even if with significant participation of Polish representatives. The law on energy is not only important for producers, distributors and trading companies, but it strongly effects industrial competitiveness and hence the quality of life of the population.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015201

1. Relevance of the European Union regulations for the domestic energy sector The EU regulations are part of European law, and EU law is generally divided into primary and secondary legislation. Primary law is the basis for EU functioning, and it consists of the founding treaties, agreements between Member States (e.g. The Lisbon Treaty) and accession treaties. Secondary law is created by EU institutions on the basis of the primary law. This consists of: Directives, Regulations, Decisions, Opinions and Recommendations. The full names of the directives or regulations contain the names of the bodies that adopted them, such as ”Directive of the European Parliament and of the Council”, ”Regulation of the European Parliament and of the Council” or ”Commission Regulation”. European law is superimposed on national law and forms part of the law in effect in a country. The order of precedence of the provisions is as follows: constitution (national), EU directives and regulations, national laws, ministerial regulations (national), and local law (e.g. municipal council). In rare cases of an inconsistency in an EU directive or regulation with the constitution, typically the constitution is amended in order to keep the order shown above. EU directives, in accordance with Art. 288 of the Lisbon Treaty, require EU Member States to accomplish specified outcomes, in forms and with remedies freely chosen by their national authorities. Typically they inspire amendments to the national law necessary to achieve the objectives set by the directive (hence the frequent amendments to the Polish „Energy Law”). In particular 4

cases EU directives may be directed to selected countries only. EU regulation is, however, a directly binding act. It must be applied directly to its full extent, throughout the EU. EU law also provides for publication of messages in so-called EC green papers to stimulate discussion on selected topics, and to submit proposals in so-called EC white papers to encourage action on specific issues. These messages often lead to legislative action. Directives and regulations on energy appeared in successive waves of market liberalization. The regulations now implemented have been drafted since 2009 and are referred to as the third package. Some important and now binding EU directives and regulations are presented in Table 1, and their full names are given in the list of references at the end of the article. Acts drafted by the EU aim to facilitate the development of a single, competitive European energy market, unfettered by Member State boundaries and regulations, to lead to liberalization and competition in the markets for electricity and gas, as well as to improve the standard of service and security of supply.

2. European energy-related organizations Operation of power system, as well as gas system, requires supervision in the country, and coordination and cooperation at the interconnections with systems in other countries. Organizations in the energy sector deal with technical issues, enabling operation systems, market issues, liberalization and support for energy trade, and broader issues of energy policy. European

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | 4–9

D/R

Year, number

Subject matter

References

2009/28/EC

Renewable generation promotion

[3]

2009/72/EC

European electricity market rules

[4]

2009/73/EC

European gas market rules

[5]

713/2009

Establishment of ACER

[6]

714/2009

Access to cross-border exchanges in electricity

[7]

715/2009

Access to cross-border exchanges in natural gas

[8]

617/2010

Notification of investment projects in energy infrastructure

[9]

838/2010

Inter-transmission system operator compensation

[10]

994/2010

Security of natural gas supply

[11]

1031/2010

Auctioning of greenhouse gas emission allowances

[12]

1227/2011

Wholesale energy market integrity and transparency (REMIT)

[13]

2012/27

Energy efficiency

[14]

347/2013

Trans-European energy infrastructure (amended by 713/2009, 714/2009 and 715/2009)

[15]

984/2013

Network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission

[16]

Tab. 1. Subject matters of selected EU directives (D) and regulations (R) for electricity and gas (full names in the list of references at the end of the article)

organizations coordinate cooperation between regulatory authorities, technical cooperation between TSOs, and market cooperation between energy exchanges.

2.1. ACER ACER Agency for the Cooperation of Energy Regulators was established by regulation 713/2009 and launched its operations in March 2011. Regulation 713/2009 is devoted entirely to the Agency’s matters, and specifies in detail its status, units and their functions, tasks for TSOs, tasks for national regulators, and tasks with regard to conditions for access to cross-border infrastructure and its operational security conditions. The main objective of the Agency is to implement the EU policy with regard to a single market for electricity and gas, in particular: to create a competitive and integrated market, giving more choice to consumers; to create an effective technical infrastructure to enable unlimited transmission of energy across Member State borders; to ensure security of supply for businesses and individual consumers, and, under Regulation 1227/2011, to monitor the transparency of transactions, guaranteeing prices based on actual costs, and to eliminate unfair practices. The Agency shall, at early stage of the regulation draft, conduct broad consultation with market participants, transmission system operators, consumers, end-users, and (where appropriate) with competition protection authorities. The Agency, in close cooperation with the European Commission and national regulators, shall monitor the internal markets in electricity and natural gas, and in particular the retail prices of electricity and gas, access to grid, including access to RES output, and compliance with the consumer rights laid down

by Directive 2009/72/EC and Directive 2009/73/EC. The Agency makes the reports of the results of any such monitoring public. ACER issues opinions and recommendations (not obligatory) for national regulators, TSOs and various EU institutions. In exceptional situations involving cross-border infrastructure, ACER’s proposals may be binding. ACER draws up network codes, which after verification, a.k.a. comitology, and upon approval by Member States and the European Commission, become applicable regulations.

2.2. ENTSO-E The organization has the full name: European Network of Transmission System Operators for Electricity and was established in 2008 to implement the recommendations in art. 5 of regulation 714/2009. ENTSO-E is a continuation of the association of operators existing as ENTSO since 1999 (then of little significance). ENTSO-E gathers 42 TSOs from several European synchronous areas. ENTSO-E absorbed into its structure the organizations managing synchronous areas: UCTE, ATSOI, UKTSOA, NORDEL, and BALTSO. The ENSTO-E mandate is described in art. 8 of regulation 714/2009 and focuses on the development of the European electricity market and of competition in this market, improvement of service and security of supply. ENTSO-E is, among other things, required to draft network codes that regulate in detail the most important issues of the European power system operation, technical coordination of the operation of interconnected national grids, and the functioning of the electricity market. ENTSO-E monitors the implementation of these codes and of the guidelines adopted by the European Commission and their effect on 5

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | 4–9

the harmonization of applicable rules aimed at facilitating the integration of EU markets.

2.3. European power exchanges Liberalization of the energy market triggered the stock markets’ interest in new commodities: electricity and gas. The first competitive energy market was established in Norway (not belonging to the EU) in 1990 and was later extended to the whole of Scandinavia. The Scandinavian exchange, Nord Pool, has the greatest volume of trading in electricity among European stock exchanges and is considered the best organized and most experienced power exchange in Europe. It has 422 members from 22 countries. The second largest is the German stock exchange, European Energy Exchange (EEX), in Leipzig. Prices quoted on EEX are benchmarks for prices on stock markets almost throughout Europe. More than 210 entities from 19 countries operate on the market. Large exchanges include: the French exchange Powernext, closely cooperating with the Belgian exchange Belpex and Anglo-Dutch APX, and exchanges in the southern markets of the Iberian peninsula OMEL/OMIPA, and IPEX in Italy. Smaller energy exchanges are EXAA in Austria, Borzen in Slovenia, OPCOM in Romania, TGE (PPX) in Poland, and PXE in the Czech Republic.

3. National institutions implementing the European energy policy In many EU Member States energy-related institutions have traditions dating back to the beginnings of energy systems. The European Union has taken over the good practices of these institutions (and renamed some of them), and introduced their mandates to the emerging European law. Following technological progress, increased energy consumption, and changing consumer expectations and producer profiles the law that sets out the mandates of the energy sector’s key institutions is amended.

3.1. The Energy Regulatory Office (ERO) Pursuant to Art. 35, par. 1 of Directive 2009/72, each Member State shall designate a single National Regulatory Authority (NRA). In Poland, the regulatory authority (established by the „Energy Law” in 1997) is the President of the Energy Regulatory Office. It is a single-person, central state administration body. The President of the Energy Regulatory Office performs its statutory tasks using the Energy Regulatory Office. Pursuant to Directive 2009/72 the regulatory authority is responsible for the implementation of the EU’s energy policy. Subsequent directives and regulations complement, extend or modify the tasks for which the regulatory authority is responsible.

3.2. Transmission system operator The obligation to establish the transmission system operator (TSO) for electricity was provided for in Directive 2009/72, and for gas in Directive 2009/73. These directives also describe the requirements to be met by TSOs, and their main responsibilities. A Transmission System Operator (TSO) means any natural 6

or legal person responsible for the operation, maintenance, and extension of the transmission system in a given area, as well as for its interconnections with other systems, and for ensuring its long-term ability to meet reasonable demands for transmission. In Poland the TSOs are: for electricity – Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA, and for gas – Gaz System S.A. TSO tasks are defined in the national ”Energy Law” act and national secondary regulations (EU – harmonised). Further specific TSO legal obligations will be set out in the upcoming series of EU regulations called network codes. Directive 2009/72 and 2009/73 also formulate the requirement to establish distribution system operators (DSOs).

3.3. Power exchange The energy exchange was established in Poland by way of the tender announced by the Minister of the Treasury in 1999. The National Commodity Exchange Act [17] regulates the functioning of commodity exchanges and trading in the commodities. Exchange operation is subject to permit issued by the minister in charge of financial institutions at the request of the applicant company endorsed by the KNF Financial Supervision Commission. Only registered members of the exchange may trade on it. An exchange member may be a power company licensed for the generation, transmission, distribution, and/or trading in electricity, consumers eligible to use transmission services, brokerages, and other actors identified in act [17]. POLPX Polish Power Exchange S.A. (TGE), as the first and so far the only such company in Poland, has been licensed to run a commodity exchange.

4. Network codes Network codes are, in a sense, equivalent to IRiESP Transmission Grid Code for the European power and gas systems, extended with market aspects. Some of the codes are to a large extent based on the UCTE book of principles, The white book. Each of the codes concerns a specific domain related to electricity or gas. In accordance with Art. 8 of Regulation 714/2009 the network codes should regulate: • grid security and reliability, including reserve capacity • grid interconnections • third party access • data exchange and settlement • operational procedures in emergencies • capacity allocation and constraint management • transparency principles • balancing, incl. power reserve • harmonization of transmission tariff structures • compensation for operators between transmission systems • energy efficiency of power grids. The code issue process begins with the European Commission’s list of important issues requiring adjustment. On this basis ACER drafts framework guidelines and submits them to ENTSO-E (or ENTSO-G). Dedicated working groups of interested TSO representatives draw up the code and submit it to ACER for opinion. As the public consultation progresses, an ACER working group

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | 4–9

of representatives of concerned national regulators analyses and improves the code. Upon ACER’s endorsement the code is approved by the European Commission, and recommended to the EU Parliament and the Council of Europe for issue as a regulation. Currently the code has already been issued on gas transmission capacity allocation (Regulation 984/2013). The next three codes: allocation of electricity transmission capacity, allocation of longterm electricity transmission capacity, and balancing in power grids, will soon be released as subsequent regulations. Work is in progress on, for example, codes of high voltage direct current (HVDC) connections, operational security, primary control and power reserves for this control.

5. The power grid structure of Europe 5.1. TSO areas The basic component unit of the European power system is the area of control of one, where the TSO balances in real-time the demand and the generation, and controls the frequency and the flows at its boundaries. In Poland, as in other countries, the TSO area of operation covers the entire country. There are a few countries in the world (e.g. Germany or Denmark), in which there are two or more areas controlled by different TSOs.

5.2. Synchronous areas The power systems of European countries, supervised by different TSOs, are, over its large area (from Portugal to Poland), directly interconnected, synchronized, and virtually constitute one vast European power system. In the past this system was called UCTE (from the name of the organization that managed it). Independent

synchronous systems are now operated in Scandinavia (Nordel) and in the UK (UKTSOA and ATSOI). Countries of the former Soviet Union also account for distinct synchronous areas (with the exception of a small area of western Ukraine, the so-called Bursztynska Island, which is synchronously with UCTE). Energy transfer within a synchronized zone is restricted by transmission line load capacities only. Non-synchronized areas are not directly interconnected and direct energy transfer is not possible. Energy may flow between unsynchronized areas if they are interconnected by an electronic power coupler. ENTSO-E now identifies five main synchronous areas, as shown in Fig. 1.

5.3. Bidding zones A bidding zone is a geographic area in which market participants can offer the purchase and sale (of electricity or gas) without concerns of transmission capacity constraints. Inside a bidding zone no transmission capacity is auctioned, since by definition there are no such constraints. No trading within a bidding zone should affect the performance of adjacent zones. Bidding zones are set for electricity and gas independently (in Poland both cover the whole country).

5.4. Regional market zones European policy is aimed at creating a market in which each participant will be able to buy electricity (or gas) from another participant from any country. This aim requires solving some technical problems. All transmission line capacities are limited by design. When the number of participants and their transmission intentions exceed the line capacity, auctions are launched, which sell the rights to use a transmission line (i.e. allocation of transmission capacity). The organisation of access to cross-border lines (between areas controlled by different TSOs) has been systematically improved and extended to increasing numbers of bordering TSOs. Launching of a single system of transmission capacity allocations allowing coordination for the whole of Europe has, for practical reasons, been divided into stages. Regulation 714/2009 (Appendix 1) required the use, from 2007 on and in specific geographic regions, of shared and coordinated congestion management methods and procedures for transmission capacities offered on the market for the next day, next month, and next year. The regulation recommended the establishing of the following regions: • Northern Europe (Denmark, Sweden, Finland, Germany and Poland) • North-Western Europe (Belgium, Netherlands, Luxembourg, Germany and France) • Italian peninsula (Italy, France, Germany, Austria, Slovenia and Greece) • Central and Eastern Europe (Germany, Poland, Czech Republic, Slovakia, Hungary, Austria and Slovenia) • South-Western Europe (Spain, Portugal and France) • United Kingdom, Ireland and France • Baltic States (Estonia, Latvia and Lithuania).

Fig. 1. Areas of synchronous operation in ENTSO-E 7

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | 4–9

The EU recommendations have been followed with varying degrees of success in different regions. The most advanced in the single market creation are the North (Nordic) and NWE North-West regions. In the CEE region of Central and Eastern Europe, irrespective of the EU recommended coordination, a local group was formed linking the markets of Hungary, Czech Republic, Slovakia and (coming soon) Romania. Connecting electricity markets of different countries to a large extent is based on combining the operating areas of stock exchanges, which are beginning to use the same algorithm for pricing, and a shared bid base. Stock market trading is based on transactions that cover both the price of energy and the cost of obtaining cross-border transmission capacity, the so-called implicit auction. This is convenient for market participants, but requires close cooperation with the TSO. Harmonisation of markets also requires standardization of pricing and transmission capacity allocation methods. To this end the EU recommends the price coupling of regions – PCR pricing and flow based allocation. Market participants may still contract direct transactions, without the exchange, known as ‚over the counter’ (OTC).

6. Conclusions Europe and EU Member States are still in the process of merging and closing the gaps. Creating single markets for electricity and gas requires the regulation of many technical and commercial issues. The idea behind these changes is to improve social welfare, where as a result of the markets’ merger the producers will sell for more and consumers will buy for less. Certainly no unified and uniform European energy law will bring about the same benefits for all businesses and citizens of the European Union. Active participation in the law-making processes can translate into the inclusion in law of vital local interests. REFERENCES

1. Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council of 13 October 2003 establishing a scheme for greenhouse gas emission allowance trading within the community emissions and amending Council Directive 96/61/EC, O.J. EU. L 275 of 25 Oct. 2003. 2. Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council of 11 February 2004 on the promotion of cogeneration based on a useful heat demand in the internal energy market and amending Directive 92/42/EEC, O.J. EU. L 52 of 21 Feb. 2004. 3. Directive of the European Parliament and Council Directive 2009/28/EC of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC, O.J. EU. L 09.140.16. 4. Directive of the European Parliament and Council Directive 2009/72/EC of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC, O.J. EU. L 09211.55.

5. Directive of the European Parliament and Council Directive 2009/73/EC of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/55/EC, O.J. EU. L 09211.55. 6. Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EC) No. 713/2009 of 13 July 2009 establishing an Agency for Cooperation of Energy Regulators, O.J. EU. L 09211.1. 7. Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EC) No. 714/2009 of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No. 1228/2003, O.J. EU. L 09211.15. 8. Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EC) No. 715/2009 of 13 July 2009 on conditions for access to the network for natural gas and repealing Regulation (EC) No. 1775/2005, O.J. EU. L 09211.55. 9. Council Regulation (EU, Euratom) No. 617/2010 of 24 June 2010 on notifying the Commission of investment projects in energy infrastructure in the European Union and repealing Regulation (EC) No. 736/96, O.J. EU. L 180. 10. Commission Regulation (EU) No. 838/2010 of 23 September 2010 on the establishment of guidelines for the compensation mechanism for the system operator of transmission and common regulatory approach to transmission charging, O.J. EU. L 250. 11. Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EU) No. 994/2010 of 20 October 2010 concerning measures to safeguard security of gas supply and repealing Council Directive 2004/67/EC, O.J. EU. L 295. 12. Commission Regulation (EU) No. 1031/2010 of 12 November 2010 on the timing, administration and other aspects of auctioning of greenhouse gas emissions pursuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council establishing a scheme for greenhouse gas emission allowance trading emissions in the Community, O.J. EU. L 302. 13. Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EC) No. 1227/2011 of 25 October 2011 establishing an Agency for Cooperation of Energy Regulators, O.J. U. EU L326/1. 14. Directive of the European Parliament and of the Council 2012/27/EU of 25 October 2012 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC, O.J. U. L 315 and O.J. EU. L 113. 15. Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EU) No. 347/2013 of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No. 1364/2006/EC, and amending Regulation (EC) No. 713/2009, (EC) No. 714/2009 and (EC) No. 715/2009, O.J. EU. L 115. 16. Commission Regulation (EU) No. 984/2013 of 14 October 2013, laying down the network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and supplementing Regulation of the European Parliament and Council Regulation (EC) No. 715/2009, O.J. EU. L 273. 17. Commodity Exchange Act of 26 October 2000, as amended, Journal of Laws of 2000, No. 103, item 1099.

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | 4–9

Grzegorz Błajszczak Agency for Enterprise Development sp. z o.o e-mail: grzegorz.blajszczak@polish-wood-cluster.pl Before with: Energy Regulatory Office, Polish Power Exchange, and Polish Power Grid (PSE).

Iwona Gaweł Agency for Enterprise Development sp. z o.o e-mail: iwona.gawel@polish-wood-cluster.pl The owner of Agency for Enterprise Development sp. z o.o., coordinator of Polish Wood Cluster.

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 4–9

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–9. When referring to the article please refer to the original text. PL

Kodeksy sieci – tworzenie europejskiego prawa energetycznego Autorzy

Grzegorz Błajszczak Iwona Gaweł

Słowa kluczowe

prawo energetyczne, Unia Europejska, rozporządzenia, dyrektywy

Streszczenie

Unia Europejska przygotowuje obecnie serię rozporządzeń regulujących szczegółowo różne aspekty funkcjonowania sieci i wolnorynkowego handlu energią elektryczną i gazem, tzw. kodeksy sieci. W artykule przedstawiono przebieg procesów powstawania europejskiego prawa energetycznego. Omówiono również organy Unii Europejskiej i ważniejsze instytucje uczestniczące w tym procesie oraz krajowe instytucje zaangażowane w tworzenie i wdrażanie tego prawa. W przeszłości prawo obowiązujące w Polsce było tworzone w naszym kraju i przez obywateli polskich. Po wstąpieniu do Unii Europejskiej prawo u nas obowiązujące jest w dużym stopniu tworzone gdzie indziej, przez kogoś innego, choć przy znaczącym udziale polskich przedstawicieli. Prawo dotyczące energetyki ma istotne znaczenie nie tylko dla wytwórców, dystrybutorów i spółek obrotu, ale w dużym stopniu wpływa na konkurencyjność przemysłu i poziom życia ludności.

1. Znaczenie rozporządzeń Unii Europejskiej dla energetyki krajowej Rozporządzenia przygotowywane w UE stanowią część prawa europejskiego. Prawo UE na ogół dzieli się na prawo pierwotne i prawo wtórne. Prawo pierwotne stanowi podstawę funkcjonowania UE, a składają się na nie traktaty założycielskie, umowy zawarte między państwami członkowskimi (np. traktat lizboński) i traktaty akcesyjne. Prawo wtórne jest tworzone przez instytucje UE na podstawie prawa pierwotnego. Składają się na nie: dyrektywy (ang. directive), rozporządzenia (ang. regulation), decyzje, zalecenia i opinie. Pełne nazwy dyrektyw lub rozporządzeń zawierają w swoich tytułach nazwy organów, które je uchwaliły, i brzmią najczęściej „Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady”, „Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady” lub „Rozporządzenie Komisji”. Prawo europejskie nakłada się na prawo krajowe i tworzy jedno obowiązujące w danym kraju prawo. Kolejność pierwszeństwa przepisów jest następująca: konstytucja (krajowa), dyrektywy i rozporządzenia Unii Europejskiej, ustawy krajowe, rozporządzenia ministrów (krajowe), akty prawa miejscowego (np. rady gminy). W rzadkich przypadkach, ujawniających niezgodność dyrektywy lub rozporządzenia UE z konstytucją, najczęściej zmienia się konstytucję w celu zachowania przedstawionego powyżej porządku. Dyrektywy UE, zgodnie z art. 288 traktatu z Lizbony, nakazują państwom członkowskim UE osiągnięcie wskazanych rezultatów, pozostawiając organom krajowym swobodę wyboru formy i środków prawnych. Wywołują na ogół zmiany w prawie krajowym niezbędne do osiągnięcia stawianych przez dyrektywę celów (stąd też częste zmiany w polskiej ustawie „Prawo energetyczne”). Dyrektywy UE mogą być w szczególnym przypadku skierowane tylko do wybranych krajów. Rozporządzenie UE jest natomiast bezpośrednio wiążącym aktem prawnym. Musi być stosowane wprost, w pełnym zakresie, na całym obszarze UE. Prawo unijne przewiduje również publikacje komunikatów w tzw. zielonej księdze

D/R

Rok, numeracja

Tematyka

Literatura

2009/28/WE

promowanie energii z odnawialnych źródeł

[3]

2009/72/WE

zasady europejskiego rynku energii elektrycznej

[4]

2009/73/WE

zasady europejskiego rynku gazu

[5]

713/2009

powołanie ACER

[6]

714/2009

dostęp do transgranicznej wymiany energii elektrycznej

[7]

715/2009

dostęp do transgranicznej wymiany gazu ziemnego

[8]

617/2010

zgłaszanie energetycznych projektów inwestycyjnych

[9]

838/2010

rekompensaty za przepływy tranzytowe

[10]

994/2010

bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego

[11]

1031/2010

aukcje na uprawnienia do emisji gazów cieplarnianych

[12]

1227/2011

integralność i przejrzystość hurtowego rynku energii (REMIT)

[13]

2012/27

efektywność energetyczna

[14]

347/2013

transeuropejska infrastruktura energetyczna (zmiany w 713/2009, 714/2009 i 715/2009)

[15]

984/2013

kodeks sieci – alokacja zdolności przesyłowych gazu

[16]

Tab. 1. Tematyka wybranych dyrektyw (D) i rozporządzeń (R) UE związanych z energią elektryczną i gazem (pełne nazwy podano w spisie literatury na końcu artykułu)

(ang. EC green paper) w celu wywołania dyskusji na wybrane tematy oraz formułowanie propozycji w tzw. białej księdze (ang. EC white paper) w celu zachęcenia do podjęcia działań w określonych sprawach. Komunikaty takie często prowadzą do podjęcia działań legislacyjnych. Dyrektywy i rozporządzenia dotyczące energetyki pojawiały się w kolejnych falach liberalizacji rynku. Wdrażane obecnie regulacje powstawały od 2009 roku i nazywane są trzecim pakietem. Część ważniejszych, aktualnie obowiązujących dyrektyw i rozporządzeń UE, przedstawiono w tab. 1, a ich pełne nazwy podano w spisie literatury na końcu artykułu.

Akty prawne przygotowywane przez UE mają służyć budowie jednolitego, konkurencyjnego europejskiego rynku energii, nieskrępowanego przez granice i regulacje krajów członkowskich. Mają powodować liberalizację i rozwój konkurencji na rynkach energii elektrycznej i gazu, a także mają poprawić standard usług i bezpieczeństwo dostaw. 2. Europejskie organizacje związane z energetyką Praca systemu elektroenergetycznego, jak również systemu gazowego, wymagają nadzoru na terenie kraju oraz koordynacji i współpracy na połączeniach z systemami w innych krajach. Organizacje działające

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 4–9

w energetyce zajmują się sprawami technicznymi, umożliwiającymi funkcjonowanie systemów, sprawami rynkowymi, liberalizacją i obsługą handlu energią i sprawami szerzej rozumianej polityki energetycznej. Organizacje europejskie koordynują współpracę między organami regulacyjnymi, współpracę techniczną między OSP oraz współpracę rynkową między giełdami energii. 2.1. ACER Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for the Cooperation of Energy Regulators) została powołana rozporządzeniem 713/2009 i rozpoczęła działalność w marcu 2011 roku. Rozporządzenie 713/2009 w całości poświęcone jest sprawom agencji i szczegółowo określa jej status, komórki składowe i ich funkcje, zadania wobec OSP, zadania wobec regulatorów krajowych oraz zadania w odniesieniu do warunków dostępu do infrastruktury transgranicznej oraz warunków jej bezpieczeństwa eksploatacyjnego. Głównym celem agencji jest wdrażanie polityki UE w zakresie wspólnego rynku energii elektrycznej i gazu, a w szczególności: stworzenie konkurencyjnego i zintegrowanego rynku, dającego większy wybór konsumentom, stworzenie efektywnej infrastruktury technicznej umożliwiającej nieograniczony przesył energii przez granice krajów członkowskich, zapewnienie bezpieczeństwa zasilania dla przedsiębiorstw i odbiorców indywidualnych oraz, na mocy rozporządzenia 1227/2011, monitorowanie przejrzystości transakcji, gwarantowanie cen opartych na rzeczywistych kosztach i wyeliminowanie nieuczciwych praktyk. Agencja jest zobowiązana, na wczesnym etapie tworzenia regulacji, do prowadzenia szerokich konsultacji z uczestnikami rynku, operatorami systemów przesyłowych, konsumentami, użytkownikami końcowymi oraz (w stosownych przypadkach) z organami ochrony konkurencji. Agencja, w bliskiej współpracy z Komisją Europejską i krajowymi organami regulacyjnymi, monitoruje rynki wewnętrzne energii elektrycznej i gazu ziemnego, a w szczególności ceny detaliczne energii elektrycznej i gazu, dostęp do sieci, w tym dostęp do energii wytworzonej z odnawialnych źródeł energii oraz przestrzeganie praw konsumentów określonych w dyrektywie 2009/72/WE i w dyrektywie 2009/73/ WE. Agencja podaje do wiadomości publicznej sprawozdanie z wyników takiego monitorowania. ACER wydaje opinie i rekomendacje (bez mocy nakazowej) dla regulatorów krajowych, OSP i różnych instytucji UE. W wyjątkowych sytuacjach dotyczących infrastruktury transgranicznej postanowienia ACER mogą mieć charakter wiążący. ACER przygotowuje treść kodów sieci, która po weryfikacji (zwanej potocznie comitology) i zatwierdzeniu przez państwa członkowskie i Komisję Europejską staje się obowiązującym rozporządzeniem. 2.2. ENTSO-E Organizacja o pełnej nazwie: Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Sieci Elektrycznych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity) powstała w 2008 roku, w wyniku realizacji zalecenia z art. 5 rozporządzenia

714/2009. ENTSO-E jest kontynuacją istniejącego od 1999 roku (mało wówczas znaczącego) zrzeszenia operatorów o nazwie ENTSO. Do ENTSO-E weszło 42 OSP z kilku europejskich obszarów synchronicznych. ENTSO-E wchłonęło w swoje struktury organizacje zarządzające obszarami synchronicznymi: UCTE, ATSOI, UKTSOA, NORDEL i BALTSO. Zadania ENSTO-E, opisane w art. 8 rozporządzenia 714/2009, koncentrują się wokół budowy europejskiego rynku energii elektrycznej, rozwoju konkurencji na tym rynku, poprawy standardu usług i poprawy bezpieczeństwa dostaw. ENTSO-E jest między innymi zobowiązane do opracowania kodeksów sieci (ang. network cod) regulujących szczegółowo najważniejsze zagadnienia pracy europejskiego systemu elektroenergetycznego, technicznej koordynacji pracy połączonych sieci krajowych i funkcjonowania rynku energii elektrycznej. ENTSO-E monitoruje wdrażanie tych kodeksów oraz wdrażanie wytycznych przyjętych przez Komisję Europejską i ich wpływ na harmonizację stosowanych zasad mających na celu ułatwienie integracji rynków krajów UE. 2.3. Europejskie giełdy energii Liberalizacja rynku energii otworzyła zainteresowanie giełd nowymi towarami: energią elektryczną i gazem. Pierwszy konkurencyjny rynek energii powstał w Norwegii (nienależącej do UE) w 1990 roku i następnie został rozszerzony na całą Skandynawię. Skandynawska giełda Nord Pool posiada największy wolumen obrotu energią elektryczną pośród giełd europejskich i jest uważana za najlepiej zorganizowaną i najbardziej doświadczoną giełdę energii w Europie. Ma 422 członków z 22 krajów. Drugą co do wielkości jest niemiecka giełda o nazwie Europejska Giełda Energii (ang. European Energy Exchange – EEX) z siedzibą w Lipsku. Ceny notowane na EEX stanowią punkt odniesienia dla cen na giełdach prawie całej Europy. Działa na niej ponad 210 podmiotów z 19 krajów. Dużymi giełdami są również: francuska giełda Powernext, blisko współpracująca z giełdą belgijską Belpex i brytyjsko-holenderską APX, oraz giełdy na rynkach południowych na Półwyspie Iberyjskim OMEL/OMIP i we Włoszech IPEX. Mniejszymi giełdami energii są EXAA z Austrii, Borzen ze Słowenii, OPCOM z Rumunii, TGE (ang. PPX) z Polski i PXE z Czech. 3. Instytucje krajowe wdrażające europejską politykę energetyczną W wielu państwach członkowskich UE instytucje związane z energetyką mają tradycje sięgające początków powstawania systemów energetycznych. Unia Europejska przejęła dobre doświadczenia tych instytucji (niektóre nazwała inaczej) i wpisała ich zadania do powstającego europejskiego prawa. Postęp technologiczny, wzrost zużycia energii oraz zmieniające się oczekiwania odbiorców i charakter wytwórców powodują co pewien czas wprowadzanie zmian w prawie opisującym zadania kluczowych instytucji energetycznych. 3.1. Urząd Regulacji Energetyki (URE) Zgodnie z art. 35, ust. 1 dyrektywy 2009/72, każde państwo członkowskie wyznacza jeden krajowy organ regulacyjny (ang. National

Regulatory Authority – NRA). W Polsce organem regulacyjnym (powołanym ustawą „Prawo energetyczne” już w 1997 roku) jest prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Jest to jednoosobowy, centralny organ administracji rządowej. Prezes URE wykonuje swoje ustawowe zadania za pomocą Urzędu Regulacji Energetyki. Organ regulacyjny, zgodnie z dyrektywą 2009/72, jest odpowiedzialny za realizację energetycznej polityki UE. Kolejne dyrektywy i rozporządzenia uzupełniają, rozszerzają lub modyfikują zadania, do których wypełniania zobowiązany jest organ regulacyjny. 3.2. Operator systemu przesyłowego Obowiązek powołania operatora systemu przesyłowego (OSP) wprowadza dla energii elektrycznej dyrektywa 2009/72, a dla gazu – dyrektywa 2009/73. Dyrektywy te opisują również wymagania, które musi spełniać OSP i główne obowiązki OSP. Operator systemu przesyłowego (ang. Transmission System Operator – TSO) oznacza osobę fizyczną lub prawną odpowiedzialną za eksploatację, utrzymanie i rozbudowę systemu przesyłowego na danym obszarze, a także za jego wzajemne połączenia z innymi systemami oraz za zapewnienie długoterminowej zdolności systemu do zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłu. W Polsce funkcje OSP dla energii elektrycznej pełnią – Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA, a dla gazu – Gaz System SA. Zadania OSP określone są w krajowej ustawie „Prawo energetyczne” i krajowych rozporządzeniach wykonawczych (zharmonizowanych z prawem UE). Kolejne szczegółowe obowiązki prawne OSP będą przedstawiane w przygotowywanej obecnie grupie rozporządzeń UE o nazwie kodeksy sieciowe. Dyrektywy 2009/72 i 2009/73 formułują również obowiązek powoływania operatorów systemów dystrybucyjnych. 3.3. Giełda energii Giełda energii powstała w Polsce w wyniku rozstrzygnięcia przetargu ogłoszonego przez ministra skarbu państwa w 1999 roku. Krajowa ustawa o giełdach towarowych [17] reguluje funkcjonowanie giełd towarowych i obrót towarami giełdowymi. Prowadzenie giełdy wymaga zezwolenia, które wydaje minister właściwy do spraw instytucji finansowych, na wniosek spółki zaopiniowany przez Komisję Nadzoru Finansowego. Na towarowej giełdzie energii handlują zarejestrowani członkowie giełdy. Członkami giełdy mogą być przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję lub obrót energią elektryczną, odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych, domy maklerskie i inne podmioty wskazane w ustawie [17]. Towarowa Giełda Energii SA (TGE) jako pierwsza i do tej pory jedyna firma w Polsce uzyskała licencję na prowadzenie giełdy towarowej. 4. Kodeksy sieci Kodeksy sieci w pewnym sensie stanowią odpowiednik IRiESP dla europejskiego systemu elektroenergetycznego i gazowego z rozszerzeniem o aspekty rynkowe. Niektóre z kodeksów w dużym stopniu bazują na księdze zasad UCTE (ang. the withe book). Każdy z kodeksów dotyczy określonej dziedziny związanej z energią

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 4–9

elektryczną lub gazem. Zgodnie z art. 8 rozporządzenia 714/2009, kodeksy sieci powinny regulować obszary: • bezpieczeństwa i niezawodności sieci, w tym zdolności rezerwowej • przyłączenia do sieci • dostępu stron trzecich • wymiany danych i rozliczeń • procedur operacyjnych w sytuacjach awaryjnych • alokacji zdolności i zarządzania ograniczeniami • zasad przejrzystości • bilansowania, w tym rezerwy mocy • harmonizowania str uktur tar yf przesyłowych • rekompensat dla operatorów działających między systemami przesyłowymi • efektywności energetycznej sieci elektroenergetycznych. Proces wydania kodeksu rozpoczyna się od sformułowania przez Komisję Europejską wykazu istotnych spraw wymagających regulacji. Na jego podstawie ACER przygotowuje wytyczne ramowe i przekazuje je do ENTSO-E lub ENTSO-G. Reprezentanci zainteresowanych TSO przygotowują w powołanej grupie roboczej treść kodeksu i przekazują ją do zaopiniowania przez ACER. Po rozpoczęciu konsultacji publicznych grupa robocza ACER, składająca się z przedstawicieli zainteresowanych regulatorów krajowych, analizuje i poprawia treść kodeksu. Po pozytywnej opinii ACER kodeks jest zatwierdzany przez Komisję Europejską oraz rekomendowany parlamentowi UE i Radzie Europy do wydania jako rozporządzenie. Obecnie wydano już kodeks dotyczący alokacji zdolności przesyłowych gazu (rozporządzenie 984/2013). Trzy następne kodeksy: alokacji zdolności przesyłowych dla energii elektrycznej, alokacji długoterminowych zdolności przesyłowych dla energii elektrycznej i bilansowania w sieciach elektrycznych, zostaną wkrótce wydane. Prace trwają m.in. nad kodeksami dotyczącymi połączeń wysokiego napięcia prądu stałego (HVDC), bezpieczeństwa operacyjnego, regulacji pierwotnej i rezerw mocy na tę regulację. 5. Elektroenergetyczna struktura Europy 5.1. Obszary OSP Podstawową komórką składową europejskiego systemu elektroenergetycznego jest obszar działania jednego OSP (ang. control area), w którym OSP bilansuje w czasie rzeczywistym zapotrzebowanie z generacją, prowadzi regulację częstotliwości i kontroluje przepływy na granicach tego obszaru. W Polsce, podobnie jak w innych państwach, obszar działania OSP obejmuje terytorium całego kraju. Istnieje jednak kilka państw na świecie (np. Niemcy lub Dania), na których terenie są dwa lub więcej obszarów kontrolowanych przez różnych OSP. 5.2. Obszary synchroniczne Systemy elektroenergetyczne krajów europejskich, nadzorowane przez różnych OSP, są na jej dużym obszarze (od Portugalii do Polski) bezpośrednio połączone, zsynchronizowane i praktycznie stanowią jeden rozległy, europejski system elektroenergetyczny. Ten system w przeszłości nazywany był UCTE (od nazwy organizacji, która nim

Rys. 1. Obszary pracy synchronicznej w ENTSO-E

zarządzała). Niezależne systemy synchroniczne funkcjonują obecnie w Skandynawii – Nordel i na Wyspach Brytyjskich – UKTSOA i ATSOI. Kraje byłego Związku Radzieckiego tworzą również odrębne obszary synchroniczne (z wyjątkiem małego obszaru zachodniej Ukrainy, tzw. Wyspy Bursztyńskiej, pracującej synchronicznie z UCTE). Przesyłanie energii wewnątrz obszaru zsynchronizowanego jest ograniczone jedynie obciążalnością linii przesyłowych. Obszary niezsynchronizowane nie są ze sobą połączone i bezpośrednie przesyłanie energii nie jest możliwe. Przepływ energii między obszarami niezsynchronizowanymi można zrealizować, łącząc te obszary sprzęgłem energoelektronicznym. W ENTSO-E wyróżnia się obecnie pięć głównych obszarów synchronicznych, jak pokazano na rys. 1. 5.3. Podstawowe obszary rynkowe Nazwa podstawowej komórki składowej europejskiego rynku energii elektrycznej lub gazu (ang. bidding zone) nie ma jeszcze ugruntowanego odpowiednika w języku polskim. Podstawowym obszarem rynkowym jest geograficzny obszar, z którego uczestnicy rynku mogą składać oferty kupna lub sprzedaży (energii elektrycznej lub gazu), bez obawy napotkania na ograniczenia zdolności przesyłowych. Wewnątrz podstawowego obszaru rynkowego nie prowadzi się aukcji na zdolności przesyłowe, gdyż z założenia nigdy nie występują tam takie ograniczenia. Realizacja transakcji wewnątrz obszaru nie powinna wpływać na funkcjonowanie sąsiednich obszarów. Podstawowe obszary rynkowe określane są niezależnie dla rynku energii elektrycznej i gazu (w Polsce w obu przypadkach obszar rynkowy obejmuje terytorium całego kraju). 5.4. Regionalne obszary rynkowe Celem polityki europejskiej jest stworzenie rynku, na którym każdy uczestnik będzie mógł kupić energię elektryczną (lub gaz)

od innego uczestnika z dowolnego kraju. Realizacja tego celu wymaga jednak rozwiązania problemów technicznych. Wszystkie linie przesyłowe mają ze względów konstrukcyjnych ograniczoną zdolność przesyłową. W sytuacji, gdy liczba uczestników i ich zamiary przesyłowe przekraczały możliwości linii, wprowadzono aukcje, na których sprzedawano prawa do korzystania z linii przesyłowej (tzn. alokację zdolności przesyłowych). Organizacja dostępu do linii transgranicznych (między obszarami działań różnych OSP) była systematycznie udoskonalana i rozszerzana na większą liczbę granic i OSP. Uruchomienie jednego systemu koordynacji alokacji przesyłowych dla całej Europy, ze względów praktycznych, zostało podzielone na etapy. Rozporządzenie 714/2009 (w załączniku 1), nakazało rozpoczęcie od 2007 roku stosowania w określonych regionach geograficznych wspólnych, skoordynowanych metod i procedur zarządzania ograniczeniami przesyłowymi dla zdolności przesyłowych oferowanych na rynku następnego dnia, następnego miesiąca i następnego roku. Rozporządzenie zaleciło utworzenie następujących regionów: • Europa Północna (Dania, Szwecja, Finlandia, Niemcy i Polska) • Europa Północno-Zachodnia (Belgia, Holandia, Luksemburg, Niemcy i Francja) • Półwysep Apeniński (Włochy, Francja, Niemcy, Austria, Słowenia i Grecja) • Europa Środkowo-Wschodnia (Niemcy, Polska, Czechy, Słowacja, Węgry, Austria i Słowenia) • Eu rop a Po ł u d n i ow o - Z a c h o d n i a (Hiszpania, Portugalia i Francja) • Wielka Brytania, Irlandia i Francja • Państwa Bałtyckie (Estonia, Łotwa i Litwa). Realizacja zaleceń UE przebiega z różnym powodzeniem w różnych regionach. Najbardziej zaawansowane w tworzeniu wspólnego rynku są regiony Europy Północnej (ang. Nordic) i Europy PółnocnoZachodniej (ang. NWE). W regionie

G. Błajszczak, I. Gaweł | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 4–9

Europy Środkowo-Wschodniej (ang. CEE) powstała, niezależnie od zalecanej przez UE koordynacji, lokalna grupa łącząca rynki Węgier, Czech, Słowacji i (w najbliższym czasie) Rumunii. Łączenie rynków energii elektrycznej z różnych krajów w dużym stopniu opiera się na łączeniu obszarów działania giełd, które zaczynają wykorzystywać ten sam algorytm ustalania cen i korzystać ze wspólnej bazy ofertowej. Obrót na giełdzie opiera się na transakcjach obejmujących jednocześnie cenę energii i koszt uzyskania transgranicznych zdolności przesyłowych (ang. implicit auction). Takie rozwiązanie jest wygodne dla uczestników rynku, ale wymaga ścisłej współpracy z OSP. Harmonizacja rynków wymaga również ujednolicenia sposobów wyznaczania cen i wyznaczania zdolności przesyłowych. W tym zakresie UE rekomenduje metodę wspólnej ceny rynkowej (ang. price coupling of regions – PCR) i alokację opartą o przepływy rzeczywiste (ang. flow based). Uczestnicy rynku mogą nadal zawierać bezpośrednie transakcje, bez udziału giełdy (ang. over the counter – OTC). 6. Podsumowanie Europa, państwa członkowskie UE, są nadal w trakcie procesu łączenia i niwelowania różnic. Tworzenie wspólnego rynku energii elektrycznej i wspólnego rynku gazu wymaga uregulowania wielu kwestii technicznych i handlowych. Zmianom tym przyświeca idea poprawy korzyści społecznych (ang. social welfare), polegających na tym, że w wyniku połączenia rynków producenci będą sprzedawać drożej, a odbiorcy kupować taniej. Zunifikowane, jednolite, europejskie prawo energetyczne z pewnością nie przyniesie takich samych korzyści wszystkim przedsiębiorstwom i obywatelom Unii Europejskiej. Aktywny udział w procesach tworzenia prawa może się przełożyć na uwzględnienie w tym prawie istotnych interesów lokalnych. Bibliografia 1. Dyrektywa 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 13 października 2003 roku, ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we wspólnocie oraz zmieniająca dyrektywę Rady 96/61/WE, Dz. U. L 275 z 25.10.2003.

2. Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 11 lutego 2004 roku, w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG, Dz. U. L 52 z 21.2.2004. 3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku, w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/ WE, Dz. U. UE L 09.140.16. 4. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z 13 lipca 2009 roku, dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE, Dz. U. UE L 09.211.55. 5. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z 13 lipca 2009 roku, dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE, Dz. U. UE L 09.211.94. 6. R o z p o r z ą d z e n i e Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 z 13 lipca 2009 roku, ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki, Dz. U. UE L 09.211.1 7. R o z p o r z ą d z e n i e Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z 13 lipca 2009 roku, w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003, Dz. U. UE L 09.211.15. 8. R o z p o r z ą d z e n i e Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009 z 13 lipca 2009 roku, w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005, Dz. U. UE L 09.211.36 9. Rozporządzenie Rady (UE, Euratom) nr 617/2010 z 24 czerwca 2010 roku, w sprawie zgłaszania Komisji projektów inwestycyjnych dotyczących infrastruktury energetycznej w Unii Europejskiej oraz uchylające rozporządzenie (WE) nr 736/96, Dz. U. L 180. 10. Rozp orządzenie Komisji (UE) nr 838/2010 z 23 września 2010 roku, w sprawie ustanowienia wytycznych dotyczących mechanizmu rekompensat dla operatorów działających między

systemami przesyłowymi i wspólnego podejścia regulacyjnego do opłat przesyłowych, Dz. U. L 250. 11. R o z p o r z ą d z e n i e Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 994/2010 z 20 października 2010 roku, w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylenia dyrektywy Rady 2004/67/WE, Dz. U. L 295. 12. Rozp orządzenie Komisji (UE) nr 1031/2010 z 12 listopada 2010 roku, w sprawie harmonogramu, kwestii administracyjnych oraz pozostałych aspektów sprzedaży na aukcji uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na mocy dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady, ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie, Dz. U. L 302. 13. R o z p o r z ą d z e n i e Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z 25 października 2011 roku, w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii, Dz. U. UE L326/1. 14. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z 25 października 2012 roku, w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE, Dz. U. L 315 i Dz. U. L 113. 15. R o z p o r z ą d z e n i e Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z 17 kwietnia 2013 roku, w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009, Dz. U. L 115. 16. Rozp orządzenie Komisji (UE) nr 984/2013 z 14 października 2013 roku, ustanawiające kodeks sieci dotyczący mechanizmów alokacji zdolności w systemach przesyłowych gazu i uzupełniające Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009, Dz. U. L 273. 17. Ustawa o giełdach towarowych z 26 października 2000 roku, ze zm., Dz. U. z 2000 roku, nr 103, poz. 1099.

Grzegorz Błajszczak

dr inż. Agencja Rozwoju Przedsiębiorczości sp. z o.o. e-mail: grzegorz.blajszczak@polish-wood-cluster.pl Wcześniej zatrudniony kolejno w: Urzędzie Regulacji Energetyki, Towarowej Giełdzie Energii3 i Polskich Sieciach Elektroenergetycznych.

Iwona Gaweł

Agencja Rozwoju Przedsiębiorczości sp. z o.o. e-mail: iwona.gawel@polish-wood-cluster.pl Właścicielka Agencji Rozwoju Przedsiębiorczości sp. z o.o., koordynator Polish Wood Cluster.

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 14–19

Expected Range of Cooperation Between Transmission System Operators and Distribution System Operators After Implementation of ENTSO-E Grid Codes Authors Tomasz Pakulski Jarosław Klucznik

Keywords ENTSO-E grid code, ancillary service, wind

Abstract The authors present the prospects of cooperation between transmission system operators (TSO) and distribution system operators (DSO) after entry into force ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) grid codes. New areas of DSO activities, associated with offering TSO aggregated services for national power system regulation based on the regulation resources connected to the distribution grid, and services on the distribution system level as part of the creation of local balancing areas (LBA) are presented. The paper also presents the possibilities of providing ancillary services by different types of distributed generation sources in the distribution network. The LBA concept, which involves integrated management of local regulation resources including generation, demand, and energy storage is described. The options of the renewable energy sources (RES) using for voltage and reactive power control in the distribution network with the use of wind farms (WF) connected to the distribution system are characterized.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015202

1. Introduction Grid codes are instruments used to create common energy market in the European Union (EU). They contain common principles of operation and management of power systems, and are designed to eliminate technical barriers for further market integration [18]. They specify requirements that ensure the achievement and maintenance of a satisfactory level of the system operation security through coordinated operation of the transmission grids and distribution systems, such as the assurance of access to the appropriate level of ancillary services. Currently in Europe ENTSO-E is in the process of revising the regulations covering the operational activities of power systems. After approval by the European Commission (EC), the new rules will automatically and immediately apply in all countries of the Community, including Poland, without the need for their implementation into national law. Close cooperation between the entities that consist the energy sector as a whole, i.e. TSO and DSO operators, regulatory bodies, and relevant grid users: producers and consumers, will be the key to ensuring the secure power system operation by creating a mutually interdependent and co-responsible system [13, 14].

2. Change in the DSO role after entry into force grid codes As a result of the entry into force grid codes developed for ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) and the EC by ENTSO-E, it should be expected that new obligations and new rights will be imposed on DSOs in the process of ensuring the national power system’s operational security and reliability. The new areas of DSO activities may include, in particular, issues related to: • management of regulation resources connected to the distribution grid, including purchasing of ancillary services from generating units and consumers connected to the distribution network (Network Code on Demand Connection [art. 20–22]) [1] • supervision and control of the availability of regulation resources and sharing regulation resources for TSO in the aggregated services form for national power system regulation (Network Code Loads Frequency Control and Reserves [art. 68] and Network Code Operational Planning and Scheduling [art. 52–53]) [3, 4] • active voltage control in the distribution network implemented by the DSO basis on the agreements with TSOs (Network Code Operational Security [art. 10], Network Code

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 14–19

Fig. 1. Change in the DSO role after entry into force grid codes, own study on the basis of [5]

Fig. 2. Active management of distribution network, own study on the basis of [6]

on Demand Connection [art.16]), in order to maintain the voltage at interconnection point with the transmission grid within a predetermined range [1, 2] • use of the services for the control at the distribution system level, in particular to create local balancing areas (LBA). Depending on the installed power and specific technologies, distributed sources are able to: • provide via DSO/aggregator the ancillary services for TSO to balance the system in real time, i.e. frequency control, power reserve, constraint management, and voltage control. However the achievement of the flexibility level corresponding to the regulation capabilities of a classical conventional power plant will require the appropriate aggregation of sources and integration of their operational management system at the distribution network level.

• provide the ancillary services for DSO to ensure secure operation of the distribution network. In both cases, for the control, the possibility of using operator’s own resources, including resources within a LBA is assumed. The provisions of the Network Code on Demand Connection [art. 20–22] provide that, a distribution network is treated as an aggregated consumer connected to a transmission network, which can provide ancillary services in the form of aggregate demand, known as DSR (Demand Side Response). The services may be provided at the TSO’s request under a relevant agreement concluded with the operator/aggregator for the provision of such service. The ancillary services categories include, for example: • demand side response active power control (DSR APC) • demand side response reactive power control (DSR RPC) 15

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 14–19

Type of ancillary service Plant type

Technology

Availability Active power control

Reactive power control

Island operation

Yes

Pitch control

Yes

Stall control

DFIG double-fed generator

Yes

Synchronous generator

Yes

Synchronous generator

Yes, limited

Asynchronous generator

Synchronous generator

Yes

Yes / Yes, limited

Yes

Synchronous generator

Yes

Asynchronous generator

Synchronous generator (converter connection) Wind power plants

Agricultural and sewage biogas plants

Asynchronous generator

Landfill biogas plants

CHP

Hydroelectric plants

Limited (depending on weather conditions), capacity increase: forecasting, aggregation, energy storage

High (very high with biogas tanks) Limited (depending on accumulated biogas) Limited (depending on heat, cold balance) High (very high with water reservoir)

Tab. 1. Capabilities of providing ancillary services by various distributed generation source types

• demand side response transmission constraint management (DSR TCM). Participation in the provision of services is not obligatory, it is only voluntary. In a case where one of the services is offered by a distribution grid, this is equivalent to sharing the resources on which it is physically implemented, for automatic load shedding in the event of the reduction of DSR LFDD frequency and/or DSR LVDD voltage in the grid below predefined thresholds (Demand Side Response Low Frequency/Voltage Demand Disconnection). The TSO determines the degree and rate of the demand disconnection, while the DSO in cooperation with the TSO defines the method of execution, i.e. indicates the geographical area in which it will be implemented. The new role of the DSO as an active system operator that offers ancillary services will require close coordination and cooperation with various entities, especially in the matters of information exchange in the ICT layer [1, 2, 3, 4, 5]. Particularly important is the cooperation between TSO and DSO operators in the matters of exchange of information regarding the operation of distributed energy sources1.

3. Use of ancillary services within LBA The main aim of LBA concept is to increase the energy supply reliability, and to improve the distribution grid operational security. Generally, this area can be defined as a separate part of the distribution system, within which the current generation is compensated with the current demand. Moreover, it is characterized by the capabilities of isolated operation and synchronous operation with the national power system NPS [9, 10].

The creation of LBA areas is already duty for DSO, but this balancing is of a passive nature and its scope doesn’t correspond to the new challenges, especially the intensive growth of distributed generation and smart grid solutions. Passive balancing is based on the current conditions of grid operation without improve the grid’s performance and operation and security of supply in case of power deficit or deep failures in the national power system [8]. The innovativeness concept of an actively balanced LBA consists of technological integration within one solution for the active management of local resources on the side of generation, demand, energy storage and distribution grid control using bi-directional power flow and information transfer. The LBA concept combines a new kind of ancillary service implemented in the distribution network area, which may be offered by the DSO to the TSO as a support for balancing in the national power system [5, 8]. LBA applications include, for example: • active and reactive power balancing, taking into account the technical conditions of distribution grid’s operation and interoperation with transmission network • system recovery after failures, including the ability to operate in isolated manner and its resynchronization with the grid2. Appropriate management of regulation resources with the use of local balancing will allow, for example, to increase the distribution grid’s capacity to connect distributed generation sources, renewable energy sources in particular, resulting in the reduction

1 From the DSO point of view the active grid management in real time will require obtaining information including: distributed sources output forecasts, planning and monitoring of their performance, availability, and constraints. 2 When the system operational security is at risk, and the technical conditions permit.

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 14–19

Fig. 3. Power installed capacities of various distributed energy sources technologies connected to the distribution grid (exclusive of centrally dispatched generating units), as of 30 September 2014, own study based on [16, 17]

of greenhouse gas emissions and/or of the grid losses associated with the energy transformation and transmission from the level of large conventional power plants to end consumers. The utilisation of the control potential of sources connected to the distribution network for local balancing also can be an alternative to launch sources with relatively high unit generation cost covering peak demand, or the development of additional infrastructure in order to improve the reliability of supply or to cover the growing demand of a developing region. It can also lead to a real peak demand reduction in the national power system. Implementation of the local balancing model will require application of new technical solutions, mainly in the smart grid domain.

ensure the ability to control and use renewable generation (RES), including wind farms. Efficient use of wind farms requires the technical capabilities to control them. For this purpose it is necessary that wind farms are equipped with dedicated control systems. Wind farm control systems supplement the functionality of the wind farm controller delivered by the wind turbines manufacturer in order to meet all voltage and reactive power control requirements. Supplementation involves both, the requirements set out in IRiESP Transmission Grid Code issued by PSE, and those set out in IRiESD Distribution Grid Code issued by individual distribution companies [15].

4. Technical capability to provide ancillary services by various distributed energy sources

In particular, they include the following functions: • regulation at the interconnection point according to the following criteria: reactive power, power factor (cos ), voltages according to pre-set static characteristics • interoperation with the wind turbine controller (server) in order to fully utilise the farm’s reactive power generation capacity • control of static reactive power sources (inductors, capacitors) in the regulation of a selected parameter at the interconnection point • control of circuit-breakers at the wind farm substation (switching on additional transformers to parallel operation, and changing substation topology in case of high wind generation) • voltage control in the grid inside wind farm with the farm’s transformers • control system integration with SCADA at the farm’s substation • remote adjustment of the control system from dispatching centres (central, regional) via SCADA

The technical capability of providing various ancillary services by identified distributed generation sources, connected to distribution network is described in Table 1 [11, 12]. The shares of various types of generation with technological details are shown in Fig. 3. The theoretical volume of regulation resources in the distribution grids of the entire national power system was estimated at about 13 GW3. Estimated value indicate that the largest regulation resources4 will be in thermal and industrial CHP units, and, although to a lesser extent in RES sources, especially wind farms5.

5. Voltage and reactive power control in distribution grid using wind farms The introduction of the grid codes will change the role of wind farms connected to the distribution grid in voltage and reactive power control. Agreements between TSOs and DSOs will

4 5

With the exception of centrally dispatched generating units, as of 30 September 2014. In fact, the estimated potential may differ materially from that presented. The real scope should be determined with regard to the specifics of particular technologies, grid environment, installation time, equipment and infrastructure, generator type etc. in particular. Detailed technical audits are required at individual facilities in order to determine which units will be able to provide specific regulation services and to what extent. Installed capacity criterion. Approx. 70% of the total capacity of RES sources connected to the distribution grid.

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 14–19

• in the case of farms directly connected to the 110 kV switchgear in LV/HV substations the use of wind farm as a controlled source of reactive power supporting transformer voltage regulation implemented by the automatic voltage control system (ARST), as part of coordinated control. Wind farms equipped with automatic controls consisting of farm controller and control system, from the point of view of the power system and the transformer substation master control system ARST (if both systems are coordinated), constitute a single source of reactive power. It has its own characteristic Q = f (P) that indicates the currently available range of reactive power control, dependent on the active power output. To assure the ability to control a large number of wind farms connected to the distribution network (from the TSO level) the aggregation is required of wind farms in selected areas. Such aggregation will allow for group supervision and control of generation unit operation. The generation management module allows the following choices: • one of several control modes: automatic, manual, or according to a defined schedule • individual control parameters, e.g. maximum active power, voltage level, of reactive power output.

6. Conclusions Close cooperation between TSO and other entities, i.e. DSO, regulatory bodies, and grid users, is necessary to fulfill the requirements of the ENTSO-E grid codes, and to create common energy market in the European Union. Due to the progressive decentralization of power systems, particularly important is the quality of cooperation with DSO operators, because to their grids which are and will be connected intensively the distributed sources and consumers who create flexible demand. The new provisions of the ENTSO-E grid codes will increase the DSO participation in balancing generation and demand of energy. It should be expected that DSOs will become the coordinators of energy activities of entities connected to the grid, ensuring efficient grid management, thereby contributing to the achievement of the main objectives of the national energy policy [8]. At the same time they will be active managers of the distribution systems, involved in building security of the power system operated by the TSO [6, 7, 14]. It’s expected that in the future TSOs will be able to use the local resources connected to the distribution network (generation and demand) for the control purposes in a greater range than so far. Providing of aggregated ancillary services will support the TSO in frequency and voltage balancing as well as in system recovery after failures in the national power system. The assessment of the technical capabilities of various distributed generation sources indicates a significant potential for power system operation support through ancillary services.

While individual sources may have some disadvantages that prevent their use in some services, the appropriate aggregation and implementation of control algorithms can reduce or completely offset these disadvantages. In the future a DSO that provides aggregated ancillary services will be a valuable partner for a TSO in ensuring the security of electricity supply. The study was funded by GEKON – Generator of Ecological Concepts, contract No. GEKON1/O2/213880/30/2014. REFERENCES

1. ENTSO-E Network Code on Demand Connection, December 2012. 2. ENTSO-E Network Code on Operational Security, February 2013. 3. ENTSO-E Network Code on Operational Planning and Scheduling, March 2013. 4. ENTSO-E Network Code on Load-Frequency Control and Reserves, June 2013. 5. Delfanti M., Galliani A., Olivieri V., The new role of DSOs: Ancillary Services from RES towards a local dispatch, Cired Workshop, Rome, June 2014. 6. Stromsather J., Costa Rausa C.F., Mallet P., EvolvDSO, New and evolving DSO role for efficient DRES integration in distribution networks, Cired Workshop, Rome, June 2014. 7. Ahmadi A.R. et al., Technical and economic impacts of active network management on transmission system operation, Cired Workshop, Rome, June 2014. 8. Wrocławski M., Lokalne obszary bilansowania [Local balancing areas], Energia Elektryczna, Oct. 2012. 9. Czyżewski R., OZE, Czy system jest gotowy? [RES. Is the system already ready?], Centrum Strategii Energetycznych, June 2013. 10. Wierzbowski M., Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej SN z generacją rozproszoną [Active management of MV distribution grid operation with distributed generation], Energia Elektryczna, Feb. 2013. 11. Korpikiewicz J., Bronk L., Pakulski T., Metodyka wykorzystania usług regulacyjnych świadczonych przez generację rozproszoną przy planowaniu rozwoju sieci SN [Methods of use of regulation services provided by distributed generation in MV grid development planning], Acta Energetica 2014, No. 2/19. 12. Korpikiewicz J., Bronk L., Pakulski T., Możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez generację rozproszoną [Capability of distributed generation to provide regulation services], Acta Energetica 2014, No. 2/19. 13. Kaliś H., Zarządzanie redukcją obciążenia. Świadczenie usług systemowych przez przemysłowych odbiorców energii elektrycznej w aspekcie zapisów kodeksu sieci ENTSO-E [Load reduction management. Ancillary services provision by industrial consumers in view of ENTSO-E grid code], Czeladź, 2013. 14. Andruszkiewicz J., Uzupełnianie prawa europejskiego. Kodeksy sieciowe [Supplementing the EU law. Grid codes], Energia Elektryczna 2013, No. 3

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 14–19

15. Kołodziej D., Klucznik J., Wykorzystanie farm wiatrowych do regulacji napięcia i mocy biernej na przykładzie węzła Dunowo [Wind farm use for voltage and reactive power control in Dunowo node], Acta Energetica 2014, No. 1.

16. http://www.ure.gov.pl/. 17. http://www.pse.pl/. 18. https://www.entsoe.eu/.

Tomasz Pakulski Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering e-mail: t.pakulski@ien.gda.pl Graduated in electrical engineering from Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology (2005). Now a technical and engineering specialist in the Department of Strategy and System Development. Professional interests: power system operation; development of conventional and renewable generation, ancillary and regulation services; Smart Grid solutions and initiatives.

Jarosław Klucznik Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering e-mail: j.klucznik@ien.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering (2007) and Faculty of Management and Economics (2010) of Gdańsk University of Technology. MSc Eng. in power systems. Now in Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering. Scientific interests: power distribution calculations in power systems and system automatic control engineering, e.g. ARST automatic voltage control systems and wind farms control systems (URST).

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 14–19

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 14–19. When referring to the article please refer to the original text. PL

Oczekiwany zakres współpracy operatorów systemów przesyłowych z operatorami systemów dystrybucyjnych po wejściu w życie kodeksów sieciowych ENTSO-E Autorzy

Tomasz Pakulski Jarosław Klucznik

Słowa kluczowe

kodeks sieciowy ENTSO-E, usługa regulacyjna, farmy wiatrowe

Streszczenie

Autorzy artykułu prezentują perspektywy współpracy pomiędzy operatorami systemu przesyłowego (OSP) a operatorami systemu dystrybucyjnego (OSD) po wprowadzeniu kodeksów sieciowych przez ENTSO-E (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity). Przedstawiono nowe obszary aktywności OSD, związane z oferowaniem zagregowanych usług OSP na potrzeby regulacji KSE, z wykorzystaniem zasobów regulacyjnych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej oraz usług na potrzeby regulacji na poziomie systemu dystrybucyjnego, w ramach tworzenia lokalnych obszarów bilansowania (LOB). Zaprezentowano możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez poszczególne typy źródeł generacji rozproszonej w sieci dystrybucyjnej. Przedstawiono koncepcję LOB polegającą na zintegrowanym zarządzaniu lokalnymi zasobami regulacyjnymi po stronie generacji, zapotrzebowania i magazynowania energii. Scharakteryzowano możliwości wykorzystania generacji odnawialnej (OZE) do regulacji napięcia i mocy biernej w sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem farm wiatrowych (FW) przyłączonych do systemu dystrybucyjnego.

1. Wstęp Kodeksy sieciowe stanowią instrument w celu stworzenia jednolitego rynku energii w Unii Europejskiej (UE). Zawierają wspólne zasady funkcjonowania i zarządzania systemami elektroenergetycznymi oraz mają na celu eliminację barier technicznych dla dalszej integracji rynku [18]. Określają wymagania zapewniające osiągnięcie i utrzymanie zadowalającego poziomu bezpieczeństwa pracy systemu poprzez skoordynowaną pracę sieci przesyłowych i systemów dystrybucyjnych, m.in. poprzez zapewnienie dostępu do odpowiedniego poziomu usług systemowych (ang. ancillary services). Obecnie w Europie ENTSO-E jest w trakcie rewizji przepisów obejmujących działania operacyjne pracy systemu elektroenergetycznego. Po zatwierdzeniu przez Komisję Europejską (KE) nowe przepisy zaczną automatycznie i niezwłocznie obowiązywać we wszystkich krajach wspólnoty, w tym również w Polsce, bez konieczności ich implementacji do przepisów prawa krajowego. Ścisła współpraca pomiędzy podmiotami tworzącymi cały sektor energetyczny, tj.: operatorów OSP, OSD, regulatorów, istotnych użytkowników sieci: wytwórców i odbiorców, będzie kluczem do zapewnienia bezpiecznej pracy systemu poprzez stworzenie systemu wzajemnie współzależnego i współodpowiedzialnego [13, 14]. 2. Zmiana roli OSD po wprowadzeniu kodeksów sieciowych Na skutek wejścia w życie kodeksów sieciowych, opracowanych dla ACER (ang. Agency for the Cooperation of Energy Regulators) i KE przez ENTSO-E, należy oczekiwać nałożenia na OSD nowych obowiązków, ale również uprawnień w procesie zapewnienia bezpieczeństwa i niezawodności pracy KSE. Nowe obszary aktywności OSD mogą objąć w szczególności zagadnienia związane z:

• zarządzaniem zasobami regulacyjnymi przyłączonymi do sieci dystrybucyjnej, w tym również z zakupem przez OSD usług regulacyjnych ze źródeł i od odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (ang. Network Code on Demand Connection [art. 20–22]) [1] • nadzorem i kontrolą nad dostępnością zasobów regulacyjnych oraz udostępnieniem zasobów regulacyjnych OSP w postaci zagregowanych usług, na potrzeby regulacji KSE (ang. Network Code Loads Frequency Control and Reserves [art. 68] i Network Code Operational Planning and Scheduling [art. 52–53]) [3, 4] • aktywną regulacją napięcia w sieci dystrybucyjnej, realizowaną przez OSD na podstawie zawartych umów z OSP (ang. Network Code Operational Security [art. 10], Network Code on Demand Connection [art. 16]), w celu utrzymania w punkcie przyłączenia z siecią przesyłową napięcia w zadanym zakresie [1, 2] • wykorzystaniem usług na potrzeby regulacji na poziomie systemu

dystrybucyjnego, w szczególności do tworzenia lokalnych obszarów bilansowania (LOB). W zależności od wielkości mocy zainstalowanej oraz od konkretnej technologii źródła rozproszone mogą: • dostarczać za pośrednictwem OSD/agregatora usługi systemowe dla OSP do bilansowania systemu w czasie rzeczywistym, tj. regulację częstotliwości, rezerwę mocy, zarządzanie ograniczeniami czy regulację napięcia. Osiągnięcie elastyczności na poziomie odpowiadającym możliwościom regulacyjnym klasycznej elektrowni konwencjonalnej będzie jednak możliwe dzięki odpowiedniej agregacji źródeł oraz integracji systemu zarządzania ich pracą na poziomie sieci dystrybucyjnej • świadczyć usługi regulacyjne na potrzeby OSD w celu zapewnienia bezpiecznej pracy sieci dystrybucyjnej. W obu przypadkach do celów regulacji zakłada się możliwość wykorzystania własnych zasobów operatora, w tym również wykorzystanie zasobów w ramach LOB.

Rys. 1. Zmiana roli OSD po wejściu w życie kodeksów sieci, opracowanie własne na podstawie [5]

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 14–19

Rys. 2. Aktywne zarządzanie siecią dystrybucyjną, opracowanie własne na podstawie [6]

W świetle zapisów kodeksów (ang. Network Code on Demand Connection [art. 20–22]) sieć dystrybucyjna jest traktowana jako zagregowany odbiorca, przyłączony do sieci przesyłowej, który może świadczyć usługi systemowe w formie zagregowanego popytu DSR (ang. Demand Side Response). Świadczenie usług może się odbywać na polecenie operatora OSP na podstawie stosownej umowy zawartej z operatorem/ agregatorem o świadczenie takiej usługi. Kategorie usług systemowych obejmują m.in.: • regulację mocy czynnej DSR APC (ang. Demand Side Response Active Power Control) • regulację mocy biernej DSR RPC (ang. Demand Side Response Reactive Power Control) • zarządzanie redukcją ograniczeń sieciowych DSR TCM (ang. Demand Side Response Transmission Constraint Management). Udział w świadczeniu usług nie jest obowiązkowy, a ma jedynie charakter dobrowolny. W przypadku, gdy jedna z usług jest oferowana przez sieć dystrybucyjną, równoznaczne jest udostępnienie zasobów, na których jest ona fizycznie realizowana, do celów automatycznego zrzutu obciążenia w przypadku obniżenia częstotliwości DSR LFDD i/lub napięcia DSR LVDD w sieci poniżej zdefiniowanych progów (ang. Demand Side Response Low Frequency/Voltage Demand Disconnection). OSP określa wówczas wielkość oraz szybkość odłączania zapotrzebowania, natomiast OSD przy współudziale OSP określa metodę realizacji, tj. wskazuje obszar geograficzny, na którym będzie ono realizowane. Nowa rola OSD jako aktywnego operatora systemu oferującego usługi systemowe będzie wymagać ścisłej koordynacji, współpracy z poszczególnymi podmiotami,

1 2 3

4 5

szczególnie w kwestii wymiany informacji w warstwie ICT [1, 2, 3, 4, 5]. Szczególnego znaczenia nadaje się współpracy pomiędzy operatorami OSP i OSD w kwestii wymiany informacji odnośnie pracy źródeł rozproszonych1. 3. Wykorzystanie usług regulacyjnych w ramach LOB Koncepcja LOB ma na celu zwiększenie niezawodności dostaw energii oraz poprawę bezpieczeństwa funkcjonowania sieci dystrybucyjnych. Generalnie obszar ten można zdefiniować jako wydzieloną część systemu dystrybucyjnego, w której bieżące wytwarzanie energii jest równoważone aktualnym zapotrzebowaniem. Ponadto charakteryzuje się zdolnością do pracy wyspowej oraz możliwością podjęcia pracy synchronicznej z KSE [9, 10]. Obowiązek tworzenia LOB już obecnie spoczywa na OSD, jednak bilansowanie ma charakter pasywny i zakresem nie odpowiada nowym wyzwaniom, jakim jest w szczególności intensywny rozwój generacji rozproszonej czy rozwój działań typu Smart Grid. Pasywne prowadzenie bilansowania bazuje na aktualnych warunkach pracy sieci, ale nie uwzględnia poprawy efektywności funkcjonowania i bezpieczeństwa pracy sieci i dostaw w stanie deficytu mocy lub głębokich awarii w KSE [8]. Innowacyjność LOB prowadzącego aktywne bilansowanie polega na technologicznym zintegrowaniu w ramach jednego rozwiązania aktywnego zarządzania lokalnymi zasobami po stronie wytwarzania, zapotrzebowania, magazynowania energii elektrycznej oraz sterowania siecią dystrybucyjną z wykorzystaniem dwukierunkowego przepływu mocy oraz przekazywanych informacji. Koncepcja LOB łączy nowy rodzaj usługi o charakterze systemowym, realizowanej w obszarze sieci dystrybucyjnej,

która może być oferowana OSP przez OSD jako wsparcie dla bilansowania KSE [5, 8]. LOB może być wykorzystywany m.in. do: • bilansowania mocy czynnej i biernej z uwzględnieniem technicznych warunków pracy sieci dystrybucyjnej oraz jej współpracy z siecią przesyłową • odbudowy systemu po awarii systemowej, obejmującej możliwość przejścia do pracy na system wydzielony i ponownej synchronizacji z siecią2. Odpowiednie zarządzanie zasobami regulacyjnymi z wykorzystaniem bilansowania lokalnego pozwoli m.in. na zwiększenie zdolności przyłączenia do sieci dystrybucyjnej źródeł generacji rozproszonej, w szczególności źródeł OZE, prowadząc w efekcie do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych czy też obniżenie wskaźnika strat sieciowych związanych z jej przesyłaniem i transformowaniem od poziomu dużych elektrowni konwencjonalnych do odbiorcy końcowego. Wykorzystanie możliwości regulacyjnych źródeł przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na potrzeby bilansowania lokalnego może być również alternatywą dla uruchomienia źródeł o stosunkowo wysokich jednostkowych kosztach wytwarzania, pokrywających szczytowe zapotrzebowanie, czy też budowy dodatkowej infrastruktury w celu poprawy niezawodności zasilania lub zaspokajania zapotrzebowania rozwijającego się regionu. Może prowadzić również do realnego ograniczenia szczytowego zapotrzebowania na energię z KSE. Wdrożenie modelu bilansowania lokalnego będzie wymagać zastosowania nowych rozwiązań technicznych głównie z zakresu sieci inteligentnych. 4. Techniczne możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez poszczególne źródła generacji rozproszonej Możliwości techniczne świadczenia poszczególnych usług regulacyjnych przez zidentyfikowane źródła generacji rozproszonej przyłączone do sieci dystrybucyjnej scharakteryzowano w tab. 1 [11, 12]. Udział poszczególnych typów generacji z wyszczególnieniem technologii przedstawiono na rys. 3. Teoretyczną wielkość zasobów regulacyjnych w sieci dystrybucyjnej w skali KSE, wynikającą z przyłączonej generacji, określono na poziomie ok. 13 GW3. Przedstawione wyniki wskazują, że największe zasoby regulacyjne4 będą istniały w źródłach CHP cieplnych oraz przemysłowych, w mniejszym stopniu będą dotyczyć źródeł OZE, w ich przypadku dominującą rolę będą prawdopodobnie odgrywać elektrownie wiatrowe5. 5. Regulacja napięcia i mocy biernej w sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem farm wiatrowych Wprowadzenie kodeksów sieciowych zmieni rolę wykorzystania farm wiatrowych

Z punktu widzenia OSD do aktywnego zarządzania siecią w czasie rzeczywistym niezbędne będzie pozyskiwanie informacji obejmujących m.in.: prognozy produkcji źródeł rozproszonych, planowanie i monitoring ich pracy, dyspozycyjności, ograniczenia. W warunkach zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu, gdy pozwolą na to warunki techniczne. Z wyłączeniem jednostek JWCD, stan na 30 września 2014. W rzeczywistości wyznaczony potencjał może istotnie różnić się od przedstawionego. Realny zakres powinien być wyznaczony z uwzględnieniem specyfiki konkretnej technologii, otoczenia sieciowego, okresu instalacji, wyposażenia i infrastruktury, w szczególności typu generatora itp. Wymagane będzie wykonanie szczegółowych audytów technicznych na poszczególnych obiektach, które pozwolą określić, które z jednostek będą w stanie świadczyć określone usługi regulacyjne i w jakim zakresie. Kryterium mocy zainstalowanych źródeł. Ok. 70% łącznej mocy źródeł OZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 14–19

Rodzaj usługi regulacyjnej Typ elektrowni

Technologia

Regulacja mocy biernej

Praca wyspowa

Tak

Pitch control

Tak

Nie

Stall control

Nie

Generator asynchroniczny, dwustronnie zasilany typu DFIG

Tak

Generator synchroniczny

Tak

Generator synchroniczny

Tak ograniczone

Generator asynchroniczny

Nie

Generator synchroniczny

Tak

Tak/Tak ograniczone

Tak

Generator synchroniczny

Tak

Generator asynchroniczny

Nie

Generator synchroniczny (połączenie przez przekształtnik) Elektrownie wiatrowe

Biogazownie rolnicze oraz przy oczyszczalniach ścieków

Biogazownie składowiskowe CHP

Dyspozycyjność

Regulacja mocy czynnej

Generator asynchroniczny klatkowy

Elektrownie wodne

Ograniczona (zależna od warunków atmosferycznych), zwiększenie możliwości: prognozowanie, agregacja, magazyny energii

Wysoka (bardzo wysoka przy wykorzystaniu zbiorników biogazu)

Ograniczona (zależna od zgromadzonego biogazu) Ograniczona (zależna od bilansu ciepła, chłodu) Wysoka (bardzo wysoka przy wykorzystaniu zbiornika wodnego)

Tab. 1. Możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez poszczególne typy źródeł generacji rozproszonej

Rys. 3. Moce zainstalowane źródeł w poszczególnych technologiach przyłączone do sieci dystrybucyjnej (z wyłączeniem jednostek JWCD), stan na 30 września 2014, opracowanie własne na podstawie [16, 17]

przyłączonych do sieci dystrybucyjnej w zakresie regulacji napięcia i mocy biernej. Umowy pomiędzy OSP a OSD zapewnią możliwość sterowania i wykorzystania generacji odnawialnej (OZE), w tym farm wiatrowych. Dla efektywnego wykorzystania farm wiatrowych konieczne jest zapewnienie możliwości technicznych w zakresie sterowania. W tym celu niezbędne jest, aby farmy wiatrowe były wyposażone w układy regulacji farm wiatrowych. Układ regulacji farmy wiatrowej uzupełnia funkcjonalność sterownika farmy wiatrowej, dostarczonego przez producenta siłowni wiatrowych, tak aby spełnione były wszystkie wymagania w zakresie regulacji napięcia i mocy biernej. Uzupełnieniu podlegają wymagania zawarte zarówno w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Systemu Przesyłowego (IRiESP), wydanej przez PSE, oraz wymagania Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Systemu Dystrybucyjnego (IRiESD), wydanej przez poszczególne spółki dystrybucyjne [15].

W szczególności są to następujące funkcje: • regulacja w punkcie przyłączenia według kryteriów: mocy biernej, współczynnika mocy (cosφ), napięcia według zadanych charakterystyk statycznych • współpraca ze sterownikiem (serwerem) siłowni wiatrowych w celu pełnego wykorzystania możliwości farmy do generacji mocy biernej • sterowanie statycznymi źródłami mocy biernej (dławiki, baterie kondensatorów) w procesie regulacji wybranej wielkości w punkcie przyłączenia • sterowanie wyłącznikami stacji farmy wiatrowej (załączanie dodatkowego transformatora do pracy równoległej i zmiana topologii stacji w przypadku wysokiej generacji wiatrowej) • regulacja napięć w sieci wewnątrz farmy wiatrowej za pomocą transformatorów farmy • integracja układu regulacji z SCADA w stacji farmy • zdalne sterowanie układem regulacji z ośrodków dyspozytorskich (CDM, ODM) za pośrednictwem SCADA

• w przypadku farm przyłączonych bezpośrednio do rozdzielni 110 kV w stacjach elektroenergetycznych NN/WN wykorzystanie farmy wiatrowej jako sterowanego źródła mocy biernej wspomagającego regulację transformatorową, realizowaną przez układ automatycznej regulacji stacji transformatorowej (ARST), regulacja skoordynowana. Farma wiatrowa wyposażona w automatykę regulacyjną, składającą się ze sterownika farmy wiatrowej i układu regulacji, z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego i nadrzędnego układu regulacji ARST (jeśli oba układy są skoordynowane) stanowi pojedyncze źródło generacji mocy biernej. Posiada własną charakterystykę Q = f(P), określającą aktualnie dostępny zakres regulacji mocy biernej zależny od generowanej mocy czynnej. Zapewnienie możliwości sterowania dużą liczbą farm wiatrowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (z poziomu OSP) wiąże się z koniecznością agregacji farm wiatrowych na wybranych obszarach. Agregacja umożliwi grupowe nadzorowanie i sterowanie pracą jednostek wytwórczych. Moduł zarządzania generacją pozwoli wybrać: • jeden z kilku trybów regulacji: automatyczna, ręczna lub według zdefiniowanego harmonogramu • indywidualne parametry regulacji, np. maksymalna moc czynna, poziom napięcia, generacja mocy biernej. 6. Wnioski Ścisła współpraca pomiędzy OSP a innymi podmiotami, tj. OSD, organami regulacyjnymi, wytwórcami, użytkownikami sieci, jest niezbędna do spełnienia wymagań kodeksów ENTSO-E i osiągnięcia sukcesu w kwestii tworzenia ujednoliconego rynku energii w całej Unii Europejskiej. Ze względu na postępującą decentralizację systemów

T. Pakulski, J. Klucznik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 14–19

elektroenergetycznych szczególnie istotna jest współpraca z operatorami OSD, do ich sieci intensywnie są i będą przyłączane źródła rozproszone oraz odbiorcy kreujący elastyczny popyt. Wprowadzenie zapisów kodeksów sieciowych ENTSO-E spowoduje wzrost udziału operatorów OSD w bilansowaniu produkcji i zapotrzebowania na energię. Należy oczekiwać, że OSD staną się w dużej mierze koordynatorami aktywności energetycznej podmiotów przyłączonych do sieci, zapewniając efektywne zarządzanie pracą sieci, tym samym przyczyniając się do realizacji głównych celów polityki energetycznej państwa [8]. Jednocześnie będą pełnić rolę aktywnych menedżerów systemów dystrybucyjnych uczestniczących w budowaniu bezpieczeństwa systemu zarządzanego przez OSP [6, 7, 14]. Z zapisów kodeksów wynika, że w przyszłości przewiduje się możliwość, w większym niż dotychczas zakresie, wykorzystania przez OSP do celów regulacyjnych zasobów po stronie podażowej i popytowej, przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. Świadczenie zagregowanych usług systemowych będzie stanowiło wsparcie dla OSP w zakresie bilansowania częstotliwości i napięcia czy odbudowy systemu po głębokich awariach systemowych w KSE. Ocena możliwości technicznych poszczególnych źródeł generacji rozproszonej wskazuje na znaczny potencjał wspomagania pracy systemu elektroenergetycznego, poprzez świadczenie przez nie usług regulacyjnych. O ile pojedyncze źródła mogą posiadać różnego rodzaju wady uniemożliwiające

ich wykorzystanie w niektórych usługach, to jednak odpowiednie ich zagregowanie oraz implementacja odpowiednich algorytmów sterowania pozwalają zmniejszyć lub całkowicie zniwelować te wady. OSD świadczący zagregowane usługi systemowe będzie w przyszłości cennym partnerem dla OSP w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Praca finansowana w ramach GEKON – Generator Koncepcji Ekologicznych, umowa nr GEKON1/O2/213880/30/2014. Bibliografia 1. ENTSO-E Network Code on Demand Connection, grudzień 2012. 2. ENTSO-E Network Code on Operational Security, luty 2013. 3. ENTSO-E Network Code on Operational Planning and Scheduling, marzec 2013. 4. ENTSO-E Network Code on LoadFrequency Control and Reserves, czerwiec 2013. 5. Delfanti M., Galliani A., Olivieri V., The new role of DSOs: Ancillary Services from RES towards a local dispatch, Cired Workshop, Rzym, czerwiec 2014. 6. Stromsather J., Costa Rausa C.F., Mallet P., EvolvDSO, New and evolving DSO role for efficient DRES integration in distribution networks, Cired Workshop, Rzym, czerwiec 2014. 7. Ahmadi A.R. i in., Technical and economical impacts of active network management on transmission system operation, Cired Workshop, Rzym, czerwiec 2014.

8. Wrocławski M., Lokalne obszary bilansowania, Energia Elektryczna, październik 2012. 9. Czyżewski R., OZE. Czy system jest gotowy?, Centrum Strategii Energetycznych, czerwiec 2013. 10. Wierzbowski M., Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej SN z generacją rozproszoną, Energia Elektryczna, luty 2013. 11. Korpikiewicz J., Bronk L., Pakulski T., Metodyka wykorzystania usług regulacyjnych świadczonych przez generację rozproszoną przy planowaniu rozwoju sieci SN, Acta Energetica 2014, nr 2/19. 12. Korpikiewicz J., Bronk L., Pakulski T., Możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez generację rozproszoną, Acta Energetica 2014, nr 2/19. 13. Kaliś H., Zarządzanie redukcją obciążenia. Świadczenie usług systemowych przez przemysłowych odbiorców energii elektrycznej w aspekcie zapisów kodeksu sieci ENTSO-E, Czeladź, 2013. 14. Andruszkiewicz J., Uzupełnianie prawa europejskiego. Kodeksy sieciowe, Energia Elektryczna 2013, nr 3. 15. Kołodziej D., Klucznik J., Wykorzystanie farm wiatrowych do regulacji napięcia i mocy biernej na przykładzie węzła Dunowo, Acta Energetica 2014, nr 1. 16. http://www.ure.gov.pl/. 17. http://www.pse.pl/. 18. https://www.entsoe.eu/.

Tomasz Pakulski

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: t.pakulski@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunku elektrotechnika (2005). Zatrudniony na stanowisku specjalisty inżynieryjno-technicznego w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu. Jego zawodowe zainteresowania obejmują problematykę pracy systemu elektroenergetycznego oraz rozwoju klasycznych i odnawialnych źródeł energii, usługi systemowe i regulacyjne, działania i inicjatywy Smart Grid.

Jarosław Klucznik

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: j.klucznik@ien.gda.pl Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki (2007) oraz Wydziału Zarządzania i Ekonomii (2010) Politechniki Gdańskiej. Magister inżynier specjalności systemy elektroenergetyczne. Zatrudniony w gdańskim oddziale Instytutu Energetyki (2007). Do obszaru jego zainteresowań naukowych należą: obliczenia rozpływowe w systemie elektroenergetycznym oraz systemowa automatyka regulacyjna – układy regulacji transformatorowej ARST, układy regulacji farm wiatrowych URST.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24–30

Options to Improve the Quality of Wind Generation Output Forecasting with the Use of Available Information as Explanatory Variables

Authors Rafał Magulski Tomasz Pakulski

Keywords forecasting, statistical methods, neural networks

Abstract Development of wind generation, besides its positive aspects related to the use of renewable energy, is a challenge from the point of view of power systems’ operational security and economy. The uncertain and variable nature of wind generation sources entails the need for the for the TSO to provide adequate reserves of power, necessary to maintain the grid’s stable operation, and the actors involved in the trading of energy from these sources incur additional of balancing unplanned output deviations. The paper presents the results of analyses concerning the options to forecast a selected wind farm’s output exercised by means of different methods of prediction, using a different range of measurement and forecasting data available on the farm and its surroundings. The analyses focused on the evaluation of forecast errors, and selection of input data for forecasting models and assessment of their impact on prediction quality improvement.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015203

1. Introduction There are many ways currently used in the world to correct numerical weather forecasts. The most commonly used is a group of statistical ex post methods, using historical data. In the literature, the most common methods of correcting numerical weather forecasts are [1, 2, 7]: • statistical methods, which seek formulas for the relationship between forecast variables with actual variables, e.g. regression methods, • artificial intelligence methods, whereby correlations between input variables and the output (anticipated) variable, are used in the learning process, e.g. artificial neural networks (ANN). The main objective of this study was to investigate the possibility of correcting numerical weather forecasts in order to improve the quality of wind generation output in a 24 hours perspective, using statistical methods and artificial neural networks [8]. For the simulation historical data from a selected wind farm was used. The input data sample, covering approx. 300 days, included numerical weather forecasts, measurement of actual weather conditions, and the farm’s actual output.

NMAE – Normalized mean absolute error.

A solution was sought for that would result in the smallest mean absolute error of wind farm output forecast NMAE1, defined as:

where:

where: PFW – wind farm rated power, PROGI – forecast value, POMI – measured (actual) value, N – number of samples. Based on numerical weather forecasts and theoretical power curves of individual turbines, a reference forecast of the wind farm output was determined, and then prediction errors in each hours of the day (reference forecast). A set of test data used for the ANN – based simulation was separated from the main set at random. For testing the trained

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24–30

Fig. 1. Reference forecast errors throughout the day

network a few days were selected from each month of the year (reference forecast 1)2. Given the random nature of wind, in terms of output errors the presented selection was representative of the whole period under consideration (Fig. 1). In order to verify the usefulness of the structures, for which the smallest errors of reference forecast 1 were achieved, alternative simulations were performed for reference forecast 2, where the test set consisted of a selected continuous 14-day period of the year3. The remaining samples were used in the learning process.

2. Improving the generation output forecast quality by adjusting numerical weather forecast 2.1. Statistical methods Actual wind speed deviations from the forecast were analysed, in particular by examining the value and stationarity of average deviations. It was found that projected values’ average deviations from the actual values are non-zero and variable in their nature, depending on the forecast wind speed. It can be therefore concluded that these deviations feature a statistical tendency, the removal of which should increase the wind forecast accuracy, and consequently improve the wind farm generation output forecast quality. On this basis many models of the wind forecast adjustment were built, based on the linear regression method. These models determine the change in ex post forecasts in such a manner that the average deviation from the measured values was close to zero. The modelling has taken into account different periods of data sampling for the adjustments’ determination, and the data’s division into classes due to time of day and wind direction. Selected for further analysis

2 3 4

was the model which in a 14-day test period had reached the smallest wind speed forecast errors.

2.2. Artificial intelligence methods For the simulations artificial neural networks (ANN) were used, included in the Neural Network package in the Matlab environment. One-directional neural networks built on a multilayer perceptron (MLP) were tested in the study, according to an adapted algorithm presented in [6]. Several hundred structures of two- and three-layer networks were tested with variable [3, 4]: • number of neurons in hidden layer/layers • activation function of neurons in each layer • network learning algorithm • number of network learning iterative cycles. In the analysed variant the output forecasts were adjusted in two stages (cascade model) [5]. In the first stage the numerical weather forecasts were adjusted, which in turn were used to determine the adjusted farm output forecasts. The following options were considered: • Option A – adjustment of individual variables making up a numerical forecast (single-output network) • Option B – joint adjustment of numerical weather forecast (multi-output network)4. The simulations for each hour of the day were performed separately. For each hour of the day the structure was chosen for which the mapping errors were the smallest.

For trained network quality testing 20% of all samples in the set were selected, i.e. every fifth day. Another purpose of the presented division was also an opportunity to compare the results obtained using artificial neural networks and statistical methods. The forecast errors throughout the day, as illustrated in Fig. 2 and 3, refer to the structures for which the smallest mapping error was achieved. AV – daily average.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24–30

Fig. 2. Adjustment of numerical weather forecasts

Fig. 3. Wind generation output adjustment using adjusted numerical forecasts

2.3. Comparison of the results The results (Fig. 2) indicate daily volatility of the forecasting errors. The research has shown that it is possible to reduce the MAE error of numerical weather forecasts: • in the case of statistical methods by 0.1–1.1 m / s – on average by approx. 0.5 m/s • in the case of AAN by 0.2–1.1 m/s – daily average by approx. 0.7 m/s5. The NMAE error of the adjusted farm output forecast determined based on the adjusted numerical forecasts (Fig. 3) decreased compared to the reference forecast, depending on the hour of the day:

5 6

• statistical methods: by –2.4% to 3.9% – daily average by approx. 0.7% • artificial neural networks: by –0.1% to 6.3% – daily average by approx. 2.0%.6 The daily-average wind speed forecast error in the regression model selected for the weather forecast adjustment was 1.2 m/sec, an improvement of approx. 0.5 m/s compared to the reference forecast, and the NMAE error of the generation output forecast after the other statistical adjustments amounted to 8.5%, i.e. approx. 0.7% less compared to the reference forecast. The results obtained with the use of artificial neural networks are listed in Tab. 1.

In the both AAN options considered, i.e. W2a and W2b, similar results were obtained. In the case of the simulation for reference forecast 2.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24–30

Fig. 4. Approximation of actual wind farm power curve

Fig. 5. Approximation of adjustment curve with power losses within wind farm

Fig. 6. Adjustment of wind generation output using actual output details

Feature

Daily average MAE error of numerical forecast, m/s Numerical forecast 1

Numerical forecast 2

Daily average error of wind generation output, NMAE, % Reference forecast 1

Reference forecast 2

Selection of the structures with the smallest errors in each hour of the day Before adjustment

1.71

1.69

12.2

9.2

After adjustment

1.33

1.02

10.7

7.2

Forecast error reduction

0.38

0.67

1.5

2.0

Selection of the structures with the smallest errors in the whole day Before adjustment

1.71

1.69

12.2

9.2

After adjustment

1.38

1.21

11.3

8.9

Forecast error reduction

0.33

0.48

0.9

0.3

Tab. 1. Adjustment of numerical weather and wind generation output forecasts 7

3. Adjustment of wind generation output forecasts using the actual output details 3.1. Statistical methods On the basis of historical wind measurements and the power outputs of each turbine the actual wind farm output curve was approximated depending on wind speeds. As seen in Fig. 4, the resulting curve is quite different from the calibration curve, which was adopted as the basis for reference forecasting. To take into account in the generation output forecast the energy losses resulting from the electricity transfer and transformation within the wind farm, combined data of each wind turbine’s output was used, as well as details of the electricity input to the power system as measured at the farm’s interconnection point. The difference between these values results from the farm’s internal electricity losses. By way of the curve’s approximation on the basis of measurement data (Fig. 5), the dependence of the

Ignored were details of any unexpected interruption in the turbines’ operation, taking into account only planned outages related to ongoing inspections, maintenance and/or repairs. Planned deficits in the wind farm’s output can be used to adjust the output forecast.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24â&#x20AC;&#x201C;30

Fig. 7. NMAE errors of wind generation output before and after adjustment

Fig. 8. Wind generation output in the simulated 14-day period

Fig. 9. Wind generation output forecast errors before and after adjustment in the simulated 14-day period 28

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24–30

farms’ electrical losses on the wind speed was identified, and on this basis a factor of the adjustment of the gross output generated on each mast into the net input to the grid was determined. Details of each wind turbine’s status were used. The turbine’s status determines its operating state and indicates the reason for its unavailability. Historical data about the turbine statuses were converted so that they could be treated as the previously made forecast of the wind farm’s availability7. The starting points for wind farm generation output forecasting were the wind forecasts adjusted in accordance with the adopted linear regression model. The generation output was calculated based on the acquired approximation of the wind farm’s actual power curve, and then adjusted by a planned wind farm availability rate and the rate of electrical losses in the farm.

3.2. Artificial intelligence methods In the considered option (Fig. 6) the output forecasts were adjusted directly on the basis of numerical weather forecasts, using historical data of the farm’s actual output, and the operating statuses of individual turbines. The simulation results shown in Fig. 6 indicate that it is possible to reduce the MAE error of wind generation output depending on the hour of the day within8: • Reference forecast 1: –0.8% to 4.5% – daily average by approx. 1.2% from 12.2% to 11.0% • Reference forecast 2: –1.2% to 5.7% – daily average by approx. 1.7% from 9.2% to 7.5%9.

4. Comparison of the quality of adjusted generation output forecasts Fig. 7 shows a comparison of the NMAE errors of wind generation output forecast in each hour of the day before and after the adjustment, and Fig. 8 shows the wind generation outputs in the simulated 14-day period. Fig. 9 shows a comparison of wind generation output forecast errors before and after adjustment in the simulated 14-day period.

5. Summary and conclusions This paper reports an attempt to improve wind generation output forecast quality by adjusting numerical weather forecasts using statistical methods and artificial neural networks. The study has shown: • possibility of increasing the forecasting quality by using artificial intelligence methods to a greater extent than statistical methods • possibility of reducing the MAE error of daily average numerical weather forecasting by approx. 0.5 m/s (statistical methods) –0.7 m/s (ANN) • reduction of the average daily NMAE error of the wind farm output forecast based on the adjusted numerical forecasts (2-stage adjustment) by approx. 1.5–2.0%10

• reduction of the average daily NMAE error of the wind farm output forecast based on the adjusted numerical forecasts (1-stage adjustment) by approx. 1.2–1.7% • reduction of the average daily NMAE error of the wind farm output forecast based on the numerical forecasts adjusted using regression methods by approx. 0.4–0.7% • preference for the choice of different neural structures to adjust forecasts in each hour of the day • the components used to determine the reference forecast featured a tendency for mutual netting of the errors generated by it (wind speed forecasts generally led to underestimation of the wind farm output forecast, and the adoption of the theoretical power curve resulted in the output’s overestimation), from which the forecast benefited and which could contribute to reducing the effects of using tools for forecast quality improvement • the forecasting quality improvement by using neural networks requires continuous updating of input data used in the learning process. Extending the wind sources’ performance observation period up to several years will allow achieving a better quality of forercast. REFERENCES

1. Sweeney C., Lynch P., Nolan P., Reducting errors of wind speed forecasts by an optimal combination of post-processing methods, Department of Meteorology and Climate Centre, Dublin, 2011. 2. Prondziński Z., Rubanowicz T., Zryczałtowana usługa operatora handlowo-technicznego na potrzeby rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce [The flat-rate service of commercial and technical operator for the development of wind power generation in Poland], Acta Energetica 2004, No. 19. 3. Hernandez L., Artificial Neural Network for Short-Term Load Forecasting in Distribution Systems, Energies 2014, 7 1576-1598, ISSN1996-1073, March 2014, collective study. 4. Perez-Llera C., Fernandez-Baizan M.C., Gonzalez del Valle V., Local Short-Term Prediction of Wind Speed: A Neural Network Analysis, Universidad Politecnica de Madrid, Spain. 5. Moghaddas-Tafreshi, S.M., Panahi D., One-hour-ahead forecasting of wind turbine power generation using artificial neural networks, K.N. Toosi University of Technology, Teheran, Iran. 6. Mao J., Zhang X., Li J., Wind power forecasting based on the BP neural network, Beifang University of Nationalities, Yinchuan, China. 7. Sweeney C. et al., Post-processing COSMO output for improved wind forecast, Meteorology and Climate Centre, University College Dublin, Ireland, April 2012. 8. Selcuk Nogay H., Akinci T.C., Eidukeviciute M., Application of artificial neural networks for short term wind speed forecasting in Mardin, Turkey, Journal of Energy in Southern Africa, November 2012, Vol. 23, No. 4.

8 9

In the case of selection of the structures with the smallest errors in each hour of the day. In the case of adoption of the structure with the smallest NMAE in the whole day, the forecast error was, respectively: 11.3% (for reference forecasts 1) and 9.1% (for reference forecast 2). 10 Depending on the reference forecast.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 24–30

Rafał Magulski Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering e-mail: r.magulski@ien.gda.pl Graduated in management and marketing from Gdańsk University of Technology, Faculty of Management and Economics (1998). A senior technical and engineering specialist in the Department of System Strategy and Development, Institute of Power Engineering, Gdańsk branch. His professional interests include problems of market functioning in the power sector, and power system pre-development studies.

Tomasz Pakulski Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering e-mail: t.pakulski@ien.gda.pl Graduated in electrical engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology. A technical and engineering specialist in the Department of System Strategy and Development. His professional interests include issues of power system operation and development of conventional and renewable energy sources, ancillary and regulation services, forecasting, and Smart Grid actions and initiatives.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 24–30

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–30. When referring to the article please refer to the original text. PL

Możliwości poprawy jakości prognoz generacji wiatrowej przy wykorzystaniu dostępnych informacji jako zmiennych objaśniających Autorzy

Rafał Magulski Tomasz Pakulski

Słowa kluczowe

prognozowanie, metody statystyczne, sieci neuronowe

Streszczenie

Rozwój generacji wiatrowej, oprócz pozytywnych aspektów związanych z wykorzystaniem energii odnawialnej, stanowi wyzwanie z punktu widzenia bezpieczeństwa i ekonomiki funkcjonowania systemów elektroenergetycznych. Niepewny i zmienny charakter generacji źródeł wiatrowych pociąga za sobą konieczność zapewnienia przez operatora systemu przesyłowego (OSP) odpowiednich rezerw mocy, niezbędnych dla zachowania stabilnej pracy sieci, zaś podmioty zaangażowane w handel energią z tych źródeł ponoszą dodatkowe koszty bilansowania nieplanowanych odchyleń produkcji. W artykule przedstawiono wyniki analiz dotyczących możliwości prognozowania generacji wybranej farmy wiatrowej, realizowanych za pomocą zróżnicowanych metod predykcyjnych, wykorzystujących odmienny zakres danych pomiarowych i prognostycznych, dostępnych na farmie i w jej otoczeniu. Analizy koncentrowały się na ocenie błędów uzyskiwanych prognoz oraz doborze danych wejściowych do modeli prognostycznych i ocenie ich wpływu na poprawę jakości predykcji.

1. Wstęp Obecnie na świecie wykorzystuje się wiele sposobów korygowania numerycznych prognoz pogody. Najczęściej stosowana jest grupa metod statystycznych ex post, wykorzystujących dane historyczne. W literaturze najczęściej występującymi metodami korygowania numerycznych prognoz pogody są [1, 2, 7]: • metody statystyczne, w których poszukuje się zależności opisujących związek zmiennych prognozowanych ze zmiennymi rzeczywistymi, np. metody regresji • metody sztucznej inteligencji, w których w procesie uczenia wykorzystuje się korelacje pomiędzy zmiennymi wejściowymi a zmienną wyjściową (oczekiwaną), np. sztuczne sieci neuronowe (SSN). Głównym celem przeprowadzonych badań było zbadanie możliwości korygowania numerycznych prognoz pogody w celu poprawy jakości predykcji generacji wiatrowej w horyzoncie 24-godzinowym, przy wykorzystaniu metod statystycznych oraz sztucznych sieci neuronowych [8]. Do wykonania symulacji wykorzystano historyczne dane z wybranej farmy wiatrowej. Próbka danych wejściowych, licząca ok. 300 dni, obejmowała numeryczne prognozy pogody, pomiar rzeczywistych warunków atmosferycznych oraz wielkość rzeczywistej produkcji farmy. Poszukiwano rozwiązania dającego w rezultacie najmniejszy średni bezwzględny błąd prognozy produkcji farmy wiatrowej NMAE1, określonego jako:

gdzie:

gdzie: PFW – moc znamionowa farmy wiatrowej, PROGI – wartość prognozowana, POMI – wartość pomierzona (rzeczywista), N – liczba próbek. Na podstawie numerycznych prognoz pogody oraz teoretycznych krzywych mocy z poszczególnych turbin wyznaczono prognozę odniesienia produkcji farmy wiatrowej, a następnie błędy produkcji w poszczególnych godzinach doby (prognoza odniesienia).

Zbiór danych testowych wykorzystanych do wykonania symulacji za pomocą SSN został wydzielony ze zbioru głównego w sposób przypadkowy. Do testowania nauczonej sieci wybrano po kilka dni z każdego miesiąca roku (prognoza odniesienia 1)2. Zważywszy na losowy charakter wietrzności, przedstawiony dobór pod kątem błędów generacji był reprezentatywny dla całego rozpatrywanego okresu (rys. 1). W celu sprawdzenia przydatności struktur, dla których otrzymano najmniejsze błędy dla prognozy odniesienia 1, przeprowadzono alternatywne symulacje dla prognozy odniesienia 2, w której zbiór testowy obejmował wybrany ciągły 14-dniowy okres roku 3. Pozostałe próbki wykorzystano w procesie uczenia.

Rys. 1. Błędy prognoz odniesienia w poszczególnych godzinach doby

1 NMAE – ang. Normalized mean absolute error. 2 Do testowania jakości nauczonej sieci wybrano 20% próbek z całego zbioru, tj. co 5 dzień. 3 Dodatkowym celem przedstawionego podziału była również możliwość porównania wyników uzyskanych przy użyciu sztucznych sieci neuronowych oraz z wykorzystaniem metod statystycznych.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 24–30

2. Poprawa jakości prognoz generacji poprzez korektę numerycznych prognoz pogody 2.1. Metody statystyczne Dokonano analizy odchyleń prędkości wiatru zmierzonych na farmie wiatrowej od wielkości prognozowanych, w szczególności badając wartość oraz stacjonarność średnich odchyleń. Stwierdzono, że średnie odchylenia wielkości prognozowanych od wartości rzeczywistych są niezerowe i mają zmienny charakter, w zależności od prognozowanej prędkości wiatru. Można stąd wnioskować, że odchylenia te wykazują pewną tendencję statystyczną, której usunięcie powinno prowadzić do zwiększenia trafności prognozy wiatru, a w konsekwencji do poprawy jakości prognozy generacji farmy wiatrowej. Na tej podstawie zbudowano wiele modeli korekty prognozy wiatru, bazujących na metodzie regresji liniowej. Modele te wyznaczają zmianę wartości prognoz ex post w taki sposób, aby średnia ich odchyleń od wielkości zmierzonych była zbliżona do zera. W modelowaniu uwzględniono zróżnicowane okresy próbkowania danych do wyznaczania korekt, podział danych na klasy ze względu na porę doby i kierunek wiatru. Do dalszej analizy wybrano model, który w 14-dniowym okresie testowym osiągnął najmniejsze błędy prognoz prędkości wiatru. 2.2. Metody sztucznej inteligencji Do wykonania symulacji zostały wykorzystane sztuczne sieci neuronowe (SSN) zawarte w pakiecie Neural Network w środowisku Matlab. W ramach pracy testowano jednokierunkowe sieci neuronowe zbudowane na wielowarstwowym perceptronie (MLP), według zaadaptowanego algorytmu przedstawionego w [6]. Przebadano kilkaset struktur sieci dwu- oraz trójwarstwowych o zmiennej/zmiennym [3, 4]: • liczbie neuronów w warstwie/warstwach ukrytych • funkcji aktywacji neuronów w poszczególnych warstwach • algorytmie uczenia sieci • liczbie cykli iteracyjnych uczenia sieci. W rozważanym wariancie korekta prognoz produkcji była wykonywana w sposób dwuetapowy (model kaskadowy) [5]. W pierwszym etapie dokonywano korekty numerycznych prognoz pogody, które z kolei wykorzystano do wyznaczenia skorygowanych prognoz produkcji farmy. Rozpatrzono: • wariant A – korekta poszczególnych zmiennych tworzących prognozę numeryczną (sieć jednowyjściowa) • wariant B – wspólna korekta numerycznej prognozy pogody (sieć wielowyjściowa)4. Symulacje przeprowadzono oddzielnie dla każdej godziny doby. Dla każdej godziny wybierano strukturę, dla której otrzymano najmniejsze błędy odwzorowania. 2.3. Porównanie wyników Przedstawione wyniki (rys. 2) wskazują na dobową zmienność błędów prognoz.

Rys. 2. Korekta numerycznych prognoz pogody

Rys. 3. Korekta generacji wiatrowej przy wykorzystaniu skorygowanych prognoz numerycznych

Średniodobowy błąd prognozy numerycznej MAE, m/s

Średniodobowy błąd generacji wiatrowej, NMAE, %

Cecha Prognoza numeryczna 1

Prognoza numeryczna 2

Prognoza odniesienia 1

Prognoza odniesienia 2

Wybór struktur dających najmniejszy błąd dla poszczególnych godzin doby Wartość przed korektą

1,71

1,69

12,2

9,2

Wartość po korekcie

1,33

1,02

10,7

7,2

Redukcja błędu prognozy

0,38

0,67

1,5

2,0

Wybór struktury dającej najmniejszy błąd w okresie całodobowym Wartość przed korektą

1,71

1,69

12,2

9,2

Wartość po korekcie

1,38

1,21

11,3

8,9

Redukcja błędu prognozy

0,33

0,48

0,9

0,3

Tab. 1. Korekta numerycznych prognoz pogody oraz generacji wiatrowej

4 Przedstawione na rys. 2 i 3 wartości błędów prognoz w poszczególnych godzinach doby dotyczą struktur, dla których uzyskano najmniejszy błąd odwzorowania. AV – wartość średniodobowa.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 24–30

Badania wykazały, że możliwe jest zmniejszenie błędu MAE numerycznych prognoz pogody: • w przypadku metod statystycznych w zakresie 0,1–1,1 m/s – średnio o ok. 0,5 m/s • w przypadku SSN w granicach 0,2–1,1 m/s – średniodobowo o ok. 0,7 m/s5. Błąd NMAE skorygowanej prognozy produkcji farmy wyznaczonej na podstawie skorygowanych prognoz numerycznych (rys. 3) zmniejszył się w stosunku do prognozy odniesienia w zależności od godziny doby: • metody statystyczne: od –2,4% do 3,9% – średniodobowo o ok. 0,7% • sztuczne sieci neuronowe: od –0,1% do 6,3% – średniodobowo o ok. 2,0%6. Dla wybranego modelu regresji do korekty prognozy pogody średniodobowy błąd prognozy prędkości wiatru wyniósł 1,2 m/s, co oznacza poprawę o ok. 0,5 m/s w stosunku do prognozy odniesienia, zaś błąd NMAE prognozy generacji, po zastosowaniu pozostałych korekt statystycznych, kształtował się na poziomie 8,5%, czyli był o ok. 0,7% niższy w stosunku do prognozy odniesienia. Wyniki uzyskane przy wykorzystaniu sztucznych sieci neuronowych zestawiono w tab. 1. 3. Korekta prognoz generacji wiatrowej poprzez wykorzystanie informacji o rzeczywistej produkcji 3.1. Metody statystyczne Na podstawie historycznych pomiarów wiatru oraz mocy generowanej przez poszczególne turbiny dokonano aproksymacji rzeczywistej krzywej mocy farmy wiatrowej w zależności od prędkości wiatru. Jak widać na rys. 4, uzyskana krzywa dość znacznie odbiega od krzywej wzorcowej, przyjętej jako podstawa do sporządzenia prognozy odniesienia. Do uwzględnienia w prognozie generacji strat energii, wynikających z przesyłu i transformacji energii w obrębie farmy wiatrowej, wykorzystano sumaryczne dane o generacji poszczególnych turbin wiatrowych oraz informacje o ilości energii wprowadzanej do KSE, zmierzonej w punkcie przyłączenia farmy. Za różnicę tych wielkości odpowiadają wewnętrzne straty elektryczne farmy. Dokonując aproksymacji krzywej na podstawie danych pomiarowych (rys. 5), określono zależność strat elektrycznych na farmie od prędkości wiatru i na tej podstawie wyznaczano współczynnik korygujący energię brutto, generowaną na poszczególnych masztach do postaci energii netto, wprowadzanej do sieci. Wykorzystano informacje o statusie poszczególnych turbin wiatrowych. Status turbiny określa jej stan pracy oraz wskazuje przyczynę w przypadku jej niedyspozycyjności. Dane historyczne o statusach turbin zostały przekształcone w taki sposób, aby mogły być traktowane jako sporządzona wcześniej prognoza dyspozycyjności farmy wiatrowej7. Punktem wyjścia do sporządzenia prognoz generacji farmy wiatrowej były skorygowane,

Rys. 4. Aproksymacja rzeczywistej krzywej mocy farmy wiatrowej

Rys. 5. Aproksymacja krzywej korekcji o straty mocy w obrębie farmy wiatrowej

Rys. 6. Korekta generacji wiatrowej przy wykorzystaniu informacji o rzeczywistej produkcji

Rys. 7. Błędy NMAE generacji wiatrowej przed i po dokonaniu korekt

zgodnie z przyjętym modelem regresji liniowej, prognozy wiatru. Wielkość generacji obliczono na podstawie uzyskanego przybliżenia rzeczywistej krzywej mocy farmy, a następnie skorygowano ją o planowany wskaźnik dyspozycyjności farmy oraz wskaźnik strat elektrycznych na farmie. 3.2. Metody sztucznej inteligencji W rozważanym wariancie (rys. 6) korekta prognoz produkcji była wykonywana

bezpośrednio na podstawie numerycznych prognoz pogody, z wykorzystaniem danych historycznych o rzeczywistej produkcji farmy oraz statusie pracy poszczególnych turbin. Wyniki symulacji przedstawionych na rys. 6 wskazują, że możliwe jest zmniejszenie błędu MAE generacji wiatrowej w zależności od godziny doby w granicach8: • Prognoza odniesienia 1: od –0,8% do 4,5% – średniodobowo o ok. 1,2% z poziomu 12,2% na 11,0%

5 W obu rozpatrywanych wariantach SSN, tj. W2a i W2b, uzyskano zbliżone wyniki. 6 W przypadku symulacji wykonanych dla prognozy odniesienia 2. 7 Pominięto informacje o wszelkich nieprzewidzianych przerwach w pracy turbin, a uwzględniono jedynie planowane postoje, związane z prowadzonymi przeglądami, konserwacjami lub remontami. Planowane ubytki mocy w generacji farmy wiatrowej mogą posłużyć do dokonania korekty prognozy produkcji.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 24–30

wejściow ych, w ykorzysty wanych w procesie uczenia. Wydłużenie okresu obserwacji pracy źródeł wiatrowych do okresu wielolecia pozwoli osiągnąć lepszą jakość predykcji.

Rys. 8. Przebiegi generacji wiatrowej w symulowanym 14-dniowym okresie czasu

Rys. 9. Błąd prognozy generacji wiatrowej przed i po korekcie w symulowanym 14-dniowym okresie czasu

• Prognoza odniesienia 2: od –1,2% do 5,7% – średniodobowo o ok. 1,7% z poziomu 9,2% na 7,5%9. 4. Porównanie jakości skorygowanych prognoz generacji Na rys. 7 przedstawiono porównanie błędów NMAE prognozy generacji wiatrowej w poszczególnych godzinach doby, przed i po dokonaniu korekty, zaś na rys. 8 przebiegi generacji wiatrowej w symulowanym 14-dniowym okresie czasu. Na rys. 9 przedstawiono porównanie błędów prognozy generacji wiatrowej przed i po korekcie w symulowanym 14-dniowym okresie czasu. 5. Podsumowanie i wnioski W artykule podjęto próbę poprawy jakości predykcji generacji wiatrowej poprzez korygowanie numerycznych prognoz pogody przy użyciu metod statystycznych oraz sztucznych sieci neuronowych. Badania wykazały: • możliwość zwiększenia jakości prognozowania poprzez wykorzystanie metod sztucznej inteligencji w większym stopniu niż przy użyciu metod statystycznych • możliwość zmniejszenia błędu MAE numerycznych prognoz pogody średniodobowo w zakresie ok. 0,5 m/s (metody statystyczne) – 0,7 m/s (SSN)

• zmniejszenie średniodobowego błędu NMAE prognozy produkcji FW wyznaczonej na podstawie skorygowanych prognoz numer ycznych (korekta 2-etapowa) o ok. 1,5–2,0%10 • zmniejszenie średniodobowego błędu NMAE produkcji farmy wyznaczonej na podstawie skorygowanych prognoz numerycznych (korekta 1-etapowa) o ok. 1,2–1,7% • zmniejszenie średniodobowego błędu NMAE produkcji farmy wyznaczonej na podstawie skorygowanych prognoz numerycznych przy użyciu metod regresji o ok. 0,4–0,7% • preferowanie wyboru różnych struktur neuronowych do korygowania prognoz w poszczególnych godzinach doby • składowe wykorzystane do określenia prognozy odniesienia miały tendenację do wzajemnego kompensowania generowanych przez siebie błędów (prognozy prędkości wiatru generalnie prowadziły do niedoszacowania prognozy produkcji FW, zaś skutkiem przyjęcia teoretycznej krzywej mocy było przeszacowanie produkcji), co działało na jej korzyść i mogło mieć wpływ na ograniczenie efektów zastosowanych narzędzi do poprawy jakości prognoz • w celu poprawy jakości prognozowania przy użyciu sieci neuronowych wymagana jest ciągła aktualizacja danych

Bibliografia 1. Sweeney C., Lynch P., Nolan P., Reducting errors of wind speed forecasts by an optimal combination of post-processing methods, Department of Meteorology and Climate Centre, Dublin, 2011. 2. Prondziński Z., Rubanowicz T., Zryczałtowana usługa operatora handlowo-technicznego na potrzeby rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce, Acta Energetica 2004, nr 19. 3. Hernandez L., Artificial Neural Network for Short-Term Load Forecasting in Distribution Systems, Energies 2014, 7 1576-1598, ISSN1996-1073, marzec 2014, praca zbiorowa. 4. Perez-Llera C., Fernandez-Baizan M.C., Gonzalez del Valle V., Local Short-Term Prediction of Wind Speed: A Neural Network Analysis, Universidad Politecnica de Madrid, Spain. 5. Moghaddas-Tafreshi, S.M., Panahi D., One-hour-ahead forecasting of wind turbine power generation using artificial neural networks, University of Technology, Teheran, Iran. 6. Mao J., Zhang X., Li J., Wind power forecasting based on the BP neural network, Beifang University of Nationalities, Yinchuan, China. 7. Sweeney C. i in., Post-processing COSMO output for improved wind forecast, Meteorology and Climate Centre, Universtity College Dublin, Ireland, April 2012. 8. Selcuk Nogay H., Akinci T.C., Eidukeviciute M., Application of artificial neural networks for short term wind speed forecasting in Mardin, Turkey, Journal of Energy in Southern Africa, November 2012, Vol. 23, No. 4.

8 W przypadku przyjęcia struktur dających najmniejszy błąd prognozy dla poszczególnych godzin doby. 9 W przypadku przyjęcia struktury dającej najmniejszy NMAE w okresie całodobowym błąd prognozy wyniósł odpowiednio: 11,3% (dla prognozy odniesienia 1) oraz 9,1% (dla prognozy odniesienia 2). 10 W zależności od prognozy odniesienia.

R. Magulski, T. Pakulski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 24–30

Rafał Magulski

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: r.magulski@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Zarządzania i Ekonomii na kierunku zarządzanie i marketing (1998). Obecnie pracuje na stanowisku starszego specjalisty inżynieryjno-technicznego w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: problematykę funkcjonowania rynku w sektorze elektroenergetyki, studia przedprojektowe dotyczące rozwoju systemów energetycznych.

Tomasz Pakulski

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: t.pakulski@ien.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, kierunek elektrotechnika (2005). Pracuje na stanowisku specjalisty inżynieryjno-technicznego w Zakładzie Strategii i Rozwoju Systemu. Jego zawodowe zainteresowania obejmują problematykę pracy systemu elektroenergetycznego oraz rozwoju klasycznych i odnawialnych źródeł energii, usługi systemowe i regulacyjne, prognozowanie, działania i inicjatywy Smart Grid.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

Performance Analysis of a Hybrid Generation System of Wind Turbines, Photovoltaic Modules, and a Fuel Cell

Authors Bartosz Ceran Krzysztof Sroka

Keywords distributed generation, fuel cells, electrolysis, energy storage, hybrid generation systems

Abstract This paper presents the results of energy analysis of a generation system consisting of wind turbines, photovoltaic modules, a fuel cell with a polymer membrane, and an electrolyser. The analysis was carried out for three configurations of generating devices’ connections with consumer: I – wind turbines and photovoltaic modules supply electrolyser, II – paralel co-operation of fuel cell with renewables, III – renewables supply electrolyser, with the option of direct supply of the consumer.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015204

1. Introduction Recent years have seen growing interest in photovoltaic and wind generation. In most cases wind turbines and photovoltaic systems, due to their relatively low unit powers, belong to the group of distributed sources of electricity. It is well known that sources of this type operate only under favourable weather conditions (wind strength or sunshine), which is their major drawback. This deficit of availability requires launching and efficient real-time controlling of reserve sources at peak demand, and the ability to control consumption in demand troughs [4]. Power range

Charging time

In order to eliminate renewable source performance’s strong reliance on weather conditions, hybrid generation systems may be used, which combine renewable and non-renewable energy sources (small gas turbines, engine driven generators, fuel cells, etc.) and/or electricity storage (flywheel, batteries, electrolysers for hydrogen tanks, supercapacitors, etc.)[2]. Tab. 1 compares the characteristics of energy storage, which can be used in the power industry. One of these energy storage technologies, the PEM fuel cell, shows great potential in cooperation with an electrolyser and

Discharge time

(MW)

Efficiency

Years/No. of cycles

(%/day)

(%)

50–1000

4–12 h

3–10 h

30–90 years

60–85

CAES1

10–1000

2–30 h

3–24 h

20–40 years

40–85

Flywheel

0.01–10

sec. hour

sec.–min

20,000–100,000

1.3–100

70–95

Li-ion battery

0.1–20

1 min–8 h

15min–4h

1000–10000

0.1-0.3

85–98

NaS battery

3–100

1 min–8 h

30min–8h

2500–4500

0.05–20

70–90

Super-capacitor

0.01–1

ms–min

< 30 s

10,000–100,000

20–40

80–98

Hydrogen fuel cell

0.01–10

min–week

5–30 years

0–4

25–45

SMES2

0.1–10

ms–sec.

sec. –min

100,000

10–15

80–95

CAES compressed air energy storage. SMES superconducting magnetic energy storage.

Accumulated energy decay

Pumped-storage hydropower plant

Tab. 1. Comparison of energy storage specifications [1] 1 2

Life time or number of cycles

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

Wind power plant: Nominal generator power Operating range of wind speeds Number of units

5 kW 3.5–5 m/s 3

Photovoltaic modules: Nominal power under STC Nominal efficiency under STC Active area Number of modules

110 Wp 13% 0.84 m2 72

Fuel cell: Nominal stack power Maximum stack power Number of stacks

6 kW 8 kW 2

Electrolyser: Nominal power Number of stacks

25 kW 1

Tab. 2. Parameters of the hybrid generation system

Fig. 1. RFC energy storage efficiency as a function of load current (own study)

hydrogen tank (El-FC system). Technical solutions are available in which the fuel cell and the electrolyser were replaced by RFC reversible fuel cells. Compact RFC-type units require less installation space than an El-FC, and feature high energy storage density over 500 Wh/kg. RFC unit’s charging and discharging cycle efficiency is 45–25%, depending on the load (Fig. 1), which is far less than other energy storage technologies (Tab. 1). Nevertheless, the high energy density makes RFC useful in applications with a limited storage system footprint [1].

2. Energy analysis of the hybrid generation system performance For the performance analysis of the hybrid generation system consisting of wind turbines, photovoltaic modules, and fuel cell with a polymer membrane, and an electrolyser a profile of a municipal consumer was adopted with maximum power consumption of 12 kW and daily demand for 194 kWh of electricity, and wind and solar radiation variability waveforms (Fig. 3). Specifications of the devices in the generation system are listed in Tab. 2. The system performance was analysed in three configurations of generating devices’ connections with consumer: I – wind turbines and photovoltaic modules supply electrolyser II – parallel co-operation of fuel cell with renewable sources III – renewable sources supply electrolyser, with the option of direct supply of the consumer. In order to determine the output of wind turbines the characteristic of wind speed as function of power v = f(P) given by the manufacturer was used, whereas the output of photovoltaic module was determined from the dependency of module efficiency as a function of solar radiation ηPV = f(E) (Fig. 2). The module’s electric power output was calculated by the formula: (1)

Fig. 2. PV module efficiency as a function of light intensity (own study)

where: Ppv [W] – electric power of photovoltaic module, E [W/m2] – solar irradiance, S [m2] – active area of module, ηPV [%] – module efficiency. Fig. 4 compares the consumer energy profile with the output of wind turbines and photovoltaic modules. Through much of the day (in this case) the weather conditions did not allow generating enough output to cover the consumer needs. In addition, the peak of RES generation occurred during the mid-day load trough. In this situation the power system must provide the missing electricity in 24–11 hours, absorb the excessive electricity generated in 11–17 hours, and again deliver electricity to the consumer in 17–24 hours. In order to minimize the impact of sources with random operation on the power system the following three hybrid system configurations were proposed and compared: wind turbine – photovoltaic modules – energy storage electrolyser/PEM fuel cell. 37

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

Fig. 3. Daily variability of wind speed (blue) and solar radiation (red)

The resulting hydrogen is stored in a tank under 20 MPa pressure. The balance of power in the system is described by the equation:

(2)

where: Ppv [W] – electric power of photovoltaic modules, PWT [W] – wind turbine power, Pelek [W] – power intake of electrolyser, Pcomp [W] – power intake of compressor. An energy storage’s main auxiliary device is a compressor. The power needed for its supply is described by the formula:

(3) Fig. 4. Consumer energy profile (blue), output of wind turbines and photovoltaic modules (red)

where: mH2 [kg/s] – mass hydrogen flow, κ – adiabatic exponent (κ = 1,41 for hydrogen), p0 [MPa] – hydrogen pressure prior to compression, v0 [Nm3/kg] specific volume of hydrogen, p1 [MPa] – hydrogen pressure after compression, ηicomp – internal efficiency of compressor. Fig. 6 shows the dependence of hydrogen compression work on the final pressure designated in accordance with the above formula.

Fig. 5. Block diagram of system I: FC – fuel cell, PV – photovoltaic cell, WT – wind turbine, El – electrolyser

The consumer is supplied by the fuel cell, and power shortage is covered by the power system according to:

Configuration I. Renewables directly supply electrolyser A block diagram of the system is shown in Fig. 5. The output of renewable sources is used for the electrolysis process (decomposition of water into hydrogen and oxygen). 38

(4)

where: PLoad [W] – consumer load power, PFC [W] – fuel cell output, Psys [W] – power system output. This solution allows the consumer’s independence of weather conditions. An advantage for the power system is that the

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

Fig. 6. Work needed to compress 1 kg of hydrogen as a function of the final pressure (own study)

Fig. 9. Block diagram of system II

next day can be planned as shown in Fig. 8. Conventional sources would cover the basic and sub-peak loads, and the RES output would fill in the load peak.

Fig. 7. Consumer energy profile (blue), renewable sources output (red), fuel cell output (black)

Configuration II. Fuel cell in parallel with renewable energy sources Wind and solar energy can be used more efficiently by using the connection configuration shown in Fig. 9. A fuel cell operated in parallel with RES compensates for the shortage of sources of electricity, where weather conditions are not favourable. This mode of operation is enabled by operating characteristics of fuel cells, which are perfectly suited for varying loads and show high efficiency in a wide power range. A very valuable feature of fuel cells is their high efficiency at low load [3]. The balance of power in the system depends on the ratio of RES output to consumer demand: where the demand exceeds RES output (fuel cell operation), the consumer load is described by formula: when

surplus energy output of renewable sources doesn’t have to be absorbed. A disadvantage for the system is the inefficient use of primary energy due to the loss at energy storage. In this case the 119 kWh output of wind and PV sources supplied to the electrolyser and compressor produces 49 kWh at the fuel cell’s output. The average efficiency of the energy storage system (El-FC), defined as the ratio of the fuel cell output to the electrolyser input , is 41%. By analyzing the waveforms in Fig. 7 it can be seen that the fuel cell is not able to cover the consumer’s demand for electricity. Perhaps beneficial for the power system would be to use the stored energy to cover the next day’s peak load (assuming a similar consumer profile). With details of the amount of energy stored in a given day, the coverage of the consumer load the

(5)

where the demand equals RES output (special case): (6) where RES output exceeds the demand (power is returned to the system) when

(7)

A feature of the system is the lack of an energy storage option and the need to supply hydrogen from outside to the fuel cell. Hydrogen can be produced by various methods. Besides the electrolysis process, solid fuels can be gasified. Also available are commercial systems of PEM fuel cells equipped with an internal fuel reforming, which are supplied with pure methane. 39

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

In the present case, in order to meet the consumer demand for electricity the fuel cell has to consume 450 Ndm3 to generate 108 kWh of electricity. In addition, 32 kWh of the RES mid-day trough output must be returned to the system (Fig. 10). Thus, despite the more efficient primary energy use, the problem of the utilization of RES output remains.

trough. The average efficiency of the energy storage system (El-FC) is 43%. This allowed reducing the hydrogen consumption by 123 Ndm3. compared to system II. The combination of systems I and II solved the problem of absorbing the output during the absence of consumer demand. The power system does not need to receive the electricity generated in the mid-day trough.

Configuration III. Renewable sources supply electrolyser, with the option of direct supply of the consumer The connection configuration shown in Fig. 11 is a combination of the first two systems. Power balance in the system is described by system II equations, except when the demand is below RES output, because such excess energy can be stored (electrolyser operation):

3. Comparison of the analysed connection options of generating sources

when (8) Fig. 12 shows the timing of electrolyser and fuel cell operations in the present day Energy stored in the mid-day trough, 29.8 kWh, was used to cover part of the evening peak demand. The fuel cell generated 13.96 kWh from the hydrogen produced during the mid-day

Tab. 3 presents the results of the energy analysis of the generation system consisting of wind turbines, photovoltaic modules, a fuel cell with a polymer membrane, and the characteristics of the selected connection of sources.

4. Conclusions This energy performance analysis of the generation system consisting of wind turbines, photovoltaic modules, a fuel cell with a polymer membrane for the assumed consumer profile and the selected case of weather conditions can be concluded as follows: • development of hybrid generation systems allows for minimizing the adverse effects of the operation of sources with a random operating nature (wind, solar) on the power system • operation of a hybrid system including wind turbines and photovoltaic arrays is dependent on weather conditions, and planning this system’s operation is dependent on both weather conditions and consumer energy profile (the power flows in the system will differ when they supply a public facility or industrial plant) • an important part of planning the selection of generation units in this hybrid system is the selection of the capacities of the generating units and the energy storage (Fig. 1). Based on the analysis it can be seen that the most favourable combination is configuration III, which makes full use of the output of wind turbines and photovoltaic arrays without negative impact on the power system performance

Fig. 10. Fuel cell operation and RES output during the absence of demand

Fig. 11. Block diagram of system III 40

Fig. 12. Timing of fuel cell and electrolyser operation in system III

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

Configuration of sources connection

System I

System II

System III

Energy storage option

yes

System efficiency

low

higher than in system I.

depends on power flow distribution

119.19

86.82

Consumer load coverage by FC [kWh]

48.88

107.71

93.75 + 13.96

Electricity intake from the grid [kWh]

145.65

32.37

9.4

2.59

Electricity output of PV + WT [kWh] Consumer load coverage directly by PV + Wind sources [kWh]

Electricity output to the grid [kWh] Electricity used to compress hydrogen [kWh] Stored PV + WT output [kWh]

48.88

13.96

Hydrogen output [Ndm3]

447

123.2

Hydrogen consumption [Ndm3]

447

449.5

326.3

44.52

–

46.88

41.01

–

43.13

Power generation equipment needs to be oversized; The maximum electrolyser power must be equal to the maximum RES output at the best conditions

It may be necessary to sell electricity to the grid

Option to optimise the system performance

Average efficiency of the energy storage system (El-OP) – gross3 [%] Average efficiency of the energy storage system (El-OP) – net4 [%]

Notes

Tab. 3. Comparison of the analysis results and the characteristics of the considered options of generating sources connection

REFERENCES

1. Nehrir. M.H., Wang C., Modeling and Control of Fuel Cells: Distributed Generation Applications, Wiley 2009. 2. Paska J., Generacja rozproszona z wykorzystaniem hybrydowych układów wytwórczych [Distributed generation with hybrid generation systems], Energetyka 2013, No. 6, pp. 457–462. 3. Sroka K., Kogeneracja w małych i średnich systemach ciepłowniczych [Cogeneration in small and medium heating systems], Installation Trade Fair 2010, Heating Seminar on Technological solutions proposed to improve the efficiency of heat generation and transmission, and of air protection in light of the climate and energy package, Poznań 2010. 4. Szczerbowski R., Ceran B., Możliwości i perspektywy magazynowania energii w generacji rozproszonej [Opportunities and prospects for energy storage in distributed generation], Logistyka 2014, No. 4, pp. 4953–4960.

3 4

Efficiency of the electrolyser - fuel cell system without taking into account the hydrogen compressor. Efficiency of the electrolyser - fuel cell system taking into account the hydrogen compressor.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | 36–42

Bartosz Ceran Poznań University of Technology e-mail: bartosz.ceran@put.poznan.pl Graduated in electrical/power engineering from the Electrical Faculty at Poznań University of Technology. Since 2009 a research assistant in the Institute of Electrical Power Engineering at the Faculty of Electrical Engineering of Poznań University of Technology. His research interests include issues of distributed electricity and heat generation, with special emphasis on fuel cell technology.

Krzysztof Sroka Poznań University of Technology e-mail: krzysztof.sroka@put.poznan.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering at Poznań University of Technology (1976). He received his PhD in engineering at the same faculty (1986). Now an assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering at the Faculty of Electrical Engineering of Poznań University of Technology. His research interests include issues related to power plant operation in a power system, issues of defence and recovery of a power plant’s or co-generation plant’s generating capability in the states of catastrophic failure, and combined generation of electricity and heat.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 36–42

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 36–42. When referring to the article please refer to the original text. PL

Analiza pracy hybrydowego systemu wytwórczego składającego się z turbin wiatrowych, modułów fotowoltaicznych oraz ogniwa paliwowego Autorzy

Bartosz Ceran Krzysztof Sroka

Słowa kluczowe

generacja rozproszona, ogniwa paliwowe, elektroliza, magazynowanie energii, hybrydowe systemy wytwórcze

Streszczenie

W artykule zaprezentowano wyniki analizy energetycznej układu wytwórczego, składającego się z turbin wiatrowych, modułów fotowoltaicznych, ogniwa paliwowego z membraną polimerową oraz elektrolizera. Analizę przeprowadzano dla trzech konfiguracji połączeń urządzeń wytwórczych z odbiorcą: I – turbiny wiatrowe i moduły fotowoltaiczne zasilają elektrolizer, II – współpraca równoległa ogniwa paliwowego ze źródłami odnawialnymi, III – źródła odnawialne zasilające elektrolizer, z możliwością bezpośredniego zasilania odbiorcy.

1. Wprowadzenie W ostatnich latach można zaobserwować coraz większe zainteresowanie fotowoltaiką oraz generacją wiatrową. W większości przypadków elektrownie wiatrowe oraz systemy fotowoltaiczne, ze względu na swoją niewielką moc jednostkową, należą do grupy rozproszonych źródeł energii elektrycznej. Powszechnie wiadomo, że źródła tego typu pracują jedynie w sprzyjających warunkach atmosferycznych (odpowiednia siła wiatru, nasłonecznienie), co stanowi ich istotną wadę. Brak pełnej dyspozycyjności wymaga uruchamiania i efektywnego sterowania w czasie rzeczywistym źródeł rezerwujących w szczytach zapotrzebowania oraz możliwości sterowania poborem w dolinach zapotrzebowania na energię elektryczną [4]. W celu eliminacji silnego uzależnienia pracy źródeł odnawialnych od warunków pogodowych można zastosować hybrydowy system

Zakres mocy

wytwórczy, czyli kombinację połączenia źródeł odnawialnych ze źródłami nieodnawialnymi (małe turbiny gazowe, generatory napędzane silnikami, ogniwa paliwowe itp.) i/lub zasobnikami energii elektrycznej (koło zamachowe, akumulatory, elektrolizery ze zbiornikami na wodór, superkondensatory itp.) [2]. W tab. 1 porównano właściwości zasobników energii, które mogą być stosowane w elektroenergetyce. Z wymienionych technologii magazynowania energii duży potencjał wykazuje ogniwo paliwowe typu PEM, współpracujące z elektrolizerem i zbiornikiem wodoru (układ El-OP). Dostępne są rozwiązania techniczne, w których ogniwo paliwowe i elektrolizer zastąpiono ogniwem paliwowym z możliwością realizacji pracy odwracalnej tzw. RFC (ang. reversible fuel cell). Kompaktowe jednostki typu RFC wymagają mniejszej powierzchni

Czas ładowania

Czas rozładowania

(MW)

instalacyjnej w stosunku do układu El-OP oraz charakteryzują się wysoką gęstością magazynowanej energii, większą niż 500 Wh/kg. Sprawność cyklu ładowania i rozładowania jednostki RFC osiąga wartość na poziomie 45–25% w zależności od obciążenia (rys. 1), czyli zdecydowanie mniej niż pozostałe technologie magazynowania energii (tab. 1). Niemniej jednak wysoka wartość gęstości energetycznej powoduje, że RFC może znaleźć zastosowanie dla aplikacji, gdzie powierzchnia systemu magazynującego jest ograniczona [1]. 2. Analiza energetyczna pracy hybrydowego układu wytwórczego Do analizy pracy hybrydowego układu wytwórczego składającego się z turbin wiatrowych, modułów fotowoltaicznych, ogniwa paliwowego z membraną polimerową oraz elektrolizera przyjęto profil

Czas życia lub liczba cykli pracy

Spadek nagromadzonej energii

Sprawność

Lata/liczba cykli

(%/dzień)

(%)

Elektrownia wodna szczytowo-pompowa

50–1000

4–12 h

3–10 h

30–90 lat

60–85

CAES1

10–1000

2–30 h

3–24 h

20–40 lat

40–85

Koło zamachowe

0,01–10

sek.–godz.

sek.–min

20 000–100 000

1,3–100

70–95

Bateria Li-ion

0,1–20

1 min – 8 h

15 min – 4 h

1000–10 000

0,1–0,3

85–98

Bateria NaS

3–100

1 min – 8 h

30 min – 8 h

2500–4500

0,05–20

70–90

Superkondensator

0,01–1

ms–min

< 30 s

10 000–100 000

20–40

80–98

Ogniwo paliwowe wodorowe

0,01–10

min–tydz.

5–30 lat

0–4

25–45

SMES2

0,1–10

ms–sek.

s–min

100 000

10–15

80–95

Tab. 1. Porównanie cech zasobników energii [1]

1 CAES (ang. compressed air energy storage) – magazynowanie energii za pomocą sprężonego powietrza. 2 SMES (ang. superconducting magnetic energy storage) – nadprzewodnikowy zasobnik energii.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 36–42

Rys. 1. Zależność sprawności magazynu energii RFC w funkcji obciążenia prądowego (opracowanie własne)

odbiorcy komunalnego o maksymalnym poborze mocy 12 kW i dobowym zapotrzebowaniu na 194 kWh energii elektrycznej oraz przebiegi zmienności wiatru i natężenia promieniowania słonecznego (rys. 3). Dane techniczne urządzeń tworzących układ wytwórczy zestawiono w tab. 2. Przeanalizowano pracę układu dla trzech konfiguracji połączeń urządzeń wytwórczych z odbiorcą: • I – turbiny wiatrowe i moduły fotowoltaiczne zasilają elektrolizer • II – współpraca równoległa ogniwa paliwowego ze źródłami odnawialnymi • III – źródła odnawialne zasilające elektrolizer, z możliwością bezpośredniego zasilania odbiorcy. W celu określenia ilości energii wytworzonej przez elektrownie wiatrowe posłużono się charakterystyką prędkości wiatru w funkcji mocy v = f(P) podaną przez producenta, natomiast do określenia energii wytworzonej przez moduły fotowoltaiczne wykorzystano zależność sprawności modułu w funkcji natężenia promieniowania słonecznego ηPV = f(E) (rys. 2). Moc elektryczną oddawaną przez moduł obliczono ze wzoru:

(1)

gdzie: P PV [W] – moc elektryczna modułu fotowoltaicznego, E [W/m 2 ] – natężenie promieniowania słonecznego, S [m2] – powierzchnia czynna modułu, ηPV [%] – sprawność modułu.

Rys. 3. Dobowa zmienność prędkości wiatru (niebieski) i natężenia promieniowania słonecznego (czerwony)

Na rys. 4 porównano profil energetyczny odbiorcy z mocą wytwarzaną przez elektrownie wiatrowe i moduły fotowoltaiczne. W znacznej części doby (w rozpatrywanym przypadku) warunki atmosferyczne nie pozwalają na wytworzenie takiej ilości energii, która pokrywałaby zapotrzebowanie odbiorcy. Ponadto szczyt generacji przez źródła OZE przypada w okresie doliny południowej. W takiej sytuacji system elektroenergetyczny musi dostarczyć brakującą energię w godz. 24–11, odebrać nadmiar wytwarzanej energii w godz. 11–17 i ponownie dostarczyć braki energii do odbiorcy w godz. 17–24. W celu minimalizacji oddziaływania na system elektroenergetyczny źródeł o losowym charakterze pracy zaproponowano i porównano trzy konfiguracje systemu hybrydowego: elektrownia wiatrowa – moduły fotowoltaiczne – magazyn energii elektrolizer/ogniwo paliwowe typu PEM.

Elektrownia wiatrowa: Moc nominalna generatora Roboczy zakres prędkości wiatru Liczba jednostek Moduły fotowoltaiczne: Moc nominalna w warunkach STC Sprawność nominalna w warunkach STC Powierzchnia czynna Liczba modułów

5 kW 3,5–5 m/s 3 110 Wp 13% 0,84 m2 72

Ogniwo paliwowe: Moc nominalna stosu Moc maksymalna stosu Liczba stosów

6 kW 8 kW 2

Elektrolizer: Moc nominalna Liczba stosów

25 kW 1

Tab. 2. Parametry urządzeń hybrydowego układu wytwórczego

Konfiguracja I Źródła odnawialne zasilające bezpośrednio elektrolizer Schemat blokowy układu przedstawiono na rys. 5. Energia wytworzona w źródłach odnawialnych jest wykorzystywana do procesu elektrolizy (rozkładu wody na wodór i tlen). Wytworzony wodór magazynuje się w zbiorniku pod ciśnieniem 20 MPa. Bilans mocy w układzie opisuje równanie: (2) gdzie: PPV [W] – moc elektryczna modułów fotowoltaicznych, PEW [W] – moc elektrowni wiatrowych, Pelek [W] – moc pobierana przez elektrolizer, Pkomp [W] – moc pobierana przez kompresor. Głównym urządzeniem potrzeb własnych magazynu energii jest kompresor. Moc potrzebną do jego zasilania opisuje wzór:

Rys. 4. Profil energetyczny odbiorcy (niebieski), moc wytwarzana przez elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne (czerwony)

Rys. 5. Schemat blokowy układu I: OP – ogniwo pali-

Rys. 2. Sprawność modułu fotowoltaicznego w funkcji natężenia oświetlenia (opracowanie własne)

wowe, PV – ogniwo fotowoltaiczne, EW – elektrownia (3) wiatrowa, El – elektrolizer gdzie: mH2 [kg/s] – masowy przepływ wodoru, κ – wykładnik adiabaty (κ = 1,41 dla wodoru), Na rys. 6 przedstawiono zależność pracy p0 [MPa] – ciśnienie wodoru przed spręże- sprężania wodoru w zależności od osiąniem, v0 [Nm3/kg] objętość właściwa wodoru, ganego ciśnienia końcowego wyznaczoną p1 [MPa] – ciśnienie wodoru po sprężeniu, zgodnie ze wzorem (3). ηikomp – sprawność wewnętrzna kompresora.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 36–42

założeniu podobnego profilu odbiorcy). Dysponując informacją na temat ilości zmagazynowanej energii w danej dobie, można by zaplanować pokrycie obciążenia odbiorcy w dobie kolejnej w sposób przedstawiony na rys. 8. Źródła konwencjonalne pokrywałyby obciążenie podstawowe i podszczytowe, natomiast energia wytworzona w źródłach odnawialnych wypełniałaby szczyt obciążenia.

Rys. 6. Zależność pracy, jaką trzeba wykonać, aby sprężyć 1 kg wodoru w funkcji ciśnienia końcowego (opracowanie własne)

Rys. 10. Praca ogniwa paliwowego oraz energia wytworzona przez OZE w okresie braku na jej zapotrzebowanie

Rys. 11. Schemat blokowy układu III

Rys. 7. Profil energetyczny odbiorcy (niebieski), moc wytwarzana przez źródła odnawialne (czerwony), moc oddawana przez ogniwo paliwowe (czarny)

Konfiguracja II Ogniwo paliwowe pracujące równolegle ze źródłami odnawialnymi Energię wiatru i słońca można wykorzystać efektywniej dzięki zastosowaniu konfiguracji połączeń przedstawionej na rys. 9. Równolegle pracujące ogniwo paliwowe ze źródłami odnawialnymi kompensuje niedobór wytworzonej energii w sytuacji, gdy brak jest sprzyjających warunków atmosferycznych. Taki tryb pracy umożliwiają cechy eksploatacyjne ogniw paliwowych, które doskonale nadają się do pracy przy zmiennych obciążeniach oraz prezentują wysoką wydajność w szerokim zakresie mocy. Bardzo cenną cechą ogniw paliwowych jest ich wysoka wydajność przy niewielkim obciążeniu [3]. Bilans mocy w układzie zależy od stosunku mocy wytwarzanej przez źródła OZE do zapotrzebowania odbiorcy: • w przypadku, gdy zapotrzebowanie przewyższa moc produkowaną przez źródła (praca ogniwa paliwowego), moc odbiornika opisuje wzór: gdy

Rys. 12. Okres pracy ogniwa paliwowego oraz elektrolizera w układzie III

Rys. 8. Koncepcja wykorzystania zmagazynowanej energii do pokrycia obciążenia szczytowego w kolejnym dniu

Rys. 9. Schemat blokowy układu II

Odbiorcę zasila ogniwo paliwowe, a niedobór mocy pokrywa system elektroenergetyczny zgodnie z zależnością: (4)

gdzie: POdb [W] – zapotrzebowanie na moc przez odbiorcę, POP [W] – moc generowana przez ogniwo paliwowe, Psys [W] – moc z systemu elektroenergetycznego. Takie rozwiązanie pozwala na uniezależnienie się odbiorcy od warunków pogodowych. Korzyścią, z punktu systemu elektroenergetycznego, jest brak konieczności odbierania nadwyżki energii wytworzonej przez źródła odnawialne. Wadą układu jest nieefektywne wykorzystanie energii pierwotnej, ze względu na straty w magazynie energii. W rozpatrywanym przypadku ze 119 kWh energii wytworzonej przez elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne, doprowadzonej do elektrolizera i kompresora, otrzymujemy 49 kWh energii, które odda ogniwo paliwowe. Średnia sprawność układu magazynowania energii (El-OP), zdefiniowana jako stosunek energii elektrycznej wygenerowanej przez ogniwo paliwowe do energii dostarczonej do elektrolizera, wynosi 41%. Analizując przebiegi na rys. 7 można zauważyć, że ogniwo paliwowe nie jest w stanie pokryć zapotrzebowania na energię przez odbiorcę. Być może korzyścią dla systemu elektroenergetycznego byłoby wykorzystanie energii zmagazynowanej do pokrycia obciążenia szczytowego w dniu kolejnym (przy

(5)

• w przypadku, gdy zapotrzebowanie i moc generowana przez OZE są sobie równe (przypadek szczególny): (6) • w przypadku, gdy zapotrzebowanie jest mniejsze od generowanej mocy (moc oddawana do systemu): gdy

(7)

Cechą układu jest brak możliwości magazynowania energii oraz konieczność dostarczania wodoru z zewnątrz do zasilania ogniwa paliwowego. Wodór można wyprodukować różnymi metodami. Oprócz elektrolizy można stosować proces gazyfikacji paliw stałych. Istnieją także komercyjne systemy ogniw paliwowych typu PEM, wyposażone w wewnętrzny reforming paliwa, które są zasilane czystym metanem. W rozpatrywanym przypadku, aby pokryć zapotrzebowanie odbiorcy na energię, ogniwo musi zużyć 450 Ndm3 wodoru, generując 108 kWh energii elektrycznej. Ponadto 32 kWh generowane przez źródła odnawialne w okresie doliny południowej należy oddać do systemu (rys. 10). Zatem mimo efektywniejszego wykorzystania energii pierwotnej pozostaje problem zużytkowania mocy wygenerowanej przez źródła odnawialne.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 36–42

Konfiguracja III. Źródła odnawialne zasilające elektrolizer, z możliwością bezpośredniego zasilania odbiorcy Konfiguracja połączeń przedstawiona na rys. 11 stanowi kombinację dwóch pierwszych układów. Bilans mocy w układzie opisują równania układu II z wyjątkiem sytuacji, gdy zapotrzebowanie jest mniejsze od generowanej mocy, ponieważ nadwyżkę energii z tego tytułu można zmagazynować (praca elektrolizera):

gdy (8)

Na rys. 12 przedstawiono czas pracy elektrolizera i ogniwa paliwowego w rozpatrywanej dobie Energię zmagazynowaną w okresie doliny południowej, w ilości 29,8 kWh, wykorzystano do pokrycia części zapotrzebowania w szczycie wieczornym. Ogniwo paliwowe wytworzyło 13,96 kWh energii z wyprodukowanego w czasie doliny południowej wodoru. Średnia sprawność układu magazynowania energii (El-OP) wynosi 43%. Pozwoliło to w stosunku do układu II ograniczyć zużycie wodoru o 123 Ndm3. Kombinacja układów I i II rozwiązała problem użytkowania mocy wytworzonej w okresie braku zapotrzebowania przez odbiorcę. System elektroenergetyczny nie musi odbierać energii wytworzonej w okresie doliny południowej. 3. Porównanie analizowanych wariantów układów połączeń źródeł wytwórczych W tab. 3 przedstawiono wyniki analizy energetycznej układu wytwórczego składającego się z turbin wiatrowych, modułów fotowoltaicznych, ogniwa paliwowego z membraną polimerową i cechy charakterystyczne dla wybranego połączenia źródeł. Wnioski W wyniku przeprowadzonej analizy energetycznej pracy układu wytwórczego składającego się z turbin wiatrowych, modułów fotowoltaicznych, ogniwa paliwowego z membraną polimerową dla założonego profilu odbiorcy i wybranego przypadku warunków pogodowych sformułowano następujące wnioski: • budowa hybrydowych systemów wytwórczych pozwala na minimalizowanie niekorzystnego wpływu pracy źródeł o losowym charakterze pracy (elektrownie wiatrowe, słoneczne) na system elektroenergetyczny • praca systemu hybrydowego wykorzystującego elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne jest uzależniona od warunków atmosferycznych, a planowanie pracy tego systemu jest zależne zarówno od warunków atmosferycznych, jak i profilu energetycznego odbiorcy (inne będą rozpływy mocy w układzie przy zasilaniu obiektu użyteczności publicznej lub zakładu przemysłowego)

Konfiguracja połączeń źródeł

Układ I

Układ II

Układ III

tak

nie

tak

niska

większa niż w układzie I

zależy od rozkładu przepływu energii

119,19

Pokrycie obciążenia odbiorcy bezpośrednio przez źródła PV + EW [kWh]

86,82

Pokrycie obciążenia przez OP [kWh]

48,88

107,71

93,75 + 13,96

Energia pobrana z sieci [kWh]

145,65

Energia oddana do sieci [kWh]

32,37

9,4

2,59

48,88

13,96

Produkcja wodoru [Ndm3]

447

123,2

Zużycie wodoru [Ndm3]

447

449,5

326,3

Średnia sprawność układu magazynowania energii (El-OP) – brutto3 [%]

44, 52

–

46,88

Średnia sprawność układu magazynowania energii (El-OP) – netto4 [%]

41,01

–

43,13

konieczność przewymiarowania urządzeń wytwórczych; maksymalna moc elektrolizera musi być równa mocy maksymalnej wytworzonej przez źródła OZE dla najlepszych warunków

występuje konieczność sprzedaży energii do sieci

możliwość optymalizacji pracy układu

Możliwość magazynowania energii Sprawność układu Energia wytworzona w PV + EW [kWh]

Energia zużyta do kompresji wodoru [kWh] Energia z PV + EW zmagazynowana [kWh]

Uwagi:

Tab. 3. Porównanie wyników analizy i cech rozważanych układów połączeń źródeł wytwórczych

• istotnym elementem planowania doboru jednostek wytwórczych omawianego układu hybrydowego jest dobór mocy jednostek wytwórczych oraz dobór mocy magazynów energii (rys. 1). Na podstawie analizy można zauważyć, że najbardziej korzystnym połączeniem jest konfiguracja III, która pozwala na pełne wykorzystanie energii wytworzonej przez elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne, nie powodując negatywnego wpływu na pracę systemu elektroenergetycznego. Bibliografia 1. Nehrir M.H., Wang C., Modeling and Control of Fuel Cells: Distributed Generation Applications, Wiley 2009.

3 Sprawność układu elektrolizer – ogniwo paliwowe bez uwzględniania pracy kompresora sprężającego wodór. 4 Sprawność układu elektrolizer – ogniwo paliwowe z uwzględnieniem pracy kompresora sprężającego wodór.

2. Paska J., Generacja rozproszona z wykorzystaniem hybrydowych układów wytwórczych, Energetyka 2013, nr 6, s. 457–462. 3. Sroka K., Kogeneracja w małych i średnich systemach ciepłowniczych, Targi Instalacyjne 2010, Seminarium Ciepłownicze nt. Propozycja rozwiązań technologicznych dla poprawy efektywności wytwarzania i przesyłania ciepła oraz ochrony powietrza w świetle pakietu klimatyczno-energetycznego, Poznań 2010. 4. Szczerbowski R., Ceran B., Możliwości i perspektywy magazynowania energii w generacji rozproszonej, Logistyka 2014, nr 4, s. 4953–4960.

B. Ceran, K. Sroka | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 36–42

Bartosz Ceran

mgr inż. Politechnika Poznańska e-mail: bartosz.ceran@put.poznan.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka. Od 2009 roku pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej na stanowisku asystenta. Jego zainteresowania naukowe dotyczą: zagadnień rozproszonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, ze szczególnym uwzględnieniem technologii ogniw paliwowych.

Krzysztof Sroka

dr inż. Politechnika Poznańska e-mail: krzysztof.sroka@put.poznan.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej (1976). Stopień naukowy doktora nauk technicznych uzyskał na swoim macierzystym wydziale (1986). Obecnie pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej na stanowisku adiunkta. Jego zainteresowania naukowe obejmują: zagadnienia związane z pracą elektrowni w systemie elektroenergetycznym, problematyką obrony i odbudowy zdolności wytwórczych elektrowni oraz elektrociepłowni w stanach awarii katastrofalnych, skojarzonym wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła.

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 48–53

Intelligent Current Sensors as Part of Smart Grid Network

Authors Andrzej Nowakowski Paweł Wlazło Radosław Przybysz

Keywords Smart Grid, intelligent current sensors, autonomous power supply, current transducer, time synchronization

Abstract The continuous development of the ITC systems, especially industrial Ethernet network using the IEC 61850 protocol allows to building a distributed sensor networks for control and monitor temporary states of the power infrastructure. In the paper the construction of the intelligent current sensors, Measurement Units (MU) for the Smart Grid network has been presented. In the paper the circuit diagram of sensor and synchronization method of the analog to digital converter based on the UTC timestamps has been described. The presented method allows to synchronize intelligent current sensors with an accuracy better than 1 µs. The presented innovative synchronization method is characterized by a high level of resistance to disappearance and attack of the reference time signal. The measuring device MU design is based on the embedded Linux-platform and as a sensing element used air core current transducers based on Rogowski coil. The connection between the current transducers and the central unit is made using a fiber optic link. Built-in IEC-61850 server provides a real-time measurement value of the True RMS, harmonics spectrum and samples value. The intelligent current transducers in addition to being used in the MUs create also new possibilities in the substation construction like the possibility to place the Autonomous Sensors in large distance from Intelligent Electronic Devices that are located in the substation.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015205

Introduction Modern intelligent current sensors are gradually replacing traditional current transformers. The sensors, manufactured with the use of PCB technology, are composed of a current transducer based on the Rogowski coil principle and an electronic circuit integrated with the transducer. The current transducer is characterized by perfect linearity, high dynamic range, wide frequency bandwidth and very repeatable electrical characteristics. Equipped with signal processing circuits, autonomous power supply and communication modules, it allows the realization of the Smart Grid concept related to the monitoring of the temporary state of the power grid. Data transmitted by the intelligent sensor are collected by MU (Merging Unit) which, after time tagging make them available to IEDs (Intelligent Electronic Device), among them the Protection Relay, Power Quality Analyzer and PMU (Phasor Measurement Unit).

Construction of the intelligent current sensor The block diagram of the intelligent current sensor is presented in Fig. 1. The main parts are current transducer, signal processing 48

module, synchronization module, communication module and power supply module. The Merging Unit has also been shown because the intelligent current sensor communicates directly with it. The principle of operation of the current transducer has been described in [1]. This article will focus on the electronic parts of the sensor. Signal processing and communication module The signal processing module consists of an anti-aliasing filter, amplifier, A/D converter and additional processing circuits. The amplifier, together with A/D converter, must have a dynamic range high enough to cover the current measurement range of interest which may be in the range of a few amperes to several kA. Providing a high dynamic range is one of the more challenging issues when designing the current sensor. The A/D converter is followed by additional processing circuits responsible for packing the data into a format suitable for transmission. The transmission module changes the data from electrical into optical format. The block diagram of the APSP circuit described above is presented in Fig. 2.

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 48â&#x20AC;&#x201C;53

Fig. 1. Block diagram of the intelligent sensor connected to Merging Unit

The analogue output from the current transducer is connected to three operational amplifiers with gains equal to 1, 10 and 100Â V/V, which provide the high measurement dynamic range of the sensor [3]. The output from each amplifier is connected to third-order low-pass filter to reduce the maximum frequency spectrum of the signal transmitted to the A/D converter. Each filter section consists of two operational amplifiers connected together in cascades. Signals from the filter block are connected to the 16-bit A/D converter using internal analogue multiplexer. Each channel value is sampled and held, using a common sample clock generated by synchronization module. After the processing, the sampled values are sent to the Merging Unit using fiber optic link. The data are transmitted synchronously with the falling slope of the sampling clock. The transmitted data for each sample consists of 24 bits.

Merging Unit The Merging Unit module, a device external to the intelligent sensor but vital to its operation, has been designed based on modern 32-bit ARM Cortex A8 MCU. The embedded computer module is equipped with a 512 MB DDRAM, 16 GB NAND Flash memory and runs with 1 GHz clock speed. The Cortex A8 MCU is characterized by low power consumption and large computing

power which is sufficient for seamless operation of the Linux, Android, Windows CE and QNX operating system. The IEC 61850 server has been implemented based on C++ library. The IEC 61850 standard requires high bandwidth and low-latency transmission, especially for the SMV (Sampled Measured Values) service. Therefore, the ARM Cortex A8 was selected as the central unit for the Merging Unit. According to the IEC 61850 specification, data exchange between the Merging Unit and other automation devices over Ethernet should be done by fiber optic links, which provides high resistance to electromagnetic interference and ensures rapid data exchange between nodes. For this purpose in the presented device the Ethernet switch was used. The Ethernet switch converts GMI interface signals from MCU to the 100BaseFL standard and also implements hardware switching between Ethernet ports. In addition, the Merging Unit module generates synchronization signals for the A/D converter of the intelligent sensor. The signals are obtained from high stability quartz oscillator phase synchronized to 1 pps pulses from GPS receiver. The samples acquired by the intelligent sensor are successively sent to the MU. Each received sample is tagged with a time-stamp according to UTC time scale. The received data are saved in the IEC 61850 server and are sent through SMV (Sampled Measured

Fig. 2. Block diagram of the signal processing and communication module 49

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 48â&#x20AC;&#x201C;53

Fig. 3. Block diagram of the MU communication module

Values) service to other devices in the network. In addition, the collected data are displayed by a built-in web server. The unit publishes sampled values according to the multicast sampled values control block 01 (MSVCB01). The Merging Unit can be configured to use either Ethernet port 1 and/or port 2. The block diagram of the circuit described above is presented in Fig. 3.

Power supply module The main problem in all of the electronic devices is the power supply. In the intelligent current sensors this problems is much more complicated. The sensor is installed over medium voltage cables and requires high voltage isolation between the electrical components and the cables. To resolve this major problem in the described unit the solution that supplies power from the operating currents was selected. The main advantage of this approach is that the supply energy is harvested from the measured currents and no external dedicated supply voltage is needed. This solution makes the unit independent of any power sources and also guarantees high voltage isolation.

Fig. 4. High current shorting circuit 50

Design of the current supply module is a demanding task as the module should work over a wide range of the measured current. The range that can be achieved extends from 1 A to much more than 1000 A. Since the lowest current from that range is sufficient to maintain the operation of the module, the higher current causes excessive power dissipation and thus extensive heating as the voltage across the output of the current transformer increases. The idea of a dissipation energy reducing circuit is presented in Fig. 4. The idea of this mode of operation has been patented [4]. If the current is higher than the optimum, the output of the current transformer is periodically shorted thus minimizing power dissipation. The switch K with very low RDS on-resistance is controlled by an electronic circuit that monitors voltage on an internal storage capacitor C. When the voltage drops below certain threshold, the switch opens and the storage capacitor

Fig. 5. Circuit waveforms

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 48–53

Fig. 6. Current power supply

Fig. 7. Temperature layout for 100, 200, 300 A primary current

recharges. The higher the current flowing through the primary current transformer, the shorter the recharge pulses are. The signal waveforms in the circuit have been presented in Fig. 5, where: blue – voltage on a capacitor C purple – recharge current pulses orange – K switch control pulses. According to the above description the main disadvantage of the proposed solution for current supply is power dissipation in the switch K. It is therefore required to use appropriate methods to dissipate heat such as heat sinks or cooling air circulation. The exemplary construction of a current supply, including heat sinks mounted on the MOSFET switch, has been presented in Fig. 6. The results of the laboratory tests of this model are presented in Tab. 1 and in Fig. 7. The low operating temperature values prove a high efficiency of the energy conversion.

can be generated externally to the sensor, e.g. in the MU device, or internally if the sensor is supplied with 1 pps pulses from the GPS receiver. There are several methods to generate sampling pulses synchronized to UTC scale. All of them are based on dividing the frequency of a high stability quartz oscillator and some form of synchronization of either the divider or the oscillator or both to the UTC scale. The simplest circuit, Fig. 8, consists of a high stability quartz oscillator, a counter and a circuit generating a short counter reset pulse at every rising slope of 1 pps pulse from GPS receiver. The frequency of the quartz oscillator, fq, has to be equal to the integer multiple of the sampling frequency fs. There are two disadvantages of this circuit. One is that the counter output pulse at the reset instant has a jitter relative to the previous pulse due to the fact that the quartz oscillator is not synchronized to the 1 pps pulse train from GPS receiver. Another disadvantage is that in the absence of 1 pps pulses, the counter output pulses quickly lose their precise time relationship to the UTC scale. With quartz frequency detuned by 10-7 from the nominal frequency, just after 10 seconds the accumulated time error of sampling pulses exceeds 1 µs. The circuit of Fig. 8 can be easy integrated with the APSP provided that a quartz oscillator with small footprint and low power consumption is used, Fig. 9. The circuit described above can be improved be implementing a quartz oscillator frequency synchronization circuit. Using 1 pps pulses as a time reference it is possible to tune the quartz frequency to the nominal value with accuracy better than 10-10. In the absence of 1 pps pulses, the sampling pulses at the counter output retain their time accuracy relative to UTC scale not worse than 1 µs for a time period that depends mainly on the temperature and aging coefficient of the oscillator. In practice it is possible to maintain the 1 µs accuracy for a time period of a few hours. Such a solution demands however a quartz oscillator of very high stability. Oscillators of these type are bulky and draw significant current from the power supply. The sampling pulses generating circuit that eliminates the jitter of the pulse at the counter reset instant consists of a high stability quartz oscillator that is frequency and phase synchronized to the UTC scale. Such solution demands sophisticated synchronization

Primary current [A]

Point A

Point B

100

33,2°C

33,1°C

200

33,5°C

40,1°C

300

35,1°C

48,3°C

Tab. 1. Temperatures in selected points (ambient temperature 25°C)

Synchronization module The intelligent current sensor delivers the measurement data in the form of digital samples synchronized to the UTC time scale. The required accuracy of the synchronization depends on the application that consumes the data. For protection purposes the accuracy of several microseconds is enough while for synchrophasors determination the accuracy not worse than 1 µs is required. To deliver time-synchronized digital samples of the measured current, the sensor has to be supplied with sampling pulses that have precise time relationship to the UTC time scale. The pulses

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 48â&#x20AC;&#x201C;53

Fig. 8. Block diagram of the synchronization circuit

Fig. 9. Exemplary scheme of the synchronization circuit

Fig. 10. HDI current transducer with signal processing and communication circuits

algorithms. The additional advantage is that the sampling pulses can be precisely shifted in phase relative to 1 pps pulse in order to compensate the delays in the current signal processing path.

Laboratory model of the intelligent current sensor The laboratory model of an intelligent current sensor, containing the HDI current transducer [2], signal processing and communication circuits, has been presented in Fig. 10, where: 1. HDI current transducer working on Rogowski coil principle 2. signal processing and communication circuits 3. fiber optics connectors. 52

Fig. 11. Power supply module

In Fig. 11 the power supply module, current transformer CT and a test bench current cable have been presented, where: 4. power supply module 5. current transformer CT 6. test bench cable. The conversion factor (sensitivity) of the HDI current transducer is 4 mV/A and the cut-off frequency is 20 kHz. The power supply provides 0.3 W power and the working current range is from 10 A to 1000 A in terms of the primary side of the current transformer.

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 48–53

The SMV transmitting rate is 10 000 sample/sec. The data that are being sent are compressed into blocks of 8 samples to minimize network bandwidth usage.

Conclusions The presented new intelligent current sensor is a significant step towards implementing Smart Grid concepts in power networks. The unit is self-powered from the measured current. The current sensor publishes sampled values according to the IEC 61850 SMV service. The presented solution is characterized by a unique method of sampling time synchronization to the UTC time scale. The method is highly resistant to interruptions or absence of 1 pps pulses obtained from GPS receiver or local time publishers. This feature is critical for proper operation of the IED (Intelligent Electronic Device) and also is the key to the safety in the future Smart Grid network.

REFERENCES

1. Lisowiec A., Wpływ konstrukcji cewki Rogowskiego w technologii PCB na dokładność pomiaru prądu, Przegląd Elektrotechniczny 2014 nr 7, pp. 199–202. 2. Lisowiec A., Nowakowski A., Parametry częstotliwościowe przetworników prądowych wykonanych w technologii PCB HDI, Mechanizacja i Automatyzacja Górnictwa 2014, nr 5(519), pp. 11–17. 3. Lisowiec A., Kołodziejczyk Z., Wzmacniacz sygnałów wyjściowych przetworników bezrdzeniowych o dużej impedancji wejściowej, Elektronika 2014, nr 7, pp. 76–80. 4. Kowalski G., Układ zasilania prądem operacyjnym, Polish patent Pat. 206 274.

This work was supported in part by The National Centre for Research and Development in Poland (Project No. PBS1/B4/2/2012).

Andrzej Nowakowski Tele & Radio Research Institute, Warsaw e-mail: andrzej.nowakowski@itr.org.pl A graduate of Gdańsk University of Technology. His current position is The Deputy Director for Research and Development. He is the author of 150 publications and 25 patents. He has developed many innovative solutions that have been implemented in protection equipment and telecommunication and information systems in power industry.

Paweł Wlazło Tele & Radio Research Institute, Warsaw e-mail: pawel.wlazlo@itr.org.pl Graduate of Warsaw University of Technology, Electronics Department, specialty – automation. His research interests include: communication and information technologies in power protection and monitoring equipment, used defined logic in bay controllers, smart power grids, industrial and medical measuring and diagnostic equipment. Head of ICT and Electronics Centre. Author of numerous publications including nine publications in 2014.

Radosław Przybysz Tele & Radio Research Institute, Warsaw e-mail: radoslaw.przybysz@itr.org.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology (2010). Currently an engineer at Tele & Radio Research Institute. He is the author of 15 publications. His main professional interests relate to microcontroller/microprocessor electrical power automation devices, and computer programming.

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 48–53

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 48–53. When referring to the article please refer to the original text. PL

Inteligentne sensory prądowe jako element sieci Smart Grid Autorzy

Andrzej Nowakowski Paweł Wlazło Radosław Przybysz

Słowa kluczowe

Smart Grid, inteligentny sensor prądu, zasilanie autonomiczne, przetwornik prądowy, synchronizacja czasowa

Streszczenie

Ciągły rozwój systemów teleinformatycznych, zwłaszcza przemysłowych sieci Ethernet wykorzystujących protokół IEC-61850, pozwala na budowę rozproszonych sieci sensorycznych do kontrolowania i monitorowania chwilowego stanu pracy infrastruktury elektroenergetycznej. W prezentowanej publikacji przedstawiono budowę inteligentnego sensora prądu jako jednostki Measurement Units (MU) sieci Smart Grid. Omówiono budowę poszczególnych bloków sensora oraz sposób synchronizacji przetwornika analogowo-cyfrowego za pomocą wzorcowego sygnału znaczników czasu UTC. Przedstawiona metoda pozwala na synchronizację inteligentnych sensorów prądowych z dokładnością lepszą od 1 µs. Przedstawiona innowacyjna metoda i układ synchronizacji charakteryzuje się wysokim poziomem odporności na zanik i atak na referencyjny sygnał czasu. Budowa urządzenia pomiarowego MU została oparta na platformie z wbudowanym systemem operacyjnym Linux, a jako element pomiarowy prądu wykorzystano bezrdzeniowy przetwornik pracujący na zasadzie cewki Rogowskiego. Połączenie między przetwornikiem prądowym a jednostką centralną jest wykonane za pomocą łącza światłowodowego. Wbudowany serwer IEC-61850 udostępnia dane o wartościach skutecznych i harmonicznych oraz próbkach sygnału. Zaprezentowane rozwiązanie inteligentnych przetworników prądu oprócz zastosowania jako układu MU daje również nowe możliwości w konstrukcji rozdzielni, m.in. umożliwia umieszczenie autonomicznych sensorów prądowych ze znacznej odległości od innych urządzeń rozdzielni i sterowników polowych.

Wstęp Nowoczesne inteligentne sensory prądu stopniowo zastępują tradycyjne rozwiązania przekładników prądowych. Sensory budowane w technologii obwodów drukowanych zawierają przetwornik prądowy działający na zasadzie cewki Rogowskiego oraz zintegrowany z nim układ elektroniczny. Przetwornik prądowy charakteryzuje wysoka liniowość przetwarzania, dynamika oraz szerokie pasmo częstotliwości pracy i bardzo duża powtarzalność parametrów elektrycznych. Zintegrowany układ przetwarzania sygnałów, autonomiczny układ zasilania i moduł komunikacji pozwalają na realizację koncepcji Smart Grid, która umożliwia monitorowanie chwilowego stanu pracy sieci elektroenergetycznej. Dane wysłane przez inteligentny sensor są agregowane przez jednostkę zbierania danych (ang. merging unit) i po oznaczeniu znacznikiem czasu są dostępne dla inteligentnych urządzeń elektronicznych (ang. intelligent electronic device) np.: sterowniki polowe, analizatory jakości energii elektrycznej (ang. power quality analyzer) oraz dla urządzeń wyznaczających synchrofazory (ang. phasor measurement unit). Budowa inteligentnego sensora prądu Na rys. 1 przedstawiono schemat blokowy inteligentnego sensora prądu. Głównymi modułami są: przetwornik prądowy, moduł przetwarzania sygnałów oraz synchronizacji, komunikacji i zasilania. Jednostka zbierania danych również została pokazana, ponieważ inteligentny sensor prądu komunikuje się z nią bezpośrednio. Zasada działania przetwornika prądowego została opisana w [1]. W prezentowanym artykule skupiono się na budowie części elektronicznej sensora.

Moduł przetwarzania sygnałów i komunikacji Moduł przetwarzania sygnałów zawiera: filtr antyaliasingowy, wzmacniacz, przetwornik A/C oraz dodatkowy układ formowania danych pomiarowych. Wzmacniacz wejściowy w połączeniu z przetwornikiem A/C musi zapewnić wysoką dynamikę przetwarzania w celu pokrycia całego żądanego zakresu pomiarowego, który może wynosić od pojedynczych amperów do kiloamperów. Zapewnienie odpowiedniej dynamiki przetwarzania jest podstawowym wyzwaniem przy budowie sensora prądu. Przetwornik A/C jest połączony dodatkowo z układem formowania danych pomiarowych do celów transmisyjnych. Moduł transmisji zamienia dane z postaci elektrycznej na postać impulsów świetlnych. Schemat blokowy opisanego powyżej układu APSP przedstawiono na rys. 2. Wyjście analogowe z przetwornika prądowego jest podłączone do trzech wzmacniaczy operacyjnych o wzmocnieniu 1, 10 i 100 V/V, które zapewniają wysoką dynamikę pomiaru z przetwornika prądowego [3]. Wyjście każdego ze wzmacniaczy jest połączone z wejściem 3-rzędowego filtra dolnoprzepustowego w celu ograniczenia maksymalnego spektrum częstotliwości

sygnału przekazywanego na wejście przetwornika A/C. Każda sekcja filtra zawiera dwa połączone kaskadowo wzmacniacze operacyjne. Sygnał z bloków filtrów jest podłączony do wejścia 16-bitowego przetwornika A/C za pomocą wewnętrznego multiplexera analogowego. Każdy kanał jest próbkowany i zapamiętywany synchronicznie z impulsami zegarowymi generowanymi przez moduł synchronizacji. Po przetworzeniu zapamiętane próbki sygnału są przesyłane do jednostki zbierania danych za pomocą łącza światłowodowego. Dane przesyłane są synchronicznie z opadającym zboczem sygnału zegarowego. Transmitowane dane zawierają 24-bity na każdą próbkę. Jednostka zbierania danych Jednostka zbierania danych, będąca zewnętrznym modułem dla inteligentnego sensora, ale pełniąca kluczową rolę dla jego działania, została zaprojektowana w oparciu o nowoczesny 32-bitowy mikroprocesor ARM Cortex A8. Moduł komputera zawiera pamięć DDR o pojemności 512 MB i NAND Flash 16 GB oraz jednostkę centralną działającą z częstotliwością 1 GHz. Mikroprocesor Cortex A8 charakteryzuje małe zapotrzebowanie

Rys. 1. Schemat blokowy inteligentnego sensora prądu podłączonego do jednostki zbierającej dane

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 48–53

na moc elektryczną oraz duża moc obliczeniowa, która jest wystarczająca do prawidłowego działania systemów operacyjnych Linux, Android, Windows CE oraz QNX. Serwer IEC 61850 został zaimplementowany w oparciu o zewnętrzną bibliotekę języka C++. Standard IEC 61850 wymaga dużej przepustowości łącza oraz krótkich czasów transmisji danych, zwłaszcza dla usługi SMV (ang. Sampled Measured Values). Dlatego wybrano mikroprocesor ARM Cortex A8 jako jednostkę centralną modułu zbierania danych. Zgodnie ze specyfikacją IEC 61850, wymiana danych pomiędzy jednostką zbierającą dane i innymi urządzeniami w sieci Ethernet powinna być realizowana przy użyciu łącz światłowodowych, które zapewniają wysoką odporność na zakłócenia elektromagnetyczne oraz szybką wymianę danych między węzłami sieci. W prezentowanym rozwiązaniu wykorzystano do tego celu przełącznik ethernetowy. Przełącznik zamienia sygnały interfejsu GMI mikroprocesora w sygnał optyczny standardu 100BaseFL oraz zapewnia sprzętowe przełączanie portów ethernetowych. Dodatkowo moduł jednostki zbierania danych generuje sygnał synchronizujący dla przetwornika A/C inteligentnego sensora. Sygnał ten jest uzyskiwany z wysokostabilnego oscylatora kwarcowego, synchronizowanego fazowo do impulsów 1 pps odbiornika GPS. Próbki zebrane przez inteligentny sensor są przesyłane do modułu zbierania danych na bieżąco. Każda odebrana próbka jest oznaczana stemplem czasowym czasu UTC. Odebrane dane są gromadzone w serwerze IEC 61850 i są wysyłane przez usługę SMV (ang. Sampled Measured Values) do innych urządzeń w sieci. Dodatkowo zgromadzone dane są wyświetlane przez wbudowany serwer WWW. Jednostka wysyła dane zgodnie z blokiem kontrolnym 01 (MSVCB01). Jednostka zbierania danych w zależności od konfiguracji może używać portu ethernetowego 1 lub 2. Schemat blokowy układu opisanego powyżej przedstawiono na rys. 3. Moduł zasilania Głównym problemem wszystkich urządzeń elektrycznych jest ich zasilanie. W inteligentnych sensorach prądu ten problem jest bardziej skomplikowany. Sensor jest instalowany nad kablami wysokiego napięcia i wymagane jest zapewnienie wysokiego napięcia izolacji pomiędzy podzespołami elektronicznymi a kablami. Żeby rozwiązać ten poważny problem, w prezentowanym układzie zastosowano zasilacz prądowy, który działa na zasadzie prądów operacyjnych. Główną zaletą tego rozwiązania jest to, że energia potrzebna do działania pozyskiwana jest z prądów mierzonych i nie ma konieczności stosowania dedykowanych zewnętrznych źródeł zasilania. To rozwiązanie jest niezależne od źródeł zasilania oraz zapewnia wysokie napięcie izolacji. Projektowanie zasilacza prądowego jest zadaniem wymagającym. Zasilacz powinien działać w szerokim zakresie prądów mierzonych. Zakres ten powinien wynosić od 1 A do nawet 1000 A. Prąd z dolnego zakresu jest wystarczający do prawidłowego działania zasilacza, ale prąd z górnego zakresu wymaga rozpraszania dużej ilości

Rys. 2. Schemat blokowy układu przetwarzania sygnałów i modułu komunikacyjnego

Rys. 3. Schemat blokowy jednostki zbierającej dane

Rys. 4. Układ zwieracza dużych prądów

mocy, ciepła generowanego wskutek wzrostu napięcia na wyjściu przekładnika prądowego. Pomysł rozwiązania układu zmniejszającego ilość mocy do rozproszenia przedstawiono na rys. 4. Pomysł ten został opatentowany [4]. Kiedy wartość prądu przekroczy wartość optymalną, wyjście przekładnika prądowego jest cyklicznie zwierane, co minimalizuje ilość mocy do rozproszenia. Łącznik K o bardzo małej wartości rezystancji w stanie przewodzenia RDS jest kontrolowany przez układ elektroniczny, który monitoruje napięcie na kondensatorze C. Kiedy napięcie spadnie poniżej wartości progowej, łącznik jest otwierany, a kondensator doładowywany. Im większy płynie prąd po stronie pierwotnej przekładnika, tym węższe impulsy doładowujące są generowane. Przykładowy oscylogram sygnałów układu przedstawiono na rys. 5, gdzie: niebieski – napięcie na kondensatorze C

fioletowy – impulsy doładowujące pomarańczowy – impulsy sterujące łącznikiem K Zgodnie z wyżej przedstawionym opisem, głównym problemem zasilania z prądów jest moc rozpraszana w łączniku K. Wymagane jest zatem zastosowanie odpowiednich metod do rozproszenia powstałego ciepła, np. zastosowanie radiatorów czy wymuszenie ruchu powietrza chłodzącego. Przykładową realizację konstrukcji zasilacza prądowego z zamontowanymi radiatorami na kluczach MOSFET przedstawiono na fot. 1. Wyniki badań laboratoryjnego modelu zasilacza przedstawiono w tab. 1 i na fot. 2. Niska wartość temperatury potwierdza wysoką sprawność przetwarzania energii. Moduł synchronizacji Inteligentny sensor prądu dostarcza dane pomiarowe w postaci cyfrowych próbek

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 48–53

Prąd strony pierwotnej [A]

Punkt A

Punkt B

100

33,2ºC

33,1ºC

200

33,5ºC

40,1ºC

300

35,1ºC

48,3ºC

Tab. 1. Temperatura w wybranych punktach (temperatura otoczenia 25ºC)

kwarcowego, licznika oraz układu generującego krótki impuls zerujący licznik w momencie narastania zbocza sygnału 1 pps odbiornika GPS. Częstotliwość oscylatora kwarcowego fq musi być całkowitą wielokrotnością częstotliwości próbkującej fs. To rozwiązanie układowe ma dwie wady. Pierwszą jest to, że wyjście licznika w momencie kasowania jest obarczone fluktuacją w relacji do poprzedniego impulsu ze względu na fakt, że generator kwarcowy nie jest zsynchronizowany z sygnałem 1 pps odbiornika GPS. Następną wadą rozwiązania jest fakt, że zanik sygnału 1 pps powoduje szybką utratę synchronizacji sygnału próbkującego. Dla kwarcu o dokładności 10-7 w stosunku do częstotliwości nominalnej po 10 sekundach skumulowany błąd odstrojenia fazy częstotliwości próbkującej przekroczy 1 µs. Zaprezentowany układ z rys. 6 może być w prosty sposób zaimplementowany w APSP. Wystarczy zastosować oscylator kwarcowy w małej obudowie i małym zapotrzebowaniu na energię. Przykładowe rozwiązanie przedstawiono na rys. 7.

Rys. 5. Oscylogramy układu zasilania z prądów

Fot. 1. Zasilacz prądowy

Fot. 2. Temperatura układu dla 100, 200, 300 A prądu strony pierwotnej

synchronizowanych ze skalą czasu UTC. Wymagana dokładność synchronizacji zależy od aplikacji odbierającej dane. Dla urządzeń zabezpieczeniowych dokładność kilku mikrosekund jest wystarczająca, ale dla układów wyznaczających synchrofazowy nie może być gorsza niż 1 µs. Żeby dostarczyć synchronizowaną czasowo cyfrową próbkę mierzonego sygnału, sensor prądowy musi być taktowany precyzyjnym sygnałem zegarowym, synchronizowanym do skali czasu UTC. Sygnał może być generowany zewnętrznie, np. w jednostce

zbierającej dane, lub wewnętrznie, jeżeli sensor jest taktowany sygnałem 1 pps z odbiornika GPS. Jest kilka metod pozwalających na generacje impulsów próbkujących, synchronizowanych do skali czasu UTC. Wszystkie one bazują na podziale częstotliwości sygnału pozyskanego z wysokostabilnego oscylatora kwarcowego i synchronizowaniu podzielonego sygnału lub oscylatora do referencyjnego znacznika czasu UTC. Na rys. 6 przedstawiono prosty układ realizujący wyżej opisaną metodę. Układ składa się z wysokostabilnego oscylatora

Omówione powyżej rozwiązanie może zostać udoskonalone poprzez dodanie synchronizowanego oscylatora kwarcowego. Użycie impulsów 1 pps jako sygnału referencyjnego pozwala na dostrojenie częstotliwości pracy kwarcu do wartości nominalnej z dokładnością lepszą niż 10-10. W przypadku zaniku sygnału 1 pps impulsy synchronizujące na wyjściu licznika pozostają dostrojone czasowo do skali czasu UTC z dokładnością nie gorszą niż 1 µs, przez okres zależny głównie od temperatury i współczynnika starzenia oscylatora. W praktyce możliwe jest utrzymanie dokładności 1 µs przez okres kilku godzin. Takie rozwiązanie wymaga jednak oscylatora kwarcowego o bardzo dużej stabilności. Oscylatory tego typu są duże i wymagają znacznego prądu zasilania. Impulsy generowane z opisanego układu nie wykazują fluktuacji w momencie zerowania licznika, ponieważ wysokostabilny oscylator kwarcowy jest synchronizowany częstotliwościowo i fazowo do czasu UTC. Opisane rozwiązanie wymaga jednak skomplikowanych algorytmów synchronizacji. Dodatkową zaletą jest to, że impulsy próbkowania mogą być precyzyjnie przesunięte w fazie w relacji do impulsów 1 pps, w celu skompensowania opóźnienia przetwarzania sygnału w torze pomiarowym. Laboratoryjny model inteligentnego sensora prądu Na fot. 10 przedstawiono laboratoryjny model inteligentnego sensora prądu. Sensor składa się z przetwornika prądowego HDI [2], układu przetwarzania sygnałów oraz modułu komunikacji:

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 48–53

Rys. 6. Schemat blokowy układu synchronizacji Fot. 3. Model laboratoryjnego inteligentnego sensora prądu

Rys. 7. Przykładowy schemat układu synchronizacji

1. przetwornik prądowy HDI, działający na zasadzie cewki Rogowskiego 2. moduł komunikacji oraz przetwarzania sygnałów 3. łącza światłowodowe. Na fot. 4 przedstawiono moduł zasilacza wraz z przekładnikiem prądowym CT oraz kabel testowy: 4. moduł zasilacza 5. przekładnik prądowy CT 6. kabel testowy. Współczynnik przetwarzania (czułość) przetwornika prądowego HDI wynosi 4 mV/A, a pasmo częstotliwości pracy 20 kHz. Moduł zasilacza dostarcza 0,3 W mocy i pracuje w zakresie prądów od 10 A do 1000 A w odniesieniu do strony pierwotnej przekładnika prądowego. Częstotliwość wysłania danych SMV wynosi 10 000 próbek/s. Dane wysyłane są w paczkach po 8 próbek każda, w celu minimalizacji wykorzystania przepustowości pasma sieci.

Podsumowanie Zaprezentowany nowy inteligentny sensor prądu jest znaczącym krokiem w realizacji koncepcji Smart Grid w sieci elektroenergetycznej. Sensor wykorzystuje energię pobraną z prądów mierzonych do własnego zasilania. Sensor prądu wysyła dane zgodnie z protokołem IEC 61850 i usługą SMV. Zaprezentowane rozwiązanie charakteryzuje się unikatową metodą synchronizacji częstotliwości próbkowania do skali czasu UTC. Metoda ta jest bardzo odporna na przerwy i zanik sygnału 1 pps pozyskiwanego z odbiorników GPS lub lokalnego generatora czasu. Ta właściwość jest krytyczna dla poprawnego działania inteligentnych urządzeń (ang. intelligent electronic device) oraz jest kluczem do bezpieczeństwa w przyszłych sieciach Smart Grid. Ta praca powstała w ramach projektu (PBS1/ B4/2/2012) finansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju.

Fot. 4. Moduł zasilania

Bibliografia 1. Lisowiec A., Wpływ konstrukcji cewki Rogowskiego w technologii PCB na dokładność pomiaru prądu, Przegląd Elektrotechniczny 2014, nr 7, s. 199–202. 2. Lisowiec A., Nowakowski A., Parametry częstotliwościowe przetworników prądowych wykonanych w technologii PCB HDI, Mechanizacja i Automatyzacja Górnictwa 2014, nr 5(519), s. 11–17. 3. Lisowiec A., Kołodziejczyk Z., Wzmacniacz sygnałów wyjściowych przetworników bezrdzeniowych o dużej impedancji wejściowej, Elektronika 2014, nr 7, s. 76–80. 4. Kowalski G., Układ zasilania prądem operacyjnym, patent: Pat. 206 274.

A. Nowakowski et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 48–53

Andrzej Nowakowski

dr hab. inż., prof. nadzw. ITR Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie e-mail: andrzej.nowakowski@itr.org.pl | www.itr.org.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej. Pracuje na stanowisku zastępcy dyrektora Instytutu ds. Badawczo-Rozwojowych. Autor ok. 150 publikacji i 25 patentów oraz wielu nowatorskich rozwiązań wdrożonych w energetyce z zakresu mikroprocesorowych urządzeń EAZ i systemów teleinformatycznych.

Paweł Wlazło

mgr inż. Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie e-mail: pawel.wlazlo@itr.org.pl | www.energetyka.itr.org.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Warszawskiej (1993), kierunku automatyka. Autor wielu publikacji naukowych, w tym 9 opublikowanych w 2014 roku. Jego zainteresowania zawodowe obejmują: zagadnienia związane z teleinformatyką urządzeń EAZ, logiką użytkownika w sterownikach polowych, sieciami Smart Grid, a także przemysłową i medyczną aparaturą pomiarową oraz diagnostyczną. Pracuje na stanowisku kierownika Centrum Teleinformatyki i Elektroniki.

Radosław Przybysz

mgr inż. Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie e-mail: radoslaw.przybysz@itr.org.pl | www.energetyka.itr.org.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej (2010). Pracuje na stanowisku badawczo-technicznym w Instytucie Tele- i Radiotechnicznym. Autor 15 publikacji. Jego zainteresowania zawodowe obejmują: zagadnienia związane z budową mikroprocesorowych układów automatyki i zabezpieczeń sieci elektroenergetycznych oraz programowania komputerów.

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 59–63

New Quality of Current Measurement in Power Switchgear with the Use of PCB Sensors

Authors Aleksander Lisowiec Andrzej Nowakowski Paweł Wlazło

Keywords current transducer, digital signal processing, PCB technology

Abstract In the paper separable and non-separable current transducers using printed circuit board technology have been presented. The transducers are characterized by a measurement range from a fraction of an ampere to 100 kA, perfect linearity and measurement bandwidth from 10 Hz to 20 kHz. The PCB technology makes it possible to obtain very high repeatability of transducer electrical parameters. The spread in the value of the most important parameter – the sensitivity, in a typical production lot is less than 0.5%. The same transducer can work simultaneously with protection device and power meter. The wide bandwidth of the transducer made in PCB technology enables its use in power quality analyzers. The additional advantage of PCB technology is the possibility to integrate the transducer with signal processing circuits. The construction of separable current transducer using PCB technology makes it possible to install it over the wire with measured current without disconnecting primary circuits. Transducers made in PCB technology have very symmetric secondary winding which is a crucial factor in ensuring that the measurement results are largely independent of the external magnetic fields not associated with the measured current.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015206

1. Introduction Air-core current to voltage transducers based on Rogowski coil principle have been known for a long time [1]. However only recently, thanks to the advent of modern electronic circuits that do not require high-level/high energy input signals, they have found use as current sensors in power industry. Microprocessor controlled measurement devices used in power switchgear represent very small load for voltage and current measurement transducers. New technologies used for manufacture of low power air core current transducers with high dynamic range and wide measurement bandwidth enable the integration and miniaturization of primary and secondary circuits in power switchgear, which are the key element in Smart Grid networks. The traditional technologies used for making Rogowski coil consisted of winding a wire on a nonmagnetic tubular carcass. The development of printed circuit board (PCB) technology has enabled the development of new technologies for the manufacture of air-core current transducers [2, 3]. The transducer is constructed from multilayer PCBs attached to a base board, which provides mechanical support and connects all boards together electrically, Fig. 1. On each layer of the multilayer board, there is

Fig. 1. Construction of the current transducer manufactured in PCB technology 59

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 59–63

a basic coil in the form of a spiral. The coils on neighboring layers are connected by vias, which may be buried or through. The main advantages of current transducers based on Rogowski coil principle are perfect linearity, extremely wide measurement range – from a fraction of Ampere to 100 kA and frequency bandwidth up to several kHz. The PCB technology brings about additional advantages over the traditional technology of making the air-core current transducers.

2. The advantages of PCB technology in air-core current transducer manufacture 2.1. Design freedom PCB technology allows easy modification of the construction of air-core current transducers. All that is needed to obtain a transducer with different dimensions is to redesign the base board, Fig. 2. Also the conversion factor (sensitivity) – a transducer parameter defined below, can be easily modified by changing the number of multilayer boards mounted on the base board.

Fig. 3. Splittable current transducer – detached halves

2.2. Symmetry Another important advantage of PCB technology in transducer manufacture is the perfect symmetry of the transducer. Every multilayer board attached to the base board has a corresponding board lying on the opposite side of the base board. This symmetry ensures that the output voltage of the transducer is immune to the external magnetic field not associated with the measured current.

2.3. Repeatability of electrical parameters PCB technology guaranties very high repeatability of electrical parameters of the transducer. The most important transducer parameter is the current-voltage conversion factor (also called sensitivity), which is the ratio of the RMS value of the voltage at the (open) output terminals of the transducer to the RMS value Fig. 4. Splittable current transducer – joined halves

of the 50 Hz sinusoidal current flowing in the conductor through the transducer. Typical spread of conversion factor values in a production lot is less than 0.5% around the mean and more than half of the transducers have sensitivities within 0.1% of the mean value.

2.4. Possibility to manufacture the splittable transducer

Fig. 2. Current transducer of various sizes

PCB technology is well suited to the construction of a splittable transducer [3]. This transducer is composed of two halves that can be split, Fig. 3, which allows easy mounting on the wire. Unlike splittable transducers manufactured in traditional technology, the splittable transducers manufactured in PCB technology preserve the perfect symmetry after the halves are joined together, Fig. 4.

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 59–63

Fig. 5. Air-core current transducer electrical equivalent circuit

3. Transducer electrical parameters Transducer equivalent electrical circuit is presented in Fig. 5. It consists of a voltage source with the output proportional to the time derivative of the measured current in series with the transducer self inductance L, resistance of the copper track forming the coils R and inter-turn capacitance C. The constant M is the mutual inductance of the transducer and it is proportional to the area of the single turn and to the turns density along the diameter of the transducer. The frequency measurement bandwidth of the transducer is determined by the frequency characteristic of the transmittance H(f) formed by L, R and C, between terminals 1–1’ and 2–2’,

Fig. 7. H(f) phase frequency characteristic

(1)

where i is the imaginary unit. Generally the higher the transducer sensitivity, the larger the values of L R and C are and consequently the lower the transducer bandwidth is. The amplitude and phase frequency characteristics of H(f) for a commercial CR-55 transducer with 1 mV/A sensitivity and inner diameter equal to 55 mm, manufactured using PCB technology, have been presented in Fig. 6 and 7. For frequencies considerably lower than the transducer resonant frequency, the H(f) amplitude and phase frequency characteristics are almost flat, Fig. 8 and 9.

Fig. 8. H(f) amplitude frequency characteristic in limited frequency range

Fig. 9. H(f) phase frequency characteristic in limited frequency range

Fig. 6. H(f) amplitude frequency characteristic 61

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 59–63

4. Processing of the transducer output Processing of the air-core transducer output in modern electronic devices is done in digital domain. First, the output voltage is low pass filtered to prevent aliasing and sampled. Next, the digital samples are subjected to resampling procedure in order to obtain the whole number of samples per period irrespective of the signal fundamental frequency. The digital sample train is integrated and finally the spectrum of the signal is determined by Discrete Fourier Transform. Anti-aliasing and resampling filters can be implemented in such a way [4] that they have negligible influence on the accuracy of signal reconstruction. It is the digital integration that limits the bandwidth of the signal processing path. The methods of digital integration are well known [5] and the most common ones are trapezoidal and Simpson’s methods [5]. The digital Simpson’s Fig. 10. Amplitude frequency characteristic of the current signal integrator is particularly advantageous because its frequency processing path characteristic is close to the ideal integrator frequency characteristic up to the one fourth of the sampling frequency. The digital implementation of Simpson’s integrator is done according to (2) The accuracy of mapping of the measured current to its digital representation depends on the transfer function of the transducer, T(f) (which includes the differentiation of the measured current) (3) and the transfer function of the integrator, F(f). F(f) in the case of Simpson’s formula (2) has the form Fig. 11. Phase frequency characteristic of the current signal processing (4) path

characteristics than those of the switchgear that use traditional current transformers. where fs is the sampling frequency. The amplitude and phase frequency characteristics of the product of T(f) (where T(f) in this case is the transfer function of CR-55 current transducer) and F(f), have been presented in Fig. 10 and 11 for fs = 102.4 kHz. As can be seen, the spectrum of the signal is reproduced faithfully up to 400-th harmonic.

Acknowledgment This work was supported in part by The National Centre for Research and Development in Poland (Project No. PBS1/ B4/2/2012). REFERENCES

5. Conclusion Air-core current transducers manufactured in PCB technology enable current measurement in the range up to 100 kA. The wide bandwidth makes it possible to determine the spectrum of the signal up to 400-th harmonic. The transducers have very repeatable electrical parameters and a single transducer can work with a protection device, power quality analyzer and metering device [6] thus enabling the construction of new switchgear with much lower raw material use and better measurement 62

1. Tumański S., Induction coil sensors – a review, Measurement, Science and Technology 2007, Vol. 18, No. 3, R31-R46. 2. Lisowiec A., Kowalski G., Analiza wpływu geometrii przetworników prądowo-napięciowych na ich parametry elektryczne, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, No. 06, pp. 36–38 3. Lisowiec A., Kowalski G., Bezrdzeniowe przetworniki prądowe o konstrukcji rozłączalnej, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, No. 06, pp. 33–34.

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 59–63

4. Oppenheim A.V., Schafer R.W., Discrete-Time Signal Processing, Prentice Hall, 1998. 5. Hamming R. W., Digital Filters, Prentice-Hall, 1983.

6. Przybysz R., Wlazło P., Kowalski G., Bezrdzeniowy przetwornik prądowy jako element sieci sensorycznej AMI, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, No. 12, pp. 49–51.

Aleksander Lisowiec Tele & Radio Research Institute, Warsaw e-mail: aleksander.lisowiec@itr.org.pl A graduate of Warsaw University of Technology. His current position is The Head of Smart Grid ICT Systems Department. His research is centered on new constructions of current and voltage transducers, tele-information systems in power industry and digital signal processing. Author of 70 scientific publications.

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 59–63

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 59–63. When referring to the article please refer to the original text. PL

Nowa jakość pomiaru prądów za pomocą sensorów PCB w rozdzielnicach energetycznych Autorzy

Aleksander Lisowiec Andrzej Nowakowski Paweł Wlazło

Słowa kluczowe

przetwornik prądowy, cyfrowe przetwarzanie sygnałów, technologia PCB

Streszczenie

W artykule przedstawiono rozłączalne i nierozłączalne bezrdzeniowe przetworniki prądowe wykonane w technologii wielowarstwowych obwodów drukowanych (PCB). Przetworniki te charakteryzują się zakresem pomiaru od ułamka ampera do 100 kA, doskonałą liniowością oraz pasmem częstotliwości od 10 Hz do 20 kHz. Zastosowana technologia PCB umożliwia uzyskanie dużej powtarzalności parametrów elektrycznych przetworników. Rozrzut najważniejszego parametru przetwornika, jakim jest współczynnik przetwarzania (czułość), w typowej partii produkcyjnej jest na poziomie poniżej 0,5%. Dzięki temu ten sam przetwornik może współpracować z urządzeniami zabezpieczeniowymi oraz urządzeniami pomiarowymi służącymi do rozliczania energii. Uzyskana szerokość częstotliwościowego pasma pomiarowego umożliwia zastosowanie tych przetworników prądu w analizatorach jakości energii. Zaletą zastosowania technologii PCB jest możliwość integracji przetworników prądowych z układami przetwarzania sygnałów. Konstrukcja rozłączalnego przetwornika prądowego wykonanego w technologii PCB umożliwia zainstalowanie go na przewodzie z mierzonym prądem bez rozłączania prądowych obwodów pierwotnych. Przetworniki wykonane w technologii PCB charakteryzują się doskonałą symetrią uzwojenia, dzięki temu wynik pomiaru za pomocą przetwornika jest w dużej mierze niezależny od zewnętrznych pól magnetycznych niezwiązanych z mierzonym prądem.

1. Wstęp B ezrdzeniowe przetworniki prądu na napięcie pracujące na zasadzie cewki Rogowskiego są znane od wielu lat [1]. Jednak dopiero ostatnio, dzięki nowoczesnym układom elektronicznym,

Fot. 1. Konstrukcja bezrdzeniowego przetwornika wykonanego w technologii PCB

niewymagającym dużych sygnałów, znalazły zastosowanie jako sensory prądu w elektroenergetyce. Powszechnie używane w rozdzielnicach energetycznych mikroprocesorowe urządzenia pomiarowe przedstawiają sobą bardzo małe obciążenie dla przekładników pomiarowych napięcia i prądu. Nowe technologie wytwarzania niskomocowych bezrdzeniowych przetworników prądu o wysokim zakresie pomiarowym i szerokim paśmie częstotliwości umożliwiają zintegrowanie oraz miniaturyzację obwodów pierwotnych i wtórnych rozdzielnic energetycznych, które są kluczowym elementem sieci Smart Grid. Tradycyjne technologie wykonywania cewek Rogowskiego polegały na nawijaniu uzwojenia drutem na niemagnetycznym toroidalnym karkasie. Rozwój technologii wielowarstwowych obwodów drukowanych umożliwił jej zastosowanie do wytwarzania bezrdzeniowych przetworników prądowych [2, 3]. Przetwornik jest skonstruowany z wielu wielowarstwowych płytek PCB przymocowanych do płytki bazowej, która zapewnia sztywność mechaniczną oraz łączy wszystkie płytki elektrycznie (fot. 1). Na każdej z warstw wielowarstwowej płytki znajduje się cewka drukowana w postaci spirali. Cewki na sąsiadujących warstwach są połączone przelotkami, które mogą być zagrzebane. Głównymi zaletami przetworników prądowych pracujących na zasadzie cewki Rogowskiego są doskonała liniowość, niezwykle szeroki zakres pomiarowy – od ułamków ampera do 100 kA oraz pasmo częstotliwości sięgające kilkudziesięciu kHz. Zastosowanie technologii PCB daje dodatkowe korzyści przy wytwarzaniu przetworników.

Fot. 2. Przetworniki o różnych wymiarach

2. Zalety stosowania technologii PCB w produkcji bezrdzeniowych przetworników prądowych 2.1. Łatwość tworzenia przetworników o różnych wymiarach Technologia PCB umożliwia łatwą modyfikację konstrukcji przetwornika. Najczęściej jedyna zmiana polega na zaprojektowaniu płytki bazowej o innych wymiarach (fot. 2). Łatwa jest też modyfikacja współczynnika przetwarzania (czułości) przetwornika – parametr ten został zdefiniowany poniżej, przez zmianę liczby wielowarstwowych płytek na obwodzie. 2.2. Symetria Kolejną istotną zaletą stosowania technologii PCB przy wytwarzaniu przetworników jest ich doskonała symetria. Każda wielowarstwowa płytka przymocowana do płytki bazowej posiada odpowiadającą jej płytkę po przeciwnej stronie obwodu. Symetria ta powoduje, że napięcie wyjściowe przetwornika jest niewrażliwe na zewnętrzne pola magnetyczne niezwiązane z mierzonym prądem. 2.3. Powtarzalność parametrów elektrycznych Technologia PCB gwarantuje dużą powtarzalność parametrów elektrycznych przetworników. Najważniejszym parametrem przetwornika jest współczynnik przetwarzania prądu na napięcie (zwany również czułością), który jest ilorazem wartości RMS napięcia na wyjściu nieobciążonego przetwornika do wartości RMS prądu sinusoidalnego o częstotliwości 50 Hz, płynącego w obwodzie pierwotnym. Typowy rozrzut współczynnika przetwarzania w partii produkcyjnej jest mniejszy niż 0,5% wokół wartości średniej, a ponad połowa przetworników mieści się z w przedziale ±0,1% wokół wartości średniej.

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 59–63

Rys. 1. Równoważny elektryczny układ zastępczy przetwornika bezrdzeniowego

Fot. 3. Przetwornik o konstrukcji rozłączalnej z rozchylonymi połówkami

Rys. 2. Amplitudowa charakterystyka transmitancji H(f) Fot. 4. Przetwornik o konstrukcji rozłączalnej ze złączonymi połówkami

2.4. Możliwość wytwarzania przetwornika rozłączalnego Technologia PCB dobrze nadaje się do wytwarzania przetwornika rozłączalnego [3]. Przetwornik składa się z dwóch połówek, które mogą być rozłączone (fot. 3), co umożliwia łatwy montaż na przewodzie, bez rozłączania obwodów pierwotnych. W przeciwieństwie do przetworników wykonanych w tradycyjnej technologii nawijania drutem, przetwornik rozłączalny wykonany w technologii wielowarstwowych obwodów drukowanych po złączeniu zachowuje pełną symetrię (fot. 4). 3. Parametry elektryczne przetwornika Elektryczny układ zastępczy przetwornika został przedstawiony na rys. 1. Składa się on ze źródła napięciowego o napięciu proporcjonalnym do pochodnej mierzonego prądu połączonego szeregowo z indukcyjnością wzajemną L, rezystancją przetwornika R, wynikającą z rezystancji ścieżki miedzi tworzącej zwoje obwodu wtórnego, oraz pojemnością międzyzwojową C. Współczynnik M jest indukcyjnością wzajemną przetwornika i jest on proporcjonalny do powierzchni pojedynczego zwoju na warstwie wielowarstwowej płytki drukowanej oraz do gęstości zwojów na obwodzie przetwornika. Szerokość pasma pomiarowego przetwornika jest determinowana charakterystyką częstotliwościową transmitancji H(f) utworzonej przez L, R i C, między końcówkami 1–1’ i 2–2’, (1) gdzie i jest jednostką urojoną.

Rys. 3. Fazowa charakterystyka transmitancji H(f)

Modyfikacja konstrukcji przetwornika w kierunku uzyskania większej wartości współczynnika przetwarzania prowadzi do zwiększania wartości L, R i C i tym samym obniża pasmo pomiarowe. Charakterystyki amplitudowa i fazowa H(f) przetwornika o symbolu CR-55, czułości 1 mV/A i wewnętrznej średnicy równej 55 mm, wykonanego w technologii PCB, zostały przedstawione na rys. 2 i 3. Dla częstotliwości znacznie mniejszych od częstotliwości rezonansowej, charakterystyki amplitudowa i fazowa H(f) są prawie płaskie, rys. 4 i 5. 4. Przetwarzanie sygnału wyjściowego przetwornika Przetwarzanie sygnału wyjściowego przetwornika w nowoczesnych urządzeniach elektronicznych odbywa się na drodze cyfrowej. Sygnał wyjściowy przetwornika przechodzi przez filtr dolnoprzepustowy w celu zapobieżenia krzyżowaniu pasma, a następnie jest próbkowany. Ciąg próbek

cyfrowych jest poddany operacji repróbkowania w celu otrzymania całkowitej ilości próbek na okres niezależnie od wartości częstotliwości składowej podstawowej sygnału. Kolejną operacją jest całkowanie, po czym widmo sygnału jest wyznaczane za pomocą dyskretnej transformaty Fouriera. Prawidłowa implementacja filtrów antyaliasingowych oraz operacji repróbkowania ma znikomy wpływ na prawidłowość odtworzenia kształtu sygnału [4]. Operacją, która ogranicza pasmo toru przetwarzania sygnału, jest całkowanie. Istnieje wiele znanych metod cyfrowego całkowania [5], z których najczęściej stosowanymi są metody trapezoidalna i metoda Simpsona [5]. W stosunku do metody trapezoidalnej całkowanie za pomocą metody Simpsona posiada zalety, gdyż charakterystyka częstotliwościowa integratora Simpsona jest bliska charakterystyki idealnego integratora do częstotliwości równej jednej czwartej częstotliwości próbkowania. Równanie całkowania metodą Simpsona:

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 59–63

(2) Dokładność odwzorowania mierzonego prądu za pomocą cyfrowej reprezentacji zależy od funkcji przenoszenia przetwornika T(f) (zawierającej w sobie transmitancję operacji różniczkowania) (3) i funkcji przenoszenia układu całkującego F(f). W przypadku formuły Simpsona (2) F(f) wyraża poniższe równanie

Rys. 4. Amplitudowa charakterystyka transmitancji H(f) w ograniczonym zakresie częstotliwości

(4) gdzie fs jest częstotliwością próbkującą. Charakterystyki amplitudowa i fazowa iloczynu T(f) (gdzie T(f) jest funkcją przenoszenia przetwornika CR-55) i F(f) zostały przedstawione na rys. 6 i 7 dla fs = 102,4 kHz. Widmo jest odtworzone wiernie do 400-tej harmonicznej.

Rys. 5. Fazowa charakterystyka transmitancji H(f) w ograniczonym zakresie częstotliwości

5. Podsumowanie Przetworniki bezrdzeniowe wytwarzane w technologii PCB umożliwiają pomiar prądu w zakresie do 100 kA. Szerokość pasma pomiarowego umożliwia wyznaczenie harmonicznej prądu do 400-tego rzędu. Przetworniki charakteryzują się dużą powtarzalnością parametrów elektrycznych i pojedynczy przetwornik może współpracować z urządzeniem zabezpieczeniowym, analizatorem jakości energii i licznikiem rozliczeniowym, co umożliwia konstrukcję nowych rozdzielnic o mniejszej materiałochłonności i lepszych parametrach metrologicznych od konstrukcji używających tradycyjnych przekładników prądowych. W artykule przedstawiono wyniki prac prowadzonych w ramach projektu (Projekt nr PBS1/B4/2/2012) dofinansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju.

Rys. 6. Amplitudowa charakterystyka toru przetwarzania sygnału prądowego

Rys. 7. Fazowa charakterystyka toru przetwarzania sygnału prądowego

Bibliografia 1. Tumański S., Induction coil sensors – a review, Measurement, Science and Technology 2007, Vol. 18, No. 3, R31-R46. 2. Lisowiec A., Kowalski G., Analiza wpływu geometrii przetworników prądowo-napięciowych na ich parametry elektryczne, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, nr 6, s. 36–38. 3. Lisowiec A., Kowalski G., Bezrdzeniowe przetworniki prądowe o konstrukcji rozłączalnej, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, nr 6, s. 33–34. 4. Oppenheim A.V., Schafer R.W. DiscreteTime Signal Processing, Prentice Hall, 1998. 5. Hamming R.W., Digital Filters, PrenticeHall, 1983. 6. Przybysz R., Wlazło P., Kowalski G., Bezrdzeniowy przetwornik prądowy jako element sieci sensorycznej AMI, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, nr 12, s. 49–51.

A. Lisowiec et al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 59–63

Aleksander Lisowiec

dr inż. Instytut Tele- i Radiotechniczny, Warszawa e-mail: aleksander.lisowiec@itr.org.pl Ukończył studia na Wydziale Elektroniki Politechniki Warszawskiej. Sprawuje funkcję kierownika Zakładu Systemów Teleinformatycznych Smart Grid. Obszar jego zainteresowań zawodowych obejmuje: nowe konstrukcje przetworników pomiarowych stosowanych w energetyce oraz cyfrowe przetwarzanie sygnałów. Jest autorem 70 publikacji naukowych.

Andrzej Nowakowski

dr hab. inż., prof. nadzw. ITR Instytut Tele- i Radiotechniczny, Warszawa e-mail: andrzej.nowakowski@itr.org.pl Ukończył studia na Politechnice Gdańskiej. Sprawuje funkcję zastępcy dyrektora Instytutu ds. Badawczo-Rozwojowych. Autor ok. 150 publikacji i 25 patentów oraz wielu nowatorskich rozwiązań wdrożonych w energetyce z zakresu mikroprocesorowych urządzeń EAZ i systemów teleinformatycznych.

Paweł Wlazło

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 68–73

Calculations of Electromechanical Eigenvalues Based on Generating Unit Instantaneous Power and Angular Speed Waveforms at a Step Disturbance Authors Piotr Pruski Stefan Paszek

Keywords power system, angular stability, eigenvalues associated with electromechanical phenomena, transient states

Abstract The paper presents the results of calculations of eigenvalues (associated with electromechanical phenomena) of a power system model state matrix made on the basis of analysis of disturbance waveforms of generating unit instantaneous power and angular speed. The waveforms that occur after introducing a disturbance in the form of a change in the voltage regulator reference voltage in one of the power system generating units were taken into account in the calculations. The power system model included the impact of a central frequency regulator. The eigenvalue calculation method used in the investigations consists in approximation of the analysed instantaneous power disturbance waveforms by the waveforms being a superposition of modal components associated with the searched eigenvalues and their participation factors. This approximation involves the minimisation of an objective function defined as the mean square error between the approximated and approximating waveforms. For minimisation of the objective function, a hybrid optimisation algorithm consisting of serially connected genetic and gradient algorithms was used. This combination allows one to eliminate fundamental drawbacks of both algorithms.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015207

1. Introduction A power system will operate properly, ensuring the supply of electricity to customers, when its angular stability is maintained. A loss of a power system angular stability could result in a serious system failure, the consequence of which might be a vast number of customers deprived of electricity supply. The power system angular stability can be determined with use of angular stability factors [1] calculated on the basis of the system state matrix eigenvalues associated with electromechanical phenomena, hereinafter referred to as „electromechanical eigenvalues”. These eigenvalues can be calculated based on the state matrix of the power system mathematical model linearised at a steady operating point, but in this case the calculation results indirectly depend on the assumed models of individual power system components and their parameters. The model parameters used in calculations are often not sufficiently accurate and reliable [2]. The eigenvalues can also be calculated with a good accuracy on the basis of analysis of actual disturbance waveforms appearing in the system after various disturbances [3, 4, 5]. In this case, calculation results are not affected by the assumed

power system model and its parameters, but only by the current system performance [4].

2. The linearised power system model The power system model linearised at the steady operating working is described by the state equation and output equation [3, 4, 6]: (1) (2) where: Δx, Δu, Δy – vectors of deviations from the steady values of, respectively: state variables, input variables (input functions) and output variables, A – state matrix. Matrix elements A, B, C and D from the power system state equation (1) and output equation (2) are calculated for a steady state operation [3, 4]. Waveforms of the linearised power system model output variables can be calculated directly by integrating the state equation

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 68–73

(1), or on the basis of eigenvalues and eigenvectors of the state matrix A. An output variable waveform is the superposition of modal components dependent on eigenvalues and eigenvectors of the state matrix A [3, 4]. At a disturbance in the form of a step change in the j-th input variable ∆uj(t) = U1(t–t0), the waveform of the i-th output variable (at D = 0 and the assumption of occurrence of only single eigenvalues) has the form[4]: (3)

whereas:

(4)

where: – h-th eigenvalue of the state matrix ; Fih – participation factor of the h-th eigenvalue in the waveform of the i-th output variable; Ci – i-th row of the matrix C; Vh, Wh – h-th righside and left-side eigenvectors of the state matrix, respectively; Bj – j-th column of the matrix B; n – dimension of the state matrix A. The values of and Fih can be real or complex numbers [3].

2.1. Electromechanical eigenvalues of a power system In the case of disturbance waveforms of the instantaneous power and angular speed of power system generating units, the oscillating modal components associated with electromechanical eigenvalues are important. These eigenvalues are complex and conjugate pairs. Their real parts are associated with the damping of modal components associated with them. A modal component is damped when the real part of the corresponding eigenvalue is negative. The smaller this real part, the greater the damping. The absolute values of imaginary parts of electromechanical eigenvalues equal the oscillation pulsations of the modal components associated with them, and typically amount to (0.63–12.6) rad/s. Therefore they correspond to the oscillation frequency range (0.1–2) Hz [3, 4]. These electromechanical eigenvalues influence in different ways the disturbance waveforms of output quantities of individual generating units due to different values of their complex, conjugate pairs of participation factors [3, 4].

3. The electromechanical eigenvalue calculation method The disturbance waveforms of the deviations of instantaneous power ΔP and angular speed Δω of generating units that occurred after the purposeful introduction of a small disturbance in the form of a change in the voltage regulator reference voltage Vref [4] in one of the power system generating units were used in calculations. The electromechanical eigenvalue calculation method used in the investigations consists in the approximation of disturbance waveforms in particular generating units by formula (3). The eigenvalues and their coefficients Kh in the analysed waveform

are unknown parameters of this approximation. The waveform approximation consists in an iterative selection of its parameters so as to minimise the value of the objective function defined as the mean square error εw between the approximated and approximating waveforms [7]: (5)

where: λ – vector of eigenvalues, ΔW – analysed variable deviation, K – vector of coefficients Kh determined for a particular waveform (defined according to equation (4)), k – waveform sample number, N – the number of waveform samples, index “m” denotes the approximated waveform, and index “a” – the approximating waveform, calculated on the basis of the eigenvalues and participation factors by formula (3). For the objective function (5) minimisation, a hybrid optimisation algorithm, consisting of serially connected genetic and gradient algorithms was used. The results obtained from the genetic algorithm are the starting point for the gradient algorithm [1, 3, 4, 7]. From the investigations performed, it follows that not only the electromechanical eigenvalues, but also other eigenvalues affect the deviation waveforms of instantaneous power ΔP and angular speed Δω significantly. In the case of the step disturbance, to enable proper approximation of the waveform ΔP, only one equivalent aperiodic modal component should be taken into account, whereas to enable proper approximation of the waveform Δω, two equivalent aperiodic modal components should be considered. These equivalent modal components represent the impact of the modal components unrelated to electromechanical eigenvalues on these waveforms. The waveforms ΔP are calculated based on the voltage and current waveforms (phase or axial, that is calculated by Park’s transformation [8]) of the generator stator. The waveforms Δω can be measured with the equipment developed at the Institute of Electrical Engineering and Computer Science, at the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology [9]. Due to the occurrence of many local minima of the objective function, where the optimisation algorithm can get stuck, the approximation process was carried out repeatedly based on the same waveform. The results with the objective functions larger than a certain preset limit were disregarded. The arithmetic means of the results not rejected in subsequent calculations were assumed to be the final results of the calculations of real and the imaginary parts of particular eigenvalues [3, 4].

4. Exemplary calculations Exemplary calculations were carried out for the 7-machine test SEE CIGRE shown in Fig. 1. The waveforms that occurred after a disturbance in the form of the change in the voltage regulator reference voltage Vref of the unit G7, of height ΔVref = –5% Vref0 (Vref0 is the initial voltage Vref) were taken into account.

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 68–73

Fig. 1. The analysed 7-machine SEE CIGRE [7]

The SEE CIGRE model was developed in the Matlab-Simulink environment. In the calculations the following models were used: GENROU synchronous generator with nonlinear magnetization characteristics [6, 10, 11], static excitation system operating in the Polish Power System [6], IEEEG1 steam turbine [11] and PSS3B system stabilizer [6, 11]. The power system model includes a central frequency regulator (hereafter referred to as CRf in the paper) [12] whose model is presented in Fig. 2. The arithmetic mean of the deviations from the nominal values of the angular speeds of all generating units in the power system (at the output of “CRf_mean” block) was assumed to be the input to the model. In the “CRf_kI” block

this signal is multiplied by gain factor kI and its sign is reversed. CRf_Integrator output is transmitted to the G4 unit turbine controller and added to the turbine power setpoint. Fig. 3 shows exemplary waveforms of the instantaneous power P and angular speed deviation Δω in G5 unit for three different values of kI coefficient. The value kI = 0 means the CRf switched off. It follows from Fig. 3 that for kI = 0 the values of the waveforms P and Δω in the steady state after the disturbance differ from their initial values. For kI > 0 with increasing kI, the time of settling these waveforms to their initial values decreases. Eigenvalues (including electromechanical eigenvalues) of the system state matrix can be calculated directly on the basis of the power system model and parameters in the Matlab – Simulink program. These electromechanical eigenvalues are called in the paper “original eigenvalues”. The comparison of the eigenvalues calculated on the basis of the objective function (5) minimisation with the original eigenvalues was assumed as a measure of the calculation accuracy [3, 4]. In Tab. 1 the original eigenvalues of the analysed SEE CIGRE for various ratios kI are presented. The bold eigenvalues correspond to the ratio kI = 10 taken into account in the further analysis, for which the satisfactory settling time of the waveform Δω was obtained. It follows from Tab. 1 that the coefficient kI influences the electromechanical eigenvalues only slightly.

Fig. 2. Block diagram of the central frequency regulator model

Fig. 3. Exemplary waveforms of instantaneous power (a) and angular speed deviation (b) of G5 unit 70

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 68–73

λ1, 1/s

–0.8805±j10.4425

–0.8784±j10.4437

–0.8763±j10.4448

λ2, 1/s

–0.8262±j10.6203

–0.8293±j10.6192

–0.8324±j10.6182

λ3, 1/s

–0.7632±j9.6686

–0.7630±j9.6686

–0.7627±j9.6686

λ4, 1/s

–0.5273±j8.7481

–0.5274±j8.7481

λ5, 1/s

–0.4165±j7.8724

λ6, 1/s

–0.1887±j6.5420

–0.1887±j6.5421

–0.1888±j6.5421

Tab. 1. Original eigenvalues of the SEE CIGRE for the analysed values of kI coefficient

4.1. Calculations of electromechanical eigenvalues In Tab. 2 there are presented the absolute errors Δλ of calculations of the SEE CIGRE electromechanical eigenvalues based on the analysis of the disturbance waveforms of the deviations of instantaneous power ΔP and angular speed Δω of individual generating units. The eigenvalues were not calculated on the basis of the waveforms, in which their participation factors were too small. In the table there are also listed the arithmetic means of the errors of the calculations of successive eigenvalues based on the waveforms of particular units. These means were assumed as the final results. The mean eigenvalues calculated do not take into account the results (with an asterisk) of real or imaginary

parts significantly different from the other calculation results. It follows from Tab. 2 that in most cases the satisfactory accuracy of the electromechanical eigenvalue calculations was achieved. The real and imaginary parts of the absolute errors of the calculations based on the waveforms of individual generating units were generally larger for the eigenvalues corresponding to stronger damped modal components which affected the power system angular stability insignificantly. Averaging the final results of eigenvalue calculations in most cases increased the calculation accuracy. For example, Fig. 4 shows the disturbance waveforms of instantaneous power ΔP and angular speed Δω of the unit G5, and the band of the approximating waveforms corresponding to the

Deviations of instantaneous power ΔP Unit

Δλ1, 1/s

Δλ2, 1/s

Δλ3, 1/s

Δλ4, 1/s

Δλ5, 1/s

Δλ6, 1/s

–

–0.0554 j0.1394

–

–0.0188 j0.0120

–

–0.3415 ± j0.5842 *

0.1858 j0.1422 *

–0.0127 j0.0544

–

0.0130 j0.0481

–

–0.1927 ± j0.1951 *

0.1737 j0.1539 *

–

–0.0132 j0.0104

0.0088 j0.0284

0.1612 ± j0.1324

–0.0806 ± j0.0879

0.1208 j0.0554

–

0.0908 j0.0253

–0.0240 j0.0354

0.4910 j0.8696 *

0.4159 j0.3354 *

0.0684 j0.1978

–

0.0389 ± j0.1211

0.0502 ± j0.0509

–0.0155 j0.0828

–0.0135 ± j0.1253

0.0128 j0.1649

–

–0.0084 ± j0.0851

0.0104 ± j0.0201

–

–0.0051 j0.1524

–

0.0443 j0.0804

0.0098 j0.0192

Average

0.0729 ± j0.0201

–0.0471 ± j0.1066

0.0492 j0.1426

–0.0341 j0.0969

0.0305 ± j0.0180

0.0071 j0.0103

Deviations of angular speed Δω Unit

Δλ1, 1/s

Δλ2, 1/s

Δλ3, 1/s

Δλ4, 1/s

Δλ5, 1/s

Δλ6, 1/s

–

0.0455 j0.0753

–

–0.0164 j0.0033

–

0.2829 j0.0692 *

0.3118 j3.8641 *

–0.0348 j0.2780

–

–0.0129 j0.0612

–

0.5046 j2.5221 *

0.2755 j0.3413 *

–

–0.0206 j0.0029

–0.0157 j0.1002

0.0703 j0.5372

-0.1066 j0.0712

0.0623 j0.2781

–

0.0874 j0.2137

0.0253 j0.1113

–0.0857 ± j0.7264

–

–0.0599 j0.1207

–

0.0612 j0.0057

–0.0235 j0.1121

–0.0550 ± j0.4136

-0.0211 j0.1488

–0.0239 j0.1346

–

–0.0007 j0.1343

–0.0274 ± j0.0418

–

–0.0338 j0.1724

–

0.0228 j0.1292

0.0304 j0.0789

Average

–0.0235 ± j0.2009

–0.0639 j0.1100

–0.0138 j0.1764

0.0053 j0.1767

0.0300 j0.0972

–0.0057 j0.0607

Tab. 2. Absolute errors of eigenvalue calculation based on the waveforms ΔP and Δω 71

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 68–73

Fig. 4. Exemplary waveforms of instantaneous power (a) and angular speed (b) deviations in unit G5

non-rejected calculation results. This band determines the range of the output value changes, which contains all the approximating waveforms corresponding to individual calculation results. It can be seen in Fig. 4 that the approximation accuracy for the waveforms ΔP was better than that for the waveforms Δω. This was also the case for the waveforms of the SEE CIGRE other generating units. Nevertheless, the accuracy of the final results of eigenvalue calculations was generally higher for the waveforms Δω.

5. Summary The investigations performed allowed formulating the following conclusions: • It is possible to calculate with a good accuracy the electromechanical eigenvalues based on the analysis of the waveforms of instantaneous power and angular speed occurring after a step disturbance in the voltage regulator system of a generating unit. The good accuracy of the calculations was achieved on the basis of the analysis of most waveforms, in which the eigenvalues had sufficiently large absolute values of coefficients Kh. • Assumption of the arithmetic means of the eigenvalues determined on the basis of the analysis of various waveforms as the final calculation results enabled increasing the calculation accuracy. In general, the accuracy of the final results of calculations of individual eigenvalues was higher for the angular speed waveforms than for the instantaneous power waveforms. • The use of a central frequency regulator in the power system model allowed for obtaining the nominal angular speeds in all the generating units in the power system in the steady state after the step disturbance. REFERENCES

1. Paszek S., Nocoń A., The method for determining angular stability factors based on power waveforms, AT&P Journal Plus2, Power System Modelling and Control, Bratislava, Slovak Republic 2008, pp. 71–74.

2. Cetinkaya H.B., Ozturk S., Alboyaci B., Eigenvalues Obtained with Two Simulation Packages (SIMPOW and PSAT) and Effects of Machine Parameters on Eigenvalues, Electrotechnical Conference, 2004, MELECON 2004, Proceedings of the 12th IEEE Mediterranean, Vol. 3, pp. 943–946. 3. Pruski P., Paszek S., Analiza dokładności obliczeń elektromechanicznych wartości własnych na podstawie różnych przebiegów zakłóceniowych w systemie elektroenergetycznym [Analysis of calculation accuracy of electromechanical eigenvalues based on different disturbance waveforms in a power system], “Elektryka” Quarterly 2013, Gliwice, Vol. 2, pp. 15–22. 4. Pruski P., Paszek S., Obliczenia elektromechanicznych wartości własnych na podstawie symulacyjnych i pomiarowych przebiegów mocy chwilowej zespołów wytwórczych [Calculations of electromechanical eigenvalues based on simulation and measurement instantaneous power waveforms of generating units], “Elektryka” Quarterly 2012, Gliwice, Vol. 2, pp. 71–88. 5. Saitoh H. et al., On-line modal analysis based on synchronized measurement technology, Proc. of International Conference on Power System Technology, 2002, pp. 817–822. 6. Paszek S., Wybrane metody oceny i poprawy stabilności kątowej systemu elektroenergetycznego [Selected methods for assessment and improvement of power system angular stability], Silesian University of Technology Publishers, Gliwice 2012. 7. Pruski P., Paszek S., Determination of electromechanical eigenvalues based on analysis of different disturbance waveforms of a power system, Computer Applications in Electrical Engineering, Poznań, 2014, Vol. 12, pp. 130–143. 8. Paszek W., Dynamika maszyn elektrycznych prądu przemiennego [AC electrical machines dynamics], Helion, 1998. 9. Nocoń A., Prosta metoda pomiaru kąta obciążenia generatora synchronicznego [Simple method for measurement of synchronous generator load angle], XXXV International Conference on Fundamentals of Electrotechnics and Circuit Theory, IC-SPETO 2012, Gliwice – Ustroń, 23–26.05.2012, pp. 119–120. 10. Mello de F.P., Hannett L.H., Representation of Saturation in Synchronous Machines. IEEE Transactions on Power Systems 1986, Vol. PWRS-1, November, No. 4, pp. 8–18.

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 68–73

11. Power Technologies, a Division of S&W Consultants Inc.: Program PSS/E Application Guide, Siemens Power Technologies Inc., 2002.

12. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego [Power system’s regulation and stability], Warsaw University of Technology Publishers, Warsaw 2007.

Piotr Pruski Silesian University of Technology e-mail: piotr.pruski@polsl.pl Graduated with distinction as MSc. Eng. from the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology (2009). He defended, also with distinction, his doctoral thesis at the same Faculty (2013). He works at the Institute of Electrical Engineering and Computer Science . His research interests include power system performance analysis, optimisation algorithms, digital signal processing and programming. In 2011 -2014 awarded collective II-grade Rector prizes for academic achievements. Author and co-author of 48 publications, incl. one monograph.

Stefan Paszek Silesian University of Technology e-mail: stefan.paszek@polsl.pl He works at the Institute of Electrical Engineerong and Computer Science. His research interests include: power system analysis in transient states, power system angle stability, optimisation and polyoptimisation of system stabilizers and voltage regulators of synchronous generators, estimation of parameters of generating unit models in power system, new models of synchronous generators using the artificial neural network technology, application of fuzzy controllers in electric machines regulation systems. Author and co-author of 171 publications, incl. 5 monographies. Co-author of three academic textbooks.

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 68–73

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 68–73. When referring to the article please refer to the original text. PL

Obliczenia elektromechanicznych wartości własnych na podstawie przebiegów mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołów wytwórczych przy zakłóceniu skokowym Autorzy

Piotr Pruski Stefan Paszek

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, stabilność kątowa, wartości własne związane ze zjawiskami elektromechanicznymi, stany nieustalone

Streszczenie

W artykule przedstawiono wyniki obliczeń wartości własnych (związanych ze zjawiskami elektromechanicznymi) macierzy stanu modelu systemu elektroenergetycznego (SEE), dokonane na podstawie analizy przebiegów zakłóceniowych mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołów wytwórczych SEE. Wzięto pod uwagę przebiegi występujące po wprowadzeniu zakłócenia w postaci skokowej zmiany napięcia zadanego regulatora napięcia w jednym z zespołów wytwórczych SEE. W wykorzystanym modelu SEE uwzględniono oddziaływanie centralnego regulatora częstotliwości. Wykorzystana w artykule metoda obliczeń wartości własnych polega na aproksymacji analizowanych przebiegów zakłóceniowych za pomocą przebiegów stanowiących superpozycję składowych modalnych związanych z poszukiwanymi wartościami własnymi i ich czynnikami udziału. Aproksymacja ta polega na minimalizacji funkcji celu określonej jako błąd średniokwadratowy, występujący między przebiegiem aproksymowanym i aproksymującym. Do minimalizacji tak określonej funkcji celu wykorzystano hybrydowy algorytm optymalizacyjny, stanowiący szeregowe połączenie algorytmu genetycznego i gradientowego. Połączenie to pozwala na wyeliminowanie podstawowych wad obu algorytmów.

1. Wstęp System elektroenergetyczny (SEE) będzie pracował prawidłowo, zapewniając dostawę energii elektrycznej do odbiorców, gdy zostanie zachowana jego stabilność kątowa. Utrata stabilności kątowej SEE może spowodować wystąpienie poważnej awarii systemowej, której skutkiem może być pozbawienie zasilania bardzo dużej liczby odbiorców. Stabilność kątową SEE można określić przy wykorzystaniu wskaźników stabilności kątowej [1], które są obliczane na podstawie wartości własnych macierzy stanu SEE związanych ze zjawiskami elektromechanicznymi, zwanych w artykule „elektromechanicznymi wartościami własnymi”. Te wartości własne można obliczyć na podstawie macierzy stanu zlinearyzowanego w ustalonym punkcie pracy modelu matematycznego SEE, jednak w tym przypadku wyniki obliczeń zależą pośrednio od przyjętych modeli poszczególnych elementów SEE i wartości ich parametrów. Wykorzystywane w obliczeniach wartości parametrów tych modeli często nie są dostatecznie dokładne i wiarygodne [2]. Elektromechaniczne wartości własne można także obliczyć z dobrą dokładnością na podstawie analizy rzeczywistych przebiegów nieustalonych, które pojawiają się w SEE po różnych zakłóceniach [3, 4, 5]. Wtedy na wyniki obliczeń nie wpływa przyjęty model SEE i jego parametry, tylko rzeczywisty, aktualny stan pracy SEE [4]. 2. Zlinearyzowany model SEE Zlinearyzowany w ustalonym punkcie pracy model SEE opisany jest równaniem stanu i równaniem wyjścia [3, 4, 6]: (1)

(2)

gdzie: Δx, Δu, Δy – wektory odchyłek od wartości

ustalonych odpowiednio: zmiennych stanu, zmiennych wejściowych (wymuszeń) i zmiennych wyjściowych, A – macierz stanu. Elementy macierzy A, B, C i D z równania stanu (1) i równania wyjścia (2) SEE są obliczane dla ustalonego stanu pracy [3, 4]. Przebiegi czasowe wielkości wyjściowych zlinearyzowanego modelu SEE można obliczyć, całkując numerycznie równanie (1) lub na podstawie wartości własnych i wektorów własnych macierzy stanu A. Przebieg każdej wielkości wyjściowej stanowi superpozycję składowych modalnych zależnych od wartości własnych i wektorów własnych macierzy A [3, 4]. Przy zakłóceniu w postaci skokowej zmiany j-tej wielkości wejściowej Δuj(t) = ΔU1(t–t0) przebieg i-tej wielkości wyjściowej (przy D = 0 i założeniu występowania tylko jednokrotnych wartości własnych) ma postać [4]:

(3) przy czym:

(4)

gdzie: – h-ta wartość własna macierzy stanu; Fih – czynnik udziału h-tej wartości własnej w przebiegu i-tej wielkości wyjściowej; Ci – i-ty wiersz macierzy C; V h, W h – h-ty prawostronny i lewostronny wektor własny macierzy stanu; Bj – j-ta kolumna macierzy B; n – wymiar macierzy stanu A. Wartości oraz Fih mogą być rzeczywiste lub zespolone [3].

2.1. Elektromechaniczne wartości własne SEE W przypadku przebiegów zakłóceniowych mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołów wytwórczych SEE duże znaczenie mają oscylacyjne składowe modalne związane z elektromechanicznymi wartościami własnymi. Te wartości własne są zespolone, parami sprzężone. Ich części rzeczywiste związane są z tłumieniem odpowiadających im składowych modalnych. Tłumienie składowej modalnej występuje, gdy część rzeczywista odpowiadającej jej wartości własnej jest ujemna. Im mniejsza jest ta cześć rzeczywista, tym większe jest tłumienie. Moduły części urojonych elektromechanicznych wartości własnych równe są pulsacjom oscylacji związanych z nimi składowych modalnych i mieszczą się zwykle w przedziale (0,63–12,6) rad/s. Odpowiadają więc zakresowi częstotliwości oscylacji (0,1–2) Hz [3, 4]. Te wartości własne w różny sposób ingerują w przebiegach zakłóceniowych wielkości wyjściowych poszczególnych zespołów wytwórczych, co jest związane z różnymi wartościami ich zespolonych, parami sprzężonych czynników udziału [3, 4]. 3. Metoda obliczeń elektromechanicznych wartości własnych W obliczeniach wykorzystano przebiegi zakłóceniowe odchyłek mocy chwilowych ΔP oraz prędkości kątowych Δω zespołów wytwórczych, występujące po celowym wprowadzeniu małego zakłócenia do układu regulacji napięcia jednego z zespołów wytwórczych SEE. Przyjęto zakłócenie w postaci skokowej zmiany w przebiegu napięcia zadanego regulatora napięcia Vref [4]. Wykorzystana w badaniach metoda obliczeń elektromechanicznych wartości własnych polega na aproksymacji przebiegów zakłóceniowych poszczególnych

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 68–73

L13

3 G3

L1 0

L7 G4

L1 2

1 L1

Rys. 1. Analizowany 7-maszynowy SEE CIGRE [7]

Rys. 2. Schemat blokowy modelu centralnego regulatora częstotliwości

Rys. 3. Przykładowe przebiegi mocy chwilowej (a) oraz odchyłki prędkości kątowej (b) zespołu G5

λ1, 1/s

–0,8805±j10,4425

–0,8784±j10,4437

–0,8763±j10,4448

λ2, 1/s

–0,8262±j10,6203

–0,8293±j10,6192

–0,8324±j10,6182

λ3, 1/s

–0,7632±j9,6686

–0,7630±j9,6686

–0,7627±j9,6686

λ4, 1/s

–0,5273±j8,7481

–0,5274±j8,7481

λ5, 1/s

–0,4165±j7,8724

λ6, 1/s

–0,1887±j6,5420

–0,1887±j6,5421

–0,1888±j6,5421

Tab. 1. Oryginalne wartości własne SEE CIGRE dla analizowanych wartości współczynnika kI

zespołów wytwórczych na podstawie wyrażenia (3). Wartości własne i ich współczynniki Kh w analizowanym przebiegu są nieznanymi parametrami tej aproksymacji. Aproksymacja przebiegów polega na iteracyjnym doborze jej parametrów, tak aby

zminimalizować wartość funkcji celu zdefiniowanej jako błąd średniokwadratowy εw, występujący między przebiegiem aproksymowanym a aproksymującym [7]:

(5) gdzie: λ – wektor wartości własnych, ΔW – przebieg odchyłki analizowanej wielkości, K – wektor współczynników Kh określonych dla poszczególnego przebiegu (zdefiniowanych w zależności 4), k – numery próbek przebiegów, N – liczba próbek przebiegów, indeks „m” oznacza przebieg aproksymowany, a indeks „a” – przebieg aproksymujący, obliczony na podstawie wartości własnych i czynników udziału według wzoru (3). Do minimalizacji funkcji celu (5) wykorzystano hybrydowy algorytm optymalizacyjny, będący szeregowym połączeniem algorytmów genetycznego i gradientowego. Wyniki uzyskane przy użyciu algorytmu genetycznego stanowią punkt startowy dla algorytmu gradientowego [1, 3, 4, 7]. Z przeprowadzonych badań wynika, że w przebiegach odchyłek mocy chwilowej ΔP oraz prędkości kątowej Δω ingerują w znaczący sposób nie tylko elektromechaniczne wartości własne, ale także inne wartości własne. W przypadku zakłócenia skokowego w celu umożliwienia poprawnej aproksymacji przebiegu ΔP należy uwzględnić jedną zastępczą aperiodyczną składową modalną, natomiast w celu umożliwienia poprawnej aproksymacji przebiegu Δω należy uwzględnić dwie zastępcze aperiodyczne składowe modalne. Te zastępcze składowe modalne odwzorowują wpływ składowych modalnych niezwiązanych z elektromechanicznymi wartościami własnymi na te przebiegi. Przebiegi ΔP obliczane są na podstawie przebiegów napięć i prądów twornika generatora (fazowych lub osiowych, czyli obliczonych poprzez transformację Parka [8]). Pomiary przebiegów Δω są możliwe przy użyciu aparatury opracowanej w Instytucie Elektrotechniki i Informatyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej [9]. Z powodu występowania dużej liczby minimów lokalnych funkcji celu, w których algorytm optymalizacyjny może utknąć, proces aproksymacji przeprowadzano wielokrotnie na podstawie tego samego przebiegu. Odrzucano wyniki o wartościach funkcji celu większych niż pewna przyjęta wartość graniczna. Jako wynik końcowy obliczeń części rzeczywistych i części urojonych poszczególnych wartości własnych przyjęto średnie arytmetyczne z wyników nieodrzuconych w kolejnych obliczeniach [3, 4]. 4. Przykładowe obliczenia Przykładowe obliczenia przeprowadzono dla 7-maszynowego testowego SEE CIGRE przedstawionego na rys. 1. Wzięto pod uwagę przebiegi występujące po wprowadzeniu zakłócenia skokowego w przebiegu napięcia zadanego regulatora napięcia Vref zespołu G7, o wysokości ΔVref = –5% Vref0 (Vref0 oznacza wartość początkową napięcia Vref ). Model SEE CIGRE opracowano w środowisku Matlab-Simulink. W przeprowadzonych obliczeniach wykorzystano modele: generatora synchronicznego GENROU z nieliniową charakterystyką magnesowania [6, 10, 11], statycznego układu wzbudzenia, pracującego w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym [6], turbiny parowej

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 68–73

Przebiegi odchyłek mocy chwilowej ΔP Zesp.

Δλ1, 1/s

Δλ2, 1/s

Δλ3, 1/s

Δλ4, 1/s

Δλ5, 1/s

Δλ6, 1/s

–

–0,0554 j0,1394

–

–0,0188 j0,0120

–

–0,3415±j0,5842 *

0,1858 j0,1422 *

–0,0127 j0,0544

–

0,0130 j0,0481

–

–0,1927±j0,1951 *

0,1737 j0,1539 *

–

–0,0132 j0,0104

0,0088 j0,0284

0,1612±j0,1324

–0,0806±j0,0879

0,1208 j0,0554

–

0,0908 j0,0253

–0,0240 j0,0354

0,4910 j0,8696 *

0,4159 j0,3354 *

0,0684 j0,1978

–

0,0389±j0,1211

0,0502±j0,0509

–0,0155 j0,0828

–0,0135±j0,1253

0,0128 j0,1649

–

–0,0084±j0,0851

0,0104±j0,0201

–

–0,0051 j0,1524

–

0,0443 j0,0804

0,0098 j0,0192

Średnia

0,0729±j0,0248

–0,0471±j0,1066

0,0492 j0,1426

–0,0341 ±j0,0969

0,0305±j0,0180

0,0071 j0,0103

Przebiegi odchyłek prędkości kątowej Δω Zesp.

Δλ1, 1/s

Δλ2, 1/s

Δλ3, 1/s

Δλ4, 1/s

Δλ5, 1/s

Δλ6, 1/s

–

0,0455 j0,0753

–

–0,0164 j0,0033

–

0,2829 j0,0692 *

0,3118 j3,8641 *

–0,0348 j0,2780

–

–0,0129 j0,0612

–

0,5046 j2,5221 *

0,2755 j0,3413 *

–

–0,0206 j0,0029

–0,0157 j0,1002

0,0703 j0,5372

–0,1066 j0,0712

0,0623 j0,2781

–

0,0874 j0,2137

0,0253 j0,1113

–0,0857±j0,7264

–

–0,0599 j0,1207

–

0,0612 j0,0057

–0,0235 j0,1121

–0,0550±j0,4136

–0,0211 j0,1488

–0,0239 j0,1346

–

–0,0007 j0,1343

–0,0274±j0,0418

–

–0,0338 j0,1724

–

0,0228 j0,1292

0,0304 j0,0789

Średnia

–0,0235±j0,2009

–0,0639 j0,1100

–0,0138 j0,1764

0,0053 j0,1767

0,0300 j0,0972

–0,0057 j0,0607

Tab. 2. Błędy bezwzględne obliczeń wartości własnych na podstawie przebiegów ΔP oraz Δω

Rys. 4. Przykładowe przebiegi odchyłek mocy chwilowej (a) i prędkości kątowej (b) zespołu G5

własnymi”. Porównanie wartości własnych, obliczonych na podstawie minimalizacji funkcji celu (5) i oryginalnych wartości własnych, przyjęto jako miarę dokładności obliczeń [3, 4]. W tab. 1 przedstawiono oryginalne wartości własne analizowanego SEE CIGRE dla różnych wartości współczynnika kI. Pogrubiono wartości własne odpowiadające uwzględnionej w dalszej analizie wartości współczynnika kI = 10, dla której uzyskano zadowalający czas ustalania się przebiegu Δω. Z tab. 1 wynika, że wartość współczynnika kI tylko nieznacznie wpływa na elektromechaniczne wartości własne.

IEEEG1 [11] i stabilizatora systemowego PSS3B [6, 11]. W modelu SEE uwzględniono centralny regulator częstotliwości (oznaczony w artykule skrótem CRf) [12], którego model zaprezentowano na rys. 2. Jako sygnał wejściowy tego modelu przyjęto średnią arytmetyczną odchyłek od wartości znamionowych prędkości kątowych wszystkich zespołów wytwórczych SEE (na wyjściu bloku „CRf_mean”). W bloku „CRf_kI” sygnał ten jest mnożony przez współczynnik wzmocnienia kI oraz zmieniany jest jego znak. Na wyjściu bloku CRf_Integrator otrzymuje się sygnał wyjściowy, który jest przekazywany do regulatora turbiny zespołu G4 i dodawany do wartości zadanej mocy turbiny.

4.1. Obliczenia elektromechanicznych wartości własnych W tab. 2 przedstawiono błędy bezwzględne Δλ obliczeń elektromechanicznych wartości własnych SEE CIGRE, na podstawie analizy przebiegów zakłóceniowych odchyłek mocy chwilowych ΔP i prędkości kątowych Δω poszczególnych zespołów wytwórczych. Wartości własne nie były obliczane na podstawie przebiegów, w których miały zbyt małe moduły czynników udziału. W tabeli zestawiono także średnie arytmetyczne błędów uzyskanych wyników obliczeń kolejnych wartości własnych na podstawie przebiegów poszczególnych zespołów. Średnie te przyjęto jako wyniki końcowe obliczeń. Obliczone średnie wartości własne nie uwzględniają wyników (oznaczonych gwiazdką) o częściach rzeczywistych lub

Rys. 3 przedstawia przykładowe przebiegi mocy chwilowej P oraz odchyłki prędkości kątowej Δω zespołu G5 dla trzech różnych wartości współczynnika kI. Wartość kI = 0 oznacza wyłączenie CRf. Z rys. 3 wynika, że przy kI = 0 wartości ustalone przebiegów P i Δω po zakłóceniu różnią się od ich wartości początkowych. Dla kI > 0 wraz ze wzrostem kI maleje czas ustalania się tych przebiegów do ich wartości początkowych. Wartości własne (w tym elektromechaniczne wartości własne) macierzy stanu SEE można obliczyć bezpośrednio na podstawie modelu i parametrów SEE w programie MatlabSimulink. Obliczone w ten sposób elektromechaniczne wartości własne są nazywane w artykule „oryginalnymi wartościami

P. Pruski, S. Paszek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 68–73

urojonych znacznie różniących się od pozostałych wyników obliczeń. Z tab. 2 wynika, że w większości przypadków uzyskano zadowalającą dokładność obliczeń elektromechanicznych wartości własnych. Części rzeczywiste i części urojone błędów bezwzględnych obliczeń na podstawie przebiegów poszczególnych zespołów na ogół były większe dla wartości własnych, odpowiadających silniej tłumionym składowym modalnym, mających niewielkie znaczenie dla stabilności kątowej SEE. Uśrednianie wyników końcowych obliczeń wartości własnych w większości przypadków zwiększyło dokładność obliczeń. Przykładowo na rys. 4 przedstawiono przebiegi zakłóceniowe mocy chwilowej ΔP i prędkości kątowej Δω zespołu G5 oraz pasma przebiegów aproksymujących, odpowiadających nieodrzuconym wynikom obliczeń. Pasmo to określa zakres zmian prędkości kątowej, w którym zawierają się wszystkie przebiegi aproksymujące, odpowiadające poszczególnym wynikom obliczeń. Z rys. 4 wynika, że dokładność aproksymacji przebiegów ΔP była lepsza niż przebiegów Δω. Działo się tak również w przypadku przebiegów innych zespołów wytwórczych SEE CIGRE. Mimo to dokładność wyników końcowych obliczeń wartości własnych na ogół była większa dla przebiegów Δω. 5. Podsumowanie Przeprowadzone badania pozwoliły na sformułowanie następujących wniosków: • Możliwe jest obliczenie z dobrą dokładnością elektromechanicznych wartości własnych na podstawie analizy przebiegów mocy chwilowej i prędkości kątowej pojawiających się po wprowadzeniu zakłócenia skokowego w układzie regulacji napięcia jednego z zespołów wytwórczych. Uzyskano dobrą dokładność

obliczeń na podstawie analizy większości przebiegów, w których wartości własne miały dostatecznie duże moduły współczynników Kh. • Przyj ę cie w y ni ków końcow ych obliczeń jako średnich ar ytmetycznych wartości własnych wyznaczonych na podstawie analizy różnych przebiegów pozwoliło na zwiększenie dokładności obliczeń. Dokładność wyników końcowych obliczeń poszczególnych wartości własnych na ogół była większa dla przebiegów prędkości kątowej niż dla przebiegów mocy chwilowej. • Zastosowanie centralnego regulatora częstotliwości w modelu SEE umożliwia uzyskanie znamionowych prędkości kątowych wszystkich zespołów wytwórczych SEE w stanie ustalonym po zakłóceniu skokowym. Bibliografia 1. Paszek S., Nocoń A., The method for determining angular stability factors based on power waveforms, AT&P Journal Plus2, Power System Modeling and Control, Bratislava, Slovak Republic 2008, s. 71–74. 2. Cetinkaya H.B., Ozturk S., Alboyaci B., Eigenvalues Obtained with Two Simulation Packages (SIMPOW and PSAT) and Effects of Machine Parameters on Eigenvalues, Electrotechnical C onference, 2004, MELEC ON 2004, Proceedings of the 12th IEEE Mediterranean, Vol. 3, s. 943–946. 3. Pruski P., Paszek S., Analiza dokładności obliczeń elektromechanicznych wartości własnych na podstawie różnych przebiegów zakłóceniowych w systemie elektroenergetycznym, Kwartalnik „Elektryka” 2013, Gliwice, z. 2–3, s. 15–22.

4. Pruski P., Paszek S., Obliczenia elektromechanicznych wartości własnych na podstawie symulacyjnych i pomiarowych przebiegów mocy chwilowej zespołów wytwórczych, Kwartalnik „Elektryka” 2012, Gliwice, z. 2, s. 71–88. 5. Saitoh H. i in., On-line modal analysis based on synchronized measurement technology, Proc. of International Conference on Power System Technology, 2002, s. 817–822. 6. Paszek S., Wybrane metody oceny i poprawy stabilności kątowej systemu elektroenergetycznego, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2012. 7. Pruski P., Paszek S., Determination of electromechanical eigenvalues based on analysis of different disturbance waveforms of a power system, Computer Applications in Electrical Engineering 2014, Vol. 12, s. 130–143. 8. Paszek W., Dynamika maszyn elektrycznych prądu przemiennego, Helion, 1998. 9. Nocoń A., Prosta metoda pomiaru kąta obciążenia generatora synchronicznego, XXXV Międzynarodowa Konferencja z Podstaw Elektrotechniki i Teorii Obwodów, IC-SPETO 2013, Gliwice – Ustroń, 23–26.05.2013, s. 119–120. 10. Mello de F.P., Hannett L.H., Representation of Saturation in Synchronous Machines. IEEE Transactions on Power Systems 1986, Vol. PWRS-1, November, No. 4, s. 8–18. 11. Power Technologies, a Division of S&W Consultants Inc.: Program PSS/E Application Guide, Siemens Power Technologies Inc., 2002. 12. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007.

Piotr Pruski

dr inż. Politechnika Śląska e-mail: piotr.pruski@polsl.pl Ukończył z wyróżnieniem studia magisterskie na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach (2009). Obronił, także z wyróżnieniem, rozprawę doktorską na tym samym wydziale (2013). Pracuje w Instytucie Elektrotechniki i Informatyki. Jego zainteresowania badawcze to: analiza pracy systemu elektroenergetycznego, algorytmy optymalizacyjne, cyfrowe przetwarzanie sygnałów oraz programowanie. Otrzymał zespołowe nagrody rektora stopnia II za osiągnięcia naukowe (2011–2014). Autor i współautor 48 publikacji, w tym 1 monografii.

Stefan Paszek

prof. dr hab. inż. Politechnika Śląska e-mail: stefan.paszek@polsl.pl Pracuje w Instytucie Elektrotechniki i Informatyki. Jego zainteresowania naukowe to: analiza systemu elektroenergetycznego (SEE) w stanach nieustalonych, stabilność kątowa SEE, optymalizacja i poliotymalizacja stabilizatorów systemowych oraz regulatorów napięcia generatorów synchronicznych, estymacja parametrów modeli zespołów wytwórczych SEE, nowe modele generatorów synchronicznych przy zastosowaniu techniki sztucznych sieci neuronowej, zastosowanie regulatorów rozmytych w układach regulacji maszyn elektrycznych. Autor i współautor 171 publikacji, w tym 5 monografii. Współautor 3 podręczników akademickich.

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

Synchronous Generator Model with Fractional Order Voltage Regulator PIbDa Author Dariusz Spałek

Keywords synchronous generator, voltage regulator PIbDa, fractional derivative

Abstract Synchronous generator together with excitation circuit, voltage controller and system stabilizer constitute nonlinear ordinary differential equations set. The nonlinearity of differential equations set results from magnetic circuits saturation. One of the most important, from the electric energy distribution point of view, is the influence of voltage control applied on the generator voltage. There could be applied regulator either classical PID or fractional of type PIbDa which bases on the so-called fractional derivative idea. Numerical solutions of nonlinear differential equations set, that takes into account both magnetic circuits saturation and fractional regulator PIbDa, lead to decisions either to accept or to reject the chosen parameters. The sensibility of generator work on chosen fractional regulator parameters is the main aim of this paper. With the help of C++ program provided the most important states of work (short–circuit, setting voltage change, reactive power rejection) can be analyzed basing on the accepted model of synchronous generator such as (1,1), (2,2) or (3,3).

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015208

1.1. Introduction The numerical investigation of synchronous generator work is important problem for both generator and network analysis. The synchronous generator is equipped with voltage regulator and stabilizer. The voltage regulator is usually designed as a classical PID one, i.e. the output signal is given by first order derivative, integral and difference of the input signal. Nowadays, the voltage regulators are mostly realized in numerical way, i.e. there are applied processors and electronic circuits which accomplish output signals of the voltage regulators. This way of technical realization enables ones to develop the range of voltage regulator models. Namely, the voltage regulators of fractional orders PIbDa can be easily designed and accomplished at synchronous generators working in power plants. The main question of this paper is: whether the proposed solution does improve some aspects of synchronous generator work at chosen transients? In order to investigate this problem one requires model of synchronous generator and voltage regulator PIbDa. The synchronous generator and voltage regulator are described by ordinary nonlinear differential equations set and fractional order derivative equation, respectively. The approach to this model gives an insight into model parameters and loci of generator-regulator, subsequently.

The numerical algorithm based on the model enables to describe the influence of voltage regulator parameters on synchronous generator transients. The C++ program extending the previous version is available at www.elektr.polsl.pl/dspalek/.

1.2. Synchronous generator The circuit models of synchronous generators are often applied for generator transient state analyses. The models lead to state equations set and base on the linear transformation of equivalent currents and voltages. The circuit models results from the two-axis linear transformation of stator and rotor currents and voltages (Fig. 1). Most commonly is used transformation d-q in the synchronous plane [1, 2, 3]. The most important physical phenomena in synchronous generator can be taken into account by means of equivalent circuits models. The number and scheme of the equivalent circuits could be various. The more developed equivalent scheme, the more state variables are introduced. The currents for synchronous machine equivalent circuits, the angular speed ω, power angle δ and voltage controller steering angles α1, α2 constitute the state variables. The ordinary differential equations set take the following form

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

the excitation current, iD1, iD2, iQ1, iQ2, iQ3 mean the equivalent currents for synchronous machine models. The last four variables of state vector denote: ω rotor angular electrical speed of the rotor, δ power (load) angle, α1, α2 are steering variables for generator voltage controller [4] and are defined in Fig.5. The function F(t, x) is defined by equations presented below. The number of currents chosen determinates the type of the synchronous generator model. The most simple is the model of the type (1,1) and the more developed is denoted as the (3,3) model. These models regard the transformation voltages. However, the synchronous generator model (2,2) is widely accepted for transient analyses (Fig. 2). For (2,2) model the state variables are as follows (3)

Fig. 1. Synchronous generator equivalent circuits

(1)

The important problem for the models is to find the parameters value [5]. However, for either large electric power system or load rejection in d-axis these models can be replaced by e.g. GENROU model [6]. The GENROU, GENROE and other models create an differential equations set of four equations for electromagnetic state variables and two variables for mechanical state: ω and δ. Moreover, in some models the transformation voltages of stator can be neglected. Mathematically, the stator transformation voltages can be neglected if for transients the following conditions could be accepted

where the vector of state variables is defined as follows (2) and Id, Iq are the d-q axis transformed currents of the stator currents (for currents the motor notation is applied), If means

(4) and (5)

Particularly, these conditions are satisfied for transients of linear model applied with source of pulsation ωs in the case of

(6)

where Tmin denotes the time constant of minimal value of the whole circuit model. The function F(t, x) in (1) is built due to the electrical state equations (Kirchhoff equations), mechanical state equation, voltage regulator algorithm, subsequently. Synchronous generator current equations are as follows

(7) Fig. 2. Synchronous generator model of type (2,2)

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

where rotation voltage ED for d-axis is denoted as follows (8) and

(9)

where rotation voltage EQ for q-axis is equal (10)

Fig. 3. Inductances for d and q axes and theirs derivatives vs. axis

The magnetic fluxes are equal to

ig.3

(11)

The matrices of inductances and resistances for the most developed model of type (3,3) are as follows and (12) (13) According to equations (7), (9) and (11) it is satisfied (14)

Fig. 4. Synchronous generator equivalent circuits

(15) The saturation of the magnetic circuit influences mostly on Lad and Laq inductances

The mechanical state equation for the synchronous machine takes the form of (19)

(16) (17)

where Te means the electromagnetic torque (20)

(18) The nonlinearity curves can be obtained by means of either electromagnetic field analysis or by measurements [5]. The developed model allows introducing different magnetization curves. Exemplary, in Fig. 3 inductances (16) and (17) and theirs derivatives vs. relative current are presented. The nonlinearity of excitation inductance Lf is not taken into account. The nonlinearity of the magnetic circuit of synchronous leads to modification of the equivalent circuit. The most developed equivalent circuits are shown in Fig. 4. 80

and Tm is the torque given by the turbine (Tm < 0), D denotes the mechanical damping coefficient for the whole turbine-generator system. The excitation voltage Uf for generator depends on the steering signal α as follows (21) where the steering signal α for voltage regulation system is accomplished by the preamplifier [4], and takes the values for electromechanical (rotating) excitation systems

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

h means the step (Fig. 6), Г(∙) means Euler-gamma function, e.g. Г(n + 1) = n! for integer n. It should be emphasized that in theory of fractional calculus are introduced other definitions of fractional order derivatives and integrals. Laplace transform of differintegral (26) – at zero initial condition – is as follows [7].

Fig. 5. Block scheme for exciter controller

(22a)

(27)

and for static excitation systems (reversible converter and transformer)

The fractional order of the derivative a can be any positive and negative real number. For integer a = n the fractional order derivative is the classical derivative of n-th order, and the sum (26) consists of finite number of terms equal to n + 1. Because, in Eqn (25) the “integral” term 1/(sTI)b for b > 0 can be accomplished by “differential” term in the form of (sTD)a for a < 0 thus henceforth it is considered the voltage regulator defined by the relation

(22b) The excitation system block diagram with two inertia levels (two time constants) is shown in Fig. 5. The input signal is for the excitation system is equipped with PID or PIbDa voltage regulator. The whole steering signal α accomplish both voltage controller and system stabilizer (power system stabilizer) according to the relation (23) where α means the steering signal in (21).

1.3. Fractional order voltage regulator The voltage regulator applied to synchronous generators is the classical PID regulator, usually. The PID voltage regulator (the classical) is defined by the equation (24)

where ∆U(s) means the generator voltage change, K controller PID amplification coefficient, TI integration time-constant, TD differentiation time-constant. The PID regulator accomplishes the output signal basing on the first order derivative (i.e. of integer order) and single integral of input signal. The fractional order derivative can be also applied for regulation purposes [7] by means of PIbDa formula

(28) which is simpler for technical realization than the algorithm given by Eqn (25), and involves integration as well. The problem arising while fractional order derivative (differintegral) is numerically evaluated is that the number of terms [(t – t0)/h] + 1 becomes enormously large for great t. In order to avoid this problem, it is added only limited number of terms Ni for the time points from finite interval [t – Δ, t] of ‘recent past’ (Fig. 6). The algorithm resulting from Eqn (28) is developed by means of definition (26) for both the technical realization and the numerical implementation when Ni terms of the sum are taken into account. From the physical point of view the number of terms Ni should depend on the speed of voltage changes, e.g. it can assumed c = 20 probes per the time-period T = 1/fs along a certain number n of time-periods T (c is chosen due to experiences and also can be greater or lower than 20). The algorithm in time-domain (Fig. 6) takes the simple form of

(29)

(25)

The fractional order derivative (the so-called differintegral) can be introduced by Grünwald-Letnikov definition as follows [7]

(26) where [∙] denotes the integer part of the argument i.e the so-called floor function, t0 denotes start point (often t0 = 0), Fig. 6. Fractional order derivative – notation for algorithm 81

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

of its technical realization and usually is given by difference equations set as shown in Fig. 7.

2. Numerical analysis 2.1. Numerical program In order to investigate the features of the models and investigate its sensitivity to some parameters is used the elaborated numerical program which is available at http://www.elektr.polsl. pl/dspalek (Fig. 8).

2.2. Numerical model of synchronous generator Fig. 7. Differential – difference model for generator, voltage controller and stabiliser system

where wi = – wi-1(a – i)/(1 + i), w0 = 1, h = Δ/Ni It should be pointed out that fuzzy-logic voltage regulators [8] can be also applied, but in this paper are not considered.

1.4. Power stabilizer The system stabilisers (output signal β) can be designed in many different ways [9, 10, 11]. The power system stabilisers with two inputs (frequency, power) are recommended to be installed at synchronous generators of power greater than 100 MW. The mathematical description of stabiliser is determined by the way

The elaborated program enables to choose the set of parameters important for simulation for models (1,1), (2,2) and (3,3) regarding the nonlinearity of magnetic circuit. The program can investigate the sensitivity to each synchronous generator model parameter to transients. The program also take into account the type of the voltage regulator considered either the classical PID or fractional order PIbDa. The simulation results provided by the program lead to the conclusions of which model, parameters and regulators assure the suitable work of the whole system. Exemplary, chosen states of synchronous generator transients have been approached: • reactive power rejection • setting voltage change • symmetrical short-cut, subsequently.

Fig. 8. Maim form of the program (available at http://www.elektr.polsl.pl/dspalek/) 82

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

Fig. 9. Reactive power rejection. Excitation current If and generator voltage U (linear circuit)

Fig. 10. Reactive power rejection. Excitation current If and generator voltage U (nonlinear circuit)

Fig. 11. Setting voltage change ±10%. Excitation current If and generator voltage U (linear circuit)

Fig. 12. Symmetrical short-cut. Excitation current If and generator voltage U (linear circuit)

The model linear and nonlinear of type (2,2) for synchronous generator TWW-200-2 has been considered The model parameters are as follows: Sn = 270 MVA, Pn = 230 MW, Un = 15,75 kV, In = 8625 A, cosφn = 0,85, fn = 50 Hz, p = 1, Ufn = 330 V, Ifn = 2435 A, If0 = 766 A, Ifz = 1900 A, kF = 1,8. PID regulator: K = 0, TI = 3 s, TD = 0,1 s. PIbDa Fractional regulator settings: a = 0,5, b = 0, Ta = 0,001 s. Parameters for linear generator model type (2,2) (per unit system): Lad = 2,48, Laq = 2,48, Ls = 0,139, R = 0,001676, Lsf = 0,139, Rf = 0,001128, LD1 = 0,06, RD1 = 0,0004046, Lsf1 = 0, LD2 = infinity, RD2 = infinity, Lsf2 = 0, LQ1 = 0,332, RQ1 = 0,011, Lsmf1 = 0, LQ2 = 0,112, RQ2 = 0,024, Lsmf2 = 0, LQ3 = infinity, RQ3 = infinity. For the nonlinear model of generator are chosen magnetization curves presented in Fig. 3. Excitation parameters: Tw1 = 0,1 s, Tw2 = 0,2 s. The synchronous generator equipped with voltage regulator PID (the output signal is given by first order derivative, integral and difference of the input signal) could be replaced by fractional regulator. The presented states of work confirm that the fractional orders PIbDa voltage regulators can be applied for synchronous generators.

However, it should be pointed out that not all transients obtained were satisfactory! In order to investigate voltage regulator PIbDa work the model of synchronous generator is being developed. The numerical algorithm based on the model enables to describe the influence of voltage regulator parameters on synchronous generator transients.

3. Conclusions The circuits model of synchronous generator equipped with the of fractional orders PIbDa voltage regulators has been developed: a. the nonlinearity has been taken into account b. the model of type (2,2) is considered c. the classical voltage regulator PID has been compared with the of fractional order PDa, widely. The elaborated program available on web site http://www. elektr.polsl.pl/dspalek/ is being developed continuously [12, 13, 14, 15, 16]. The approaches of the algorithm described of the model describes the influence of voltage fractional regulator parameters on synchronous generator transients. The analysis should be developed in the future. 83

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | 78–84

REFERENCES

1. Adkins B., Harley P.G., The general theory of alternating current machine, Chapman and Hall, London 1978. 2. Paszek W., Stany nieustalone maszyn elektrycznych prądu przemiennego [Transient state of alternating current electric machines], WNT 1984. 3. Latek W., Turbogeneratory [Turbogenerators], WNT 1973. 4. Janson Z. et al., ETEF 200C – Mikroprocesorowy układ wzbudzenia generatora 200 MW [ETEF 200C – Microprocessor excitation system for generator 200 MW], Energetyka 1997, pp. 199–204. 5. Berhausen S., Paszek S., Estymacja parametrów modelu generatora synchronicznego pracującego w wielomaszynowym systemie elektroenergetycznym [Parameter estimation of the model of a synchronous generator working in multimachine power system], Przegląd Elektrotechniczny 2011, No. 8, pp. 192–197. 6. Paszek S. et al., Pomiarowa estymacja paramentów dynamicznych generatorów synchronicznych i układów wzbudzenia pracujących w krajowym systemie elektroenergetycznym [Measurements estimation of synchronous machines and excitation systems parameters working in national power system], Politechnika Śląska, Gliwice, 2013. 7. Shantanu Das, Functional Fractional Calculus, ISBN 978-3-642-20544-6 Springer Verlag, 2011.

8. Barbos de J-C., New optimal fuzzy-PID controller structure, Proceedings of ICEM ‚2002, Brugge 2002, p. 216. 9. Robak S., Hierarchiczne sterowanie napięcia wzbudznia generatora synchronicznego [Hierarchic regulation of synchronous generator excitation voltage] Archiwum Energetyki 2000, Vol. XXIX, No. 1–2, pp. 89–109. 10. Gładyś H., Matla H., Praca elektrowni w systemie elektroenergetycznym [Power station work in electro-energetical system] WNT 1999. 11. Mello de F.P., Hannet L.N., Undrill J.M., Practical approaches to supplementary stabilising from accelerating power, IEEE Transaction, Vol. PAS-97, 1978, pp. 1515–1522. 12. Spałek D., Analysis of excitation system modified for power station generator. Proceedings of ICEM ‚2000, Vol. II, Helsinki 2000, pp. 977–981. 13. Spałek D., Turbogenerator as a electromechanical converter – transient states, Sympozjum PPEE ‚2000, Wisła 2000, pp. 295–300. 14. Spałek D., Approach to synchronous generator with power system stabilizer described by difference-differential equations, XIV Międzynarodowa Konferencja Naukowa “Aktualne Problemy w Elektroenergetyce”, Vol. I, Jurata 2009, pp. 247–258. 15. Spałek D., Synchronous generator model sensitivity to parameters for transients approach, APE 2011, Vol. I, pp. 203–212. 16. Spałek D., Synchronous generator model with nonlinear magnetic circuit, Proceedings of Conference APEm’2013, Acta Energetica 2013, No. 4/17, pp. 143–157

Dariusz Spałek Politechnika Śląska e-mail: Dariusz.Spalek@polsl.pl Prof. dr hab. inż., graduate at Politechnika Śląska in Gliwice (1988, 1994, 2002, 2010), scientific scholarship of DAAD Foundation at Technische Universität ErlangenNürnberg in Germany (1996). Worked as specialist in PUE Energotest-Energopomiar in Gliwice and Energotest-Gdańsk sp. z o.o. in Gdańsk (full-time 1999–2000, part-time 2000–2007). Took part on modernization of excitations and stabilizers systems for synchronous generators in energy plants e.g. Dolna Odra, Łaziska, Rybnik, Kozienice, Pątnów. He is one author of 80 scientific papers and 2 books, as well as co-author of 70 papers and 2 academic books.

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 78–84

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 78–84. When referring to the article please refer to the original text. PL

Model generatora synchronicznego z ułamkowym regulatorem napięcia PIbDa Autor

Dariusz Spałek

Słowa kluczowe

generator synchroniczny, regulator napięcia PIbDa, pochodna ułamkowa

Streszczenie

Generator synchroniczny wraz z układem wzbudzenia, regulatorem napięcia i stabilizatorem jest obiektem, którego zachowanie można opisać układem równań różniczkowych zwyczajnych nieliniowych. Nieliniowość równań różniczkowych jest wynikiem nasycania się obwodu magnetycznego generatora synchronicznego. Na pracę generatora z punktu widzenia energetyki ma istotny wpływ zastosowany regulator napięcia, czy to klasyczny PID, czy też ułamkowy typu PIbDa wykorzystujący pochodne rzędu niecałkowitego. Rozwiązanie numeryczne układu równań różniczkowych nieliniowych, uwzględniających nasycenie obwodu magnetycznego oraz zastosowanie regulatora ułamkowego PIbDa, pozwala na ocenę i dobór parametrów regulatora. Wrażliwość na wybrane parametry regulatora jest przedmiotem analiz numerycznych. Program autorski C++ pozwala na ocenę pracy generatora w wybranych stanach nieustalonych (zwarcie, zaburzenie napięcia zadanego, zrzut mocy czynnej), z wykorzystaniem wybranego modelu generatora synchronicznego (1,1), (2,2) lub (3,3).

1. Modele generatora synchronicznego i regulatora napięcia 1.1. Wprowadzenie Analizy numeryczne pracy generatora synchronicznego stanowią ważną kwestię dla analizy zarówno generatora, jak i sieci. Generator synchroniczny jest wyposażony w regulator i stabilizator napięcia. Regulatory napięcia zwykle projektuje się jako klasyczne regulatory PID, tzn. sygnał wyjściowy określony jest przez pochodną pierwszego rzędu, całkę i różnicę sygnału wejściowego. Obecnie regulatory napięcia przeważnie realizują proces w sposób numeryczny, czyli za pomocą procesorów i układów elektronicznych, które wypracowują sygnały wyjściowe tych regulatorów. Ten sposób realizacji technicznej umożliwia tworzenie wielu różnych modeli regulatorów napięcia. W szczególności można łatwo projektować regulatory napięcia rzędu ułamkowego PIbDa i wyposażać w nie generatory synchroniczne mające zastosowanie w elektrowniach. Główne pytanie tego artykułu brzmi: czy proponowane rozwiązanie poprawia niektóre aspekty pracy generatora synchronicznego w wybranych stanach nieustalonych? Do zbadania tego problemu potrzebny jest model generatora synchronicznego i regulatora napięcia PIbDa. Generator synchroniczny i regulator napięcia opisuje się odpowiednio układem zwyczajnych nieliniowych równań różniczkowych i ułamkowym równaniem różniczkowym. Takie podejście do omawianego modelu umożliwia wgląd w jego parametry, a następnie loci generatora-regulatora. Algorytm numeryczny oparty na wymienionym modelu pozwala opisać wpływ parametrów regulatora napięcia na stany nieustalone generatora synchronicznego.

1.2. Generator synchroniczny Modele obwodów generatorów synchronicznych często stosuje się do analizy stanów nieustalonych generatora. Z modeli tych wyprowadza się układ równań stanu polegających na liniowej transformacji równoważnych prądów i napięć. Modele obwodów wynikają z dwuosiowej transformacji liniowej prądów i napięć stojana i wirnika (rys. 1). Najczęściej stosowana jest transformacja d-q w płaszczyźnie synchronicznej [1, 2, 3]. Najważniejsze zjawiska fizyczne w generatorze synchronicznym można uwzględniać

za pomocą modeli schematów zastępczych. Liczba i postacie schematów zastępczych mogą być różnorodne. Im bardziej rozwinięty schemat zastępczy, tym więcej wprowadzanych jest zmiennych stanu. Prądy w schematach zastępczych maszyn synchronicznych, prędkość kątowa ω, kąt obciążenia δ i kąty sterowania sterownika napięcia α1, α2 stanowią zmienne stanu. Układ zwyczajnych równań różniczkowych przyjmuje następującą formę: (1)

Autorska wersja programu napisanego w C++, rozszerzająca jego poprzednią wersję, jest dostępna na stronie: www.elektr. polsl.pl/dspalek/. Rys. 1. Schemat zastępczy generatora synchronicznego s

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 78–84

gdzie wektor zmiennych stanu zdefiniowany jest następująco: (2) a Id, Iq są prądami stojana przekształconymi w osi d-q (dla prądów stosuje się oznaczenie silnika), If oznacza prąd wzbudzenia, iD1, iD2, iQ1, iQ2, iQ3 oznaczają równoważne prądy dla modeli maszyn synchronicznych. Ostatnie cztery zmienne wektora stanu oznaczają: ω prędkość kątową pola elektrycznego wirnika, δ kąt mocy (obciążenia), α1, α2 to zmienne sterujące sterownika napięcia generatora [4], które zdefiniowano na rys. 5. Funkcję F(t, x) definiują przedstawione poniżej równania. Liczba wybranych prądów określa typ modelu generatora synchronicznego. Najprostszy jest model typu (1,1), a najbardziej rozwinięty jest model oznaczony jako (3,3). Modele te uwzględniają napięcia transformacji. Jednakże do analiz stanów nieustalonych (rys. 2) powszechnie przyjmuje się model generatora synchronicznego (2,2).

(4)

oraz

(9)

(5)

W szczególności warunki te są spełnione dla stanów nieustalonych modelu liniowego ze źródłem pulsacji ωs w przypadku:

(6)

gdzie Tmin oznacza stałą czasową o minimalnej wartości całego modelu obwodu. Funkcja F(t, x) w (1) zbudowana jest w oparciu o równania stanu elektrycznego (równania Kirchhoffa), równania stanu mechanicznego, a następnie na podstawie algorytmu regulacji napięcia. Równania prądów generatora synchronicznego są następujące:

gdzie napięcie rotacji EQ dla osi q równa się: (10) Strumienie magnetyczne są równe:

(11)

Model (2,2) zawiera następujące zmienne stanu:

(3) Istotnym problemem przy tych modelach jest znalezienie wartości parametrów [5]. Jednakże przy dużych systemach elektroenergetycznych lub zrzucie mocy w osi d modele te można zastąpić na przykład modelem GENROU [6]. Modele GENROU, GENROE i inne tworzą układ czterech równań różniczkowych dla zmiennych stanu elektromagnetycznego i dwóch dla zmiennych stanu mechanicznego: ω oraz δ. Co więcej, w niektórych modelach można pominąć napięcia transformacji stojana. Matematycznie napięcia transformacji stojana da się pominąć, jeśli dla stanów nieustalonych można przyjąć następujące warunki:

(7) Macierze indukcyjności i rezystancji dla najbardziej rozwiniętego modelu typu (3,3) są następujące:

gdzie napięcie rotacji ED dla osi d jest opisane następująco: (8)

(12)

(13)

Zgodnie z równaniami (7), (9) i (11) spełnione są warunki:

oraz

(14) (15) Nasycenie obwodu magnetycznego wpływa głównie na indukcyjności Lad oraz Laq.

(16)

Rys. 2. Model generatora synchronicznego typu (2,2)

(17) (18)

Krzywe nieliniowości można uzyskać poprzez analizę pola elektromagnetycznego lub pomiar [5]. Ten rozwinięty model pozwala na wprowadzenie różnych krzywych magnesowania. Na przykład rys. 3 przedstawia indukcyjności (16) oraz (17), a także ich pochodne w funkcji prądu względnego. Pominięto nieliniowość indukcyjności wzbudzenia L f . Nieliniowość obwodu magnetycznego generatora synchronicznego prowadzi do modyfikacji schematu

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 78–84

gdzie sygnał sterujący α dla systemu regulacji napięcia realizowany jest przez przedwzmacniacz [4], który dla elektromechanicznych (wirujących) układów wzbudzenia przyjmuje wartości:

(22a)

a dla statycznych układów wzbudzenia (przekształtnik rewersyjny i transformator):

(22b)

Schemat blokowy układu wzbudzenia o dwóch poziomach bezwładności (dwóch stałych czasowych) przedstawiono na rys. 5. Sygnał wejściowy istnieje dla układu wzbudzenia wyposażonego w regulator napięcia PID lub PIbDa. Cały sygnał sterujący α realizują zarówno regulator napięcia, jak i stabilizator systemowy (stabilizator systemu elektroenergetycznego), zgodnie z równaniem:

Rys. 3. Indukcyjności dla osi d oraz q i ich pochodne w funkcji prądu względnego osi

(23)

gdzie α oznacza sygnał sterujący w (21). 1.3. Ułamkowy regulator napięcia Do regulacji napięcia generatorów synchronicznych zazwyczaj stosuje się klasyczne regulatory PID. Regulator napięcia PID (klasyczny) jest określony równaniem:

(24)

gdzie: ΔU(s) oznacza zmianę napięcia generatora, K współczynnik wzmocnienia regulatora PID, TI stałą czasową całkowania, TD stałą czasową różniczkowania. Regulator PID realizuje sygnał wyjściowy na podstawie pierwszej pochodnej (czyli rzędu całkowitego) i całki pojedynczej sygnału wejściowego. Do celów regulacyjnych można także stosować pochodną rzędu ułamkowego [7] na podstawie wzoru PIbDa: (25)

Rys. 4. Schemat zastępczy generatora synchronicznego

Pochodną rzędu ułamkowego (tzw. pochodno-całkę) można wyprowadzić z definicji Grünwalda-Letnikova [7] w następujący sposób: (26)

Rys. 5. Schemat blokowy regulatora wzbudzenia

zastępczego. Najbardziej rozwinięte schematy zastępcze przedstawiono na rys. 4. Równanie stanu mechanicznego tej maszyny synchronicznej przyjmuje postać:

(19) gdzie Te oznacza elektromagnetyczny

moment

(20)

a Tm to moment obrotowy nadany przez turbinę (Tm < 0), natomiast D oznacza współczynnik tłumienia mechanicznego dla całego turbogeneratora. Napięcie wzbudzenia Uf generatora zależy od sygnału sterującego α, jak przedstawiono poniżej:

(21)

gdzie: [∙] oznacza część całkowitą argumentu, czyli tzw. funkcję podłogi, t0 oznacza punkt początkowy (często t0 = 0), h oznacza krok (rys. 6), Г (∙) oznacza funkcję gamma Eulera, np. Г(n + 1) = n! dla liczby całkowitej n. Należy podkreślić, że w teorii pochodnych ułamkowych wprowadzono inne definicje pochodnych i całek rzędu ułamkowego. Transformata Laplace’a róźniczko-całkę (26) – przy zerowym stanie początkowym – jest następująca [7]:

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 78–84

Rys. 6. Pochodna rzędu ułamkowego – zapis dla algorytmu

(27)

Rząd ułamkowy pochodnej a może być dowolną dodatnią lub ujemną liczbą rzeczywistą. Dla liczby całkowitej a = n pochodna ułamkowa jest klasyczną pochodną rzędu n-tego, a suma (26) zawiera skończoną liczbę składników równą n + 1. Ponieważ w równaniu (25) składnik „całkowy” 1/(sTI)b dla b > 0 może być realizowany przez składnik „różniczkowy” w postaci (sTD)a dla a < 0, w ten sposób uwzględnia się regulację napięcia określoną zależnością:

(28)

która jest prostsza do realizacji technicznej niż algorytm uzyskany za pomocą równania (25), a także obejmuje całkowanie. Problemem pojawiającym się przy numerycznej ocenie pochodnej rzędu ułamkowego (różniczko-całki) jest to, że liczba składników [(t – t0)/h] + 1 rośnie znacząco przy wielkim t. Aby uniknąć tego problemu, dodaje się tylko ograniczoną liczbę składników Ni dla punktów

czasowych ze skończonego przedziału [t – Δ, t] z „niedawnej przeszłości” (rys.6). Algorytm wynikający z równania (28) tworzy się za pomocą definicji (26) zarówno dla zastosowania technicznego, jak i realizacji numerycznej, gdy uwzględni się składniki Ni tej sumy. Z fizycznego punktu widzenia liczba składników Ni powinna zależeć od szybkości zmian napięcia, np. można przyjąć c = 20 próbek w okresie czasu T = 1/fs wraz z pewną liczbą n okresów czasu T (c wybiera się na podstawie doświadczenia i może być większa lub mniejsza niż 20). Algorytm ten w dziedzinie czasu (rys.6) przyjmuje prostą postać:

gdzie: wi = – wi-1(a – i)/(1 + i), w0 = 1, h = Δ/Ni

1.4. Stabilizator mocy St abi l i z ator y s y ste mowe ( s y g na ł wyjściowy β) można projektować na wiele różnych sposobów [9, 10, 11]. Stabilizatory systemu elektroenergetycznego z dwoma wejściami (częstotliwość, moc) zaleca się instalować na generatorach synchronicznych o mocy ponad 100 MW. Matematyczny opis stabilizatora zależy od sposobu jego realizacji technicznej i zwykle podany jest w postaci układu równań różnicowych, jak pokazano na rys. 7.

Należy podkreślić, że istnieje także możliwość stosowania regulacji napięcia według logiki rozmytej [8], ale artykuł ten jej nie dotyczy.

2. Analiza numeryczna 2.1. Program numeryczny Do badania cech modeli i ich wrażliwości na niektóre parametry opracowano

Rys. 8. Podstawowa forma programu (dostępna na http://www.elektr.polsl.pl/dspalek/)

Rys. 7. Różniczkowo-różnicowy model układu generatora, regulatora napięcia i stabilizatora

(29)

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 78–84

program numeryczny dostępny na stronie: http://www.elektr.polsl.pl/dspalek (rys. 8).

Rys. 9. Zrzut mocy biernej. Prąd wzbudzenia If i napięcie generatora U (obwód liniowy)

2.2. Model numeryczny generatora synchronicznego Program ten pozwala wybrać zestaw parametrów istotnych dla symulacji na modelach (1,1), (2,2) i (3,3) dotyczących nieliniowości obwodu magnetycznego. Program ten może badać wrażliwość każdego parametru modelu generatora synchronicznego na stany nieustalone. Program ten uwzględnia również przyjęty rodzaj regulatora napięcia, tzn. klasyczny PID lub ułamkowy PIbDa. Wyniki wykonanej przez ten program symulacji określają, który model oraz jakie parametry i regulatory zapewniają odpowiednią pracę całego systemu. Przykładowo analizowano następujące wybrane stany nieustalone generatora synchronicznego: • zrzut mocy biernej • zmiana zadanego napięcia • zwarcie symetryczne. Uwzględniono model liniowy i nieliniowy typu (2,2) generatora synchronicznego

Rys. 10. Zrzut mocy biernej. Prąd wzbudzenia If i napięcie generatora U (obwód nieliniowy)

TWW-200-2, przy następujących parametrach modelu: Sn = 270 MVA, Pn = 230 MW, Un = 15,75 kV, In = 8625 A, cosφn = 0,85, fn = 50 Hz, p = 1, Ufn = 330 V, Ifn = 2435 A, If0 = 766 A, Ifz = 1900 A, kF = 1,8. Regulator PID: K = 0, TI = 3 s, TD = 0,1 s. Ustawienia regulatora ułamkowego PIbDa: a = 0,5, b = 0, Ta = 0,001 s. Parametry liniowego modelu typu (2,2) generatora (dla jednostki systemowej): Lad = 2,48, Laq = 2,48, Ls = 0,139, R = 0,001676, Lsf = 0,139, Rf = 0,001128, LD1 = 0,06, RD1 = 0,0004046, Lsf1 = 0, LD2 = nieskończoność, RD2 = nieskończoność, Lsf2 = 0, LQ1 = 0,332, RQ1 = 0,011, Lsmf1 = 0, LQ2 = 0,112, RQ2 = 0,024, Lsmf2 = 0, LQ3 = nieskończoność, RQ3 = nieskończoność. Krzywe magnesowania wybrane dla nieliniowego modelu generatora przedstawiono na rys. 3. Parametry wzbudzenia: T w1 = 0,1 s, Tw2 = 0,2 s Generator synchroniczny wyposażony w regulator napięcia PID (sygnał wyjściowy dany przez pochodną pierwszego rzędu, całkę i uchyb sygnału wejściowego) można zastąpić regulatorem ułamkowym. Przedstawione tu stany pracy potwierdzają, że regulatory napięcia rzędu ułamkowego PIbDa można stosować do generatorów synchronicznych. Należy jednak podkreślić, że nie wszystkie uzyskane stany nieustalone były zadowalające! W celu zbadania pracy regulatora napięcia PIbDa opracowuje się model generatora synchronicznego. Oparty na tym modelu algorytm numeryczny pozwala opisać wpływ parametrów regulatora napięcia na stany nieustalone generatora synchronicznego.

Rys. 11. Zmiana ustawienia napięcia ±10 %. Prąd wzbudzenia If i napięcie generatora U (obwód liniowy)

D. Spałek | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 78–84

Rys.12. Zwarcie symetryczne. Prąd wzbudzenia If i napięcie generatora U (obwód liniowy)

3. Wnioski Opracowano model obwodów generatora synchronicznego wyposażonego w regulator napięcia rzędu ułamkowego PIbDa: a. uwzględniono nieliniowość, b. analizowano model typu (2,2) c. klasyczny regulator napięcia PID porównano w szerokim zakresie z modelem regulatora rzędu ułamkowego PDa. Autorski program dostępny na stronie: http://www.elektr.polsl.pl/dspalek/ jest nieustannie aktualizowany [12, 13, 14, 15, 16]. Podejścia zastosowane w opisującym model algorytmie uwzględniają wpływ parametrów ułamkowego regulatora napięcia na stany nieustalone generatora synchronicznego. Analizę tę należy rozwijać w przyszłości.

Dariusz Spałek

Bibliografia 1. Adkins B., Harley P.G., The general theory of alternating current machine, Chapman and Hall, Londyn 1978. 2. Paszek W., Stany nieustalone maszyn elektrycznych prądu przemiennego, WNT 1984. 3. Latek W., Turbogeneratory, WNT 1973. 4. Janson Z. i in., ETEF 200C – Mikroprocesorowy układ wzbudzenia generatora 200 MW, Energetyka 1997, s. 199–204. 5. Berhausen S., Paszek S., Estymacja parametrów modelu generatora synchronicznego pracującego w wielomaszynowym systemie elektroenergetycznym, Przegląd Elektrotechniczny 2011, nr 8, s. 192–197.

6. Paszek S. i in., Pomiarowa estymacja paramentów dynamicznych generatorów synchronicznych i układów wzbudzenia pracujących w krajowym systemie elektroenergetycznym, Politechnika Śląska, Gliwice, 2013. 7. Shantanu Das, Functional Fractional Calculus, ISBN 978-3-642-20544-6 Springer Verlag, 2011. 8. Barbos de J. C., New optimal fuzzy-PID controller structure, Proceedings of ICEM 2002, Brugia 2002, s. 216. 9. Robak S., Hierarchiczne sterowanie napięcia wzbudzenia generatora synchronicznego, Archiwum Energetyki 2000, tom XXIX, nr 1–2, s. 89–109. 10. Gładyś H., Matla H., Praca elektrowni w systemie elektroenergetycznym, WNT 1999. 11. Mello de F.P., Hannet L.N., Undrill J.M., Practical approaches to supplementary stabilising from accelerating power, IEEE Transaction, tom PAS-97, 1978, s. 1515–1522. 12. Spałek D., Analysis of excitation system modified for power station generator. Proceedings of ICEM 2000, tom II, Helsinki 2000, s. 977–981. 13. Spałek D., Turbogenerator as a electromechanical converter – transient states, Sympozjum PPEE 2000, Wisła 2000, s. 295–300. 14. Spałek D., Approach to synchronous generator with power system stabilizer described by difference-differential equations, XIV Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, tom I, Jurata 2009, s. 247–258. 15. Spałek D., Synchronous generator model sensitivity to parameters for transients approach, APE 2011, tom I, s. 203–212. 16. Spałek D., Synchronous generator model with nonlinear magnetic circuit, Proceedings of Conference APE 2013, Acta Energetica 2013, nr 4/17, s. 143–157.

prof. dr hab. inż. Politechnika Śląska w Gliwicach e-mail: Dariusz.Spalek@polsl.pl Absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Pracuje na Wydziale Elektrycznym swojej macierzystej uczelni (mgr inż. – 1988, dr – 1994, dr hab. – 2002, tytuł profesora – 2010). Stypendysta Fundacji DAAD na Technische Universität Erlangen-Nürnberg (Niemcy, 1996). Odbył staż przemysłowy w PUE EnergotestEnergopomiar w Gliwicach oraz Energotest-Gdańsk sp. z o.o. w Gdańsku (1999–2007). Brał udział w pracach modernizacyjnych układów wzbudzenia i stabilizatorów systemowych dla generatorów, m.in. w elektrowniach: Dolna Odra, Łaziska, Rybnik, Kozienice, Pątnów. Jest autorem 80 publikacji naukowych, 2 monografii i 2 podręczników akademickich oraz współautorem 70 publikacji i 2 podręczników.

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 91–96

Probability Constrained Load Flow on the Basis of Tracing Method

Authors Irina Golub Oleg Voitov Evgeny Boloev

Keywords probabilistic load flow, deterministic equivalent, critical variables, minimization of controls, tracing method

Abstract In order to control the electric power system operation it is important to know the sensitivity of random state variables to disturbances and the factors affecting the sensitivity of the variables to ensure feasible ranges of their changes. The stochastic problem of electric power system control is solved iteratively and is reduced to successively solving the equivalent deterministic problems, including determination of numerical characteristics of the variables by the methods of probabilistic load flow. To minimize the number of controls it is suggested to use the tracing method in each step of the deterministic equivalent method. The presented numerical results demonstrate the high performance of the suggested approach.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015209

1. Introduction State variables of electric power system (EPS) should lie within a certain feasible range which meets the requirements for reliability and quality. The probability that the variables go beyond the feasible limits in case of disturbances depends on the sensitivity of the variables to the disturbances, the feasible range of change in the variables and on how close is the current variable value to the limit. The network components whose state variables alter to a greatest extent in case of occasional changes in loads and topology of the network are called sensors in [1, 2]. The reason for the sensors to appear is network inhomogeneities determined by the parameters of the network components, which are called weak places [1]. Two approaches can be used to detect the sensors and weak places. In the first approach the sensitivity of variables to the external disturbances can be determined by the singular decomposition of the Jacobian matrix. The greater the difference between the minimum singular values of the Jacobian matrix and the rest of the singular values, the more grounds we have to conclude that the variables are of a sensor character with respect to the maximum components of the right singular vector related to the minimum singular value [3]. In the second approach applied in this research, the response of random variables to the disturbances can be studied by linear and nonlinear analytical methods of probabilistic load flow [4].

The numerical characteristics of the variables obtained in the calculation of probabilistic load flow make it possible to both detect the sensor variables and evaluate for them the probabilities of meeting the constraints. A large response of variables to the disturbance is significant only in the case where it leads to the violation of some criterion of power system operation, for example, the criterion of feasibility of operating conditions which is considered in this paper. The variables for which the probability of their feasibility is below the required values are called critical. To increase the probability of the critical variable feasibility it is necessary to either decrease the inhomogeneity of the electric power system, by decreasing thus the mean square deviations of variables through the improvement of the problem conditionality, or to choose the control actions which will move the mean values of the variable inside the feasible region.

2. Probability constrained load flow The first investigations in which the calculation of probability constrained load flow employed the equivalent deterministic constraints on mean values instead of an explicit form of the probability constraints consideration are presented in [5, 6]. A specific characteristic of deterministic constraints consists in that they become functional and depend on both the probability of meeting the constraints and on the control parameters, which leads to the necessity to adjust the deterministic equivalent of 91

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 91–96

the stochastic control problem. This method was called the method of deterministic equivalent [5, 6]. In this method, along with the selection of controls to ensure the required probability that the controlled variables lie within feasible limits, the probabilistic and deterministic problems are solved successively. When solving the deterministic problem in [5, 6], the feasible range is narrowed for each variable called critical above, and the feasible state variables are calculated. The need to adjust the initial constraints is related to the fact that if the mean value of the controlled variable equals the limiting value, the probability of meeting the constraints will not exceed 0.5. In order to satisfy the probabilistic constraints it is necessary to determine a range of feasible changes in the mean values. In order to determine the required shift of the mean value of the critical variable to the center of the feasible range of its change specified as , it is first of all necessary to determine the feasible range of the change in the mean value of the variable on the basis of the specified probability of meeting the constraints and mean square deviation of the critical variable . Assuming the hypothesis about the normal law of distribution, we can obtain this shift by using the Laplace function. The validity of the assumption about the normal law is based on the fact that the dependent state variables are the functions of a great number of random arguments. When a variable has the distribution law other than the normal law, such a shift can be obtained by the approximation of the probability density curve with respect to three or more moments with the use of Gram-Charlier series expansion [4]. The interval is compared with the known feasible interval of a change in the variable. For at the estimate of the required mean value is determined as , where

(1)

and at

– as , where

(2)

If , it is concluded that it is impossible to ensure the required probability that the critical variables lie within the feasible range. The maximum probability can be achieved when the mean value of the variable moves to the center of the feasible interval . The effective approach to an increase in the probability of meeting the constraints is a reduction in the mean square deviation of the critical variable, for example, by reinforcing the weak places. The considered approach, related to the determination of the required shift , can also be used in the case where the mean value of the variable lies beyond the feasible interval, i.e. . 92

In the case of critical variables, it is suggested to solve the problem of search for the feasible conditions. In this problem the vector of control is sought for. It provides the minimum of the sum of squared differences between the initial and required mean values of the critical variables

(3)

taking into account the steady state equations

(4)

and inequality constraints ,

(5) (6)

where: – vectors of dependent variables, that contain magnitudes and phases of voltages, and independent variables or controls, which include active and reactive power sources and transformer ratios. Problem (3–6) is solved using the combination of the reduced gradient and quadratic programming methods [6]. The specific feature of the solution vector obtained lies in the change in the values of virtually all the control vector components. Technologically, it is reasonable to find a solution to problem (3–6) by using the minimum number of controls. The information required for this purpose can be obtained by the tracing method.

3. Minimization of the number of controls by the tracing method The load flow tracing problem was solved in [7–9]. The basic principle in these researches is the assumption about maintaining the same proportions among the flows from individual sources in the sum of flows outgoing from the node as they were in the sum of flows incoming to the node. Of greatest interest are the matrix and graph tracing algorithms [7] and [9], which make it possible to use the load flow information to obtain the coinciding answers to the question about the paths of active and/or reactive power transfer from generator nodes to load nodes and the contribution of generator powers to the powers of flows and loads. Since the reactive power is generated not only by generators, compensators and capacitive susceptances of lines to ground, the number of nodes at which the resulting reactive power injection is represented by generated power can be in a general case above the number of generators in the network scheme. The number of nodes that consume reactive power can also be above the number of load nodes. The search of controls was based on the graph tracing algorithm [10, 11]. This algorithm allows us to determine the paths connecting the critical variable with generator nodes when moving from the node with the critical variable along the

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 91–96

electrical network graph in the direction opposite to the orientation of power flows in branches. The larger the power transferred from generator node to node with a critical variable, the greater the impact on the critical variable is produced by the controls (generator power and transformer ratios) included in the path. The power (active or reactive) transmitted from generator node to load node in the graph tracing algorithm [10] is determined as , (7) where: – share of generator node power transmitted to load node, – relative load at node , which is determined as a ratio of load power at node to the sum of powers incoming to the node, – number of paths, connecting the nodes and , – number of branches entering the -th path, and – a relative flow at the beginning of branch , equal to the ratio of power flow in branch to the total power incoming to its initial node. In the same manner, the power coming from generator node to load node is determined. The difference between the power transferred from generator node and the power incoming to load node equals power losses in the path – . Thus, by the tracing method, each critical variable is related with one or several active and/or reactive power sources and for each such relation a set of potential controls is determined. The total number of controls identified in such a way can be considerably lower than the initial number of controls. The analysis of different combinations by one, two and a greater number of controls for each critical variable makes it possible to obtain a further decrease in their total number. For such an analysis it is sensible to rank the controls in terms of their impact on the critical variable, taking into account constraints (5, 6).

, kV

110

220

500

, kV

5.7

9.9

104.5

200

470

, kV

6.9

12.7

127

240

530

Tab. 1. Feasible limits of changes in the nodal voltages

No.

Node

104.506

1.267

0.502

3.271

107.772

105.965

1.190

0.891

3.063

107.563

2.189

106.689

1.169

105.669

104.515

0.851

0.507

108.282

0.584

1.000

518.998

0.583

1.000

518.947

0.582

1.000

518.510

0.578

1.000

518.290

0.551

1.000

109.725

0.519

1.000

110.200

0.519

1.000

506.841

0.472

1.000

506.755

0.467

1.000

104.548

0.455

0.542

Tab. 2. Probabilistic characteristics of voltage magnitudes at the nodes of the electric network for the initial state

4. Numerical results To exemplify the application of the proposed technique for selecting the controls which provide the specified probability of the critical variables feasibility we use a real electrical network scheme which consists of 207 nodes and 285 lines. The voltage levels in the network and feasible constraints on changes in voltages are presented in Tab. 1. There are 28 generator nodes, four nodes with reactive power sources, and 61 on-load tap changing transformers. The control actions were represented by 32 reactive power sources and 61 variable transformer ratios, the full vector of controls includes 93 components. For the maximum load conditions, considering the constraints on generated power, voltages, and power flows in lines, the load flow was calculated. It was called the initial state. All the initial state variables lie within the feasible interval. With the use of the linear analytical method, and based on the initial state the probabilistic load flow was calculated and the numerical characteristics of the variables were obtained. The standard deviations of nodal powers were assumed equal to 12% of their means.

Fig. 1. Projection of the graph of the real network on the plane in coordinates of the first (v1) and second (v2) right singular vectors that correspond to voltage magnitudes

of Columns in Tab. 2 include the initial values of the mean voltage magnitudes, mean square deviations of voltages, probabilities that the constraints will be met, feasible ranges corresponding to the probability equal to 0.99, and the required mean values . The nodes given in Tab. 2 are ranked in descending order of , which makes it possible to identify nodes 78, 77, 12 as sensor nodes. The sensitivity of these nodes is also confirmed by the singular value analysis of the Jacobian matrix constructed for the 93

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 91–96

analyzed operating conditions. This characteristic is illustrated in Fig. 1 using the projection of the graph of the electric network on the plane in coordinates of the first and second singular vectors, whose elements are connected to the nodal voltage magnitudes. In this projection, sensor nodes are nodes 78, 77, and 12 located at the maximum distance from the origin of coordinates [3].

No.

node

108.288

1.181

0.999

109.696

1.108

0.999

106.682

0.837

0.995

109.514

0.578

After shifts are determined, the problem of search for feasible operating conditions (3–6) is solved for each critical variable, using 93 control vector components. The process of solving shows that it is enough to change only 16 values of reactive power sources and 15 transformer ratios, i.e. 31 out of 93 components of the full control vector. The results of calculating the probabilistic load flow for the determined feasible operating conditions testify to the fact that the probabilistic constraints are met for all the variables, as shown in Tab. 3. Thus, the solution to the stochastic problem is obtained using only one deterministic equivalent. To solve the problem of minimizing the number of control vector components for the initial operating conditions by the tracing method, we determined the generators transmitting reactive power of no less than 1 MVAr to the nodes with critical voltage and the controls included in the power transmission paths. Fig. 4a presents a directed graph with reactive power transmission paths from generator nodes 3, 4, and 5 to critical node 12. The analysis of the graph makes it possible to include reactive power at nodes 3, 4, and 5 and transformers 2–6, 5–7, and 6–8 in the list of controls of voltage at node 12. According to Fig. 4b and Fig. 4c, reactive power sources at nodes 72, 73, 101, and 1068 and transformers 72–74, 72–163, 71–73,

157

111.152

0.560

112.250

0.515

106.527

0.424

0.999

Tab. 3. Probabilistic characteristics of voltage magnitudes obtained using 31 controls

73–161, 101–102, 63–126, and 56–57 are used as controls for the critical variables at nodes 66 and 78. The list of controls obtained in the analysis of reactive power load flow by the tracing method includes 7 sources of reactive power and 10 transformers. To find the controls exerting the greatest influence on critical variables, we estimate the changes in critical variables when the controls are changed, taking into account the constraints on the state variables. Tab. 4 shows that the maximum influence on the voltage at node in line 6–8. The impact 12 is exerted by the transformer ratio of these controls on the critical variables at nodes 66 and 78 is insignificant.

Fig. 4. Graphs of reactive power supply to the nodes with critical variables а) – node 12, b) – node 78, с) – node 66 94

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 91–96

5. Conclusions

Controls

Critical variables, kV 0.1

0.2

4.4

0.5

1.3

8.1

0.4

–0.03

0.36

0.05

–0.05

1.3

0.5

1. The need to take into account the structural characteristics of the network for stochastic problem statement is explained. 2. The method of deterministic equivalent to the problem of controlling stochastic operating conditions of the electric power system is further developed. 3. The approaches to ensuring the required probability of meeting the constraints and to choosing the controls in terms of the properties of the feasible region are analyzed. 4. To minimize the number of controls at the stage of solving the equivalent deterministic control problem, the research suggests using the data on tracing the load flow in the electric network. 5. A real network is used as an example to show the efficiency of the proposed approach to reducing the number of controls in order to ensure the required probability of meeting the probabilistic constraints in the case of simultaneous application of the deterministic equivalent and the tracing methods.

Tab. 4. Influence of controls for the graph of reactive power supply (Fig. 4a) on critical variables

The estimated effect of the controls obtained in the analysis of the graphs of reactive power supply to nodes 66 and 78 with critical variables (Fig. 4b, 4c) testify to the fact that a considerable control for node 66 is the transformer ratio and for node 78 – the transformer ratio and reactive power source at node 73, as shown in Tab. 5.

The study was supported by the grant of the President of the Russian Federation for Leading Scientific School--4711.2014.8.

Tab. 6 presents the solutions to the problem of probabilistic load flow for the nodes with critical variables, for conditions obtained as a result of changing in order to provide the required probability for the voltage at node 12, additional control for node 78 and additional control for node 66. Thus, the use of the tracing algorithm makes it possible to choose three controls out of 93 control vector components to ensure the specified probability of meeting the constraints. The reliability of the obtained solution is confirmed by the calculation of probabilistic load flow by the Monte-Carlo method.

REFERENCES

1. Gamm A.Z., Golub I.I., Detection of weak places in a power system, Izv. RAS, Energetika 1993, No. 3, pp. 83–92 (in Russian). 2. Gamm A.Z., Golub I.I., The problem of weak places in electric power systems, in Proc. 1995 International Conference on Electrical Power Engineering Power Tech, Stockholm, pp. 542–546.

Controls Critical variables, kV

0.08

0.03

0.5

0.2

–0.8

–1

0.2

0.6

1.3

0.9

0.36

0.02

0.8

–0.03

–0.3

–0.03

–0.15

0.05

8.7

3.2

2.7

6.01

0.21

0.1

–1.1

–1.2

4.7

–0.7

0.05

5.75

4.1

Tab. 5. Influence of controls for the graphs of reactive power supply (Fig. 4b, 4c) on critical variables

Linear analytical method of probabilistic load flow

Monte-Carlo method

N o d e

104.50

1.27

0.50

108.22

1.20

1.00

108.44

1.20

1.00

108.37

1.17

1.00

105.96

1.19

0.89

109.63

1.13

1.00

109.84

1.12

1.00

109.78

1.10

1.00

106.70

0.83

1.00

106.71

0.83

1.00

106.71

0.83

1.00

106.68

0.86

0.99

104.54

0.46

0.54

105.15

0.45

0.93

106.09

0.45

1.00

106.09

0.47

1.00

Tab. 6. Changes in numerical characteristics of variables after the implementation of controls 95

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 91–96

3. Gamm A.Z. et al., Solving several problems of power systems using spectral and singular analyses, IEEE Trans. Power Syst. 2005, Vol. 20, pp. 138–148. 4. Golub I.I., Voitov O.N., Boloev E.V., Preventive control of electric power system state variables by the methods of probabilistic load flow, Acta Energetika 2013, No. 14, pp.18–25. 5. Valdma M.K., Krumm L.A., Okhorzin Y.A., Methods of solving the stochastic problems of complex optimization of bulk power system operation, Irkutsk, 1974, pp. 96–111 (in Russian). 6. Murashko N.A. et al., Analysis and control of steady states of electric power systems. Novosibirsk: Nauka 1987, p. 240 (in Russian). 7. Bialek J., Tracing the flow of electricity, IEE Generation Transmission & Distribution. 1996, Vol. 143, No. 4, pp. 313–320.

8. Kirschen D., AlIan R., Strbac G., Contributions of individual generators to loads and flows, IEEE Trans. Power Syst. 1997, Vol. 12, pp. 52–60. 9. Wu F.F., Ni Y., Wei P., Power transfer allocation for open access using graph theory – Fundamentals and applications in systems without loop flows, IEEE Trans. Power Syst. 2000, Vol. 15, pp. 923–929. 10. 1Gamm A.Z., Golub I.I., Contribution of active and reactive power transmission in electric power system, Elektrichestvo 2003, No. 3, pp. 9–16 (in Russian). 11. Gamm A.Z., Golub I.I., Application of Contribution factors at control of electric power system operating conditions, in Proc. 2005 International Conference on Electrical Power Engineering Power Tech, St. Petersburg, Rep. 649.

Irina I. Golub Melentiev Energy Systems Institute of Russian Academy of Sciences e-mail: golub@isem.sei.irk.ru Graduated from Moscow Power Institute as electrical engineer. She has worked at ISEM SB RAS, Irkutsk since 1972. Her scientific interests are connected with power system state analysis.

Evgeny V. Boloev Angarsk State Technical Academy e-mail: boloev@mail.ru He received the diploma of electrical engineer from Angarsk Technological University in 1998 and finished postgraduate course at ESI SB RAS.

Oleg N. Voitov Melentiev Energy Systems Institute of Russian Academy of Sciences e-mail: sdo@isem.sei.irk.ru Graduated from Moscow Power Institute as electrical engineer. He has worked at ISEM SB RAS, Irkutsk since 1971. His scientific interests are connected with power system state analysis. He is a leading researcher.

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 91–96

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 91–96. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rozpływ mocy przy probabilistycznych ograniczeniach metodą śledzenia Autorzy

Irina Golub Oleg Wojtow Jewgienij Bołojew

Słowa kluczowe

probabilistyczny rozpływ mocy, ekwiwalent deterministyczny, zmienne krytyczne, minimalizacja czynników sterowania, metoda śledzenia

Streszczenie

Przy sterowaniu pracą systemu elektroenergetycznego ważna jest znajomość wrażliwości wartości losowych zmiennych stanu na wpływające na nie zakłócenia i czynniki. Pozwala to na ustalenie dopuszczalnych zakresów ich zmian. Problem stochastyczny sterowania systemem elektroenergetycznym rozwiązuje się iteracyjnie i sprowadza się do kolejnego rozwiązywania równoważnych problemów deterministycznych, w tym określania charakterystyk liczbowych zmiennych metodą probabilistycznego rozpływu mocy. Aby zminimalizować liczbę czynników sterujących, sugeruje się stosowanie metody śledzenia w każdej fazie stosowania metody ekwiwalentu deterministycznego. Przedstawione tu wyniki liczbowe wykazują wysoką skuteczność proponowanego podejścia.

1. Wstęp Wartości zmiennych stanu systemu elektroenergetycznego (SE) powinny mieścić się w pewnym dopuszczalnym zakresie, który spełnia wymagania pod względem niezawodności i jakości. Prawdopodobieństwo, że w przypadku zakłócenia wartość zmiennej przekroczy dopuszczalną granicę, zależy od jej wrażliwości na to zakłócenie, od dopuszczalnego zakresu zmian tej zmiennej oraz tego, jak blisko tej granicy pozostaje jej obecna wartość. Elementy sieciowe, których zmienne stanu w przypadku okazjonalnych zmian obciążeń i topologii sieci ulegają zmianie w największym stopniu, w [1, 2] nazywa się czujnikami (ang. sensors). Powodem, dla którego w sieci pojawiają się czujniki, jest jej niejednorodność określona przez parametry elementów sieciowych, które w [1] nazywa się tzn. słabe miejsca (ang. weak places). Czujniki i słabe miejsca można wykrywać na dwa sposoby. Pierwszy sposób określa wrażliwość zmiennych na zakłócenia zewnętrzne poprzez pojedynczą dekompozycję macierzy Jacobiego. Im większa różnica między pojedynczymi minimalnymi wartościami macierzy Jacobiego a pozostałymi wartościami pojedynczymi, tym więcej powodów, aby wnosić, że zmienne te mają charakter czujnika w stosunku do maksymalnych składników wektora prawostronnego w odniesieniu do tej minimalnej wartości własnej [3]. Przy drugim zastosowanym w tej pracy podejściu reakcję zmiennych losowych na zakłócenia można badać liniowymi i nieliniowymi metodami analitycznymi probabilistycznego rozpływu mocy [4]. Charakterystyka liczbowa zmiennych uzyskanych w obliczeniach probabilistycznego rozpływu mocy umożliwia zarówno wykrycie zmiennych-czujników, jak i ocenę prawdopodobieństwa spełniania ich kryteriów.

Duża wrażliwość zmiennych na zakłócenie jest istotna jedynie wówczas, gdy prowadzi ono do naruszenia jakiegoś kryterium funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, na przykład kryterium dopuszczalności stanu pracy, o którym mowa w tym artykule. Zmienne, których prawdopodobieństwo dopuszczalności pozostaje poniżej wymaganej wartości, nazywa się krytycznymi. Aby zwiększyć prawdopodobieństwo dopuszczalności zmiennej krytycznej, trzeba albo zmniejszyć niejednorodność systemu elektroenergetycznego, redukując średnie odchylenia kwadratowe zmiennych poprzez poprawę uwarunkowań danego problemu, albo postawić na sterowanie, które przeniesie mediany danej zmiennej do strefy dopuszczalności. 2. Rozpływ mocy uwarunkowany probabilistycznie Pierwsze badania, przy których w obliczeniu probabilistycznego rozpływu mocy przy ograniczeniach zastosowano równoważne ograniczenia deterministyczne na mediany, zamiast bezpośredniej formy uwzględnienia ograniczeń prawdopodobieństwa, przedstawiono w [5, 6]. Specyficzną cechą ograniczeń deterministycznych jest to, że stają się funkcjonalne i działają zależnie zarówno od prawdopodobieństwa spełnienia ograniczeń, jak i od parametrów sterujących, co prowadzi do konieczności dostosowania deterministycznego ekwiwalentu stochastycznego problemu sterowania. Metodę tę nazwano metodą ekwiwalentu deterministycznego [5, 6]. W metodzie tej, wraz z wyborem czynników sterujących w celu zapewnienia wymaganego prawdopodobieństwa tego, że sterowane zmienne mieszczą się w dopuszczalnych granicach, rozwiązuje się kolejno problemy probabilistyczne i deterministyczne. Przy rozwiązaniu problemu deterministycznego w [5, 6] zawęża się dopuszczalny zakres

każdej zmiennej powyżej wartości nazwanej krytyczną i oblicza dopuszczalne zmienne stanu. Konieczność dostosowania ograniczeń wstępnych wiąże się z tym, że jeśli mediana regulowanej zmiennej równa się jej wartości granicznej, prawdopodobieństwo spełnienia ograniczeń nie przekroczy 0,5. Aby spełnić ograniczenia probabilistyczne, trzeba określić zakres dopuszczalnych zmian mediany. Aby określić wymagane przesunięcie mediany zmiennej krytycznej ku środkowi dopuszczalnego zakresu zmiany oznaczonego jako , trzeba przede wszystkim określić dopuszczalny zakres zmiany mediany tej zmiennej na podstawie podanego prawdopodobieństwa spełnienia ograniczeń i średniego odchylenia kwadratowego zmiennej krytycznej . Przyjmując hipotezę prawa rozkładu normalnego, przesunięcie to można uzyskać, stosując funkcję Laplace’a. Założenie rozkładu normalnego opiera się na fakcie, że zależne zmienne stanu są funkcjami dużej liczby argumentów losowych. Kiedy zmienna podlega rozkładowi innemu niż normalny, przesunięcie takie można uzyskać poprzez przybliżenie krzywej gęstości prawdopodobieństwa w odniesieniu do trzech lub więcej momentów z wykorzystaniem rozkładu Grama-Charliera [4]. Przedział porównuje się ze znanym dopuszczalnym przedziałem zmiany tej zmiennej. Dla przy szacuje się jako

gdzie

wymaganą medianę

(1)

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 91–96

oraz przy

– jako

gdzie

(2)

Jeśli , uznaje się, że nie można zapewnić wymaganego prawdopodobieństwa utrzymania danych zmiennych krytycznych w dopuszczalnym zakresie. Największe prawdopodobieństwo można osiągnąć, gdy mediana danej zmiennej przesuwa się ku środkowi dopuszczalnego przedziału . Skutecznym sposobem zwiększenia prawdopodobieństwa spełnienia ograniczeń jest zmniejszenie średniego odchylenia kwadratowego danej zmiennej krytycznej, na przykład poprzez wzmocnienie słabych miejsc. Analizowane podejście, w odniesieniu do określenia wymaganego przesunięcia , można także przyjąć w przypadku, w którym mediana zmiennej leży poza dopuszczalnym przedziałem, czyli . W przypadku zmiennych krytycznych sugeruje się, aby rozwiązać problem poszukiwania warunków dopuszczalnych. Polega to na poszukiwaniu wektora sterowania Y. Podaje on minimum sumy kwadratów różnic między początkowym i wymaganymi medianami zmiennych krytycznych (3) biorąc pod uwagę równania stanu stałego

(4)

i ograniczenia nierównościowe (5) (6) gdzie:

– wektory zmiennych zależnych, które zawierają amplitudy i fazy napięć, oraz zmiennych niezależnych lub sterowania, które obejmują źródła mocy czynnej i biernej oraz przekładnie transformatorów. Problem (3–6) rozwiązuje się za pomocą kombinacji metod: programowania ze zredukowanym gradientem i kwadratowego [6]. Cechą szczególną uzyskanego wektora rozwiązania jest zmiana wartości niemal wszystkich składowych wektora sterowań. Technologicznie uzasadnione jest poszukiwanie rozwiązania problemu (3–6) przy użyciu minimalnej liczby sterowań. Potrzebne do tego informacje można uzyskać metodą śledzenia (tracing). 3. Minimalizacja liczby czynników sterowania metodą śledzenia Problem śledzenia rozpływów mocy rozwiązano w [7–9]. Podstawową zasadą w tych badaniach jest założenie zachowania tych samych proporcji pomiędzy przepływami z poszczególnych źródeł w sumie mocy, wychodzących z danego węzła, co w sumie mocy dopływających do niego. Najbardziej interesujące są algorytmy śledzenia macierzy i schematu [7, 9], które umożliwiają wykorzystanie danych rozpływu mocy, aby równocześnie odpowiedzieć na pytanie o ścieżki przepływu mocy czynnej i biernej z węzłów generacyjnych do odbiorczych

, kV

110

220

500

, kV

5,7

9,9

104,5

200

470

, kV

6,9

12,7

127

240

530

Tab. 1. Dopuszczalne granice zmian napięć węzłowych

Lp.

Węzeł

104,506

1,267

0,502

3,271

107,772

105,965

1,190

0,891

3,063

107,563

104,515

0,851

0,507

2,189

106,689

108,282

0,584

1,000

518,998

0,583

1,000

518,947

0,582

1,000

518,510

0,578

1,000

518,290

0,551

1,000

109,725

0,519

1,000

110,200

0,519

1,000

506,841

0,472

1,000

506,755

0,467

1,000

104,548

0,455

0,542

1,169

105,669

Tab. 2. Probabilistyczne charakterystyki wartości napięć w węzłach sieci elektrycznej dla stanu początkowego

oraz udziały mocy generatorów w mocach tych przepływów i odbiorów. Ponieważ moc bierną wytwarzają generatory, kompensatory oraz linie elektroenergetyczne, liczba węzłów, przy której wynikowa wartość mocy biernej reprezentuje moc wytwarzaną, może być w ogólnym przypadku większa niż liczba generatorów. Również liczba węzłów, w których pobierana jest moc bierna, także może przekraczać liczbę węzłów odbiorczych. Wyszukiwanie sterowań oparte było na algorytmie śledzenia schematu [10, 11]. Algorytm ten pozwala wyznaczyć ścieżki połączeń danej zmiennej krytycznej z węzłami generatorowymi przy przejściu od węzła z tą zmienną krytyczną wzdłuż schematu sieci elektrycznej w kierunku przeciwnym do zwrotu przepływów mocy w gałęziach. Im większa moc płynie od węzła generatorowego do węzła ze zmienną krytyczną, tym większy wpływ na tę zmienną krytyczną wywierają czynniki sterowania (moc generatora i przekładnie transformatorów) zawarte w tej ścieżce. Moc (czynna lub bierna) przesyłaną z węzła generatorowego do węzła odbiorczego w algorytmie śledzenia schematu [10] określa się jako (7) gdzie: – część mocy w węźle generatorowym przekazywana do węzła odbiorczego,

– obciążenie względne w węźle określone jako stosunek mocy obciążenia w węźle do sumy mocy dopływających do węzła, – liczba ścieżek łączących węzły oraz , – liczba gałęzi wchodzących do ścieżki j, oraz – względny przepływ na początku gałęzi , równy stosunkowi mocy w gałęzi do całkowitej mocy dopływającej do tego węzła początkowego. W ten sam sposób jest określona moc płynąca z węzła generatorowego do węzła odbiorczego. Różnica pomiędzy mocą wypływającą z węzła generatorowego a mocą dopływającą do węzła odbiorczego równa się stratom mocy na tej ścieżce – . Tak więc w metodzie śledzenia każdą zmienną krytyczną odnosi się do jednego lub kilku źródeł mocy czynnej lub biernej i dla każdej takiej relacji określa się zbiór potencjalnych czynników sterowania. Całkowita liczba zidentyfikowanych w taki sposób czynników sterowania może być znacznie mniejsza od ich początkowej liczby. Analiza różnych kombinacji jednego, dwóch i większej liczby czynników sterowania dla każdej zmiennej krytycznej pozwala uzyskać dalsze zmniejszenie ich całkowitej liczby. Dla celów takiej analizy warto uszeregować te czynniki sterowania pod względem ich wpływu na daną zmienną krytyczną, z uwzględnieniem ograniczeń (5, 6). 4. Wyniki liczbowe Zastosowanie proponowanej techniki do wyboru czynników sterowania, które

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 91–96

zapewniają określone prawdopodobieństwo dopuszczalności zmiennych krytycznych, pokazano na przykładzie rzeczywistej sieci elektroenergetycznej o 207 węzłach oraz 285 liniach. Poziomy napięcia w tej sieci oraz dopuszczalne granice ich zmian przedstawiono w tab. 1. W sieci jest 28 węzłów generatorowych, cztery węzły ze źródłami mocy biernej i 61 transformatorów z regulacją zaczepową pod obciążeniem. Działania sterujące były reprezentowane przez 32 źródła mocy biernej i 61 zmiennych przekładni transformatorowych; pełny wektor czynników sterujących zawiera 93 elementy. Dla maksymalnych obciążeń, biorąc pod uwagę ograniczenia mocy generowanej, napięć i przepływów mocy w liniach, obliczono rozpływ mocy. Nazwano to stanem początkowym. Wszystkie zmienne stanu początkowego mieszczą się w przedziale dopuszczalnym. Przy użyciu liniowej metody analitycznej i na podstawie stanu początkowego obliczono probabilistyczny rozpływ mocy i uzyskano liczbowe charakterystyki tych zmiennych. Zakłada się, że odchylenia standardowe mocy węzłowych równe są 12% ich median. Kolumny w tab. 2 zawierają początkowe wartości median amplitud napięcia, średnich odchyleń kwadratowych napięć, prawdopodobieństw spełnienia ograniczeń, zakresy dopuszczalne odpowiadające prawdopodobieństwu równemu 0,99 oraz wymaganych median . Węzły podane w tab. 2 są uszeregowane w kolejności malejącej , co umożliwia rozpoznanie węzłów 78, 77, 12 jako tzw. węzłów czujnikowych. Wrażliwość tych węzłów potwierdza także analizę wartości pojedynczej macierzy Jacobiego zbudowanej dla analizowanych warunków pracy. Tę cechę zilustrowano na rys. 1 za pomocą rzutu wykresu sieci elektrycznej na płaszczyznę o współrzędnych pierwszego i drugiego wektora własnego, których elementy są powiązane z wartościami napięć węzłowych. W rzucie tym tzw. węzły czujnikowe to węzły 78, 77 i 12 w maksymalnej odległości od początku współrzędnych [3]. Po określeniu przesunięć problem poszukiwania dopuszczalnych warunków pracy (3–6) został rozwiązany dla każdej zmiennej

Lp.

Węzeł

108,288

1,181

0,999

109,696

1,108

0,999

106,682

0,837

0,995

109,514

0,578

157

111,152

0,560

112,250

0,515

106,527

0,424

0,999

Tab. 3. Probabilistyczne charakterystyki wartości napięcia uzyskane przy użyciu 31 sterowań

krytycznej przy użyciu 93 składowych wektora sterowań. Ten proces rozwiązania pokazuje, że wystarczy zmienić tylko 16 wartości źródeł mocy biernej i 15 przekładni transformatorów, czyli 31 z 93 składowych pełnego wektora sterowania. Wyniki obliczenia probabilistycznego rozpływu mocy dla określonych dopuszczalnych warunków pracy świadczą o tym, że spełniono ograniczenia probabilistyczne dla wszystkich zmiennych, jak to pokazano w tab. 3. Tak więc rozwiązanie tego problemu stochastycznego otrzymano, stosując tylko jeden ekwiwalent deterministyczny. Aby rozwiązać problem minimalizacji liczby składowych wektora sterowań dla początkowych warunków pracy metodą śledzenia, określiliśmy generatory wprowadzające do sieci co najmniej 1 MVAr mocy biernej do węzłów z napięciem krytycznym i sterowaniami zawartymi w ścieżkach przesyłu mocy. Na rys. 2a przedstawiono graf skierowany ścieżek przesyłu mocy biernej od węzłów generatorowych 3, 4 i 5 do węzła krytycznego 12. Analiza tego grafu pozwala uwzględnić moc bierną w węzłach 3, 4 i 5 oraz transformatorach 2–6, 5–7 i 6–8 na liście sterowań napięciem w węźle 12. Zgodnie z rys. 2b i rys. 2c źródła mocy biernej w węzłach 72, 73, 101 i 1068 oraz transformatory 72–74, 72–163, 71–73, 73–161, 101–102, 63–126 i 56–57 są stosowane (właściwe) do sterowania zmiennymi krytycznymi w węzłach 66 i 78.

Rys. 1. Rzut wykresu sieci rzeczywistej na płaszczyznę o współrzędnych pierwszego (v1) i drugiego (v2) wektora pojedynczego, odpowiadających wartościom napięcia

Lista sterowań uzyskanych z analizy przepływu mocy biernej metodą śledzenia obejmuje 7 źródeł mocy biernej i 10 transformatorów. Aby znaleźć czynniki sterujące o największym wpływie na zmienne krytyczne, szacujemy zmiany w zmiennych krytycznych przy zmianie sterowań, biorąc pod uwagę ograniczenia zmiennych stanu. W tab. 4 pokazano, że maksymalny wpływ na napięcie w węźle 12 ma przekładnia transformatora w linii 6–8. Wpływ tego sterowania na zmienne krytyczne w węzłach 66 i 78 jest nieznaczny. Szacowane oddziaływanie sterowań uzyskane w analizie grafów zasilania mocą bierną węzłów 66 i 78 ze zmiennymi krytycznymi (rys. 2b, 2c) świadczy o tym, że znaczny wpływ na sterowanie w węźle 66 ma przekładnia transformatora , a w węźle 78 – przekładnia transformatora oraz źródło mocy biernej w węźle 73, jak pokazano w tab. 5. W tab. 6 przedstawiono rozwiązania problemu probabilistycznego rozpływu mocy dla węzłów ze zmiennymi krytycznymi, dla warunków uzyskanych w wyniku zmiany w celu zapewnienia wymaganego prawdopodobieństwa dla napięcia w węźle 12, dodatkowego sterowania w węźle 78 oraz dodatkowego sterowania w węźle 66. Tutaj zastosowanie algorytmu śledzenia umożliwia wybór trzech czynników sterowania z 93 składowych wektora sterowania, aby zapewnić określone prawdopodobieństwa spełnienia danych ograniczeń. Wiarygodność otrzymanego rozwiązania potwierdzono obliczeniem probabilistycznego rozpływu mocy metodą Monte Carlo. 5. Wnioski 1. Objaśniono potrzebę uwzględnienia strukturalnych właściwości sieci przy stochastycznym sformułowaniu problemu. 2. Rozwinięto metodę ekwiwalentu deterministycznego w odniesieniu do sterowania stochastycznymi warunkami pracy systemu elektroenergetycznego. 3. Przeanalizowano podejścia do zapewnienia wymaganego prawdopodobieństwa spełnienia ograniczeń i do wyboru sterowań w zakresie właściwości obszarów ich dopuszczalności.

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 91–96

4. Z badania wynika, że aby zminimalizować liczbę czynników sterujących na etapie rozwiązania ekwiwalentnego problemu deterministycznego, należy korzystać z danych ze śledzenia rozpływu mocy w sieci elektrycznej. 5. Na przykładzie rzeczywistej sieci pokazano skuteczność proponowanego podejścia w zmniejszaniu liczby sterowań w celu zapewnienia wymaganego prawdopodobieństwa spełnienia probabilistycznych ograniczeń w przypadku jednoczesnego stosowania metod ekwiwalentu deterministycznego i śledzenia. Badania były finansowane z dotacji prezydenta Federacji Rosyjskiej dla przodujących uczelni badawczych – 4711.2014.8.

Rys. 2. Schemat zasilania mocą bierną węzłów ze zmiennymi krytycznymi а) węzeł 12, b) węzeł 78, с) węzeł 66

Sterowania

Zmienne krytyczne, kV 0,1

0,2

4,4

0,5

1,3

8,1

0,4

–0,03

0,36

0,05

–0,05

1,3

0,5

Tab. 4. Wpływ sterowań grafem zasilania mocą bierną (rys. 2a) na zmienne krytyczne

Sterowania

Zmienne krytyczne, kV 0,08

0,03

0,5

0,2

–0,8

–1

0,2

0,6

1,3

0,9

0,36

0,02

0,8

–0,03

–0,3

–0,03

–0,15

0,05

8,7

3,2

2,7

6,01

0,21

0,1

–1,1

–1,2

4,7

–0,7

0,05

5,75

4,1

Tab. 5. Wpływ sterowań grafami zasilania mocą bierną (rys. 2b, 2c) na zmienne krytyczne

W ę z e ł

Liniowa metoda analityczna probabilistycznego rozpływu mocy

Metoda Monte Carlo

78 104,50

1,27

0,50

108,22

1,20

1,00

108,44

1,20

1,00

108,37

1,17

1,00

77 105,96

1,19

0,89

109,63

1,13

1,00

109,84

1,12

1,00

109,78

1,10

1,00

12 106,70

0,83

1,00

106,71

0,83

1,00

106,71

0,83

1,00

106,68

0,86

0,99

66 104,54

0,46

0,54

105,15

0,45

0,93

106,09

0,45

1,00

106,09

0,47

1,00

Tab. 6. Zmiany w charakterystyce liczbowej zmiennych po zastosowaniu sterowania

100

Bibliografia 1. Gamm A.Z., Golub I.I., Detection of weak places in a power system [Wykrywanie słabych miejsc w systemie el. en.], Izv. RAS, Energetika 1993, nr 3, s. 83–92 [po rosyjsku]. 2. Gamm A.Z., Golub I.I., The problem of weak places in a power system [Problem słabych miejsc w systemie el. en.], w materiałach 1995 International Conference on Electrical Power Engineering Power Tech, Sztokholm, s. 542–546. 3. Gamm A.Z. i in., Solving several problems of power systems using spectral and singular analyses [Rozwiązanie niektórych problemów systemów el. en. przy użyciu analizy spektralnej i syngularnej], IEEE Trans. Power Syst. 2005, t. 20, s. 138–148. 4. Golub I.I., Voitov O.N., Boloev E.V., Preventive control of electric power system state variables by the methods of probabilistic load flow [Zapobiegawcze sterowanie zmiennymi stanu systemu el. en. metodą probabilistycznego rozpływu mocy], Acta Energetica 2013, nr 14, s. 18–25. 5. Valdma M.K., Krumm L.A., Okhorzin Y.A., Methods of solving the stochastic problems of complex optimization of bulk power system operation [Metody rozwiązania problemów stochastycznych złożonej optymalizacji działania systemów el. en.], Irkuck, 1974, s. 96–111 [po rosyjsku]. 6. Murashko N.A. i in., Analysis and control of steady states of electric power systems [Analiza i sterowanie stanami ustalonymi systemów el. en.], Nowosybirsk: Nauka 1987, s. 240 [po rosyjsku]. 7. Bialek J., Tracing the flow of electricity [Śledzenie rozpływu energii el.], IEE Generation Transmission & Distribution 1996, t. 143, nr 4, s. 313–320. 8. Kirschen D., Allan R., Strbac G., Contributions of individual generators to loads and flows [Udział poszczególnych generatorów w obciążeniach i rozpływach], IEEE Trans. Power Syst. 1997, t. 12, s. 52–60. 9. Wu F.F., Ni Y., Wei P., Power transfer allocation for open access using graph theory – Fundamentals and applications in systems without loop flows [Alokacja transferów mocy do otwartego dostępu przy użyciu teorii grafów – Podstawy i zastosowania w systemach bez pętli], IEEE Trans. Power Syst. 2000, t. 15, s. 923–929.

I. Golub at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 91–96

10. Gamm A.Z., Golub I.I., Contribution of active and reactive power transmission in electric power system [Udział przesyłu mocy czynnej i biernej w systemie el. en.], Elektrichestwo 2003, nr 3, s. 9–16 [po rosyjsku].

11. Gamm A.Z., Golub I.I., Application of Contribution factors at control of electric power system operating conditions [Stosowanie współczynników udziału w sterowaniu warunkami pracy systemu el. en.], materiały konferencyjne,

International Conference on Electrical Power Engineering Power Tech 2005, Petersburg, Rep. 649.

Irina I. Golub

prof. dr inż. Instytut Systemów Energetycznych im. Mielentiewa, Rosyjska Akademia Nauk e-mail: golub@isem.sei.irk.ru Absolwentka Moskiewskiego Instytutu Energetycznego, kierunek elektrotechnika. Od 1973 roku pracuje w ISEM SB RAS (Instytucie Systemów Energetycznych im. Lwa A. Mielentiewa, Oddział Syberyjski Rosyjskiej Akademii Nauk) w Irkucku. Jej zainteresowania naukowe są związane z analizą stanów pracy systemów elektroenergetycznych.

Jewgienij Bołojew

dr inż. Państwowa Akademia Techniczna w Angarsku e-mail: boloev@mail.ru Otrzymał dyplom inżyniera elektryka na politechnice w Angarsku (1998) i ukończył studia podyplomowe w Instytucie Systemów Energetycznych im. Lwa A. Mielentiewa, Oddział Syberyjski Rosyjskiej Akademii Nauk (ISEM SB RAS).

Oleg N. Wojtow

dr inż. Instytut Systemów Energetycznych im. Mielentiewa, Rosyjska Akademia Nauk e-mail: sdo@isem.sei.irk.ru Absolwent Moskiewskiego Instytutu Energetycznego z tytułem inżyniera elektryka. Od 1971 roku pracuje w Instytucie Systemów Energetycznych im. Lwa A. Mielentiewa, Oddział Syberyjski Rosyjskiej Akademii Nauk (ISEM SB RAS) w Irkucku. Jego zainteresowania naukowe są związane z analizą stanów pracy systemu elektroenergetycznego.

101

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

The Issues of Reactive Power Compensation in High-voltage Transmission Lines

Authors Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik Krzysztof Dobrzyński

Keywords reactive power compensation, overhead lines, shunt reactor

Abstract This paper discusses the selection of compensation shunt reactors for a double-circuit 400 kV transmission line using the example of the newly built Elk Bis – Alytus transmission line. The analysis takes into account various conditions of the power system. The published results relate to voltage levels in steady states and during switching processes and short circuits.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015210

1. Introduction| High-voltage transmission lines are sources of reactive power in the power system, where the reactive power depends on the power transmitted in the line, its length and parameters of the line itself. The less loaded a transmission line is, the greater reactive power it generates. This in turn translates directly into the line voltage and the voltage levels in its immediate vicinity. In special cases the voltages in the normal operating states may be too high, i.e. they exceed the long-term allowable limits. This can happen especially when the power system operates underloaded, as is the case, e.g. in the National Power System on holidays and in the off-peak periods. In order to eliminate the transmission line influence on the voltage level, shunt reactors are often used to compensate the reactive power generated by the line [1, 2, 4]. The location of the installation of shunt reactors depends on the voltage situation in the particular area of the system.

A double-cicruit 400 kV transmission line is currently built, which is meant as an energy interconnection between European system ENTSO-E (the Polish national Power system belongs to it) and the system of the Baltic States (Lithuania, Latvia and Estonia) [1, 4]. This connection uses a back-to-back converter substation located in Alytus (ALY), Lithuania. The Polish Transmission System Operator’s preliminary analyses of the line performance have shown that compensation of the reactive power generated by the transmission line is needed. It was assumed that the compensation would be carried by four shunt reactors installed on two ends of the line (Fig. 1). In the initial phase of the project the total power (4 × 50 MVAr) of the reactors connected to the line was selected in order to fully compensate the line reactive power. Fig. 1. Schematic diagram of the Bis Elk – Alytus double-circuit 400 kV transmission line

Fig. 1. Schematic diagram of the Bis Elk – Alytus double-circuit 400 kV transmission line 102

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

Besides the reactors directly connected to the line (DL1, DL2 in Fig.1), in Elk Bis (EKB) substation an additional bus reactor will be installed (DSz in Fig. 1), also with 50 MVAr capacity. The described system is intended to provide an active power interchange of ±500 MW in the initial stage of its operation. In the next stage, it is planned to transfer power up to ±1000 MW.

2. Line voltages in steady states The voltage conditions in steady states should be determined for various operating configurations of the circuit shown in Fig. 1, taking into account the possibility of grid components outages in the immediate vicinity of the considered transmission line. The following power grid configurations were analysed: • ALY 0 MW: no power transmitted through HVDC link • ALY -500 MW: export of 500 MW to Lithuania • ALY +500 MW: import of 500 MW from Lithuania • Tr EKB-A3: EKB-A3 transformer switched off (in Elk substation) • Tr ELK-A1: ELK-A1 transformer switched off (in Elk substation) • ELK-A2: ELK-A2 transformer switched off (in Elk substation) • EKB-ALY 1: circuit 1 of Elk Bis – Alytus transmission line switched off • LMS-EKB 1: circuit 1 of Lomza – Elk Bis transmission line switched off • EKB111-ELK111: EKB111-ELK111 transmission line switched off • NAR-LMS: Narew - Lomza line transmission switched off • OST-LMS A: circuit 1. of Ostroleka - Lomza transmission line switched off • DL-1 EKB: line reactor connected to circuit 1 in EKB substation switched off • DL-2 EKB: line reactor connected to circuit 2 in EKB substation switched off • DL-1 DL-2 EKB: both line reactors in EKB substation switched off • DL-SZ EKB: bus reactor in EKB substation switched off • DL-1 ALY: line reactor connected to circuit 1 in ALY substation switched off • DL-2 ALY: line reactor connected to circuit 2 in ALY substation switched off • DL-1 DL-2 ALY: both line reactors in ALY substation switched off

The first three configurations correspond to the system operation with all components of the analysed grid energized. In these cases the Elk Bis – Alytus transmission line operates with both its circuits switched on. Further variants correspond to the import of 500 MW (power flow towards Elk Bis substation) and one or two grid components switched off – as compared to the complete (basic) condition. The calculations results (voltage levels) presented in the following figures are given in relative units referred to the rated grid voltage. For a grid with rated voltage of 400 kV the long-term voltage limit allowable in normal states is 420 kV, i.e. 1.05 in the relative units. For a grid with rated voltages of 110 kV and 220 kV the long-term voltage limit allowable in normal states is 1.1 in the relative units. The results presented in Fig. 2 show that the system operation in case of summer off-peak load is associated with higher voltages in Elk Bis and Alytus substations. The grid configurations, for which excessively high voltages were noted, are those associated with the outage of the shunt reactors in Alytus substation. Also the configurations with reactors switched off at Elk Bis substation lead to voltages in the range of the upper limits (winter peak) or excessively high (summer off-peak). This means that under normal operating conditions of the system in the winter peak (during periods of high system load) in Alytus substation at least one line reactor, and bus reactor and at least one line reactor in Elk Bis substation, should be switched on. In periods of low load (including summer off-peak) all the reactors, i.e. bus reactor and line reactors should be switched on. The presence of the HVDC converter in Alytus substation allows for operating conditions with the link switched on. In this case, the switching process sequence will be (can be) as follows: Step 1: Elk Bis – Alytus line energized in Elk Bis substation (single side). Step 2: Elk Bis – Alytus line switched in Alytus substation. Step 3: HVDC link switched on.

Fig. 2. Voltages in EKB and ALY buses; a) winter peak load b) summer off-peak load 103

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

Variant

LMS-EKB circuit 1

LMS-EKB circuit 2

EKB-ALY circuit 1

EKB-ALY circuit 2

Bus reactor EKB

Line reactor EKB circuit 1

Line reactor EKB circuit 2

Line reactor ALY circuit 1

Line reactor ALY circuit 2

–

Tab. 1. Operating configurations of the analysed grid section; “-“ means the component switched off; “+” means the component switched on

D – both circuits of Elk Bis-Alytus line are energized Lomza – Elk Bis circuit, but the Lomza – Elk Bis line operates with single circuit switched on.

EKB

ALY

1,2 1,15

U [-]

1,1 1,05

3. Voltage phenomena during switching processes

1 0,95 0,9 A1 A2 A3 A4 A5 B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 C1 C2 C3 C4 C5 D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8

Fig. 3. Voltages in EKB and ALY buses; a) winter peak load, b) summer off-peak load

This means that there will be periods when single side of Elk Bis – Alytus transmission line is switched on, and line operates unloaded or loaded only by line reactor. A dozen or so operating configurations of the system were analysed. Selected results are given below, and the following designations were adopted for the presented drawings: A – one circuit of Elk Bis – Alytus line is energized (line switched on only in Elk Bis substation) B – both circuits of the line are energized (line switched on only in Elk Bis substation) C – one circuit of Elk Bis-Alytus line is energized through Lomza – Elk Bis line. This means that Elk Bis substation is not connected to the 110 kV grid. 104

In addition, a variant number is added to each letter, which denotes the operating status of selected grid components (Tab. 1). It can be concluded from the results presented in Fig. 3 that also in the process of preparing for switching on the HVDC link, switching on the bus shunt reactor and line shunt reactors (variants A5 , B8), or possibly only the line shunt reactors (variants A4 B7) switching on is required. The calculations results for variant C show, that it is also possible to energize Alytus substation through a single circuit of the Lomza – Elk Bis – Alytus line. In this case also the line reactors, and possibly the bus reactor, should be switched on.

The operation of the system entails the need to carry out switching processes. They result from normal operating procedures, and may result from disturbances in a transmission lines, for example a short-circuit. Shunt reactors can operate with a differently configured neutral point: isolated, earthed directly, or earthed through an additional reactor. The adoption of a solution is not without influence on the voltage phenomena observed during switching processes in a transmission line. The following are selected results for various operating regimes of the reactors’ neutral points during switching proc

3.1. Single-sided symmetric energizing of one circuit of the transmission line Single-sided three-phase (symmetric) switching on of one (first) circuit of the EKB-ALY line in EKB substation (the other circuit remains switched off) is acceptable for any configuration of shunt reactors in the energized circuit, but in the second circuit the shunt reactors must be switched off, or only one reactor may be switched on, with its neutral point neutral earthed by

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

Fig. 4. Phase voltages at the ends of switched off circuit II of EKB-ALY line

Fig. 5. Voltages in the neutral points of line reactors connected to Elk Bis substation

additional reactor. Leaving a second line circuit deenergized, with two 50 MVAr shunt reactors switched on leads to resonance and high voltage levels in this circuit. This situation is shown in Fig. 4, where the waveforms correspond to the situation where all the line reactors are switched on, the bus reactor and line reactors in the Elk Bis substation side have their neutral points directly earthed, and the line shunt reactors in the Alytus substation side are earthed by additional reactors. The reason of resonance is to design reactors for full compensation of the reactive power in the line. The operation of a reactor (reactors) in Elk Bis substation with isolated neutral point in the above cases (reactors remain on EKB

buses) is permissible – the instantaneous voltage of the reactors’ neutral points does not exceed 45 kV, and the transition process disappears in ca. 0.2 sec (Fig. 5).

3.2. Single-sided symmetric switching on of the second circuit of line Single-sided switching on the second circuit of EKB-ALY transmission line, while the first circuit is on and loaded, in the absence or of line reactors or the presence of line reactors (in EKB the reactor neutral points are earthed or isolated, in ALY substation the reactor neutral points are earthed by an additional reactor), is acceptable. There are only small, typical switching overvoltages (Fig. 6). 105

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

Fig. 6. Phase voltages at the ends of circuit II of EKB-ALY line

Fig. 7. Phase voltages at the ends of switched off circuit I of EKB-ALY line

Also three-phase switching on of the second circuit of the line, when the line was switched on one-sidedly, when the first circuit is already switched on, and the reverse process, i.e. one-sided switching off the circuit, do not carry any risks.

of two-phase switching on / off of the line’s circuits, the phase voltage in the switched off circuit may exceed 1000 kV at peak (circuit II is switched on, and circuit I is off). In this example, the 50 MVAr line reactors operate with their neutrals directly earthed.

3.3. One-sided asymmetric switching on of the other circuit of line

The earthing reactor in this case does not improve the situation. Induced voltage (peak value) in the switched off circuit also reaches a value close to 1000 kV.

In the case of asymmetric switching, higher voltage levels appear when EKB-ALY line operates or is switched on to operate with one circuit (the other circuit remains deenergized), otherwise than at the line’s two-circuit operation. As an example of the asymmetric switching on the line to single-circuit operation, in Fig. 7 below the waveforms are presented that show that in the case 106

The above analyses show that the designed system, due to the probability of resonance occurrence, is not recommended. Ultimately, a system was designed in which in the Elk Bis substation side are installed: an bus shunt reactor and two line shunt

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

3.4. Selection of earthing reactor (NER) The earthing reactor’s (NER) impact on the voltage in symmetrical states is relatively small, which results from relatively small circuit asymmetry mainly due to the EKB-ALY transmission line. The earthing reactor effect can be seen at an asymmetric disturbance [5, 6]. It affects the following: • single-phase fault current (primary arc current) and secondary arc current • recovery voltage (voltage in fault’s location after secondary arc extinction).

Fig. 8. Primary arc current in EKB-ALY line.

The results of the impact of earthing reactor reactance on these values are presented below. A non-metallic short-circuit was assumed there, with arc resistance equal to 50 Ω. As is apparent from Fig. 8, the earthing reactor effect on the primary arc current is visible, but still small. Fault current mainly depends on the zero sequence impedance of lines, transformers, and autotransformers1. Clearly greater (Fig. 10) is visible earthing reactor influence on the secondary arc current (the current in the fault location after switching off the faulted phase) and on the recovery voltage in the fault’s location. (Fig. 9)2.

Fig. 9. Recovery voltage dependence on earthing reactance.

The minimum secondary arc current (ca. 5 A) was obtained there for the earthing reactor reactance of ca. 1000 Ω, which amounts to ca. 30% of the reactance of a line reactor in Alytus substation (72 Mvar). Also for this reactance the lowest recovery voltages (i.e. ca. 35 kV). The above conditions can guarantee, that single pole auto reclosing will be possible.

4. Conclusions The issue of compensation of the reactive power generated by 400 kV transmission lines with the use of shunt reactors is a new challenge for the Polish power sector. Currently, the first solution of this kind has been built in Poland. As is clear from the foregoing considerations, each such system needs to be individually analysed to select the right solution for a given location in the power system. The main threats include: excessively high voltage levels resulting from circuit couplings, resonances, and switching asymmetry, as well as the risk of failure of secondary arc extinction and unsuccessful single pole auto reclosing in the case of single-phase fault. Fig. 10. Secondary arc current dependence on earthing reactance.

REFERENCES

reactors (one for each circuit) with a capacity of 50 MVAR each, with directly earthed neutral points. In turn, in the Alytus substation two 72 MVAR line shunt reactors (one for each circuit) are installed with neutrals earthed through an additional earthing reactor.

1. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Analiza techniczna pracy dławików kompensacyjnych projektowanej stacji 400/110 kV Elk Bis [Technical analysis of the performance of compensation reactors in the proposed Elk Bis 400/110 kV substation] , report commissioned by Elfeko S.A., Gdańsk 2013.

1 2

Zero sequence impedance of the line reactor (in series with the arc suppression coil impedance) is relatively large. This voltage was calculated as the voltage drop over 50,000 Ω resistance after secondary arc extionction.

107

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | 102–108

2. Klucznik J. et al., Case studies of resonance phenomena in high voltage overhead power lines with shunt reactors, The Sixteenth Biennial IEEE Conference on Electromagnetic Field Computation CEFC 2014, France 2014. 3. Robak S., Wasilewski J., Analiza asymetrii napięć i prądów w układzie sieci elektroenergetycznego połączenia Polska – Litwa [Analysis of voltage and current asymmetry in the Poland-Lithuania interconnection], Energetyka 2012, Vol. XXII. 4. Escudero M.V., Redfern M., Effects of Transmission Line Construction on Resonance in Shunt Compensated EHV Lines, IPST, Montreal, Canada, 2005, Paper No IPST05-109.

5. Klucznik J. et al., Evaluation of Single Pole Auto-Reclosing Effectiveness with Nonlinear Secondary Arc Model, XXIII Symposium Electromagnetic Phenomena in Nonlinear Circuit, Pilsen: University of West Bohemia, 2014, pp. 75–76. 6. Klucznik J. et al., Nonlinear secondary arc model use for evaluation of single pole auto-reclosing effectiveness, COMPEL2015, Vol. 34, No. 3.

Zbigniew Lubośny Gdańsk University of Technology e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Graduated from Gdańsk University of Technology. A professor of engineering since 2004. Currently an associate professor at Gdańsk University of Technology. 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@ien.gda.pl He graduated 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 his alma mater. His areas of interest include control systems for generators and turbines, wind power generation, transmission lines and power system automatic protections.

Krzysztof Dobrzyński Gdańsk University of Technology e-mail: k.dobrzynski@eia.pg.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology in 1999. In 2012 he obtained a PhD degree at the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology. An assistant professor at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His areas of interest include cooperation of distributed generation sources with the power system, mathematical modelling, power system control, and intelligent systems in buildings.

108

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 102–108

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 102–108. When referring to the article please refer to the original text. PL

Problematyka kompensacji mocy biernej linii elektroenergetycznych wysokiego napięcia Autorzy

Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik Krzysztof Dobrzyński

Słowa kluczowe

kompensacja mocy biernej, linie napowietrzne, dławik bocznikowy

Streszczenie

W artykule przedstawiono rozważania dotyczące doboru dławików kompensacyjnych dla linii elektroenergetycznej dwutorowej wysokiego napięcia 400 kV, na przykładzie nowo budowanej linii Ełk Bis – Alytus. W analizach uwzględniono różne stany pracy układu. Zamieszczone wyniki dotyczą poziomów napięć w stanach ustalonych, podczas procesów łączeniowych oraz zwarć.

1. Wstęp Linie elektroenergetyczne wysokiego napięcia są źródłem mocy biernej w systemie elektroenergetycznym, gdzie poziom tej mocy zależy od poziomu mocy przesyłanej linią, jej długości i parametrów samej linii. Im bardziej niedociążona jest linia, tym większą wartość mocy biernej generuje. To z kolei przekłada się wprost na napięcie na linii oraz na poziomy napięć w najbliższym jej sąsiedztwie. W szczególnych przypadkach może się okazać, że napięcia w normalnych stanach pracy są zbyt wysokie, tzn. przekraczają wartości dopuszczalne długotrwale. Taka sytuacja może wystąpić zwłaszcza podczas pracy systemu elektroenergetycznego niedociążonego, tak jak ma to miejsce np. w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) w dni świąteczne oraz w dolinie letniej. W celu eliminacji wpływu danej linii na napięcie często stosuje się dławiki bocznikowe, mające za zadanie kompensowania mocy biernej generowanej przez linię [1, 2, 4]. Miejsce zainstalowania dławików (lub dławika) zależy od sytuacji napięciowej w danym miejscu systemu. Aktualnie budowana jest dwutorowa linia elektroenergetyczna wysokiego napięcia 400 kV, mająca stanowić most energetyczny łączący system europejski ENTSO-E (w jego ramach pracuje KSE) oraz systemy krajów bałtyckich (Litwy, Łotwy oraz Estonii) [1, 4].

Przy czym połączenie to jest realizowane z wykorzystaniem układu przekształtnikowego back-to-back znajdującego się na terenie Litwy. Wstępne analizy pracy tej linii wykonane przez PSE SA wykazały, że występuje konieczność zastosowania kompensacji mocy biernej generowanej przez linię. Założono, że kompensacja będzie realizowana przez cztery dławiki bocznikowe, zainstalowane na dwóch końcach linii (rys. 1). W początkowej fazie projektu dobrano sumaryczną moc dławików (4 × 50 Mvar) przyłączonych do linii w celu pełnej kompensacji mocy biernej linii. Oprócz dławików, przyłączonych bezpośrednio do linii w stacji Ełk Bis, zostanie zainstalowany dodatkowy dławik szynowy, również o mocy 50 Mvar. Powyżej opisany układ w początkowym etapie pracy ma zapewniać przepływ mocy czynnej na poziomie ±500 MW. W następnym etapie planowane jest przesyłanie mocy na poziomie ±1000 MW. 2. Napięcia linii w stanach ustalonych Warunki napięciowe w stanach ustalonych należy określić dla różnych konfiguracji pracy układu przedstawionego na rys. 1, uwzględniając przy tym możliwość wyłączeń elementów sieciowych w najbliższej okolicy linii. Przeanalizowano następuje konfiguracje sieci elektroenergetycznej:

• ALY 0 MW: nie jest przesyłana moc łączem HVDC • ALY -500 MW: eksport mocy 500 MW w kierunku Litwy • ALY +500 MW: import mocy 500 MW z Litwy • EKB-A3: wyłączony transformator EKB-A3 (w stacji Ełk) • ELK-A1: wyłączony transformator ELK-A1 (w stacji Ełk) • ELK-A2: wyłączony transformator ELK-A2 (w stacji Ełk) • EKB-ALY 1: wyłączony tor nr 1 linii Ełk Bis – Alytus • LMS-EKB 1: wyłączony tor nr 1 linii Łomża – Ełk Bis • EKB111-ELK111: wyłączona linia EKB111-ELK111 • NAR-LMS: wyłączona linia Narew – Łomża • OST-LMS A: wyłączony tor nr 1 linii Ostrołęka – Łomża • DL-1 EKB: wyłączony dławik przyłączony do toru 1 po stronie EKB • DL-2 EKB: wyłączony dławik przyłączony do toru 2 po stronie EKB • DL-1 DL-2 EKB: wyłączone oba dławiki po stronie EKB • DL-SZ EKB: wyłączony dławik przyłączony do szyn EKB • DL-1 ALY: wyłączony dławik przyłączony do toru 1 po stronie ALY

Rys. 1. Schemat poglądowy dwutorowej linii elektroenergetycznej 400 kV Ełk Bis – Alytus

109

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 102–108

• DL-2 ALY: wyłączony dławik przyłączony do toru 2 po stronie ALY • DL-1 DL-2 ALY: wyłączone oba dławiki po stronie ALY. Pierwsze trzy konfiguracje odpowiadają pracy systemu z załączonymi wszystkimi elementami rozważanej sieci. Linia Ełk Bis – Alytus pracuje w tych przypadkach z załączonymi dwoma torami. Kolejne warianty odpowiadają importowi 500 MW mocy (przepływ mocy w kierunku stacji Ełk Bis) oraz wyłączeniu jednego lub dwóch elementów sieci – w stosunku do stanu pełnego (podstawowego). Wyniki obliczeń (poziomy napięć) zaprezentowane na poniższych rysunkach podano w jednostkach względnych odniesionych do napięcia znamionowego sieci. Dla sieci o napięciu znamionowym 400 kV napięciem dopuszczalnym długotrwale w stanach normalnych jest napięcie 420 kV, tj. równe 1,05 w jednostkach względnych. Natomiast dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV napięciem dopuszczalnym długotrwale w stanach normalnych jest napięcie równe 1,1 w jednostkach względnych. Wyniki zaprezentowane na rys. 2 pokazują, że praca systemu w dolinie obciążenia wiąże się z wyższymi poziomami napięć zarówno w stacji Ełk Bis, jak i w stacji Alytus. Konfiguracje pracy sieci, dla których obserwuje się nadmiernie wysokie poziomy napięć, to te związane z wyłączeniem dławików w stacji Alytus. Również konfiguracje pracy z dławikami wyłączonymi w stacji Ełk Bis prowadzą do napięć o wartościach granicznych górnych (szczyt zimowy) lub nadmiernie wysokich (dolina letnia). Oznacza to, że w normalnych stanach pracy systemu w szczycie zimowym (w okresach dużego obciążenia systemu) w stacji Alytus powinien być załączony co najmniej jeden dławik liniowy, a w stacji Ełk Bis dławik szynowy i co najmniej jeden dławik liniowy. Natomiast w okresach małego obciązenia (w tym w dolinie letniej) powinny być załączone wszystkie dławiki, tj. szynowy w stacji Ełk Bis oraz liniowe w linii Ełk Bis – Alytus. Z powyższych analiz wynika, że z punktu widzenia poziomów napięć w rozważanych stacjach elektroenergetycznych w okresach niskiego obciążenia w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym wymagane jest załączanie pięciu dławików (5 × 50 Mvar), tj. dławika szynowego w stacji Ełk Bis oraz

dławików liniowych linii Ełk Bis – Alytus. W okresach dużego obciążenia w systemie elektroenergetycznym możliwa jest praca z załączonymi czterema dławikami (4 × 50 Mvar), tj. z wyłączonym jednym dławikiem w stacji Ełk Bis lub z wyłączonym jednym dławikiem w stacji Alytus. Występowanie łącza HVDC w stacji Alytus powoduje, że możliwe są również stany pracy związane z załączaniem tego łącza do pracy. W takim przypadku sekwencja procesu łączeniowego będzie (może być) następująca:

pojedynczym torem linii Łomża – Ełk Bis – Alytus. W tym przypadku załączone powinny być również dławiki liniowe i ewentualnie dławik szynowy. 3. Zjawiska napięciowe podczas procesów łączeniowych Praca prezentowanego układu związana jest z koniecznością prowadzenia procesów łączeniowych. Wynikają one zarówno z normalnych procedur ruchowych, jak również mogą być wynikiem powstałego w linii zakłócenia, np. zwarcia. Dławiki bocznikowe mogą pracować z różnie skonfigurowanym punktem neutralnym (PN): izolowanym, uziemionym bezpośrednio lub uziemionym przez dławik uziemiający (NGR). Przyjęcie danego rozwiązania nie pozostaje bez wpływu na zjawiska napięciowe obserwowane podczas procesów łączeniowych w linii. Poniżej przedstawiono wybrane wyniki dla różnych rozwiązań pracy punktu neutralnego dławików podczas procesów łączeniowych.

Krok 1: j e d n o s t r o n n e z a ł ą c z e n i e linii Ełk Bis – Alytus w stacji Ełk Bis Krok 2: załączenie linii w stacji Alytus Krok 3: załączenie łącza HVDC. Powyższe oznacza, że będą występowały okresy jednostronnego załączenia linii Ełk Bis – Alytus, nieobciążonej lub „obciążonej” dławikiem liniowym. Przeanalizowano kilkanaście konfiguracji pracy rozważanego układu. Wybrane wyniki zamieszczono poniżej, przy czym oznaczenia przyjęte na prezentowanych rysunkach są następujące: • A – jednostronne załączenie jednego toru linii Ełk Bis – Alytus • B – jednostronne załączenie obu torów linii • C – jednostronne załączenie jednego toru linii Ełk Bis – Alytus realizowane poprzez tor Łomża – Ełk Bis – Alytus. Oznacza to, że stacja Ełk Bis nie jest połączona z siecią 110 kV • D – jednostronne załączenie obu torów linii realizowane poprzez tor Łomża – Ełk Bis – Alytus, przy czym linia Łomża – Ełk Bis pracuje z załączonym jednym torem.

3.1. Symetryczne załączenie jednostronne jednego toru linii Załączenie jednostronne trójfazowe (symetryczne) jednego (pierwszego) toru linii EKB-ALY w EKB (drugi tor pozostaje wyłączony) jest dopuszczalne dla dowolnej konfiguracji dławików w torze załączanym, ale w drugim torze dławiki liniowe muszą być wyłączone lub załączony może być tylko jeden dławik liniowy z PN uziemionym za pomocą dławika NGR. Pozostawienie wyłączonego toru linii z załączonymi dwoma dławikami liniowymi o mocy 50 Mvar prowadzi do rezonansu i dużych poziomów napięcia w tym torze. Taką sytuację pokazano na rys. 4, gdzie przebiegi odpowiadają sytuacji, w której wszystkie dławiki są załączone, dławik szynowy i dławiki liniowe po stronie stacji Ełk Bis mają punkt neutralny uziemiony bezpośrednio, a dławiki liniowe po stronie stacji Alytus są uziemione przez dławik NGR. Przyczyną takiego stanu (rezonansu) jest zaprojektowanie dławików do pełnej kompensacji mocy biernej linii. Z kolei praca dławika (dławików) w stacji Ełk Bis z izolowanym PN w powyższych przypadkach (dławiki pozostają na szynach EKB) jest dopuszczalna – chwilowa wartość napięcia w PN dławików nie przekracza 45 kV, a proces przejściowy zanika w czasie ok. 0,2 s (rys. 5).

Ponadto do każdej litery dodawana jest cyfra, która oznacza stan pracy wybranych elementów sieci (tab. 1). Z wyników zaprezentowanych na rys. 3 można wnioskować, że również w procesie tworzenia toru do załączenia łącza HVDC wymagane jest załączenie dławika szynowego i dławików liniowych (warianty A5, B8) lub ewentualnie tylko dławików liniowych (warianty A4, B7). Wyniki obliczeń dla wariantu C pokazują, że możliwe jest również podanie do stacji Alytus napięcia

b) EKB

ALY

1,1

U [-]

1,05 1 0,95

110

DL-2 ALY

DL-1 DL-2 ALY

DL-1 ALY

DL-SZ EKB

DL-2 EKB

DL-1 DL-2 EKB

DL-1 EKB

NAR-LMS

OST-LMS A

LMS-EKB 1

ELK-A2

EKB-ALY 1

ELK-A1

ALY +500MW

ALY 0MW

Rys. 2. Poziomy napięć na szynach EKB i ALY; a) szczyt zimowy, b) dolina letnia

ALY -500MW

0,9

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 102–108

Wariant

LMS-EKB tor 1

LMS-EKB tor 2

EKB-ALY tor 1

EKB-ALY tor 2

Dławik szynowy EKB

Dławik liniowy EKB T1

Dławik liniowy EKB T2

Dławik liniowy ALY T1

Dławik liniowy ALY T2

–

Tab. 1. Konfiguracje pracy rozważanego fragmentu sieci; „–” oznacza element wyłączony; „+” oznacza element załączony

uziemiony przez dławik uziemiający), jest dopuszczalne. Pojawiają się tylko niewielkie, typowe przepięcia łączeniowe (rys. 6). Również 3-fazowe załączenie drugiego toru linii do pracy, gdy była załączona jednostronnie, gdy pierwszy tor jest już załączony, oraz proces odwrotny, tj. jednostronne wyłączenie toru z pracy, nie niosą ze sobą żadnych zagrożeń.

EKB

ALY

1,2 1,15

U [-]

1,1 1,05 1 0,95 0,9 A1 A2 A3 A4 A5 B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 C1 C2 C3 C4 C5 D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8

Rys. 3. Poziomy napięć na szynach EKB i ALY; a) szczyt zimowy, b) dolina letnia

3.3. Niesymetryczne załączenie jednostronne drugiego toru linii W przypadku niesymetrycznych łączeń wyższe poziomy napięć pojawiają się, gdy linia EKB-ALY pracuje lub jest załączana do pracy z jednym torem (drugi tor pozostaje wyłączony), inaczej niż ma to miejsce przy pracy linii jako dwutorowa. Jako przykład niesymetrycznego łączenia linii do pracy jednotorowej na rys. 7 zamieszczono przebiegi pokazujące, że w przypadku 2-fazowego załączenia/wyłączenia toru linii napięcie fazowe w torze wyłączonym może przekroczyć 1000 kV w szczycie (do pracy załączany jest tor II, przy wyłączonym torze I). W podanym przykładzie pracują dławiki liniowe o mocy 50 Mvar każdy, z PN uziemionym bezpośrednio (tj. bez stosowania dławika uziemiającego w punkcie neutralnym dławika liniowego). Zastosowanie dławika uziemiającego w tym przypadku nie poprawia sytuacji. Napięcie indukowane (wartość szczytowa) w torze wyłączonym osiąga również wartość zbliżoną do 1000 kV. Powyższe analizy wskazują, że zaprojektowany układ, ze względu na prawdopodobieństwo pojawienia się rezonansu, nie jest wskazany. Docelowo zaprojektowano układ, w którym po stronie stacji Ełk Bis są zainstalowane: dławik szynowy oraz dwa dławiki liniowe (po jednym na każdy tor) o mocy 50 Mvar każdy, z uziemionym bezpośrednio punktem neutralnym. Z kolei po stronie stacji Alytus zainstalowane są dwa dławiki (po jednym na każdy tor) o mocy 72 Mvar każdy, z uziemionym punktem neutralnym przez dławik NGR.

Rys. 4. Napięcia fazowe na końcach wyłączonego toru II linii EKB-ALY

3.2. Symetryczne załączenie jednostronne drugiego toru linii Załączenie jednostronne drugiego toru linii EKB-ALY, gdy pierwszy tor jest załączony

i obciążony, w przypadku braku dławików liniowych lub obecności dławików liniowych (w EKB PN dławików jest uziemiony lub izolowany, w ALY PN dławików jest

3.4. Dobór dławika uziemiającego (NGR) Dławik uziemiający ma relatywnie niewielki wpływ na napięcia w stanach symetrycznych, co wynika ze względnie małej niesymetrii obwodu wprowadzanej głównie przez linię elektroenergetyczną EKB-ALY. Wpływ dławika widoczny jest podczas zakłóceń niesymetrycznych [5, 6]. Wpływa on m.in. na:

111

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 102–108

Rys. 8. Początkowy prąd zwarcia jednofazowego w linii EKB-ALY (primary arc current). Zwarcie „łukowe” modelowane rezystancją R = 50 Ω

Rys. 5. Napięcia w punkcie gwiazdowym dławików liniowych przyłączonych do szyn stacji Ełk Bis

Rys. 9. Napięcie w miejscu zwarcia po jego przeminięciu (ang. recovery voltage). Zwarcie „łukowe” modelowane rezystancją R = 50 Ω

Rys. 6. Napięcia fazowe na końcach toru II linii EKB-ALY

Rys. 7. Napięcia fazowe na końcach wyłączonego toru I linii EKB-ALY

112

Rys. 10. Prąd zwarcia j1-fazowego po wyłączeniu 1-fazowym obustronnym linii (secondary arc current). Zwarcie „łukowe” modelowane rezystancją R = 50 Ω

• prąd zwarcia jednofazowego w chwili początkowej zwarcia (ang. primary arc current) i po wyłączeniu zwartej fazy (ang. secondary arc current) • napięcie w miejscu zwarcia jednofazowego po jego wyłączeniu (ang. recovery voltage). Poniżej zaprezentowano wyniki wpływu wartości reaktancji dławika uziemiającego na powyższe wielkości. Założono tu niemetaliczne zwarcie i przyjęto, że rezystancja przejścia (łuku) wynosi 50 Ω. Jak wynika z rys. 8, wpływ dławika gaszącego na wartość początkową prądu zwarcia jednofazowego jest widoczny, ale jednak mały. O jego wartości decydują głównie impedancje dla składowej zerowej linii, transformatorów i autotransformatorów1. Wyraźnie większy jest widoczny wpływ dławika gaszącego na prąd płynący w miejscu zwarcia po wyłączeniu zwartej fazy (rys. 10) oraz na wartość napięcia w miejscu zwarcia po jego przeminięciu (rys. 9)2.

Impedancja dla składowej zerowej dławika liniowego (szeregowo występująca z impedancją dławika gaszącego) jest względnie duża.

Z. Lubośny at al. | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 102–108

Minimalną wartość prądu (rzędu 5 A) uzyskuje się tu dla impedancji dławika gaszącego równej ok. 1000 Ω, co stanowi około 30% impedancji dławika liniowego w stacji Alytus (72 Mvar). Również dla tej wartości impedancji dławika gaszącego uzyskuje się najmniejsze wartości napięcia po przeminięciu zwarcia (tj. równe ok. 35 kV). 4. Podsumowanie Problematyka kompensacji mocy biernej generowanej przez linie wysokiego napięcia 400 kV z wykorzystaniem dławików bocznikowych jest dla krajowej energetyki nowym wyzwaniem. Aktualnie budowane jest pierwsze tego typu rozwiązanie w Polsce. Jak wynika z powyższych rozważań, tego typu układy każdorazowo wymagają analizy, która pozwoli dobrać odpowiedni układ do danego miejsca w systemie

elektroenergetycznym. Podstawowym zagrożeniem są tu: nadmiernie wysokie poziomy napięć wynikające ze sprzężeń, rezonansów, niesymetrii łączeń, a także zagrożenie niezgaszeniem się łuku wtórnego w przypadku zwarcia 1-fazowego. Bibliografia 1. Lubośny Z., Klucznik J., Dobrzyński K., Analiza techniczna pracy dławików kompensacyjnych projektowanej stacji 400/110 kV Ełk bis, raport dla Elfeko S.A., Gdańsk 2013. 2. Czapp S. i in., Case studies of resonance phenomena in high voltage overhead power lines with shunt reactors, The Sixteenth Biennial IEEE Conference on Electromagnetic Field Computation CEFC 2014, Francja 2014.

3. Robak S., Wasilewski J., Analiza asymetrii napięć i prądów w układzie sieci elektroenergetycznego połączenia Polska – Litwa, Energetyka 2012, Vol. XXII. 4. Escudero M.V., Redfern M., Effects of Transmission Line Construction on Resonance in Shunt Compensated EHV Lines, IPST, Montreal, Canada, 2005, Paper No IPST05-109. 5. Klucznik J. i in., Evaluation Of Single Pole Auto-Reclosing Effectiveness With Nonlinear Secondary Arc Model, XXIII Symposium Electromagnetic Phenomena in Nonlinear Circuit, Pilsen: University of West Bohemia, 2014, s. 75–76. 6. Klucznik J. i in., Nonlinear secondary arc model use for evaluation of single pole auto-reclosing effectiveness, COMPEL2015, Vol. 34, No. 4.

Zbigniew Lubośny

prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Wychowanek Politechniki Gdańskiej. Od 2004 roku jest profesorem nauk technicznych. Obecnie zatrudniony na swojej macierzystej uczelni na stanowisku profesora. 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.

Krzysztof Dobrzyński

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: k.dobrzynski@eia.pg.gda.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w 1999 roku. W roku 2012 roku uzyskał tytuł doktorski na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar zainteresowań to współpraca źródeł generacji rozproszonej z systemem elektroenergetycznym, modelowanie matematyczne, sterowanie systemem elektroenergetycznym, instalacje inteligentne w budynkach.

Napięcie to obliczano jako napięcie na rezystancji 50 000 Ω włączonej jednofazowo w miejscu zwarcia, po przeminięciu zwarcia.

113

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 114–119

The Effect of Phase-to-earth Faults on the Operating Conditions of a Separated 110 kV Grid Normally Operated with Effectively Earthed Neutral, and Temporarily Supplied from a Compensated 110 kV Grid

Authors Wilhelm Rojewski Marian Sobierajski

Keywords compensated grid, effectively earthed grid, grid neutral, phase-to-earth fault

Abstract The paper discusses the interoperability of the German compensated 110 kV grid and the Polish effectively earthed 110 kV grid. It is assumed that an area of one grid, separated from its power system, will be temporarily supplied from the other grid in its normal regime. Reference is made to the risks associated with phase-to-earth faults in grids so interconnected. Particular attention is paid to the working conditions of surge arresters and voltage transformers in the Polish 110 kV grid deprived of its neutral earthing when supplied from the German grid.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015211

Background The established cooperation of the Polish National Power System (NPS) with the systems of neighbouring countries takes place at the level of the 220 kV and 400 kV transmission grids, while, for obvious reasons, there have been no interconnections between 110 kV lines. Local cooperation between nearborder 110 kV grid operators can contribute to improved security of supply, and often may be commercially reasonable. When organizing such interoperation, an area of one grid should be prepared, which will be isolated from its own power system and temporarily supplied from the other grid in its normal regime (connected with its power system). The grids will alternate in their supplier/recipient roles. Such interoperation may be relatively easily organised between 110 kV grids with the same neutral earthing modes, and similar standards of power system protections. Such interoperation has been already established, for example between Polish and Czech operators, whose 110 kV grids operate with effectively earthed neutrals. It becomes more complicated when one of the 110 kV grids is effectively earthed, and the other is compensated, as is the case with the neighbouring Polish and German grids. Interoperability analysis of the supply of a separated portion of the Polish 110 kV grid from the compensated German 110 kV grid leads to the following conclusions: • In a fault-free condition, grid interoperation is risk-free. • Given the possibility of short circuits, including phase-toearth faults, no transformer in the separated portion of the Polish grid can have the star point earthed on the 110 kV side. 114

• For the Polish 110 kV grid an earth fault may prove to be dangerous, regardless of its location (in either the Polish or German grid). The overvoltages occurring in these conditions in the healthy phases in the entire grid with coefficient ku = may endanger the Polish grid, which is suitable for overvoltages with coefficient ku ≤ 1.4. • The Polish 110 kV grid protection systems are not suitable to identify and eliminate earth faults in the considered conditions, while the earth faults in the compensated German grid are signalised only by the protection. Ground faults are eliminated through operational activities, with considerable delay. Interoperability analysis of the supply of a separated portion of the German 110 kV grid from the effectively earthed Polish 110 kV grid leads to the following conclusions: • In a fault-free condition, grid interoperation is risk-free. • In the event of phase-to-earth fault in the compensated German grid its earthing and protection systems may prove inadequate for large short-circuit currents. The issue of the interoperability of effectively earthed and compensated 110 kV grids is not new. In the postwar period there was such a need in the Upper Silesian region, and the problem was solved by using a special 110 kV/110 kV coupling transformer. This solution radically eliminates many problems, but has a very significant drawback – it is expensive. It is estimated that for a 160 MVA transformer, the total cost of its building and fitting could amount to approx. 2.5 million EUR.

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 114–119

Nominal grid voltage Un (RMS)

Highest grid voltage Un (RMS)

Highest device voltage Un (RMS)

Rated power frequency short-time withstand voltage (RMS)

Rated lightning impulse withstand voltage 1.2/50 µs (Peak)

(185)

(450)

110

123

123 230

550

Note: If the values in parentheses are insufficient to demonstrate that the required phase-to-phase withstand voltages are satisfactory, it is necessary to conduct additional strength tests of the phase-to-phase insulation

Tab. 1. Standard insulation levels in 110 kV grids [1, 2]

This paper describes an attempt to answer the question of whether there is an alternative and less costly solution. For this purpose the risks were identified that could occur in the interoperation of a grid which normally operates with an effectively earthed neutral and is temporarily deprived of its neutral earthing with a compensated grid. Then the measures were determined which are necessary to eliminate or reduce these risks.

Voltage conditions at fault in 110 kV grid In normal operating conditions the voltage in a power grid with rated voltage Un may exceed the rated voltage. Taking into account the fault factors, the grid’s long-time voltage capability and the issue of grid and device insulation coordination is regulated by standards [1, 2]. The characteristic values defined by these standards for grids with 110 kV rated voltage are shown in Tab. 1. Values in Tab. 1 are rms phase-to-phase voltages, and the corresponding rms phase voltages may be obtained by dividing them by . In a grid with an effectively earthed neutral the constraints so determined are superimposed on the overvoltage coefficient limit values established during phase-to-earth faults, which requires appropriate ratios of short-circuit impedances Z0/Z1. The required ratios are obtained through direct earthing of the star points of selected transformers. According to provisions of the IRiESP Transmission Grid Code [8] and IRiESD Distribution Grid Code [9], the overvoltage coefficient limit and the conditions necessary to obtain it in a 110 kV grid are defined by the following relations: (1) where: Umaxf – the highest rms phase voltage at single phase fault, Unf – rated rms phase voltage. The voltage at the isolated star point of a transformer in a grid with effectively earthed neutral can be determined from: (2)

By adopting the limit X0/X1 ratios from the effective earthing conditions (1), the highest voltages at the isolated star point of a transformer are obtained: (3)

In a grid that is not effectively earthed (i.e. insulated, compensated or resistance-earthed), which in Polish conditions refers to medium voltage distribution grids, the coefficient of earth-fault overvoltage in a healthy phase is ku = . This results from very high ratios of zero to positive sequence short-circuit impedances Z0/Z1 in these grids. Since in Germany most 110 kV grids are operated under a compensated regime, the earth-fault overvoltage coefficient in these grids should be adopted as ku = 1.73. Consequently, the transformer star points voltage at phase-toearth fault will be U0 = Uf.

Rules for selection of voltage transformers in 110 kV grids The basic electrical parameters of voltage transformers are defined by standard [3]. Depending on the grid neutral operation mode a voltage transformer is selected with the appropriate earth fault coefficient kn and an acceptable overvoltage duration. Coefficient kn determines the maximum multiplicity of the primary operating voltage, at which the voltage transformer maintains the required thermal strength over the appropriate time, and the required accuracy. Standard rated voltage coefficients for selected cases are specified in Tab. 2. In the Polish 110 kV grid operated with effectively earthed neutral, the rated primary voltage of a voltage transformer is adopted as 110/√3 kV, while the highest operating voltage is 123 kV. Taking into account the earth-fault overvoltage coefficient in an effectively earthed grid ku = 1.4, and protection tripping in response to phase-earth-faults, as standard the voltage transformers between phase conductors and earth have the voltage coefficient kn = 1.5/30 s. This means that they may be subject to phase overvoltages with rms values 1.5 x 110/√3 = 95 kV for a period not exceeding 30 s. In a grid that is not effectively earthed, such as the German compensated 110 kV grid, in which no phase-to-earth fault

115

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 114–119

Rated voltage coefficient kn

Rated time

1.2

without limitation

1.5

30 s

1.9

30 s

1.2

without limitation

Primary winding connection and grid neutral operation mode

Between phase and earth in a grid with effectively earthed neutral

Between phase and earth in a grid with insulated neutral point without automatic earth-fault switch-off, or in a compensated grid without automatic earth-fault switch-off

Tab. 2. Standard rated voltage coefficients

is automatically switched-off, voltage transformers will have voltage coefficient kn = 1.9/8 h.

Rules for selection of surge arresters in 110 kV grids Rules for selection of surge arresters are set out in the relevant standard [4], and their required parameters and properties are also dictated by the standard [5]. In the Polish 110 kV grid, surge arresters are installed in line bays, transformer bays and in star points of transformers with permanently or temporarily insulated neutrals. Surge arrester parameters recommended [6] for 110 kV grids are specified in Tab. 3. In the case of temporary overvoltage an excess over the rated arrester voltage is allowed. This follows from the typical

Rated grid voltage Un, kV

110

Highest grid voltage Us, kV

123

Earth fault overvoltage coefficient ku

1.4

Short-circuit current, kA

40 grid line conductors

transformer star point

Continuous operating voltage Uc, kV

≥ 77

≥ 48

Rated voltage Ur, kV

≥ 96

Arrester connected to:

Rated discharge current, kA

Short-circuit strength, kA

Tab. 3. Surge arresters parameters for effectively earthed 110 kV grids [6]

Rated grid voltage Un, kV

110

Highest grid voltage Us, kV

123

Earth fault overvoltage coefficient ku

1.73 grid line conductors

transformer star point

Continuous operating voltage Uc, kV

≥ 123

≥ 72

Rated voltage Ur, kV

≥ 154

≥ 90

Arrester connected to:

Tab. 4. Surge arrester parameters required in compensated 110 kV grids 116

characteristic of temporary overvoltage strength as a function of time [7] that for time periods of up to 0.5 seconds the rated voltage may be exceeded by approx. 10%. In the case of the German 110 kV grid operated with ground fault current compensation, surge limiters have the parameters shown in Tab. 4.

Simulation of a single phase fault when separated Polish 110 kV grid is supplied from the German grid The situation is considered whereby a separated portion of the Polish 110 kV grid is supplied from the German grid. All 110 kV/ MV transformers in the separated Polish grid have their star points isolated, while the German grid operates in its normal regime with the compensation of capacitive earth fault current. Surge arresters and voltage transformers in the Polish grid are selected in accordance with the rules in force in an effectively earthed grid. A simplified diagram of the system adopted for the simulation is presented in Fig. 1. In this system a phase-to-earth fault was simulated and voltages and currents were examined in the both grids, taking into account the operation of the surge arresters installed in the separated Polish grid. The examination was performed using a MATLAB/Simulink package and the standard surge arrester model. The following simulation scenarios were implemented: 1. at t = 0.2 s phase-to-earth fault develops in the German 110 kV grid 2. at t = 0.5 s circuit-breaker opens in the S-100 interconnection line in the RP-100 switching substation 3. at t = 0.6 s circuit-breaker opens in the S-100 interconnection line in the RN-100 switching substation on the German side. Monitored parameters: voltages in RP-100 substation and currents in S-100 interconnection line; voltages and currents in RN-100 and in the German grid voltages in transformer star points in the Polish and German grids; surge arrester current; current in the fault location; current in the compensation device (Petersen coil) in the German grid. The simulation results are shown in Fig. 2–9.

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 114â&#x20AC;&#x201C;119

Fig. 1. Simplified diagram of the system adopted for the simulation

Fig. 2. Phase voltage waveforms in RP-100 substation at phase-to-earth fault in 110 kV grid

Fig. 3. Phase current waveforms in the SP-100 line in RP-100 substation at phase-to-earth fault

Fig. 4. Transformer star point voltage waveform in the Polish grid

Fig. 5. Surge arrester current waveform in transformer star point

117

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 114â&#x20AC;&#x201C;119

Fig. 6. Phase voltage waveforms in S-100 line of RN-100

Fig. 7. Phase current waveforms in the German grid

Fig. 8. Current waveform at fault location

Fig. 9. Petersen coil current waveform and RMS

Conclusions

4. In order to avoid the need for high-speed cutting-off the interconnection, the parameters for all surge arresters and voltage transformers in the separated Polish grid should be appropriate for the operation in a grid with compensation or an insulated neutral. For a sustained phase-to-earth fault, however, the operational return to the normal regime should be sought, i.e. supply from the Polish National power System. 5. Replacing the surge arresters alone would carry the risk over to the voltage transformers. At phase-to-earth fault their cores will saturate and magnetisation currents will increase, and, consequently, their primary windings will be thermally overloaded. In this situation cutting off the interconnection will be necessary with the shortest time delay possible. 6. The paper does not deal with other problems, the solution of which is necessary for such interoperation. These include fitting the grid with automatic controls that will cut-off and restore the connection with its own power system (ATS), as well as solutions for synchronism control at the grid interconnection point.

1. Supplying a separated portion of the Polish 110 kV grid from the compensated German 110 kV grid is risk-free in normal conditions. However, in the event of a phase-to-earth fault the surge arresters are activated in the Polish line conductors and transformer star points if their parameters have been selected in accordance with the standard for an effectively earthed grid. 2. This limits the overvoltages in the healthy phases and transformer star points to the level resulting from the surge arrestersâ&#x20AC;&#x2122; rated voltages. This does not endanger the insulation of the grid and substation equipment, including voltage transformers, but results in strongly distorted voltages and currents, and increased phase currents and the current at the fault location. 3. The operation of the system at phase-to-earth fault increases the risk of electric shock in the compensated grid, as well the exposure of surge arresters to damage. Taking into account the surge arrestersâ&#x20AC;&#x2122; typical resistance to momentary overvoltage a short-term, i.e. shorter than 1 sec., operation of the system at phase-to-earth fault may be allowed. During this time the interconnection between the systems must be cut-off. 118

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | 114–119

REFERENCES

6. 1. PN-EN 60071-1:2008P Koordynacja izolacji, część 1, Definicje, zasady i reguły [Insulation coordination, part 1, Definitions, principles, and rules]. 2. PN-EN 60071-2:2000P Koordynacja izolacji. Przewodnik stosowania [Insulation coordination, Application guide]. 3. PN-EN 61869-3:2011, English version, Instrument Transformers – Inductive Voltage Transformers. 4. PN-EN 60099-5:2014-01, English version, Surge Arresters, Part 5, Selection and application recommendations. 5. PN-EN 60099-4:2009, Polish version, Ograniczniki przepięć, część 4, Beziskiernikowe ograniczniki przepięć z tlenków

8. 9.

metali do sieci prądu przemiennego [Surge Arresters, Part 4, Metal-oxide surge arresters without gaps for a.c. systems]. Sowa A., Ochrona odgromowa i przepięciowa. Ochrona odgromowa linii i stacji elektroenergetycznych wysokiego napięcia. Ochrona Odgromowa [Lightning and Surge Protection. Lightning protection of high voltage lines and substations. Lightning Protection] [online], www.elektroda.pl. BEZPOL, Beziskiernikowe ograniczniki przepięć w osłonie silikonowej [Surge arresters without gaps in silicone sheath, Specification sheet. IRiESP Transmission Grid Code, PSE, Version 2.0, Text in force since 1 August 2014. IRiESD Distribution Grid Code, Turon Dystrybucja, 1 January 2014.

Wilhelm Rojewski Wrocław University of Technology e-mail: wilhelm.rojewski@pwr.edu.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Wrocław University of Technology (1973). He received his PhD in technical sciences at the Institute of Power Engineering of his alma mater (1977), where he is an assistant professor. He deals with power system automatic protections, control and regulation in the power system and interoperation conditions of distributed energy sources and the power system.

Marian Sobierajski Wrocław University of Technology e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl Full Professor of Wrocław University of Technology the Power Engineering Department. He deals with scientific issues related to planning and controlling power systems. His works refer mainly to probabilistic power flows, voltage stability and electricity quality, and to interoperation of distributed sources with transmission grids. His recent studies relate to smart power grids, interoperation of microinstallations and photovoltaic installations with medium and low voltage distribution grids, and frequency control at insular operation.

119

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 114–119

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 114–119. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wpływ zwarć 1-fazowych na warunki pracy wydzielonej sieci 110 kV, normalnie pracującej ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym, przejściowo zasilanej z sieci skompensowanej 110 kV Autorzy

Wilhelm Rojewski Marian Sobierajski

Słowa kluczowe

sieć skompensowana, sieć skutecznie uziemiona, punkt neutralny sieci, zwarcie 1-fazowe

Streszczenie

W artykule rozważane są warunki współpracy niemieckiej skompensowanej sieci 110 kV z polską siecią 110 kV skutecznie uziemioną. Zakłada się, że wydzielony od własnego systemu elektroenergetycznego obszar jednej sieci będzie przejściowo zasilany z pracującej w normalnym układzie drugiej sieci. Wskazuje się na zagrożenia, jakie towarzyszą zwarciom 1-fazowym w tak połączonych sieciach. Szczególną uwagę zwraca się na warunki pracy ograniczników przepięć i przekładników napięciowych w pozbawionej uziemienia punktu neutralnego polskiej sieci 110 kV, zasilanej ze skompensowanej sieci operatora niemieckiego.

Wprowadzenie Trwała współpraca Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) z systemami krajów sąsiednich odbywa się na poziomie sieci przesyłowych 220 kV i 400 kV, podczas gdy – ze zrozumiałych względów – nie stosuje się połączeń międzysystemowych między liniami 110 kV. Natomiast lokalna współpraca operatorów przygranicznych sieci 110 kV może przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa zasilania odbiorców, a nierzadko ma też sens komercyjny. Organizując taką współpracę, należy przygotować wyizolowany od własnego systemu elektroenergetycznego obszar jednej sieci, który będzie przejściowo zasilany z pracującej w normalnym układzie (połączonej z własnym systemem elektroenergetycznym) drugiej sieci. Role sieci zasilanej i zasilającej będą zamienne. Stosunkowo łatwo można zorganizować taką współpracę w przypadku sieci 110 kV, o takim samym sposobie pracy punktu neutralnego oraz podobnym standardzie wyposażenia w elektroenergetyczną automatykę zabezpieczeniową (EAZ). Przykłady takiej współpracy istnieją np. między operatorami polskim i czeskim, których sieci 110 kV pracują ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym. Sytuacja komplikuje się, gdy jedna z sieci 110 kV jest siecią skutecznie uziemioną, a druga skompensowaną, jak to ma miejsce w przypadku sąsiedztwa sieci polskiej i niemieckiej. Rozpatrując zasilanie wydzielonej części polskiej sieci 110 kV ze skompensowanej niemieckiej sieci 110 kV, dochodzi się do następujących ustaleń: • W stanie bezzakłóceniowym praca połączonych sieci nie stwarza zagrożeń. • Mając na uwadze możliwość wystąpienia zwarć, w tym zwarć 1-fazowych, żaden transformator w wydzielonej sieci polskiej nie może mieć uziemionego punktu gwiazdowego po stronie 110 kV. • Dla polskiej sieci 110 kV zwarcia doziemne mogą się okazać groźnymi, niezależnie

120

od miejsca wystąpienia (w sieci polskiej lub niemieckiej). Występujące w tych warunkach ustalone przepięcia w fazach zdrowych całej sieci o współczynniku ku = mogą zagrażać sieci polskiej, dostosowanej do przepięć o współczynniku ku ≤ 1,4. • EAZ polskiej sieci 110 kV nie jest przystosowana do identyfikacji i eliminacji zwarć doziemnych w rozważanych warunkach, natomiast zabezpieczenia ziemnozwarciowe w skompensowanej sieci niemieckiej działają na sygnał. Eliminacja doziemień odbywa się w drodze działań operacyjnych, ze znacznym opóźnieniem. Rozważania zasilania wydzielonego obszaru sieci niemieckiej 110 kV ze skutecznie uziemionej sieci polskiej prowadzą do następujących ustaleń: • W stanie bezzakłóceniowym praca połączonych sieci nie stwarza zagrożeń. • W razie wystąpienia zwarć 1-fazowych w skompensowanej sieci niemieckiej uziemienia i zabezpieczenia w tej sieci mogą się okazać niedostosowane do dużych prądów zwarciowych.

Problem połączenia sieci 110 kV skutecznie uziemionej z siecią skompensowaną nie jest całkiem nowy. W okresie powojennym, na terenie Górnego Śląska miała miejsce taka potrzeba i problem rozwiązano za pomocą specjalnego transformatora sprzęgającego 110 kV/110 kV. To rozwiązanie radykalnie eliminuje wiele problemów, ale ma bardzo istotną wadę – jest drogie. Szacuje się, że w przypadku transformatora o mocy rzędu 160 MVA całkowity koszt zabudowy i wyposażenia może wynosić ok. 10 mln zł. W artykule podjęto próbę odpowiedzi na pytanie, czy istnieje alternatywne rozwiązanie niewymagające ponoszenia takich kosztów. W tym celu rozpoznano zagrożenia, jakie mogą się pojawić podczas współpracy sieci normalnie pracującej ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym i przejściowo pozbawionej uziemienia punktu neutralnego z siecią skompensowaną. Następnie określono niezbędne działania w celu wyeliminowania lub ograniczenia tych zagrożeń.

Nominalne napięcie sieci Un (wartość skuteczna)

Najwyższe napięcie sieci Us (wartość skuteczna)

Najwyższe napięcie urządzeń Um (wartość skuteczna)

Znamionowe wytrzymywane krótkotrwałe napięcia częstotliwości sieciowej (wartość skuteczna)

Znamionowe wytrzymywane napięcia udarowe piorunowe 1,2/50 µs (wartość szczytowa)

(185)

(450)

110

123

123 230

550

Uwaga: Jeżeli wartości podane w nawiasach są niewystarczające do wykazania, że wymagane międzyfazowe napięcia wytrzymywane są zadowalające, to konieczne jest przeprowadzenie dodatkowych prób wytrzymałości izolacji międzyfazowej Tab. 1. Znormalizowane poziomy izolacji w sieci 110 kV [1, 2]

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 114–119

Napięciowe warunki zakłóceniowe w sieci 110 kV W warunkach roboczych w sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym U n może występować napięcie wyższe od napięcia znamionowego. Uwzględniając czynniki zakłóceniowe, dopuszczalną długotrwale wartość napięcia roboczego sieci oraz kwestię koordynacji izolacji sieci i urządzeń regulują normy [1, 2]. Wartości wielkości charakterystycznych, zdefiniowanych przez ww. normy, dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV podano w tab. 1. Zamieszczone w tab. 1 wartości są wartościami skutecznymi napięcia międzyfazowego i odpowiadają im, po podzieleniu przez , wartości skuteczne napięcia fazowego. W sieciach ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym nakłada się określone ograniczenia na dopuszczalne wartości współczynnika przepięć ustalonych podczas zwarć 1-fazowych, co wymaga zachowania stosownych relacji zwarciowych impedancji Z0/Z1. Wymagane relacje uzyskuje się przez bezpośrednie uziemienie punktów gwiazdowych wybranych transformatorów. Zgodnie z zapisem IRiESP [8] oraz IRiESD [9] wartość graniczną współczynnika przepięć ustalonych oraz warunki konieczne dla jego uzyskania w sieci 110 kV określają relacje: ;

(1) gdzie: U maxf – największa wartość skuteczna napięcia fazowego podczas zwarcia 1-fazowego, Unf – znamionowa wartość skuteczna napięcia fazowego. Wartość napięcia w nieuziemionym punkcie gwiazdowym transformatora pracującego w sieci skutecznie uziemionej można określić z zależności: (2) Przyjmując z warunków skutecznego uziemienia (1) graniczne wartości ilorazu X0/X1 otrzymuje się oszacowanie największych wartości napięcia w nieuziemionym punkcie gwiazdowym transformatora:

Znamionowy współczynnik napięciowy kn

Znamionowy czas

1,2

bez ograniczenia

1,5

30 s

1,9

30 s

1,2

bez ograniczenia

Sposób połączenia uzwojenia pierwotnego i sposób pracy punktu neutralnego sieci

Między przewodem fazowym a ziemią w sieci ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym

Między przewodem fazowym a ziemią w sieci z izolowanym punktem neutralnym bez automatycznego wyłączania zwarć doziemnych lub w sieci skompensowanej bez automatycznego wyłączenia zwarć doziemnych

Tab. 2. Znormalizowane wartości znamionowych współczynników napięciowych

Napięcie znamionowe sieci Un, kV

110

Najwyższe napięcie sieci Us, kV

123

Współczynnik przepięć ziemnozwarciowych ku

1,4

Prąd zwarciowy, kA

Ogranicznik przyłączany do:

przewodów roboczych sieci

punktu gwiazdowego transformatora

Napięcie trwałej pracy Uc, kV

≥77

≥48

Napięcie znamionowe Ur, kV

≥96

≥60

Znamionowy prąd wyładowczy, kA

Wytrzymałość zwarciowa, kA

Tab. 3. Parametry ograniczników przepięć dla sieci 110 kV skutecznie uziemionej [6]

Napięcie znamionowe sieci Un, kV

110

Najwyższe napięcie sieci Us, kV

123

Współczynnik przepięć ziemnozwarciowych ku

1,73

Ogranicznik przyłączany do:

przewodów roboczych sieci

punktu gwiazdowego transformatora

Napięcie trwałej pracy Uc, kV

≥123

≥72

Napięcie znamionowe Ur, kV

≥154

≥90

Tab. 4. Wymagane parametry ograniczników przepięć w skompensowanej sieci 110 kV

(3)

W sieci nieuziemionej skutecznie (izolowanej, skompensowanej lub uziemionej przez rezystancję), co w warunkach polskich odnosi się do sieci rozdzielczych średnich napięć, współczynnik ustalonych przepięć ziemnozwarciowych w fazach zdrowych wynosi ku = . Taka sytuacja jest wynikiem bardzo dużych relacji zwarciowych impedancji dla składowej zerowej do impedancji dla składowej zgodnej Z0/Z1 w tych sieciach. Z uwagi na fakt, że w Niemczech sieci 110 kV pracują w większości przypadków jako sieci skompensowane, współczynnik ustalonych przepięć ziemnozwarciowych w tych sieciach należy przyjąć ku = 1,73. Konsekwentnie, napięcie w punkcie gwiazdowym transformatorów podczas zwarcia 1-fazowego wyniesie U0 = Uf.

Rys. 1. Uproszczony schemat układu przyjętego do badań symulacyjnych

Zasady doboru przekładników napięciowych w sieci 110 kV Podstawowe parametry elektryczne przekładników napięciowych definiuje norma [3]. W zależności od sposobu pracy punktu neutralnego sieci wybiera się przekładnik

o odpowiednim współczynniku zwarcia doziemnego kn i dopuszczalnym czasie trwania przepięcia. Współczynnik kn określa największą krotność pierwotnego napięcia roboczego, przy którym przekładnik ma wymaganą wytrzymałość termiczną

121

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 114–119

w odpowiednim czasie oraz wymaganą dokładność. Znormalizowane wartości znamionowych współczynników napięciowych dla wybranych przypadków podano w tab. 2. W przypadku polskiej sieci 110 kV, pracującej ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym, napięcie znamionowe pierwotne przekładnika przyjmuje się równe 110/√3 kV, natomiast najwyższe napięcie robocze równe 123 kV. Uwzględniając współczynnik przepięć ziemnozwarciowych w sieci skutecznie uziemionej ku = 1,4 oraz działanie zabezpieczeń na wyłączanie zwarć 1-fazowych, standardowo przekładniki włączone między przewody fazowe a ziemię mają współczynnik napięciowy kn = 1,5/30 s. Oznacza to, że mogą podlegać fazowym przepięciom o wartości skutecznej 1,5 x 110/√3 = 95 kV przez czas nieprzekraczający 30 s. W sieci nieuziemionej skutecznie, np. w niemieckiej skompensowanej sieci 110 kV, w której zwarcia 1-fazowe nie są wyłączane automatycznie, przekładniki napięciowe będą miały współczynnik napięciowy kn = 1,9/8 h. Zasady doboru ograniczników przepięć w sieci 110 kV Zasady doboru ograniczników przepięć określa norma [4], natomiast wymagane parametry i właściwości ograniczników opisuje norma [5]. W polskiej sieci 110 kV ograniczniki przepięć są instalowane w polach liniowych, w polach transformatorów oraz w punktach gwiazdowych transformatorów trwale lub okresowo izolowanych. Zalecane [6] wartości parametrów ograniczników dla sieci 110 kV zawarto w tab. 3. W przypadku przepięć dorywczych dopuszcza się przekroczenie napięcia znamionowego ogranicznika. Z typowej charakterystyki współczynnika wytrzymałości na przepięcia chwilowe w funkcji czasu wynika [7], że w czasie do 0,5 s możliwe jest przekroczenie napięcia znamionowego o ok. 10%. W przypadku niemieckiej sieci 110 kV, pracującej z kompensacją prądu ziemnozwarciowego, ograniczniki przepięć mają parametry jak w tab. 4. Symulacja zwarcia 1-fazowego podczas zasilania wydzielonej polskiej sieci 110 kV z sieci niemieckiej Rozpatrywany jest układ, w którym wydzielony obszar polskiej sieci 110 kV zasilany jest z sieci niemieckiej. Wszystkie transformatory 110 kV/SN w wydzielonej polskiej sieci mają izolowany punkt gwiazdowy, natomiast sieć niemiecka pracuje w normalnym układzie z kompensacją pojemnościowego prądu zwarcia z ziemią. Ograniczniki przepięć i przekładniki napięciowe w polskiej sieci dobrane są zgodnie z zasadami obowiązującymi w sieci skutecznie uziemionej. Uproszczony schemat układu przyjętego do badań symulacyjnych przedstawiono na rys. 1. Wykonano symulacje zwarcia 1-fazowego w układzie i badano warunki napięciowe oraz prądowe w obydwu sieciach, z uwzględnieniem działania ograniczników

122

Rys. 2. Przebiegi napięć fazowych w rozdzielni RP-100 podczas zwarcia 1-fazowego w sieci 110 kV

Rys. 3. Przebiegi prądów fazowych w linii SP-100 w rozdzielni RP-100 podczas zwarcia 1-fazowego

Rys. 4. Przebieg napięcia w punkcie gwiazdowym transformatora w sieci polskiej

Rys. 5. Przebieg prądu ogranicznika przepięć w punkcie gwiazdowym transformatora

przepięć zainstalowanych w wydzielonej sieci polskiej. Badania wykonano przy

użyciu pakietu MATLAB/Simulink, wykorzystując standardowy model ogranicznika

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 114–119

2) w chwili t = 0,5 s następuje otwarcie wyłącznika w linii łączącej S-100 w rozdzielni RP-100 3) w chwili t = 0,6 s następuje otwarcie wyłącznika w linii łączącej w rozdzielni RN-100 po stronie niemieckiej.

Rys. 6. Przebiegi napięć fazowych w linii S-100 od strony RN-100

Rys. 7. Przebiegi prądów fazowych w sieci niemieckiej

Rys. 8. Przebieg prądu w miejscu zwarcia

Rys. 9. Przebieg i wartość skuteczna prądu cewki gaszącej

przepięć. Symulacje wykonano wg następującego scenariusza:

1) w chwili t = 0,2 s powstaje zwarcie 1-fazowe w niemieckiej sieci 110 kV

Obserwowane są: napięcia w rozdzielni RP-100 i prądy w linii łączącej S-100; napięcia i prądy w RN-100 i w sieci niemieckiej; napięcia w punktach gwiazdowych transformatorów w sieci polskiej i niemieckiej; prąd ogranicznika przepięć; prąd w miejscu zwarcia; prąd urządzenia kompensującego (cewki gasikowej) w sieci niemieckiej. Wyniki symulacji zamieszczono na rys. 2–9. Podsumowanie 1) Zasilanie wydzielonego obszaru polskiej sieci 110 kV ze skompensowanej sieci 110 kV operatora niemieckiego nie stwarza zagrożenia w normalnych warunkach. Natomiast w razie wystąpienia zwarcia 1-fazowego dojdzie do zadziałania w polskiej sieci ograniczników przepięć w przewodach roboczych i punktach gwiazdowych transformatorów, jeśli parametry tych ograniczników zostały dobrane zgodnie ze standardem dla sieci skutecznie uziemionej. 2) W wyniku działania ograniczników przepięć napięcia faz zdrowych oraz w punktach gwiazdowych transformatorów zostają ograniczone do poziomu wynikającego z napięć znamionowych ograniczników. Nie stwarza to zagrożenia dla izolacji sieci i aparatury stacyjnej, w tym przekładników napięciowych, natomiast powoduje silne odkształcenie napięć i prądów, a także wzrost prądów fazowych oraz prądu w miejscu zwarcia. 3) Praca ww. układu ze zwarciem 1-fazowym wiąże się ze wzrostem zagrożenia porażeniowego w sieci skompensowanej, a także narażeniem ograniczników przepięć na uszkodzenia. Uwzględniając typową wytrzymałość ograniczników przepięć na chwilowe przepięcia, można dopuścić krótkotrwałą, tj. przez czas krótszy od 1 sekundy, pracę takiego układu ze zwarciem 1-fazowym. W tym czasie musi nastąpić rozcięcie połączenia współpracujących układów. 4) W celu uniknięcia konieczności szybkiego rozcinania połączonych sieci wszystkie ograniczniki przepięć i wszystkie przekładniki napięciowe w wydzielonej polskiej sieci powinny mieć parametry odpowiednie do pracy w sieci z izolowanym punktem neutralnym lub skompensowanej. Przy utrzymującym się zwarciu 1-fazowym powinno się jednak dążyć do operacyjnego powrotu do układu normalnego, tj. zasilania z KSE. 5) Wymiana samych ograniczników przepięć przeniesie zagrożenie na przekładniki napięciowe. Podczas zwarcia 1-fazowego dojdzie do nasycenia rdzeni i wzrostu prądu magnesowania, a w konsekwencji do przeciążenia cieplnego uzwojeń pierwotnych przekładników. W tej sytuacji konieczne będzie rozcięcie połączenia współpracujących sieci z możliwie najkrótszym czasem zwłoki. 6) W artykule nie poruszono innych problemów, których rozwiązanie jest niezbędne do realizacji ww. współpracy.

123

W. Rojewski, M. Sobierajski | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 114–119

Dotyczy to m.in. wyposażenia sieci w układy EAZ rozcinające oraz przywracające połączenie z własnym systemem (SZR), jak również rozwiązania układów kontroli synchronizmu podczas łączenia sieci. Bibliografia 1. PN-EN 60071-1:2008P Koordynacja izolacji, część 1, Definicje, zasady i reguły. 2. PN-EN 60071-2:2000P Koordynacja izolacji. Przewodnik stosowania.

3. PN-EN 61869-3:2011, wersja angielska, Przekładniki – Przekładniki napięciowe indukcyjne. 4. PN-EN 60099-5:2014-01, wersja angielska, Ograniczniki przepięć, część 5, Zalecenia wyboru i stosowania. 5. PN-EN 60099-4:2009, wersja polska, Ograniczniki przepięć, część 4, Beziskiernikowe ograniczniki przepięć z tlenków metali do sieci prądu przemiennego. 6. Sowa A., Ochrona odgromowa i przepięciowa. Ochrona odgromowa linii i stacji elektroenergetycznych wysokiego

napięcia. Ochrona Odgromowa [online], www.elektroda.pl. 7. BEZPOL, Beziskiernikowe ograniczniki przepięć w osłonie silikonowej, karta katalogowa. 8. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP), PSE, Wersja 2.0, Tekst obowiązujący od 1 sierpnia 2014. 9. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD), Turon Dystrybucja, 1 stycznia 2014.

Wilhelm Rojewski

dr inż. Politechnika Wrocławska e-mail: wilhelm.rojewski@pwr.edu.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej (1973). Uzyskał tytuł doktora nauk technicznych w Instytucie Energoelektryki swojej macierzystej uczelni (1977), gdzie pracuje na stanowisku adiunkta. Zajmuje się elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, sterowaniem i regulacją w systemie elektroenergetycznym oraz warunkami współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym.

Marian Sobierajski

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl Profesor zwyczajny Politechniki Wrocławskiej. Pracuje w Katedrze Energoelektryki. Zajmuje się problemami naukowymi związanymi z planowaniem i sterowaniem systemów elektroenergetycznych. Jego prace dotyczą głównie probabilistycznych rozpływów mocy, stabilności napięciowej i jakości energii elektrycznej oraz współpracy rozproszonych źródeł z sieciami przesyłowymi. Ostatnie badania są związane z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi, współpracą mikroinstalacji i małych instalacji fotowoltaicznych z sieciami dystrybucyjnymi średniego i niskiego napięcia oraz regulacją częstotliwości w czasie pracy wyspowej.

124

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

Study of the Use of a Matrix Converter for Building a Phase Shifter Authors Tomasz Sieńko Jerzy Szczepanik

Keywords matrix converter, phase shifter, FACTS, power flow control, power system reliability, multi-phase systems

Abstract This paper presents an analysis of the application of a multi-phase matrix converter (PM) based device as a phase shifter (PS). The analysis was conducted using simulation techniques and measurements performed on a six-phase converter model built in a laboratory. Three basic control schemes and their relation to PM properties are presented. In addition to the phase shifter’s ability to change active power transfer, the device’s impact on reactive power transmission was also shown in the paper. Newly assessed PM properties permit the construction of a PS with higher power system control capacity than with currently available devices. Capabilities of various variants of PM control and fast rate of response of the PS based on it, will undoubtedly be useful in the control of dynamic states of the power system operation (postdisturbance states), e.g. for rapid elimination of generator oscillations or power flow adjustment. This study is an extension of the phase shifter concept presented in previous years, and the continuation assumes the construction of a shifter model for use in an already developed at Cracow University of Technology power system model.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015212

Introduction Currently in Europe, due to the construction of new interconnections, the size of synchronously operated power system is growing, and at the same time the power system’s penetration by renewable sources is also increasing. This results in an increase in loop flows [1–4] and the emergence of the need to reduce this phenomenon [5–7]. The unbalances between local system load and energy production caused by unstable sources or by malfunction of system elements creates the need for rapid intervention in power flow distribution (to reduce the likelihood of a major failure or even a blackout [8–11]). Thus the demand for new ideas, technologies and devices for power system control is growing, which fits into the group called FACTS devices. This article reports on an analysis of the work of the operation of a new device with the capacity to optimize power flow under static conditions, and characterized by a fast rate of response that allows for damping inter-system oscillations and controlling power flow in post-disturbance states – a phase shifter based on a multi-phase matrix converter. The device concept (Fig. 1) and part of its capabilities (for one of the PM control methods) has been presented in papers [12–14], but by a suitable modification of the PM control, a device can be obtained with capabilities considerably larger than previously thought.

Fig. 1. Block diagram of phase shifter with matrix converter (PM); FK – switching filter, FH – harmonic filter

Active and reactive power exchange between two systems For the analysis of fundamental relationships describing the energy flow between the two systems (active and reactive power transmitted over a power line) model shown in Fig. 2 is used. This model is very simplistic, but allows to observe the general trends. Apparent power exchanged between the two sources (power systems) (1) After the adoption of many simplifications: assumption XL>>RL, ignoring transverse parameters, assumption that υ – the angle between U2 and U3 is small, the following is obtained: 125

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

Fig. 2. Interoperation of phase shifter (PS) with line

(2) It follows from these relationships that the active power exchange (P) between two power systems is proportional mainly to the angle between U2 and U3, while the exchange of reactive power (Q) – to the difference between their modules. This allows to conclude that an effective control method of the active power exchange between two systems is the use of devices that change the phase of U2 relative to the phase of U1. If such a device can also allow to change U2 amplitude, then also the reactive power can be controlled. In a power system this role may be played by the already mentioned phase shifter using a transformer [15, 16] or UPFC device [17, 18]. A transformer based shifter, however, has limited ability to change the voltage angle, and moreover this change is done with a certain step (taps) and is load-dependent. UPFC device’s offset angle is, in turn, limited due to the limited booster voltage and the nominal power of the UPFC itself. The proposed PS allows changing the phase by practically any angle, to operate as an interconnection between systems with different frequencies, and, in addition, it’s characterized by a fast response currently unavailable to other shifter types. The device’s capabilities are not limited to simple phase control, and to some extent voltage amplitude control.

Multi-phase matrix converter under area based control strategy The core of the proposed device (PS) is a multi-phase PM (Fig. 3) under area based control. PM is built using fully controllable power electronic keys directly connecting the input and output phases. PM has no energy storage devices – its operation can thus be reduced to imposing constraints on the voltages and currents on its both sides [19, 20]. The concept of the areal method of PM control was devised and described by Prof. Tadeusz J. Sobczyk [21, 22]. Generally, it is based on geometric interpretation of PM

Fig. 3. Matrix converter 126

operation (converter state is described in R2 space) and dependency of the statuses of all the keys on the frequency and the initial phase (variables: ωt+φ) on its both sides. Authors modified the area based control strategy , making the state of the PM valves dependent on running phases (τ), and so selecting the conductive areas that PM generates from a multiphase set of voltages one another multiphase voltage set. Running phase (τ) can be defined as the angle between vector vp (spatial vector of instantaneous voltage) and axis Re (argument vp). Vector vp is defined as: (3) where: , N – number of phases. Vector vp is also the positive component of the instantaneous voltage vector, and τ – is the running phase of the first voltage. Control with the use of vector vp allows making the converter state (the keys which are at a certain moment in the conducting state, and which are in the cut off state) dependant on the instantaneous voltages on both sides. The purpose of the converter control is to transform a periodic system of voltages into another periodic system of voltages. This allows some simplifications – it is enough to define the converter status in 2π × 2π square (voltage cycles on both sides of PM in the angular measure). In this square the sets of points, for which a key (valve) is in its conducting state, is called the key’s conduction area. The shape of the conduction area for a key in position (1,1) determines the entire PM’s control and defines its properties. More about the area generation concept developed by these authors, and of the relationships between the shape of the conductive area and PM performance has been published in previous studies [23–29]. It should only be noted that the shape of the conductive areas depends on the converter’s operating conditions, and on the desired shape of the output voltage. This paper presents three basic concepts of the MC control, and the impact of the controls on the properties of the converter operating without frequency change (conversion 50 to 50 Hz). The phase shifter properties for each control were tested not only on the basis of simulation, but also on the basis of the waveforms obtained from the laboratory model of the 6×6 MC structure. The phase shifter control concepts were developed based on the following assumptions: the first concept was based on the assumption that the output waveform, phase-shifted relative to the input waveform, is generated only from the input phases adjacent to the desired output waveform; in the second concept the construction of an output waveform was done from the input phases’ fragments intersecting the desired output waveform, and the third, intuitiveconcept was based on the construction of an output waveform from the input phases’ fragments, which at the moment are the closest to the desired output waveform. For the proposed controls algorithms the conduction areas were generated, and the controller of laboratory system was programmed. The results shown here were obtained for the shifter built in

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

Fig. 4. Conductive area – “the two closest” control and the corresponding PM output voltage time waveform for angular shift introduced by the PM α = 25°

a laboratory and operating from voltage source to inductive load. This will enable showing the impact of the converter control algorithm on the reactive power flow from the source.

Phase shifter under “two closest” control Conductive area for this control and 6 x 6 PM is shown in Fig. 4. It consists of six π/3 × π/3 squares placed on the diagonal. This area can be generalized to any PM, in the general case: N × N number of squares is N, and square size is 2π⁄N × 2π ⁄N. In the case where PM does not alter the frequency, the output voltage is assembled from two adjacent input phases (Fig. 4), the output voltage phase is adjusted by varying the ratio of the times, in which each of the phases is connected to the output. Analysis of the results shows that the voltage transfer for this control is related to the shift angle introduced by the converter, the highest equal to “1” (without taking into account the voltage drop across semiconductor elements) occurs for shift angles 2πc⁄N (where c – an integer), the lowest for π⁄N + 2πc⁄N, when the desired waveform is created equally from the two adjacent phases. A similar conclusion refers to distortions of voltage and current waveforms. It is also important that in this case only two keys for each phase are switched. In the case of a PM with equal numbers of “inputs”

and “outputs” (N × N) the switching occurs synchronously (key state changes occur at the same time), and the number of switchings of the (operated) key per voltage cycle, if the frequency stays unchanged, is 2N. Fig. 5 shows the voltage and current waveforms measured at PM supplied from a voltage source, and loaded with a reactance. It is worth noting the strong resemblance between the measured waveform (red) and the superimposed waveform of the first harmonic (blue). For the shifter’s considered application is it also important that the phase shift between the first voltage and current harmonics at the input and output are similar (the same sign and similar value). Collected in Tab. 1 are converter performance details: α – shift introduced by PM, comparison of the rms values of the voltages (URMS) and currents (IRMS) on both sides of the converter with the first harmonics of these waveforms (U1 har, I1 har) allows estimating the distortion resulting from the converter operation; φ1 – angle between the first voltage and current harmonics. The phase shifter properties under this control have been shown in articles [12–14] – in steady states the device behaves similarly to a transformer-based phase shifter; its advantage is the larger interventions capability (larger angle shift available) and high operating speed with virtually constant reactive power flow.

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

φ1

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

φ1

[°]

[V]

[A]

[°]

[V]

[A]

[°]

20.1

1.50

1.48

21.8

20,1

20.1

1.40

1.4

19.0

18.7

16.9

1.44

1.37

24.0

20.2

15.5

1.41

1.40

19.0

18.7

20.2

1.40

1.37

24.0

20.2

1.42

1.35

19.4

18.9

16.8

1.49

1.38

24.5

input 0 output input

10 18,4

18.3

1,50

1.48

23.4

20.4

20.1

1.45

1.44

20.4

5 output

30 18.9

17.6

1.48

1.41

23.1

input 50 output

Tab. 1. Matrix converter under “the two closest” control. Symbols are explained in the text 127

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

Fig. 5. Voltage (top) and current (bottom) at the output (left) and input (right) of PM for control from “two closest”. Red – measured waveforms, blue – superimposed first harmonics

Fig. 7. Voltage (top) and current (bottom) at the output (left) and input (right) of PM under “crossing point” control. Red – measured waveforms, blue – superimposed first harmonics

Phase shifter under “crossing point” control

All PM keys are used, and the conduction time of each key is the same. If the frequency stays unchanged, the RMS currents of each key are different and the number of switchings of each key per voltage cycle is 4. This conductive area allows for easy formulation of the control algorithm in the form of the relationship between the frequencies on both sides of PM (fN and fM) and the keys switching

Conductive area for this control shown in Fig. 6. It is a strip located along the square diagonal. The strip width depends on the PM dimensions, in the general case N × N: . Output voltage waveform consists only of the supply voltage fragments intersecting the desired output voltage sine wave. Voltage transfer is independent of the shift angle introduced by the converter.

Fig. 6. Conductive area – “crossing point” control (one-periodical) and the corresponding PM output voltage time waveform for angular shift introduced by PM α = 17° 128

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

[°]

[V]

[A]

[°]

[V]

[A]

[°]

20.4

20.3

1.51

1.50

–18.4

20.3

20.2

1.51

1.49

–19.2

19.3

17.9

1.50

1.45

23.6

19.2

17.9

1.50

1.45

23.7

20.2

1.51

1.49

–18.9

20.1

1.49

1.47

–19.3

19.4

18.0

1.50

1.46

23.6

19.3

17.8

1.48

1.44

23.3

20.2

1.48

1.36

–19.6

19.3

17.9

1.40

1.46

23.3

input 0 output input

5 output input output

Tab. 2. Matrix converter under “crossing point” control

frequency (fk): fk = fN + fM and because of this formula it is also known as one-periodical control; more about the control properties in studies [30–32]. Shown in Fig. 7 are voltage and current waveforms on both sides of PM under the “crossing point” control . As in the previous case the measured waveforms of the superimposed first harmonic waveforms are very close to each other. It is worth noting that at PM output the shift between the voltage and current first harmonics is inductive (voltage ahead of current what is attributed to converter load), and at the input this shift is capacitive (current ahead of voltage). The module of the angle between the voltage and current first harmonics on both PM sides is similar and does not depend on the shift angle introduced by the converter (Tab. 2). Symbols in Tab. 2 are the same as in Tab. 1. The results obtained so far suggest that PM under this control has the ability to change the reactive power sign. Implementation of the “crossing point” control algorithm in phase shifter will enhance the device’s capabilities; it will enable manipulations of the impedance of the line interconnecting the two systems, and the use of converter to change the nature of the transmitted reactive power Q to the opposite one. The feasibility of such converter application is now being studied at Cracow University of Technology.

Phase shifter under “as close as possible” control Conductive area for this control is shown in Fig. 8. In the case of 6 × 6 PM it consists of 24 π ⁄6 × π⁄6 squares: 12 located along one diagonal of the square and 12 along the other. At generalisation to any PM 2N of π⁄N × π⁄N squares located along both diagonals. The output voltage waveform consists of the dominant (having the largest share) input voltage sinusoid supplemented with inserts of the sinusoids intersecting the proposed sinusoid (Fig. 8). The most loaded in the converter are the keys connecting the dominant phases – in static conditions they carry up to 100% of the phase current and perform 4N-2 switchings, while the other keys 2 switchings each. In the analysed case the PM assembled the output voltage of input voltage of fragments, the load “filtered” signal – the output current is relatively little distorted. Then PM assembled input currents of output currents fragments. The shift between the first current and voltage harmonics at the PM output (φ) is almost constant - this is determined by the load. In the case of the input current and voltage first harmonics the angle is correlated with the angle shift introduced by the PM and varies in the range from –φ to φ. One extreme case, i.e. the phase shift at the input by angle –φ corresponds to “crossing point” control scheme, the other one – the phase shift at the input by angle φ – corresponds

Fig. 8. Conductive area and waveform – “as close as possible” control and the corresponding PM for angular shift introduced by PM α = 20° 129

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

[°]

[V]

[A]

[°]

[V]

[A]

[°]

20.2

1.39

1.35

–16.6

20.2

1.37

1.39

19.7

18.7

1.42

21.7

1.40

1.37

12.7

18.9

18.6

1.40

1.39

21.7

20.1

1.40

1.34

6.3

19.0

18.5

1.40

20.1

1.39

1.33

–0.6

18.9

18.3

1.38

1.37

21.9

20.2

20.1

1.38

1.34

–7.0

19.2

18.3

1.38

1.36

21.6

20.2

1.37

1.34

–12.1

19.1

18.0

1.36

1.33

21.6

20.1

1.35

1.32

–15.9

19.1

18.0

1.38

1.35

20.2

input 150 output input

180 19.1

17.9

1.37

1.35

22.0

20.2

20.1

1.35

1.29

–7.6

155 output input

185 19.1

17.7

1.37

1.33

22.0

20.1

1.35

1.3

–0.4

160 output input

190 19.0

18.0

1.33

1.28

21.8

20.1

1.37

1.30

4.7

165 output input

195 18.8

18.2

1.39

1.38

21.8

20.1

1.38

1.40

9.4

170 output input

200 18.8

18.4

1.44

1.32

21.9

20.2

1.39

1.35

13.9

175 output

205 18.8

18.6

1.42

1.41

21.7

input 210 output

Tab. 3. Matrix converter under “as close as possible” control. The symbols are the same as in Tab. 1

to permanent inclusion of keys between individual input and output phases (“two closest” approach). The results are presented in Tab. 3. These results suggest that the presented control allows for manipulation of the reactive power flow by the phase shifter, and any change in the phase shift within (–φ, φ) range at the converter input applicable with high dynamics. Unfortunately, the use of this feature in the case of systems’ interconnection can be seriously hampered because simultaneously with the reactive power it also changes the active power in the line (transfer of both powers is dependent on the angle shift introduced by the converter). A study on the applicability of these properties is in progress.

Conclusions The article shows that a matrix converter based phase shifter can affect the transfer of reactive power through a two-sidedly supplied power line. Moreover, in addition to the impact on the transmitted active power, the nature of the transmitted reactive power can also be changed, and even its amount can be manipulated only using an appropriately controlled converter. At the moment work is in progress to build a converter model that could be applied to an already built model of the power system, which will allow testing power flow control in the system. The waveforms shown in the article have been taken directly from terminals of the converter’s laboratory model, operated from voltage source to inductive load. The analysis of the systems’ performance shows that there are still several issues to be resolved, including those related to the synchronization of the converter’s operation and its commutation processes. 130

Fig. 9. Voltage (top) and current (bottom) at the output (left) and input (right) of PM under “as close as possible” control. Red – measured waveforms, blue – superimposed first harmonics

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

It should also be noted that after the studies on the converter’s effects on reactive power flow a patent application that describes the proposed device for reactive power compensation, using the PM control properties was filed [33]. In summary, the phase shifter presented here for different PM control strategies demonstrates interesting properties that allow for much greater intervention in power flow in the power system than transformer based phase shifter. REFERENCES

1. PSE Operator’s communique on the shared position of CEPS, MAVIR, PSE Operator and SEPS with regard to the market areas definition [online], http://www.pse.pl/index.php?dzid=14&did=1082 (access: 02/02/2015]. 2. Kąkol A., Sobczak B., Trębski R., Badanie wpływu wyłączania i załączania mocno obciążonej linii przesyłowej na pracę elektrowni z turbogeneratorami [Study of the impact of switching off and on of a heavily loaded transmission line on the performance of a power plant with turbo generators], Acta Energetica 2011, No. 3, pp. 23–28. 3. Cvijic S., Ilic M.D., Part II: PAR Flow Control Based on the Framework for Modeling and Tracing of Bilateral Transactions and Corresponding Loop Flows, Power Systems, IEEE Transactions on, Nov. 2014, Vol. 29, No. 6, pp. 2715, 2722. 4. Korab R., Możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych KSE [Possibilities of increasing transmission capacity of KSE’s cross-border interconnections, Przegląd Elektrotechniczny 2011, No. 2. 5. Korab R., Owczarek R., Kształtowanie transgranicznych przepływów mocy z wykorzystaniem przesuwników fazowych instalowanych w liniach wymiany [Control of cross-border power flows using phase shifters installed in interconnection lines], Przegląd Elektrotechniczny 2012, Vol. 88, No. 10b, pp. 299–302. 6. Cotrus A. et al., Power flow control equipment, Electrical and Power Engineering (EPE), 2014 International Conference and Exposition on, 16–18 October 2014, pp. 284, 288. 7. Zhicheng L. et al., Active control of power flow in distribution network using flexible tie switches, Power System Technology (POWERCON), 2014 International Conference on, 20–22 Oct. 2014, pp. 1224, 1229. 8. System failure on November 4, 2006, final report, UCTE, 2007. 9. Final report on the August 14, 2003 blackout in the United States and Canada: Causes and recommendations, US-Canada Power System Outage Task Force, 2004, accessed in June 2010, [online], Available: ttps://energy.gov/sites/prod/files/oeprod/DocumentsandMedia/ BlackoutFinal-Web.pdf (10.11.2013). 10. Final report: System disturbance on 4 November, 2006, Union for the Coordination of Transmission of Electricity, 2007, accessed in June 2010 [online], Available: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/Final-Report-20070130. pdf (15.11.2014).

11. Oziemblewski K., Opala K., Możliwości oceny bieżącego stanu stabilności SEE. Pochodne zamiast charakterystyk [The possibilities of assessing the current ESP stability. Derivatives instead of characteristics], Acta Energetica 2011, No. 2, pp. 33–42. 12. Szczepanik J., Sieńko T., Nowoczesne urządzenia do kontroli rozpływu mocy w systemie elektroenergetycznym oparte na wielofazowym przekształtniku macierzowym [New Multiphase Matrix Converter Based Device for Power Flow Control], APE 2013. 13. Szczepanik J., Sieńko T., Nowoczesne urządzenia do kontroli rozpływu mocy w systemie elektroenergetycznym oparte na wielofazowym przekształtniku macierzowym [New Multiphase Matrix Converter Based Device for Power Flow Control], Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2013, No. 32, pp. 83–86. 14. Szczepanik J., Sieńko T., New Multiphase Matrix Converter Based Device for Power Flow Control, Acta Energetica 2013, No. 4, pp. 158–165. 15. Verboomen J. et al., Phase shifting transformers: principles and applications, Future Power Systems, 2005 International Conference on, 18 Nov. 2005, p. 6. 16. Rimez J. et al., Grid Implementation of a 400 MVA 220/150 kV –15°/+3° Phase-shifting Transformer for Power Flow Control in the Belgian Network: Specification and Operational Considerations, Paper no. A2-202, Proceedings of the 2006 CIGRE Session, Paris, France, August 2006. 17. Namin M.H., Using UPFC in order to Power flow control, Industrial Technology, 2006. ICIT 2006. IEEE International Conference on, 15–17 Dec. 2006, pp. 1486–1491. 18. Murugan A., Thamizmani S., A new approach for voltage control of IPFC and UPFC for power flow management, Energy Efficient Technologies for Sustainability (ICEETS), 2013 International Conference on 10–12 April 2013, pp. 1376, 1381. 19. Sieńko T., Schemat zastępczy przekształtnika macierzowego dla stanów dynamicznych przy sterowaniu jednookresowym [Equivalent circuit of matrix converter for dynamic states in one-periodical control], Czasopismo Techniczne 1-E/2012, issue 24, Vol. 109. 20. Sieńko T., Sobczyk T.J., Modelling concept of N × M matrix converter under periodic control for dynamic states, Archives of Electrical Engineering, Vol. 63, Issue 2, pp. 305–315, June 2014. 21. Sobczyk T.J., Control strategy of matrix converters, Proc. of European Conf. on Power Electronics and Applications (EPE), 1993, Vol. 4, pp. 93–97. 22. Sobczyk T.J., The matrix converter – a universal power electronic unit, Prace Instytutu Elektrotechniki 2002, Vol. 211, pp. 5–21. 23. Szczepanik J., Sieńko T., New control scheme and new application area for a multiphase matrix converter, The third IASTED Asian Conference “Power And Energy Systems”, April 2–4 2007, Phuked, Thailand, pp. 85–89. 24. Szczepanik J., Sieńko T., New control algorithm for multiphase matrix converter, Proceedings of 16th International Conference on Systems Science, 4–6 September 2007, Wrocław, Poland, Vol. 4, pp. 241–250.

131

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | 125–132

25. Szczepanik J., Sieńko T., A new concept of application of multiphase matrix converter in power system, Proceedings of EUROCON 2007, The International Conference on “The Computer as a Tool”, Warsaw, Poland, 9–12 September. 26. Sieńko T., Szczepanik J., Sobczyk T.J., Voltage Phase Controller for Power Systems, Proceedings of 9th International Conference Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona, 9–11 October 2007. 27. Szczepanik J., Sienko T., New Control Strategy for Multiphase Matrix Converter, Systems Engineering ICSENG 2008, 19–21.08.2008, pp. 121–126, 28. Szczepanik J., Sieńko, T., Control scheme for a multiphase matrix converter, EUROCON 2009, This paper appears in: EUROCON 2009, EUROCON ‚09. Publication Date: 18–23 May 2009, On page(s): 545–551, Location: St.-Petersburg Print, ISBN: 978-1-4244-3860-0, INSPEC Accession Number: 10798882, Digital Object Identifier: 10.1109/EURCON.2009.5167685, Current Version Published: 20 July 2009.

29. Sieńko T., Szczepanik J., The study of Implementation of Multiphase Matrix Converter in Power System, Przegląd Elektrotechniczny 2013, No. 8, pp. 10–15. 30. Sieńko T., Sobczyk T.J., Matrix converter control for applications to multi-phase high-speed microgenerators, Archives of Electrical Engineering 2004, Vol. LIII, No. 2, pp. 217–228. 31. Sobczyk T.J, Sieńko T., Application of Matrix Converter as a Voltage Phase Controller in Power System S13-17, IEEE SPEEDAM, 23–26.05.2006, Taormina, Italy. 32. Sieńko T., Sobczyk T.J., Sposób sterowania przekształtnikiem macierzowym [A method of matrix converter control[, Polish Patent: (21) 358928, (22) 27-02-2003, H02M5/00, BUP 06-09-2004 18/2004, WUP 29-01-2010 01/2010. 33. Sieńko T.J., Szczepanik J., Hudym V., ”Sposób kompensacji mocy biernej, urządzenie do kompensacji mocy biernej” [A reactive power compensation method, a device for reactive power compensation], patent application No. P.408817 of 11.07.2014.

Tomasz Sieńko Cracow University of Technology e-mail: sienko77@o2.pl Research Assistant, Institute of Electromechanical Energy Transition (E-2), Faculty of Electrical and Computer Engineering at Cracow University of Technology. Research interests: matrix converter and its applications, nonlinear electricity receivers – Impact on LV systems’ design and performance.

Jerzy Szczepanik Cracow University of Technology, E-2 institute e-mail: jerzy_szczepanik@hotmail.com Assistant professor at the Institute of Electromechanical Energy Transition (E-2), Faculty of Electrical and Computer Engineering at Cracow University of Technology. Research interests: power system operation stability and control, modelling of converters for the power sector, disturbances and post-disturbance conditions in power systems and issues related to power quality.

132

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 125–132

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 125–132. When referring to the article please refer to the original text. PL

Studium wykorzystania przekształtnika macierzowego do budowy przesuwnika fazowego Autorzy

Tomasz Sieńko Jerzy Szczepanik

Słowa kluczowe

przekształtnik macierzowy, przesuwnik fazowy, FACTS, kontrola rozpływu mocy, niezawodność systemu elektroenergetycznego, układy wielofazowe

Streszczenie

W artykule została zaprezentowana analiza zastosowania wielofazowego przekształtnika macierzowego (PM) do budowy przesuwnika fazowego (PS). Analizę przeprowadzono za pomocą technik symulacyjnych oraz pomiarów wykonanych na sześciofazowym modelu przekształtnika zbudowanym w laboratorium. Zaprezentowano trzy podstawowe schematy kontroli oraz ich związek z własnościami PM. Poza zdolnością przesuwnika fazowego do zmiany transferu mocy czynnej interesujący jest wpływ urządzenia na transmisję mocy biernej, co ukazano w artykule. Nowo pokazane właściwości PM pozwalają na budowę PS o większych możliwościach kontroli systemu elektroenergetycznego (SEE) niż obecnie dostępne urządzenia. Możliwości różnych wariantów sterowania PM oraz duża prędkość reakcji bazującego na nim PS będą niewątpliwie przydatne w kontroli stanów dynamicznych pracy SEE (stanach pozaburzeniowych), np. do szybkiej likwidacji kołysań generatorów czy regulacji rozpływu mocy. Przedstawiona praca jest rozwinięciem koncepcji przesuwnika fazowego prezentowanego w poprzednich latach, a dalszy ciąg zakłada budowę modelu przesuwnika do zastosowania w wykonanym już modelu systemu elektroenergetycznego.

Wstęp Obecnie w Europie na skutek budowy nowych połączeń zwiększa się wielkość SEE pracującego synchronicznie, a równocześnie zwiększa się penetracja systemu elektroenergetycznego przez źródła odnawialne. Skutkuje to zwiększeniem niekontrolowanych przepływów kołowych (ang. loop flow) [1–4] i powstaniem potrzeby ograniczania tego zjawiska [5–7] oraz konieczności szybkiej interwencji w rozpływ mocy w SEE (aby ograniczyć prawdopodobieństwo poważnej awarii lub nawet blackoutu [8–11]). Zwiększa się zatem zapotrzebowanie na nowe idee, technologie i urządzenia służące do kontroli SEE, wpisujące się w grupę zwaną urządzeniami FACTS. W artykule zostanie wykonana analiza pracy nowego urządzenia mającego możliwości optymalizacji rozpływu mocy w warunkach statycznych oraz charakteryzującego się dużą prędkością odpowiedzi pozwalającą na tłumienie oscylacji międzysystemowych i kontrolę rozpływu mocy w stanach pozaburzeniowych – przesuwnika fazowego opartego na wielofazowym przekształtniku macierzowym. Koncepcja urządzenia (rys. 1) oraz część jego możliwości (dla jednej z metod kontroli PM) została już przedstawiona w artykułach [12–14], jednak odpowiednio modyfikując sposób sterowania PM, można uzyskać urządzenie o możliwościach znacznie większych, niż poprzednio sądzono. Wymiana mocy czynnej i biernej pomiędzy dwoma systemami Do analizy podstawowych zależności opisujących ilość energii pomiędzy dwoma systemami (ilości mocy czynnej i biernej przesyłanej przez linię elektroenergetyczną) używa się modelu przedstawionego na rys. 2, model ten jest bardzo uproszczony, jednak pozwala zaobserwować generalne trendy.

Moc pozorna wymieniana pomiędzy dwoma źródłami (SEE)

(1)

Po przyjęciu wielu uproszczeń: założeniu XL>>RL, pominięciu parametrów poprzecznych, założeniu że υ – kąt pomiędzy U2 i U3 jest mały, otrzymuje się:

Rys. 1. Schemat blokowy przesuwnika fazowego z przekształtnikiem macierzowym (PM); FK – filtr komutacyjny, FH – filtr harmonicznych

(2)

Z zależności tych wynika, że wymiana mocy czynnej (P) pomiędzy dwoma SEE jest proporcjonalna głównie do kąta pomiędzy U2 i U3, a mocy biernej (Q) – do różnicy pomiędzy wartościami tych napięć. Pozwala to na wyciągnięcie wniosku, że skuteczną metodą kontroli mocy czynnej, wymienianej pomiędzy dwoma systemami, jest wykorzystanie urządzeń zmieniających fazę napięcia U2 względem U1. Jeśli takie urządzenie pozwoli również na zmianę amplitudy U2 – możliwa będzie również kontrola mocy biernej. W SEE rolę taką mogą pełnić: wspomniany już przesuwnik fazowy, wykorzystujący transformator [15, 16], lub urządzenie UPFC [17, 18]. Przesuwnik oparty na transformatorze posiada jednak ograniczoną możliwość zmiany kąta napięć, a ponadto zmiana ta jest skokowa (odczepy) oraz zależna od obciążenia. Kąt przesunięcia UPFC jest z kolei ograniczony ze względu na ograniczoną wielkość napięcia dodawczego oraz wartość mocy nominalnej układu samego UPFC. Proponowany PS pozwala na zmianę fazy praktycznie o dowolny kąt, na pracę w charakterze łącznika międzysystemowego dla systemów o różnych częstotliwościach, a ponadto charakteryzuje się prędkością reakcji nieosiągalną obecnie dla innych typów przesuwników. Możliwości tego urządzenia nie ograniczają się tylko do prostej

Rys. 2. Współpraca przesuwnika fazowego (PS) z linią

Rys. 3. Przekształtnik macierzowy

kontroli fazy i w pewnym stopniu amplitudy napięcia.

133

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 125–132

Wielofazowy przekształtnik macierzowy sterowany metodą obszarową Rdzeniem proponowanego urządzenia (PS) jest wielofazowy PM (rys. 3) sterowany obszarowo. PM jest zbudowany z w pełni sterowalnych energoelektronicznych kluczy łączących bezpośrednio fazy wejściowe i wyjściowe. PM nie posiada zasobników energii – jego działanie można zatem sprowadzić do narzucenia więzów na napięcia i prądy po obu jego stronach [19, 20]. Koncepcja metody obszarowej sterowania PM została wymyślona i opisana przez prof. Tadeusza J. Sobczyka [21, 22]. Generalnie opiera się ona na geometrycznej interpretacji pracy PM (stan przekształtnika jest opisany w przestrzeni R2) i uzależnienia stanu wszystkich kluczy od częstości i fazy początkowej (wielkości: ωt+φ) po obu jego stronach. Autorzy artykułu zmodyfikowali sterowanie obszarowe, uzależniając stan PM od fazy biegnącej (τ) oraz tak dobierając obszary przewodzenia, aby PM generował z jednego wielofazowego układu napięć inny wielofazowy układ napięć. Faza biegnąca (τ) może być zdefiniowana jako kąt pomiędzy wektorem v p (przestrzennym wektorem wartości chwilowej napięcia) i osią Re (argument vp). Wektor vp jest definiowany jako:

Rys. 4. Obszar przewodzenia – sterowanie „z dwóch najbliższych” oraz odpowiadający mu przebieg czasowy napięcia wyjściowego PM dla kątowego wprowadzanego przez PM α = 25 stopni

(3)

gdzie: , gdzie N – ilość faz. Wektor v p jest równocześnie składową zgodną wektora chwilowego napięć, a τ – fazą biegnącą pierwszego z tych napięć. Sterowanie przy użyciu wektora vp pozwala uzależnić stan przekształtnika (które klucze są w danej chwili w stanie przewodzenia, a które odcięcia) od wartości chwilowych napięć po obu stronach. Celem sterowania przekształtnika jest przekształcenie jednego periodycznego systemu napięć na inny periodyczny system napięć. Umożliwia to pewne uproszczenia – wystarczy zdefiniować stan przekształtnika w kwadracie 2π × 2π (okresy napięć po obu stronach PM w mierze kątowej). W kwadracie tym zbiór punktów, dla których dany klucz znajduje się w stanie przewodzenia, jest nazywany obszarem przewodzenia dla tego klucza. Kształt obszaru przewodzenia dla klucza na pozycji (1,1) determinuje całe sterowanie PM oraz określa jego własności. Więcej o opracowanej

α [°] wejście wyjście wejście wyjście

URMS

U1 har

Rys. 5. Napięcie (góra) i prąd (dół) na wyjściu (po lewej) i wejściu (po prawej) PM dla sterowania z „dwóch sąsiednich”. Kolor czerwony – przebiegi zmierzone, kolor niebieski – nałożone pierwsze harmoniczne

IRMS

I1 har

φ1

α [°]

[V]

[A]

[°]

20,1

1,50

1,48

21,8

18,4

18,3

1,50

1,48

23,4

20,4

20,1

1,45

1,44

20,4

18,9

17,6

1,48

1,41

23,1

wejście wyjście Tab. 1. Przekształtnik macierzowy sterowany z „dwóch sąsiednich”. Oznaczenia wyjaśniono w tekście

134

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

φ1

[V]

[A]

[°]

20,1

1,40

1,4

19,0

18,7

16,9

1,44

1,37

24,0

20,2

15,5

1,41

1,40

19,0

18,7

20,2

1,40

1,37

24,0

20,2

1,42

1,35

19,4

18,9

16,8

1,49

1,38

24,5

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 125–132

przez autorów koncepcji generacji obszarów oraz związkach pomiędzy kształtem obszaru przewodzenia a pracą PM opublikowano w poprzednich pracach [23–29]. Należy tylko zaznaczyć, że na kształt obszarów przewodzenia wpływają warunki pracy przekształtnika oraz pożądany na wyjściu kształt napięcia. W artykule pokazano trzy podstawowe koncepcje sterowania przekładnikiem oraz wpływ tych sterowań na własności przekształtnika pracującego bez zmiany częstotliwości (konwersja 50 na 50 Hz). Własności przesuwnika fazowego dla poszczególnych sterowań zbadano nie tylko na podstawie symulacji, ale także na podstawie przebiegów otrzymanych ze zbudowanego modelu przekształtnika o strukturze 6 x 6. Koncepcje sterowania przesuwnika fazowego opracowano na podstawie następujących założeń: pierwsza oparta była na założeniu, że dany przebieg wyjściowy, przesunięty w fazie względem przebiegu wejściowego, jest tworzony tylko z faz wejściowych sąsiednich w stosunku do pożądanego przebiegu wyjściowego, druga koncepcja polegała na budowie przebiegu wyjściowego z fragmentów faz wejściowych przecinających pożądany przebieg wyjściowy, a trzecia na zbudowaniu przebiegu wyjściowego z fragmentów faz wejściowych, które w danej chwili są najbliżej pożądanego przebiegu. Dla zaproponowanych algorytmów sterowań wygenerowano obszary przewodzenia oraz zaprogramowano sterownik układu laboratoryjnego. Wyniki pokazane w pracy otrzymano dla przesuwnika pracującego w laboratorium w układzie pracy ze źródła napięciowego na obciążenie indukcyjne. Umożliwi to pokazanie wpływu algorytmu sterowania przekształtnika na rozpływ mocy biernej. Przesuwnik fazowy wykorzystujący sterowanie z „dwóch sąsiednich” Obszar przewodzenia dla tego sterowania i PM 6 x 6 pokazano na rys. 4. Składa się on z sześciu kwadratów o rozmiarach π ⁄ 3 × π ⁄ 3 umieszczonych na przekątnej. Obszar ten można uogólnić na dowolny PM, w ogólnym przypadku: N × N liczba kwadratów wynosi N, a rozmiary kwadratów 2π ⁄ N × 2π ⁄ N. W przypadku, gdy PM nie dokonuje zmiany częstotliwości, napięcie wyjściowe jest składane z dwóch sąsiednich faz wejściowych (rys. 4), fazę napięcia wyjściowego reguluje się poprzez zmianę stosunku czasów, w jakich na wyjście jest przyłączona każda z faz.

α [°] wejście wyjście wejście wyjście

URMS

U1 har

Rys. 6. Obszar przewodzenia – sterowanie na „przecinające się” (jednookresowe) oraz odpowiadający mu przebieg czasowy napięcia wyjściowego PM dla kątowego wprowadzanego przez PM α = 17 stopni

Rys. 7. Napięcie (góra) i prąd (dół) na wyjściu (po lewej) i wejściu (po prawej) PM dla sterowania na „przecinające się”. Kolor czerwony – przebiegi zmierzone, kolor niebieski – nałożone pierwsze harmoniczne

IRMS

I1 har

URMS

U1 har

IRMS

I1 har

[V]

[A]

[°]

[V]

[A]

[°]

20,4

20,3

1,51

1,50

–18,4

20,3

20,2

1,51

1,49

–19,2

19,2

17,9

1,50

1,45

23,7

20,1

1,49

1,47

–19,3

19,3

17,8

1,48

1,44

23,3

20,2

1,48

1,36

–19,6

19,3

17,9

1,40

1,46

23,3

19,3

17,9

1,50

1,45

23,6

20,2

1,51

1,49

–18,9

19,4

18,0

1,50

1,46

23,6

wejście wyjście Tab. 2. Przekształtnik macierzowy sterowany na „przecinające się”

135

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 125–132

Analiza wyników pokazuje, że transfer napięcia dla tego sterowania jest związany z kątem przesunięcia wprowadzanym przez przekształtnik, najwyższy równy „1” (przy pominięciu spadku napięcia na elementach półprzewodnikowych) występuje dla kątów przesunięcia 2πc ⁄ N (gdzie c – liczba całkowita), najniższy dla π ⁄ N + 2πc ⁄ N, gdy pożądany przebieg jest tworzony po równo z obu sąsiadujących faz. Podobny wniosek dotyczy zniekształceń przebiegów napięć i prądów. Istotne jest również, że w tym przypadku przełączane są tylko dwa klucze na każdą fazę. W przypadku PM o równej ilości „wejść” i „wyjść” (N × N) przełączenia zachodzą synchronicznie (zmiany stanów kluczy zachodzą w tej samej chwili), a liczba przełączeń (pracującego) klucza na okres napięcia w przypadku niezmieniania częstotliwość wynosi 2N. Na rys. 5 pokazano przebiegi napięcia i prądu zmierzone przy zasileniu PM ze źródła napięcia i obciążeniu reaktancją. Warto zauważyć duże podobieństwo pomiędzy przebiegiem zmierzonym (czerwony) a nałożonym przebiegiem pierwszej harmonicznej (niebieski). Dla rozważanego zastosowania przesuwnika istotne jest również, że przesunięcie fazowe pomiędzy pierwszymi harmonicznymi napięcia i prądu na wejściu i wyjściu są podobne (ten sam znak i zbliżona wartość). W tab. 1 zebrano dane o pracy przekształtnika; α – przesunięcie wprowadzane przez PM, porównanie wartości skutecznej napięć (URMS) i prądów (IRMS) po obu stronach przekształtnika z pierwszymi harmonicznymi tych przebiegów (U1 har, I1 har), pozwala oszacować zniekształcenia wynikające z pracy przekształtnika; φ1 – kąt pomiędzy pierwszymi harmonicznymi napięcia i prądu. Własności przesuwnika fazowego przy tym sterowaniu pokazano w artykułach [12–14] – urządzenie to w stanach ustalonych zachowuje się podobnie do przesuwnika fazowego zbudowanego na transformatorze, jego przewagą jest zdolność do większej interwencji (większy możliwy kąt przesunięcia) i duża szybkość działania przy praktycznie niezmiennym przepływie mocy biernej. Przesuwnik fazowy wykorzystujący sterowanie na „przecinające się” Obszar przewodzenia dla tego sterowania pokazano na rys. 6. Jest to pas położony wzdłuż przekątnej kwadratu. Szerokość pasa zależy od wymiarów PM, w przypadku ogólnym N × N:

Przebieg napięcia wyjściowego składa się tylko z fragmentów napięć zasilających przecinających projektowaną sinusoidę napięcia wyjściowego. Transfer napięcia jest niezależny od kąta przesunięcia wprowadzanego przez przekształtnik. Wykorzystane są wszystkie klucze PM, a czas przewodzenia każdego klucza jest taki sam. W przypadku niedokonywanej zmiany częstotliwości różnią się jednak wartości skuteczne prądów poszczególnych kluczy. Liczba przełączeń każdego klucza na okres napięcia w przypadku niezmieniania częstotliwości to 4. Ten obszar przewodzenia pozwala na łatwe zapisanie algorytmu sterowania w postaci zależności pomiędzy częstotliwościami

136

Rys. 8. Obszar przewodzenia i przebieg – sterowanie z „najbliższej” oraz odpowiadający mu przebieg czasowy napięcia wyjściowego PM dla kątowego wprowadzanego przez PM α = 20 stopni

Rys. 9. Napięcie (góra) i prąd (dół) na wyjściu (po lewej) i wejściu (po prawej) PM dla sterowania z „najbliższej”. Kolor czerwony – przebiegi zmierzone, kolor niebieski – nałożone pierwsze harmoniczne

po obu stronach PM (fN i fM) i częstotliwością przełączeń kluczy (f k): f k = fN + fM i ze względu na tę formułę występuje również pod nazwą sterowanie jednookresowe (ang. one-periodical control), więcej o własnościach tego sterowania w pracach [30–32]. Na rys. 7 pokazano przebiegi napięć i prądów po obu stronach PM przy sterowaniu na „przecinające się”. Jak w poprzednim przypadku przebiegi zmierzone i nałożone przebiegi pierwszych harmonicznych leżą bardzo blisko siebie. Zwraca uwagę, że na wyjściu PM przesunięcie pomiędzy pierwszą harmoniczną napięcia i prądu jest indukcyjne (napięcie wyprzedza prąd), a na wejściu pojemnościowe (prąd wyprzedza napięcie). Moduł kąta pomiędzy

pierwszą harmoniczną napięcia i prądu po obu stronach PM jest podobny i nie zależy od kąta przesunięcia wprowadzanego przez przekształtnik (tab. 2). Oznaczenia w tab. 2 analogiczne jak w tab. 1. Dotychczas uzyskane wyniki sugerują, że tak sterowany PM posiada zdolność do zmiany znaku mocy biernej. Wykorzystanie algorytmu sterowania na „przecinające się” w przesuwniku fazowym zwiększy możliwości urządzenia; możliwa będzie manipulacja impedancją linii łączącej oba systemy oraz wykorzystanie przekształtnika do zmiany charakteru przesyłanej mocy Q na przeciwny. Badania możliwości takiego zastosowania przekształtnika są obecnie prowadzone na Politechnice Krakowskiej.

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 125–132

Przesuwnik fazowy wykorzystujący sterowanie z „najbliższej” Obszar przewodzenia dla tego sterowania pokazano na rys. 8. W przypadku PM 6 × 6 składa się z 24 kwadratów π ⁄ 6 × π ⁄ 6: 12 umieszczonych wzdłuż jednej przekątnej kwadratu i 12 wzdłuż drugiej. Przy uogólnianiu na dowolny PM 2N kwadratów π ⁄ N × π ⁄ N umieszczonych wzdłuż obu przekątnych. Przebieg napięcia wyjściowego składa się z dominującej (mającej największy udział) sinusoidy napięcia wejściowego uzupełnionego wstawkami z sinusoid przecinających projektowaną sinusoidę (rys. 8). W przekształtniku najbardziej obciążone są klucze łączące fazy dominujące – w warunkach statycznych płynie przez nie do 100% prądu fazowego i wykonują 4N-2 przełączeń, pozostałe klucze po 2 przełączenia. W badanym przypadku PM składał napięcie wyjściowe z fragmentów napięcia wejściowego, obciążenie „filtrowało” sygnał – prąd wyjściowy jest stosunkowo mało zniekształcony. Następnie PM składał prądy wejściowe z fragmentów prądów wyjściowych. Przesunięcie pomiędzy pierwszą harmoniczną prądu i napięcia na wyjściu PM (φ ) jest praktycznie stałe – decyduje o tym odbiornik. W przypadku pierwszych harmonicznych prądu i napięcia wejściowego kąt ten jest skorelowany z kątem przesunięcia wprowadzanym przez PM i zmienia się w zakresie od –φ do φ. Jeden przypadek skrajny, tj. przesunięcie fazowe na wejściu o kąt –φ, odpowiada sterowaniu na „przecinające się”, drugi – przesunięcie fazowe wejścia o kąt φ – odpowiada włączeniu na stałe kluczy pomiędzy poszczególnymi fazami wejścia i wyjścia. Wyniki zebrano w tab. 3. Uzyskane wyniki sugerują, że prezentowane sterowanie pozwala na manipulację przesyłaną mocą bierną za pomocą przesuwnika fazowego oraz dowolną zmianę przesunięcia fazowego z przedziału (–φ, φ) na wejściu przekształtnika możliwą do zaaplikowania

α [°] wejście wyjście wejście wyjście wejście wyjście wejście wyjście wejście wyjście wejście wyjście

150

155

160

165

170

175

URMS

U1 har

z dużą dynamiką. Niestety, wykorzystanie tej cechy w przypadku połączeń międzysystemowych może być poważnie utrudnione, ponieważ wraz z mocą bierną równocześnie zmienia się moc czynna linii (transfer obydwóch mocy jest uzależniony od kąta wprowadzanego przez przekształtnik). Badania wykorzystania pokazanych własności w toku. Wnioski W artykule pokazano, że przesuwnik fazowy oparty na przekształtniku macierzowym posiada możliwość wpływu na przesył mocy biernej poprzez dwustronnie zasilaną linię elektroenergetyczną. Co więcej, poza wpływem na przesyłaną moc czynną istnieje również możliwość zmiany charakteru przesyłanej mocy biernej, a nawet manipulacji jej wielkością, tylko za pomocą odpowiedniego wysterowania przekształtnika. W tej chwili trwają starania związane z budową modelu przekształtnika, który mógłby być zastosowany do wybudowanego już modelu systemu elektroenergetycznego, co umożliwi badanie układów sterowania rozpływem mocy w systemie. Przebiegi, które pokazano w artykule, są przebiegami zbieranymi bezpośrednio z zacisków laboratoryjnego modelu przesuwnika, pracującego ze źródła napięciowego na obciążenie indukcyjne. Analiza pracy układów pokazuje, że do rozwiązania pozostaje jeszcze wiele zagadnień, m.in. związanych z synchronizacją pracy przekształtnika oraz jego komutacją. Należy też wspomnieć, że po badaniach nad wpływem przesuwnika na przepływ mocy biernej zgłoszono wniosek patentowy opisujący proponowane urządzenie do kompensacji mocy biernej, wykorzystujące własności sterowań PM [33]. Reasumując, prezentowany w artykule przesuwnik fazowy dla różnych sterowań PM wykazuje ciekawe własności pozwalające na znacznie większą ingerencję w rozpływ

IRMS

I1 har

α [°]

[V]

[A]

[°]

20,2

1,39

1,35

–16,6

19,1

17,9

1,37

1,35

22,0

20,2

20,1

1,35

1,29

–7,6

19,1

17,7

1,37

1,33

22,0

20,1

1,35

1,3

–0,4

19,0

18,0

1,33

1,28

21,8

20,1

1,37

1,30

4,7

18,8

18,2

1,39

1,38

21,8

20,1

1,38

1,40

9,4

18,8

18,4

1,44

1,32

21,9

20,2

1,39

1,35

13,9

18,8

18,6

1,42

1,41

21,7

wejście wyjście

180

185

190

195

200

205

210

URMS

mocy w SEE niż przesuwnik fazowy zbudowany na transformatorze. Bibliografia 1. Komunikat PSE Operator w sprawie wspólnego stanowiska CEPS, MAVIR, PSE Operator i SEPS na temat definicji obszarów rynkowych [online], http://www.pse.pl/index.php?dzid=14&did=1082 (dostęp: 2.02.2015). 2. Kąkol A., Sobczak B., Trębski R., Badanie wpływu wyłączania i załączania mocno obciążonej linii przesyłowej na pracę elektrowni z turbogeneratorami, Acta Energetica 2011, nr 3, s. 23–28. 3. Cvijic S., Ilic M.D., Part II: PAR Flow Control Based on the Framework for Modeling and Tracing of Bilateral Transactions and Corresponding Loop Flows, Power Systems, IEEE Transactions on, Nov. 2014, Vol. 29, No. 6, s. 2715, 2722. 4. Korab R., Możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych KSE, Przegląd Elektrotechniczny 2011, nr 2. 5. Korab R., Owczarek R., Kształtowanie t r a n s g r a n i c z ny c h p r z e p ł y w ó w mocy z wykorzystaniem przesuwników fazowych instalowanych w liniach wymiany, Przegląd Elektrotechniczny 2012, r. 88, nr 10b, s. 299–302. 6. Cotrus A. i in., Power flow control equipment, Electrical and Power Engineering (EPE), 2014 International Conference and Exposition on, 16–18 Oct. 2014, s. 284, 288. 7. Zhicheng L. i in., Active control of power flow in distribution network using flexible tie switches, Power System Technology (POWERCON), 2014 International Conference on, 20–22 Oct. 2014, s. 1224, 1229. 8. Awaria systemowa w dniu 4 listopada 2006, raport końcowy, UCTE, 2007.

U1 har

IRMS

I1 har

[V]

[A]

[°]

20,2

1,37

1,39

19,7

18,7

1,42

21,7

1,40

1,37

12,7

18,9

18,6

1,40

1,39

21,7

20,1

1,40

1,34

6,3

19,0

18,5

1,40

20,1

1,39

1,33

–0,6

18,9

18,3

1,38

1,37

21,9

20,2

20,1

1,38

1,34

–7,0

19,2

18,3

1,38

1,36

21,6

20,2

1,37

1,34

–12,1

19,1

18,0

1,36

1,33

21,6

20,1

1,35

1,32

–15,9

19,1

18,0

1,38

1,35

20,2

Tab. 3. Przekształtnik macierzowy sterowany z „najlepszej”. Oznaczenia analogiczne jak w tab. 1

137

T. Sieńko, J. Szczepanik | Acta Energetica 2/23 (2015) | translation 125–132

9. Final report on the August 14, 2003 blackout in the United States and Canada: Causes and recommendations, US-Canada Power System Outage Task Force, 2004, accessed in June 2010, [online] Available: https://energy.gov/sites/prod/ files/oeprod/DocumentsandMedia/ BlackoutFinal-Web.pdf (10.11.2013) 10. Final report: System disturbance on 4 November, 2006, Union for the Coordination of Transmission of Electricity, 2007, accessed in June 2010 [online], Available: https://www.entsoe. eu/fileadmin/user_upload/_library/ publications/ce/otherreports/FinalReport-20070130.pdf (15.11.2014). 11. Oziemblewski K., Opala K., Możliwości oceny bieżącego stanu stabilności SEE. Pochodne zamiast charakterystyk, Acta Energetica 2011, nr 2, s. 33–42. 12. Szczepanik J., Sieńko T., Nowoczesne urządzenia do kontroli rozpływu mocy w systemie elektroenergetycznym oparte na wielofazowym przekształtniku macierzowym, APE 2013. 13. Szczepanik J., Sieńko T., Nowoczesne urządzenia do kontroli rozpływu mocy w systemie elektroenergetycznym oparte na wielofazowym przekształtniku macierzowym, Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2013, nr 32, s. 83–86. 14. Szczepanik J., Sieńko T., New Multiphase Matrix Converter Based Device for Power Flow Control, Acta Energetica 2013, nr 4, s. 158–165. 15. Verboomen J. i in., Phase shifting transformers: principles and applications, Future Power Systems, 2005 International Conference on, 18 Nov. 2005, s. 6. 16. Rimez J. i in., Grid Implementation of a 400 MVA 220/150 kV –15°/+3° Phase-shifting Transformer for Power Flow Control in the Belgian Network: Specification and Operational Considerations, Paper no A2-202, Proceedings of the 2006 CIGRE Session, Paris, France, August 2006.

17. Namin M.H., Using UPFC in order to Power flow control, Industrial Technolog y, 2006. ICIT 2006. IEEE International Conference on, 15–17 Dec. 2006, s. 1486–1491. 18. Murugan A., Thamizmani S., A new approach for voltage control of IPFC and UPFC for power flow management, Energy Efficient Technologies for Sustainability (ICEETS), 2013 International Conference on, 10–12 April 2013, s. 1376, 1381. 19. Sieńko T., Schemat zastępczy przekształtnika macierzowego dla stanów dynamicznych przy sterowaniu jednookresowym, Czasopismo Techniczne 1-E/2012, zeszyt 24, rok 109. 20. Sieńko T., Sobczyk T.J., Modelling concept of N × M matrix converter under periodic control for dynamic states Archives of Electrical Engineering, Vol. 63, Issue 2, s. 305–315, June 2014. 21. Sobczyk T.J., Control strategy of matrix converters, in Proc. of European Conf. on Power Electronics and Applications (EPE) 1993, Vol. 4, s. 93–97. 22. Sobczyk T.J., The matrix converter – a universal power electronic unit, Prace Instytutu Elektrotechniki 2002, s. 5–21. 23. Szczepanik J., Sieńko T., New control scheme and new application area for a multiphase matrix converter, Third IASTED Asian Conference POWER AND ENERGY SYSTEMS, 2–4 April 2007, Phuked, Thailand, s. 85–89. 24. Szczepanik J., Sieńko T., New control algorithm for multiphase matrix converter, Proceedings of 16th International Conference on Systems Science, 4–6 September 2007, Wrocław, Poland, t. III, s. 241–250. 25. Szczepanik J., Sieńko T., A new concept of application of multiphase matrix converter in power system, Proceedings of EUROCON 2007 The International Conference on “Computer as a Tool” Warsaw, Poland, September 9–12.

26. Sieńko T., Szczepanik J., Sobczyk T.J., Voltage Phase Controller for Power Systems, Proceedings of 9th International Conference Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona, 9–11 October 2007. 27. Szczepanik J., Sieńko T., New Control Strategy for Multiphase Matrix Converter, Systems Engineering ICSENG 2008, 19–21.08.2008, s. 121–126. 28. Szczepanik J., Sieńko T., Control scheme for a multiphase matrix converter EUROCON 2009. This paper appears in: EUROCON 2009, EUROCON ’09. Publication Date: 18–23 May 2009, On page(s): 545–551, Location: St.-Petersburg Print, ISBN: 978-1-4244-3860-0, INSPEC Accession Number: 10798882, Digital Object Identifier: 10.1109/ EURCON.2009.5167685, Current Version Published: 20 lipca 2009. 29. Sieńko T., Szczepanik J., The study of Implementation of Multiphase Matrix Converter in Power System, Przegląd Elektrotechniczny 2013, nr 8, s. 10–15. 30. Sieńko T., Sobczyk T.J., Matrix converter control for applications to multi-phase high-speed microgenerators, Archives of Electrical Engineering 2004, Vol. LIII, No. 2, s. 217–228. 31. SobczykT.J,SieńkoT.,ApplicationofMatrix Converter as a Voltage Phase Controller in Power System S13-17, IEEE SPEEDAM, 23–26.05.2006, Taormina, Italy. 32. Sieńko T., Sobczyk T.J., Sposób sterowania przekształtnikiem macierzowym, Polski Patent: (21) 358928, (22) 27-02-2003, H02M5/00, BUP 06-09-2004 18/2004, WUP 29-012010 01/2010. 33. Sieńko T.J., Szczepanik J., Hudym V., Sposób kompensacji mocy biernej, urządzenie do kompensacji mocy biernej, zgłoszenie patentowe nr P.408817 z 11.07.2014.

Tomasz Sieńko

dr inż. Politechnika Krakowska e-mail: sienko77@o2.pl Asystent w Instytucie Elektromechanicznych Przemian Energii (E-2) Wydziału Inżynierii Elektrycznej i Komputerowej Politechniki Krakowskiej. Jego zainteresowania badawcze obejmują: przekształtnik macierzowy i jego wykorzystanie, nieliniowe odbiorniki energii elektrycznej – oddziaływanie na budowę i pracę instalacji nn.

Jerzy Szczepanik

dr inż. Politechnika Krakowska e-mail: jerzy_szczepanik@hotmail.com Adiunkt w Instytucie Elektromechanicznych Przemian Energii (E-2) Wydziału Inżynierii Elektrycznej i Komputerowej Politechniki Krakowskiej. Jego zainteresowania badawcze obejmują: badania stabilności oraz kontrolę pracy systemu elektroenergetycznego, modelowanie przekształtników na potrzeby energetyki, badanie zaburzeń i stanów pozaburzeniowych w systemach elektroenergetycznych oraz zagadnienia związane z jakością energii elektrycznej.

138

NOTATKI

139

NOTES

140

141

142

Power Engineering Quarterly