Acta Energetica Power Engineering Quarterly 1/30 by ENERGA SA

1/30 (March 2017)

YEAR 9

R&D | technology | economy | law | management

ISSN 2300-3022

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage

ENERGA SA

Scientific Council

Programme Council

Rafał Hyrzyński | Marcin Lemański | Grzegorz Widelski | Michał Zalewski

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Managing Editor

Jakub Skonieczny

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański Karol Lewandowski | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

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, in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php and also in Directory of Open Access Journals (DOAJ) https://doaj.org/

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

From the Chief Editor A power system’s resilience can be defined as its ability to perform properly in normal, emergency, and failure conditions . This includes the capacity to avoid or minimize the destructive effects on a power system’s technical components in emergencies, and – further – to eliminate or minimize the number of customers deprived of electricity supply . The power system’s resilience can be accomplished by influencing its structure (structural resilience) or by introducing appropriate control and management systems (regulatory resilience) . The structural resilience can be developed by the extension of primary systems, including but not limited to the extension of power grids (e .g . lines, transformers) or replacement of overhead lines for cables . It is noticeable that the simpler the introduced grid component, the higher the accomplished level of resilience (reliability) . Examples include SVC systems versus a conventional reactor, or capacitor bank; and AC line versus DC line . This is not to be regarded as an apotheosis of the conventional power grid components . The regulatory resilience may be improved through the development of systems that increase the power system’s observability and controllability . Control systems in general can be divided into local and global . The local systems, such as powersystem automation; generation unit, transformer, reactor, and capacitor bank controllers; and power electronics, acquire local information, for example from an object or an area of a power plant or transformer node . The global systems have a larger geographical range, typically up to significantly distant nodes . Examples include the systems: ARCM, SCADA/EMS, AMI, and WAMS . IT systems of this kind, especially SCADA/EMS and AMI, are essential for a power system’s observability . At the same time, however, due to the possibility of cyber attacks, they pose a potential threat to its resilience . At present, practically only local systems are used to control a power system’s fast abnormal (emergency and failure) conditions, mainly power-system automation, and generator and power electronics controllers . WAMS systems are still awaiting development in the sense of applications for real power systems’ control in abnormal fast states . It can, therefore, be stated that the development of power-system automation and generation unit control systems, including their algorithms, is an important element in increasing power system security (resilience) . So, I invite you to read the articles in this issue of Acta Energetica, relating to power system security in its various aspects, including: automatic protection, system stability, and rules of source interconnection, systems interoperability and optimization . Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Odporność systemu elektroenergetycznego można zdefiniować jako zdolność systemu do prawidłowego funkcjonowania w stanach normalnych, zagrożeniowych i awaryjnych. W tym jako zdolność w stanach awaryjnych do uniknięcia lub minimalizacji skutków destrukcyjnych dla elementów technicznych systemu elektroenergetycznego i dalej jako zdolność do eliminacji lub minimalizacji liczby odbiorców pozbawionych zasilania w energię elektryczną. Odporność systemu elektroenergetycznego można realizować przez oddziaływanie na jego strukturę (odporność strukturalna) lub wprowadzanie odpowiednich układów sterowania i zarządzania (odporność regulacyjna). Odporność strukturalną systemu elektroenergetycznego można kształtować poprzez rozbudowę układów pierwotnych, m.in. rozbudowę sieci elektroenergetycznych (np. linii, transformatorów) czy wymianę linii napowietrznych na kablowe. Można zauważyć, że im prostszy element sieci wprowadzamy, tym poziom odporności (niezawodności) staje się większy. Przykładami mogą być tu: układy SVC versus klasyczny dławik lub bateria kondensatorów; linia prądu przemiennego versus linia prądu stałego. Powyższego nie należy jednak traktować jako apoteozę klasycznych elementów sieci elektroenergetycznych. Odporność regulacyjną systemu elektroenergetycznego kształtuje się poprzez rozwój systemów zwiększających obserwowalność i sterowalność systemu elektroenergetycznego. Systemy sterowania w ogólności można podzielić na lokalne i globalne. Systemy lokalne, jak elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ), regulatory jednostek wytwórczych, transformatorów, dławików, baterii kondensatorów oraz układów energoelektronicznych, pozyskują informacje lokalne, np. z danego obiektu lub z obszaru węzła elektrownianego lub transformatorowego. Systemy globalne sięgają geograficznie dalej, do zazwyczaj znacząco oddalonych od siebie węzłów. Przykładem mogą być tu systemy: ARCM, SCADA/ EMS, AMI, WAMS. Systemy informatyczne tego typu, zwłaszcza SCADA/EMS i AMI, są niezbędne dla uzyskania obserwowalności systemu elektroenergetycznego. Równocześnie jednak, ze względu na możliwość cyberataków, wnoszą potencjalne zagrożenie dla jego odporności. Obecnie dla opanowania szybkich stanów nienormalnych (zagrożeniowych i awaryjnych) w systemie elektroenergetycznym praktycznie stosowane są tylko układy lokalne, głównie EAZ, regulatory generatorów oraz regulatory systemów energoelektronicznych. Realne aplikacje z wykorzystaniem WAMS czekają jeszcze na rozwój w sensie zastosowań do sterowania w szybkich stanach nienormalnych. Można zatem stwierdzić, że rozwój układów EAZ i układów regulacji jednostek wytwórczych, a w tym ich algorytmów, jest istotnym elementem zwiększania bezpieczeństwa (odporności) systemów elektroenergetycznych. Zapraszam zatem do lektury artykułów w niniejszym numerze Acta Energetica, odnoszących się do bezpieczeństwa systemów elektroenergetycznych w różnych jego aspektach, m.in. automatyki zabezpieczeniowej, stabilności systemu, zasad przyłączania źródeł, współpracy systemów i optymalizacji. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents PLANNING THE OPERATION OF A HYBRID GENERATION SYSTEM IN THE POWER SYSTEM IN A MULTI-FACETED APPROACH Bartosz Ceran, Krzysztof Sroka. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 INCREASING GENERATION CAPACITY BY POWER UNIT UPGRADES Roman Krok. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 AN NONCONVENTIONAL POWER SWING BLOCKING SOLUTION FOR POWER UNIT’S UNDER-IMPEDANCE PROTECTIONS Marcin Lizer. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 ELECTRICITY SUPPLIER SWITCHING PROCESS IN POLAND – A PROCESS BASED ON THE GENERAL DISTRIBUTION AGREEMENT Rafał Łangowski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 IDENTIFICATION OF HIGH-RESISTANCE EARTH FAULTS IN MEDIUM VOLTAGE NETWORKS USING HIGHER HARMONICS Lubomir Marciniak, Mateusz Piątek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 THE CONCEPT OF A METHODOLOGY FOR SELECTING THE OPTIMAL PARAMETERS OF HEAT RECEIVED FROM A NUCLEAR POWER PLANT OPERATING IN A PARTIAL COGENERATION MODE Tomasz Minkiewicz, Andrzej Reński. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 EVALUATION OF THE OPERATION AND IMPROVEMENT OF THE STABILITY OF THE FACTORY POWER NETWORK, TAKING INTO ACCOUNT THE UNCERTAINTY OF THE NETWORK MODEL PARAMETERS Adrian Nocoń, Stefan Paszek, Janusz Walczak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 TECHNICAL CAPACITY AND ECONOMIC ASPECTS OF USING ENERGY STORAGE SYSTEMS FOR BALANCING VARIABLE RENEWABLE ENERGY Tomasz Pakulski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 UNIVERSAL CURRENT TRANSFORMER FOR ACCURATE MEASUREMENT OF SHORT-CIRCUIT CURRENTS Jerzy Przybysz, Jan Olak, Zbigniew Piątek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 PASSIVE SAFETY SYSTEMS IN MODERN NUCLEAR POWER STATIONS Jakub Aleksander Sierchuła, Krzysztof Sroka. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 PSEUDO-RANDOM SIMULATION OF SYNCHRONOUS INTERCONNECTIONS OF POLISH AND GERMAN 110 KV GRIDS Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 DETERMINATION OF CONNECTION CAPACITY IN THE HV CLOSED NETWORK BY THE USE OF A BLACK-BOX OPTIMIZATION – A CASE STUDY Andrzej Wędzik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

Spis treści PLANOWANIE PRACY HYBRYDOWEGO SYSTEMU WYTWÓRCZEGO W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM W UJĘCIU WIELOASPEKTOWYM Bartosz Ceran, Krzysztof Sroka .......................................................................................................................................................................................... 10 ZWIĘKSZENIE MOCY WYTWÓRCZYCH POPRZEZ MODERNIZACJE BLOKÓW ENERGETYCZNYCH ELEKTROWNI Roman Krok........................................................................................................................................................................................................................... 20 NIEKONWENCJONALNE ROZWIĄZANIE BLOKADY KOŁYSANIOWEJ ZABEZPIECZEŃ PODIMPEDANCYJNYCH JEDNOSTKI WYTWÓRCZEJ Marcin Lizer........................................................................................................................................................................................................................... 32 ZMIANA SPRZEDAWCY ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE – PROCES BAZUJĄCY NA GENERALNEJ UMOWIE DYSTRYBUCJI Rafał Łangowski .................................................................................................................................................................................................................... 45 IDENTYFIKACJA ZWARĆ DOZIEMNYCH WYSOKOREZYSTANCYJNYCH W SIECIACH ŚREDNICH NAPIĘĆ Z WYKORZYSTANIEM WYŻSZYCH HARMONICZNYCH Lubomir Marciniak, Mateusz Piątek ................................................................................................................................................................................. 58 KONCEPCJA METODY WYBORU OPTYMALNYCH PARAMETRÓW CIEPŁA ODBIERANEGO Z ELEKTROWNI JĄDROWEJ PRACUJĄCEJ PRZY CZĘŚCIOWYM SKOJARZENIU Tomasz Minkiewicz, Andrzej Reński ................................................................................................................................................................................ 71 OCENA PRACY I POPRAWA STABILNOŚCI ZAKŁADOWEJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM NIEPEWNOŚCI PARAMETRÓW MODELU SIECI Adrian Nocoń, Stefan Paszek, Janusz Walczak ................................................................................................................................................................ 83 MOŻLIWOŚCI TECHNICZNE I ASPEKTY EKONOMICZNE WYKORZYSTANIA ZASOBNIKÓW ENERGII DLA BILANSOWANIA ZMIENNEJ GENERACJI OZE Tomasz Pakulski .................................................................................................................................................................................................................... 96 UNIWERSALNY PRZEKŁADNIK PRĄDOWY DO DOKŁADNEGO POMIARU PRĄDÓW ZWARCIOWYCH Jerzy Przybysz, Jan Olak, Zbigniew Piątek...................................................................................................................................................................... 107 PASYWNE SYSTEMY BEZPIECZEŃSTWA W NOWOCZESNYCH ELEKTROWNIACH JĄDROWYCH Jakub Aleksander Sierchuła, Krzysztof Sroka................................................................................................................................................................. 118 PSEUDOLOSOWA SYMULACJA SYNCHRONICZNYCH ŁĄCZEŃ POLSKIEJ I NIEMIECKIEJ SIECI 110 KV Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski ........................................................................................................................................................................... 128 OKREŚLANIE ZDOLNOŚCI PRZYŁĄCZENIOWYCH WĘZŁÓW SIECI ZAMKNIĘTEJ NN Z WYKORZYSTANIEM OPTYMALIZACJI TYPU BLACK-BOX – STUDIUM PRZYPADKU Andrzej Wędzik................................................................................................................................................................................................................... 139

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 4â&#x20AC;&#x201C;9

Planning the Operation of a Hybrid Generation System in the Power System in a Multi-faceted Approach Authors Bartosz Ceran Krzysztof Sroka

Keywords multi-criteria analysis, hybrid generation systems, planning the operation of a hybrid system

Abstract The paper presents the results of a multi-criteria analysis of the cooperation of a hybrid generation system (HGS) with the power system. The analysed system consists of wind turbines, photovoltaic panels and an energy storage cell â&#x20AC;&#x201C; a PEM fuel cell. The paper defines and describes the decision criteria of cooperation, taking into account energy-related, economic and environmental aspects. Results of analyses carried out for two consumer energy profiles are included. The impact of the weight of adopted decision criteria on the final result of the multi-criteria analysis was analysed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017101 Received: 30.01.2017 Accepted: 27.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction Many scientific publications in recent years discuss issues related to the subject of modelling and analysing the operation of hybrid generation systems consisting of wind turbines, solar panels and fuel cells [e.g. 1, 4, 6]. Publications that address these issues can be conventionally divided into two groups. The first group deals with looking for methods for designing and optimising components of hybrid generation systems. The authors define the objective function as minimisation of the size of devices making up the hybrid generation system, minimisation of the cost and reducing the excess of energy produced in relation to demand. The second group of publications deals with modelling the dynamics of operation of hybrid generation systems. In this group we can distinguish models presenting the work of a hybrid generation system in off-grid mode, where the key role is selection of energy storage methods, or cooperation of the hybrid generation system with the power system (on-grid). It should be noted that models of cooperation of a hybrid generation system based on renewable energy sources having a stochastic character of cooperation with the electricity grid (on-grid) focus on the use of the power system as an element balancing excess or shortage of electricity produced by wind farms or photovoltaic systems. These papers do not take into account the structure of the generation sector of the power system, which cooperates with the hybrid system. The authors of these models do not take into account the fact that the power system in order to balance the excess or shortage of energy must increase or decrease in production in systemic generating units, particularly in 4

conventional power plants. Increased failure of steam generators is associated not only with the exhaustion of the lifetime of their main modules and the manner of operation, but also changing their function in the power system saturated with sources with stochastic character of operation [3]. Accordingly, in the paper, the authors present a methodology for analysing load distribution between the hybrid generation system consisting of wind turbines, photovoltaic panels and a fuel-cell energy storage system, and the power system. It is worth noting that the hybrid generation systems based on renewable sources (wind and PV sources), in comparison with conventional power plants, have a lower impact on the environment and higher unit costs of electricity generation. In addition, due to the necessity of the energy store, the efficiency of electricity generation by the hybrid system is lower than the efficiency of the steam generator. It follows that, when planning the load distribution between the hybrid generation system and conventional sources, we must take into account energy aspects of the considered power generation technologies (e.g. efficiency of converting primary energy into electrical energy, unit fuel consumption), economic aspects (e.g. unit cost of electrical energy production, indicators of investment profitability) and environmental aspects (e.g. emissions to the environment).

2. Hybrid generation system Diagram of the analysed hybrid power supply system is shown in Fig. 1. The surplus energy produced from renewable sources is

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 4–9

Fig. 1. Block diagram of a hybrid generation system: FC – fuel cell, PV – photovoltaic cell, WT – wind turbine, El – electrolysis cell, H2 – hydrogen tank, HB - hydrogen backup.

used in the process of electrolysis (decomposition of water into hydrogen and oxygen). Hydrogen is compressed and stored, and then used in a fuel cell to generate electricity at a time when it is required for the needs of the consumer. Instantaneous power shortages associated with the stochastic character of energy generation by renewable sources is compensated by the operation of the fuel cell. Hydrogen is first supplied to the fuel cell from the electrolysis cell. In the case of exhaustion of hydrogen in the tank, the fuel cell is supplied with hydrogen from a backup. Purchase of additional hydrogen for backup is charged a small emissions associated with its production depending on the technology (steam reforming of hydrocarbons, coal gasification, gasification of biomass). The balance of power in the system depends on the ratio of the power produced by wind turbines and photovoltaic systems to the needs of the consumer. If the demand is lower than the power generated (operation of the electrolysis cell), the balance equation takes the form of

The base scenario S-I involves powering the consumer by the hybrid generation system in off-grid mode, without the power system. Further scenarios S-II, S-III, IV-S include covering a part of the load by the system according to the following sequence: 25%, 50% and 75% of the energy demand is covered by the power system. The scenarios selected in this manner make it possible to compare the separate operation of a hybrid generation system with cases of its cooperation with the power system. To objectively evaluate scenarios in a multi-criteria analysis, decision criteria should be adopted, which represent divergent objectives [5]. When comparing variants of electricity production, decision criteria can be divided into three groups: energy-related criteria, economic criteria and environmental criteria. As criterion k1, representing the group of energy-related criteria, we adopted specific consumption of additional hydrogen by the hybrid system, defined as: (3)

(1) where: PLoad – power consumed by the consumer, PPV – power generated by the photovoltaic plant, PWT – power generated by wind turbines, Pelec – power received through the electrolysis cell, Pcomp – power consumed to in the compressor drive, Psys – power drawn from the power system. If the demand exceeds the power generated by the sources (fuel cell operation), the power received by the consumer is described by formula: (2) where: PFC – power generated by the fuel cell stack

3. Scenarios of operation and decision-making criteria Two consumer profiles were adopted for the analysis as shown in Fig. 2 and 3 with the selected scenarios of load distribution between the hybrid generation system and the power system.

where: , - additional hydrogen consumption by weight or volume for backup purposes, EOdb - the consumer’s energy demand. Specific consumption of additional hydrogen by the hybrid system has been determined on the basis of the energy analysis of the hybrid system [2]. The analysis was based on balance equations (1) and (2). The input data were the energy profile of the consumer and the annual distributions of sunlight and wind speed. The power curve as a function of wind speed PEW = f(v) given by the manufacturer was used in order to determine the amount of energy produced by wind turbines, and the power relationships as a function of solar radiation intensity PPV = f(E) developed on the basis of the family of external characteristics of photovoltaic modules U= f(I) were used to determine the energy generated by these modules. On the basis of the energy analysis, a set of hybrid system devices was selected for each scenario (Tab. 1). 5

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 4–9

Fig. 2. Consumer energy profile 1 – scenarios of operation

Fig. 3. Consumer energy profile 2 - scenarios of operation

As a criterion representing the group of economic criteria, specific cost of electricity generation by the hybrid system was adopted: (4)

where: Ke – maintenance costs of the hybrid system, EHPGS – energy produced by the hybrid system. Maintenance costs Ks are the sum of operating costs and costs of management of devices making up the hybrid system (O&M), costs of purchase and transport of additional hydrogen, depreciation costs and the cost of water for the electrolysis cell – fuel cell circuit. 6

(5) Criterion k3 – emission of carbon dioxide by the hybrid generation system and power system, represents the group of environmental criteria and describes the effects of the plant’s operation on the environment.

(6)

where: Esys – energy taken from the power system, – the rate of carbon dioxide emission in the power system,

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 4–9

Load scenarios for the power system Profile 1

Profile 2

S-I

S-II

S-III

S-IV

S-I

S-II

S-III

S-IV

Wind turbines [kW]

3x50

2x50

4x50

3x50

2x50

Panels PV-250 [Wp]

415x250

94x250

71x250

36x250

279x250

224x250

146x250

80x250

Fuel cell [kW]

Electrolysis cell [kW]

150

100

200

150

100

Devices in the hybrid system

Tab. 1. Parameters of hybrid generation system devices

for n = 1, 2.....N; α = 1,2...∞

CO2/ H2 – weight of carbon dioxide formed in the production of 1 kg of hydrogen in the process of steam reforming, partial oxidation or gasification of solid fuels. Criterion k4 – degree of utilization of contracted capacity from the power system, describes the benefits for the power system carried by the installation of the hybrid system by the consumer.

(9) where: S* – the selected scenario. Comparison of the best scenario with other scenarios in the light of the criteria adopted is carried out using the acceptability threshold PA defined as:

(7)

(10)

where: Pord – maximum power drawn from the power system by the consumer over time t.

where: p – the percentage value of the distance of the best scenario from the ideal point, Acceptable scenarios meet the inequality:

4. Multi-criteria analysis of load distribution selected consumer profiles Multi-criteria analysis is a mathematical method that makes it possible to select the best solution, so-called scenario, in the light of the criteria adopted. One of the methods of conducting a multi-criteria analysis is the compromise programming method, which ranks scenarios according to the distance from the so-called target point X’ (ideal point). The compromise programming method allows to give weight to individual decision criteria, i.e. the decision-maker can take the validity of some parameters especially important to the decision-maker into account in the calculation. For example, analysing the operation of a system generating electricity, the cost of generating electricity or the impact of the system’s operation on the environment can be of particular importance to the decision-maker. The mathematical notation of the measure of distance of the considered variant from the ideal point is described using the formula:

(11) In the present case, the value of „p” is assumed to be 10%.

Load scenarios for the power system Profile 1 Scenarios

Profile 2

S-I

S-II

S-III

S-IV

S-I

S-II

S-III

S-IV

0.236

0.222

0.121

0.005

0.272

0.203

0.109

0.004

1.15

1.28

1.34

1.51

1.1

1.22

1.27

1.41

0.29

0.49

0.57

0.63

0.33

0.45

0.54

0.62

0.91

0.84

0.9

0.84

Criteria

Tab. 2. Payoff matrix of the decision-making problem for scenarios S-I... S-IV

Load scenarios for the power system

(8) where: Lα – measure of divergence of the considered scenario Sn from the ideal point, wm – weight coefficient of the m-th criterion, α – exponent measuring the deviation of the strategy from the ideal point, x’m – m-th coordinate of the ideal point, x’nm – normalised value of the evaluation criterion. The most favourable scenario in the light of the criteria adopted satisfies the relationship:

Profile 1 Scenarios

Profile 2

S-I

S-II

S-III

S-IV

S-I

S-II

S-III

S-IV

0.00

0.06

0.50

1.00

0.00

0.26

0.61

1.00

0.62

0.45

0.00

1.00

0.62

0.43

0.00

1.00

0.41

0.19

0.00

1.00

0.60

0.27

0.00

1.00

0.91

0.84

0.00

1.00

0.90

0.84

Criteria

Tab. 3. Normalised payoff matrix for scenarios S-I... S-IV 7

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 4–9

Ratio of criteria weights

Consumer profile P1

w1:w2:w3:w4

α=1

α=2

1:1:1:1

S-II*

→

S-III*

→

S-I*

→

S-IV

S-III*

→

S-II

→

S-I

→

2:1:1:1

S-IV*

→

S-III

→

S-II

→

S-I

S-III*

→

S-IV*

→

S-II

→

S-I

1:2:1:1

S-I*

→

S-II

→

S-III

→

S-IV

S-II*

→

S-I

→

S-III

→

S-IV

1:1:2:1

S-I*

→

S-II

→

S-III

→

S-IV

S-I*

→

S-II

→

S-III

→

S-IV

1:1:1:2

S-II*

→

S-III

→

S-IV

→

S-I

S-III*

→

S-II

→

S-IV

→

S-I

2:2:1:1

S-I*

↔

S-III*

→

S-IV

→

S-II

S-III*

→

S-II

→

S-I

→

S-IV

1:1:2:2

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

w1:w2:w3:w4

S-IV

Consumer profile P2

1:1:1:1

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

2:1:1:1

S-IV*

→

S-III*

→

S-II*

→

S-I

S-III*

→

S-IV

→

S-II

→

S-I

1:2:1:1

S-II*

→

S-I

→

S-III

→

S-IV

S-II*

→

S-I

↔

S-III

→

S-IV

1:1:2:1

S-II*

→

S-I*

→

S-III

→

S-IV

S-II*

→

S-I

→

S-III

→

S-IV

1:1:1:2

S-II*

→

S-III

→

S-IV

→

S-I

S-II*

→

S-III

→

S-IV

→

S-I

2:2:1:1

S-II*

→

S-III*

→

S-I

→

S-IV

S-III*

→

S-II

→

S-I

→

S-IV

1:1:2:2

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

Tab. 4. Results of the multi-criteria analysis

The mathematical notation of a multi-criteria decision problem consisting of four scenarios S(I-IV), concerned using four criteria k1-4, forms a decision matrix called the payoff matrix (Tab. 2): After applying the normalization, we obtain the values for all the criteria in a standardised scale with a range of <0: 1>. A normalised payoff matrix is shown in Tab. 3.

5. Results of the multi-criteria analysis The effect of the weight of decision criteria on the result of the multi-criteria analysis was analysed for the variant in which all the criteria are assigned the same weight value wm. Then the effect of double weighting one of the criteria in relation to the rest on the results of multi-criteria analysis was studied. The calculations were performed for two values of the aggregation criterion α equal to 1 and 2. Scenarios are ranked in order from most to least favourable. Acceptable variants are indicated by the symbol *. The results of multi-criteria analysis are presented in Tab. 4. The result is a multi-criteria analysis depends on the adopted criteria, the relationship between the criteria weights, the values of the adopted acceptability threshold and the value of the aggregating criterion α. It should be noted that the elements of the first line of the standardised payoff matrix are the result of energy analysis. The value of criterion K1 is influenced by the relationship between the distribution of wind and sunlight, and the demand for power by the consumer, which specifies the annual consumption of additional hydrogen. Economic analysis determining the value of the economic criterion k2 is derived from the energy analysis, because the value of the investment expenditure depends on the number and value of installed power of units forming the hybrid generation system. And the degree of utilization of the hybrid generation system for covering the load will determine the reduction of carbon dioxide emissions. Thus, the results of the energy analysis indirectly determine the payoff matrix and the standardised payoff matrix, and these in turn for the predetermined value of aggregating criterion α and the 8

percentage content of the acceptability threshold p determine the order of the scenarios. Analysing the results of the impact of double weighting one criterion relative to the rest, we can conclude that in the case of profile P1, double weighting the given criterion determined the indication of the preferred scenario for this criterion as the most favourable variant. In the case of the consumer profile P2, the most frequently indicated variant is scenario S-II, wherein the system covers the base load, while the remaining demand is covered by the hybrid system. It should be noted that the criteria k1 – specific consumption of additional hydrogen and k2 – specific cost of electricity generation by the hybrid system directly represent the interest of the investor in the hybrid generation system. From the point of view of the investor, it is important for the maintenance costs to be as low as possible with the least consumption of additional hydrogen. In contrast, the pair of criteria k3 – specific carbon dioxide emission and k4- degree of utilization of contracted capacity, represent the point of view of the power system. For the power system, the priority is to reduce carbon dioxide emissions, which results from the adopted European Union directives and to minimise load variability associated with maintaining the stability of its operation. Accordingly, cases were also considered in which the pairs of criteria k1 and k2 as well ask3 and k4 were predominant. In the case of overweighting the pair of criteria k1 and k2, an acceptable scenario for the α 1 and 2 is scenario S-III. And in the case of overweighting criteria k3 and k4 in both cases variant S-II was considered as most favourable, wherein the power system covers the base load.

6. Summary The results obtained from the multi-criteria analysis of load distribution between the hybrid generation system and the power system allows to draw the following conclusions:

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 4–9

It is currently not possible to completely replace the classical power system with renewable energy sources connected in hybrid generation systems. Among the variants analysed, extreme scenarios S-I and S-IV are usually indicated as the worst variant Taking into account the energy-related, economic and environmental aspects we can, through the selection of weights of decision criteria, determine the load distribution between the hybrid generation system and the power system, so as to take account of both the needs of the generation sector of the power system and the hybrid system itself. The proposed analysis model can be a starting point for optimising the operation of hybrid generation systems based on sources with a stochastic character of operation in the power system. It is possible to expand on this model, e.g. by adding new decision criteria. REFERENCES

2. B. Ceran, K. Sroka, 2015 – “Performance Analysis of a Hybrid Generation System of Wind Turbines, Photovoltaic Modules, and a Fuel Cell”, “Acta Energetica”, No. 2 (23), 2015, pp. 36–42. 3. T. Chmielniak, A. Rusin, H. Łukowicz, “Modernizacja i rewitalizacja istniejący bloków węglowych ważnym warunkiem stabilności sektora wytwarzania elektryczności” [Upgrading and revitalization of existing coal generators as an important condition of stability of the generation sector], “Polityka Energetyczna” [Energy Policy Journal], Vol. 19, book 4, 2016, pp. 49–60. 4. E. Mbarek, J. Belhadj, “Photovoltaic Wind hybrid system integrating a Permanent Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC)”, Conference “Systems, Signals and Devices”, 2009. 5. Z. Mucha, J. Mikosz, A. Generowicz, “Zastosowanie analizy wielokryterialnej do wyboru technologii w małych oczyszczalniach ścieków” [The use of multi-criteria analysis for selecting technology for small waste treatment plants], ”Technical Transactions. Environment Engineering”, Vol. 4, 2012, pp. 145–155. 6. C. Wang, M.H. Nehrir, “Power Management of a Stand-Alone Wind/ Photovoltaic/Fuel Cell Energy System”, Energy Conversion, IEEE Transactions on energy conversion, Vol. 23, No. 3, September 2008.

1. N.A. Ahmed, “On-Grid Hybrid Wind/Photovoltaic/Fuel Cell Energy System”, IPEC, Conference on Power & Energy, 2012.

Bartosz Ceran Poznań University of Technology e-mail: bartosz.ceran@put.poznan.pl Graduated in electrical/ power engineering from the Electrical Faculty of 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 in 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 power system, issues of defence and recovery of 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. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 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

Planowanie pracy hybrydowego systemu wytwórczego w systemie elektroenergetycznym w ujęciu wieloaspektowym Autorzy

Bartosz Ceran Krzysztof Sroka

Słowa kluczowe

analiza wielokryterialna, hybrydowe systemy wytwórcze, planowanie pracy systemu hybrydowego

Streszczenie

W artykule zaprezentowano wyniki wielokryterialnej analizy współpracy hybrydowego systemu wytwórczego (HSW) z systemem elektroenergetycznym. Analizowany system składa się z turbin wiatrowych, paneli fotowoltaicznych oraz magazynu energii elektrolizer – ogniwo paliwowe typu PEM. Zdefiniowano i opisano kryteria decyzyjne współpracy z uwzględnieniem aspektów energetycznych, ekonomicznych i środowiskowych. Zamieszczono wyniki analiz przeprowadzonych dla dwóch profili energetycznych odbiorcy. Przebadano wpływ wag przyjętych kryteriów decyzyjnych na wynik końcowy analizy wielokryterialnej. Data wpływu do redakcji: 30.01.2017 Data akceptacji artykułu: 27.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Wiele publikacji naukowych z ostatnich lat porusza problemy tematyki modelowania i analizy pracy hybrydowych systemów wytwórczych składających się z elektrowni wiatrowych, paneli fotowoltaicznych i ogniw paliwowych [m.in. 1, 4, 6]. Publikacje poruszające te zagadnienia można umownie podzielić na dwie grupy. Pierwsza grupa traktuje o poszukiwaniu metod projektowania i optymalizacji komponentów hybrydowych systemów wytwórczych. Autorzy definiują funkcje celu, takie jak: minimalizacja rozmiarów urządzeń hybrydowego systemu wytwórczego, minimalizacja kosztów i ograniczenie nadmiaru produkowanej energii w stosunku do zapotrzebowania. Druga grupa publikacji dotyczy modelowania dynamiki pracy hybrydowego systemu wytwórczego. W grupie tej można wyróżnić modele prezentujące pracę hybrydowego systemu wytwórczego w trybie autonomicznym (off-grid), gdzie kluczową rolę stanowi dobór magazynu energii, lub współpracę hybrydowego systemu wytwórczego z systemem elektroenergetycznym (on-grid). Należy zauważyć, że modele współpracy hybrydowego systemu wytwórczego opartego na odnawialnych źródłach energii o stochastycznym charakterze pracy z siecią elektroenergetyczną (on-grid) skupiają się na wykorzystywaniu systemu elektroenergetycznego jako elementu bilansującego nadmiar lub niedobór wytwarzanej energii elektrycznej przez elektrownie wiatrowe lub instalacje fotowoltaiczne. W pracach tych nie uwzględnia się struktury sektora wytwórczego systemu elektroenergetycznego, który współpracuje z układem hybrydowym. Autorzy tych modeli nie biorą pod uwagę faktu, że aby system elektroenergetyczny mógł bilansować nadmiar lub niedobór energii, musi odpowiednio zwiększać lub zmniejszać produkcję w systemowych jednostkach wytwórczych, w szczególności w elektrowniach konwencjonalnych. Wzrost awaryjności bloków parowych jest związany nie

Rys. 1. Schemat blokowy hybrydowego systemu wytwórczego: OP – ogniwo paliwowe, PV – ogniwo fotowoltaiczne, EW – elektrownia wiatrowa, El – elektrolizer, H2 – zbiornik wodoru

tylko z wyczerpywaniem się żywotności jego głównych modułów oraz sposobem eksploatacji, ale także ze zmianą ich funkcji w systemie elektroenergetycznym nasyconym źródłami o stochastycznym charakterze pracy [3]. W związku z powyższym autorzy przedstawiają w artykule metodykę analizy rozdziału obciążeń między hybrydowym systemem wytwórczym, składającym się z elektrowni wiatrowych, paneli fotowoltaicznych oraz magazynu energii elektrolizer – ogniwo paliwowe, a systemem elektroenergetycznym. Warto zaznaczyć, że hybrydowe systemy wytwórcze oparte na źródłach odnawialnych (elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne), w porównaniu z elektrowniami konwencjonalnymi, charakteryzują się mniejszym oddziaływaniem na środowisko oraz większymi kosztami jednostkowymi wytwarzania energii elektrycznej. Dodatkowo, ze względu na konieczność zastosowania magazynu energii, sprawność wytwarzania energii elektrycznej przez układ hybrydowy jest mniejsza od sprawności bloku parowego. Wynika z tego, że przy planowaniu rozdziału obciążeń między hybrydowym systemem wytwórczym a źródłami konwencjonalnymi należy uwzględniać aspekty energetyczne rozpatrywanych technologii wytwarzania

energii elektrycznej (np. sprawność procesu przetwarzania energii pierwotnej na elektryczną, jednostkowe zużycie paliwa), aspekty ekonomiczne (np. jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej, wskaźniki opłacalności inwestycji) oraz aspekty środowiskowe (np. emisja spalin do otoczenia). 2. Hybrydowy system wytwórczy Schemat analizowanego hybrydowego układu zasilania odbiorcy przedstawiono na rys. 1. Nadwyżka energii wyprodukowanej w źródłach odnawialnych wykorzystywana jest w procesie elektrolizy (rozkładu wody na wodór i tlen). Wodór jest sprężany i magazynowany, a następnie wykorzystywany w ogniwie paliwowym do wytwarzania energii elektrycznej w okresie, gdy jest ona wymagana potrzebami odbiorcy. Chwilowe niedobory mocy związane ze stochastycznym charakterem generacji energii przez źródła odnawialne kompensuje praca ogniwa paliwowego. Wodór do ogniwa paliwowego dostarczany jest w pierwszej kolejności z elektrolizera. W przypadku wyczerpania wodoru w zbiorniku ogniwo paliwowe zasilane jest przez wodór ze źródła dodatkowego (ang. backup). Zakup dodatkowego wodoru w celach

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 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

backupu jest obciążony niewielką emisją zanieczyszczeń związaną z jego produkcją w zależności od technologii (reforming parowy węglowodorów, zgazowanie węgla, zgazowanie biomasy). Bilans mocy w układzie zależy od stosunku mocy wytwarzanej przez turbiny wiatrowe i systemy fotowoltaiczne do zapotrzebowania odbiorcy. W przypadku, gdy zapotrzebowanie jest mniejsze od generowanej mocy (praca elektrolizera), równanie bilansowe przyjmuje postać. (1) gdzie: POdb– moc pobierana przez odbiorcę, PPV – moc generowana przez instalację fotowoltaiczną, PEW – moc generowana przez elektrownie wiatrowe, Pelek – moc obierana przez elektrolizer, Pkomp – moc zużyta na napęd kompresora, Psys – moc pobrana z systemu elektroenergetycznego. W przypadku, gdy zapotrzebowanie prze- Rys. 2. Profil energetyczny odbiorcy 1 – scenariusze pracy wyższa moc produkowaną przez źródła (praca ogniwa paliwowego), moc pobieraną przez odbiorcę opisuje wzór: (2) gdzie: POP – moc generowana przez stos ogniw paliwowych 3. Scenariusze pracy i kryteria decyzyjny Do analizy przyjęto dwa profile odbiorcy przedstawione na rys. 2 i 3 z zaznaczonymi scenariuszami rozdziału obciążeń między hybrydowym systemem wytwórczym a systemem elektroenergetycznym. Bazowy scenariusz S-I stanowi zasilanie odbiorcy przez hybrydowy system wytwórczy w trybie off-grid, bez udziału systemu elektroenergetycznego. Kolejne scenariusze S-II, S-III, S-IV uwzględniają pokrywanie części obciążenia przez system wg następującej kolejności: 25%, 50% i 75% zapotrzebowania na energię pokrywa system elektroenergetyczny. Tak dobrane scenariusze dają możliwość porównania pracy autonomicznej hybrydowego systemu wytwórczego z przypadkami jego współpracy z systemem elektroenergetycznym. Aby obiektywnie ocenić scenariusze w analizie wielokryterialnej, należy przyjąć kryteria decyzyjne, które reprezentują rozbieżne cele [5]. W przypadku porównywania wariantów wytwarzania energii elektrycznej kryteria decyzyjne można podzielić na trzy grupy: kryteria energetyczne, kryteria ekonomiczne oraz kryteria środowiskowe. Jako kryterium k1 reprezentujące grupę kryteriów energetycznych przyjęto jednostkowe zużycie wodoru dodatkowego przez system hybrydowy zdefiniowane jako: (3) gdzie: , – masowe lub objętościowe zużycie wodoru dodatkowego do celów backupu, EOdb – zapotrzebowanie na energię przez odbiorcę. Jednostkowe zużycie wodoru dodatkowego przez system hybrydowy zostało wyznaczone na podstawie analizy energetycznej

Rys. 3. Profil energetyczny odbiorcy 2 – scenariusze pracy

Scenariusze obciążeń systemu elektroenergetycznego Profil 1

Profil 2

Urządzenia w układzie hybrydowym

S-I

S-II

S-III

S-IV

S-I

S-II

S-III

S-IV

Elektrownie wiatrowe [kW]

3x50

2x50

4x50

3x50

2x50

415x250

94x250

71x250

36x250

Ogniwo paliwowe [kW]

Elektrolizer [kW]

150

100

200

150

100

Panele PV-250 [Wp]

279x250 224x250 146x250

80x250

Tab. 1. Parametry urządzeń hybrydowego układu wytwórczego

układu hybrydowego [2]. Analizę przeprowadzono w oparciu o równania bilansowe (1) i (2). Dane wejściowe stanowiły profil energetyczny odbiorcy oraz roczne rozkłady nasłonecznienia i prędkości wiatru. W celu określenia ilości energii wytworzonej przez

elektrownie wiatrowe posłużono się charakterystyką mocy w funkcji prędkości wiatru PEW = f(v) podaną przez producenta, natomiast do określenia energii wytworzonej przez moduły fotowoltaiczne wykorzystano zależności mocy w funkcji natężenia

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 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

promieniowania słonecznego PPV = f(E) opracowane na podstawie rodziny charakterystyk zewnętrznych tych modułów U = f(I). Na podstawie analizy energetycznej dobrano dla każdego scenariusza zestaw urządzeń systemu hybrydowego (tab. 1). Jako kryterium reprezentujące grupę kryteriów ekonomicznych przyjęto jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej przez system hybrydowy: (4) gdzie: Ke – koszty eksploatacyjne układu hybrydowego, EHSW – energia wytworzona przez układ hybrydowy. Koszty eksploatacyjne Ke są sumą kosztów operacyjnych i zarządzania urządzeń tworzących system hybrydowy (O&M), kosztów zakupu i transportu wodoru dodatkowego oraz kosztów amortyzacji i kosztów wody do uzupełnienia obiegu elektrolizer – ogniwo paliwowe. (5) Kryterium k3 – wskaźnik emisji dwutlenku węgla przez hybrydowy system wytwórczy i system elektroenergetyczny, reprezentuje grupę kryteriów środowiskowych i opisuje wpływ pracy instalacji na środowisko naturalne.

Profil 1 scenariusze

Profil 2

S-I

S-II

S-III

S-IV

S-I

S-II

S-III

S-IV

0,236

0,222

0,121

0,005

0,272

0,203

0,109

0,004

1,15

1,28

1,34

1,51

1,1

1,22

1,27

1,41

0,29

0,49

0,57

0,63

0,33

0,45

0,54

0,62

0,91

0,84

0,9

0,84

kryteria

Tab. 2. Macierz wypłat problemu decyzyjnego dla scenariuszy S-I... S-IV

Scenariusze obciążeń systemu elektroenergetycznego Profil 1 scenariusze kryteria

Profil 2

S-I

S-II

S-III

S-IV

S-I

S-II

S-III

S-IV

0,00

0,06

0,50

1,00

0,00

0,26

0,61

1,00

0,62

0,45

0,00

1,00

0,62

0,43

0,00

1,00

0,41

0,19

0,00

1,00

0,60

0,27

0,00

1,00

0,91

0,84

0,00

1,00

0,90

0,84

Tab. 3. Znormalizowana macierz wypłat dla scenariuszy S-I... S-IV Stosunek wag kryteriów

Profil odbiorcy P1

w1:w2:w3:w4

α=1

α=2

1:1:1:1

S-II*

→

S-III*

→

S-I*

→

S-IV

S-III*

→

S-II

→

S-I

→

S-IV

(6)

2:1:1:1

S-IV*

→

S-III

→

S-II

→

S-I

S-III*

→

S-IV*

→

S-II

→

S-I

1:2:1:1

S-I*

→

S-II

→

S-III

→

S-IV

S-II*

→

S-I

→

S-III

→

S-IV

gdzie: Esys – energia pobrana z systemu elektroenergetycznego, – wskaźnik emisji dwutlenku węgla w systemie elektroenergetycznym, CO2/H2 – masa dwutlenku węgla powstała przy produkcji 1 kg wodoru w procesie reformingu parowego, częściowego utleniania lub zgazowania paliw stałych. Kryterium k4 – stopień wykorzystania mocy zamówionej z systemu elektroenergetycznego, opisuje korzyści dla systemu elektroenergetycznego, jakie niesie zainstalowanie układu hybrydowego przy odbiorcy.

1:1:2:1

S-I*

→

S-II

→

S-III

→

S-IV

S-I*

→

S-II

→

S-III

→

S-IV

1:1:1:2

S-II*

→

S-III

→

S-IV

→

S-I

S-III*

→

S-II

→

S-IV

→

S-I

2:2:1:1

S-I*

↔ S-III*

→

S-IV

→

S-II

S-III*

→

S-II

→

S-I

→

S-IV

1:1:2:2

S-II*

→

S-I

→

S-IV

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

(7) gdzie: Pzam – maksymalna moc pobierana z systemu elektroenergetycznego przez odbiorcę w czasie t. 4. Wielokryterialna analiza rozdziału obciążeń dla wybranych profili odbiorcy Analiza wielokryterialna jest metodą matematyczną, która pozwala na wybranie najkorzystniejszego rozwiązania, tzw. scenariusza, w świetle przyjętych kryteriów. Jedną z metod przeprowadzenia analizy wielokryterialnej jest metoda programowania kompromisowego, która szereguje rozpatrywane scenariusze wg odległości od tzw. punktu docelowego X’ (punktu idealnego).

Scenariusze obciążeń systemu elektroenergetycznego

S-III

Profil odbiorcy P2

w1:w2:w3:w4 1:1:1:1

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

2:1:1:1

S-IV*

→

S-III*

→

S-II*

→

S-I

S-III*

→

S-IV

→

S-II

→

S-I

1:2:1:1

S-II*

→

S-I

→

S-III

→

S-IV

S-II*

→

S-I

↔ S-III

→

S-IV

1:1:2:1

S-II*

→

S-I*

→

S-III

→

S-IV

S-II*

→

S-I

→

S-III

→

S-IV

1:1:1:2

S-II*

→

S-III

→

S-IV

→

S-I

S-II*

→

S-III

→

S-IV

→

S-I

2:2:1:1

S-II*

→

S-III*

→

S-I

→

S-IV

S-III*

→

S-II

→

S-I

→

S-IV

1:1:2:2

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

S-II*

→

S-III

→

S-I

→

S-IV

Tab. 4. Wyniki analizy wielokryterialnej

Metoda programowania kompromisowego pozwala nadawać wagi poszczególnym kryteriom decyzyjnym, tzn. decydent ma możliwość uwzględnienia w obliczeniach ważności niektórych, szczególnie dla niego ważnych parametrów. Przykładowo analizując pracę układu wytwarzającego energię elektryczną, dla decydenta szczególne znaczenie może mieć koszt wytwarzania energii elektrycznej lub wpływ pracy układu na środowisko. Zapis matematyczny miary odległości rozpatrywanego wariantu od punktu idealnego

opisuje wzór: (8) gdzie: Lα – miara rozbieżności rozpatrywanego scenariusza Sn od punktu idealnego, w m – współczynnik wagi m-tego kryterium, α – wykładnik potęgowy mierzący odchylenie strategii od punktu idealnego, xm– m-ta współrzędna idealnego punktu, xnm– znormalizowana wartość kryterium oceniającego.

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 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

Najkorzystniejszy scenariusz w świetle przyjętych kryteriów spełnia zależność: , dla n = 1, 2.....N; α = 1,2...∞

(9)

gdzie: S* – wybrany scenariusz. Porównanie najlepszego scenariusza w świetle przyjętych kryteriów z pozostałymi scenariuszami realizuje się poprzez próg akceptowalności PA zdefiniowany jako: (10) gdzie: p – procentowa wartość odległości najlepszego scenariusza od punktu idealnego, Akceptowalne scenariusze spełniają nierówność: (11) W rozpatrywanym przypadku wartość „p” przyjęto na poziomie 10%. Matematyczny zapis wielokryterialnego problemu decyzyjnego składającego się z czterech scenariuszy S(I–IV), rozpatrywanych za pomocą czterech kryteriów k1-4, stanowi macierz decyzyjna zwana macierzą wypłat (tab. 2): Po zastosowaniu normalizacji uzyskuje się wartości wszystkich kryteriów w ujednoliconej skali o zakresie <0:1>. Znormalizowaną macierz wypłat przedstawiono w tab. 3. 5. Wyniki analizy wielokryterialnej Badanie wpływu wag kryteriów decyzyjnych na wynik analizy wielokryterialnej przeprowadzono dla wariantu, w którym wszystkim kryteriom przypisano taką samą wartość wagi wm. Następnie badano wpływ dwukrotnego przeważenia jednego kryterium w stosunku do pozostałych na wyniki analizy wielokryterialnej. Obliczenia przeprowadzono dla dwóch wartości kryterium agregującego α równego 1 i 2. Scenariusze uszeregowano w kolejności od najbardziej do najmniej korzystnego. Akceptowalne warianty oznaczono symbolem *. Wyniki analizy wielokryterialnej przedstawiono w tab. 4. Wynik analizy wielokryterialnej jest uzależniony od przyjętych kryteriów, relacji wag między kryteriami, wartości przyjętego progu akceptowalności oraz od wartości kryterium agregującego α. Należy zwrócić uwagę, że elementy pierwszego wiersza znormalizowanej macierzy wypłat są wynikiem analizy energetycznej. Na wartości kryterium k1 ma wpływ relacja między rozkładem wietrzności i nasłonecznienia a zapotrzebowaniem na moc przez odbiorcę, która określa roczne zużycie wodoru dodatkowego. Analiza ekonomiczna określająca wartości kryterium ekonomicznego k2 jest pochodną analizy energetycznej, ponieważ wartość nakładu inwestycyjnego zależy od liczby i wartości mocy zainstalowanej jednostek tworzących hybrydowy system wytwórczy. Natomiast stopień wykorzystania hybrydowego systemu wytwórczego do pokrywania obciążenia będzie determinował ograniczenie emisji dwutlenku węgla. Zatem wyniki analizy energetycznej pośrednio determinują macierz wypłat

i znormalizowaną macierz wypłat, a te z kolei dla zadanych wartości kryterium agregującego α i procentowej zawartości progu akceptowalności p wyznaczają uszeregowanie scenariuszy. Analizując wyniki wpływu przeważenia jednego kryterium względem pozostałych, można stwierdzić, że w przypadku profilu P1 dwukrotne przeważenie danego kryterium determinowało wskazanie preferowanego przez to kryterium scenariusza jako wariantu najkorzystniejszego. W przypadku profilu odbiorcy P2 najczęściej wskazywanym wariantem jest scenariusz S-II, w którym system pokrywa podstawę obciążenia, natomiast pozostałe zapotrzebowanie pokrywa układ hybrydowy. Należy zauważyć, że kryteria k1 – jednostkowe zużycie wodoru dodatkowego oraz k2 – jednostkowy koszt wytworzenia energii elektrycznej przez układ hybrydowy reprezentują bezpośrednio interes inwestora w hybrydowy system wytwórczy. Z punktu widzenia inwestora ważne jest, aby koszty eksploatacyjne były jak najmniejsze przy możliwie najmniejszym zużyciu wodoru dodatkowego. Z kolei para kryteriów k3 – jednostkowa emisja dwutlenku węgla i k4 – stopień wykorzystania mocy zamówionej reprezentują punkt widzenia systemu elektroenergetycznego. Dla systemu elektroenergetycznego priorytetem jest ograniczenie emisji dwutlenku węgla, co wynika z przyjętych dyrektyw Unii Europejskiej, oraz minimalizacja zmienności obciążenia związana z utrzymaniem stabilności jego pracy. W związku z powyższym rozpatrzono także przypadki, w których przeważały pary kryteriów k1 i k2 oraz k3 i k4. W przypadku przeważenia pary kryteriów k1 i k2 akceptowalnym scenariuszem dla α 1 i 2 jest scenariusz S-III. Z kolei przy przeważeniu kryteriów k3 i k4 w obydwu rozpatrywanych przypadkach jako wariant najkorzystniejszy wskazany został S-II, w którym system elektroenergetyczny pracuje w podstawie obciążenia.

Zaproponowany model analizy może stanowić punkt wyjścia do optymalizowania pracy hybrydowych systemów wytwórczych opartych na źródłach o stochastycznym charakterze pracy w systemie elektroenergetycznym. Możliwe jest rozbudowywanie tego modelu, np. przez rozbudowywanie o nowe kryteria decyzyjne. Bibliografia 1. Ahmed N.A., On-Grid Hybrid Wind/ Photovoltaic/Fuel Cell Energy System, IPEC, Conference on Power & Energy, 2012. 2. Ceran B., Sroka K., 2015 – Performance Analysis of a Hybrid Generation System of Wind Turbines, Photovoltaic Modules, and a Fuel Cell, Acta Energetica 2015, No. 2/23, s. 36–42. 3. Chmielniak T., Rusin A., Łukowicz H., Modernizacja i rewitalizacja istniejących bloków węglowych ważnym warunkiem stabilności sektora wytwarzania elektryczności, Polityka Energetyczna 2016, t. 19, z. 4, s. 49–60. 4. Mbarek E., Belhadj J., Photovoltaic Wind hybrid system integrating a Permanent Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC), Conference “Systems, Signals and Devices”, 2009. 5. Mucha Z., Mikosz J., Generowicz A., Zastosowanie analizy wielokryterialnej do wyboru technologii w małych oczyszczalniach ścieków, Czasopismo Techniczne. Środowisko 2012, z. 4, s. 145–155. 6. Wang C., Nehrir M.H., Power Management of a Stand-Alone Wind/ Photovoltaic/Fuel Cell Energy System, Energy Conversion, IEEE Transactions on energy conversion, Vol. 23, No. 3, September 2008.

6. Wnioski Wyniki otrzymane na podstawie przeprowadzonych wielokryterialnych analiz rozdziału obciążeń między hybrydowym systemem wytwórczym a systemem elektroenergetycznym pozwalają na sformułowanie następujących wniosków: • nie jest obecnie możliwe całkowite zastąpienie klasycznego systemu elektroenergetycznego odnawialnymi źródłami energii połączonymi w hybrydowe systemy wytwórcze. Z rozpatrywanych wariantów scenariusze skrajne S-I i S-IV są najczęściej wskazywane jako wariant najgorszy • przy uwzględnieniu aspektów energetycznych, ekonomicznych i środowiskowych można, poprzez dobór wartości wag kryteriów decyzyjnych, ustalić rozdział obciążeń między hybrydowym systemem wytwórczym a systemem elektroenergetycznym, tak aby uwzględnione zostały zarówno potrzeby sektora wytwórczego systemu elektroenergetycznego, jak i samego układu hybrydowego.

B. Ceran, K. Soroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 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

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.

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | 15–19

Increasing Generation Capacity by Power Unit Upgrades Author Roman Krok

Keywords power unit capacity increase, turbogenerator set upgrade, synchronous generator design

Abstract To ensure Poland’s energy security in the coming years will require increasing the power system’s generation capacity while at the same time improving both the efficiency of electricity generation and its use [1, 2]. One way of achieving this is to revitalize the old units in power plants, thus providing a capacity increase. The most difficult technical problem is to increase the output power and overhaul life of turbogenerator sets. Research has been conducted for 25 years at the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology aiming at the development of new solutions of a turbogenerator set’s key major structural nodes [3]. Implemented solutions have enabled a turbogenerator set’s output power increase by as much as 20% while extending the overhaul life from 200,000 to as many as 350,000 hours. The paper presents some examples of the upgrade of the largest in the Polish power system group of 200 MW turbogenerator sets. The current status of the study is reported as well as new solutions now developed to enable further increase in turbogenerator power well above 240 MW.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017102 Received: 27.01.2017 Received in revised form: 09.03.2017 Accepted: 09.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction Economic development is inextricably linked with the increase in demand for electricity. It is necessary to carry out multi-directional works to increase the power system’s generation capacity and to improve the efficiency of electricity generation and use. A beneficial method of increasing the generation capacity may be comprehensive upgrade of old units in power plants. Analyses show that in most power units the steam turbine power can be significantly increased with minor structural alterations. The most difficult issue to solve is how to increase the turbogenerator output. A collaboration between the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology in Gliwice and EthosEnergy Poland SA in Lubliniec has brought about the engineering, development and implementation of a number of turbogenerator upgrade projects. This paper presents examples of TWW 200 turbogenerator upgrades. The solutions so far implemented have enabled an increase in power output from the power units with these turbogenerators up to 240 MW with unchanged power factor.

2. TWW 200 turbogenerator upgrade with radial-axial cooling system retained Upgrading the turbogenerator to increased capacity and extended overhaul life takes a change in the designs of many

elements and the use of new materials. The most difficult issue is to propose alterations that enable increasing the stator current and the magnetomotive force generated by the excitation winding while maintaining the temperature of the components below the limit. TWW 200 turbogenerator’s stator windings is directly cooled with distilled water. Thermal measurements showed relatively small increases in the stator winding temperature. It follows from calculations that to increase the turbo generator power up to 230 MW shall require no alterations of the stator winding. In terms of heat, the excitation winding is virtually fully utilised in turbogenerator’s nominal operating condition. To increase the magnetomotive force generated by excitation winding in order to increase the turbogenerator’s capacity to 230 MW while maintaining the rated power factor requires a change in the excitation winding structure. Fig. 1 shows a grid of ducts for direct cooling of TWW 200 turbogenerator excitation winding. There are axial ducts in the conductors in the faces of the excitation winding coils, through which flow two hydrogen streams. One flows to the axial ducts in the conductors through holes on the arch of the coil face, and flows out through outlet orifices in the middle of the faces. The other flows in through separate holes on the arch of the coil face, flows through the axial ducts in the conductors towards rotor barrel, 15

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | 15–19

Fig. 1. Radial-axial cooling system in turbogenerator excitation winding

Fig. 2. Cross section of TWW 200 turbogenerator’s rotor slot

and then flows out through the radial-axial ducts and holes in the driver wedges of carrier in the first outlet zone. Excitation winding in the slot part is cooled by streams of hydrogen flowing in the radial-axial ducts located on the side surface of the conductors (Fig. 2). Hydrogen is collected and directed to the stator – rotor gap with driver wedges arranged alternately in the charge and opposite directions (Photo 1). The increase in the magnetomotive force generated by the excitation winding required for the increase in turbogenerator capacity up to 230 MW was achieved by replacing the insulating inserts at the bottom of rotor slots (Fig. 2) with profiled conductors of the same shape [4]. This way the number was increased of the turns in each winding coil by 1, thus increasing the magnetomotive force generated by the excitation winding (equal to the product of the number of turns and current) without changing the rated excitation current. With the rated 16

Photo 1. Turbogenerator rotor with slot wedges and a new fan mounted on the shaft

excitation current retained, the excitation winding temperature rise under turbogenerator load 230 MW and the rated power factor is practically the same as in the turbogenerator factory loaded with 200 MW. Increasing the turbogenerator power required many additional structural changes. The most important of them are the reconstruction of the hydrogen cooler contained in the body and the alteration of the design of the turbogenerator stator core’s extreme elements.

3. TWW 200 turbogenerator upgrade with rotor cooling system conversion from radialaxial to axial The study shows that the increase in the turbogenerator output from 200 to 240 MW while maintaining the rated power factor requires above all an alteration of the rotor cooling system [5].

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | 15–19

Fig. 3. Axial cooling system in turbogenerator excitation winding

Photo 2. New fan mounted on rotor shaft

Fig. 3 shows the new axial system of cooling excitation winding coils. Hydrogen flow in the cooling ducts is forced by two fans mounted on the shaft on both sides of the turbogenerator, additionally provided with rear guide vanes. The rotor ventilation system is symmetrical with respect to the plane perpendicular to the shaft axis passing through the rotor barrel centre. Consequently, the ventilation duct grid in each excitation winding quadrant is the same. Cold hydrogen is forced into the caps by the fans, and then through the radial ducts in the conductors on face-end connection arches flows to the axial ducts. One hydrogen stream flows through the axial channels in the conductors toward the winding coil face centre, and then flows out through the outlet orifices. The second stream flows through the axial channels in the conductors towards the rotor barrel. In the slot wedges and in conductors at a distance from the rotor barrel end there are radial outlet ducts, through which the hydrogen flows into the stator-rotor gap. The third hydrogen stream flows through under-slot ducts in the rotor barrel and then through the radial ducts to the axial ducts in the winding conductors. This stream flows into the stator-rotor gap near the rotor barrel centre through the radial ducts in the conductors and slot wedges. Another important design alteration contributing to significantly improved cooling of the turbogenerator’s active elements is replacement of the original rotor fans with new ones (Photo 2), and setting rear guide vanes in the fan shield (Photo 3). Comparative model tests in wind tunnel have shown increased efficiency of the new fan with rear guide vanes by 24% compared to the original fan without guide vanes originally installed in the turbogenerator. Increasing the turbogenerator output power required numerous additional alterations, including stator winding construction of new rods with reduced losses, hydrogen cooler upgrade to higher power, and change in the design of stator core’s extreme elements to maintain temperature below limit.

4. Prospects for further TWW 200 turbogenerator power increase Photo 3. New rotor fan shield with rear guide vanes

In view of power plants’ strong interest in upgrading 200 MW units with TWW 200 turbogenerators not only in Poland but also 17

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | 15–19

Fig. 4. Hybrid cooling system in turbogenerator excitation winding

in many countries of the European Union, the research has been continued of the capacity increase over current 240 MW. Analysis of the results of measurements and calculations of the turbogenerators upgraded to 240 MW shows that further increase in power while maintaining the rated power factor requires above all a significant upgrade of the excitation winding cooling. Fig. 4 shows a new system designed for cooling the excitation winding [6], compatible with, inter alia, 200 MW turbogenerators. The essence of this hybrid solution is the introduce to the most heated slotted part of the excitation winding both axial channels and the radial-axial. Hydrogen flow in axial ducts is driven by fans mounted on the rotor shaft, and in radial-axial ducts by slot wedges arranged as drivers. Simulation studies show that with the excitation winding hybrid cooling system the turbogenerator power can be increased well above 240 MW while maintaining the rated power factor. To determine the maximum output of an upgraded power unit with this turbo generator first all elements must be calculated in detail and the results analysed, and only then appropriate changes may be proposed.

5. Conclusions Support should be provided for in the Polish power sector development strategy to research on the upgrade of existing power units by an increase in capacity and extension of overhaul life. Power unit upgrade projects contribute to an increase in Poland’s energy security by increasing the power system’s generation capacity and electricity sources’ reliability. It is also very important for Poland’s energy security that the upgraded power units are fuelled with domestic coal and lignite, and biomass. There currently are 65 200 MW units operated in Polish power plants. Increasing their capacity to 240 MW increases the capacity installed in the power system by 2,600 MW, which is equal to a very large new power plant. The study results show that this increase could be even greater.

They upgrade power units in power plants to increase capacity in the system in very many countries in the world. The units upgraded by EthosEnergy Poland SA in Lubliniec power plant are operated with much higher output power in European Union countries and in Asia (e.g. in China, Korea). REFERENCES

1. R. Szczerbowski, “Bezpieczeństwo energetyczne Polski – mix energetyczny i efektywność energetyczna” [Polish energy security – energy mix and energy efficiency], “Polityka Energetyczna”, [Energy Policy Journal], Vol. 16, book 4, 2013, pp. 35–47. 2. J. Tchórz, “Programy badawcze realizowane przez TAURON Wytwarzanie S.A.” [Research programmes implemented by TAURON Wytwarzanie S.A.], VIII Scientific and Technical Conference „Ochrona Środowiska w Energetyce” [Environmental protection in the power sector], Katowice 2013. 3. R. Krok, P. Marian, “Continuation of Prof. Władysław Latek’s research – revitalization of old power units”, “Bulletin of the Polish Academy of Sciences”, Vol. 64, No. 4, 2016, pp. 957–962. 4. R. Krok, “Sieci cieplne w modelowaniu pola temperatury w maszynach elektrycznych prądu przemiennego” [Heat networks in the modelling of temperature field in AC electrical machines], Silesian University of Technology Publishers, habilitation monograph, Gliwice 2010. 5. R. Krok, M. Pasko, “The modernization of turbogenerators as a method of decreasing electrical energy production costs”, “Technical Transactions”, book 1-E (8), 2015, pp. 191–201. 6. J. Adamek et al., “Układ chłodzenia wirnika turbogeneratora” [Turbogenerator rotor cooling system], invention patent No. 224,128 granted by the Polish Patent Office in 2016.

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | 15â&#x20AC;&#x201C;19

Roman Krok Silesian University of Technology e-mail: Roman.Krok@polsl.pl For 25 continuous years a lecturer/researcher at the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology, which he graduated from and was awarded academic degrees at. He deals with issues of thermal calculations, design, construction refinement, protections and operation of turbogenerators, power transformers and mining motors. Co-authored many turbogenerator upgrade projects successfully implemented in Poland, and in the European Union and Asia.

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 15–19

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 15–19. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zwiększenie mocy wytwórczych poprzez modernizacje bloków energetycznych elektrowni Autor

Roman Krok

Słowa kluczowe

podwyższenie mocy bloku energetycznego, modernizacja turbogeneratora, projektowanie generatora synchronicznego

Streszczenie

Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski w najbliższych latach będzie wymagało zwiększenia mocy wytwórczych w systemie elektroenergetycznym połączonego z poprawą efektywności zarówno wytwarzania, jak i wykorzystania energii elektrycznej [1, 2]. Jednym ze sposobów realizacji tego celu jest przeprowadzenie rewitalizacji starych bloków energetycznych elektrowni zapewniającej podwyższenie mocy. Najtrudniejszym problemem technicznym jest zwiększenie mocy oraz resursu technicznego turbogeneratorów. Od 25 lat na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej prowadzone są prace badawcze, których celem jest opracowanie nowych rozwiązań głównych węzłów konstrukcyjnych turbogeneratorów [3]. Wdrożone do produkcji rozwiązania umożliwiły podwyższenie mocy turbogeneratorów nawet o 20% przy jednoczesnym zwiększeniu resursu technicznego z 200 do nawet 350 tysięcy godzin. W artykule przedstawiono przykładowe modernizacje najliczniejszej w polskim systemie elektroenergetycznym grupy turbogeneratorów o mocy 200 MW. Zaprezentowano stan aktualny prowadzonych prac oraz opracowane nowe rozwiązania umożliwiające dalszy wzrost mocy turbogeneratorów znacznie powyżej 240 MW. Data wpływu do redakcji: 27.01.2017 Data wpływu do redakcji po recenzjach: 09.03.2017 Data akceptacji artykułu: 09.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Rozwój gospodarczy kraju jest nieodłącznie związany ze wzrostem popytu na energię elektryczną. Konieczne jest prowadzenie wielokierunkowych prac mających na celu wzrost mocy wytwórczych w systemie elektroenergetycznym oraz poprawę efektywności wytwarzania i wykorzystania energii elektrycznej. Metodą zwiększenia mocy wytwórczych mającą wiele zalet może być prowadzona kompleksowo modernizacja starych bloków energetycznych elektrowni. Z przeprowadzonych analiz wynika, że w większości bloków energetycznych znaczne zwiększenie mocy turbiny parowej jest możliwe po wprowadzeniu niewielkich zmian konstrukcyjnych. Najtrudniejszym zagadnieniem do rozwiązania jest podwyższenie mocy turbogeneratora. Efektem współpracy Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej z firmą EthosEnergy

Poland SA w Lublińcu jest opracowanie wielu wdrożonych do produkcji projektów modernizacji turbogeneratorów. W artykule przedstawiono przykłady modernizacji turbogeneratorów typu TWW‑200. Wdrożone dotychczas rozwiązania umożliwiły podwyższenie mocy bloków energetycznych z tymi turbogeneratorami do 240 MW przy zachowanym znamionowym współczynniku mocy. 2. Modernizacja turbogeneratora TWW‑200 z zachowaniem zabierakowego systemu chłodzenia w wirniku Modernizacja rozpatrywanego turbogeneratora w celu podwyższenia mocy i zwiększenia resursu technicznego wymaga zmiany konstrukcji wielu elementów oraz zastosowania nowych materiałów. Najtrudniejszym zagadnieniem jest zaproponowanie zmian umożliwiających zwiększenie prądu stojana

Rys. 1. Sieć kanałów chłodzących w uzwojeniu wzbudzenia turbogeneratora dla systemu zabierakowego

oraz siły magnetomotorycznej wytworzonej przez uzwojenie wzbudzenia przy zachowaniu temperatury elementów na poziomie nieprzekraczającym wartości dopuszczalnej. W turbogeneratorach typu TWW‑200 uzwojenie stojana jest chłodzone bezpośrednio wodą destylowaną. Pomiary cieplne wykazały stosunkowo małe przyrosty temperatury uzwojenia stojana turbogeneratora. Z wykonanych obliczeń wynika, że podwyższenie mocy turbogeneratora nawet do 230 MW nie wymaga zmiany uzwojenia stojana. Uzwojenie wzbudzenia w znamionowym stanie pracy turbogeneratora jest praktycznie w pełni wykorzystane pod względem cieplnym. Uzyskanie wzrostu siły magnetomotorycznej wytworzonej przez uzwojenie wzbudzenia w celu zwiększenia mocy turbogeneratora do 230 MW przy zachowaniu znamionowego współczynnika mocy wymaga zmiany konstrukcji uzwojenia wzbudzenia. Na rys. 1 przedstawiono sieć kanałów dla zabierakowego systemu chłodzenia uzwojenia wzbudzenia turbogeneratora TWW‑200. W przewodach w czołach cewek uzwojenia wzbudzenia znajdują się kanały osiowe, przez które przepływają dwie strugi wodoru. Jedna wpływa do kanałów osiowych w przewodach otworami usytuowanymi na łuku czół cewek, zaś wypływa otworami wylotowymi w środku czół. Druga wpływa oddzielnymi otworami znajdującymi się na łuku czół cewek, przepływa kanałami osiowymi w przewodach w kierunku beczki wirnika, a następnie wypływa kanałami promieniowo-osiowymi i otworami w klinach zabierakowych w pierwszej strefie wylotowej. Uzwojenie wzbudzenia w części żłobkowej chłodzone jest strugami wodoru przepływającymi w kanałach promieniowo-osiowych znajdujących się na powierzchni bocznej przewodów (rys. 2). Wodór jest pobierany i wyprowadzany do szczeliny stojan – wirnik

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 15–19

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 15–19. When referring to the article please refer to the original text. PL

Fot. 1. Wirnik turbogeneratora z zabierakowymi klinami żłobkowymi i nowym wentylatorem osadzonym na wale

Rys. 2. Przekrój poprzeczny żłobka wirnika turbogeneratora TWW‑200

za pomocą klinów zabierakowych usytuowanych naprzemiennie w kierunku natarcia oraz przeciwnym (fot. 1). Zwiększenie siły magnetomotorycznej wytworzonej przez uzwojenie wzbudzenia konieczne przy podwyższeniu mocy turbogeneratora do 230 MW uzyskano poprzez zastąpienie wstawek izolacyjnych umieszczonych na dnie żłobków wirnika (rys. 2) profilowanymi przewodami o takim samym kształcie [4]. Tym sposobem zwiększono liczbę zwojów w każdej cewce uzwojenia wzbudzenia o 1, co zwiększyło siłę magnetomotoryczną wytworzoną przez uzwojenie wzbudzenia (równą iloczynowi liczby zwojów i prądu) bez zmiany znamionowego prądu wzbudzenia. Zachowanie wartości znamionowego prądu wzbudzenia spowodowało, że przyrost temperatury uzwojenia wzbudzenia przy obciążeniu turbogeneratora mocą 230 MW i znamionowym współczynniku mocy jest praktycznie taki sam jak w turbogeneratorze fabrycznym obciążonym mocą 200 MW. Podwyższenie mocy turbogeneratora wymagało dodatkowo wprowadzenia wielu zmian konstrukcyjnych. Najważniejsze z nich to przebudowa chłodnicy wodoru umieszczonej w korpusie oraz zmiana konstrukcji elementów skrajnych rdzenia stojana turbogeneratora. 3. Modernizacja turbogeneratora TWW‑200 z zamianą w wirniku systemu chłodzenia z zabierakowego na osiowy Z wykonanych badań wynika, że podwyższenie mocy rozpatrywanego turbogeneratora z 200 do 240 MW przy zachowaniu znamionowego współczynnika mocy wymaga przede wszystkim zmiany układu chłodzenia w wirniku [5]. Na rys. 3 przedstawiono zastosowany nowy osiowy system chłodzenia przewodów uzwojenia wzbudzenia. Przepływ wodoru w kanałach chłodzących wymuszają dwa wentylatory osadzone na wale po obu stronach turbogeneratora, wyposażone

Rys. 3. Sieć kanałów chłodzących w uzwojeniu wzbudzenia turbogeneratora dla systemu osiowego

dodatkowo w tylne łopatki kierownicze. Układ wentylacji wirnika jest symetryczny względem płaszczyzny prostopadłej do osi wału przechodzącej przez środek beczki wirnika. W konsekwencji sieć kanałów wentylacyjnych w każdej ćwiartce cewki uzwojenia wzbudzenia jest taka sama. Zimny wodór jest wtłaczany pod kołpaki przez wentylatory, a następnie kanałami promieniowymi w przewodach na łukach połączeń czołowych wpływa do kanałów osiowych. Jedna struga wodoru przepływa kanałami osiowymi w przewodach w kierunku środka czoła cewki uzwojenia, a następnie wypływa otworami wylotowymi. Druga struga przepływa kanałami osiowymi w przewodach w kierunku beczki wirnika. W klinach żłobkowych oraz w przewodach w pewnej odległości od końca beczki wirnika znajdują się promieniowe kanały wylotowe, którymi wodór wypływa do szczeliny stojan-wirnik. Trzecia struga wodoru przepływa kanałami podżłobkowymi w beczce wirnika, a następnie wpływa kanałami promieniowymi do kanałów osiowych w przewodach uzwojenia. Struga ta wypływa do szczeliny stojan-wirnik w okolicy środka beczki wirnika promieniowymi kanałami w przewodach i klinach żłobkowych.

Bardzo ważną zmianą konstrukcyjną przyczyniającą się do znacznej poprawy chłodzenia elementów aktywnych turbogeneratora jest wymiana oryginalnych wentylatorów wirnika na nowe (fot. 2) oraz dodatkowo zabudowanie w osłonach wentylatorów tylnych łopatek kierowniczych (fot. 3). Przeprowadzone modelowe badania porównawcze w tunelu aerodynamicznym wykazały wzrost wydajności nowego wentylatora z tylnymi łopatkami kierowniczymi o 24% w porównaniu z oryginalnym bez łopatek kierowniczych, zastosowanym w turbogeneratorze fabrycznym. Zwiększenie mocy turbogeneratora wymagało wprowadzenia wielu dodatkowych zmian, z których najważniejsze to: zbudowanie uzwojenia stojana z nowych prętów o zmniejszonych stratach, modernizacja chłodnicy wodoru w celu podwyższenia mocy oraz zmiana konstrukcji elementów skrajnych rdzenia stojana w celu utrzymania temperatury na poziomie nieprzekraczającym wartości dopuszczalnej. 4. Perspektywy dalszego podwyższenia mocy turbogeneratorów typu TWW‑200 Duże zainteresowanie elektrowni modernizacją bloków o mocy 200 MW

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 15–19

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 15–19. When referring to the article please refer to the original text. PL

Fot. 2. Nowy wentylator zabudowany na wale wirnika

Fot. 3. Nowa osłona wentylatora wirnika z tylnymi łopatkami kierowniczym

Rys. 4. Sieć kanałów chłodzących w uzwojeniu wzbudzenia turbogeneratora dla systemu hybrydowego

z turbogeneratorami typu TWW‑200 nie tylko w Polsce, ale również w wielu krajach Unii Europejskiej spowodowało prowadzenie dalszych badań w celu podwyższenia mocy ponad uzyskane obecnie 240 MW. Z analizy wyników pomiarów oraz obliczeń zmodernizowanych turbogeneratorów o mocy podwyższonej do 240 MW wynika, że dalszy wzrost mocy przy zachowaniu znamionowego współczynnika mocy wymaga przede wszystkim znacznej poprawy chłodzenia uzwojenia wzbudzenia. Na rys. 4 przedstawiono opracowany nowy system chłodzenia uzwojenia wzbudzenia [6] możliwy do zastosowania między innymi w turbogeneratorach o mocy 200 MW. Istota tego rozwiązania hybrydowego polega na wprowadzeniu w najbardziej nagrzanej żłobkowej części uzwojenia wzbudzenia jednocześnie kanałów osiowych oraz promieniowo-osiowych. Przepływ wodoru jest wymuszony w kanałach osiowych za pomocą wentylatorów usytuowanych na wale wirnika, zaś w kanałach promieniowo-osiowych przez uformowane w formie zabieraków kliny żłobkowe. Z wykonanych badań symulacyjnych wynika, że hybrydowy system chłodzenia uzwojenia wzbudzenia umożliwi podwyższenie mocy turbogeneratora znacznie powyżej 240 MW przy zachowaniu znamionowego współczynnika mocy. Określenie maksymalnej mocy konkretnego modernizowanego bloku energetycznego z tym turbogeneratorem wymaga wykonania szczegółowych obliczeń wszystkich elementów, a następnie po analizie uzyskanych wyników zaproponowania odpowiednich zmian. 5. Wnioski Bardzo potrzebne jest uwzględnienie w strategii rozwoju polskiej elektroenergetyki wsparcia badań dotyczących modernizacji pracujących bloków energetycznych z podwyższeniem mocy i wzrostem resursu technicznego. Wdrażane projekty modernizacji bloków przyczyniają się do poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski poprzez zwiększenie mocy wytwórczych w systemie elektroenergetycznym oraz podniesienie niezawodności pracy źródeł energii elektrycznej. Z punktu widzenia poprawy bezpieczeństwa energetycznego kraju bardzo istotne jest również to, że zmodernizowane bloki energetyczne wykorzystują dostępny w kraju węgiel kamienny i brunatny oraz biomasę. W polskich elektrowniach pracuje obecnie 65 bloków o mocy 200 MW. Zwiększenie ich mocy do 240 MW umożliwia wzrost mocy zainstalowanej w systemie elektroenergetycznym o 2600 MW, co odpowiada mocy nowej bardzo dużej elektrowni. Uzyskane wyniki badań wskazują, że wzrost ten może być jeszcze większy. Z możliwości zwiększenia mocy wytwórczych w systemie poprzez modernizacje bloków energetycznych elektrowni korzysta obecnie bardzo wiele krajów na świecie. Zmodernizowane przez EthosEnergy Poland SA w Lublińcu bloki energetyczne ze znacznie podwyższoną mocą pracują w krajach Unii Europejskiej oraz w Azji (np. w Chinach, Korei).

R. Krok | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 15–19

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 15–19. When referring to the article please refer to the original text. PL

Bibliografia 1. Szczerbowski R., Bezpieczeństwo energetyczne Polski – mix energetyczny i efektywność energetyczna, Polityka Energetyczna 2013, t. 16, z. 4, s. 35–47. 2. Tchórz J., Programy badawcze realizowane przez TAURON Wytwarzanie S.A., VIII Konferencja Naukowo-Techniczna „Ochrona Środowiska w Energetyce”, Katowice 2013.

3. Krok R., Marian P., Continuation of Prof. Władysław Latek’s research – revitalization of old power units, Bulletin of the Polish Academy of Sciences 2016, Vol. 64, No. 4, s. 957–962. 4. Krok R., Sieci cieplne w modelowaniu pola temperatury w maszynach elektrycznych prądu przemiennego, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, monografia habilitacyjna, Gliwice 2010. 5. Krok R., Pasko M., The modernization of turbogenerators as a method of decreasing

electrical energy production costs, Technical Transactions 2015, z. 1-E (8), s. 191–201. 6. Adamek J. i in., Układ chłodzenia wirnika turbogeneratora, patent na wynalazek nr 224128 udzielony przez Urząd Patentowy Rzeczypospolitej Polskiej w roku 2016.

Roman Krok

dr hab. inż. Politechnika Śląska e-mail: Roman.Krok@polsl.pl Stopnie naukowe uzyskał na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej, gdzie pracuje nieprzerwanie od 25 lat. Zajmuje się problematyką obliczeń cieplnych, projektowania, doskonalenia konstrukcji, zabezpieczeń oraz eksploatacji: turbogeneratorów, transformatorów energetycznych oraz silników górniczych. Jest współautorem wielu wdrożonych do produkcji projektów modernizacji turbogeneratorów zainstalowanych w elektrowniach w Polsce oraz w krajach Unii Europejskiej i Azji.

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

n Nonconventional Power Swing Blocking Solution A for Power Unit’s Under-impedance Protections Author Marcin Lizer

Keywords power swings, power unit protection, power swing blocking, stability

Abstract The paper discusses the problem of malfunctioning of under-impedance protections of power units and conventional power swing blocking solutions for these protections during power swings. Typical solutions of under-impedance protection (21g) and distance protection (21s) of generating units and of power swing blocking for these protections are presented. Some most likely situations of the development of asynchronous power swings are identified, which may lead to malfunction of conventional power swing blocking, and – consequently – to unnecessary activation of the power unit protections. In view of this hazard the article proposes an unconventional power swing blocking solution designed for the under-impedance protections, and presents example results of its operation’s simulation.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017103 Received: 30.01.2017 Accepted: 02.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Under-impedance protections of generating units Generating units are usually equipped with two types of underimpedance protections: impedance protection (21g) installed in the power plant, and distance protection (21s) in the plant substation’s unit bay [6]. Impedance protection of generator (21e) The impedance protection of a generator is a backup protection of the unit and unit line from the effects of phase to phase faults within the unit, unit bay, and external grid [8]. This protection

determines the fault loop impedance based on a measurement of the current in the generator’s neutral point and its terminals voltage. It is usually operated with a dual-zone, omnidirectional, circular starting characteristic (Fig. 1a) and the operation logic shown in Fig. 1b. The protection’s inner zone (21g.1 in Fig. 1) should not extend its range beyond the unit step up transformer - its range is usually adjusted to ca. 70% of its reactance. Normally this zone, with a small (t <400 ms) delay or without delay, shuts the unit completely off (opens the circuit breakers: of generator WG, unit WB, excitation WW, auxiliaries WP, and closes the shut-off valves

Fig. 1. Impedance protection of generator (21g): a) starting characteristics, b) logic 24

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

of turbine T). The protection’s outer zone (21g.2 in Fig. 1) should cover the entire unit transformer and bay. Typically, the zone’s range is selected as 120% of the unit transformer reactance. The 21g.2 zone’s delay time should be longer by the grading time step than of the longest delay time of backup distance relays at the substation (t1 = 0,8–4 s). Activation of zone 21g.2 should, after time t1, cut the unit off the grid (open unit circuit breaker WB). If after this operation zone 21g.2 does not deexcite, this means that the short circuit has occurred within the unit or the unit line, not in the grid. To enable 21g.2 zone’s clearing such disturbances too, the second time stage should be set, which after delay time t2 shall shut the unit off entirely. Time t2 should be longer than time t1 of zone 21g.2 by the adopted time stage. Distance protection of unit (21s) The distance protection of a unit is a backup protection of the unit and unit line from the effects of faults within the unit, unit line, and external grid [8]. Protection 21s determines the fault loop impedance by measuring current and voltage in the plant substation’s unit bay. It’s usually operated with four- or five-zone, bidirectional polygonal starting characteristics (Fig. 2a). Typically zone I and II of the 21s protection are directed towards the unit (forward), and the other zones (III, IV and optionally V) towards the external network (backward). The operating logic of protection 21s is shown in Fig. 2b. The reactance range of protection 21s’ zone I should cover the entire unit line and ca. 70% of the unit transformer’s windings. Zone I action should be instantaneous or delayed by the minimum delay time (t1 < 0,4 s). It should complete shut down the unit. The reactance range of protection 21s’ zone II should cover the entire unit feeder and unit transformer, and ca. 60% of the tap transformer’s windings. Zone II action should be delayed (t2 = 0,2–0,6 s). As in the case of zone I, zone II should completely shut-down the unit. Other zones, i.e. III, IV and V, of protection 21s should be directed towards the grid. Ranges and delay times of these zones should be coordinated with the settings of other distance relays in a

nearby grid. For this reason, these zones usually operate with long delay times (0.8–4 s). Tripping of the indicated zones should cut off the unit from the grid.

2. Conventional power swing blocking solution for power unit’s under-impedance protections Power unit’s under-impedance protections are subject to malfunction during power swings [6]. In particular, these protections’ fast zones (21g.1 and 21s.1 and 2) are exposed to unwanted operation in time of asynchronous power swings’ development [3]. For this reason, protections 21g and 21s should be equipped with power swing blocking (PSB) that ensures power swing detection and blocking the zones exposed to such unwanted impact [1, 4, 5, 6, 7]. The conventional, most common power swing blocking solutions for under-impedance protections check the time of the transition between the additional under-impedance zones (inner and outer). Example characteristics of the power swing blocking of protection 21s based on the above scheme are shown in Fig. 3 [7]. With this solution, in a fault situation the impedance trajectory will abruptly move from the load point to the fault point (red trajectory in Fig. 3). In this case, the time of the impedance trajectory transition between the outer and inner blocking zone measured by the blocking algorithm will be short (in the order of some milliseconds). It should be shorter than the transition time setting. In this situation, the blocking will not be activated and the protection will be able to trip at a fault. When power swings (especially asynchronous) arise, the impedance trajectories will move across the impedance plane with a relatively small, variable speed (blue trajectory in Fig. 3). If the trajectories have passed through the blockade characteristics, then lock, it is by the time thereby measured of the transition between the PSB zones will be much longer than in the case of short circuit (usually it ranges from several to several tens of milliseconds). It should be longer than the blockade transition time setting. In this situation, the blockade is activated, which will block the selected zones.

Fig. 2. Distance protection of unit (21s): a) starting characteristics, b) logic 25

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

The described blockade type is the most common in distance protection relays (21s). Depending on the adopted solutions, various blocking zone shapes are applied. They are usually similar to the shape of the starting zones of the device’s distance protection function. In a relatively small number of relays other types of power swing blocking are available. Such solutions - after the impedance trajectory’s entering the starting zone - are usually based on the estimation of the impedance’s increments or derivatives. In the case of protection 21g, the power swing blocking is rarely available, although it is just as vulnerable to unwanted impact during power swings as protection 21s [1, 4, 5, 6, 7].

3. Risk of malfunction of conventional power swing blocking solutions for protections 21g and 21s during power swings Conventional power swing blocking solutions for under-impedance unit protections – as per, for example, [1, 3, 4, 5, 6, 7] -– may not operate properly at the time of many phenomena accompanying the development and duration of asynchronous power swings. This can lead to unnecessary tripping of under-impedance unit protections during power swings, which can contribute to a system failure. A particular malfunction risk of the conventional power swing blocking solutions for under-impedance unit protections occurs when asynchronous power swings develop following the clearance of a close fault in the grid. An example impedance trajectory as seen by protection 21s during the described disturbance’s simulation is shown in Fig. 4. In this example, the disturbance was cleared after exceeding the fault time limit (for the conditions considered), and thereby after fault clearing the generator has lost synchronism. It’s illustrated in Fig. 4 as the impedance 26

X [Primary side Ohm]

Fig. 3. Example characteristics of a distance relay’s typical power swing blocking

¶ ¶

R [Primary side Ohm]

Fig. 4. Example of impedance trajectories as seen by protection 21s with a conventional power swing blockade during asynchronous power swings after fault clearance

trajectory’s jump from the fault point (point 2 in Fig. 4) to the point from which the first asynchronous rotation starts (point 3 in Fig. 4). In the example after the fault clearance the impedance trajectories do not leave the inner zone of the swing blockade of protection 21s, whereby the blocking criterion is not checked

X [Primary side Ohm]

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

¶ ¶

R [Primary side Ohm]

Fig. 5. Example impedance trajectories as seen by protection 21s with a conventional power swing blockade during power swings at which automatic recloser is activated

in this case. Therefore, the blockade cannot detect the developed power swings, and thus - protection 21s cannot be blocked during the first asynchronous rotation. In the present case, this leads to unwanted tripping of the 21s protection zone I during the first power swing rotation. Position of the point, from where power swings start after fault clearance (point 3 in Fig. 4), depends on the voltage conditions, grid’s and unit’s equivalent parameters, and the excess over the fault clearance time limit (for the considered conditions) [4]. Depending on these factors, point 3 (Fig. 4) may be positioned either within the blocking band, or in the protection zone which is subject to blocking. In the first case the chances of the blockade’s correct activation are large (its activation criterion will be checked). In the second case the risk of unwanted tripping of the blocked protection is high, and depends solely on the delay of the zones stimulated during power swings. The other type of situation exposed to high malfunction risk of conventional power swing blocking for protections 21g and 21s is the case of the line’s automatic reclosing (AR) during the asynchronous power swings. Example impedance trajectory in this situation is shown in Fig. 5. Simulated in the example was switching off some grid lines. This resulted in an increase of the equivalent grid impedance, and loss of the unit’s synchronism. Asynchronous swings start from the impedance trajectory’s jump from the load point (point 1 in Fig. 5) to point 2 in Fig. 5. During the first asynchronous rotation reclosing was simulated of some of the previously switched off lines. It affected the power swing conditions. As a result, the equivalent system impedance decreased, and the voltage conditions changed, and hence – the swing centre shifted towards the unit. Following these changes the impedance trajectory jumped from point 3 to point 4 in Fig. 5. As a result, the impedance trajectory’s stay in the blocking band

has shortened. In the simulated case, it led to malfunctioning of the blockade of protection 21s, and thus – to its unwanted activation. The cases of malfunctioning of conventional power swing blockade for under-impedance protection of generating unit shown in Fig. 4 and 5 are the most likely. References [3, 4, 6] report more examples showing the malfunction risk of various power swing blocking solutions.

4. Unconventional power swing blocking solution for protections 21g and 21s In view of the malfunction risk of power swing blocking for generating units’ under-impedance protections, an unconventional blocking solution dedicated to protections 21g and 21s is proposed below. Power swings near synchronous generators develop as a result of fault clearance and an effect of changes in the grid’s configuration that significantly increase its equivalent impedance. In both cases, upon occurrence of a power swing initiating factor, there is a step change in the height of the generator’s power curve P (δ ‚) [5, 8]. To this change corresponds a step displacement of the end of the impedance vector seen by protection 21g and 21s from the fault point or initial load point to the point at which the power swings start. Power swings are seen by the unit’s under-impedance protection as a relatively slow and intermittent movement of the impedance trajectory across the impedance plane [8]. The proposed blocking algorithm detects power swings based on the above-described mechanism of their arising, i.e. on the impedance trajectory jumps’ detection and on its component derivatives’ monitoring. Operation of a model of the proposed power swing blocking algorithm ‚s model is sequential and divided into three stages. 27

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

Fig. 6. Operating principle of the impedance trajectory jump detector

Step 1. Algorithm of impedance trajectory jump detection The first step of the blocking algorithm is the detection of impedance trajectory’s jumps, proving the start and clearance of short circuits or a change in the grid configuration. The detection is made by determining the impedance increment modules for successive time instants. It is constantly active, regardless of the current value of the impedance measured by the relay. Graphical representation of this step is shown in the example of zone I of protection 21s in Fig. 6. The impedance trajectory jump detector is implemented as a circular over-impedance zone with its centre at the current operating point (Zp(n)) and its radius equal to the pre-set impedance increase (dZnast.). As the generator’s operating point changes (e.g. as a result of load variations), the detector zone centre is moved to a new point corresponding to the current load. The detector signals a trajectory jump, If the designated impedance increase module |dZp(n)| at a given time is greater than or equal to the pre-set parameter dZnast. Impedance trajectory jump detection initialises the second stage of the algorithm. Step 2. Algorithm of power swing detection Upon impedance trajectory jump detection, the power swing detection algorithm starts its operation Its task is to determine the derivatives of impedance components in subsequent time instants. Modules of the derivatives of resistance |dRp(n)/dt| and reactance |dXp(n)/dt| are compared with the pre-set dZnast/dt. If |dRp(n)/dt| or |dXp(n)/dt| is greater than or equal to setting Znast/ dt, the blocking criterion is met. Occurrence of this condition (whereby a large value of the impedance derivative is maintained) will attest to the development of power swings. In the situation, whereby the cause of an impedance trajectory jump was, for example, a fault start, the modules |dRp(n)/dt| and |dXp(n)/ dt| would quickly become close to zero. With which the blocking criterion would not be met, or would quickly cease to be met. The output signal that proves the detection of power swings activates the algorithm’s third stage responsible for the decision on blocking and unblocking of the protection’s zones. Step 3. Algorithm of blocking zones of unit’s under-impedance protection Upon of power swings detection, the blocking algorithm must decide to block or not to block a given zone of unit’s 28

under-impedance protection. The blocking signal is the output signal of the power swings detection algorithm (step 2). Maintaining a high level of this signal indicates the presence of power swings. This condition does not yet block the unit’s underimpedance protection. The protection’s selected zone will be blocked, when it is operating during the power swing detection condition has been met. The zone will be unblocked after leaving it by the impedance trajectory (e.g. during subsequent asynchronous rotations) or if the power swing detection criterions has stopped to be fulfilled (e.g. in case of a fault during power swings). The blockade shall be deactivated, if the condition of inactive blocking criterion stays for a pre-set reset time. The blockade deactivation signal also disables the module responsible for the power swing detection algorithm implementation (step 2).

5. Simulation results of the proposed power swing blocking solution performance The proposed power swing blocking solution for unit’s underimpedance protection has been tested in multivariate simulation tests. It was assumed for protection 21g that its immediate inner zone (21g.1) shall be blocked. Assumed for protection 21s was blocking its immediate zone I facing the unit. As simulation results have shown, e.g. in [3], the other zones of protections 21g and 21s are usually activated with a delay sufficient to avoid their unwanted tripping during power swings. As an example, the following simulation is presented as the reproduction a real disturbance which occurred in the polish national power system. This disturbance has been described, e.g. in [4]. During the disturbance, some asynchronous swings were observed in a large power plant as a result of a close two-phase short circuit in plant substation A and unwanted tripping of the grid lines between substations A and B, and A and C durng the disturbance. Following these events, the generator lost synchronism. During the asynchronous power swings the unnecessarily switched-off lines were automatically reclosed, resulting in changed conditions of the unit’s power swings. As a result, there was a missing operation of the power swing blockade of a distance relay (21s) of the unit, operating on the principle shown in Fig. 3 (there was the situation similar to shown in Fig. 5). Therefore, the unit was unnecessarily shut-down by the instantaneous zone I of protection 21s. The impedance trajectories as

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

Fig. 7. Impedance trajectory as seen by protection 21s with a conventional power swing blocking solution during the analysed disturbance

seen at the time of the disturbance by protection 21s is shown in Fig. 7 [4]. Based on the disturbance’s records from the 21s protection relay, a simulation was performed to show how the proposed algorithm of unit’s under-impedance protection blocking solution would act at the time of the disturbance. Results of the simulation carried out for protection 21s are shown in Fig. 8 in the form of impedance trajectory and analogue and binary blocking signals. According to the simulation results, the fault in substation A, from which the disturbance started, had been identified by protection 21s outside of its starting zones. Protection 21s had two active zones directed towards the unit (Fig. 7 and 8). The modelled blocking algorithm correctly detected the rapid change in the impedance at the fault’s start (t = 0.097 s, Fig. 8a and b). At the same time the blockade of protection 21s was activated for a short time, due to the occurrence of the algorithm’s transients. The blockade activation was maintained until t = 0.142 s (Fig. 8b and e), i.e. for 45 ms. During this period, none of the protection 21s zones was picked up, so there was no unwanted blocking. The protection 21s blockade also correctly detected the impedance trajectory’s jump at the time of the fault clearance in substation A. This happened at t = 0.168 s (Fig. 8a and b). At the same time the protection 21s blockade was activated, as documented in Fig. 8e. This jump was followed by the start of, first synchronous and then asynchronous power swings of the generator. According to the simulation results, the protection 21s blockade was not deactivated throughout the swings’ duration until the end of the simulation (Fig. 8e). The impedance trajectory jump detector properly detected also further step changes in the impedance related to subsequent changes in the grid configuration during the power swings. The

outages of the lines connecting substation A with substations B and C were identified by the blockade starting from t = 0.275 s until t = 0.312 s (Fig. 8b and e). The outages were followed by asynchronous swings of the generator. According to [4], during the asynchronous power swings the line between substations A and B was automatically reclosed. The protection 21s blockade identified this configuration change as a jump of the impedance trajectory changing the power swing conditions, at t = 0.624 s (Fig. 8b e). This was followed by automatic reclosing of the line between substations A and C and virtually simultaneous disconnection of the line between substations A and B [4]. These grid configuration changes were correctly identified by the protection 21s blockade, starting at t = 0.771s until t = 0.776 s (Fig. 8b and e). Upon the occurrence of the grid configuration changes the trajectory impedance entered zones I and II of protection 21s, at t = 0.862 s. According to the simulation results the proposed power swing blocking algorithm applied to the 21s protection was active throughout the power swings duration (from the clearance of the fault in substation A to the end of the simulation, Fig. 8a and e). Thus, after the impedance trajectory’s entering the immediate zone I it was properly blocked (Fig. 8f) thereby avoiding its unwanted tripping. Zone II of protection zone II 21s did not unnecessarily trip either during the disturbance. This zone was not blocked (as assumed in the model) and operated with delay time 200 ms, which was sufficient to wait out the impedance trajectory’s passing through the zone during the power swings [3, 4]. Therefore, the proposed power swing blocking algorithm properly cooperated with the unit’s protection 21s during the test and actual disturbances. The same simulations were also carried out for protection 21g. 29

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

trajectories

X [Primary side Ohm]

a) impedance

5 0 -5 -10

21s1 21s2 21s3 21s4 Z(t)

-15 -20

increase signal

c) waveform of resistance deriva vesignal

d) waveform of reactance deriva ve signal

Rprim [Primary side Ohm]

impedance module

Xprim [Primary side Ohm]

b) waveform of

|dZ(n)| [Primary side Ohm]

-25 -80

f) waveform of

signal

-30 R [Om pierwotne]

-20

-10

|dZ(n)|

6 4 2 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

2000

0.9

0.97

Rprim

0 -2000 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

2000 Xprim 0

-2000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

t [s]

1 0.5 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

1.5

logic state

zone I blocking

-40

protec on's 21s

-50

aktPSBSkok

logic state

signal

-60

1.5

e) waveform of blockade ac va on

-70

Zblokowane 1 0.5 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.9 7

Fig. 8. Impedance trajectory as seen by protection 21s, and waveforms of internal signals of the proposed power swing blocking solution during the analysed disturbance

6. Summary The paper presents typical solutions of generation units’ underimpedance protection and conventional power swing blocking for these protections. Also reported are likely situations in which the blockades’ malfunction may occur, which can lead to unwanted tripping of these protections. In view of this risk, the paper proposes an unconventional power swing blocking solution designed for generation and power units’ under-impedance protections. The proposed solution has been tested by multivariate simulations. Also tested was the algorithm’s performance during a system failure simulated on the basis of disturbance records from the relays involved in the failure. The results are positive and confirm the correctness of the assumptions made at the concept stage.

REFERENCES

1. K. Dobrzyński K. et al., “Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowe – Etap I i II” [Development of a catalogue of requirements for the systems of electrical generator protections with regard to their functions and coordination of their settings with transmission grid’s automatic protections – Stages I and II], a study by the Electric Power Engineering Institute of Gdańsk University of Technology commissioned by PSE Operator S.A., Warszawa 2011. 2. S. Kończykowski, “Podstawy stabilności układów elektroenergetycznych” [Fundamentals of power systems stability], WNT, Warszawa 1974.

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | 24–31

3. M. Lizer, “Impedancyjne i odległościowe zabezpieczenia bloku w czasie zakłóceń w sieci zewnętrznej” [Power unit’s impedance and distance protections during disturbances in an external network], Conference „Zabezpieczenia przekaźnikowe w energetyce” [Relay protection in the power sector], 17–19 October 2012, Kocierz. 4. M. Lizer, S. Wróblewska, “Wpływ kołysań mocy na pracę zabezpieczeń odległościowych bloku na przykładzie zakłócenia w stacji przyelektrownianej” [The impact of power swings on the performance of power unit’s distance relays on the example of a disturbance in a power plant substation], Conference APE ‚13, 12–14 June 2013, Jurata. 5. J. Machowski, “Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym” [Operating selectivity of protection during power swings in power system], Conference „Zabezpieczenia przekaźnikowe w energetyce” [Relay protection in the power sector], 17–19 October 2012, Kocierz.

6. J. Machowski J., A. Smolarczyk, “Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy sytemu – etap II” [Development of setting principles for power swing blocking with a view to system recovery – stage II], a study by the Electric Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology commissioned by PSE Operator S.A., Warszawa 2006. 7. “Power swing and out-of-step consideration on transmission lines”, A report to the Power System Relaying Committee of the IEEE Power Engineering Society, 2005. 8. J. Żydanowicz, “Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa” [Power system’s automatic protections], WNT, Warszawa 1979.

Marcin Lizer Institute of Power Engineering e-mail: Marcin.Lizer@ien.com.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology. Currently working on his doctoral thesis at the Institute of Power Engineering dedicated to an unconventional power swing locking solution for generation units’ under-impedance protections. He is professionally involved in issues of the protection of generation units, transmission, distribution and industrial grids.

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

Niekonwencjonalne rozwiązanie blokady kołysaniowej zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostki wytwórczej Autor

Marcin Lizer

Słowa kluczowe

kołysania mocy, zabezpieczenia jednostek wytwórczych, blokady kołysaniowe, stabilność

Streszczenie

Autor przedstawia problem nieprawidłowego działania zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych oraz konwencjonalnych rozwiązań blokad kołysaniowych tych zabezpieczeń w czasie kołysań mocy. Zaprezentowano typowe rozwiązania zabezpieczeń impedancyjnych (21g) i odległościowych (21s) jednostek wytwórczych oraz blokad kołysaniowych tych zabezpieczeń. Wskazano wybrane, najbardziej prawdopodobne sytuacje rozwijania się asynchronicznych kołysań mocy, w czasie których może dochodzić do nieprawidłowego działania konwencjonalnych blokad kołysaniowych, co będzie prowadzić do zbędnego działania omawianych zabezpieczeń jednostki wytwórczej. W związku z powyższym zagrożeniem w artykule zaproponowano niekonwencjonalne rozwiązanie blokady kołysaniowej przeznaczone dla zabezpieczeń podimpedancyjnych bloków i przedstawiono przykładowe wyniki symulacji jej działania. Data wpływu do redakcji: 30.01.2017 Data akceptacji artykułu: 02.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Zabezpieczenia podimpedancyjne jednostek wytwórczych Bloki wytwórcze wyposaża się zwykle w dwa typy zabezpieczeń podimpedancyjnych: zabezpieczenie impedancyjne (21g) zainstalowane w elektrowni oraz zabezpieczenie odległościowe (21s) pracujące w polu blokowym stacji przyelektrownianej [6]. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e) Zabezpieczenie impedancyjne generatora jest rezerwowym zabezpieczeniem bloku i linii blokowej od skutków zwarć międzyfazowych w obrębie bloku, linii blokowej i sieci zewnętrznej [8]. Zabezpieczenie to wyznacza impedancję pętli zwarcia na podstawie pomiaru prądu w punkcie neutralnym generatora oraz napięcia na jego zaciskach. Pracuje ono zwykle z dwustrefową, bezkierunkową, kołową charakterystyką rozruchową (rys. 1a) oraz logiką działania pokazaną na rys. 1b. Strefa wewnętrzna zabezpieczenia (21g.1 na rys. 1) nie powinna swoim zasięgiem wykraczać poza transformator blokowy – jej zasięg nastawia się zwykle na ok. 70% jego reaktancji. Strefa ta działa zwykle z niewielkim (t < 400 ms) opóźnieniem

lub bezzwłocznie na całkowite wyłączenie bloku (otwarcie wyłączników: generatorowego WG, blokowego WB, wzbudzenia WW, potrzeb własnych WP oraz zamknięcie zaworów odcinających turbiny T). Strefa zewnętrzna zabezpieczenia (21g.2 na rys. 1) powinna swoim zasięgiem obejmować cały transformator blokowy oraz linię. Zwykle zasięg tej strefy dobiera się jako 120% reaktancji transformatora blokowego. Czas opóźnienia działania strefy 21g.2 powinien być dłuższy o przyjęty czas stopniowania od najdłuższego czasu zwłoki rezerwowanych zabezpieczeń odległościowych pracujących w stacji (t1 = 0,8–4 s). Zadziałanie strefy 21g.2 powinno, z czasem t1, powodować odcięcie bloku od sieci (otwarcie wyłącznika blokowego WB). Jeżeli po tej operacji strefa 21g.2 nie odwzbudzi się, będzie to oznaczało, że zwarcie wystąpiło w obrębie bloku lub linii blokowej, a nie w sieci. Aby strefa 21g.2 była w stanie wyłączać również takie zakłócenia, należy zastosować drugi stopień czasowy, który z opóźnieniem t2 spowoduje całkowite wyłączenie bloku. Czas t2 powinien być dłuższy od czasu t1 strefy 21g.2 o przyjęty stopień czasowy.

Rys. 1. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21g): a) charakterystyka rozruchowa, b) logika

Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s) Funkcja zabezpieczenia odległościowego bloku jest rezerwowym zabezpieczeniem bloku i linii blokowej od skutków zwarć w obrębie bloku, linii blokowej i sieci zewnętrznej [8]. Zabezpieczenie 21s wyznacza impedancję pętli zwarcia na podstawie pomiaru prądu i napięcia w polu blokowym stacji przyelektrownianej. Pracuje ono zwykle z cztero- lub pięciostrefową, dwukierunkową, poligonalną charakterystyką rozruchową (rys. 2a). Zwykle strefy I i II zabezpieczenia 21s skierowane są w stronę bloku (w przód), a pozostałe strefy (III, IV i ewentualnie V) w stronę sieci zewnętrznej (w tył). Logika działania zabezpieczenia 21s pokazana jest na rys. 2b. Strefa I zabezpieczenia 21s powinna obejmować zasięgiem reaktancyjnym całą linię blokową oraz około 70% uzwojeń transformatora blokowego. Działanie strefy I powinno być bezzwłoczne lub opóźnione o minimalny czas zwłoki (t1 < 0,4 s). Powinno ono powodować całkowite wyłączenie bloku. Strefa II zabezpieczenia 21s powinna obejmować zasięgiem reaktancyjnym linię blokową i transformator blokowy oraz około 60% uzwojeń transformatora odczepowego. Działanie strefy II powinno być zwłoczne

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 2. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): a) charakterystyka rozruchowa, b) logika

(t2 = 0,2–0,6 s). Tak jak w przypadku strefy I, powinno ono powodować całkowite wyłączenie bloku. Pozostałe strefy III, IV i V zabezpieczenia 21s powinny być skierowane w stronę sieci. Zasięgi oraz czasy zwłoki tych stref powinny być skoordynowane z nastawieniami innych zabezpieczeń odległościowych pracujących w pobliskiej sieci. Z tego powodu strefy te działają zwykle z długimi czasami zwłoki (rzędu 0,8–4 s). Zadziałanie wskazanych stref powinno powodować odcięcie bloku od sieci. 2. Konwencjonalne rozwiązania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych Zabezpieczenia podimpedancyjne jednostek wytwórczych narażone są na nieprawidłowe działanie w czasie kołysań mocy [6]. W szczególności szybkie strefy tych zabezpieczeń (21g.1 oraz 21s.1 i 2) są narażone na zbędne działanie w czasie rozwijania się asynchronicznych kołysań mocy [3]. Z tego powodu zabezpieczenia 21g i 21s powinny być wyposażane w blokady kołysaniowe (ang. Power swing blocking – PSB) zapewniające wykrywanie kołysań mocy i blokowanie zagrożonych zbędnym działaniem stref [1, 4, 5, 6, 7]. Konwencjonalne, najczęściej spotykane rozwiązania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych działają na zasadzie sprawdzania czasu przejścia pomiędzy dodatkowymi strefami podimpedancyjnymi (zewnętrzną i wewnętrzną). Przykładowe charakterystyki blokady kołysaniowej zabezpieczenia 21s opartej na powyższym schemacie pokazano na rys. 3 [7]. W rozwiązaniu tym, w sytuacji powstania zwarcia dojdzie do skokowego przemieszczenia się trajektorii impedancji z punktu obciążenia do punktu zwarcia (czerwona trajektoria na rys. 3). W takiej sytuacji zmierzony przez blokadę czas przejścia trajektorii impedancji pomiędzy zewnętrzną i wewnętrzną strefą blokady będzie krótki (rzędu pojedynczych milisekund). Powinien on być krótszy od nastawienia czasu przejścia blokady. W tej sytuacji blokada nie zostanie aktywowana i będzie możliwe zadziałanie zabezpieczenia w czasie zwarcia. W przypadku wywiązania się kołysań mocy (w szczególności asynchronicznych)

Rys. 3. Przykładowe charakterystyki typowej blokady kołysaniowej zabezpieczenia odległościowego

trajektorie impedancji będą się przemieszczać po płaszczyźnie impedancji ze stosunkowo małą, zmienną prędkością (niebieska trajektoria na rys. 3). Jeśli trajektorie te przejdą przez charakterystyki blokady, to zmierzony przez nią czas przejścia między strefami PSB będzie znacznie większy niż w przypadku zwarcia (zwykle wynosi on od kilkunastu do kilkudziesięciu milisekund). Powinien on być dłuższy od nastawienia czasu przejścia. W tej sytuacji blokada zostanie aktywowana, co spowoduje zablokowanie wybranych stref. Opisany typ blokady jest najczęściej spotykany w przekaźnikach realizujących funkcję zabezpieczenia odległościowego (21s). W zależności od przyjętego rozwiązania stosowane są różne kształty stref blokady. Zwykle są one zbliżone do kształtu stref rozruchowych funkcji odległościowej

w danym urządzeniu. W stosunkowo niewielkiej liczbie przekaźników dostępne są inne typy blokad kołysaniowych. Rozwiązania takie – po wkroczeniu trajektorii impedancji do strefy rozruchowej blokady – bazują zwykle na szacowaniu przyrostów lub pochodnych impedancji. W przypadku zabezpieczenia 21g blokady kołysaniowe są rzadko dostępne, mimo że jest ono tak samo narażone na zbędne działanie w czasie kołysań mocy jak zabezpieczenie 21s [1, 4, 5, 6, 7]. 3. Ryzyko nieprawidłowego działania konwencjonalnych rozwiązań blokad zabezpieczeń 21g i 21s w czasie kołysań mocy Konwencjonalne rozwiązania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych bloków – zgodnie z np. [1, 3, 4, 5, 6, 7] – mogą

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

działać nieprawidłowo w czasie wielu zjawisk towarzyszących rozwijaniu się i trwaniu asynchronicznych kołysań mocy. Może to doprowadzić do zbędnego zadziałania zabezpieczeń podimpedancyjnych bloków w czasie kołysań mocy, co może przyczynić się do powstania awarii systemowej. W przypadku konwencjonalnych blokad zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych szczególne niebezpieczeństwo wystąpienia ich niewłaściwego działania pojawia się w sytuacji wywiązania się asynchronicznych kołysań mocy po likwidacji bliskiego zwarcia w sieci. Przykład trajektorii impedancji widzianych przez zabezpieczenie 21s w czasie symulacji opisanego zakłócenia pokazano na rys. 4. W przedstawionym przykładzie likwidacja zakłócenia nastąpiła po przekroczeniu granicznego czasu zwarcia (dla rozpatrywanych warunków), przez co po wyłączeniu zakłócenia jednostka wytwórcza utraciła synchronizm. Na rys. 4 jest to zobrazowane jako skokowe przemieszczenie się trajektorii impedancji z punktu zwarcia (punkt 2 na rys. 4) do punktu, od którego rozpoczyna się pierwszy obrót asynchroniczny (punkt 3 na rys. 4). W przedstawionym przykładzie po zakończeniu zwarcia trajektorie impedancji nie opuszczają wewnętrznej strefy blokady zabezpieczenia 21s, przez co kryterium blokowania nie jest w tym przypadku sprawdzane. Zatem blokada nie ma możliwości wykrycia powstałych kołysań mocy, a co za tym idzie – niemożliwe jest zablokowanie zabezpieczenia 21s w czasie pierwszego obrotu asynchronicznego. W rozpatrywanym przypadku prowadzi to do zbędnego działania strefy I zabezpieczenia 21s podczas pierwszego obrotu kołysań mocy. Lokalizacja punktu rozpoczynającego kołysania mocy po likwidacji zwarcia (punkt 3 na rys. 4) zależy od warunków napięciowych, parametrów zastępczych sieci i bloku oraz stopnia przekroczenia granicznego czasu likwidacji zwarcia (dla rozpatrywanych warunków) [4]. W zależności od wskazanych czynników punkt 3 (rys. 4) może wystąpić zarówno wewnątrz pasma blokady, jak i w strefie zabezpieczenia podlegającej blokowaniu. W pierwszym przypadku szanse na prawidłowe zadziałanie blokady są duże (sprawdzone zostanie jej kryterium działania). W drugim przypadku ryzyko zbędnego zadziałania blokowanego zabezpieczenia jest duże i zależy wyłącznie od czasu zwłoki stref pobudzonych w czasie kołysań mocy. Drugim typem sytuacji, w czasie której występuje duże ryzyko nieprawidłowego działania konwencjonalnych blokad kołysaniowych zabezpieczeń 21g i 21s, jest przypadek działania automatyki samoczynnego ponownego załączenia (SPZ) linii podczas trwania kołysań asynchronicznych. Przykładem trajektorii impedancji pokazujących taką sytuację jest rys. 5. W przykładzie zasymulowano wyłączenie części linii sieciowych. Spowodowało to wzrost impedancji zastępczej sieci oraz utratę synchronizmu jednostki wytwórczej. Kołysania asynchroniczne rozpoczynają się od przeskoku trajektorii impedancji z punktu obciążenia (1 na rys. 5) do punktu 2 na rys. 5. W czasie trwania pierwszego obrotu asynchronicznego zasymulowano ponowne

¶ ¶ Rys. 4. Przykładowe trajektorie impedancji widziane przez zabezpieczenie 21s wyposażone w konwencjonalną blokadę kołysaniową w czasie asynchronicznych kołysań mocy po likwidacji zwarcia

¶ ¶

¶ ¶ ¶

Rys. 5. Przykładowe trajektorie impedancji widziane przez zabezpieczenie 21s wyposażone w konwencjonalną blokadę kołysaniową w czasie kołysań podczas których dochodzi do działania SPZ

załączenie części z wyłączonych wcześniej linii. Wpłynęło to skokowo na warunki kołysań mocy. W efekcie obniżyła się impedancja zastępcza systemu oraz zmieniły się warunki napięciowe, a co za tym idzie – środek kołysań przesunął się w stronę bloku. W następstwie opisanych zmian wystąpił przeskok trajektorii impedancji z punktu 3 do punktu 4 na rys. 5. Na jego

skutek okres przebywania trajektorii impedancji w paśmie blokady uległ skróceniu. W symulowanym przypadku doprowadziło to do nieprawidłowego działania blokady zabezpieczenia 21s, a co za tym idzie – do jego zbędnego zadziałania. Wskazane na rys. 4 i 5 przypadki nieprawidłowego działania konwencjonalnych blokad kołysaniowych zabezpieczeń

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 6. Zasada działania detektora przeskoku trajektorii impedancji

Rys. 7. Trajektoria impedancji widziana przez zabezpieczenie 21s wyposażone w konwencjonalne rozwiązanie blokady kołysaniowej w czasie analizowanego zakłócenia

podimpedancyjnych bloku są najbardziej prawdopodobne. W literaturze [3, 4, 6] można znaleźć więcej przykładów pokazujących ryzyko nieprawidłowego działania różnych rozwiązań blokad kołysaniowych. 4. Niekonwencjonalne rozwiązanie blokady kołysaniowej zabezpieczeń 21g i 21s Z powodu opisanego zagrożenia nieprawidłowym działaniem blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych bloków wytwórczych poniżej zaproponowano niekonwencjonalne rozwiązanie blokady dedykowane dla zabezpieczeń 21g i 21s. Kołysania mocy w pobliżu generatorów synchronicznych wywiązują się na skutek likwidacji zwarć oraz jako efekt zmian

konfiguracji sieci istotnie zwiększających jej impedancję zastępczą. W obu przypadkach, po wystąpieniu czynnika inicjującego kołysania mocy, dochodzi do skokowej zmiany wysokości charakterystyki mocy P(δ’) generatora [5], [8]. Zmianie tej odpowiada skokowe przemieszczenie się końca wektora impedancji widzianej przez zabezpieczenie 21g i 21s z punktu zwarcia lub punktu obciążenia początkowego do punktu, od którego rozpoczynają się kołysania mocy. Kołysania mocy obserwowane są przez zabezpieczenia podimpedancyjne bloku jako stosunkowo wolne i niejednostajne przemieszczanie się trajektorii impedancji po płaszczyźnie impedancji [8]. Proponowany algorytm blokady wykrywa kołysania mocy na podstawie opisanego powyżej mechanizmu ich

powstawania, w oparciu o detekcję przeskoków trajektorii impedancji oraz monitoring pochodnych jej składowych. Działanie modelu proponowanego algorytmu blokady kołysaniowej ma charakter sekwencyjny i jest podzielone na trzy etapy. Etap 1. Algorytm detekcji przeskoku trajektorii impedancji Pierwszym etapem działania algorytmu blokady jest detekcja przeskoków trajektorii impedancji, świadczących o rozpoczęciu i likwidacji zwarć lub o zmianie konfiguracji sieci. Detekcja ta jest realizowana poprzez wyznaczanie modułów przyrostów impedancji dla kolejnych chwil czasowych. Jest ona stale aktywna, niezależnie od wartości chwilowej mierzonej przez przekaźnik

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

impedancji. Reprezentacja graficzna powyższego etapu została pokazana na przykładzie strefy I zabezpieczenia 21s na rys. 6. Detektor przeskoku trajektorii impedancji jest realizowany jako kołowa strefa nadimpedancyjna o środku w aktualnym punkcie pracy (Zp(n)) oraz promieniu równym nastawionej wartości przyrostu impedancji (dZnast.). W miarę zmieniania się punktu pracy generatora (np. na skutek zmiany obciążenia) środek strefy detektora ulega przesunięciu do nowego punktu odpowiadającego aktualnemu obciążeniu. Detektor sygnalizuje przeskok trajektorii, jeśli wyznaczony moduł

a) trajektorie impedancji

przyrostu impedancji |dZp(n)| dla danej chwili jest większy lub równy nastawionemu parametrowi dZnast. Wykrycie przeskoku trajektorii impedancji zainicjuje pracę drugiego etapu działania algorytmu.

|dRp(n)/dt| i reaktancji |dXp(n)/dt| są porównywane z nastawioną wartością dZnast/dt. Jeśli |dRp(n)/dt| lub |dXp(n)/dt| jest w danej chwili większe lub równe nastawieniu dZnast/dt, kryterium blokady jest spełnione. Wystąpienie powyższego stanu (w którym utrzymuje się duża wartość pochodnej impedancji) będzie świadczyć o wywiązaniu się kołysań mocy. W sytuacji, kiedy powodem wystąpienia przeskoku trajektorii impedancji było np. rozpoczęcie się zwarcia, wyznaczone moduły |dRp(n)/dt| i |dXp(n)/dt| szybko staną się bliskie zeru. Przez co kryterium blokady nie będzie lub

Etap 2. Algorytm wykrywania kołysań mocy Po wykryciu przeskoku trajektorii impedancji swoje działanie rozpoczyna algorytm wykrywania kołysań mocy. Jego zadaniem jest wyznaczanie pochodnych składowych impedancji dla kolejnych chwil. Moduły wyznaczonych pochodnych rezystancji

X [Om pierwotne]

5 0 -5 -10

21s1 21s2 21s3 21s4 Z(t)

-15 -20

|dZ(n)| [Om pierwotne]

-25 -80

e) przebieg sygnału pobudzenia blokady f) przebieg sygnału blokowania strefy I zab. 21s

Xprim [Om pierwotne]

-50

-40

-30 R [Om pierwotne]

-20

-10

8 |dZ(n)|

6 4 2 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

Rprim

0 -2000 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

2000 Xprim 0

-2000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

t [s]

1.5

stan logiczny

d) przebieg sygnału pochodnej reaktancji

-60

2000

aktPSBSkok 1 0.5 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.97

1.5

stan logiczny

c) przebieg sygnału pochodnej rezystancji

Rprim [Om pierwotne]

b) przebieg sygnału modułu przyrostu impedancji

-70

Zblokowane 1 0.5 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 t [s]

0.6

0.7

0.8

0.9

0.9 7

Rys. 8. Trajektorie impedancji widzianej przez zabezpieczenie 21s oraz przebiegi czasowe sygnałów wewnętrznych proponowanego rozwiązania blokady kołysaniowej w czasie analizowanego zakłócenia

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

szybko przestanie być spełnione. Sygnał wyjściowy, świadczący o wykryciu kołysań mocy, aktywuje działanie trzeciego etapu algorytmu odpowiedzialnego za decyzję o zablokowaniu i odblokowaniu stref zabezpieczenia. Etap 3. Algorytm blokowania stref zabez‑ pieczenia podimpedancyjnego bloku Po wykryciu kołysań mocy algorytm blokowania musi podjąć decyzję o zablokowaniu lub niezablokowaniu danej strefy zabezpieczenia podimpedancyjnego bloku. Sygnałem blokującym jest sygnał wyjściowy algorytmu wykrywania kołysań mocy (etap 2). Utrzymywanie się stanu wysokiego tego sygnału świadczy o występowaniu kołysań mocy. Stan taki nie powoduje jeszcze zablokowania zabezpieczenia podimpedancyjnego bloku. Wybrana strefa rozruchowa zabezpieczenia zostanie zablokowana, jeśli dojdzie do jej zadziałania w czasie, kiedy spełniony jest warunek wykrywania kołysań mocy. Odblokowanie strefy nastąpi po opuszczeniu jej przez trajektorię impedancji (np. w czasie kolejnych obrotów asynchronicznych) lub jeśli nastąpi dezaktywacja algorytmu wykrywania kołysań mocy (np. w sytuacji zwarcia podczas kołysań mocy). Do dezaktywacji blokady dojdzie, jeśli stan nieaktywnego kryterium blokowania utrzyma się przez nastawiony czas resetu. Sygnał dezaktywacji blokady wyłącza również moduł odpowiedzialny za realizację algorytmu wykrywania kołysań mocy (etap 2). 5. Wyniki symulacji działania proponowanego rozwiązania blokady kołysaniowej Zaproponowane rozwiązanie blokady kołysaniowej zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku zostało sprawdzone w wielowariantowych badaniach symulacyjnych. W przypadku zabezpieczenia 21g przyjęto, że blokowana będzie jego bezzwłoczna strefa wewnętrzna (21g.1). Dla zabezpieczenia 21s przyjęto blokowanie jego bezzwłocznej strefy I skierowanej w stronę bloku. Jak wskazują wyniki badań symulacyjnych np. z [3], pozostałe strefy zabezpieczeń 21g i 21s działają zwykle z opóźnieniami wystarczającymi, aby nie doszło do zbędnego ich zadziałania podczas kołysań mocy. Jako przykład przedstawiono poniżej symulacyjne odtworzenie rzeczywistego zakłócenia, do jakiego doszło w KSE. Zakłócenie to zostało opisane np. w [4]. Podczas wskazanego zakłócenia zanotowano asynchroniczne kołysania mocy generatora jednej z dużych elektrowni w wyniku bliskiego zwarcia 2-fazowego w stacji przyelektrownianej A oraz zbędnego wyłączenia linii sieciowych pomiędzy stacją A i B oraz A i C podczas tego zakłócenia. Po tych zdarzeniach generator pracujący w elektrowni utracił synchronizm. Podczas trwania asynchronicznych kołysań mocy działała automatyka SPZ zbędnie wyłączonych

linii, w efekcie czego zmieniały się warunki kołysań rozpatrywanej jednostki wytwórczej. W rezultacie doszło do brakującego działania blokady kołysaniowej jednego z zabezpieczeń odległościowych (21s) omawianego bloku, działającej na zasadzie przedstawionej na rys. 3 (doszło do sytuacji pokazanej na rys. 5). W następstwie doszło do zbędnego wyłączenia bloku przez strefę I zabezpieczenia 21s. Trajektorie impedancji widziane w czasie zakłócenia przez zabezpieczenie 21s pokazano na rys. 7 [4]. Na podstawie rejestracji omawianego zakłócenia z urządzenia realizującego funkcję zabezpieczenia 21s przeprowadzono symulacje pokazujące, jak zaproponowany algorytm blokady zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku zachowałby się w czasie tego zakłócenia. Wyniki symulacji przeprowadzonej dla zabezpieczenia 21s pokazano na rys. 8 w formie trajektorii impedancji oraz analogowych i dwustanowych sygnałów blokady. Zgodnie z uzyskanymi wynikami symulacji zwarcie w stacji A, od którego rozpoczęło się omawiane zakłócenie, zostało zidentyfikowane przez zabezpieczenie 21s poza obszarami stref rozruchowych. Zabezpieczenie 21s miało aktywne dwie strefy skierowane w stronę bloku (rys. 7 i 8). Zamodelowany algorytm blokady prawidłowo wykrył skokową zmianę impedancji w chwili rozpoczęcia się zwarcia (t = 0,097 s, rys. 8a i b). W tym samym momencie doszło do krótkotrwałego aktywowania się blokady zabezpieczenia 21s, na skutek występowania stanów przejściowych algorytmu. Pobudzenie blokady utrzymało się do chwili t = 0,142 s (rys. 8b i e), a więc przez 45 ms. W tym okresie żadna ze stref zabezpieczenia 21s nie była pobudzona, więc nie doszło do jej zbędnego zablokowania. Blokada zabezpieczenia 21s wykryła też prawidłowo przeskok trajektorii impedancji występujący w momencie likwidacji zwarcia w stacji A. Doszło do tego w chwili t = 0,168 s (rys. 8a i b). W tym samym momencie blokada zabezpieczenia 21s aktywowała się, co potwierdza rys. 8e. Po wystąpieniu tego przeskoku rozpoczęły się początkowo synchroniczne, a następnie asynchroniczne kołysania analizowanego generatora. Zgodnie z uzyskanymi wynikami symulacji blokada zabezpieczenia 21s nie dezaktywowała się przez cały okres tych kołysań aż do końca symulacji (rys. 8e). Detektor przeskoku trajektorii impedancji blokady prawidłowo wykrywał też dalsze skokowe zmiany impedancji towarzyszące kolejnym zmianom konfiguracji sieci w czasie kołysań mocy. Wyłączania linii łączących stację A oraz stacje B i C zostały zidentyfikowane przez blokadę, począwszy od chwili t = 0,275 s, aż do chwili t = 0,312 s (rys. 8b i e). Po wystąpieniu tych wyłączeń rozpoczęły się kołysania asynchroniczne rozpatrywanego generatora. Zgodnie z [4], w czasie trwania asynchronicznych kołysań

mocy doszło do ponownego załączenia linii pomiędzy stacją A i B w cyklu automatyki SPZ. Blokada kołysaniowa zabezpieczenia 21s zidentyfikowała tę zmianę konfiguracji jako przeskok trajektorii impedancji zmieniający warunki kołysań mocy, w chwili t = 0,624 s (rys. 8b i e). Następnie doszło do ponownego załączenia linii pomiędzy stacją A i C w cyklu automatyki SPZ oraz praktycznie jednoczesnego wyłączenia linii pomiędzy stacją A i B [4]. Opisywane zmiany konfiguracji sieci zostały prawidłowo zidentyfikowane przez blokadę zabezpieczenia 21s, począwszy od chwili t = 0,771 s, aż do chwili t = 0,776 s (rys. 8b i e). Po wystąpieniu opisanych zmian konfiguracji sieci doszło do wkroczenia trajektorii impedancji do strefy I i II zabezpieczenia 21s, w chwili t = 0,862 s. Zgodnie z uzyskanymi wynikami symulacji zastosowane rozwiązanie blokady kołysaniowej zabezpieczenia 21s było pobudzone przez cały okres trwania kołysań mocy (począwszy od chwili likwidacji zwarcia w stacji A, aż do końca symulacji, rys. 8a i e). Zatem po wkroczeniu trajektorii impedancji w obszar bezzwłocznej strefy I doszło do jej prawidłowego zablokowania (rys. 8f), dzięki czemu uniknięto jej zbędnego zadziałania. W czasie analizowanego zakłócenia nie doszło też do zbędnego zadziałania strefy II zabezpieczenia 21s. Strefa ta nie podlegała blokowaniu (zgodnie z założeniami przyjętymi w modelu) i pracowała z czasem zwłoki równym 200 ms, który był wystarczający, aby przeczekać przejście trajektorii impedancji podczas kołysań mocy przez wskazaną strefę [3, 4]. Zatem zaproponowany algorytm blokady kołysaniowej prawidłowo współpracował z zabezpieczeniem 21s omawianego bloku w czasie rozpatrywanego rzeczywistego zakłócenia. Analogiczne symulacje zostały też przeprowadzone dla zabezpieczenia 21g. 6. Podsumowanie W artykule przedstawiono typowe rozwiązania zabezpieczeń podimpedancyjnych bloków wytwórczych oraz konwencjonalnych blokad kołysaniowych tych zabezpieczeń. Wskazano też prawdopodobne sytuacje, w których może dochodzić do nieprawidłowego działania opisanych blokad, w efekcie czego może dochodzić do zbędnego działania omawianych zabezpieczeń. W związku z istnieniem opisanego zagrożenia w artykule zaproponowano niekonwencjonalne rozwiązanie blokady kołysaniowej przeznaczone dla zabezpieczeń podimpedancyjnych bloków wytwórczych. Zaproponowane rozwiązanie zostało sprawdzone przez wielowariantowe symulacje. Sprawdzono również zachowanie się tego algorytmu podczas awarii systemowej odtworzonej symulacyjnie na podstawie rejestracji zakłóceń z przekaźników biorących udział w tej awarii. Uzyskane wyniki są pozytywne i potwierdzają poprawność założeń przyjętych na etapie koncepcji.

M. Lizer | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 24–31

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 24–31. When referring to the article please refer to the original text. PL

Bibliografia 1. Dobrzyński K. i in., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowe – Etap I i II, praca Instytutu Energetyki i Politechniki Gdańskiej dla PSE Operator S.A., Warszawa 2011. 2. Kończykowski S., Podstawy stabilności układów elektroenergetycznych, WNT, Warszawa 1974. 3. Lizer M., Impedancyjne i odległościowe zabezpieczenia bloku w czasie zakłóceń w sieci zewnętrznej, Konferencja „Zabezpieczenia przekaźnikowe w energetyce”, Kocierz 17–19.10.2012. Marcin Lizer

4. Lizer M., Wróblewska S., Wpływ kołysań mocy na pracę zabezpieczeń odległościowych bloku na przykładzie zakłócenia w stacji przyelektrownianej, Konferencja APE’13, Jurata 12–14.06.2013. 5. Machowski J., Selektywność działania zabezpieczeń w trakcie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym, Konferencja „Zabezpieczenia przekaźni kowe w energet yce”, Kocierz 17–19.10 2012. 6. Machowski J., Smolarczyk A., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy sytemu – etap II, praca Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej dla PSE Operator S.A., Warszawa 2006.

7. Power swing and out-of-step consideration on transmission lines, A report to the Power System Relaying Committee Of the IEEE Power Engineering Society, 2005. 8. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, WNT, Warszawa 1979.

mgr inż. Instytut Energetyki e-mail: Marcin.Lizer@ien.com.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej. Obecnie przygotowuje rozprawę doktorską w Instytucie Energetyki, poświęconą niekonwencjonalnemu rozwiązaniu blokady kołysaniowej zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostki wytwórczej. Zawodowo zajmuje się zagadnieniami związanymi z zabezpieczeniami jednostek wytwórczych, sieci przesyłowych, rozdzielczych i przemysłowych.

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 39–44

Electricity Supplier Switching Process in Poland – a Process Based on the General Distribution Agreement Author Rafał Łangowski

Keywords general distribution agreements, switching process, electricity market, third party access, TPA

Abstract Poland, as a Member State of the European Union, is committed to respect the common rules on the electricity market, among other things. One of the most important examples of these regulations is the perception of energy as a commodity subject to competitive market mechanisms. Competitive processes introduced in the national electricity market enable energy consumers, i.a., choice of electricity supplier under the TPA formula. This key right of consumers, embedded in the domestic electricity market for more than nine years, remains controversial and causes a lot of discussion. In this paper market conditions substantially influencing the switch of the electricity supplier in Poland have been presented. The electricity supplier switching process based on the general distribution agreement (GDA) has been discussed in detail. During the presentation, reference was made to all relevant regulations applicable to the issues raised, with particular emphasis on the provisions of the Distribution Grid Code (DGC) and the GDA template.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017104 Received: 30.01.2017 Accepted: 27.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction The electricity market in Poland can be defined as follows: ”Electricity market is a collection of mechanisms, relationships, processes between entities involved in the generation of electricity (energy producers) and its consumers with the participation of intermediaries, enabling meeting the needs of electricity consumers in the market economy” [1]. In the structure of electricity market two levels can be distinguished: wholesale and retail [2]. The first involves energy producers and wholesale buyers. The second, often called the retail market, is a field where suppliers (energy producers, sellers) of energy offer the sale of energy to consumers, competing among themselves with the price, terms of sale and additional services. Consumers purchasing energy in the retail market, called the retail market participants (RMP), contract electricity sale agreements (ESA) or complex agreements (CA) with suppliers. In the sequel using the electricity by consumers in the retail market is considered, so they can be interchangeably called RMPs. The electricity suppliers and its distributors are primarily the entities enable the electricity needs of consumers [1]. The first group is essentially composed of energy companies holding electricity/ energy trading licenses (ET), whose activity is primarily related to the sale of energy to consumers. The second group consists of energy companies with electricity/energy distribution licenses (ED), providing the transport (distribution) of energy. It should be

added that the concept of electricity distributor in this paper is understood both as the distribution system operators (DSOs) and energy companies with an ED license, which are not yet established as operators on their networks. Two key features of the electricity market result from the above: first, electricity is a commodity, and second, its sale is carried out in the context of a competitive market. In other words, starting from 1 July 2007 [3], the electricity market in Poland is a competitive market, which means, i.a., that in principle the consumer can buy energy from any supplier, at the price resulting from the supplier’s offer. Therefore, from that date, all consumers were granted the right of free access to the network, and therefore the right to choose an electricity supplier under the TPA formula. These provisions have found their implementation in Polish legislation, among others, in the Energy Law Act (EL) [4]. In contrast, in regard to electricity distribution, consumers use the services of a distributor, whose equipment or systems or networks (in general: plants) are physically connected to its network. Therefore, consumers cannot change the distributor of energy purchased from the selected supplier because the supplier does not physically switch the consumer’s plants to another distributor’s network [1]. It also results from the fact that in the vast majority in the given area of Poland only one distribution network is available, belonging to the distributor, who operates in this area. Such zoning of Poland leads to a monopolisation of 39

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 39–44

distribution services. Therefore, in the transport of energy we are dealing with a so-called natural monopoly. Therefore, the use of electricity by the consumer is associated with the purchase of both energy and distribution services. These activities take place on the basis of agreements concluded by the consumer either, respectively, with the electricity supplier – ESA and with the distributor an electricity distribution agreement (EDA), or only with the electricity supplier on the basis of the CA. The second option, widespread especially among individual consumers (households), is based on the complex service [4]. Therefore, switching the electricity supplier is mainly connected with changing the provisions of the ESA or the CA in the sale part (Fig. 1 [1]).

2. Switch of the electricity supplier Switch of the electricity supplier is implemented by the distributor at the request of the supplier and the consumer, who have reached an agreement and signed the ESA or the CA, and in itself is reduced to a set of actions defined as a process or procedure of switching the supplier. The electricity supplier switching process, based on DGCs, can be defined as follows: „The electricity supplier switching process is a set of actions initiated on the date of submission by the consumer (or the supplier on behalf of the consumer) and by the supplier of a notification of the ESA or the CA, which as a consequence of the work carried out by the distributor leads to a switch of the supplier by the consumer or in the case of failure to meet the conditions necessary for the implementation of the procedure, to a transfer to the consumer and the supplier chosen by the consumer of information about the interruption of the switching process, together with justification” [1]. Notice that, currently only household consumers may conclude a CA with the chosen supplier, other than one historically associated with the given distributor’s area. At the same time, like other consumers, they can also conclude an ESA with the supplier. Accordingly, there are three basic aspects related to switching the electricity supplier. These include: the TPA principle (third party access); formal requirements, which can consist of: GDA (general distribution agreement) and GDA-C (general distribution agreement for the complex service), distribution agreement relating to balancing services, adjusting the metering and billing system (MBS) installed in the consumer’s plant to the requirements of the distributor, etc.; and the rules of settlements resulting from agreements concluded by the consumer with the supplier and the distributor. A detailed description can be found in [1]. Moreover, the existing legal documents, governing this issue, have a key influence on switching the electricity supplier. Both national and EU regulations are mentioned legal documents and they are named the legal environment in this paper. One of such document is the Directive 2009/72/EC [5], which replaced the previous directive [3]. It includes, among other things, key provisions related to switching the electricity supplier (Article 3). These provisions have been transposed into Polish legislation through their implementation in the Energy Law Act [4], respectively in Article 4, Section 2 and in Article 4j, Section 6. The most important of these include, among others, in principle: ensuring of all consumers with the right to purchase electricity 40

Fig. 1. Rules of using the electricity by consumers

from their chosen supplier and the three-week deadline for the implementation of the electricity supplier switching process for the distributor. Obviously, the EL contains many more provisions having both direct and indirect effect on switching the supplier, details can be found in [1]. Indirect effect is understood as provisions resulting from the documents determined by the EL. These primarily include: the Regulation [6], the Transmission Grid Code (TGC) and the DGCs. They have been presented, adequately to the subject matter, in [1]. Due to the direct impact on the process of switching the supplier, only the provisions of the DGC will be closer investigated in this paper. In general, the DGC of the given DSO is a set of guidelines and requirements to be followed by all users of the distribution system (suppliers, consumers, etc.) functioning in the area of the given DSO. Practically all current DGCs consist of two parts, i.e.: the so-called “general part” as well as “system balancing and congestion management”. The second part is more important from the point of view of this paper. The general provisions influencing on the electricity supplier switching process there are in this part, among other things. They are presented in detail in [1]. Moreover, the DGC contains detailed provisions directly affecting the electricity supplier switching process. The rules of concluding the EDAs between DSO and RMPs; the electricity supplier switching procedure and rules for providing information and customer service; as well as the notification procedure for the ESA and the CA concluded, are come under them. These provisions are detailed in section 3 with a presentation of the electricity supplier switching process. It should be added that the cited provisions are derived from [7], although it is worth noting that the same provisions can be found in DGCs of other, larger DSOs (according to [8], this group of DSOs includes: Enea Operator sp. z o.o., Energa-Operator SA, PGE Dystrybucja SA, innogy Stoen Operator sp. z o.o. and TAURON Dystrybucja SA).

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 39–44

Fig. 2. Electricity supplier switching process based on the GDA – Initial conditions

The last documents, which have a significant impact on switching the energy supplier are the already mentioned GDA and GDA-C. The need to conclude general distribution agreements stems directly from the DGCs. These agreements primarily regulate the conditions of mutual cooperation between the supplier and the distributor, and define the rights and obligations of the parties. Thus, for the ESA to come into force, it is necessary to conclude the GDA, and similarly in the case of CA - the GDA-C. In the sequel the electricity supplier switching process based on the GDA (selection of the supplier based on the ESA) will be presented, therefore, the subject of the GDA-C will not be continued. As a rule, GDAs are concluded on the basis of freedom of contract. Hence, the final shape of particular provisions is the result of negotiations between the supplier and the distributor. At the same time, in order to facilitate this process, a recommendation of the President of the Energy Regulatory Office was published in December 2009 to use the GDA template developed jointly by the Polish Power Transmission and Distribution Association (PPTDA) and the Association of Energy Trading (AET). In its intention, the template is primarily intended to provide transparent and uniform rules of cooperation between the suppliers and distributors on the electricity market and unify the content of these agreements. It is very important advantage is the fact that it is the result of common work of both environments. Hence, the template developed is at least a good basis for the starting of negotiations between the parties interested in the conclusion of the GDA and the universality of its use is confirmed by the information contained in [8]. Hence, the GDA template will be invoked when referring to the provisions of the GDA in the further part of this paper.

3. Electricity supplier switching process based on the GDA The electricity supplier switching process presented in this section is based on the DGCs of the largest DSOs and on the GDA

template. Therefore, it can be pointed out that this process has been generalised, and in practice the differences between the distributors should be taken into account, in particular distributors not belong to the mentioned group [1]. Moreover, the presented procedure is the process currently in force. It is worth to add that the current DGCs already contain appendixes that remodel the process. This will happen upon the implementation of the Central Information Exchange System (CIES) based on the international ebIX standard [9]. Work connected with the CIES is carried out under the auspices of the PPTDA, however, it is difficult to indicate the date of its implementation. And it seems that such implementation would be very desirable, since it would constitute a standardisation of both the process itself and the post-process customer service. These crucial issues, going beyond the scope of this paper, has been partially addressed in [1]. It is worth noting that the analysis of the provisions of the mentioned appendixes indicates that there will be only modification of the switching process. A typical starting point for the process of switching the supplier can be either the first, or subsequent switch, or possession by the consumer of separated agreements (separate agreements for the electricity sale and its distribution) without switching the supplier. This situation is illustrated in Fig. 2. Notice that, for the first switch of supplier the distributor is marked by a lighter shade in Fig. 2. It is because the distributor is not a party to the CA concluded between the supplier and the consumer. It is worth to add that the EDA concluded before switching the supplier may also be valid after the switch of the supplier. In other words, a rule might apply in the given distributor’s area that switching the supplier does not require a change of the EDA. It is a common practice, although we can also find cases where the distributor, implementing the electricity supplier switching process, requires the conclusion of a new or updating the existing EDA. The electricity supplier switching process based on the GDA can be divided into nine stages: 41

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 39–44

Step 1. Conclusion of the ESA by the consumer with the new (chosen) supplier The ESA with the new supplier should be concluded before the termination of the ESA or CA with the previous supplier. Moreover, it should come into force on the day following the expiry of the current ESA or CA. On one hand, it ensures the continuation of sale. On the other hand it prevents the situation of dual contracts, and consequently, double invoicing. It is a good idea for the consumer to grant a power of attorney to the new supplier to carry out the switch of supplier on its behalf, at least in terms of notification of the distributor about the conclusion of the ESA. It should be added that according to the DGC, the supplier is required to obtain a power of attorney from the consumer at least in this respect. However, both the GDA template and GDA models applicable in the areas covered by given DSOs in majority reject this obligation. Thus, the consumer is able to independently participate in the process of switching the supplier, whereas this possibility is used (in full range) extremely rarely by consumers. Additionally, the consumer has to provide the new supplier with data and documents necessary for carrying out the switch of supplier. The details of these data and documents are determined by the distributor, and can contain, for example: the number of electricity consumption point (ECP), the number of measuring device, the customer data, etc. Notice that, the range of these data may be differenced, especially with regard to the ECP. It is due to mentioned lack of standardisation of the switching process in the areas of given distributors. The consumer should also be aware that a positive realisation of the process of switching the supplier may require adjustment of the MBS installed in its plant to the requirements of the DGC, and that this adjustment may take place at their expense. This issue will be discussed in step 6. Step 2. Termination of the ESA or CA with the current supplier Commonly, this step is carried out on behalf of the consumer by the chosen supplier. It is obvious that it requires granting a relevant power of attorney to the new supplier by the consumer. It is worth to mention that in the opinion of a number of lawyers experienced in the energy market, failure by the current supplier to provide information to the new supplier, for example, regarding the notice period for the ESA or the CA binding the supplier with the consumer, who has concluded an agreement with a new supplier, may be perceived as an act of unfair competition. Step 3. Notification of the distributor about the ESA concluded This step includes notification of the distributor about the conclusion of the ESA and the planned date of commencement of sale, both by the new supplier and the consumer. The notification has to be submitted no later than 21 days before the scheduled date of come into force of the ESA (in accordance with the three-week period mentioned in section 2). In most cases, the consumer grants a power of attorney to the chosen supplier for this activity, therefore, this step is carried out comprehensively by the new supplier. The notification submitted must conform 42

to the standards both: in terms of its format (mandatory notice template) with the accompanying documents, the deadline (e.g. time frames in dedicated information exchange platforms [IEP]), and the method of notifications (IEP or in writing), adopted by the distributor. Therefore, hypothetically the given supplier who carries out activity throughout the country may have to deal with 186 different standards of notification about the ESA concluded, because that’s how many ED licenses are currently issued [10]. Step 4. Verification of the notification by the distributor The notification is verified in the course of five working days by the distributor. Next, the verification result is delivered to the entity/entities who submitted it. It can be either positive or negative, or the distributor points out shortcomings or formal errors that require correction. It should be noted that only one of the largest DSOs clearly indicates in its DGC that formal mistakes will not cause negative verification and the supplier will be able to correct them. Other DGCs have no such division. Hence, potentially any error made in the notification, for example, by the supplier, may result in a negative verification. This is one of many imprecise provisions in the Polish legislation related to switching the supplier. Other examples can be found in [1]. If a distributor indicates shortcomings or formal errors, the entity that submitted the notification has five working days to correct them. If such a correct does not occur, the notification will be rejected. In the case of a rejection, the distributor is obligated to indicate all the reasons for that decision. The word „all” is essential here. It is to prevent situations where, for example, the notification submitted has two errors that cause its rejection, and the distributor indicates only one of them. After its correction, the new notification is also rejected, this time because of the other error, not indicated earlier. Such behaviour by the distributor causes unwarranted delay in the switch of the supplier. This is because the consequence of a rejection of the notification is an interruption of the electricity supplier switching process by the distributor. Interrupting the process requires following notice, which may translates into a delay in the realisation of energy sale to the consumer by the new supplier. However, if the notification meets all the standards set by the distributor, all the necessary documents have been attached and the other conditions are met, in particular concerning the EDA and adjusting the MBS to the requirements of the DGC, the distributor approves the notification. Step 5. Signing the EDA The electricity consumer has to conclude the EDA with the distributor (beside the ESA) in case termination the CA (typically the first switch of supplier) with previous supplier. Similarly as in steps 2 and 3, this action can be performed by the new supplier on behalf of the consumer, based on the appropriate power of attorney. Notice that, in principle the consumer should have the EDA on the date of notification of the ESA. It is possible to submit the notification of ESA otherwise, but in condition that attaching a consumer declaration of intent (typically conforming to template published by the distributor) containing the consumer permission to conclude the EDA on its behalf. Moreover, in such

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 39–44

case , it is necessary to grant a power of attorney to the new supplier to conclude the EDA by the consumer. If the supplier will not have the power of attorney to conclude the EDA and declaration of intent will not be submitted, and the consumer has not concluded the EDA, then the notification will be rejected and the switch of the supplier will not be realised. It is worth to add that the conclusion of the EDA on the basis of the consumer’s declaration of intent is based on: the current EDA template in the area of given distributor, the conditions of the distributor’s tariff and DGC as well as the technical conditions, tariff group and billing period of the previous agreement between the consumer and the distributor. Hence, if the consumer chooses the approach to conclude the EDA based on a declaration of intent, the change of, for example, value of contractual capacity, tariff group, etc. will not be possible, along with the switch of the supplier. An important advantage of this approach is that the consumer can allow full realisation of the electricity supplier switching process by the chosen supplier, as well as the independence from the distributor’s deadlines related to the conclusion of the EDA. Clearly, the distributor delivers the initialled EDA to the consumer (at the consumer’s request) in the course 7 days from the date of application in case of consumers in households, and within 21 days for the others. It causes that the real term of the switching process significantly increases in compare with statutory 21 days. This issue is discussed in detail in [1]. On the other hand, its disadvantage is the lack of possibility of making changes in the EDA at the stage of switching the supplier. Step 6. Adjusting the MBS to the requirements of the Distribution Grid Code The owner of the MBS has to adjust its to the requirements contained in DGC. According to current conditions, the issue of ownership of the MBS is associated with the connection groups defined, for example, in [6]. These groups can be linked to tariff groups, which leads to the following observation: in A and B tariff groups the consumer owns the MBS, while in C and G groups the distributor owns the MBS. This issue is presented in detail in [1]. Therefore, the consumers running small and medium businesses (typically C tariff groups) may switch the supplier without the fear of additional costs associated with adapting the MBS. Depending on the distributor, lack of adjustment of the MBS by the consumer to the requirements of the DGC as of the date of verification of the notification of ESA results either negative or positive outcome, with the proviso that the MBS must be adapted by the date of switching the supplier. If this condition is not met, the process is interrupted by the distributor. Step 7. Configuration of the so-called balancing place (BP) by the distributor In general, this is a technical step, in which the distributor assigns the given ECP (for which the notification was finally approved) to the appropriate entity responsible for commercial balancing (ERB).

Step 8. Readout of MBS indications Readout of MBS indications is performed by the distributor up to 5 days in advance or delayed with respect to the date of switching the supplier. For consumers whose plants are connected to networks with voltage up to 1 kV, the distributor may determine the MBS indications based on the readout as of the date of switching the supplier, forwarded no later than one day after switching the supplier by the consumer and verified by the distributor. And if this is not possible, determining the MBS indication may be based on estimates based on the last MBS readout, but not older than three months, taking into consideration the standard consumption profile assigned, or average daily electricity consumption in the last billing period of distribution services for which the distributor has the indication read. Step 9. Completion of the electricity supplier switching process This step completes the electricity supplier switching process. During the step, the distributor transfers information about the implementation of the ESA to the consumer and the new supplier. This results in the start of the sale of energy to the consumer by the chosen supplier. As mentioned, the electricity supplier switching process may differ in the areas managed by particular DSOs. However, the above steps always take place, although not always in that order or number (for example, certain steps can be grouped by the distributor).

4. Summary In this paper the electricity supplier switching process based on the general distribution agreement (GDA) has been presented in detail. All important regulations applicable to the issues, especially the provisions of the Distribution Grid Codes and the GDA template have been delivered. Ambiguities or shortcomings in the regulations, indicated in several places, and the lack of standardisation of the process of switching the supplier shows that despite the passage of more than nine years since the introduction of competitive market mechanisms, this subject is still extremely relevant. REFERENCES

1. R. Łangowski, “Zmiana sprzedawcy energii elektrycznej – uwarunkowania rynkowe w Polsce” [Electric energy supplier switching process – the energy market regulations in Poland], “Rynek Energii” [Energy Market], No. 3 (124), 2016, pp. 3–12. 2. W. Mielczarski, “Rynki energii elektrycznej. Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne” [Electricity markets. Selected technical and economic aspects], Wydawnictwo Agencji Rynku Energii S.A. i Energoprojekt – Consulting S.A. [Publishing house of the Energy Market Agency and Energoprojekt – Consulting], 2000. 3. Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC, OJ L 176 of 15.07.2003. 43

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 39–44

4. The Act of 10 April 1997 Energy Law, Journal of Laws of 25.09.2012, item 1059, as amended. 5. Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC, OJ L 211 of 14.08.2009. 6. Regulation of the Minister of Economy of 4 May 2007 on the detailed conditions of the power system operation, Journal of Laws of 29.05.2007, item 623, as amended.

7. Distribution Grid Code of Energa – Operator SA, approved by the President of ERO under Decision No. DRR-4321-59(6)/ 2013/MKo1 of 16.12.2013, in force since 01.01.2014, as amended. 8. National Report of the President of the Energy Regulatory Office in Poland 2015, Energy Regulatory Office, April 2016, Warszawa. 9. Central Information Exchange System [online], http://www.cswi. ptpiree.pl/o-cswi. 10. Database of licensed entities [online], http://bip.ure.gov.pl/bip/ rejestry-i-bazy.

Rafał Łangowski Gdansk University of Technology e-mail: rafal.langowski1@pg.gda.pl Received the M.Sc. and the Ph.D. degrees with Honours in control engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering at the Gdansk University of Technology in 2003 and 2015, respectively. From 2007 to 2014 he held the specialist as well as manager positions at ENERGA, one of the biggest energy company in Poland. Since February 2014 he has been an owner of Viden a business at energy and control areas. He provides theoretical and practical experience, especially in front and back office at energy company and operation of electricity market in Poland. He is proficient with regulations as well as processing of switching process based on third party access and design of back office algorithms. From 2016 to 2017 he was a Senior Lecturer in the Department of Control Systems Engineering at the Gdansk University of Technology. Currently he is an Assistant Professor in the same department. His research interests involve mathematical modelling, estimation and monitoring of large scale complex systems.

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 39–44

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 39–44. When referring to the article please refer to the original text. PL

Zmiana sprzedawcy energii elektrycznej w Polsce – proces bazujący na generalnej umowie dystrybucji Autor

Rafał Łangowski

Słowa kluczowe

generalne umowy dystrybucji, proces zmiany sprzedawcy energii, rynek energii elektrycznej, zasada TPA

Streszczenie

Polska jako państwo członkowskie Unii Europejskiej zobowiązała się m.in. do przestrzegania wspólnych zasad dotyczących rynku energii elektrycznej. Jednym z istotnych przykładów tych regulacji jest postrzeganie energii jako towaru podlegającego mechanizmom rynku konkurencyjnego. Wprowadzone w krajowej energetyce procesy rynku konkurencyjnego umożliwiają odbiorcom energii m.in. swobodny wybór sprzedawcy energii w formule TPA. To kluczowe prawo odbiorców, zakorzenione w krajowym rynku energii od ponad dziewięciu lat, nadal wzbudza kontrowersje i wywołuje wiele dyskusji. W artykule zostały przedstawione uwarunkowania rynkowe istotnie wpływające na zmianę sprzedawcy energii w Polsce. Szczegółowo przedyskutowany został proces zmiany sprzedawcy bazujący na generalnej umowie dystrybucji – GUD. W trakcie prezentacji odniesiono się do wszystkich istotnych regulacji mających zastosowanie do poruszanych kwestii, ze szczególnym uwzględnieniem zapisów Instrukcji Ruchu i Rksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) oraz wzorca GUD. Data wpływu do redakcji: 30.01.2017 Data akceptacji artykułu: 27.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Rynek energii elektrycznej w Polsce można zdefiniować następująco: „Rynek energii elektrycznej – zbiór mechanizmów, relacji, procesów zachodzących pomiędzy podmiotami zajmującymi się wytwarzaniem energii elektrycznej (wytwórcami energii) a jej odbiorcami z udziałem podmiotów pośredniczących, umożliwiających zaspokajanie potrzeb elektroenergetycznych odbiorców, w warunkach gospodarki rynkowej” [1]. Struktura rynku energii elektrycznej obejmuje dwa poziomy: hurtowy i detaliczny [2]. W pierwszym z nich uczestniczą wytwórcy energii i nabywcy hurtowi. Drugi, zwany często rynkiem detalicznym, to miejsce, gdzie dostawcy (wytwórcy, sprzedawcy) energii oferują odbiorcom sprzedaż energii, konkurując ze sobą ceną, warunkami sprzedaży oraz usługami dodatkowymi. Odbiorcy dokonujący zakupu energii na rynku detalicznym, zwani uczestnikami rynku detalicznego (URD), zawierają ze sprzedawcami umowy sprzedaży energii elektrycznej (USE) lub umowy kompleksowe (UK). W dalszej części artykułu rozważane jest korzystanie z energii elektrycznej przez odbiorców na rynku detalicznym, więc zamiennie mogą być oni nazywani URD. Podmiotami umożliwiającymi zaspokajanie elektroenergetycznych potrzeb odbiorców są przede wszystkim sprzedawcy energii oraz jej dystrybutorzy [1]. Pierwsza grupa to zasadniczo przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną (OEE), których działalność wiąże się przede wszystkim ze sprzedażą energii odbiorcom. Drugą stanowią przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na dystrybucję energii elektrycznej (DEE), świadczące usługę transportu (dystrybucji) energii. Należy dodać, iż pod pojęciem dystrybutora

energii w niniejszej publikacji rozumiani są zarówno operatorzy systemu dystrybucyjnego (OSD), jak i przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję DEE, które nie ustanowiły jeszcze operatorstwa na swoich sieciach. Z powyższego wynikają dwie kluczowe cechy rynku energii: po pierwsze energia elektryczna jest towarem i po drugie jej sprzedaż odbywa się w ramach rynku konkurencyjnego. Innymi słowy, począwszy od 1 lipca 2007 roku [3] rynek energii elektrycznej w Polsce jest rynkiem konkurencyjnym, co oznacza m.in., że co do zasady odbiorca może kupić energię od dowolnego jej sprzedawcy, po

cenie wynikającej z jego oferty. Zatem, począwszy od tej daty, wszyscy odbiorcy uzyskali prawo swobodnego dostępu do sieci, a więc prawo wyboru sprzedawcy energii elektrycznej w formule TPA. Zapisy te znalazły swoją implementację w polskim prawodawstwie m.in. w ustawie Prawo energetyczne (PE) [4]. Natomiast w zakresie dystrybucji energii odbiorca korzysta z usług dystrybutora, do którego sieci fizycznie przyłączone są jego urządzenia lub instalacje lub sieci (popularnie nazywane obiektami). Wobec tego odbiorca nie ma możliwości zmiany dystrybutora zakupionej od wybranego sprzedawcy energii, gdyż zmiana sprzedawcy nie powoduje

Rys. 1. Zasady korzystania z energii elektrycznej przez odbiorców

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 39–44

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 39–44. When referring to the article please refer to the original text. PL

fizycznego przełączenia obiektu odbiorcy do sieci innego dystrybutora [1]. Wynika to również z faktu, że w przeważającej większości na danym obszarze Polski dostępny jest jeden majątek sieciowy należący do dystrybutora, który w ramach tego obszaru prowadzi swoją działalność. Taka rejonizacja Polski prowadzi do monopolizacji usług dystrybucji. Zatem w zakresie transportu energii mamy do czynienia z tzw. monopolem naturalnym. Wobec powyższego korzystanie przez odbiorcę z energii elektrycznej wiąże się z zakupem zarówno energii, jak i usługi dystrybucji. Czynności te odbywają się na podstawie zawartych przez odbiorcę umowy albo odpowiednio ze sprzedawcą energii – USE oraz z dystrybutorem – umowa o świadczenie usług dystrybucji energii (UŚUD), albo tylko ze sprzedawcą energii na podstawie UK. Druga z możliwości, szeroko rozpowszechniona szczególnie wśród odbiorców indywidualnych, bazuje na usłudze kompleksowej [4]. Zatem zmiana sprzedawcy energii związana jest przede wszystkim ze zmianą postanowień USE lub UK w części sprzedażowej (rys. 1 [1]). 2. Zmiana sprzedawcy energii elektrycznej Zmiana sprzedawcy dokonywana jest przez dystrybutora na wniosek sprzedawcy i odbiorcy, którzy porozumieli się i zawarli USE lub UK, a sama w sobie sprowadza się do zbioru działań określanych jako proces lub procedura zmiany sprzedawcy. W oparciu o informacje dotyczące procedury zmiany sprzedawcy zawarte w IRiESD OSD proces zmiany sprzedawcy można zdefiniować następująco: „Proces zmiany sprzedawcy energii elektrycznej – jest to zbiór działań zapoczątkowany w dniu złożenia przez odbiorcę (lub sprzedawcę w imieniu odbiorcy) oraz sprzedawcę zgłoszenia (powiadomienia o zawarciu) USE lub UK, który w konsekwencji podjętych przez dystrybutora prac doprowadza do zmiany sprzedawcy przez odbiorcę lub w przypadku niespełnienia warunków koniecznych do realizacji procedury, do przekazania odbiorcy oraz wybranemu przez niego sprzedawcy informacji o przerwaniu procesu zmiany sprzedawcy wraz z podaniem przyczyn” [1]. Należy zauważyć, że z punktu widzenia zmiany sprzedawcy energii aktualnie tylko odbiorcy w gospodarstwach domowych mogą zawrzeć UK z wybranym sprzedawcą, innym niż historycznie związanym z obszarem danego dystrybutora. Przy czym mogą oni również, podobnie jak pozostali odbiorcy, zawrzeć ze sprzedawcą USE. Wobec powyższego można wskazać trzy podstawowe aspekty związane ze zmianą sprzedawcy energii elektrycznej. Należą do nich: zasada TPA (ang. Third Party Access); wymagania formalne, do których można zaliczyć m.in.: GUD (generalna umowa dystrybucji) i GUD-K (generalna umowa dystrybucji dla usługi kompleksowej), umowę o świadczenie usług dystrybucji w zakresie bilansowania handlowego, dostosowanie układu pomiarowo-rozliczeniowego (UP-R) zainstalowanego w obiekcie odbiorcy do wymagań

dystrybutora, itp.; oraz zasady rozliczeń wynikające z umów zawartych przez odbiorcę ze sprzedawcą i dystrybutorem. Szczegółowy opis można znaleźć w [1]. Ponadto kluczowy wpływ na zmianę sprzedawcy energii mają regulujące to zagadnienie, obowiązujące dokumenty prawne. Ogół najbardziej istotnych z tych dokumentów, nazywany w niniejszej publikacji otoczeniem prawnym, obejmuje zarówno regulacje krajowe, jak i unijne. Jednym z takich dokumentów jest Dyrektywa 2009/72/WE [5], która zastąpiła wcześniejszą dyrektywę [3]. Zawarto w niej m.in., kluczowe zapisy odnoszące się do zmiany sprzedawcy energii (art. 3). Zapisy te zostały przeniesione na grunt polskiego prawodawstwa poprzez ich implementację w ustawie Prawo energetyczne [4], odpowiednio w art. 4, ust. 2 oraz w art. 4j, ust. 6. Do najważniejszych z nich należą m.in., co do zasady: zapewnienie wszystkim odbiorcom prawa do zakupu energii elektrycznej od wybranego przez nich sprzedawcy oraz wskazany dystrybutorowi trzytygodniowy termin na realizację procesu zmiany sprzedawcy. Naturalnie w PE zawarto wiele dalszych zapisów mających zarówno bezpośredni, jak i pośredni wpływ na zmianę sprzedawcy, szczegóły można znaleźć w [1]. Poprzez pośredni wpływ rozumiane są regulacje wynikające z dokumentów determinowanych przez PE. Należą do nich przede wszystkim: rozporządzenie [6], Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) oraz IRiESD. Zostały one, w adekwatny sposób w stosunku do podjętej tematyki, przedstawione w [1]. W niniejszym artykule, ze względu na bezpośredni wpływ na kształtowanie przebiegu procesu zmiany sprzedawcy, jedynie zapisy IRiESD zostaną bliżej prześledzone. Ogólnie rzecz biorąc, IRiESD danego OSD stanowi zbiór wytycznych i wymagań, do których przestrzegania są zobligowani wszyscy użytkownicy systemu dystrybucyjnego (sprzedawcy, odbiorcy itd.), którzy funkcjonują na obszarze danego OSD. Praktycznie wszystkie obecnie obowiązujące IRiESD składają się z dwóch części, tj.: z tzw. części ogólnej oraz bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami systemowymi. Z punktu widzenia rozważań przedstawionych w artykule większe znaczenie ma druga z wymienionych. W tej części znajdują się m.in. ogólne zapisy wpływające na zmianę sprzedawcy. Zostały one przedstawione wraz z obszernym komentarzem w [1]. Ponadto w IRiESD zawarto szczegółowe przepisy bezpośrednio kształtujące przebieg procesu zmiany sprzedawcy. Należą do nich: zasady zawierania UŚUD z URD; procedura zmiany sprzedawcy oraz zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców; oraz procedura powiadamiania o zawartych USE oraz UK. Regulacje te zostały szczegółowo przedstawione w sekcji 3 wraz z prezentacją procesu zmiany sprzedawcy. Należy dodać, że przywoływane zapisy pochodzą z [7], przy czym warto podkreślić, iż bliźniacze regulacje można znaleźć w IRiESD pozostałych, największych OSD (zgodnie z [8] do grupy tej zaliczani są OSD: Enea Operator sp. z o.o.,

Energa-Operator SA, PGE Dystrybucja SA, innogy Stoen Operator sp. z o.o. i TAURON Dystrybucja SA). Ostatnimi dokumentami, które istotnie wpływają na zmianę sprzedawcy energii, są już wspomniane GUD i GUD-K. Konieczność zawarcia generalnych umów dystrybucji wynika bezpośrednio z zapisów IRiESD. Regulują one przede wszystkim warunki wzajemnej współpracy pomiędzy sprzedawcą a dystrybutorem oraz określają prawa i obowiązki stron. Zatem, aby zawarte USE mogły wejść w życie, niezbędne jest zawarcie GUD i analogicznie w przypadku UK zawarcie GUD-K. W dalszej części niniejszej publikacji przedstawiony zostanie proces zmiany sprzedawcy energii bazujący na GUD (wybór sprzedawcy w oparciu o USE), zatem tematyka GUD-K nie będzie dalej podejmowana. Co do zasady GUD zawierane są w oparciu o swobodę zawierania umów. Zatem ostateczny kształt poszczególnych zapisów jest wynikiem negocjacji pomiędzy sprzedawcą i dystrybutorem. Przy czym, w celu usprawnienia tego procesu, w grudniu 2009 roku pojawiła się rekomendacja prezesa Urzędu Regulacji Energetyki do stosowania, opracowanego wspólnie przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) oraz Towarzystwo Obrotu Energią (TOE), wzorca GUD. W swoim zamyśle wzorzec ten ma zapewniać przede wszystkim przejrzyste i jednolite zasady współpracy sprzedawców i dystrybutorów na rynku energii oraz ujednolicać treści tych umów. Bardzo istotną jego zaletą jest fakt, że jest on wynikiem wspólnych prac obu środowisk. Zatem opracowany wzorzec stanowi co najmniej dobrą bazę do rozpoczęcia negocjacji pomiędzy stronami zainteresowanymi zawarciem GUD, a powszechność jego wykorzystania potwierdzają informacje zawarte w [8]. W związku z tym, powołując się w dalszej części publikacji na zapisy GUD, właśnie wspomniany wzorzec będzie przywoływany. 3. Proces zmiany sprzedawcy bazujący na GUD Przedstawiony w niniejszej sekcji proces zmiany sprzedawcy energii elektrycznej bazuje na zapisach IRiESD największych OSD oraz wzorcu GUD. W związku z tym można stwierdzić, że omawiany proces został uogólniony i w praktyce należy wziąć pod uwagę różnice występujące pomiędzy dystrybutorami, szczególnie nienależącymi do wspomnianej grupy [1]. Ponadto zaprezentowana procedura jest procesem aktualnie obowiązującym. Warto w tym miejscu podkreślić, że obowiązujące IRiESD zawierają już załączniki, które przemodelują ten proces. Stanie się tak w momencie wdrożenia Centralnego Systemu Wymiany Informacji (CSWI) opartego na międzynarodowym standardzie ebIX [9]. Prace związane z CSWI realizowane są pod patronatem PTPiREE, jednakże trudno wskazać datę jego wdrożenia. A wydaje się, że taka implementacja byłaby bardzo pożądana, gdyż stanowiłaby standaryzację zarówno samego procesu, jak i poprocesowej obsługi odbiorców. Te niezwykle istotne zagadnienia, wykraczające poza ramy niniejszego

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 39–44

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 39–44. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 2. Proces zmiany sprzedawcy bazujący na GUD – sytuacja wyjściowa

artykułu, zostały częściowo poruszone w [1]. Warto dodać to, iż analiza zapisów wspomnianych załączników wskazuje, że nie dojdzie do rewolucji w przebiegu procesu, a raczej do jego korekty. Typową, wyjściową sytuacją dla procesu zmiany sprzedawcy może być albo pierwsza, albo kolejna zmiana, albo posiadanie przez odbiorcę umów rozdzielonych (odrębnych umów na sprzedaż i dystrybucję energii) bez zmiany sprzedawcy. Sytuacja ta została zaprezentowana na rys. 2. Zaznaczenie dystrybutora jaśniejszym odcieniem na rys. 2 w przypadku pierwszej zmiany sprzedawcy wynika z faktu, że nie jest on stroną UK zawartej pomiędzy sprzedawcą a odbiorcą. Warto jeszcze dodać, iż UŚUD zawarta przed zmianą sprzedawcy może również obowiązywać po zmianie sprzedawcy. Innymi słowy, na obszarze danego dystrybutora może obowiązywać zasada, że zmiana sprzedawcy nie wymaga zmiany UŚUD. Jest to praktyka powszechnie stosowana, chociaż można znaleźć również przypadki, gdzie dystrybutor, realizując proces zmiany sprzedawcy, wymaga zawarcia nowej lub aktualizacji dotychczasowej UŚUD. Natomiast sam proces zmiany sprzedawcy bazujący na GUD można podzielić na dziewięć etapów:

dystrybutora o zawarciu USE. Należy dodać, że zgodnie z IRiESD sprzedawca zobowiązany jest do uzyskania pełnomocnictwa od odbiorcy przynajmniej w powyższym zakresie. Jednakże zarówno wzorzec, jak i szablony GUD obowiązujące na obszarach poszczególnych OSD w większości odrzucają ten obowiązek. Zatem odbiorca ma możliwość samodzielnego uczestniczenia w procesie zmiany sprzedawcy, przy czym możliwość ta (w pełnym zakresie) wykorzystywana jest przez odbiorców niezwykle rzadko. Dodatkowo odbiorca musi przekazać nowemu sprzedawcy dane i dokumenty niezbędne do przeprowadzenia procesu zmiany sprzedawcy. Zakres tych danych oraz dokumentów określa dystrybutor, a obejmuje np.: nr PPE, nr licznika, dane odbiorcy itp. Warto dodać, iż ze względu na wspomniany brak standaryzacji procesu zakres tych danych, szczególnie w odniesieniu do danych PPE, może być różny. Odbiorca powinien mieć również świadomość, że pozytywna realizacja procesu zmiany sprzedawcy może wymagać dostosowania UP-R, zainstalowanego w jego obiekcie, do wymagań IRiESD i że dostosowanie to może nastąpić na jego koszt. Zagadnienie to zostanie poruszone dokładniej w etapie VI.

Etap I. Zawarcie USE przez odbiorcę z nowym (wybranym) sprzedawcą USE z nowym sprzedawcą powinna zostać zawarta przed rozwiązaniem USE lub UK z dotychczasowym sprzedawcą. Ponadto powinna ona wejść w życie od następnego dnia po zakończeniu obowiązywania dotychczasowej USE lub UK. Gwarantuje to z jednej strony ciągłość sprzedaży, a z drugiej zapobiega sytuacji obowiązywania podwójnych umów, a w konsekwencji podwójnego fakturowania. Warto, aby odbiorca udzielił nowemu sprzedawcy pełnomocnictwa do przeprowadzenia w jego imieniu procesu zmiany sprzedawcy, przynajmniej w zakresie powiadomienia

Etap II. Wypowiedzenie USE lub UK dotychczasowemu sprzedawcy Powszechnie etap ten realizowany jest w imieniu odbiorcy przez wybranego przez niego sprzedawcę. Naturalnie postępowanie takie wymaga udzielenia przez odbiorcę nowemu sprzedawcy stosownego pełnomocnictwa. Warto wspomnieć, że w opinii części prawników związanych z rynkiem energii za czyn nieuczciwej konkurencji może być postrzegane nieudzielenie przez dotychczasowego sprzedawcę nowemu informacji o np. okresie wypowiedzenia USE lub UK wiążącej z nim odbiorcę, który zawarł umowę z nowym sprzedawcą.

Etap III. Powiadomienie dystrybutora o zawartej USE Etap ten obejmuje powiadomienie dystrybutora o zawarciu USE oraz o planowanym terminie rozpoczęcia sprzedaży, zarówno przez nowego sprzedawcę, jak i odbiorcę. Powiadomienie musi zostać złożone nie później niż 21 dni przed planowanym terminem wejścia w życie USE (zgodnie ze wspomnianym w sekcji 2 trzytygodniowym okresem). W przeważającej większości przypadków odbiorca udziela wybranemu sprzedawcy upoważnienia do tej czynności, w związku z czym etap ten realizowany jest kompleksowo przez nowego sprzedawcę. Złożone powiadomienie musi odpowiadać standardom zarówno pod względem: formy (obowiązujący szablon powiadomienia) wraz z załączonymi dokumentami, terminu (np. bramki czasowe w dedykowanych platformach wymiany informacji [PWI]), jak i sposobu powiadomienia (PWI lub pisemnie), przyjętym przez danego dystrybutora. W związku tym hipotetycznie dany sprzedawca prowadzący swoją działalność na obszarze całego kraju może mieć do czynienia ze 186 różnymi standardami dotyczącymi powiadamiania o zawartych USE, gdyż tyle koncesji DEE jest obecnie wydanych [10]. Etap IV. Weryfikacja powiadomienia przez dystrybutora Dystrybutor w terminie nie dłuższym niż pięć dni roboczych, licząc od dnia otrzymania powiadomienia, dokonuje jego weryfikacji oraz informuje podmiot/y, który/e je przedłożyły o wyniku weryfikacji. Wynik weryfikacji może być albo pozytywny, albo negatywny, albo dystrybutor wskazuje braki lub błędy formalne, które wymagają uzupełnienia. Należy w tym miejscu stwierdzić, że tylko jeden z największych OSD jednoznacznie wskazuje w swojej IRiESD, jakie błędy lub braki formalne nie będą powodowały negatywnej weryfikacji i sprzedawca będzie mógł je uzupełnić. W pozostałych IRiESD brak takiego podziału. Zatem potencjalnie każdy błąd popełniony przez np. sprzedawcę w złożonym powiadomieniu może powodować weryfikację negatywną. To jeden z wielu nieprecyzyjnych zapisów w polskim prawodawstwie związanym ze zmianą sprzedawcy. Inne przykłady można znaleźć w [1]. Jeżeli dystrybutor wskaże błędy lub braki formalne, podmiot, który przedłożył powiadomienie, ma pięć dni roboczych na ich uzupełnienie. Jeżeli takie uzupełnienie nie nastąpi, wówczas powiadomienie zostanie zweryfikowane negatywnie. Dokonując negatywnej weryfikacji, dystrybutor jest zobligowany do wskazania wszystkich powodów takiej decyzji. Niezwykle istotnym jest słowo „wszystkich”. Ma ono zapobiegać sytuacjom, gdy np. w złożonym powiadomieniu są dwa błędy powodujące weryfikację negatywną, a dystrybutor wskaże tylko jeden z nich. Po jego poprawieniu, w nowym powiadomieniu, sprzedawca otrzyma kolejną weryfikację negatywną, tym razem z powodu drugiego, niewskazanego wcześniej błędu. Takie działanie dystrybutora powoduje nieuzasadnione opóźnianie zmiany sprzedawcy. Wynika to z faktu, że konsekwencją

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 39–44

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 39–44. When referring to the article please refer to the original text. PL

negatywnej weryfikacji powiadomienia jest przerwanie przez dystrybutora procesu zmiany sprzedawcy. Przerwanie procesu wymaga kolejnego powiadomienia, co naturalnie przenosi się na opóźnienie w realizacji sprzedaży energii odbiorcy przez wybranego przez niego sprzedawcę. Natomiast jeżeli powiadomienie odpowiada wszystkim standardom określonym przez dystrybutora, zostały dołączone do niego wszystkie niezbędne dokumenty oraz spełnione są pozostałe warunki, w szczególności dotyczące UŚUD oraz dostosowania UP-R do wymagań IRiESD, dystrybutor dokonuje jego pozytywnej weryfikacji. Etap V. Zawarcie UŚUD W sytuacji rozwiązania UK z dotychczasowym sprzedawcą (typowo pierwsza zmiana sprzedawcy) odbiorca, oprócz zawarcia USE z nowym sprzedawcą, musi zawrzeć UŚUD z dystrybutorem. Podobnie jak w przypadku etapów II i III czynność tę w imieniu odbiorcy, w oparciu o stosowne pełnomocnictwo, może zrealizować nowy sprzedawca. Należy podkreślić, że co do zasady odbiorca powinien mieć zawartą UŚUD w dniu złożenia powiadomienia o zawartej USE. W przypadku, gdy tak nie jest, dystrybutor dopuszcza złożenie powiadomienia, ale wraz z oświadczeniem woli (typowo zgodnym z publikowanym wzorem przez dystrybutora) obejmującym zgodę odbiorcy na zawarcie w jego imieniu UŚUD. Ponadto w takiej sytuacji niezbędne jest udzielenie przez odbiorcę nowemu sprzedawcy pełnomocnictwa do zawarcia UŚUD. Jeśli sprzedawca nie będzie posiadał pełnomocnictwa do zawarcia UŚUD oraz nie zostanie złożone oświadczenie woli odbiorcy, a odbiorca nie zawarł UŚUD, wówczas powiadomienie będzie skutkowało weryfikacją negatywną i do zmiany sprzedawcy nie dojdzie. Warto zaznaczyć, iż zawarcie UŚUD, na podstawie oświadczenia woli odbiorcy, odbywa się w oparciu o: obowiązujący na obszarze danego dystrybutora szablon UŚUD, warunki taryfy i IRiESD dystrybutora oraz warunki techniczne, grupę taryfową i okres rozliczeniowy dotychczasowej umowy łączącej odbiorcę z dystrybutorem. Innymi słowy, wybranie przez odbiorcę podejścia do zawarcia UŚUD bazującego na oświadczeniu woli uniemożliwia np. zmianę: wartości mocy umownej, grupy taryfowej itp., łącznie ze zmianą sprzedawcy. Niewątpliwą zaletą tego podejścia jest umożliwienie przez odbiorcę pełnej realizacji procesu zmiany sprzedawcy wybranemu sprzedawcy oraz uniezależnienie się od terminów dystrybutora związanych z zawarciem UŚUD. Uszczegóławiając, dystrybutor na wniosek odbiorcy przesyła parafowaną UŚUD w terminie do 7 dni, licząc od dnia złożenia wniosku dla odbiorcy w gospodarstwie domowym, oraz do 21 dni dla pozostałych odbiorców. Powoduje to, że rzeczywisty termin zmiany sprzedawcy z ustawowych 21 dni istotnie się wydłuża. Zagadnienie to szczegółowo zostało przedstawione w [1]. Natomiast jego wadą jest wspomniany brak możliwości dokonywania zmian w UŚUD na etapie zmiany sprzedawcy.

Etap VI. Dostosowanie UP-R do wymagań IRiESD O b o w i ą z e k d o s t o s o w a n i a U P- R do wymagań IRiESD spoczywa na jego właścicielu. Zgodnie z obecnymi uwarunkowaniami kwestia własności UP-R związana jest z grupami przyłączeniowymi zdefiniowanymi, np. w [6]. Grupy te można powiązać z grupami taryfowymi, co prowadzi do następującego spostrzeżenia: w grupach taryfowych A i B właścicielem UP-R jest odbiorca, natomiast w grupach C i G dystrybutor. Szczegółowo zagadnienie to zostało przedstawione w [1]. Warto zatem zauważyć, iż odbiorcy prowadzący małe i średnie przedsiębiorstwa (typowo grupy taryfowe C) mogą dokonywać zmiany sprzedawcy, nie obawiając się dodatkowych kosztów związanych z dostosowaniem UP-R. W zależności od dystrybutora brak dostosowania UP-R do wymagań IRiESD przez odbiorcę na dzień weryfikacji powiadomienia o zawartej USE skutkuje albo negatywną, albo pozytywną jego weryfikacją z zastrzeżeniem, iż do dnia zmiany sprzedawcy UP-R musi zostać dostosowany. Jeśli warunek ten nie zostanie spełniony, nastąpi przerwanie procesu przez dystrybutora. Etap VII. Konfiguracja tzw. miejsca bilansowania (MB) przez dystrybutora Ogólnie rzecz biorąc, jest to techniczny etap, w którym dystrybutor przyporządkowuje dane PPE (dla którego powiadomienie zostało ostatecznie zweryfikowane pozytywnie) do właściwego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB). Etap VIII. Odczyt wskazań UP-R Odczyt wskazań UP-R wykonywany jest przez dystrybutora z maksymalnie 5-dniowym wyprzedzeniem lub opóźnieniem w stosunku do daty zmiany sprzedawcy. Dla odbiorców, których obiekty przyłączone są do sieci o napięciu do 1 kV, dystrybutor może ustalić wskazania UP-R w oparciu o przekazany, najpóźniej jeden dzień po zmianie sprzedawcy, przez odbiorcę i zweryfikowany przez dystrybutora odczyt na dzień zmiany sprzedawcy. A jeśli nie ma takiej możliwości, ustalenie wskazania UP-R może nastąpić w oparciu o szacunek bazujący na ostatnim, jednak nie starszym niż trzy miesiące, odczycie UP-R z uwzględnieniem przyznanego standardowego profilu zużycia lub średniodobowego zużycia energii elektrycznej w ostatnim okresie rozliczeniowym usług dystrybucji, za który dystrybutor posiada odczytane wskazanie. Etap IX. Zakończenie procesu zmiany sprzedawcy Etap ten kończy proces zmiany sprzedawcy. Następuje w nim przekazanie przez dystrybutora odbiorcy i nowemu sprzedawcy informacji o przyjęciu do realizacji USE. Skutkuje to rozpoczęciem sprzedaży energii odbiorcy przez wybranego przez niego sprzedawcę. Jak wspomniano, przebieg procesu zmiany sprzedawcy może różnić się na obszarach poszczególnych OSD. Jednakże wyżej zaprezentowane etapy zawsze mają miejsce,

chociaż nie zawsze w tej kolejności lub w tej liczbie (niektóre etapy mogą np. zostać zgrupowane przez dystrybutora). 4. Podsumowanie W artykule szczegółowo przedyskutowany został proces zmiany sprzedawcy bazujący na generalnej umowie dystrybucji – GUD. Odniesiono się do wszystkich istotnych regulacji mających zastosowanie do poruszanych kwestii, ze szczególnym uwzględnieniem zapisów IRiESD oraz wzorca GUD. Wskazane w kilku miejscach niejednoznaczności lub braki w regulacjach, a przede wszystkim brak standaryzacji procesu zmiany sprzedawcy pokazują, iż pomimo upływu ponad dziewięciu lat od momentu wprowadzenia mechanizmów rynku konkurencyjnego, podjęta tematyka jest wciąż niezwykle aktualna. Bibliografia 1. Łangowski R., Zmiana sprzedawcy energii elektrycznej – uwarunkowania rynkowe w Polsce, Rynek Energii 2016, nr 3 (124), s. 3–12. 2. Mielczarski W., Rynki energii elektrycznej. Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne, Wydawnictwo Agencji Rynku Energii S.A. i Energoprojekt – Consulting S.A. 2000. 3. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2003/54/WE z dnia 26.06.2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca Dyrektywę 96/92/ WE, Dz.U. L 176 z dnia 15.07.2003 r. 4. Ustawa z dnia 10.04.1997 r. Prawo energetyczne, Dz.U. z dnia 25.09.2012 r., poz. 1059, z późn. zm. 5. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2009/72/WE z dnia 13.07.2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca Dyrektywę 2003/54/WE, Dz.U. L 211 z dnia 14.08.2009 r. 6. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 04.05.2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz.U. z dnia 29.05.2007 r., poz. 623, z późn. zm. 7. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystr ybucyjnej Energa-Operator SA, zatwierdzona przez Prezesa URE decyzją nr DRR-4321-59(6)/2013/ MKo1 z dnia 16.12.2013 r., obowiązująca od 01.01.2014 r. wraz z późn. zm. 8. Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2015 r., Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, kwiecień 2016. 9. Centralny System Wymiany Informacji [online], http://www.cswi.ptpiree. pl/o-cswi. 10. B aza przedsiębiorstw posiadających koncesję [online], http://bip.ure.gov.pl/ bip/rejestry-i-bazy.

R. Łangowski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 39–44

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 39–44. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rafał Łangowski

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: rafal.langowski1@pg.gda.pl Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Uzyskał stopień doktora nauk technicznych w dyscyplinie automatyka i robotyka (2015). Zawodowo związany z Katedrą Inżynierii Systemów Sterowania Politechniki Gdańskiej. Główne obszary zainteresowań to: modelowanie matematyczne, estymacja oraz systemy monitorowania. Ponadto jest założycielem i właścicielem firmy Viden oferującej usługi z zakresu m.in. doradztwa energetycznego oraz szkoleń z rynku energii. Rynkiem energii elektrycznej zajmuje się od ponad dziewięciu lat. W swojej praktyce zajmował zarówno stanowiska specjalistyczne, jak i menedżerskie w spółkach Grupy Kapitałowej ENERGA. Specjalizuje się zwłaszcza w uwarunkowaniach prawnych i praktycznej realizacji procesu zmiany sprzedawcy energii elektrycznej oraz w opracowywaniu procesów i procedur obsługi klienta.

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Identification of High-resistance Earth Faults in Medium Voltage Networks Using Higher Harmonics Authors Lubomir Marciniak Mateusz Piątek

Keywords high non-linear short-circuit resistance, higher harmonics, earth fault protection

Abstract One way to detect line-to-earth arc faults and high-resistance faults in compensated medium voltage networks is based on the criterion of reactive power of higher harmonics in zero sequence voltage and current components. The harmonic content of currents and voltages was evaluated as a function of non-linear short-circuits resistance parameters. This criterion-based earth fault protection’s model is described. Examples of high-resistance fault detection are attached.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017105 Received: 27.01.2017 Received in revised form: 18.03.2017 Accepted: 21.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction One way to improve the reliability of medium voltage (MV) networks and to reduce SAIFI, SAIDI and MAIFI indicators is to use effective earth fault identification systems. Quite frequent in medium voltage networks, especially those with capacitive earth current compensation, are single phase faults involving high or very high non-linear fault resistance RF of from a few to several dozen kΩ [1–3]. Effective ways and systems to detect this type of fault are looked for, as the classic earth fault protections do not work properly. New ways are tested, based on the use of higher harmonics, earth fault signal’s wavelet decomposition, and artificial neural networks [2–11]. Promising results in the high-resistance short-circuit detection were obtained by using wavelet criteria-based protection [3, 9, 10]. An alternative to this type of solution can be the proposed protection based on the criterion of reactive power of higher harmonics of zerosequence current and voltage components.

2. Higher harmonics generated by non-linear fault resistance In the case of arc and high-resistance faults the main source of harmonics, especially the third one, is non-linear fault resistance RF. This resistance may be approximated in the first approximation by generalised static voltage-current characteristics UF = f(IF) in the form of formula [12, 13]: (1)

where: Uk – threshold voltage (knee voltage), R0 – initial resistance, R1 – resistance to high currents, Iz = Uz/R0 – arc ignition current corresponding to ignition voltage Uz. If Uz = Uk the characteristic corresponds to the non-linear resistance without the participation of the arc. An important parameter of resistance RF is also time constant τ, determining the dynamics of its changes in the time. Harmonic content of zero-sequence voltage and current depends on the network parameters and the mutual relation between short-circuit resistance parameters, and may reach several tens of percent for currents and from a few to a dozen percent for the voltage [1, 3, 7]. Particularly high, up to several hundred percent of the fundamental harmonic can be the values of odd, 3, 5, 7 and 9, current harmonics in a compensated network, since, unlike the fundamental harmonic, they are not subject to compensation. Reactive power these harmonics stays highly monopolar and is positive in the faulty line and negative in healthy lines, regardless of compensation detuning, transition resistance and short circuit process. As a result, it can be used as a criterion for selective identification of high-resistance faults. From the practical point of view, it is important to estimate the harmonics of zero-sequence current, voltage and their reactive power as a function of network parameters and non-linear short-circuit resistance. These harmonics were estimated for a compensated 15 kV network based on a simplified model of the network in Matlab/Simulink, which included the zero-sequence capacitance and leakage resistance, inductance and resistance of the system, and inductance and resistance of the faulty line. The harmonics were measured by digital signal processing methods.

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Fig. 1. Effective values of the harmonics of voltage U0h, current IEh, and their reactive power Q0h as a function of resistance R1 during arc shortcircuit: ICS = 50 A, Uk = 1.5 kV, s = 0.1

Fig. 2. Percentage shares of the harmonics of voltage U0h, current IEh, and their reactive power Q0h as a function of resistance R1 during arc shortcircuit: ICS = 50 A, Uk = 1.5 kV, s = 0.1

Signals were sampled at frequency fp = 2400 Hz. Harmonics were extracted by digital Kaiser band-pass filters [14] with number of coefficients (window length) Npp = 212 and shape parameter β = 12. The filter’s main bandwidth ∆flg does not exceed 100 Hz, and side lobe suppression Alb is not less than 100 dB. Effective values of the harmonics of voltage U0h, current IEh and their reactive power Q0h were determined based on orthogonal components of signals calculated by correlation of input signals with the sine and cosine functions in single-cycle window (with number of coefficients Nw = 48) [15]. These values were further smoothed by low-pass Hanning filters with two-cycle window (Ndp = 96). Only odd harmonics numbered 3, 5, 7 and 9 were tested, as they are present in every short-circuit involving a non-linear resistance, and their values are large. Fig. 1 to 6 shows the test results of harmonics U0h, IEh and their reactive power Q0h (h = 3, 5, 7, 9) that appear in arc faults as a

function of various parameters. All these cases correspond to arc faults with ignition voltage Uz = 10 kV, time constant τ = 0.1 ms and ratio R1/R0 ≥100. In addition, fixed values were assumed for network damping coefficient d0 = 0.05 and Petersen’s coil goodness qd = 80. Short-circuits were simulated within 1 km from the substation on an overhead line with a conductor type AFL 6-70. Measurements in the case of cyclic arc faults, which occur at high short-circuit resistances R1 > 1 kΩ, were recorded in a steady state. Measurements in the case of intermittent arc faults (R1 < 1 kΩ) correspond to the measurement system’s peak response to the arc’s ignitions. Fig. 1 shows that the harmonic values of voltage, current and their reactive power strongly depend on arc resistance R1. Within tested range of R1 the results differ by several orders of magnitude. The difference for reactive power Q0h exceeds even 51

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Fig. 3. Effective values of the harmonics of voltage U0h, current IEh, and their reactive power Q0h as a function of threshold voltage Uk during arc short-circuit: ICS = 50 A, R1 = 1.0 Ω, s = 0.1

Fig. 4. Effective values of the harmonics of voltage U0h, current IEh, and their reactive power Q0h as a function of threshold voltage Uk during arc short-circuit: ICS = 50 A, R1 = 10 kΩ, s = 0.1

six orders of magnitude. A significant percentage share of the harmonics relative to the fundamental harmonic (Fig. 2) occurs only during short circuits with a relatively small resistance R1, to a few hundred ohms. Increase in arc threshold voltage Uk may decrease the harmonics’ values, as is the case in low-resistance short-circuits (Fig. 3), or increase their values with increasing Uk to about 1.25 kV and then reduce them, as is the case in highresistance short circuits (Fig. 4). Increase in network’s capacitive current ICS typically contributes to the harmonic values’ increase in low-resistance short-circuits (Fig. 5a), and their decrease in high-resistance short-circuits (Fig. 5b). The impact of network compensation detuning ratio on the harmonic values is insignificant (Fig. 6), especially in high-resistance short-circuits. The presented analysis shows that best suited for the detection of high-resistance faults are the 3rd harmonics of voltage U03, 52

earth current IE3 and their reactive power Q03, because they reach the highest values. To detect high-resistance short-circuits with resistance R1 to 100 kΩ on basis of the criterion of reactive power of harmonics, must be used very small setting value of reactive power Qr, about 0.001 VAr.

3. Model of a protection for high-resistance earth fault detection Fig. 7 shows a model of earth fault protection with reactive power criterion - based identification of high-resistance arc faults developed in Matlab/Simulink environment. Zero-sequence voltage u0 and earth current iE are subjected to initial low-pass filtering in Butterworth analogue filters of second order with cut-off frequency fc = 800 Hz. The filtered-out signals are subject to digitization (sampling at frequency fp = 2400 Hz

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Fig. 5. Effective values of the harmonics of voltage U0h, current IEh, and their reactive power Q0h as a function of network’s capacitive current ICS during arc short-circuit: a) R1 = 1.0 ; b) R1 = 10 kΩ; Uk = 1.5 kV, s = 0.1

Fig. 6. Effective values of the harmonics of voltage U0h, current IEh, and their reactive power Q0h as a function of network compensation detuning ratio during arc short-circuit: a) R1 = 1.0 Ω; b) R1 = 10 kΩ; ICS = 50 A, Uk = 1.5 kV

and quantization with resolution 0,61 V for voltage, and 6,1 mA for current) in Quantizer elements, and reduction in Saturation blocks. Then, the signals are subjected to band-pass filtration to extract a specified harmonic. Parametric band-pass filters were used, with Kaiser window [14], and parameters as in the previous point, that is: Npp = 212, β = 12, ∆flg ≤ 100 Hz, Alb = 100 dB. In Est UIPQ block the current’s and voltage’s orthogonal components are calculated, as well as their effective values, and the active and reactive power. The orthogonal components are obtained by signals’ correlation with the sine and cosine functions in a processing window with the length of one cycle of the fundamental harmonic [15]. The calculated values are subjected to low-pass filtration in the low-pass filters (FDP). The reactive power of selected harmonic of voltage and current Q0h(n) and smoothed signal Q0hw(n) are calculated from:

where: IEhd, IEhq, U0hd, U0hq – orthogonal components in axes d and q of the harmonics of earth current IEh and the zerosequence voltage U0h, hdp(k) – function of Hanning low-pass filter coefficients, Ndp = 96 – number of filter coefficients, n – current sample number. Criterion signal Q0hw is compared with setting value Qr in Relay block. The first impulse (intermittent short circuit) or continuous signal (cyclic short-circuit) that meets logical condition Imp = (Q0hw > Qr) shall excite the protection and activate the timer (Integrator block). Short-circuit is detected after a set time delay tzab (Compare block), if at that time there is a continuous impulse or impulse sequence Imp at intervals ∆timp, not longer than holding up (retriggeration) time Tret (Off Delay block). Operating conditions come down to the following logical and time relationships: (3)

(2) 53

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Fig. 7. Model of earth fault protection with a criterion of reactive power of higher harmonic

Simulation tests of earth faults in a symmetrical MV network or in a network with slight asymmetry have shown that in a protection with the filtration and measurement of reactive power of higher harmonics as per the proposed methods, for example of the third harmonic Q03w, this signal is so monopolar that low value Qr = 0.001 VAr can be assumed. In the case of intermittent arc faults in a compensated network, signal Q03w (or Q05w, Q07w, Q09w) is discontinuous and appears in the form of impulses corresponding to subsequent arc ignitions. With cyclic arc ignitions, the signal is continuous.

4. Arc faults detection examples The earth-fault protection’s suitability for high-resistance earth fault detection was tested by simulation in Matlab/Simulink environment. Short-circuits were carried out in a typical 15 kV overhead/cable compensated network [3], consisting of four overhead lines and two cable lines with total capacitive current ICS = 46.8 A. In the protection applied mainly reactive power of the third harmonic of zero sequence components Q03w to detect faults and the following setting values were assumed: Qr = 0.001 VAr, Tret = 0.2 s, tzab = 0.5 s. Correct detecting cases of short-circuits with resistances over 100 kΩ have been noticed in symmetrical networks. Fig. 8 shows example waveforms of the measured quantities during the arc short-circuits with resistance R1 = 100 kΩ. The short-circuit was located 10 km from the substation. The network compensation detuning was s = 0.05. As shown in Fig. 8a, the smoothed reactive power of the third harmonic of the zero-sequence components in the faulty line is positive and much higher than setting value, Q03w >> Qr = 0.001 VAr, and a healthy line’s power (Fig. 8b) is negative. This means that a high-resistance short-circuit can be selectively detected. The proposed protection also selectively detects intermittent arc faults involving low and high short circuit resistances alike. Fig. 9 shows an example of low-resistance intermittent fault modelled in a compensated network with compensation detuning s = 0.05. 54

Here successive arc ignitions are separated by long breaks lasting ca. 0.12 s, depending on the rate of rise of the recovery voltage on the arc column to ignition voltage Uz. Signal Q03w is discontinuous and appears in the form of impulses with amplitude more than six orders of magnitude over setting value Qr. In the faulty line (Fig. 9a) the impulses are positive, the spacing between them meets condition ∆timp < Tret. Therefore, excitation signal Pob initiated by the first impulse Imp is continuous and after 0.5 s delay the protection operates (change in Dz signal status). In a healthy line (Fig. 9b) impulses Q03w are negative and the protection doesn’t excite and doesn’t operate. Such very low setting value Qr = 0.001 VAr and resulting high sensitivity of the protection is possible, provided that the network’s asymmetry is negligible, or where it is significant, the content is low of the harmonic generated by non-linear loads, which is used as the criterion. In addition, due to the very low values of harmonics of current and voltage zero-sequence components in high-resistance short-circuits, it requires the use of high resolution (at least 16-bit), analogue-to-digital converters. In a symmetrical network the harmonics generated by non-linear loads improve the protection sensitivity. Under their influence the reactive power of the criterion harmonic in the faulty line shall increase, and in a healthy line shall decrease (is negative and its absolute value increases). It was also found that the protection sensitivity to a small extent depends on errors of current transformers of the zero-sequence current filter, even if are as large as 3%. In practice, the current transformers in Holmgreen filter are class 5P with current error below 1%. Ferranti filters’ current error is even smaller and its impact on the protection performance can be neglected in the first approximation. In a network with a few percent asymmetry and a few percent harmonic content in the source voltages, adverse phenomena may happen. In healthy lines with capacitive asymmetry (overhead lines) the reactive power of higher harmonics can be positive and many times over setting value Qr = 0.001 VAr.

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Fig. 8. Waveforms of measured quantities in the protection: faulty line (a) and healthy line (b). Short circuit resistance parameters: R0 = 1 MΩ, R1 = 100 kΩ, Uk = 1.5 kV, Uz =10 kV, τ = 0.1 ms

Fig. 9. Waveforms of measured quantities in the protection: faulty line (a) and healthy line (b). Parameters: R0 = 10 kΩ, R1 = 1.0 Ω, Uk = 1.5 kV, Uz = 10 kV, τ = 0.1 ms

Impact of a coincidence of adverse phenomena on the protection performance is shown in Fig. 10 and 11. The MV network model [3] takes into account the natural asymmetry of the four overhead lines with total length 203 km. With small compensation detuning s = 0.05 there is asymmetry in the network for zero sequence voltage in the order of U0as% 4%. A large non-linear load in the form of a 5 MVA transformer and a 6-pulse thyristor rectifier with a load of 4 MW DC is connected to the substation

busbars. Due to the impact of the non-linear load, a series of harmonics (5, 7, 11, 13, 17, 19 etc.), appears in the switchgear busbar voltage, with percentage shares listed in Tab. 1. Adverse impacts were examined for protections responsive to the fifth harmonic (Fig. 10) and third harmonic (Fig. 11). Reactive power of the 5th harmonics in a healthy overhead line before switching on the rectifier is very small and negative, and after switching on the rectifier (point in time t2 = 0.4 s) becomes positive and 55

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

Harmonic No.

11.

13.

17.

19.

Harmonic voltages in phases L1/L2/L3, [%]

3.72 3.98 3.88

3.54 3.76 3.71

4.16 4.47 4.34

4.40 4.80 4.61

9.53 10.64 11.04

2.62 2.61 2.71

Tab. 1. Harmonic content of phase voltages on switchgear busbars relative to the fundamental harmonic with rectifier switched on

reaches the maximum Q50max 8 mVAr. It is obvious that in order to avoid malfunction the line’s protection the setting Qr > Q50max must be used. In a healthy cable line (symmetrical) the reactive power after switching the rectifier on becomes more negative. For this line’s protection, the very sensitive setting Qr = 0.001 VAr can be retained. To avoid erroneous operations of overhead line protections in this case the starting power should be increased up to 10 times (to 0.01 VAr), which in turn will result in a significant sensitivity deterioration. Short circuit will be detected with resistance in the order of 10 kΩ, and not 100 kΩ, what is a very good result anyway. The impact of asymmetry and voltage distortion on the operation of a protection based on the use of reactive power of third harmonics is small and typically positive (Fig. 11). These protections, in this case, are insensitive to supply voltage distortion, because the rectifier does not generate the third harmonic. The zero-sequence voltages and currents are effectively suppressed by the band-pass filters (with stop band Alb > 100 dB), because they contain mainly fundamental wave components. The asymmetry has a significant effect on the operation of a protection based on the use of fundamental current and voltage harmonics, in particular in a network with very small compensation detuning s < 0.05, because as they become closer to resonance, the asymmetry of phase voltages and capacitive currents increases, which entails the need to increase settings these protections. Detailed dependence of the setting values on the degree of network asymmetry and non-linear distortion is the subject of further studies.

5. Summary Fig. 10. Effect of network asymmetry and distortion of supply voltages usz of earth fault currents and reactive powers of the 5th harmonics in healthy lines - overhead iE(n) and Q05w(n) and cable iE(k) and Q05w(k). Fault start – t1 = 0.246 s, rectifier switched on – t2 = 0.4 s. Short circuit resistance parameters: R0 = 1 MΩ, R1 = 100 kΩ, Uk = 1.5 kV, Uz = 10 kV, τ = 0.1 ms

Fig. 11. Effect of network asymmetry and distortion of supply voltages on reactive powers of the 3rd harmonics in healthy lines – overhead Q03w(n) and cable Q03w(k). The line short-circuit currents and short-circuit parameters – as in Fig. 10

A characteristic feature of arc faults, i.e. short circuits with non-linear resistance RF, is the presence of higher harmonics, especially 3, 5, 7 and 9, in zero-sequence current and voltage components. The short-circuit can be detected by the criterion of reactive power of the higher harmonics of zero sequence component. The impulses of reactive power Q0hw on a faulty line are positive, and on a healthy line - negative, which provided the basis to distinguish between internal and external faults. It is advisable to use primarily the third harmonic’s power, because it assumes the highest values, especially in high-resistance shortcircuits. Moreover, it is not generated by large industrial powerelectronic loads. In a protection in a network with small asymmetry a very low starting power Qr can be set, in the order of 1 mVAr, which results in the ability to detect faults involving a very high short-circuit resistance of the order of 100 kΩ. Due to the very low values of harmonics of current and voltage zero-sequence components in high-resistance short-circuits, the use is required of 16-bit, analogue-to-digital converters that ensure high resolution. In general, starting power Qr depends on the network asymmetry, supply voltage distortions, and errors of zero-sequence components filters. The Qr required for protection selectivity in a grid with a few percent asymmetry and a few percent voltage

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | 50–57

distortions can be many times greater than in a symmetrical network, which leads to a significant reduction in the protection effectiveness. To determine the correct power setting that takes into account the network asymmetry, voltage distortions caused by non-linear loads, and errors of symmetrical zero-sequence component filters, more research is needed. The proposed protection is completely resistant to external disturbances appeared outside the protected line, but can get activated under the influence of switching operations, or high step changes of the protected line’s load. An effective way to eliminate erroneous tripping due to internal switching disturbances is the application of a time delay. REFERENCES

1. B. Synal, “Zjawiska ziemnozwarciowe w sieciach o małym prądzie zwarcia doziemnego” [Earth fault phenomena in the networks with small earth fault current], “Scientific Papers of the Institute of Electric Power Engineering of the Wrocław University of Technology”, No. 31, Monographs No. 4, 1975. 2. S. Hänninen, “Single phase earth faults in high impedance grounded networks. Characteristics, indication and location”, Technical Research Centre of Finland, Espoo 2001. 3. L. Marciniak, “Impulsowoprądowe i falkowe kryteria identyfikacji zwarć doziemnych rezystancyjnych oraz łukowych w sieciach średnich napięć” [Impulse-current and wavelet criteria of resistive and arc earth fault identification in the medium voltage networks], Czestochowa University of Technology Publishers, Monographs No. 273, 2013. 4. M. Łukowicz, “Metody wykrywania zwarć wysokorezystancyjnych w napowietrznych liniach elektroenergetycznych” [Methods of high impedance fault detection in overhead electric power lines], Scientific Papers of the Institute of Electric Power Engineering of the Wrocław University of Technology, No. 99, Monographs No. 32, 2013. 5. M. Michalik, T.M. Okraszewski, “Application of the wavelet transform to backup protection of MV networks – wavelet phase comparison method”, IEEE Bologna Power Tech Conference, paper No. 154, 23–26 June 2003, Italy, Bologna.

6. N.I. Elkalashy, M. Lehtonen, “Advancing DWT-Bayesian technique for earth fault protection in MV networks”, “The Online Journal on Electronics and Electrical Engineering”, Vol. 1, No. 2, 2009, pp. 89–93. 7. C.J. Kim, B.D. Russell, “Harmonic behaviour during arcing faults on power distribution feeders”, “Electric Power Systems Research”, No. 24, 1988, pp. 219–225. 8. C. Benner, B.D. Russell, “Practical high-impedance fault detection on distribution feeders”, “IEEE Transactions on Industry Applications”, Vol. 33, No. 3, 1997, pp. 635–640. 9. L. Marciniak, “Wavelet criteria for identification of arc intermittent faults in medium voltage networks”, Proceedings of the International Symposium „Modern Electric Power Systems, MEPS’10”, paper 09.1, 20–22 September 2010, Wrocław. 10. L. Marciniak, “Identyfikacja zwarć doziemnych wysokorezystancyjnych w sieciach średnich napięć” [Identification of high resistance earth faults in MV networks], “Przegląd Elektrotechniczny”, No. 8, 2015, pp. 185–189. 11. С.О. Борковский, Т.С. Горева, Т.И. Горева, “Проблема диагностики однофазных замыканий на землю в сетях с малыми токами замыкания на землю” [The problem of diagnostics of singlephase earth faults in networks with small earth fault currents], “Фундаментальные Uсследования” [Fundamental Research], No. 9, 2014, pp. 954–959. 12. L. Marciniak, “Implementacje modeli łuku ziemnozwarciowego w programach PSCAD i Matlab/Simulink” [Implementations of the arc earth faults model in programs PSCAD and Matlab/Simulink], “Przegląd Elektrotechniczny”, No. 9a, 2012, pp. 126–129. 13. A. Sawicki, M. Haltof, “Nieliniowe modele matematyczne łuku elektrycznego” [Nonlinear mathematical models of the electric arc], “Przegląd Elektrotechniczny”, No. 11, 2016, pp. 257–261. 14. T. Zieliński, “Cyfrowe przetwarzanie sygnałów. Od teorii do zastosowań” [Digital signal processing. From theory to application], WKiŁ, Warszawa 2009. 15. J. Szafran, A. Wiszniewski, “Algorytmy pomiarowe i decyzyjne cyfrowej automatyki elektroenergetycznej” [Measurement and decision algorithms of digital power system automatics], WNT, Warszawa 2001.

Lubomir Marciniak Częstochowa University of Technology e-mail: lubmar@el.pcz.czest.pl Graduated from the Faculty of Electronics of the Moscow Power Engineering Institute (1980), awarded doctorate at the same institute (1986) and then habilitated doctor degree at the Faculty of Electrical Engineering of Czestochowa University of Technology (2014). Since 1980 he works at the Institute of Electrical Power Engineering Technical University of Częstochowa, now as a professor. His interests include power system automatic protection, short-circuit location, grid and protection modelling, and research of their performance in transients.

Mateusz Piątek Termo-Klima MK, Katowice e-mail: m.piatek@termo-klima.pl Graduated as MSc. Eng. from the Faculty of Electrical Engineering of the Silesian University of Technology in Gliwice (2015). In the same year, he commenced 3rd degree studies at the Institute of Power Engineering at Częstochowa University of Technology. His main research interest is automatic protection of power system.

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 50–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 50–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Identyfikacja zwarć doziemnych wysokorezystancyjnych w sieciach średnich napięć z wykorzystaniem wyższych harmonicznych Autorzy

Lubomir Marciniak Mateusz Piątek

Słowa kluczowe

duża nieliniowa rezystancja zwarcia, wyższe harmoniczne, zabezpieczenie ziemnozwarciowe

Streszczenie

Jeden ze sposobów wykrywania zwarć doziemnych łukowych i zwarć wysokorezystancyjnych w kompensowanych sieciach średnich napięć jest oparty na zastosowaniu kryterium mocy biernej wyższych harmonicznych składowych symetrycznych zerowych prądu i napięcia. Oceniono zawartość harmonicznych w prądach i napięciach w funkcji parametrów nieliniowej rezystancji zwarcia. Opisano model zabezpieczenia ziemnozwarciowego z zastosowaniem tego kryterium. Załączono przykłady detekcji zwarć wysokorezystancyjnych. Data wpływu do redakcji: 27.01.2017 Data wpływu do redakcji po recenzjach: 18.03.2017 Data akceptacji artykułu: 21.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Jednym ze sposobów poprawy niezawodności sieci średniego napięcia (SN) i zmniejszenia wskaźników SAIFI, SAIDI i MAIFI jest zastosowanie skutecznych układów identyfikacji zwarć doziemnych. W sieciach średnich napięć (SN), zwłaszcza z kompensacją prądów doziemnych pojemnościowych, występuje znaczny odsetek zwarć 1-fazowych z udziałem dużej lub bardzo dużej nieliniowej rezystancji zwarcia RF, przyjmującej wartości od kilku do kilkudziesięciu kΩ [1–3]. Do wykrywania tego typu zwarć poszukuje się skutecznych sposobów i układów, gdyż klasyczne zabezpieczenia ziemnozwarciowe nie działają prawidłowo. Testuje się nowe sposoby, oparte na wykorzystaniu wyższych harmonicznych, dekompozycji falkowej sygnałów ziemnozwarciowych oraz sztucznych sieci neuronowych [2–11]. Obiecujące wyniki w zakresie wykrywania zwarć wysokooporowych uzyskano za pomocą zabezpieczenia wykorzystującego kryteria falkowe [3, 9, 10]. Alternatywą dla tego typu rozwiązań może być proponowane zabezpieczenie, oparte na wykorzystaniu kryterium mocy biernej wyższych harmonicznych składowej symetrycznej zerowej prądu i napięcia.

– rezystancja w zakresie dużych prądów, Iz = Uz/R0 – prąd zapłonu łuku odpowiadający napięciu zapłonu Uz. Gdy Uz = Uk charakterystyka odpowiada nieliniowej rezystancji bez udziału łuku. Ważnym parametrem rezystancji RF jest także stała czasowa τ, określająca dynamikę jej zmian w dziedzinie czasu. Zawartość wyższych harmonicznych w napięciu i prądzie kolejności zerowej zależy od parametrów sieci oraz wzajemnej relacji parametrów rezystancji zwarcia i może osiągać kilkadziesiąt procent dla prądów i od kilku do kilkunastu procent dla napięcia [1, 3, 7]. Szczególnie duże wartości, nawet do kilkuset procent podstawowej harmonicznej, osiągają nieparzyste harmoniczne 3, 5, 7 i 9 prądu w sieci kompensowanej,

gdyż w przeciwieństwie do podstawowej harmonicznej nie podlegają kompensacji. Moc bierna tych harmonicznych zachowuje bardzo wysoki stopień monopolarności i jest dodatnia na linii doziemionej oraz ujemna na liniach zdrowych niezależnie od stopnia rozstrojenia kompensacji sieci, wartości rezystancji przejścia i przebiegu zwarcia. Dzięki temu można ją wykorzystać jako wielkość kryterialną do selektywnej identyfikacji zwarć oporowych. Z praktycznego punktu widzenia ważne jest oszacowanie wartości harmonicznych prądu, napięcia i mocy biernej kolejności zerowej w funkcji parametrów sieci i nieliniowej rezystancji zwarcia. Takie oszacowanie wykonano dla sieci kompensowanej 15 kV w oparciu o uproszczony model

2. Wyższe harmoniczne generowane przez nieliniową rezystancję zwarcia W przypadku zwarć łukowych i wysokorezystancyjnych głównym źródłem wyższych harmonicznych, zwłaszcza trzeciej, jest nieliniowa rezystancja zwarcia RF. Rezystancję tę można aproksymować w pierwszym przybliżeniu uogólnioną statyczną charakterystyką napięciowo-prądową UF = f(IF) w postaci zależności [12, 13]: (1) gdzie: Uk – napięcie załamania charakterystyki, R0 – rezystancja początkowa, R1 58

Rys. 1. Zależności wartości skutecznej harmonicznych napięcia U0h i prądu IEh oraz ich mocy biernej Q0h w funkcji rezystancji R1 podczas zwarcia łukowego: ICS = 50 A, Uk = 1,5 kV, s = 0,1

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 50–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 50–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 2. Procentowy udział harmonicznych napięcia U0h% i prądu IEh% w funkcji rezystancji R1 podczas zwarcia łukowego: ICS = 50 A, Uk = 1,5 kV, s = 0,1

Rys. 3. Zależności wartości skutecznej harmonicznych napięcia U0h i prądu IEh oraz ich mocy biernej Q0h w funkcji napięcia progowego Uk podczas zwarcia łukowego: ICS = 50 A, R1 = 1,0 Ω, s = 0,1

Rys. 4. Zależności wartości skutecznej harmonicznych napięcia U0h i prądu IEh oraz ich mocy biernej Q0h w funkcji napięcia progowego Uk podczas zwarcia łukowego: ICS = 50 A, R1 = 10 kΩ, s = 0,1

sieci w Matlabie/Simulinku, w którym uwzględniono pojemności i upływności dla składowej zerowej sieci, indukcyjność

i rezystancję systemu oraz indukcyjność i rezystancję linii zwartej. Do pomiaru harmonicznych zastosowano cyfrowe

metody przetwarzania sygnałów. Sygnały próbkowano z częstotliwością fp = 2400 Hz. Harmoniczne wydzielono za pomocą cyfrowych filtrów pasmowoprzepustowych (FPP) Kaisera [14] o liczbie współczynników (długości okna) Npp = 212 i współczynniku kształtu β = 12. Szerokość pasma głównego ∆f lg tych filtrów nie przekracza 100 Hz, a tłumienie listków bocznych Alb jest nie mniejsze niż 100 dB. Wartości skuteczne harmonicznych napięcia U0h, prądu IEh i ich mocy zerowej Q0h określano na podstawie składowych ortogonalnych sygnałów obliczanych w wyniku korelacji sygnałów wejściowych z funkcjami sinus i kosinus w oknie jednookresowym (o liczbie współczynników Nw = 48) [15]. Wymienione wielkości poddano dodatkowo wygładzaniu za pomocą filtrów dolnoprzepustowych (FDP) Hanninga z dwuokresowym oknem przetwarzania (o liczbie współczynników Ndp = 96). Badano tylko nieparzyste harmoniczne o numerach 3, 5, 7 i 9, gdyż występują one przy każdym zwarciu z udziałem nieliniowej rezystancji i przy tym przyjmują duże wartości. Na rysunkach od 1 do 6 przedstawiono wyniki badań harmonicznych U0h, IEh i Q0h (h = 2, 5, 7, 9) występujących podczas zwarć łukowych w funkcji różnych parametrów. Wszystkie przypadki odpowiadają zwarciom łukowym o napięciu zapłonu Uz = 10 kV, stałej czasowej τ = 0,1 ms i ilorazowi R1/ R0 ≥100. Ponadto przyjęto stałe wartości współczynnika tłumienia sieci d0 = 0,05 i dobroci dławika kompensacyjnego qd = 80. Zwarcia symulowano na linii napowietrznej z przewodami AFL 6-70 w odległości 1 km od stacji. W przypadku zwarć łukowych cyklicznych, które występują przy dużych rezystancjach przewodzenia R1 > 1 kΩ, pomiary rejestrowano w stanie ustalonym. Natomiast w przypadku zwarć łukowych przerywanych (R1 < 1 kΩ) pomiary odpowiadają wartościom szczytowym odpowiedzi układu pomiarowego na zapłony łuku. Z rys. 1 wynika, że wartości harmonicznych napięcia, prądu i mocy biernej silnie zależą od rezystancji w stanie przewodzenia łuku R1. W przedstawionym zakresie zmian R1 wyniki różnią się o kilka rzędów wielkości. Dla mocy biernej Q0h różnica przekracza aż sześć rzędów wielkości. Znaczący procentowy udział harmonicznych w stosunku do podstawowej harmonicznej (rys. 2) występuje tylko podczas zwarć o stosunkowo niewielkiej rezystancji R1, do kilkuset omów. Wzrost napięcia progowego łuku Uk może powodować zmniejszenie wartości harmonicznych, w przypadku zwarć niskorezystancyjnych (rys. 3), lub zwiększenie wartości harmonicznych wraz ze wzrostem Uk do około 1,25 kV, po czym ich zmniejszenie w przypadku zwarć wysokorezystancyjnych (rys. 4). Wzrost prądu pojemnościowego sieci ICS przyczynia się na ogół do zwiększenia wartości harmonicznych podczas zwarć niskorezystancyjnych (rys. 5a) i do ich zmniejszenia podczas zwarć wysokorezystancyjnych (rys. 5b). Natomiast stopień rozstrojenia kompensacji s wpływa nieznacząco na wartości harmonicznych (rys. 6), zwłaszcza podczas zwarć wysokooporowych.

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 50–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 50–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Q03, gdyż osiągają one największe wartości. Żeby wykrywać zwarcia wysokooporowe o rezystancji R1 do 100 kΩ, w oparciu o kryterium harmonicznych mocy biernej, trzeba stosować bardzo małe nastawy mocy rozruchowej Qr, rzędu 0,001 var.

Rys. 5. Zależności wartości skutecznej harmonicznych napięcia U0h i prądu IEh oraz ich mocy biernej Q0h w funkcji prądu pojemnościowego sieci ICS podczas zwarcia łukowego: a) R1 = 1,0 Ω; b) R1 = 10 kΩ; Uk = 1,5 kV, s = 0,1

Rys. 6. Zależności wartości skutecznej harmonicznych napięcia U0h i prądu IEh oraz ich mocy biernej Q0h w funkcji rozstrojenia kompensacji sieci s podczas zwarcia łukowego: a) R1 = 1,0 Ω; b) R1 = 10 kΩ; ICS = 50 A, Uk = 1,5 kV

Rys. 7. Model zabezpieczenia ziemnozwarciowego z kryterium mocy biernej wyższej harmonicznej sygnałów

Z przedstawionej analizy wynika, że do wykrywania zwarć wysokooporowych

najlepiej nadają się 3. harmoniczne napięcia U03, prądu doziemnego IE3 i ich mocy biernej

3. Model zabezpieczenia do wykrywania zwarć doziemnych wysokorezystancyjnych Na rys. 7 przedstawiono model zabezpieczenia ziemnozwarciowego z kryterium mocy biernej do identyfikacji zwarć łukowych wysokorezystancyjnych opracowany w środowisku Matlab/Simulink. Sygnały napięcia zerowego u 0 i prądu doziemnego iE poddawane są wstępnej filtracji dolnoprzepustowej w filtrach analogowych Butterwortha drugiego rzędu o częstotliwości odcięcia fc = 800 Hz. Sygnały odfiltrowane podlegają digitalizacji (próbkowaniu z częstotliwością fp = 2400 Hz i kwantowaniu z rozdzielczością 0,61 V dla napięcia i 6,1 mA dla prądu) w elementach Quantizer oraz ograniczeniu w blokach typu Saturation. Następnie sygnały poddawane są filtracji pasmowej w celu wydzielenia określonej harmonicznej. Zastosowano parametryczne filtry pasmowoprzepustowe (FPP) z oknem Kaisera [14] o parametrach jak w poprzednim punkcie, tj: Npp = 212, β = 12, ∆flg ≤ 100 Hz, Alb = 100 dB. W bloku Est UIPQ obliczane są składowe ortogonalne harmonicznych prądu i napięcia, wartości skuteczne tych wielkości oraz moc czynna i bierna. Składowe ortogonalne uzyskuje się w wyniku korelacji sygnałów z funkcjami sinus i kosinus w oknie przetwarzania o długości jednego okresu podstawowej harmonicznej [15]. Obliczone wielkości są poddawane filtracji dolnoprzepustowej w filtrach FDP. Sygnały mocy biernej wybranej harmonicznej Q0h(n) i sygnał wygładzony Q0hw(n) są obliczane z zależności: (2) gdzie: IEhd, IEhq, U0hd, U0hq – składowe ortogonalne w osi d i q harmonicznych prądu doziemnego IEh i napięcia zerowego U0h, hdp(k) – funkcja współczynników filtra dolnoprzepustowego Hanninga, Ndp = 96 – liczba współczynników filtra, n – numer bieżącej próbki. Sygnał kryterialny Q0hw jest porównywany z wartością rozruchową mocy Qr w bloku Relay. Pierwszy impuls (zwarcie przerywane) lub sygnał ciągły (zwarcie cykliczne), spełniający warunek logiczny Imp = (Q0hw > Qr), powoduje pobudzenie zabezpieczenia i uruchomienie członu czasowego (blok Integrator). Zwarcie jest wykrywane po nastawionej zwłoce czasowej tzab (blok Compare), o ile w tym czasie wystąpi impuls ciągły lub sekwencja impulsów Imp w odstępach czasowych ∆timp, nie większych od czasu podtrzymania (retrygeracji) pobudzenia Tret (blok Off Delay). Warunki zadziałania sprowadzają się do następujących zależności logiczno-czasowych: (3)

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 50–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 50–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 8. Przebiegi wielkości pomiarowych w zabezpieczeniu linii zwartej (a) i nieuszkodzonej (b). Parametry rezystancji zwarcia: R0 = 1 MΩ, R1 = 100 kΩ, Uk = 1,5 kV, Uz =10 kV, τ = 0,1 ms

Rys. 9. Przebiegi wielkości pomiarowych w zabezpieczeniu linii zwartej (a) i nieuszkodzonej (b). Parametry: R0 = 10 kΩ, R1 = 1,0 Ω, Uk = 1,5 kV, Uz = 10 kV, τ = 0,1 ms

Badania symulacyjne zwarć doziemnych w sieci symetrycznej SN lub w sieci niewielką asymetrią wykazały, że w zabezpieczeniu z zastosowanymi sposobami filtracji oraz pomiaru mocy biernej wyższych harmonicznych, na przykład trzeciej Q03w sygnał ten jest do tego stopnia monopolarny, że można przyjąć bardzo małą wartość Qr = 0,001 var.

W przypadku zwarć łukowych przerywanych w sieci kompensowanej sygnał Q03w (lub Q05w, Q07w, Q09w) jest nieciągły i występuje w postaci impulsów odpowiadających kolejnym zapłonom łuku. Przy cyklicznych zapłonach łuku sygnał ten jest ciągły.

4. Przykłady wykrywania zwarć łukowych Możliwości omówionego zabezpieczenia ziemnozwarciowego w zakresie wykrywania zwarć doziemnych wysokorezystancyjnych przebadano symulacyjnie z wykorzystaniem programu Matlab/Simulink. Zwarcia przeprowadzano w przeciętnej sieci kompensowanej napowietrzno-kablowej 15 kV [3], utworzonej z czterech linii napowietrznych i dwóch linii kablowych o łącznym prądzie pojemnościowym ICS = 46,8 A. Do wykrywania zwarć w zabezpieczeniu zastosowano głównie moc bierną 3. harmonicznej składowej symetrycznej zerowej Q03w oraz przyjęto nastawy: Qr = 0,001 var, Tret = 0,2 s, tzab = 0,5 s. W sieci symetrycznej odnotowano przypadki poprawnego wykrywania zwarć z rezystancją przejścia nawet większą niż 100 kΩ. Na rys. 8 przedstawiono przykład przebiegów wielkości pomiarowych zabezpieczenia linii uszkodzonej i zdrowej podczas zwarcia łukowego z rezystancją w stanie przewodzenia R 1 = 100 kΩ. Zwarcie umiejscowiono w odległości 10 km od stacji. Rozstrojenie kompensacji sieci wynosiło s = 0,05. Jak wynika z rys. 8a, moc wygładzona 3. harmonicznej dla składowej symetrycznej zerowej linii uszkodzonej jest dodatnia i dużo większa od wartości rozruchowej, Q03w >> Qr = 0,001 var, a moc linii nieuszkodzonej (rys. 8b) jest ujemna. Oznacza to możliwość selektywnego wykrycia zwarcia wysokooporowego. Zaproponowane zabezpieczenie pozwala również selektywnie wykrywać zwarcia łukowe przerywane z udziałem zarówno małej, jak i dużej rezystancji zwarcia. Na rys. 9 przedstawiono przykład zwarcia niskorezystancyjnego przerywanego, zamodelowanego w sieci kompensowanej z rozstrojeniem kompensacji s = 0,05. Między kolejnymi zapłonami łuku występują tutaj długie przerwy, trwające około 0,12 s, uwarunkowane szybkością narastania napięcia powrotnego na kolumnie połukowej do wartości napięcia zapłonu Uz. Sygnał Q03w jest nieciągły i przybiera formę impulsów, których amplituda jest o ponad sześć rzędów większa od mocy rozruchowej Qr. Na linii doziemionej (rys. 9a) impulsy są dodatnie, odstępy między nimi spełniają warunek timp < Tret. Dlatego sygnał pobudzenia Pob, zainicjowany pierwszym impulsem Imp, jest ciągły i po zwłoce czasowej 0,5 s dochodzi do zadziałania zabezpieczenia (zmiana stanu sygnału Dz). Na linii nieuszkodzonej (rys. 9b) impulsy Q03w są ujemne i nie dochodzi do pobudzenia i zadziałania zabezpieczenia. Zastosowanie bardzo niskiej nastawy mocy rozruchowej Qr = 0,001 var i uzyskanie dzięki temu wysokiej czułości zabezpieczenia jest możliwe pod warunkiem, że w sieci występuje pomijalnie mała asymetria lub przy znacznej asymetrii niewielka zawartość tej harmonicznej, generowanej przez nieliniowe odbiorniki, która jest wykorzystywana jako wielkość kryterialna. Ponadto, ze względu na bardzo małe wartości harmonicznych składowych symetrycznych zerowych prądów i napięć podczas zwarć wysokooporowych, wymagane jest stosowanie przetworników analogowo-cyfrowych (PAC) o wysokiej rozdzielczości (co najmniej 16-bitowych).

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 50–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 50–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Numer harmonicznej Wartości napięć harmonicznych w fazach L1/L2/L3, [%]

3,72 3,98 3,88

3,54 3,76 3,71

4,16 4,47 4,34

4,40 4,80 4,61

9,53 10,64 11,04

2,62 2,61 2,71

Tab. 1. Zawartość harmonicznych w napięciach fazowych na szynach rozdzielni w odniesieniu do podstawowej harmonicznej podczas pracy prostownika

Rys. 10. Wpływ niesymetrii sieci i odkształceń napięć zasilania usz na prądy doziemne i moce bierne 5. harmonicznej na liniach nieuszkodzonych – napowietrznej iE(n) i Q05w(n) oraz kablowej iE(n) i Q05w(k). Początek zwarcia – t1 = 0,246 s, załączenie prostownika – t2 = 0,4 s. Parametry rezystancji zwarcia: R0 = 1 MΩ, R1 = 100 kΩ, Uk = 1,5 kV, Uz = 10 kV, τ = 0,1 ms

Rys. 11. Wpływ niesymetrii sieci i odkształceń napięć zasilania na moce biernej 3. harmonicznej na liniach nieuszkodzonych – napowietrznej Q03w(n) i kablowej Q03w(k). Prądy zwarciowe linii i parametry zwarcia – jak na rys. 10

W sieci symetrycznej harmoniczne generowane przez nieliniowe odbiorniki poprawiają czułość zabezpieczenia. Pod ich wpływem moc bierna harmonicznej kryterialnej na linii zwartej rośnie, a na linii zdrowej maleje (jest ujemna i rośnie jej wartość bezwzględna). Przy tym stwierdzono, że czułość zabezpieczenia w niewielkim stopniu zależy od błędów przekładników prądowych filtra składowej zerowej prądu, nawet w przypadku

błędów sięgających 3%. W praktyce w filtrach Holmgreena stosuje się przekładniki klasy 5P, których błąd prądowy nie przekracza 1%. W przypadku filtrów Ferrantiego błąd prądowy jest jeszcze mniejszy i jego wpływ na działanie zabezpieczenia można w pierwszym przybliżeniu pominąć. W sieci z kilkuprocentową asymetrią oraz z kilkuprocentową zawartością harmonicznych w napięciach źródłowych może dojść

do niekorzystnych zjawisk. Na liniach zdrowych z niesymetrią pojemnościową (linie napowietrzne) moc bierna wyższych harmonicznych może przyjmować wartości dodatnie wielokrotnie przekraczające zaproponowaną wartość rozruchową Qr = 0,001 var. Wpływ splotu niekorzystnych zjawisk na działanie zabezpieczenia przedstawiono na rys. 10 i 11. W modelu sieci SN wykorzystywanej do badań [3] uwzględniono naturalną asymetrię czterech linii napowietrznych o łącznej długości 203 km. Przy niewielkim rozstrojeniu kompensacji s = 0,05 w sieci występuje asymetria dla składowej zerowej napięcia rzędu U0as% ≅ 4%. Do szyn stacji jest podłączany duży nieliniowy odbiornik w postaci transformatora 5 MVA i 6-pulsowego prostownika tyrystorowego o mocy obciążenia w obwodzie prądu stałego 4 MW. Wskutek oddziaływania nieliniowego odbiornika w napięciu na szynach rozdzielni poprawiają się szereg harmonicznych (5, 7, 11, 13, 17, 19 itd.), których udział procentowy zestawiono w tab. 1. Oddziaływanie niekorzystnych czynników zbadano dla zabezpieczeń reagujących na 5. harmoniczną (rys. 10) i 3. harmoniczną (rys. 11). Moc bierna 5. harmonicznej w nieuszkodzonej linii napowietrznej przed załączeniem prostownika jest bardzo mała i ujemna, a po załączeniu prostownika (moment czasowy t2 = 0,4 s) staje się dodatnia i osiąga wartość maksymalną Q50max ≅ 8 mvar. Jest oczywiste, że dla uniknięcia błędnego działania zabezpieczenia tej linii należy zastosować nastawę Qr > Q50max. W nieuszkodzonej linii kablowej (symetrycznej) moc bierna po załączeniu prostownika staje się bardziej ujemna. Dla zabezpieczenia tej linii można pozostawić bardzo czułą nastawę Qr = 0,001 var. Dla uniknięcia błędnych działań zabezpieczeń na liniach napowietrznych w rozpatrywanym przypadku należałoby zwiększyć moc rozruchową nawet 10-krotnie (do 0,01 var), co w konsekwencji spowoduje znaczne pogorszenie czułości. Wykrywane będą zwarcia z udziałem rezystancji zwarcia rzędu 10 kΩ, a nie 100 kΩ, co i tak oznacza bardzo dobry wynik. Dla zabezpieczeń wykorzystujących moc bierną 3. harmoniczną mocy biernej oddziaływanie niesymetrii i odkształceń napięcia zasilania jest niewielkie i najczęściej pozytywne (rys. 11). Zabezpieczenia te, w rozpatrywanym przypadku, są niewrażliwe na odkształcenia napięcia zasilania, gdyż prostownik nie generuje 3. harmonicznej. Natomiast napięcia i prądy zerowe asymetrii są skutecznie tłumione przez filtry pasmowoprzepustowe (o tłumieniu w paśmie zaporowym Alb > 100 dB), gdyż zawierają głównie składowe o częstotliwości podstawowej harmonicznej. Asymetria ma istotny wpływ na pracę zabezpieczeń wykorzystujących podstawowe harmoniczne prądu i napięcia, zwłaszcza w sieciach z bardzo małym rozstrojeniem kompensacji s < 0,05, gdyż w miarę przybliżania się do rezonansu następuje wzrost niesymetrii napięć fazowych i prądów pojemnościowych, co pociąga za sobą konieczność zwiększania nastaw tych zabezpieczeń.

L. Marciniak, M. Piątek | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 50–57

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 50–57. When referring to the article please refer to the original text. PL

Szczegółowa zależność mocy rozruchowej od stopnia asymetrii sieci i odkształceń nieliniowych jest przedmiotem dalszych badań. 5. Podsumowanie Cechą charakterystyczną zwarć łukowych, tj. zwarć z nieliniową rezystancją RF, jest obecność wyższych harmonicznych, głównie 3, 5, 7 i 9, w prądach i napięciach składowych symetrycznych zerowych. Wymienione zwarcia można wykrywać za pomocą kryterium mocy biernej wyższych harmonicznych dla składowej symetrycznej zerowej. W przypadku zwarcia na linii impulsy mocy biernej Q0hw są dodatnie, a podczas zwarcia poza linią – ujemne, co stanowi podstawę do odróżniania zwarć wewnętrznych od zewnętrznych. Wskazane jest wykorzystanie przede wszystkim mocy 3. harmonicznej, gdyż przyjmuje ona największe wartości, zwłaszcza podczas zwarć wysokorezystancyjnych. Ponadto nie jest ona generowana przez duże przemysłowe odbiorniki energoelektroniczne. W zabezpieczeniu pracującym w sieci z niewielką asymetrią można nastawić bardzo małą wartość mocy rozruchowej Qr, rzędu 1 mvar, dzięki czemu uzyskuje się możliwość wykrywania zwarć z udziałem bardzo dużej rezystancji zwarcia rzędu 100 kΩ. Ze względu na bardzo małe wartości harmonicznych składowych symetrycznych zerowych prądów i napięć występujących podczas zwarć wysokooporowych wymagane jest stosowanie 16-bitowych przetworników analogowo-cyfrowych, zapewniających wysoką rozdzielczość. Wartość mocy rozruchowej Q r zależy w ogólnym przypadku od stopnia asymetrii sieci, odkształceń napięć zasilających i błędów filtrów składowych symetrycznych zerowych. W sieciach z kilkuprocentową asymetrią i kilkuprocentowym współczynnikiem odkształceń napięcia wymagana, ze względu na selektywność działania zabezpieczeń, wartość Qr może być wielokrotnie większa niż w sieci symetrycznej, co prowadzi do znacznego zmniejszenia

skuteczności działania zabezpieczenia. Do określenia właściwej nastawy mocy rozruchowej, uwzględniającej asymetrię sieciową, odkształcenia napięć powodowane przez nieliniowe odbiorniki i błędy filtrów składowych symetrycznych zerowych, niezbędne są dalsze badania. Proponowane zabezpieczenie jest całkowicie odporne na zakłócenia zewnętrzne, powstające poza chronioną linią, ale może pobudzać się pod wpływem operacji łączeniowych lub skokowych zmian obciążenia na zabezpieczanej linii. Skutecznym sposobem eliminacji błędnych działań pod wpływem wewnętrznych zakłóceń łączeniowych jest stosowanie zwłoki czasowej. Bibliografia 1. Synal B., Zjawiska ziemnozwarciowe w sieciach o małym prądzie zwarcia doziemnego, Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej 1975, nr 31, Monografie nr 4. 2. Hänninen S., Single phase earth faults in high impedance grounded networks. Characteristics, indication and location, Technical Research Centre of Finland, Espoo 2001. 3. Marciniak L., Impulsowoprądowe i falkowe kryteria identyfikacji zwarć doziemnych rezystancyjnych oraz łukowych w sieciach średnich napięć, Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Monografie nr 273, 2013. 4. Łukowicz M., Metody wykrywania zwarć wysokorezystancyjnych w napowietrznych liniach elektroenergetycznych, Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej 2013, nr 99, Monografie nr 32. 5. Michalik M., Okraszewski T.M., Application of the wavelet transform to backup protection of MV networks – wavelet phase comparison method, IEEE Bologna Power Tech Conference, paper No. 154, Bologna, Italy, 23–26 June 2003.

6. Elkalashy N.I., Lehtonen M., Advancing DWT-Bayesian technique for earth fault protection in MV networks, The Online Journal on Electronics and Electrical Engineering 2009, Vol. 1 , No. 2, s. 89–93. 7. Kim C.J., Russell B.D., Harmonic behavior during arcing faults on power distribution feeders, Electric Power Systems Research 1988, No. 24, s. 219–225. 8. Benner C., Russell B.D., Practical highimpedance fault detection on distribution feeders, IEEE Transactions on Industry Applications 1997, Vol. 33, No. 3, s. 635–640. 9. Marciniak L., Wavelet criteria for identification of arc intermittent faults in medium voltage networks, Proceedings of the International Symposium „Modern Electric Power Systems, MEPS’10”, paper 09.1, Wrocław, 20–22 September 2010. 10. Marciniak L., Identyfikacja zwarć doziemnych wysokorezystancyjnych w sieciach średnich napięć, Przegląd Elektrotechniczny 2015, nr 8, s. 185–189. 11. Борковский С.О., Горева Т.С., Горева Т.И., Проблема диагностики однофазных замыканий на землю в сетях с малыми токами замыкания на землю, Фундаментальные Uсследования 2014, No. 9, s. 954–959. 12. Marciniak L., Implementacje modeli łuku ziemnozwarciowego w programach PSCAD i Matlab/Simulink, Przegląd Elektrotechniczny 2012, nr 9a, s. 126–129. 13. Sawicki A., Haltof M., Nieliniowe modele matematyczne łuku elektrycznego, Przegląd Elektrotechniczny 2016, nr 11, s. 257–261. 14. Zieliński T., Cyfrowe przetwarzanie sygnałów. Od teorii do zastosowań, WKiŁ, Warszawa 2009. 15. Szafran J., Wiszniewski A., Algorytmy pomiarowe i decyzyjne cyfrowej automatyki elektroenergetycznej, WNT, Warszawa 2001.

Lubomir Marciniak

dr hab. inż., prof. PCz Politechnika Częstochowska e-mail: lubmar@el.pcz.czest.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Moskiewskiego Instytutu Energetycznego (1980), uzyskał tytuł doktora na tejże uczelni (1986), a następnie doktora habilitowanego na Wydziale Elektrycznym Politechniki Częstochowskiej (2014). Od 1980 roku pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Częstochowskiej, obecnie na stanowisku profesora. Zajmuje się elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, lokalizacją zwarć, modelowaniem sieci i zabezpieczeń oraz badaniami ich działania w stanach przejściowych.

Mateusz Piątek

mgr inż. Termo-Klima MK, Katowice e-mail: m.piatek@termo-klima.pl Ukończył studia magisterskie ze specjalizacją elektroenergetyka na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach (2015). Tego samego roku rozpoczął studia III stopnia w Instytucie Elektroenergetyki na Politechnice Częstochowskiej. Obszar jego zainteresowań wypełnia elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa.

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

The Concept of a Methodology for Selecting the Optimal Parameters of Heat Received from a Nuclear Power Plant Operating in a Partial Cogeneration Mode Authors Tomasz Minkiewicz Andrzej Reński

Keywords cogeneration, nuclear power plant, optimisation

Abstract The paper presents the concept of the objective function which is to allow the selection of optimal parameters of the district heating system using a nuclear power plant operating in partial cogeneration mode. The concept is based on research carried out a number of years ago as part of [10]. The size of annual expenses was proposed as the objective function, which allows to compare the operation of a nuclear power plant in partial cogeneration with selected variants of supply to the heating system (combined heat and power station or conventional power plant and a conventional heating station). The analysis allows selecting the optimal structure of the heat supply system, which will provide the highest economic efficiency.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017106 Received: 01.03.2017 Accepted: 07.03.2017 Available online: 30.03.2017

Introduction The district heating system should minimise costs and maximise operational reliability, while meeting the many technical and economic limitations, as well as environmental, legal and social limitations. It is therefore necessary to choose sources of heat and optimal parameters of a heat supply system, which will result in providing the highest economic efficiency and obtaining the best strategy for the development of the heating system. The need to reduce the use of fossil fuels and emissions of substances harmful to the environment is also very significant, as well as improving air quality. This requirement can be fulfilled by RES systems, but their participation in the national heat production in 2015 amounted only to 7.4%, and the primary heat carrier was solid biofuel, while the heat production from coal was 74.6% [12]. It should also be noted that the greatest heat consumers in 2015 were households (58%), followed by industry (29%) and other consumers (12%) [3]. A source of heat which could help to reduce harmful emissions to the environment is a nuclear power plant (NPP) adapted for heat transfer. Introducing nuclear heat sources into the heating systems would also allow reducing the consumption of organic fuels and more efficient use of nuclear fuel, and would contribute to the development of Polish industry and new technologies. However, it should be noted that the implementation of a power supply system with a nuclear heat source is very capital-intensive, 64

and therefore ensuring high economic efficiency of the project is of particular importance. It should also be noted that the very idea of nuclear cogeneration dates back to the 70s of the last century, and one of the examples of the use of uranium for the production of heat is the Swiss Nuclear Power Plant Beznau [8]. The aim of the paper is to present a methodology for verifying the economic efficiency of the proposed variant of the heat supply system by proposing the objective function, which will be used to compare different variants of power supply, and using a multi-criteria analysis will make it possible to select the most efficient solution.

Basic technical and economic assumptions Comparison of the annual cost of different heat supply variants will be correct, if the energy effects in the form of annual supply of electricity and the annual heat supply for these systems are equal. In addition, equal power is assumed of the achievable electrical and thermal peak powers of the different variants of electricity and heat supply systems. It is assumed that the basic variant of heat supply to the supported region (reference variant) is a nuclear power plant operating in partial cogeneration mode (NPC). The second variant is a conventional combined heat and power station (CHP) with a backpressure turbine, supplemented with compensatory power/energy sent from the conventional power plant (CPP) operating in the

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

national power system (NPS), which results from a significant difference in the electric power of an NPC and CHP under the same values of thermal power sent to the consumer. Third and fourth variant is a system with a conventional heating station (CHS) supplemented with power/energy sent from the NPS and generated by a conventional power plant, or a NPP. It is assumed that during the first several years of the launch of heat supply from the NPP, it will take over the role of some of the existing and worn out facilities generating heat, with them acting as backup systems, and thanks to the implemented thermal performance improvement projects there will be no need to build new sources and expand local distribution systems. Consumption of thermal power for domestic purposes is characterised by a clear differentiation throughout the year. The summer period (outside the heating season) is characterised by low and almost constant demand for thermal power, while in the winter period (heating season) there are large fluctuations in power (depending on the outside temperature and climate zone). In the initial period of operation, the primary task of the NPC will be electricity generation and consumption of heat as bleed steam will result in reduction of electrical power and reduced production of electricity. It is also assumed that the consumption of nuclear fuel in the NPC is independent of the heating load, which will result in the lack of dependence of the live steam jet generated in the steam generator on the steam jet directed to the heat exchangers. The size of power losses in the NPC depends on thermal power demand in the supported region and the drawing point of steam from the turbine (vent, air chamber) for heating purposes. In order to compensate for the loss of power and electricity it is necessary to generate and send it through another source (backpressure CHP or condensing power plant), which is reflected in the cost of supplementing power and electricity. It should be noted, however, that supplementing electricity through the use of a backpressure CHP can cause problems with power compensation in the summer period (due to the analogous dependence of electric power on the outside temperature) and the generation of excess capacity in the heating season (which in some cases allows the shutdown or reduction of capacity in older power generating units). For power compensation using a condensing power plant (CPP), it will be possible to use the excess capacity outside the heating season, leading to the shutdown of less economic power generating units. The location of the NPC is also an important aspect, because heat losses and the costs of the transmission line grow with increasing distance. On the other hand, building a NPP closer to an urban area will contribute to lowering the cost of electricity and heat, but it can result in deterioration of cooling conditions (NPP consumes approx. 50% more cooling water than a CPP with similar capacity), i.e. if no natural water reservoirs can be used, it will be necessary to build cooling towers, which in turn will increase both fixed costs and variable costs of operating the NPC [1]. A closer location also means more stringent requirements for radiation protection, however, the level of safety of NPPs currently offered and developed prevents the imminent danger of environmental contamination by radioactive substances (applies to uninterrupted operation of a NPP), and a smaller distance from

the NPP could cause psychological problems in the society, which can be overcome through education. More information on the impact of the location of a NPP on the environment can be found in [6] and recently also in [7], where it is shown that the direct impact of a NPP on the environment is less damaging than a conventional power plant (assuming strict compliance with safety regulations in the field of radioactive waste).

The criterion function The optimisation process should consist of minimising the properly formulated criterion function, which has the form of a function expressing the total annual costs directly related to adapting the NPP to work in a partial cogeneration mode and sending heat to the supported region:

where: X – a set of thermodynamic parameters of the heating system powered from the NPC, Xk – a set of design and economic parameters, T – a set of parameters defining the type of equipment used, Z – a set of parameters taking into account the effect of external factors on the heating system powered from the NPC. The first group of parameters may include, among others, network water temperature at the outlet of the heating unit of the NPC, the heat to power ratio characterising the cooperation of this unit with peak heat sources or steam jets flowing through the respective parts of the turbine. The second group consists of the values describing the equipment in terms of quantity, for example, the number and area of the heat exchange surface of heat exchangers, the number of turbine cylinders, as well as the amount of specific investment expenditures for the main equipment. The third group consists of parameters defining the type of devices used, for example, the type of turbines installed or heat exchangers used. The last group consists of parameters describing the requirements of consumers regarding the size and structure of the thermal power demand, the method of control of thermal power received. The size of costs ΔKr is a function of many variables, which are equivalent to the parameters of the NPC’s heating circuit and parameters characterizing the cooperation of this system with the heating system and with the power system. Both the size of the peak demand for heat as well as parameters describing the structure of the basic equipment of the NPC (reactor power, the number of reactor units, the number of turbines) are treated as determined values, while the remaining parameters are independent variables and are subject to investigation. Moreover, the calculation of the costs ΔKr takes into account the additional costs related to, i.a. the heating network and the source of thermal energy, whose mission is to reconcile the differences between the annual production of electricity in the analysed variants of a NPC:

where: – annual fixed costs of those elements of the NPC system, which vary in the different variants of the supply system 65

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

at a given peak demand for heat of external consumers and the same basic equipment of the NPC [PLN/a], – part of the annual costs of the heating network comprising the transmission lines along with lift stations, running from the NPC to them the border of the supported area [PLN/a], – annual costs of compensating electricity from the systemic power plant necessary in order to align the different variants with the reference system in terms of, respectively, the peak electric power, and the annual production of electrical energy [PLN/a]. The first component of the equation is the annual fixed costs of those elements of the NPC system, which vary in the different variants and depend on the extent of modification of the turbine and the equipment of the heating unit:

where: – NPC principal instalment [1/a], – coefficient taking into account freezing investment expenditures during the construction of the NPC, – coefficient of fixed annual operating costs of the NPC [1/a], – investment expenditures associated with modification of a low-pressure turbine (in connection with its adaptation to the steam consumption by the heat exchangers), – investment expenditures associated with the installation of the heating unit in the NPP (investment expenditures on heat exchangers, pipelines and fittings) [PLN]. Investment expenditures related to the modification of a lowpressure turbine can be expressed as follows:

where: – specific investment costs associated with modification of a low-pressure turbine related to its adaptation to steam consumption to heat exchangers, referred to the electric power generated in strict cogeneration [PLN/MW], – electric power generated strictly in cogeneration (with a given number of heating levels of network water) [MW]. Experience gained from research projects carried out in the Power Engineering Department at Faculty of Electric Engineering and Automatics of Gdańsk University of Technology was applied while determining the investment expenditures and operating costs of elements of heat supply systems, as well as the hydraulic parameters of elements of equipment in these systems. Therefore, it is proposed to determine the individual investment costs associated with modification of a low-pressure turbine using the following relationship:

where: – number of heating levels of network water, – specific capital expenditures related to the construction of the NPP [PLN/MW]. Investment expenditures related to the installation of the heating unit in the NPP can be expressed as follows:

where: – specific investment expenditures related to the i-th heat exchanger [PLN/m2], – heat exchange area of the 2 i-th heat exchanger [m ]. Heat exchange area of the heat exchanger is calculated using the formula:

where: – maximum thermal power transferred by the i-th heat exchanger [kJ/s], – heat transfer coefficient [kW/(m2K)], – logarithmic mean temperature difference in the i-th heat exchanger [K], – jet of network water flowing through the i-th heat exchanger [kg/s], – enthalpy of the network water after heating and before heating by the i-th heat exchanger [kJ/kg], – temperature of network water: after heating and before heating by the i-th heat exchanger [°C], – accumulation of temperatures in the i-th heat exchanger [K]. Assuming that the introduction of partial cogeneration in the NPP will not cause changes in the heat distribution network, the annual costs of the heating network can be expressed using the formula:

where: – principal instalment for the transmission line [1/a], – coefficient taking into account freezing investment expenditures during the construction of the transmission line, – coefficient of fixed annual operating costs of the transmission line [1/a], – expenditures related to the transmission line and associated with facilities responsible for pumping network water through that line [PLN], – variables operating costs associated with the electricity needed to pump network water and the costs associated with loss of heat in the transmission line [PLN/a]. Investment expenditures related to the transmission line with facilities responsible for pumping network water through that line can be expressed using the equation:

where: – investment expenditures associated with the transmission line [PLN], – investment expenditures associated with pumping network water [PLN]. Investment expenditures related to the transmission line are dependent on many factors, therefore the following simplified formula is proposed for their calculation:

where: – number of threads of the transmission line, – specific investment expenditure on the transmission line [PLN/m], – transmission line length [m]. Investment expenditures related to the pumping of network water can be expressed as follows:

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

where: – specific expenditures associated with the lift station and pumping relative to the electrical power required to drive pumps pumping network water [PLN/MW], – peak electric power to drive network water pumps [MW]. The electrical power needed to drive network water pumps was determined from the relationship:

where: – electric power produced in strict cogeneration in a given reference variant, – electric power produced in strict cogeneration in the analyzed variant [MW], – specific cost of producing electrical power in strict cogeneration [PLN/(MW ∙ a)]. The dependence of the annual costs associated with the supplementary power transmission is expressed by the formula:

where: – jet of network water flowing from the NPC [kg/s], – lifting height of the network water pump [Pa], – specific gravity of network water [kg/m3], – efficiency of the network water pump, – efficiency of the pump drive system. The lifting height of the network water pumps depends, among other things, on the topography and the shape of the route of the transmission line. The following formula is proposed to be used here:

where: – annual electricity produced in strict cogeneration in a given reference variant, annual electricity generated in the strict cogeneration in the analysed variant, [MWh/a] – specific cost of production of electricity in strict cogeneration [PLN/MWh]. The situation is different with regard to power supply systems, which differ in basic equipment of the NPC. In this case, changes in the annual costs arise not only from changes in the heating section of the NPC, but also to a large extent from variations of the basic equipment of the power plant, i.e. type and number of nuclear power units. As the optimal solution among the power systems equipped with different sets of nuclear power units at a given peak demand for heat from the consumers should be considered a solution that meets the relationship:

where: –linear pressure losses [Pa], – share of pressure losses from the local resistance in the total pressure losses. Variable operating costs associated with the electricity needed to pump network water and the heat losses in the transmission line can be expressed using the following formula:

where: – variable operating costs associated with the electricity needed to pump network water [PLN/a], – variable operating costs associated with loss of heat during the transfer of network water through the transmission line [PLN/a], – averaged unit price of electricity [PLN/MWh], – annual electricity consumed for pumping network water [MWh/a], – averaged price of heat in a local heating system [PLN/GJ], – annual heat losses associated with the transmission of network water through the transmission line from the NC to the supported area [GJ/a]. The last component of the criterion function includes costs associated with supplementing the loss of electricity:

where: – annual costs associated with the loss of peak electric power produced strictly in cogeneration, – annual costs associated with the loss of electricity produced strictly in cogeneration [PLN/a]. Assuming the stability of power generation costs and the costs of electricity generation in a systemic power plant, the criterion function takes into account only the annual costs associated with the generation of power and transmission of supplementary power. The dependence of the annual costs associated with the supplementary power generation is expressed by the formula:

where: – total annual costs of the power supply system equipped with the i-th variant of the NPC [PLN/a], – part of the annual costs of the power supply system equipped with the NPC, concerning the same components in comparable variants, which mainly includes fixed costs of elements of the system, based on which the NPC was built,as well as the annual costs of the fuel cycle [PLN/a]. The annual costs should also include the costs of the heat distribution network, assuming that the distribution network and substations existing in the supported area will remain virtually unchanged when connecting the NPC. Therefore, the annual costs are determined by the following equation:

where: – principal instalment: NPC, distribution network, substations [1/a]; – coefficient taking into account the freezing of investment expenditures: during the construction of the NPC, in relation to the distribution network and substations; – coefficient of annual fixed operating costs: NPC, distribution network and substations [1/a]; – investment costs associated with the unchanging part of the NPC, with the distribution network and substations [PLN]; – variable operating costs associated with the NPC and the distribution network [PLN/a]. 67

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

In both cases, the condition should be met of higher economic efficiency of the power supply system with an NPC than the alternative system with, for example, a CHP:

where: – annual costs of an alternative power system including costs of the electrical power required to align this system in terms of annual electricity production with the selected variant of a system with an NPC [PLN/a]. In the comparative solution in relation to the system based on the use of an NPC, a power supply system equipped with a conventional power plant is considered in the first place. The annual costs of this variant include the fixed annual costs of a CHP including the basic plant (steam boiler – turbine systems) and the peak plants (systems with water boilers), variable annual costs and the costs of CO2 emission allowances, as well as the costs of electric energy and power levelling the differences of transient and annual effects between the variant with an NPC and the variant with a CHP, as presented in [4].

Examples of the results of the analysis and conclusions A NPC with an EPR reactor has been adopted as a reference variant. The parameters of heat received from the NPC are as follows: • Peak thermal power output by the NPC: = {150 MJ/s; 200 MJ/s; 250 MJ/s} • Number of heating levels of network water: = {1; 2; 3} • Network water temperature at the outlet from the NPC: = {110°C; 120°C; 130°C} • The share of power demand for domestic hot water in peak thermal power output by the NPC: = {0.1; 0.2; 0.3}. Based on [2], a mathematical model of a thermal cycle in a NPP with an EPR reactor was prepared and balance equations were solved for the nominal value of the fresh steam jet, setting the jets of the working fluid in different points in the system with condensing operation of the turbine, and gross electrical power at the generator terminals was calculated. Analogous calculations were made for three different variants of the NPC varying with the quantity and place of collection of the bleed steam directed to heat exchangers. Electrical power produced in strict cogeneration was calculated in accordance with equations provided in [11]. A variety of scenarios were prepared, in which the variables (parameters of the heat supply system) were the parameters of heat received from the NPC presented above, but also the speed of network water flow in the transmission line, the distance between the NPC and the supported region and the type of the nuclear power unit used (type of the reactor). = 250 MJ/s, = 2, Examples of results (for the parameters: = 130°C, = 0.2) are shown in Fig. 1, and Tab. 1 presents the results of calculations of the gross electricity production of the NPC ( ) and the electricity generated in strict cogeneration ( ), as well as heat production ( ) and production of 68

Type of NPC EPR

0.2589

13.4471

AP1000

0.1666

9.3719

ESBWR

0.1359

12.4947

0.9568

32.29

22.47

1677.53

20.78

30.36

1169.14

16.95

35.29

1558.71

Tab. 1. Production of electricity and heat as well as average capacities (“av” index) for the three types of reactors analysed [TWh/a; MW]

Variant

EPR

AP1000

ESBWR

NPC

3.320

2.333

2.288

CHP + CPP

3.504

2.446

3.282

CHS + CPP

3.673

2.615

3.450

CHS + NPP

3.416

2.415

2.381

Tab. 2. The results of calculations of the annual costs for producing electricity and heat in different energy technologies for the three types of reactors analysed [billion PLN/a]

Variant

EPR

AP1000

ESBWR

NPC

CHP

CHS

Tab. 3. Results of the calculation of specific costs of heat supply using various energy technologies [PLN/GJ]

Type of NPC EPR

2.71

77.31

2.18

82.20

AP1000

1.19

63.94

1.35

66.48

ESBWR

0.76

77.26

0.92

78.94

Tab. 4. Results of calculations of total annual costs related to the adaptation of a NPP to heating operation for three types of reactors analysed [mln PLN/a]

different electrical powers. It was assumed that for outdoor temperatures >12°C there is only the demand for heat for domestic hot water, network water is pumped at a speed of 2 m/s, and the supported area is within about 45 km from the NPC. In the proposed conditions of cost-effectiveness, the total annual cost of supplying electricity and heat were compared. In the case of heat supply, the calculations of annual costs were made in relation to the area of heat receipt, and in case of electricity supply - in relation to the location of connection of the power plant (location of power station, to which the generating unit is connected). The method of calculation and the results obtained

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

Fig. 1. Annual variation of power in an NPC – thermal power collected from the NPC (red) [MJ/s]; – electric power generated in the NPC in strict cogeneration (brown) [MW], – decrease of electric power consumption due to steam collection for heating purposes (blue) [MW], – gross electrical power of the NPC at the generator terminals (green) [MW].

can be found in [4] and in [5], and exemplary results of the calculation of annual costs for producing electricity and heat, and the specific costs of heat supply in the reference variant, as well as the analogous results for the nuclear power units with reactors AP1000 and ESBWR are shown in Tab. 2 and Tab. 3. Tab. 4 summarises the total annual costs for the described variant. Using the criterion of the total annual costs of the heat and electricity supply system, the cost-effectiveness of the solution consisting of adapting a NPP to work in a cogeneration mode can be demonstrated, but this criterion is not relevant to the choice of parameters of a NPC, due to the very small share of the costs of strict cogeneration in the total annual costs of the NPC. For this reason, the criterion of partial annual costs related solely to the adaptation of the operation of the NPP for heating operation should be used [11]. As shown by the calculations, the annual costs of all types of NPP are lower than for other comparable variants, but the specific cost of heat supply is not competitive in relation to the CHP. Costs related to the transmission of heat from the NPC to the supported area should have a decisive impact on the value of the criterion function . The costs of emissions are also important. As indicated by the Polish Electricity Association[9], the decisions adopted by the European Parliament on the reform of the trading system for CO2 (EU ETS) may contribute to the increase in the price of allowances from 15 euro in 2020 to 35 euro in 2030, which at the current level of approx. 5 euro/Mg will increase the costs of producing electricity and heat using organic fuel. There are also chances that in the future the use of small modular reactors (SMRs) adapted for heat dissipation will allow for a more favourable location, and so the cost of heat supply and supplementary power/energy to the supported area will decrease, and the entire investment will be cost effective.

REFERENCES

1. S. Andrzejewski and J. Troszkiewicz, “Elektrociepłownie jądrowe w systemie elektroenergetycznym – koszty wytwarzania energii cieplnej w ECJ” [Nuclear power plants in the power system – costs of generating heat in a NPC], International Heating Conference, 6 April 1976, Warszawa. 2. AREVA, AREVA Design Control Document Rev. 5 – Tier 2 Chapter 10 – Steam and Power Conversion System, Accession Number: ML13261A551, Figures for Section 10.1 (2 page(s), 7/19/2013) [online], http://pbadupws.nrc.gov/docs/ML1326/ML13261A551.html [accessed: 09.2013]. 3. Fuel and energy management in 2014-2015, Central Statistical Office, Warszawa 2016. 4. M. Jaskólski et al., “Profitability Criteria of Partial Cogeneration in Nuclear Power Plant”, “Rynek Energii” [Energy Market], No. 5, 2014, pp. 141–147. 5. M. Jaskólski, A. Reński and T. Minkiewicz, “Thermodynamic and economic analysis of nuclear power unit operating in partial cogeneration mode to produce electricity and district heat”, 4th International Conference on Contemporary Problems of Thermal Engineering CPOTE 2016, Katowice. 6. J. Marecki et al., “Analiza warunków lokalizacyjnych elektrociepłowni jądrowych w aspektach ochrony środowiska i możliwości transportu ciepła dla odbiorców bytowo-komunalnych” [Analysis of location conditions of nuclear power plants in the aspects of environmental protection and the possibility of transporting heat to households], Institute of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology, November 1978, Gdańsk. 7. Results of the strategic environmental impact assessment and justification for the selection of the Polish Nuclear Power Program, Ministry of Energy [online], http://www.me.gov.pl/files/upload/10960/ Podsumowanie%20OOS%20PPEJ.doc [accessed: 10.2016].

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | 64–70

8. T. Minkiewicz, A. Reński, “Nuclear power plant as a source of electrical energy and heat”, “Archiwum Energetyki” [Power Engineering Archive] vol. XLI, No. 3–4, 2011, pp. 155–166. 9. Commentary of the Polish Electricity Association on the proposed reform of the EU ETS, Polish Electricity Association, 21 February 2017. 10. A. Reński, “Wybór podstawowych parametrów elektrociepłowni jądrowej” [Selection of basic parameters of a nuclear power plant], “Archiwum Energetyki” [Power Engineering Archive], Vol. XII, No. 1–2, 1983, pp. 71–86.

11. A. Reński et al., “Nuclear Co-generation – The Analysis of Technical Capabilities and Cost Estimates”, “Acta Energetica”, No. 3 (28), 2016, pp. 121–127. 12. Thermal energy in numbers – 2015, ERO, Warszawa 2016.

Tomasz Minkiewicz Gdańsk University of Technology email: tomasz.minkiewicz@pg.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology. Currently a lecturer in the Department of Electrical Power Engineering at Gdańsk University of Technology. Areas of interest: thermal power plants, nuclear power plants, cogeneration and heating systems.

Andrzej Reński Gdańsk University of Technology email: andrzej.renski@pg.gda.pl Andrzej Reński graduated from the Warsaw University of Technology, at the Faculty of Power and Aeronautical Engineering (1969). He defended his doctoral dissertation at the Faculty of Electrical Engineering at the Gdańsk University of Technology (1981) and obtained his PhD at the Department of Aeronautical Engineering of the Warsaw University of Technology (2003). In the years 2007–2016, he has been working as an associate professor at the Gdańsk University of Technology. His interests include: heat power engineering – constructing and modelling of power equipment, in power plants and thermal-electric power stations, both standard and nuclear, as well as the optimisation of the heat systems’ development.

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 64–70

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 64–70. When referring to the article please refer to the original text. PL

Koncepcja metody wyboru optymalnych parametrów ciepła odbieranego z elektrowni jądrowej pracującej przy częściowym skojarzeniu Autorzy

Tomasz Minkiewicz Andrzej Reński

Słowa kluczowe

kogeneracja, elektrownia jądrowa, optymalizacja

Streszczenie

W artykule przedstawiono koncepcję funkcji celu, która ma umożliwiać dobór optymalnych parametrów systemu zaopatrzenia w ciepło aglomeracji miejskiej z wykorzystaniem elektrowni jądrowej pracującej w częściowym skojarzeniu. Koncepcja opiera się na badaniach przeprowadzonych przed laty w ramach pracy [10]. Jako funkcję celu zaproponowano wielkość kosztów rocznych, co pozwala na porównanie pracy uciepłownionej elektrowni jądrowej z wybranymi wariantami zasilania systemu ciepłowniczego (elektrociepłownia lub elektrownia konwencjonalna oraz ciepłownia klasyczna). Analiza umożliwia dokonanie wyboru optymalnej struktury systemu zaopatrzenia w ciepło, która zapewni najwyższą efektywność ekonomiczną. Data wpływu do redakcji: 01.03.2017 Data akceptacji artykułu: 07.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

Wstęp System zaopatrzenia w ciepło aglomeracji miejskiej powinien odznaczać się minimalizacją kosztów oraz maksymalizacją niezawodności pracy, spełniając jednocześnie wiele ograniczeń natury technicznej i ekonomicznej, ale również środowiskowej, prawnej czy społecznej. Konieczne jest więc dobranie źródeł ciepła i optymalnych parametrów systemu zaopatrzenia w ciepło, czego efektem będzie zapewnienie najwyższej efektywności ekonomicznej i uzyskanie najlepszej strategii rozwoju systemu ciepłowniczego. Nie bez znaczenia jest również konieczność ograniczenia wykorzystania paliw kopalnych oraz redukcji emisji substancji szkodliwych dla środowiska i poprawa jakości powietrza. Warunek ten mogą spełniać instalacje OZE, jednakże ich udział w krajowej produkcji ciepła w 2015 roku wyniósł zaledwie 7,4%, z czego podstawowym nośnikiem ciepła były biopaliwa stałe, podczas gdy udział produkcji ciepła z węgla wyniósł 74,6% [12]. Należy również zauważyć, że największymi odbiorcami ciepła w 2015 roku były gospodarstwa domowe (58%), następnie przemysł (29%) oraz pozostali odbiorcy (12%) [3]. Źródłem ciepła, które mogłoby wpłynąć na obniżenie emisji substancji szkodliwych dla środowiska, jest elektrownia jądrowa przystosowana do oddawania ciepła (EJc). Wprowadzenie jądrowych źródeł ciepła do systemów ciepłowniczych umożliwiłoby również zmniejszenie zużycia paliw organicznych i bardziej racjonalne wykorzystanie paliwa jądrowego, a także przyczyniłoby się do rozwoju polskiego przemysłu i nowych technologii. Należy jednak zwrócić uwagę, że realizacja systemu zasilania wyposażonego w jądrowe źródło ciepła jest bardzo kapitałochłonna, a więc szczególnego znaczenia nabiera zapewnienie wysokiej efektywności ekonomicznej tego przedsięwzięcia. Warto również zaznaczyć,

że sam pomysł kogeneracji jądrowej sięga lat 70. ubiegłego wieku, a jednym z przykładów wykorzystania uranu do produkcji ciepła jest szwajcarska elektrownia jądrowa Beznau [8]. Celem pracy jest przedstawienie metody sprawdzenia efektywności ekonomicznej zaproponowanego wariantu systemu zaopatrzenia w ciepło poprzez zaproponowanie funkcji celu, która posłuży do porównania ze sobą różnych wariantów zasilania i na podstawie analizy wielokryterialnej umożliwi wybranie najefektywniejszego rozwiązania. Podstawowe założenia techniczno-ekonomiczne Porównanie kosztów rocznych funkcjonowania poszczególnych wariantów zasilania w ciepło jest prawidłowe, jeżeli efekty energetyczne w postaci rocznej dostawy energii elektrycznej i rocznej dostawy ciepła dla tych układów są sobie równe. Ponadto zakładana jest równość mocy osiągalnych elektrycznych i szczytowych mocy cieplnych poszczególnych wariantów systemów zasilania w energię elektryczną i w ciepło. Przyjmuje się, że p o dst awow ym wariantem zasilania rejonu odbiorczego w ciepło (wariant referencyjny) jest uciepłowniona elektrownia jądrowa (EJc). Drugim wariantem jest elektrociepłownia klasyczna (ECK) z turbiną przeciwprężną, uzupełniona mocą/energią wyrównawczą przesłaną z elektrowni klasycznej (EK) pracującej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), co wynika ze znaczącej różnicy mocy elektrycznej EJc i ECK przy zachowaniu tych samych wartości mocy cieplnych przesyłanych do odbiorcy. Trzecim i czwartym wariantem jest układ z ciepłownią klasyczną (CK) uzupełniony o moc/energię przesłaną z KSE i wytworzoną przez elektrownią, klasyczną lub elektrownię jądrową (EJ).

Zakłada się, że w okresie pierwszych kilkunastu lat od uruchomienia zasilania w ciepło z elektrowni jądrowej przejmie ona rolę części istniejących i wyeksploatowanych obiektów wytwarzających ciepło, przesuwając je tym samym do rezerwy, a dzięki realizowanym przedsięwzięciom termomodernizacyjnym nie będzie potrzeby budowania nowych źródeł oraz rozbudowy lokalnych sieci rozdzielczych. Pobór mocy cieplnej na cele bytowo-komunalne charakteryzuje się wyraźnym zróżnicowaniem w okresie rocznym. Okres letni (poza sezonem grzewczym) cechuje się niskim i prawie stałym zapotrzebowaniem na moc cieplną, podczas gdy w okresie zimowym (sezon grzewczy) występują duże wahania mocy (zależne od zewnętrznej temperatury atmosferycznej i strefy klimatycznej). W początkowym okresie eksploatacji podstawowym zadaniem EJc będzie wytwarzanie energii elektrycznej, a pobór ciepła w postaci pary upustowej będzie powodował obniżenie mocy elektrycznej i zmniejszenie produkcji energii elektrycznej. Zakłada się również, że zużycie paliwa jądrowego w EJc będzie niezależne od obciążenia ciepłowniczego, czego efektem będzie brak zależności strumienia świeżej pary generowanej w wytwornicy pary od strumienia pary skierowanego do wymienników ciepłowniczych. Wielkość ubytku mocy EJc zależna jest od zapotrzebowania na moc cieplną w rejonie odbiorczym oraz miejsca poboru pary z turbiny (upust, przelotnia) do celów ciepłowniczych. W celu zrekompensowania ubytków mocy i energii elektrycznej konieczne jest wytworzenie i przesłanie jej za pomocą innego źródła (elektrociepłownia przeciwprężna lub elektrownia kondensacyjna), co znajduje odzwierciedlenie w kosztach uzupełnienia mocy i energii elektrycznej. Należy jednak zauważyć, że uzupełnienie mocy elektrycznej poprzez zastosowanie

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 64–70

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 64–70. When referring to the article please refer to the original text. PL

elektrociepłowni przeciwprężnej może powodować problemy z kompensacją mocy w okresie letnim (ze względu na analogiczną zależność mocy elektrycznej od temperatury zewnętrznej) i generowanie nadwyżki mocy w sezonie grzewczym (co w niektórych przypadkach umożliwi wyłączenie bądź obniżenie mocy starszych bloków energetycznych). W przypadku kompensacji mocy przy użyciu elektrowni kondensacyjnej (EK) możliwe będzie wykorzystanie nadwyżki mocy poza sezonem grzewczym, prowadzące do wyłączenia mniej ekonomicznych bloków energetycznych. Ważnym aspektem jest również lokalizacja EJc, ponieważ wraz ze wzrostem odległości rosną straty ciepła i koszty magistrali tranzytowej. Z drugiej strony usytuowanie elektrowni jądrowej bliżej aglomeracji miejskiej przyczyni się do obniżenia kosztów dostawy energii elektrycznej i cieplnej, ale może wiązać się z pogorszeniem warunków chłodzenia (elektrownia jądrowa zużywa o ok. 50% więcej wody chłodzącej niż EK o zbliżonej mocy), tzn. w przypadku braku możliwości wykorzystania naturalnych zbiorników wodnych konieczna będzie budowa chłodni kominowych, co z kolei powiększy zarówno koszty stałe, jak i zmienne pracy EJc [1]. Bliższa lokalizacja to również bardziej zaostrzone wymagania dotyczące ochrony przed promieniowaniem, jednakże poziom zabezpieczeń proponowanych i rozwijanych obecnie elektrowni jądrowych zapobiega bezpośredniemu zagrożeniu skażeniem środowiska substancjami promieniotwórczymi (dotyczy to niezakłóconej pracy elektrowni jądrowej), a mniejsza odległość od elektrowni jądrowej może spowodować u społeczeństwa problemy natury psychologicznej, które można zniwelować poprzez edukację. Więcej informacji na temat wpływu lokalizacji elektrowni jądrowej na środowisko znaleźć można w [6], a ostatnio także w [7], gdzie wykazano, że bezpośrednie oddziaływanie elektrociepłowni jądrowej na środowisko jest mniej szkodliwe niż elektrowni konwencjonalnej (przy założeniu bezwzględnego przestrzegania przepisów bezpieczeństwa w zakresie gospodarki odpadami radioaktywnymi). Postać funkcji kryterialnej Proponuje się, aby proces optymalizacji polegał na minimalizacji odpowiednio sformułowanej funkcji kryterialnej, mającej postać funkcji wyrażającej całkowite koszty roczne, które związane są bezpośrednio z przystosowaniem bloku jądrowego do pracy w częściowym skojarzeniu oraz przesłaniem ciepła do rejonu odbiorczego:

gdzie: X – zespół parametrów termodynamicznych układu ciepłowniczego zasilanego z EJc, Xk – zespół parametrów konstrukcyjnych i ekonomicznych, T – zespół parametrów określających typ stosowanych urządzeń, Z – zespół parametrów uwzględniających wpływ czynników zewnętrznych na system ciepłowniczy zasilany z EJc. Do pierwszej grupy parametrów można zaliczyć m.in. temperaturę wody sieciowej na wyjściu z członu ciepłowniczego EJc, współczynnik skojarzenia charakteryzujący

współpracę tego członu ze szczytowymi źródłami ciepła czy strumienie masy pary przepływające przez odpowiednie części turbiny. Do drugiej grupy należą wielkości charakteryzujące wyposażenie pod względem ilościowym, np. liczba i powierzchnia wymiany ciepła wymienników ciepłowniczych, liczba kadłubów turbin, a także wysokość jednostkowych nakładów inwestycyjnych na główne urządzenia układu. Trzecią grupę stanowią parametry określające typ zastosowanych urządzeń, np. typ zainstalowanych turbin czy zastosowanych wymienników. Ostatnią grupę stanowią parametry opisujące wymagania odbiorców odnośnie wielkości i struktury zapotrzebowania na moc cieplną, sposobu regulacji odbieranej mocy cieplnej itp. Wielkość kosztów ∆Kr jest funkcją wielu zmiennych, które są odpowiednikami parametrów układu cieplnego EJc oraz parametrów charakteryzujących współpracę tego układu z systemem ciepłowniczym oraz z systemem elektroenergetycznym. Zarówno wielkość szczytowego zapotrzebowania na moc cieplną, jak i parametry określające strukturę podstawowego wyposażenia EJc (moc reaktora, liczba bloków jądrowych, liczba turbin) traktuje się jako wielkości zdeterminowane, natomiast pozostałe parametry są zmiennymi niezależnymi i stanowią przedmiot badań. W obliczeniu kosztów ∆Kr uwzględnia się ponadto dodatkowe koszty związane m.in. z siecią cieplną i źródłem energii elektrycznej, którego zadanie polega na zniwelowaniu różnic pomiędzy roczną produkcją energii elektrycznej w rozpatrywanych wariantach uciepłownionej elektrowni jądrowej:

gdzie: – koszty roczne stałe tych elementów układu EJc, które są różne w rozważanych wariantach systemu zasilania przy zadanym szczytowym zapotrzebowaniu na moc cieplną odbiorców zewnętrznych i jednakowym podstawowym wyposażeniu EJc [zł/a], – część kosztów rocznych sieci cieplnej obejmująca magistrale tranzytowe wraz z przepompowniami, poprowadzone od EJc do granicy rejonu zasilania [zł/a], – koszty roczne wyrównawczej energii elektrycznej z elektrowni systemowej, niezbędnej w celu zrównania poszczególnych wariantów z układem odniesienia pod względem odpowiednio: wartości szczytowej mocy elektrycznej oraz rocznej produkcji energii elektrycznej [zł/a]. Pierwszy składnik równania stanowią koszty roczne stałe tych elementów układu EJc, które różnią się w rozpatrywanych wariantach, a zależą od zakresu modyfikacji turbiny oraz wyposażenia członu ciepłowniczego:

gdzie: – rata kapitałowa EJc [1/a], – współczynnik uwzględniający zamrożenie nakładów inwestycyjnych w czasie budowy EJc, – współczynnik rocznych stałych kosztów eksploatacyjnych EJc [1/a], – nakłady inwestycyjne związane z modyfikacją części niskoprężnej turbiny (w związku

z jej przystosowaniem do poboru pary przez – nakłady wymienniki ciepłownicze), inwestycyjne związane z instalacją członu ciepłowniczego w elektrowni jądrowej (nakłady na wymienniki ciepłownicze, rurociągi oraz armaturę) [zł]. Nakłady inwestycyjne związane z modyfikacją części niskoprężnej turbiny można wyrazić w następujący sposób:

gdzie: – jednostkowe nakłady inwestycyjne związane z modyfikacją części niskoprężnej turbiny w związku z jej przystosowaniem do poboru pary do wymienników ciepłowniczych, odniesione do mocy elektrycznej wytworzonej w ścisłym skojarzeniu [zł/MW], – moc elektryczna wytworzona ściśle w skojarzeniu (przy danej liczbie stopni podgrzewu wody sieciowej) [MW]. Przy określaniu nakładów inwestycyjnych oraz kosztów eksploatacyjnych elementów systemów zaopatrzenia w ciepło, a także parametrów hydraulicznych elementów wyposażenia tych systemów, skorzystano z doświadczeń projektów badawczych wykonanych w Katedrze Elektroenergetyki na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. W związku z tym jednostkowe nakłady inwestycyjne związane z modyfikacją części niskoprężnej turbiny zaproponowano wyznaczać z następującej zależności:

gdzie: – liczba stopni podgrzewu wody sieciowej, – jednostkowe nakłady inwestycyjne związane z budową elektrowni jądrowej [zł/MW]. Nakłady inwestycyjne związane z instalacją członu ciepłowniczego w elektrowni jądrowej można wyrazić w następujący sposób:

gdzie: – jednostkowe nakłady inwestycyjne związane z i-tym wymiennikiem ciepłowniczym [zł/m 2], – powierzchnia wymiany ciepła i-tego wymiennika ciepłowniczego [m2]. Powierzchnia wymiany ciepła wymiennika ciepłowniczego obliczana jest ze wzoru:

gdzie: – maksymalna moc cieplna przekazywana przez i-ty wymiennik ciepłowniczy [kJ/s], k – współczynnik przenikania ciepła [kW/(m2K)], – średnia logarytmiczna różnica temperatur w i-tym wymienniku ciepłowniczym [K], – strumień wody sieciowej przepływającej przez i-ty wymiennik ciepłowniczy [kg/s], , – entalpia wody sieciowej: po podgrzaniu oraz przed podgrzaniem przez i-ty wymiennik ciepłowniczy [kJ/kg], , – temperatura wody sieciowej: po

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 64–70

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 64–70. When referring to the article please refer to the original text. PL

podgrzaniu oraz przed podgrzaniem przez i-ty wymiennik ciepłowniczy [°C], – spiętrzenie temperatur w i-tym wymienniku ciepłowniczym [K]. Zakładając, że wprowadzenie częściowego skojarzenia w elektrowni jądrowej nie spowoduje zmian w obrębie rozdzielczej sieci cieplnej, koszty roczne sieci cieplnej można zapisać wyrażeniem:

gdzie: – rata kapitałowa tranzytowej magistrali przesyłowej [1/a], – współczynnik uwzględniający zamrożenie nakładów inwestycyjnych w czasie budowy tranzytowej magistrali przesyłowej, – współczynnik rocznych stałych kosztów eksploatacyjnych tranzytowej magistrali przesyłowej [1/a], – nakłady inwestycyjne związane z tranzytową magistralą przesyłową oraz związane z obiektami odpowiadającymi za pompowanie wody sieciowej tą magistralą [zł], – koszty eksploatacyjne zmienne związane z energią elektryczną niezbędną do pompowania wody sieciowej oraz koszty związane ze stratami ciepła w tranzytowej magistrali przesyłowej [zł/a]. Nakłady inwestycyjne związane z tranzytową magistralą przesyłową oraz obiektami odpowiadającymi za pompowanie wody sieciowej tą magistralą wyrazić można zależnością:

gdzie: – nakłady inwestycyjne związane z magistralą tranzytową [zł], – nakłady inwestycyjne związane z pompowaniem wody sieciowej [zł]. Nakłady inwestycyjne związane z magistralą tranzytową są zależne od wielu czynników, w związku z tym do ich obliczenia zaproponowano wykorzystanie następującej uproszczonej zależności:

gdzie: – liczba nitek tranzytowej magistrali przesyłowej, – jednostkowy nakład inwestycyjny na magistralę tranzytową [zł/m], – długość magistrali tranzytowej [m]. Nakłady inwestycyjne związane z pompowaniem wody sieciowej można wyrazić w następujący sposób:

gdzie: – jednostkowe nakłady związane z pompownią oraz z przepompowniami odniesione do mocy elektrycznej potrzebnej do napędu pomp przetłaczających wodę sieciową [zł/MW], – szczytowa moc elektryczna do napędu pomp wody sieciowej[MW]. Moc elektryczną niezbędną do napędu pomp wody sieciowej wyznaczono z zależności:

gdzie: – strumień wody sieciowej wypływający z EJc [kg/s], – wysokość podnoszenia pomp wody sieciowej [Pa], – masa właściwa wody sieciowej [kg/m3],

– sprawność pompy wody sieciowej, – sprawność układu napędowego pompy. Wysokość podnoszenia pomp wody sieciowej zależy m.in. od ukształtowania terenu i kształtu trasy tranzytowej magistrali przesyłowej. Zaproponowano tu wykorzystanie następującej zależności:

gdzie: – liniowe straty ciśnienia [Pa], – udział strat ciśnienia na oporach miejscowych w całkowitych stratach ciśnienia. Koszty eksploatacyjne zmienne związane z energią elektryczną niezbędną do pompowania wody sieciowej oraz ze stratami ciepła w tranzytowej magistrali przesyłowej wyrazić można zależnością:

gdzie: – koszty eksploatacyjne zmienne związane z energią elektryczną niezbędną do pompowania wody sieciowej [zł/a], – koszty eksploatacyjne zmienne związane ze stratami ciepła przy przesyłaniu wody sieciowej tranzytową magistralą przesyłową [zł/a], – uśredniona cena jednostkowa energii elektrycznej [zł/MWh], – roczna energia elektryczna zużyta na pompowanie wody sieciowej [MWh/a], – uśredniona cena ciepła w lokalnym systemie ciepłowniczym [zł/GJ], – roczne straty ciepła towarzyszące przesyłaniu wody sieciowej magistralą tranzytową z EJc do rejonu odbiorczego [GJ/a]. Ostatnia składowa funkcji kryterialnej obejmuje koszty związane z uzupełnieniem ubytku energii elektrycznej:

gdzie: – koszty roczne związane z ubytkiem szczytowej mocy elektrycznej wytworzonej ściśle w skojarzeniu, – koszty roczne związane z ubytkiem energii elektrycznej wyprodukowanej ściśle w skojarzeniu [zł/a]. Zakładając stałość kosztów wytwarzania mocy oraz kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni systemowej, w funkcji kryterialnej uwzględnia się wyłącznie koszty roczne związane z generacją mocy i przesłaniem energii uzupełniającej. Zależność kosztów rocznych związanych z generacją mocy uzupełniającej wyraża się wzorem:

gdzie: – moc elektryczna wytworzona w ścisłym skojarzeniu w zadanym wariancie odniesienia, – moc elektryczna wytworzona w ścisłym skojarzeniu w analizowanym wariancie [MW], – jednostkowy koszt wytworzenia mocy elektrycznej w ścisłym skojarzeniu [zł/(MW ∙ a)]. Zależność kosztów rocznych związanych z przesłaniem energii uzupełniającej wyraża się wzorem:

gdzie: – roczna produkcja energii elektrycznej wytworzonej w ścisłym skojarzeniu

– w zadanym wariancie odniesienia, roczna produkcja energii elektrycznej wytworzonej w ścisłym skojarzeniu w analizowanym wariancie [MWh/a], – jednostkowy koszt produkcji energii elektrycznej w ścisłym skojarzeniu [zł/MWh]. Inaczej przedstawia się sytuacja w odniesieniu do systemów zasilania, które różnią się pod względem podstawowego wyposażenia EJc. W takim przypadku zmiany wartości kosztów rocznych wynikają nie tylko ze zmian części ciepłowniczej EJc, ale również w znacznej mierze ze zmian podstawowego wyposażenia elektrowni, tj. typu i liczby bloków jądrowych. Za rozwiązanie optymalne wśród systemów zasilania wyposażonych w różne zestawy bloków jądrowych przy zadanym szczytowym zapotrzebowaniu na moc cieplną ze strony odbiorców należy uznać rozwiązanie spełniające zależność:

gdzie: – całkowite koszty roczne systemu zasilania wyposażonego w i-ty wariant EJc [zł/a], – część kosztów rocznych systemu zasilania wyposażonego w EJc, dotycząca jednakowych składników w porównywanych wariantach, która obejmuje przede wszystkim koszty stałe elementów układu, na bazie którego utworzona została EJc, a także koszty roczne cyklu paliwowego [zł/a]. Do kosztów rocznych należy zaliczyć również koszty rozdzielczej sieci cieplnej, zakładając, że istniejąca w rozpatrywanym rejonie odbiorczym sieć rozdzielcza oraz węzły cieplne u odbiorcy pozostaną praktycznie niezmienione z chwilą przyłączenia EJc. Wobec powyższego koszty roczne określa się następującym równaniem:

gdzie: – rata kapitałowa: EJc, sieci rozdzielczej, węzłów cieplnych [1/a]; , – współczynnik uwzględniający zamrożenie nakładów inwestycyjnych: w czasie budowy EJc, w odniesieniu do sieci rozdzielczej oraz w odniesieniu do węzłów cieplnych; – współczynnik rocznych stałych kosztów eksploatacyjnych: EJc, sieci rozdzielczej oraz węzłów cieplnych [1/a]; – nakłady inwestycyjne związane z niezmienną częścią układu EJc, z siecią rozdzielczą oraz z węzłami cieplnymi [zł]; – koszty eksploatacyjne zmienne związane z EJc oraz z siecią rozdzielczą [zł/a]. W obu rozważanych przypadkach powinien być spełniony warunek wyższej efektywności ekonomicznej systemu zasilania wyposażonego w EJc w porównaniu z alternatywnym systemem wyposażonym np. w ECK:

gdzie: – koszty roczne alternatywnego systemu zasilania wraz z kosztami energii elektrycznej niezbędnej do zrównania tego układu pod względem rocznej produkcji

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 64–70

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 64–70. When referring to the article please refer to the original text. PL

energii elektrycznej z wybranym wariantem systemu wyposażonego w EJc [zł/a]. W rozwiązaniu porównawczym w stosunku do systemu opartego na wykorzystaniu EJc rozważa się w pierwszej kolejności system zasilania wyposażony w elektrociepłownię klasyczną. Koszty roczne tego wariantu obejmują koszty roczne stałe ECK z uwzględnieniem obiektu podstawowego (układy kocioł parowy – turbina) i obiektu szczytowego (układy z kotłami wodnymi), koszty roczne zmienne oraz koszty uprawnień do emisji CO2, jak również koszty mocy i energii elektrycznej wyrównujących różnice efektów chwilowych oraz rocznych pomiędzy wariantem z EJc i wariantem z ECK, co przedstawione zostało w [4]. Przykładowe wyniki analizy i wnioski Jako wariant referencyjny przyjęto uciepłownioną elektrownię jądrową z reaktorem EPR. Parametry ciepła odbieranego z EJc przedstawiały się następująco: szczytowa moc cieplna oddawana przez EJc: = {150 MJ/s; 200 MJ/s; 250 MJ/s}, liczba stopni podgrzewu wody sieciowej: = {1; 2; 3}, temperatura wody sieciowej na wyjściu z EJc: = {110°C; 120°C; 130°C}, udział zapotrzebowania na moc do celów przygotowania ciepłej wody użytkowej w szczytowej mocy cieplnej oddawanej przez EJc: = {0,1; 0,2; 0,3}. Na podstawie [2] wykonano model matematyczny obiegu cieplnego EJ z reaktorem EPR i rozwiązano równania bilansowe dla znamionowej wartości strumienia pary świeżej, wyznaczając strumienie masy czynnika roboczego w poszczególnych punktach układu przy pracy kondensacyjnej turbozespołu oraz obliczono moc elektryczną brutto na zaciskach generatora. Analogiczne obliczenia wykonane zostały dla trzech różnych wariantów EJc różniących się ilością i miejscem poboru pary upustowej skierowanej do wymienników ciepłowniczych. Moc elektryczną wytworzoną w ścisłym skojarzeniu obliczono zgodnie z zależnościami podanymi w [11]. Opracowano wiele scenariuszy, w których zmiennymi (parametrami systemu zaopatrzenia w ciepło) były przedstawione powyżej parametry ciepła odbieranego z EJc, ale również prędkość przepływu wody sieciowej w magistrali tranzytowej, odległość pomiędzy EJc a rejonem odbiorczym i typ zastosowanego bloku jądrowego (rodzaj reaktora). Przykładowe wyniki (dla parametrów: = 250 MJ/s, = 2, = 130°C, = 0,2) przedstawiono na rys. 1, natomiast w tab. 1 zaprezentowano wyniki obliczeń dotyczących produkcji energii elektrycznej brutto EJc ( ) oraz energii elektrycznej powstałej w ścisłym skojarzeniu ( ), a także produkcji ciepła ( ) oraz poszczególnych mocy elektrycznych. Założono, że dla temperatur zewnętrznych >12°C występuje wyłącznie zapotrzebowanie na ciepło do produkcji ciepłej wody użytkowej, woda sieciowa pompowana jest z prędkością 2 m/s, a rejon odbiorczy oddalony jest od EJc o 45 km. – moc cieplna odbierana z EJc (kolor czerwony) [MJ/s], – moc elektryczna wytworzona w EJc ściśle w skojarzeniu

Rys. 1. Roczny przebieg zmienności mocy EJc

Typ EJc EPR

0,2589

13,4471

AP1000

0,1666

9,3719

ESBWR

0,1359

12,4947

0,9568

32,29

22,47

1677,53

20,78

30,36

1169,14

16,95

35,29

1558,71

Tab. 1. Produkcja energii elektrycznej i ciepła oraz moce średnie (indeks „av”) dla trzech rozpatrywanych typów reaktorów [TWh/a; MW]

(kolor brązowy) [MW], – ubytek mocy elektrycznej spowodowany poborem pary do celów ciepłowniczych (kolor niebieski) [MW], – moc elektryczna brutto EJc na zaciskach generatora (kolor zielony) [MW]. W zaproponowanych warunkach opłacalności porównano całkowite koszty roczne dostawy energii elektrycznej oraz dostawy ciepła. W przypadku zasilania w ciepło obliczenia kosztów rocznych dokonano w odniesieniu do rejonu odbioru ciepła, natomiast w przypadku zasilania w energię elektryczną – w odniesieniu do miejsca przyłączenia elektrowni (lokalizacji węzła elektroenergetycznego, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza). Sposób prowadzenia obliczeń i otrzymane wyniki można znaleźć w [4] oraz w [5], a przykładowe wyniki obliczeń kosztów rocznych wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz jednostkowych kosztów dostawy ciepła dla wariantu referencyjnego, a także i analogiczne wyniki dla bloków jądrowych z reaktorami AP1000 i ESBWR przedstawiono w tab. 2 oraz tab. 3. Natomiast w tab. 4 zostały zestawione całkowite koszty roczne dla opisanego wariantu. Stosując kryterium całkowitych kosztów rocznych systemu zasilania w ciepło i energię elektryczną, można wykazać opłacalność rozwiązania polegającego na przystosowaniu elektrowni jądrowej do pracy w skojarzeniu, ale kryterium to nie jest jednak odpowiednie przy dokonywaniu wyboru parametrów częściowego uciepłownienia elektrowni jądrowej ze względu na zbyt mały udział kosztów ścisłego skojarzenia w całkowitym koszcie rocznym EJc. Z tego powodu należy zastosować kryterium częściowych kosztów rocznych związanych wyłącznie z przystosowaniem EJ do pracy ciepłowniczej [11].

Wariant

EPR

AP1000

ESBWR

EJc

3,320

2,333

2,288

ECK + EK

3,504

2,446

3,282

CK + EK

3,673

2,615

3,450

CK + EJ

3,416

2,415

2,381

Tab. 2. Wyniki obliczeń kosztów rocznych wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w różnych technologiach energetycznych dla trzech rozpatrywanych typów reaktorów [mld zł/a] Wariant

EPR

AP1000

ESBWR

EJc

ECK

Tab. 3. Wyniki obliczeń kosztów jednostkowych dostawy ciepła z różnych technologii energetycznych [zł/GJ]

Typ EJc EPR

2,71

77,31

2,18

82,20

AP1000

1,19

63,94

1,35

66,48

ESBWR

0,76

77,26

0,92

78,94

Tab. 4. Wyniki obliczeń całkowitych kosztów rocznych związanych z przystosowaniem EJ do pracy ciepłowniczej dla trzech rozpatrywanych typów reaktorów [mln zł/a]

Jak wykazały obliczenia, koszty roczne wszystkich typów EJc są niższe niż w przypadku innych wariantów porównawczych, ale już koszt jednostkowy dostawy ciepła nie jest konkurencyjny w stosunku do ECK. Zdecydowany wpływ na wartość funkcji kryterialnej mają koszty związane

T. Minkiewicz, A. Reński | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 64–70

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 64–70. When referring to the article please refer to the original text. PL

z przesyłem ciepła z EJc do rejonu odbiorczego. Nie bez znaczenia są również koszty emisji. Jak wskazuje Polski Komitet Energii Elektrycznej [9], decyzje przyjęte przez Parlament Europejski dotyczące reformy systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS) mogą przyczynić się do wzrostu cen uprawnień z 15 euro w 2020 roku do 35 euro w 2030 roku, co przy obecnym poziomie ok. 5 euro/Mg wpłynie na zwiększenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła ze źródeł opalanych paliwem organicznym. Istnieją również szanse, że zastosowanie w przyszłości małych reaktorów modułowych (SMR) przystosowanych do oddawania ciepła umożliwi bardziej korzystną lokalizację, a więc ulegną zmniejszeniu koszty dostawy ciepła do rejonu odbiorczego oraz mocy/energii uzupełniającej, a cała inwestycja okaże się efektywna ekonomicznie. Bibliografia 1. Andrzejewski S. i Troszkiewicz J., Elektrociepłownie jądrowe w systemie elektroenergetycznym – koszty wytwarzania energii cieplnej w ECJ,

M i ę d z y n a r o d o w a Ko n f e r e n c j a Ciepłownictwa, Warszawa, 6.04.1976. 2. AREVA, AREVA Design Control Document Rev. 5 – Tier 2 Chapter 10 – Steam and Power Conversion System, Accession Number: ML13261A551, Figures for Section 10.1 (2 page(s), 7/19/2013) [online], http://pbadupws.nrc. gov/docs/ML1326/ML13261A551.html [dostęp: 09.2013]. 3. Gospodarka paliwowo-energetyczna w latach 2014–2015, Główny Urząd Statystyczny, Warszawa 2016. 4. Jaskólski M. i in., Profitability Criteria of Partial Cogeneration in Nuclear Power Plant, Rynek Energii 2014, nr 5, s. 141–147. 5. Jaskólski M., Reński A. i Minkiewicz T., Thermodynamic and economic analysis of nuclear power unit operating in partial cogeneration mode to produce electricity and district heat, 4th International Conference on Contemporary Problems of Thermal Engineering CPOTE 2016, Katowice 2016. 6. Marecki J. i in., Analiza warunków lokalizacyjnych elektrociepłowni jądrowych w aspektach ochrony środowiska i możliwości transportu ciepła dla odbiorców bytowo-komunalnych,

Instytut Elektroenergetyki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 1978. 7. Wyniki strategicznej oceny oddziaływania na środowisko oraz uzasadnienie wyboru Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, Ministerstwo Energii [online], http://www.me.gov.pl/files/upload/10960/ Podsumowanie%20OOS%20PPEJ.doc [dostęp: 10.2016]. 8. Minkiewicz T., Reński A., Nuclear power plant as a source of electrical energy and heat, Archiwum Energetyki 2011, t. XLI, nr 3–4, s. 155–166. 9. Komentarz Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej na temat proponowanej reformy EU ETS, Polski Komitet Energii Elektrycznej, 21.02.2017. 10. Reński A., Wybór podstawowych parametrów elektrociepłowni jądrowej, Archiwum Energetyki 1983, t. XII, nr 1–2, s. 71–86. 11. Reński A. i in., Nuclear Co-generation – The Analysis of Technical Capabilities and Cost Estimates, Acta Energetica 2016, No. 3/28, s. 121–127. 12. Energetyka cieplna w liczbach – 2015, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2016.

Tomasz Minkiewicz

mgr inż. Politechnika Gdańska e-mail: tomasz.minkiewicz@pg.gda.pl Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Obecnie wykładowca w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszary zainteresowania: elektrownie cieplne, elektrownie jądrowe, kogeneracja oraz systemy ciepłownicze.

Andrzej Reński

dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: andrzej.renski@pg.gda.pl Ukończył studia na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa (MEiL) Politechniki Warszawskiej (1969). Obronił pracę doktorską na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej (1981), a stopień doktora habilitowanego uzyskał na Wydziale MEiL Politechniki Warszawskiej (2003). W latach 2007–2016 był zatrudniony na stanowisku profesora nadzwyczajnego Politechniki Gdańskiej. Obszary jego zainteresowań to: energetyka cieplna – budowa i modelowanie urządzeń energetycznych elektrowni i elektrociepłowni klasycznych i jądrowych oraz optymalizacja rozwoju systemów ciepłowniczych.

A. NocoĹ&#x201E;, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76â&#x20AC;&#x201C;82

Evaluation of The Operation and Improvement of the Stability of the Factory Power Network, Taking into Account the Uncertainty of the Network Model Parameters Authors Adrian NocoĹ&#x201E; Stefan Paszek Janusz Walczak

Keywords factory power network, island mode network operation, transient states, uncertainty of model parameters, improvement of angular stability

Abstract There was analysed the operation of a factory power network working in island mode and cooperating with the Polish National Power System (PNPS) in selected transient states. It was assumed that two generating units: one with an asynchronous generator, and the second with a synchronous generator, were installed in the network. The behaviour of the generating units was analysed in the following transients: transition of the factory network from cooperation with the PNPS to island mode operation and shutdown of the asynchronous unit. The analysis took into account the uncertainty of the parameters of selected models of network elements. In the paper, there is described the problem of modelling the scatter of parameters of the models of electrical systems. It consists in determining the envelopes (limit bands) for a family of waveforms of the analysed signals. These envelopes were determined using multiple simulations when changing the network model parameters in an appropriate manner. There is shown the possibility of improving the angular stability of the analysed network by the use of stabilising systems with an appropriate structure and optimised parameters. It is proposed to introduce these stabilising systems to the turbine governor and the synchronous generator excitation system. Parameters of the stabilising systems were optimised by minimising the defined quality factor of electromechanical control waveforms in the selected transient state. A genetic algorithm was used to minimise this quality factor.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017107 Received: 30.01.2017 Accepted: 02.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction One of the problems associated with design (modernization) of a factory power network for island mode operation is the appropriate selection of suitable control systems (structure and parameters) ensuring the angular stability of the entire network [8, 10, 11, 13, 14]. Disturbances particularly harmful to angular stability include short-circuits occurring in the network operating in island mode, large step changes in load (e.g. turning on or off large loads, turning off certain sources) and switching transition of the factory network to the island mode operation with a large active power imbalance (i.e. large difference between the power generated in sources and that consumed by the loads in 76

the network switching to the island mode operation [1, 10, 11]). In the latter case, it becomes necessary to unload the network by turning off some of the loads (when the sources generate less power than the loads consume) or to reduce the power generated in the individual sources of the factory network (when the sources generate more power than the loads consume). Such disturbances and wrongly selected control systems may result in occurrence of poorly damped or increasing (undamped) electromechanical swings in transient states in the network. The swings may lead to an emergency shutdown of generating units. The paper presents the possibility of using stabilising systems (with the appropriate structure and optimised parameters) that

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76–82

effectively damp electromechanical swings in the analysed factory network. Another problem particularly severe at the initial stage of assessing the possibility of island mode network operation is the lack of reliable knowledge on the parameters of all elements in the analysed (designed or modernized) network. Lack of reliable parameters of network elements is equivalent to their uncertainty. Therefore, Section 2 presents a method to analyse the system, taking into account the uncertainty of selected parameters of the factory network model.

2. Uncertainty of the factory network model parameters In terms of transmission, the model of the electrical network analysed can be treated as a MIMO class system (multi-input, multi-output system), described by the set of mappings:

(1)

where:

– a set of – a set of output values,

input

values, – a set

of parameters. At a given moment in time, the domains and ranges of mappings (1) constitute sets of points in arithmetic spaces (l = n + k). In technical issues, relationships (1) are generally not known in an explicit form, but are obtained as a result of the iterative solving of the system state equations. If the description of system elements and their parameters are accurately known, the described classic approach to modelling systems is commonly used. In the case, when there is no complete information about the analysed object or this information is known with some level of uncertainty (fuzziness), it is necessary to modify the form of point mapping (1). In the deterministic approach, this modification consists in replacing the parameters constituting mapping elements (1) by intervals [7]:

(2)

determined by the lower and upper limit of the parameter λi (for :

where: µ(λi), for , represent the membership functions of the fuzzy parameter λi for the set {(∙,∙)}. In practical applications, the approach based on using fuzzy sets is used less frequently because of the difficulties in determining and interpreting the membership functions µ(λi). The third kind of mapping modification (1) is the probabilistic approach. In this approach, parameters λi of the model (1) are treated as random variables with known primary or secondary probabilistic characteristics, and the relationship (1) can be understood as a non-linear transformation of multidimensional stochastic processes [4]. Regardless of the approach used, assessment of the impact of the uncertainty of the model parameters λi (1) on the operation of the system is mostly carried out in two ways. The first one is to observe the waveforms yjN (t), for the nominal values of parameters λiN, and for the limit values constituting the limits of the interval (for the deterministic approach) or the extreme values of the random variable (for the probabilistic approach) [4, 7]. The second method of assessment consists in determining norms of differential signals for changing values of parameters λi, often defined as formulas [9]: (5)

(6)

(7) where: tk – observation horizon of the process. It should be noted that both methods of assessing the impact of uncertainty on the operation of the system do not guarantee the determination of extreme values, i.e. determination of the so-called worst and best case scenario. Therefore, it becomes necessary to search the full ranges of changes for parameters λi [4]. In view of the above, in the presented investigations, to analyse the transient states of the factory power network, when taking into account the uncertainty of parameters, there were used multiple computer simulations carried out for the most significant parameters [12] of mathematical models of network elements, changed randomly. Based on the analysis of the catalogue data of different generators [3], there were determined the variation ranges of the network model parameters (upper and lower limits), equal to (1±40%) of the nominal value of the given parameter. The result of the simulations is the family of waveforms limited by the extreme waveforms, determined for each moment of time t in the horizon of observation of the process:

(3) (8) There is also possible another modification of the relationship (1) using fuzzy sets [5]: (9) (4) 77

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76–82

Fig. 2. Simplified diagram of the factory power network Fig. 1. Graphical interpretation of the determined waveform bands

where: yj{z}(t) is the waveform of the output quantity obtained in the z-ith simulation (for the z-ith random set of parameters λi), Z – the number of simulations carried out. A graphical interpretation of the waveform bands is shown in Fig. 1.

3. Factory power network In the investigations, there was analysed a medium-voltage power network covering the production plant. Fig. 2 presents a simplified structure of the factory network. In the network, there is installed an electric energy source with an asynchronous generator G1 (with rated power of Pn = 1.9 MW). In addition, it is planned to install the second source G2 with a synchronous generator (with rated power of Pn = 5.7 MW). Both generators are driven by steam turbines. The loads are induction motors with a total installed power of 12.6 MW. When developing the network model, the following models of its elements were assumed: 1. Asynchronous unit G1: asynchronous generator – model of a squirrel-cage induction machine [16], steam turbine – IEEEG1 model [10, 16] (neglecting droop and impact of the power regulator). The G1 unit cannot regulate the power generated. 2. Synchronous unit G2: synchronous generator – GENROU model [2, 12, 15, 16], excitation system – model of the thyristor excitation system (with a synchronous exciter) [12, 16] and voltage regulator (Fig. 3a), steam turbine – IEEEG1 model (neglecting droop), turbine stabilizer – model of the PD system shown in Fig. 4a, frequency regulator – model of the PI system shown in Fig. 3b, excitation stabilizer – PSS3B model with the changed input signal shown in Fig. 4b. It was assumed that the G2 unit, with the schematic diagram as shown in Fig. 5, has the ability to regulate generated power. 3. Energy consumers – model of a squirrel-cage motor [16]. 4. Reactive power compensation systems – constant impedance, when neglecting the impact of the reactive power regulator. When modelling the analysed network, it was assumed that the uncertain (unknown) parameters are parameters of the G2 generating unit. The uncertainty of these parameters resulted from the fact that the unit is a newly planned component of the existing factory network. For the other elements of the network, the parameters of mathematical models were taken from the catalogue data provided by the network owner.

Fig. 3. Model of the AVR (automatic voltage regulator) (a) and the AFR (automatic frequency regulator) (b)

Fig. 4. Model of the STS (steam turbine stabilizer) (a) and a stabilizer in the SGS system (synchronous generator stabilizer) (b)

Fig. 5. A schematic diagram of a model of the G2 generating set, ES – excitation system

4. Transient state analysis, assessment of angular stability of the network Taking into account the disturbances mentioned in the introduction, which may threaten the angular stability of the network, two disturbances were further analysed: network transition to island mode operation and emergency shutdown of the asynchronous

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76–82

Fig. 6. Waveforms of the terminal voltage, instantaneous power and angular speed of the G2 generating unit during the network transition to island mode operation

Fig. 7. Waveforms of the terminal voltage, instantaneous power and angular speed of the G2 generating unit during the emergency shutdown of the G1 asynchronous unit

unit (G1) during island mode operation. In both transient states analysed, in the first step of calculation (related to Section 4), the effect of stabilizers installed in the control systems of the G2 generating unit was not taken into account. A sudden imbalance of active power occurs during the transition of the network to island mode operation (turning off the L1 line) and emergency shutdown of the G1 unit. Therefore, a group of the loads was shut down. Shutting down of loads occurred with a delay of 150 ms. The investigation results are shown in Figs. 6 and 7.

5. Improvement of the network angular stability The simulation results presented in Section 4 show that nondecaying electromechanical swings may appear in the analysed network. In order to reduce the occurrence of disadvantageous phenomena, it was proposed to use stabilisation systems installed in the control systems of the newly designed G2 generating unit (Fig. 5). The parameters of both stabilisers were optimised by minimising the objective function defined by the deviations of active power (∆p(t)) and terminal voltage (∆Vt(t)) of the synchronous generator in the transient state, caused by the emergency shutdown of the asynchronous unit in the network operating in island mode for nominal values of the parameters of the model λiN [2, 12, 14]:

(10) where: w1, w2 – suitably selected weighting coefficients. To determine the minimum of the function (10), a genetic algorithm with floating-point encoding was used [17]. For the assumed nominal data of the network model (i.a. the following settings of control systems were assumed: AVR – TAVR = 1.9 s, KAVR = 0.8, AFR – TAFR = 0.5 s, KAFR = 50), there were determined the optimal values of stabilising system parameters: STS – T5 = 0.8 s, T6 = 0.02 s, Ks4 = 20, SGS – T1 = 0.1 s, T2 = 4.7 s, Ks2 = 0.6, T3 = 0.06 s, T4 = 1 s, Ks3 = 0.35, Ks1 = 1. Fig. 8 shows the selected waveforms during the emergency shutdown of the G1 asynchronous unit in the network operating in island mode, with and without the use of stabilisers. Figs. 9 and 10 show the selected waveforms in the transient states analysed in Section 4, when taking into account the use of stabilisers (with optimal parameters) and the uncertainty of the network model parameters. The waveforms shown in Figs. 8–10 indicate that the use of stabilisers in the voltage control system and governor of the synchronous generator significantly enhances the angular stability of the system. The swings of power and angular speed of the synchronous generator are damped. The terminal voltage waveforms are 79

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76–82

Fig. 8. Waveforms of the terminal voltage, instantaneous power and angular speed of the G2 generating unit during the emergency shutdown of the G1 asynchronous unit for the network with and without stabilisers

Fig. 9. Waveforms of the terminal voltage, instantaneous power and angular speed of the G2 generating unit during the network transition to island mode operation when taking into account the use of stabilisers

Fig. 10. Waveforms of the terminal voltage, instantaneous power and angular speed of the G2 generating unit during the emergency shutdown of the G1 asynchronous unit when taking into account the use of stabilisers

satisfactory. One can see in Figs. 9 and 10 that the limit bandwidths in the analysed waveforms are reduced. Assessment of the impact of uncertainty of the model parameters λi, for the analysed network was also carried out by determining the norm values (5)–(7) for both analysed transient states, with and without the use of stabilisers. The norm values for individual waveforms and disturbances determined are listed in Tables 1 and 2. From the calculation results presented in Tables 1 and 2 it follows that the use of stabilising systems significantly reduces the norm 80

values for differential signals for all the analysed values and types of disturbances. The investigations show that the use of stabilising systems on the one hand has a preferable impact on the angular stability of the system (electromechanical swings are damped without degrading the control waveforms of the terminal voltage of the synchronous generator), on the other hand, the impact of the network model uncertainty (i.e. impact of the network model parameters) on the waveforms is smaller (smaller values of the appropriate norms of differential signals).

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76–82

REFERENCES (a)

(b)

(a)

(b)

(a)

(b)

2.7375

0.1181

9.2287

0.9123

59.81

7.89

0.0812

0.0301

113.46

23.72

0.1445

0.0849

0.0013

7.3 ∙ 10–6

1.2852

0.0833

0.0016

0.0002

Tab. 1. Norm values (5) – (7) at the transition of the network to island mode operation without (a) and with the use of stabilisers (b)

(a)

(b)

(a)

(b)

(a)

(b)

0.4352

0.0194

25.75

2.08

0.0285

0.0212

4.0069

0.21476

73.16

11.07

0.1881

0.0708

0.0004

2.8 ∙ 10–5

0.7735

0.1204

0.0016

0.0008

Tab. 2. Norm values (5) – (7) at the emergency shutdown of the G1 asynchronous unit without (a) and with the use of stabilisers (b)

6. Summary The simulation investigations show that correct operation of the analysed network, including its transition to island mode operation, is possible. Electromechanical swings, which may threaten angular stability, can be eliminated by the use of stabilisers in governors and synchronous generator voltage control systems. The method for taking into account the uncertainty of mathematical model parameters used in the research allows for a preliminary assessment of the correct operation of the planned network in transient states. This method requires multiple simulations but the results obtained, i.e. the waveform bands contain, with a high probability, the waveforms that occur in a real system. The more variants are analysed (relating to different sets of parameters of mathematical models), the more reliable the result will be. Therefore, it is worth looking for a way (method), which will allow reducing the number of necessary calculations, while maintaining the reliability of the results. On the basis of the band waveforms obtained, it is possible to plan (design) the measures increasing the reliability of power supply for the factory. However, in the last stage of designing control systems for the analysed network, it is necessary to carry out verification tests, which should be preceded by a reliable estimation of the parameters of mathematical models of network elements [2, 12].

1. M. Bayat, K. Sheshyekani, A. Rezazadeh, “A Unified Framework for Participation of Responsive End-User Devices in Voltage and Frequency Control of the Smart Grid”, “IEEE Transactions on Power Systems”, Vol. 30, No. 3, 2015. 2. S. Berhausen, S. Paszek, “Assessment of the accuracy of synchronous generator model parameter estimation based on noisy dynamic waveforms”, “Przegląd Elektrotechniczny”, r. 91, No. 7, 2015, pp. 16 –20. 3. “Product specifications from the following companies: Emerson Electric Power Generation”, GE, Leroy-Somer, Marelli Motori, Siemens. 4. J.A. Gubner, “Probability and Random Processes for Electrical and Computer Engineers”, Cambridge Univ. Press, New York 2006. 5. J. Kacprzyk, „Zbiory rozmyte w analizie systemowej” [Fuzzy sets in system analysis], PWN, Warszawa 1986. 6. M.H. Kalos, P.A. Whitlock, “Monte Carlo Methods”, WILEY-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim, 2008. 7. L.V. Kolev, “Interval Methods for Circuit Analysis, Advanced Series on Circuit and Systems”, Vol. I, World Scientific Publ., Singapore 1993. 8. P.C. Krause, “Analysis of electric machinery”, McGraw-Hill Book Company, New York, 1986. 9. J. Kudrewicz, “Analiza funkcjonalna dla automatyków i elektroników” [Functional analysis for automation and electronic engineers], PWN, Warszawa 1976. 10. J. Machowski, J.W. Bialek, J.R. Bumby, “Power System Dynamics: Stability and Control”, John Wiley & Sons, 2008. 11. O. Palizban, K. Kauhaniemi, “Microgrid control principles in island mode operation”, PowerTech 2013 IEEE Grenoble, DOI: 10.1109/ PTC.2013.6652453. 12. S. Paszek et al., “Pomiarowa estymacja parametrów dynamicznych generatorów synchronicznych i układów wzbudzenia pracujących w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym” [Estimation by measurement of the dynamic parameters of synchronous generators and excitation circuits operating in the National Power System], Publishing House of Silesian University of Technology, Gliwice 2013. 13. S. Paszek, A. Nocoń, “Stabilisation of virtual power plant sources”, “Kwartalnik “Elektryka”” [Electrics” quarterly], 55 vol. 2 (210), 2009, pp. 45–50. 14. S. Paszek, A. Nocoń, “Parameter polyoptimisation of PSS2A power system stabilizers operating in a multi-machine power system including the uncertainty of model parameters”, “Applied Mathematics and Computation”, No. 267, 2015, pp. 750–757. 15. S. Paszek, A. Nocoń, “Optimisation and polyoptimisation of power system stabilizer parameters”, Lambert Academic Publishing, Saarbrucken 2014. 16. “Power Technologies, a Division of S&W Consultants Inc., Program PSS/E Application Guide”, Siemens Power Technologies Inc., 2002. 17. D. Simon, “Evolutionary Optimisation Algorithms”, John Wiley & Sons, 2013.

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 76–82

Adrian Nocoń Silesian University of Technology e-mail: adrian.nocon@polsl.pl Author or co-author of 63 publications, incl. three monographies. Reviewer of several scientific papers, including some from the Philadelphia list. Research interests: analysis of power systems in transient states, performance analysis of distributed on and off grid sources, optimisation and polyoptimisation methods using genetic algorithms, artificial intelligence methods.

Stefan Paszek Silesian University of Technology e-mail: stefan.paszek@polsl.pl Author or co-author of 196 publications, incl. 6 monographies. Co-author of three academic textbooks. His research interests include: power system analysis in transient states, power system’s angle stability, optimisation and polyoptimisation of system stabilisers and voltage regulators of synchronous generators, estimation of parameters of generation set models in power system, new models of synchronous generators using the artificial neuron network technology, application of fuzzy controllers for electric machines

Janusz Walczak Silesian University of Technology e-mail: janusz.walczak@polsl.pl Author and co-author of over 400 publications and 10 books and monographs. Research interests: analysis and synthesis of electric and electronic systems, deterministic and random dynamic systems, application of digital signal processing in electrical engineering, application of artificial neural networks, fractional order systems.

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 76–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 76–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

Ocena pracy i poprawa stabilności zakładowej sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem niepewności parametrów modelu sieci Autorzy

Adrian Nocoń Stefan Paszek Janusz Walczak

Słowa kluczowe

zakładowa sieć energetyczna, praca autonomiczna, stany przejściowe, niepewność parametrów modelu, poprawa stabilności kątowej

Streszczenie

Przeanalizowano pracę w wybranych stanach nieustalonych zakładowej sieci elektroenergetycznej pracującej autonomicznie i we współpracy z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE). Założono, że w sieci zainstalowane są dwa zespoły wytwórcze: jeden z generatorem asynchronicznym, a drugi z generatorem synchronicznym. Badano zachowanie się zespołów wytwórczych m.in. w następujących stanach nieustalonych: przejście sieci zakładowej od współpracy z KSE do pracy autonomicznej oraz wyłączenie zespołu asynchronicznego. W analizie uwzględniono niepewność parametrów wybranych modeli elementów sieci. Opisano zagadnienie modelowania rozrzutu parametrów modeli układów elektrycznych. Polega ono na wyznaczeniu obwiedni (pasm granicznych) rodziny przebiegów czasowych analizowanych sygnałów. Obwiednie te wyznaczano przez wielokrotne symulacje przy zmienianych w odpowiedni sposób parametrach modelu sieci. Pokazano możliwości poprawy stabilności kątowej analizowanej sieci przy zastosowaniu układów stabilizujących o odpowiedniej strukturze i optymalizowanych parametrach. Zaproponowano wprowadzenie tych układów stabilizujących do układu regulacji mocy turbiny oraz do układu wzbudzenia generatora synchronicznego. Optymalizację parametrów układów stabilizujących przeprowadzono poprzez minimalizację zdefiniowanego wskaźnika jakości elektromechanicznych przebiegów regulacyjnych w wybranym stanie nieustalonym. Do minimalizacji tego wskaźnika jakości zastosowano algorytm genetyczny. Data wpływu do redakcji: 30.01.2017 Data akceptacji artykułu: 02.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Jednym z problemów związanych z projektowaniem (modernizowaniem) zakładowej sieci elektroenergetycznej przeznaczonej do pracy autonomicznej jest odpowiednie dobranie układów sterowania (struktury i parametrów) zapewniające stabilność kątową całej sieci [8, 10, 11, 13, 14]. Do szczególnie groźnych zakłóceń dla stabilności kątowej można zaliczyć: zwarcia występujące w sieci pracującej autonomicznie, duże skokowe zmiany obciążenia (np. włączenie lub wyłączenie dużych odbiorników, wyłączenie niektórych źródeł) oraz przejście sieci zakładowej do pracy autonomicznej przy dużym niezbilansowaniu mocy czynnej (tj. dużej różnicy mocy wytwarzanej w źródłach i zużywanej przez odbiorniki pracujące w sieci przechodzącej do pracy autonomicznej [1, 10, 11]). W tym ostatnim przypadku konieczne staje się odciążenie sieci poprzez wyłączenia części odbiorników (gdy źródła wytwarzają moc mniejszą, niż zużywają odbiorniki) lub zredukowanie mocy wytwarzanej w poszczególnych źródłach sieci zakładowej (gdy źródła wytwarzają moc większą, niż zużywają odbiorniki). Przy takich zakłóceniach i źle dobranych układach sterowania w stanach nieustalonych w sieci mogą występować słabo tłumione lub narastające (nietłumione) kołysania elektromechaniczne. Konsekwencją kołysań mogą być awaryjne wyłączenia zespołów wytwórczych. W artykule przedstawiono możliwość zastosowania układów stabilizacyjnych (o odpowiedniej strukturze i optymalizowanych parametrach), które

skutecznie tłumią kołysania elektromechaniczne analizowanej sieci zakładowej. Kolejnym problemem jest brak znajomości wiarygodnych parametrów wszystkich elementów analizowanej (projektowanej lub modernizowanej) sieci, szczególnie dotkliwym na wstępnym etapie oceny możliwości pracy autonomicznej. Brak wiarygodnych parametrów elementów sieci jest równoważny z ich niepewnością. W związku z tym w rozdziale 2 przedstawiono metodę pozwalającą na przeprowadzenie analizy układu z uwzględnieniem niepewności wybranych parametrów modelu sieci zakładowej. 2. Niepewność parametrów modelu sieci zakładowej W ujęciu transmisyjnym model rozpatrywanej sieci elektroenergetycznej może być traktowany jako układ klasy MIMO (ang. multi-input, multi-output system), opisany zbiorem odwzorowań:

zbiory punktów przestrzeni arytmetycznych (l = n + k). W zagadnieniach technicznych zależności (1) najczęściej nie są znane w postaci jawnej, lecz są uzyskiwane w wyniku procesu iteracyjnego rozwiązywania równań stanu układu. Jeżeli opis elementów układu i ich parametry są dokładnie znane, to opisane klasyczne podejście do modelowania układów jest powszechnie stosowane. W sytuacji, gdy brak jest pełnych informacji o analizowanym obiekcie bądź informacje te są znane z pewnym poziomem niepewności (rozmycia), konieczna jest modyfikacja formy odwzorowania punktowego (1). W podejściu deterministycznym modyfikacja ta polega na zastąpieniu parametrów będących elementami dziedziny odwzorowania (1) przez interwały [7]:

(2)

(1) gdzie: – zbiór wielkości wejściowych, – zbiór wielkości wyjściowych, – zbiór parametrów. W ustalonej chwili czasu dziedziny i przeciwdziedziny odwzorowań (1) stanowią

określone poprzez kres dolny i górny parametru λi (dla ): . (3) Możliwa jest również inna modyfikacja zależności (1) wykorzystująca zbiory rozmyte [5]:

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 76–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 76–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

(4) przy czym: µ(λi), dla , oznaczają funkcje przynależności parametru rozmytego λi do zbioru {(∙,∙)}. W praktycznych zastosowaniach podejście oparte na wykorzystywaniu zbiorów rozmytych jest rzadziej stosowane ze względu na trudności występujące przy wyznaczaniu i interpretacji funkcji przynależności µ(λi). Trzecim rodzajem modyfikacji odwzorowania (1) jest podejście probabilistyczne. W podejściu tym parametry λi modelu (1) traktowane są jako zmienne losowe o znanych pierwotnych lub wtórnych charakterystykach probabilistycznych, a zależność (1) może być rozumiana jako nieliniowa transformacja wielowymiarowych procesów stochastycznych [4]. Niezależnie od zastosowanego podejścia ocena wpływu niepewności parametrów λi modelu (1) na pracę układu jest realizowana najczęściej w dwojaki sposób. Pierwszy z nich polega na obserwacji przebiegów yjN(t), dla nominalnych wartości parametrów λiN oraz dla wartości granicznych stanowiących granice interwału (dla podejścia deterministycznego) lub skrajne wartości zmiennej losowej (dla podejścia probabilistycznego) [4, 7]. Drugi sposób oceny polega na wyznaczeniu norm sygnałów różnicowych , dla zmieniających się wartości parametrów λi definiowanych często w postaci wzorów [9]: (5) (6) (7) gdzie: tk – horyzont obserwacji procesu. Należy zauważyć, że oba sposoby oceny pływu niepewności na pracę układu nie gwarantują wyznaczenia wartości ekstremalnych, czyli wyznaczenia tzw. najgorszego i najlepszego przypadku. Dlatego konieczne staje się przeszukiwanie pełnych zakresów zmian parametrów λi [4]. W związku z powyższym, w prezentowanych badaniach do analizy stanów przejściowych zakładowej sieci elektroenergetycznej, z uwzględnieniem niepewności parametrów, zastosowano wielokrotne symulacje komputerowe realizowane dla zmienianych losowo najbardziej znaczących parametrów [12] modeli matematycznych elementów sieci. Na podstawie analizy danych katalogowych różnych generatorów [3] określono przedziały zmienności parametrów modelu sieci (ograniczenia dolne i górne) równe (1±40%) wartości nominalnej danego parametru. Wynikiem symulacji jest rodzina przebiegów ograniczona przebiegami skrajnymi, wyznaczanymi dla każdej chwili czasu t w horyzoncie obserwacji procesu:

(8)

Rys. 1. Graficzna interpretacja wyznaczonych pasm przebiegów

Rys. 2. Uproszczony schemat zakładowej sieci elektroenergetycznej

Rys. 3. Model regulatora napięcia AVR (ang. automatic voltage regulator) (a) i regulatora częstotliwości AFR (ang. automatic frequency regulator) (b)

(9) przy czym: yj{z}(t) jest przebiegiem wielkości wyjściowej uzyskanym w z-tej symulacji (dla z-tego losowego zestawu parametrów λi), Z – liczba przeprowadzanych symulacji. Interpretację graficzną pasm przebiegów przedstawiono na rys. 1. 3. Zakładowa sieć elektroenergetyczna W badaniach analizowano sieć elektroenergetyczną średniego napięcia obejmującą zakład produkcyjny. Uproszczoną strukturę sieci zakładowej przedstawiono na rys. 2. W sieci zainstalowane jest źródło energii elektrycznej z generatorem asynchronicznym G1 (o mocy znamionowej równej Pn = 1,9 MW). Ponadto planowane jest zainstalowanie drugiego źródła G2 z generatorem synchronicznym (o mocy znamionowej równej Pn = 5,7 MW). Oba generatory napędzane są turbinami parowymi. Odbiornikami są silniki indukcyjne o sumarycznej mocy zainstalowanej równej 12,6 MW. Przy opracowaniu modelu sieci założono następujące modele jej elementów: 1. Zespół asynchroniczny G1: generator asynchroniczny – model jednoklatkowej maszyny indukcyjnej [16], turbina parowa – model IEEEG1 [10, 16] (z pominięciem statyzmu i oddziaływania regulatora mocy).

Zespół G1 nie ma możliwości regulowania mocy wytwarzanej. 2. Zespół synchroniczny G2: generator synchroniczny – model GENROU [2, 12, 15, 16], układ wzbudzenia – model tyrystorowego układu wzbudzenia (ze wzbudnicą synchroniczną) [12, 16] i regulatorem napięcia (rys. 3a), turbina parowa – model IEEEG1 (z pominięciem statyzmu), stabilizator turbinowy – model układu typu PD przedstawiony na rys. 4a, regulator częstotliwości – model układu typu PI przedstawiony na rys. 3b, stabilizator wzbudzenia – model typu PSS3B ze zmienionym sygnałem wejściowym przedstawionym na rys. 4b. Założono, że zespół G2, o schemacie ideowym przedstawionych na rys. 5, ma możliwość regulowania mocy wytwarzanej. 3. Odbiorniki energii – model silnika jednoklatkowego [16]. 4. Układy kompensacji mocy biernej – stała impedancja z pominięciem oddziaływania regulatora mocy biernej. Przy modelowaniu analizowanej sieci założono, że niepewnymi (nieznanymi) parametrami są parametry zespołu wytwórczego G2. Niepewność tych parametrów wynikała z faktu, że zespół ten jest nowo projektowanym elementem istniejącej już sieci zakładowej. Dla pozostałych elementów sieci parametry modeli matematycznych zaczerpnięto z danych katalogowych udostępnionych przez właściciela sieci.

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 76–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 76–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

(10)

gdzie: w1, w2 – odpowiednio dobrane współczynniki wagowe. Do wyznaczenia minimum funkcji (10) wykorzystano algorytm genetyczny z kodowaniem zmiennoprzecinkowym [17]. Dla przyjętych danych nominalnych modelu sieci (m.in. przyjęto następujące wartości nastaw układów regulacji: AVR – TAVR = 1,9 s, KAVR = 0,8, AFR – TAFR = 0,5 s, KAFR = 50) wyznaczono optymalne wartości parametrów układów stabilizacyjnych: STS – T5 = 0,8 s, T6 = 0,02 s, Ks4 = 20, SGS – T1 = 0,1 s, T2 = 4,7 s, Ks2 = 0,6, T3 = 0,06 s, T4 = 1 s, Ks3 = 0,35, Ks1 = 1. Na rys. 8 przedstawiono wybrane przebiegi przy awaryjnym wyłączeniu zespołu asynchronicznego G1 w sieci pracującej autonomicznie, z uwzględnieniem i nieuwzględnieniem działania stabilizatorów.

Rys. 4. Model stabilizatora turbinowego STS (ang. steam turbine stabilizer) (a) i stabilizatora w układzie regulacji napięcia SGS (ang. synchronous generator stabilizer) (b)

Na rys. 9 i 10 przedstawiono wybrane przebiegi w stanach nieustalonych analizowanych w rozdziale 4 z uwzględnieniem działania stabilizatorów (o optymalnych parametrach), z uwzględnieniem niepewności parametrów modelu sieci. Z przedstawionych przebiegów na rys. 8–10 wynika, że wprowadzenie stabilizatorów w układach regulacji napięcia i częstotliwości generatora synchronicznego znacznie poprawia stabilność kątową układu. Tłumione są kołysania mocy i prędkości kątowej generatora synchronicznego. Przebiegi napięcia twornika są zadawalające. Na rys. 9 i 10 widać, że zmniejszają się pasma graniczne w analizowanych przebiegach. Ocenę wpływu niepewności parametrów λi modelu dla analizowanej sieci przeprowadzono również poprzez wyznaczenie wartości norm (5)–(7) dla obu analizowanych stanów przejściowych, z uwzględnieniem i nieuwzględnieniem działania stabilizatorów. Wyznaczone wartości norm dla poszczególnych przebiegów i zakłóceń zestawiono w tab. 1 i 2.

Rys. 5. Schemat ideowy modelu zespołu wytwórczego G2, ES – układ wzbudzenia (ang. excitation system)

4. Analiza stanów przejściowych, ocena stabilności kątowej sieci Biorąc pod uwagę wymienione we wprowadzeniu zakłócenia, które mogą zagrozić stabilności kątowej sieci, do dalszej analizy przyjęto dwa zakłócenia: przejście sieci do pracy autonomicznej oraz awaryjne wyłączenie zespołu asynchronicznego (G1) w czasie pracy autonomicznej. W obu analizowanych stanach przejściowych, w pierwszym etapie obliczeń (dotyczących rozdziału 4) nie uwzględniono działania stabilizatorów zainstalowanych w układach regulacji zespołu wytwórczego G2. Przy przejściu sieci do pracy autonomicznej (realizowanym przez wyłączenie linii L1) i awaryjnym wyłączeniu zespołu G1 pojawia się nagłe niezbilansowanie mocy czynnej. W związku z tym wyłączono część odbiorników. Wyłączenie odbiorników nastąpiło z opóźnieniem równym 150 ms. Wyniki przeprowadzonych badań przedstawiono na rys. 6 i 7. 5. Poprawa stabilności kątowej sieci Z przedstawionych w rozdziale 4 wyników symulacji widać, że w analizowanej sieci mogą pojawić się niegasnące kołysania elektromechaniczne. W celu ograniczenia niekorzystnych zjawisk zaproponowano wykorzystanie układów stabilizacyjnych zainstalowanych w układach regulacji nowo projektowanego zespołu wytwórczego G2 (rys. 5). Przeprowadzono optymalizację parametrów obu stabilizatorów poprzez

minimalizację funkcji celu określonej poprzez odchyłki mocy czynnej (∆p(t)) i napięcia zaciskowego (∆V t(t)) generatora synchronicznego w stanie przejściowym, wywołanym awaryjnym wyłączeniem zespołu asynchronicznego w sieci pracującej autonomicznie dla nominalnych wartości parametrów modelu λ iN [2, 12, 14]:

(a)

(b)

(a)

(b)

(a)

(b)

2,7375

0,1181

59,81

7,89

0,0812

0,0301

9,2287

0,9123

113,46

23,72

0,1445

0,0849

0,0013

7,3 ∙ 10–6

1,2852

0,0833

0,0016

0,0002

Tab. 1. Wartości norm (5)–(7) przy przejściu sieci do pracy autonomicznej bez uwzględnienia (a) i z uwzględnieniem działania stabilizatorów (b)

(a)

(b)

(a)

(b)

(a)

(b)

0,4352

0,0194

25,75

2,08

0,0285

0,0212

4,0069

0,21476

73,16

11,07

0,1881

0,0708

0,0004

2,8 ∙ 10–5

0,7735

0,1204

0,0016

0,0008

Tab. 2. Wartości norm (5)–(7) przy awaryjnym wyłączeniu zespołu asynchronicznego G1 bez uwzględnienia (a) i z uwzględnieniem działania stabilizatorów (b)

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 76–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 76–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 6. Przebiegi napięcia twornika, mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołu wytwórczego G2 w czasie przejścia sieci do pracy autonomicznej

Rys. 7. Przebiegi napięcia twornika, mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołu wytwórczego G2 w czasie awaryjnego wyłączenia zespołu asynchronicznego G1

Rys. 8. Przebiegi napięcia twornika, mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołu wytwórczego G2 w czasie awaryjnego wyłączenia zespołu asynchronicznego G1 dla sieci wyposażonej i niewyposażonej w stabilizatory

Rys. 9. Przebiegi napięcia twornika, mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołu wytwórczego G2 w czasie przejścia sieci do pracy autonomicznej z uwzględnieniem działania stabilizatorów

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 76–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 76–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 10. Przebiegi napięcia twornika, mocy chwilowej i prędkości kątowej zespołu wytwórczego G2 w czasie awaryjnego wyłączenia zespołu asynchronicznego G1 z uwzględnieniem działania stabilizatorów

Z przestawionych wyników obliczeń zamieszczonych w tab. 1 i 2 wynika, że wprowadzenie układów stabilizujących znacznie zmniejsza wartość norm sygnałów różnicowych dla wszystkich analizowanych wielkości i typów zakłóceń. Z przeprowadzonych badań wynika, że wprowadzenie układów stabilizujących z jednej strony korzystnie wpływa na stabilność kątową systemu (tłumione są kołysania elektromechaniczne bez pogorszenia przebiegów regulacyjnych napięcia twornika generatora synchronicznego), a z drugiej strony wpływ niepewności modelu sieci (czyli wpływ wartości parametrów modelu sieci) na przebiegi jest mniejszy (występują mniejsze wartości odpowiednich norm różnicowych sygnałów).

warto poszukiwać sposobu (metody), który pozwoli na zmniejszenie liczby niezbędnych obliczeń, przy zachowaniu wiarygodności wyników. Na podstawie uzyskanych pasm przebiegów można planować (projektować) środki zaradcze zwiększające pewność zasilania zakładu. Jednak w ostatnim etapie projektowania układów sterowania przeznaczonych do zainstalowania w analizowanej sieci konieczne jest przeprowadzenie testów sprawdzających, które powinny być poprzedzone wiarygodną estymacją parametrów modeli matematycznych elementów sieci [2, 12].

6. Podsumowanie Z przeprowadzonych badań symulacyjnych wynika, że możliwa jest prawidłowa praca analizowanej sieci, m.in. jej przejście do pracy autonomicznej. Do eliminacji kołysań elektromechanicznych, które mogą zagrozić stabilności kątowej, można stosować stabilizatory w układach regulacji turbin i napięcia generatorów synchronicznych. Zastosowana w badaniach metoda uwzględnienia niepewności parametrów modeli matematycznych umożliwia wstępną ocenę możliwości poprawnej pracy projektowanej sieci w stanach przejściowych. Metoda ta wymaga wielokrotnej symulacji, ale uzyskane wyniki, czyli pasma przebiegów, z dużym prawdopodobieństwem zawierają przebiegi, jakie wystąpią w układzie rzeczywistym. Im więcej zostanie przeanalizowanych wariantów (dotyczących różnych zestawów parametrów modeli matematycznych), tym bardziej wiarygodny wynik zostanie osiągnięty. W związku z tym

1. Bayat M., Sheshyekani K., Rezazadeh A., A Unified Framework for Participation of Responsive End-User Devices in Voltage and Frequency Control of the Smart Grid, IEEE Transactions on Power Systems 2015, Vol. 30, No. 3. 2. Berhausen S., Paszek S., Assessment of the accuracy of synchronous generator model parameter estimation based on noisy dynamic waveforms, Przegląd Elektrotechniczny 2015, r. 91 nr 7, s. 16–20. 3. Dane katalogowe firm: Emerson Electric Power Generation, GE, Leroy-Somer, Marelli Motori, Siemens. 4. Gubner J.A., Probability and Random Processes for Electrical and Computer Engineers, Cambridge Univ. Press, New York 2006. 5. Kacprzyk J., Zbiory rozmyte w analizie systemowej, PWN, Warszawa 1986. 6. Kalos M.H., Whitlock P.A., Monte Carlo Methods, WILEY-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim 2008.

Bibliografia

7. Kolev L.V., Interval Methods for Circuit Analysis, Advanced Series on Circuit and Systems, Vol. I, World Scientific Publ., Singapore 1993. 8. Krause P.C., Analysis of electric machinery, McGraw-Hill Book Company, New York 1986. 9. Kudrewicz J., Analiza funkcjonalna dla automatyków i elektroników, PWN, Warszawa 1976. 10. Machowski J., Bialek J.W., Bumby J.R., Power System Dynamics: Stability and Control, John Wiley & Sons, 2008. 11. Palizban O., Kauhaniemi K., Microgrid control principles in island mode operation, PowerTech 2013 IEEE Grenoble, DOI: 10.1109/PTC.2013.6652453. 12. Paszek S. i in., Pomiarowa estymacja parametrów dynamicznych generatorów synchronicznych i układów wzbudzenia pracujących w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2013. 13. Paszek S., Nocoń A., Stabilization of virtual power plant sources, Kwartalnik Elektryka 2009, r. 55 z. 2 (210), s. 45–50. 14. Paszek S., Nocoń A., Parameter polyoptimization of PSS2A power system stabilizers operating in a multi-machine power system including the uncertainty of model parameters, Applied Mathematics and Computation 2015, No. 267, s. 750–757. 15. Paszek S., Nocoń A., Optimisation and polyoptimisation of power system stabilizer parameters, Lambert Academic Publishing, Saarbrucken 2014. 16. Power Technologies, a Division of S&W Consultants Inc., Program PSS/E Application Guide. Siemens Power Technologies Inc., 2002. 17. Simon D., Evolutionary Optimization Algorithms, John Wiley & Sons, 2013.

A. Nocoń, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 76–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 76–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

Adrian Nocoń

dr inż. Instytut Elektrotechniki i Informatyki, Politechnika Śląska e-mail: adrian.nocon@polsl.pl Autor lub współautor 63 publikacji, w tym 3 monografii. Recenzent kilku artykułów naukowych, w tym z listy filadelfijskiej. Zainteresowania naukowe: analiza systemu elektroenergetycznego (SEE) w stanach nieustalonych, analiza pracy źródeł rozproszonych on – i off-grid, metody optymalizacji i polioptymalizacji z wykorzystaniem algorytmów genetycznych, metody sztucznej inteligencji.

Stefan Paszek

prof. dr hab. inż. Instytut Elektrotechniki i Informatyki, Politechnika Śląska e-mail: stefan.paszek@polsl.pl Autor i współautor 196 publikacji, w tym 6 monografii. Współautor 3 podręczników akademickich. Zainteresowania naukowe: analiza systemu SEE w stanach nieustalonych, stabilność kątowa SEE, optymalizacja i polioptymalizacja stabilizatorów systemowych oraz regulatorów napięcia generatorów synchronicznych, estymacja parametrów modeli zespołów wytwórczych SEE, nowe modele generatorów synchronicznych przy zastosowaniu techniki sztucznych sieci neuronowych, zastosowanie regulatorów rozmytych w układach regulacji maszyn elektrycznych.

Janusz Walczak

prof. dr hab. inż. Instytut Elektrotechniki i Informatyki, Politechnika Śląska e-mail: janusz.walczak@polsl.pl Autor i współautor ponad 400 publikacji oraz 10 książek i monografii. Zainteresowania naukowe: analiza i synteza układów elektrycznych i elektronicznych, deterministyczne i losowe systemy dynamiczne, zastosowania cyfrowego przetwarzania sygnałów w inżynierii elektrycznej, zastosowania sztucznych sieci neuronowych, układy ułamkowego rzędu.

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89â&#x20AC;&#x201C;95

Technical Capacity and Economic Aspects of Using Energy Storage Systems for Balancing Variable Renewable Energy Author Tomasz Pakulski

Keywords Electrochemical energy storage, wind generation, RES variability compensation

Abstract Development of wind generation, besides its positive aspects related to the use of renewable energy, is a challenge in terms of operational security and economy of the National Power System (NPS). The uncertain and variable nature of wind generation sources (WG) entails the need to ensure by the TSO adequate power reserves, necessary to maintain the stable power system operation. Entities involved in energy trading from these sources incur additional balancing costs of unplanned production deviations. Continuous rise of WG installed capacity causes increase the problems associated with power system balancing. One of the solution may be energy storage systems. The paper presents the results of analyses of the possible use of electrochemical energy storage systems to balance WG variability as a tool to support the power system operation planning, in order to reduce the operating costs of the NPS. The method of determining the preferred types of electrochemical energy storage systems, basis on the technical and economic optimisation indicators was shown in this article.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017108 Received: 02.02.2017 Accepted: 27.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction Currently there are several types of electrochemical energy storage systems comercially available in the world, which are used along with renewable energy sources. The main ones are the three types of electrochemical storage systems: sodium-sulphur (NaS), lithium-ion (Li-ion) and lead-acid (Pb-Acid). Storage units

depending on the types may have quite different characteristics. Generally, they could be categorised as high power (Pb-Acid, Li-ion) or high capacity (NaS, Pb-Acid).The size of the energy storage system, operational requirements, leading application strategy of charging and discharging may be different depending on location, user requirements, etc.

Fig. 1. Number of cycles depending on the depth of discharge [1â&#x20AC;&#x201C;5] 89

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89–95

The main objective of the research was to present the method for determining the preferred types and the required technical parameters of electrochemical energy storage systems, basis on the technical and economic optimisation, taking into account: • Lifetime characteristics of the storage units resulting from the number of charge/discharge cycles and the depth of discharge (DOD) • Efficiency of the charge/discharge cycle • The size of capital expenditure. Fig. 1 shows the lifetime of selected types of electrochemical energy storage devices. In the assumed period of n-years, if the storage device works at a low DOD, it means that it will have sufficient capacity and its lifetime will lengthen, but significantly higher expenses will be incurred for its purchase. Conversely, the storage device will have insufficient capacity, the cost of its installation will be lower, but its lifetime will shorten, which will result in the need for multiple battery replacements within the assumed period of time. The proposed method will make it possible to find an optimal solution from a technical and financial point of view. Tab. 1 shows the selected technical and financial parameters adopted as assumptions to carry out the energy storage systems operation simulation for compensating: • WG forecasting errors in the short- and medium-term horizon • 15-minute gradients of WG power changes.

2. Balancing the variability of renewable generation 2.1. Compensation for forecasting errors in the short-term horizon The strategy involves the use of energy storage systems to compensate for the differences between the forecast and actual production volume from sources, which have large fluctuations in production over time (wind generation, photovoltaics). The purpose of the storage system is to supplement to the set (scheduled) level of generation from renewable sources or take over the excess production in relation to the forecasts reported in the schedule in the horizon of an hour. The storage system requires

Parameter

NaS

Li-ion

Pb-Acid

Storage capacity-to-discharge power ratio

7.2

2.0

2.5

Round trip energy storage efficiency [%]

Lifetime [cycles] at DOD of 80%

4500

5000

1500

Lifetime [cycles] at DOD of 100%

3000

4000

1000

3.2

1.8

1.2

Capital expenditure, USD million/MW

Tab. 1. Selected parameters of different electrochemical energy storage types

relatively small capacity, substantial power and a gradient of charging/discharging power, resulting from the significant fluctuations in the power supplied to the grid by the sources. A small capacity results from the assumption that in the long time horizon, the energy consumed and supplied to the network will be mutually compensated.

2.2. Compensation for forecasting errors in the medium-term horizon Forecast error for renewable generation in the medium term (the next day) may result from a systematic forecasting error or be the result of underestimation or overestimation of numerical weather forecasts. The use of energy storage systems to compensate for WG forecast errors will support the power system operation, in particular optimising the selection of generation units in regard to the security of the system and the costs of electricity generation. The storage unit requires greater capacity than in the case of compensating for short-term forecasting errors, and a lower rated power and gradient of changes of the power consumed or supplied to the grid. This is due to the fact that even a small systematic error in forecasting generation taking place over a long time horizon leads to relatively large volumes of mistakenly scheduled production. The idea of using energy storage to compensate for forecasting errors, in order to maintain the assumed energy production profile, is shown in Fig. 2.

Fig. 2. The use of energy storage for compensating renewable generation errors [6] 90

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89–95

Fig. 3. The use of energy storage to compensate for fluctuations in renewable energy production [7]

2.3. Compensation for the gradient of changes in wind generation The aim of energy storage operation is to reduce or eliminate the problem of rapid fluctuations in output power, and enabling efficient power balancing in the given network area. The purpose of these measures is to avoid the costs associated with starting up secondary reserves and the provision of other ancillary services in the power system, in order to balancing temporary supply and demand. The main task of the energy storage control system is to compensate for a 15-minute variability of renewable generation, taking into account the current power system demand. The idea is illustrated in Fig. 3.

3. Indicators of technical and economic optimisation The following indicators were used in order to evaluate and optimise the sizing and technical parameters of the energy storage system: • Technical indicator WT – determines the cost of storing 1 MWh of energy over the energy storge lifetime. For an optimal solution, the indicator reaches a minimum value. [PLN/MWh] where: Ki – capital expenditures [PLN], Eo – the volume of energy stored during the year [MWh/year], Tr – period of the energy storage lifetime for the required number of cycles [years], En – volume of energy not stored during the year [MWh/year]. Volume of energy not stored is determined as all requested charging/discharging energy storage which have not been realized due to: • insufficient energy storage charging/discharging power; • lack of storage capacity (full discharging or recharging of the storage unit) • Financial indicator WF – determines the cost of storing 1 MWh of energy within a predetermined n-year long time period of the storage system’s lifetime (including multiple batteries installation of the storage system in the case of a shorter

lifetime). For an optimal solution, the indicator reaches a minimum value. [PLN/MWh] where: Ki – capital expenditures [PLN], n – the number of replacements of batteries in the assumed analysis period, s – share of batteries purchase costs in total energy storage system capital expenditures, Eo – the volume of energy stored during the year [MWh], Tsk – coefficient correcting the actual lifetime of the storage unit in a manner analogous to the coefficient discounting the value of money [years]. Optimal selection of basic technical parameters of electrochemical storage units was made according to the technical and financial indicator, defined as: [PLN/MWh] The simulation results enabled determine the required power and capacity of the energy storage system and to indicate their lifetime as a function of the number of executed cycles and depth of discharge (DOD).

4. Simulation results 4.1. Compensating for forecasting errors Historical data describing the WG variability in the given network area were used to carry out an analysis of energy storage system used to compensate for forecasting errors in the short- and medium-term horizon. Forecast errors were calculated for individual time intervals and the energy storage mode was determined (charging or discharging), assuming that the forecast error is fully compensated by the energy storage system. The results show a statistical underestimation wind generation forecasts. Actual wind power output was statistically higher than previously forecasted. In the case of energy storage it will result increase operation time in charging mode (accumulation of wind generation surplus). This systematic forecast’s error may lead to 91

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89–95

Fig. 4. Technical indicator WT (NaS)

Fig. 5. Financial indicator WF (NaS)

Fig. 6. SOC level for power optimisation of the energy storage according to indicator WT (NaS)

Fig. 7. SOC level for power optimisation of the energy storage according to indicator WF (NaS)

Fig. 8. Energy stored – % of the total energy requests (NaS)

Fig. 9. Energy not stored – exceeding the nominal power of the storage system (NaS)

oversizing energy storage parameters (in particular its capacity) if wind power generation deviations with the same sign occur for a longer period of time. To compensate for this adverse phenomenon, in the simulation algorithm uses a correction energy storage discharging/charging upon reaching a certain SOC level (e.g. 80/60). As an optimum indicate the solution for which obtained the minimum value of the optimization indices. 92

Fig. 4–7 shows the characteristics of optimisation indicators and states of charge (SOC) of a sodium-sulphur (NaS) energy storage system in the analysed period of time. Fig. 8–13 and Tab. 2 show the required parameters of a NaS storage system for compensating for short term forecast errors according to the technical and financial criterion.

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89–95

Fig. 10. Energy not stored – exceeding the nominal capacity of the storage system (NaS)

Fig. 11. Lifetime of the storage system (NaS)

Fig. 12. Average annual number of storage cycles (NAS)

Fig. 13. Average SOC level (NaS)

Parameter

NaS

Li-ion

Technical criterion

33–51

142–214

45–53

Financial criterion

6–7

35–41

23–30

Technical and financial criterion

14–16

69–75

37–45

Capacity

Discharge multiplicity P

7.2

2.0

2.5

Energy stored

% of energy requests

3–5

Lifetime

years

>20

8–12

Average SOC level

% of rated capacity

NaS

Li-ion

Pb-Acid

Technical criterion

5–8

44–61

8–12

Financial criterion

3–4

13–17

2–8

Technical and financial criterion

4–5

25–30

5–10

Capacity

Discharge multiplicity P

7.2

2.0

2.5

Energy stored

% of energy requests

11–20

>20

Energy storage nominal power [MW/100 MW (GW)]

Lifetime

years

Average SOC level

% of rated capacity

Parameter

Energy storage nominal power [MW/100 MW (GW)]

Pb-Acid

Tab. 2. Required technical parameters of individual storage systems used for compensating for short-term WG forecasting errors

Tab. 3. Required technical parameters of individual storage systems used for compensating for medium-term WG forecasting errors

Tab. 3 shows the required technical parameters of selected types of storage systems for compensating for errors in wind generation forecasts in the medium-term horizon.

secondary reserve ancillary service. It was assumed that the main task of the storage system will be covering 15-minute gradients of changes in the balance of energy production and consumption, if they exceed the value observed without the participation of wind generation in covering the consumers’ demand for power. The simulation assumed that the energy storage system will be used only in situations in which the variability of wind generation will have a negative impact on the power system operation,

4.2. Compensating for the variability of wind generation The aim of the simulation was to analyse the possibility of using energy storage systems to compensate WG variability, as a

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89–95

Parameter

NaS

Li-ion

Pb-Acid

Technical criterion

3–6

13–21

3–8

Financial criterion

1–2

5–6

4–6

Technical and financial criterion

2–3

8–12

3–6

Capacity

Discharge multiplicity P

7.2

2.0

2.5

Energy stored

% of energy requests

Lifetime

years

>20

6–9

Average SOC level

% of rated capacity

Energy storage nominal power [MW/100 MW (GW)]

Tab. 4. Required technical parameters of individual storage systems used for compensating for WG variability

i.e. will increase the amount of secondary reserves required to be maintained in the power system, according to the formula: |ΔPL| < |ΔPL + ΔGW| (simultaneous decrease in demand for power and increase in wind generation, or increase in demand for power and decrease in wind generation), wherein: • ΔGW > 0 – charging of the storage system • ΔGW < 0 – discharging of the storage system, wherein: ΔPL – change in demand for power, MW ΔGW – change of wind generation, MW. Tab. 4 summarises the required technical storage system parameters in the strategy of compensating for the variability of wind generation.

5. Summary and conclusions The paper presents a method for determining the preferred types of electrochemical energy storage systems based on: • energy storage nominal power related to wind generation installed capacity indicators (MWES/MWGW ) • required capacity of the energy storage system (Q) in relation to its power (P), determined on the basis of technical and economic optimisation, taking into account: • Lifetime characteristics of the storage unit resulting from the number and depth of charging/discharging cycles • Efficiency of the charge/discharge cycle • The size of capital expenditure. Simulations made it possible to determine in an estimated way the required power and capacity of the storage systems and determine their lifetime at the specified number of cycles and depth of discharge. Tab. 5 shows the required technical parameters of storage units used for individual strategies of their use. The findings has shown that the preferred type of electrochemical energy storage in applications for compensating for variability of renewable energy generation (in particular wind power) is a storage system, whose storage capacity is the multiplicity of its charging/discharging power. Taking into account the energy storage types comercially available on the market, these primarily include sodium sulphur (NaS) storage units and 94

Parameter

Energy storage nominal power [MW/100 MW (GW)]

Lifetime, years

Compensation strategy

NaS

Li-ion

Pb-Acid

Short-term forecasting errors of WG

4–5

25–30

5–10

14–16

69–75

37–45

Gradient of changes in wind generation

2–3

8–12

3–6

Short-term forecasting errors of WG

>20

Medium-term forecasting errors of WG

>20

Gradient of changes in wind generation

>20

Medium-term forecasting errors of WG

Tab. 5. Required technical parameters of individual storage systems used for balancing the variability of wind generation

higher capacity lithium-ion storage units (Li-Ion High Capacity). The lowest values of the technical and financial indicators (PLN/ MWh) were achieved for these technologies, which indicates the highest project effectiveness among all electrochemical energy storage technologies considered and analysed. The effectiveness of the project decreases with the reduction of the storage systems capacity in relation to its rated power. In the case of a lithium-ion storage system, to obtain the required capacity it is necessary to oversize its power multiple times relative to the power required to provide the ancillary service. The simulations assumed compensation for variation in WG over a wide area. In the case of WF distributed over a smaller geographic area because of the lack of occur the smoothing effect, we may expect more relative (percentage) forecast errors and gradients of changes in production [8]. This will require the installation of greater power and capacity of the storage system per WG installed capacity unit. Intensive development of renewable energy and decreasing investment costs of the construction of energy storage systems means that in the future energy storage systems may become an important provider of ancillary services in the NPS, allowing for compensating for changes in the WG in the given network area, reducing the share of conventional generation sources. REFERENCES

1. Battery storage for renewables: Market status and technology outlook, International Renewable Energy Agency, January 2015. 2. Renewables and electricity storage: A technology roadmap for REmap 2030, International Renewable Energy Agency, June 2015. 3. Commercialisation of energy storage in Europe: A fact-based analysis of the implications of projected development of the European electric power system towards 2030 and beyond for the role and commercial viability of energy storage, March 2015. 4. N. Liu, M. Wimar, “The wide-area energy storage and management system – battery storage evaluation, US DOE, Pacific Northwest National Laboratory”, Richland, Washington 2009

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 89–95

5. M. Kintner-Meyer, P. Balducci, “Energy storage for power systems applications: A regional assessment for the Northwest Power Pool (NWPP) US DOE”, Pacific Northwest National Laboratory, Richland, Washington, April 2010. 6. H. Vikelgaard, “Vestas & Energy Storage 2012”, Vestas, April 2012.

7. J. Johnson, “Initial Operating Experience of the La Ola 1,2 MW Photovoltaic System, Sandia Report”, October 2011. 8. P. Nørgaard, H. Holttinen, “A multi-turbine power curve approach”, RISØ National Laboratory, Denmark, VTT, 2005, Finland.

Tomasz Pakulski Research Institute, 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 (2005). Now a technical and engineering specialist in the Department of Strategy and System 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.

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 89–95

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 89–95. When referring to the article please refer to the original text. PL

Możliwości techniczne i aspekty ekonomiczne wykorzystania zasobników energii dla bilansowania zmiennej generacji OZE Autor

Tomasz Pakulski

Słowa kluczowe

elektrochemiczny magazyn energii, generacja wiatrowa, kompensowanie zmienności OZE

Streszczenie

Rozwój generacji wiatrowej oprócz pozytywnych aspektów związanych z wykorzystaniem energii odnawialnej stanowi wyzwanie z punktu widzenia bezpieczeństwa i ekonomiki funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Niepewny i zmienny charakter źródeł generacji wiatrowej (GW) pociąga za sobą konieczność zapewnienia przez OSP odpowiednich rezerw mocy, niezbędnych dla zachowania stabilnej pracy sieci. Podmioty zaangażowane w handel energią z tych źródeł ponoszą dodatkowe koszty bilansowania nieplanowanych odchyleń produkcji. Ciągły wzrost mocy zainstalowanej GW powoduje nasilenie problemów związanych z bilansowaniem systemu, a rozwiązaniem mogą być zasobniki energii. W artykule przedstawiono wyniki analiz dotyczących możliwości wykorzystania elektrochemicznych zasobników energii do bilansowania zmienności GW jako narzędzia wspomagającego planowanie pracy systemu i służącego obniżeniu kosztów funkcjonowania KSE. Zaprezentowano sposób wyznaczania preferowanych typów elektrochemicznych zasobników energii, określanych na podstawie techniczno-ekonomicznych wskaźników optymalizacyjnych. Data wpływu do redakcji: 02.02.2017 Data akceptacji artykułu: 27.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wstęp Na świecie dostępnych jest wiele rodzajów elektrochemicznych magazynów energii elektrycznej, które są wykorzystywane do współpracy ze źródłami odnawialnymi. Za dominujące można uznać trzy typy zasobników elektrochemicznych: sodowo-siarkowy (NaS), litowo-jonowy (Li-ion) oraz kwasowo-ołowiowy (Pb-Acid). Magazyny w zależności od wykonania mogą posiadać dosyć zróżnicowane parametry. Generalnie można by je sprowadzić do kategorii high power (Pb-Acid, Li-ion) oraz high capacity (NaS, Pb-Acid). Wielkość zastosowanego magazynu energii, wymagania eksploatacyjne, wiodąca strategia wykorzystania mogą być różne w zależności m.in. od lokalizacji i wymagań użytkownika. Głównym celem przeprowadzonych badań było określenie sposobu wyznaczania preferowanych typów oraz pożądanych parametrów technicznych elektrochemicznych zasobników energii określonych na podstawie techniczno-ekonomicznej optymalizacji uwzględniającej, m.in.: • charakterystyki czasu życia zasobnika wynikające z liczby cykli ładowania/rozładowania oraz stopnia rozładowania DOD (ang. depth of discharge) • s p r aw n o ś c i c y k l u ł a d o w a n i e / rozładowanie • wielkość nakładów inwestycyjnych. Na rys. 1 przedstawiono charakterystyki czasu życia wybranych typów elektrochemicznych zasobników energii. W założonym okresie czasu n-lat, w przypadku gdy zasobnik będzie pracować w niskim zakresie DOD – oznacza to, że będzie miał on wystarczającą pojemność – wydłuży się jego żywotność, ale poniesione zostaną znacznie wyższe wydatki na jego zakup. W sytuacji odwrotnej zasobnik będzie miał niewystarczającą pojemność, niższe byłyby koszty jego

Rys. 1. Liczba cykli w zależności od głębokości rozładowania [1–5]

Parametr Stosunek pojemność zasobnika/moc rozładowania Sprawność cyklu magazynowania energii [%]

NaS

Li-ion

Pb-Acid

7,2

2,0

2,5

Czas życia [cykle] przy 80% DOD

4500

5000

1500

Czas życia [cykle] przy 100% DOD

3000

4000

1000

3,2

1,8

1,2

Nakład inwestycyjny, mln USD/MW

Tab. 1. Parametry technologii magazynowania energii z zasobnikiem elektrochemicznym

instalacji, ale skróci się jego żywotność, co spowoduje konieczność wielokrotnej wymiany akumulatorów w założonym okresie czasu. Przeprowadzona analiza umożliwi znalezienie rozwiązania optymalnego z technicznego oraz finansowego punktu widzenia. W tab. 1 przedstawiono wybrane parametry techniczne oraz finansowe przyjęte

jako założenia do przeprowadzenia symulacji pracy zasobników energii w strategiach kompensowania: • błędów prognoz GW w horyzoncie krótko- oraz średnioterminowym • 15-minutowych gradientów zmian mocy GW.

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 89–95

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 89–95. When referring to the article please refer to the original text. PL

3. Wskaźniki techniczno-ekonomicznej optymalizacji W celu oceny i optymalizacji doboru wielkości oraz parametrów technicznych zasobnika posłużono się następującymi wskaźnikami: • wskaźnik techniczny WT – określa koszt magazynowania 1 MWh energii w całym okresie życia zasobnika. Dla rozwiązania optymalnego wskaźnik osiąga wartość minimalną. [PLN/MWh]

Rys. 2. Wykorzystanie zasobnika energii do kompensacji błędów generacji odnawialnej [6]

Rys. 3. Wykorzystanie zasobnika energii do kompensacji wahań produkcji odnawialnej [7]

2. Bilansowanie zmienności generacji odnawialnej 2.1. Kompensowanie błędów prognoz w horyzoncie krótkoterminowym Strategia zakłada wykorzystanie zasobników energii do kompensacji odchyleń pomiędzy prognozowaną a rzeczywistą wielkością produkcji źródeł, które cechują się dużymi wahaniami produkcji w czasie (generacja wiatrowa, fotowoltaika). Zadaniem magazynu jest uzupełnienie do zadanego (zgrafikowanego) poziomu generacji ze źródeł odnawialnych lub przejęcie nadmiarowej produkcji w stosunku do wartości prognozy zgłoszonej w grafiku pracy w horyzoncie godziny. Od zasobnika wymagana jest stosunkowo niewielka pojemność i znaczna moc oraz gradient zmiany mocy pobieranej/ oddawanej do sieci, wynikające ze znacznych wahań mocy oddawanej do sieci przez źródła. Niewielka pojemność wynika z założenia, że w dłuższym horyzoncie czasu energia pobrana i oddana do sieci będą się wzajemnie kompensowały. 2.2. Kompensowanie błędów prognoz w horyzoncie średnioterminowym Błędy prognoz generacji odnawialnej w średnim horyzoncie czasowym (na dobę następną) mogą wynikać z systematycznego błędu prognoz lub być efektem niedoszacowania lub przeszacowania numerycznych prognoz pogody. Wykorzystanie magazynów energii do kompensacji błędów prognozy generacji wiatrowej pozwoli wspomagać prowadzenie ruchu w sieci,

w szczególności optymalizować dobór do pracy jednostek wytwórczych ze względu na bezpieczeństwo pracy systemu oraz koszty wytwarzania energii elektrycznej. Od zasobnika wymagana jest większa pojemność niż w przypadku kompensowania krótkoterminowych błędów prognoz oraz mniejsze: moc nominalna i gradient zmiany mocy pobieranej lub oddawanej do sieci. Wynika to z faktu, że nawet niewielki systematyczny błąd prognozy generacji popełniony w dłuższym horyzoncie czasu prowadzi do stosunkowo dużych wolumenów błędnie zgrafikowanej produkcji. Ideę wykorzystania zasobnika energii do kompensowania błędów prognoz, w celu utrzymania założonego profilu produkcji energii, przedstawiono na rys. 2. 2.3. Kompensowanie gradientów zmian generacji wiatrowej Zadaniem zasobników energii jest ograniczenie lub wyeliminowanie problemu związanego z szybkimi wahaniami mocy wyjściowej oraz umożliwienie skutecznego bilansowania mocy w danym obszarze sieci. Efektem działań jest uniknięcie kosztów związanych z uruchomieniem rezerwy wtórnej w sieci oraz ze świadczeniem innych usług regulacyjnych mających na celu bilansowanie chwilowej podaży i popytu. Zadaniem systemu sterowania zasobnikiem jest kompensowanie 15-minutowej zmienności generacji odnawialnej z uwzględnieniem aktualnego zapotrzebowania na moc w systemie. Ideę przedstawiono na rys. 3.

gdzie: Ki – nakład inwestycyjny [PLN], Eo – wolumen energii obsłużonej przez zasobnik energii w ciągu roku [MWh/rok], Tr – okres czasu życia zasobnika dla wymaganej liczby cykli [lata], En – wolumen energii nieobsłużonej przez zasobnik w ciągu roku [MWh/ rok]. Przez energię nieobsłużoną rozumiane są żądania pracy zasobnika w trybie ładowania lub rozładowania, które nie zostały zrealizowane ze względu na: • niedostateczną moc zasobnika w trybie generacji lub poboru mocy • brak zdolności magazynowania (całkowite rozładowanie lub naładowanie zasobnika) • wskaźnik finansowy WF – określa koszt zmagazynowania 1 MWh energii w założonym n-letnim okresie życia zasobnika (z uwzględnieniem wielokrotnej instalacji zasobnika w przypadku krótszego czasu życia). Dla rozwiązania optymalnego wskaźnik osiąga wartość minimalną. [PLN/MWh] gdzie: Ki – nakład inwestycyjny [PLN], n – liczba wymian akumulatorów w ciągu przyjętego okresu analizy, s – udział kosztów zakupu akumulatorów w całkowitych nakładach inwestycyjnych na budowę systemu magazynowania energii, Eo – wolumen energii obsłużonej przez zasobnik energii [MWh], Tsk – współczynnik korygujący rzeczywisty czas życia zasobnika w sposób analogiczny do współczynnika dyskontującego wartość pieniądza w czasie [lata]. Optymalnego doboru podstawowych parametrów technicznych zasobników elektrochemicznych dokonywano według wskaźnika techniczno-finansowego, zdefiniowanego jako: [PLN/MWh] Wyniki symulacji pozwoliły wyznaczyć wymaganą moc i pojemność zasobnika oraz określić ich czas życia w funkcji zrealizowanej liczby cykli oraz głębokości rozładowania zasobnika (DOD). 4. Wyniki symulacji 4.1. Kompensowanie błędów prognoz Do przeprowadzenia analiz pracy zasobnika energii zastosowanego do kompensowania błędów prognoz w horyzoncie krótko- oraz średnioterminowym wykorzystano historyczne dane opisujące zmienność GW w danym obszarze sieci. Dla poszczególnych

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 89–95

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 89–95. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 4. Wskaźnik techniczny WT (NaS)

Rys. 5. Wskaźnik finansowy WF (NaS)

Rys. 6. Poziom SOC dla optymalizacji mocy zasobnika wg wskaźnika WT (NaS)

Rys. 7. Poziom SOC dla optymalizacji mocy zasobnika wg wskaźnika WF (NaS)

Rys. 8. Energia obsłużona przez zasobnik – % łącznej energii żądań (NaS)

Rys. 9. Energia nieobsłużona – przekroczenie mocy nominalnej zasobnika (NaS)

Rys. 10. Energia nieobsłużona – przekroczenie pojemności nominalnej zasobnika (NaS)

Rys. 11. Czas życia zasobnika (NaS)

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 89–95

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 89–95. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 12. Średnioroczna liczba cykli magazynowania (NaS)

przedziałów czasu obliczono błąd prognozy oraz określono reżim pracy zasobnika, zakładając, że błąd prognozy jest w całości kompensowany przez zasobnik energii.

Rys. 13. Średni poziom SOC (NaS)

Badania wykazały, że w analizowanym okresie rzeczywista moc oddawana do sieci była statystycznie wyższa od planowanej, co w przypadku zasobnika będzie skutkować zwiększeniem czasu pracy w trybie

Parametr Moc zasobnika [MW/100 MW GW]

NaS

Li-ion

Pb-Acid

kryterium techniczne

5–8

44–61

8–12

kryterium finansowe

3–4

13–17

2–8

kryterium techniczno-finansowe

4–5

25–30

5–10

Pojemność

krotność P rozł.

7,2

2,0

2,5

Energia

% energii żądań

Żywotność

lata

11–20

>20

3–5

Średni poziom SOC

% pojemności nominalnej

Tab. 2. Pożądane parametry techniczne poszczególnych zasobników wykorzystanych do kompensowania krótkoterminowych błędów prognoz GW

Parametr Moc zasobnika [MW/100 MW GW]

NaS

Li-ion

Pb-Acid

kryterium techniczne

33–51

142–214

45–53

kryterium finansowe

6–7

35–41

23–30

14–16

69–75

37–45

Pojemność

krotność P rozł.

7,2

2,0

2,5

Energia

% energii żądań

Żywotność

lata

>20

8–12

Średni poziom SOC

% pojemności nominalnej

kryterium techniczno-finansowe

Tab. 3. Pożądane parametry techniczne poszczególnych zasobników wykorzystanych do kompensowania średnioterminowych błędów prognoz GW

Parametr Moc zasobnika [MW/100 MW GW]

NaS

Li-ion

Pb-Acid

kryterium techniczne

3–6

13–21

3–8

kryterium finansowe

1–2

5–6

4–6

kryterium techniczno-finansowe

2–3

8–12

3–6 2,5

Pojemność

krotność P rozł.

7,2

2,0

Energia

% energii żądań

Żywotność

lata

>20

6–9

Średni poziom SOC

% pojemności nominalnej

Tab. 4. Pożądane parametry techniczne poszczególnych zasobników wykorzystanych do kompensowania zmienności generacji wiatrowej

ładowania. Tego typu błąd systematyczny prognozy może doprowadzić do przewymiarowania pojemności zasobnika, gdyby odchyłki o jednakowym znaku występowały przez dłuższy okres. W celu skompensowania tego niekorzystnego zjawiska zastosowano w algorytmie symulacyjnym korekcyjne rozładowanie/ładowanie zasobnika po osiągnięciu ustalonego poziomu SOC (np. 80/60). Za optymalne wskazano rozwiązanie, dla którego uzyskano minimalną wartość wskaźników optymalizacyjnych. Na rys. 4–7 przedstawiono dla zasobnika sodowo-siarkowego (NaS) charakterystyki wskaźników optymalizacyjnych oraz poziomów naładowania magazynu SOC (ang. state of charge) w rozpatrywanym okresie. Na rys. 8–13 oraz w tab. 2 przedstawiono pożądane parametry zasobnika NaS do kompensowania błędów prognoz krótkoterminowych według kryterium techniczno-finansowego. W tab. 3 przedstawiono pożądane parametry techniczne wybranych typów zasobników do kompensowania błędów prognoz generacji wiatrowej w horyzoncie średnioterminowym. 4.2. Kompensowanie zmienności generacji wiatrowej Celem symulacji była analiza możliwości wykorzystania magazynów energii do świadczenia usługi kompensowania zmienności GW, która miałaby charakter rezerwy wtórnej. Założono, że zadaniem magazynu będzie pokrywanie 15-minutowych gradientów zmian bilansu wytwarzania i zużycia energii, jeżeli przekraczają one wartości obserwowane bez udziału generacji wiatrowej w pokrywaniu zapotrzebowania odbiorców na moc. W przeprowadzonej symulacji założono więc, że magazyn energii będzie wykorzystany wyłącznie w sytuacjach, w których zmienność generacji wiatrowej będzie miała negatywny wpływ na pracę sieci, tj. zwiększała wielkość rezerwy wtórnej wymaganej do utrzymywania w systemie, zgodnie z zależnością: |ΔPL| < |ΔPL + ΔGW| (równoczesny spadek zapotrzebowania na moc i wzrost generacji wiatrowej lub wzrost zapotrzebowania na moc i spadek generacji wiatrowej), przy czym: • ΔGW > 0 – ładowanie zasobnika • ΔGW < 0 – rozładowanie zasobnika,

T. Pakulski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 89–95

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 89–95. When referring to the article please refer to the original text. PL

gdzie: ΔPL – zmiana zapotrzebowania na moc odbiorców, MW ΔGW – zmiana mocy generacji wiatrowej, MW. W tab. 4 zestawiono pożądane parametry techniczne zasobników w strategii kompensowania zmienności generacji wiatrowej. 5. Podsumowanie i wnioski W referacie zaprezentowano sposób wyznaczania preferowanych typów elektrochemicznych zasobników energii w oparciu o: • wskaźnik mocy zasobnika energii d o m o c y z ai nst a l ow an e j G W (MWES/MWGW) • wymaganą pojemność zasobnika energii (Q) w relacji do jego mocy (P) określonych na podstawie techniczno-ekonomicznej optymalizacji uwzględniającej m.in.: • charakterystyki czasu życia zasobnika wynikającego z liczby i głębokości cykli ładowania/rozładowania • sprawnoś ci c y k lu ładowanie/ rozładowanie • wielkość nakładów inwestycyjnych. Symulacje pozwoliły w przybliżony sposób określić wymaganą moc i pojemność zasobnika oraz wyznaczyć ich czas życia przy określonej liczbie cykli i stopniu rozładowania DOD. W tab. 5 przedstawiono pożądane parametry techniczne zasobników wykorzystanych do poszczególnych strategii ich zastosowania. Badania wykazały, że preferowanym typem elektrochemicznego magazynowania energii do zastosowań kompensowania zmienności generacji OZE (w szczególności generacji wiatrowej) jest zasobnik, którego pojemność magazynowania stanowi wielokrotność mocy ładowania/rozładowania. Biorąc pod uwagę technologie dostępne na rynku, mogą to być przede wszystkim zasobniki sodowo-siarkowe (NaS) oraz litowo-jonowe o wyższej pojemności (Li-ion High Capacity). Dla wymienionych technologii uzyskano najniższe wartości wskaźników technicznego oraz finansowego (PLN/MWh), co wskazuje na najwyższą efektywność przedsięwzięcia spośród wszystkich rozpatrywanych i analizowanych technologii elektrochemicznego magazynowania energii.

Tomasz Pakulski

Parametr

Moc zasobnika [MW/100 MW GW]

Strategia kompensowania

NaS

Li-ion

Pb-Acid

krótkoterminowych błędów prognoz GW

4–5

25–30

5–10

średnioterminowych błędów prognoz GW

14–16

69–75

37–45

2–3

8–12

3–6

krótkoterminowych błędów prognoz GW

>20

średnioterminowych błędów prognoz GW

>20

gradientów zmian generacji wiatrowej

>20

gradientów zmian generacji wiatrowej

Czas życia, lata

Tab. 5. Pożądane parametry techniczne poszczególnych zasobników wykorzystanych do bilansowania zmienności generacji wiatrowej

Efektywność przedsięwzięcia pogarsza się wraz ze zmniejszeniem pojemności zasobnika w stosunku do jego mocy nominalnej. W przypadku zasobnika litowo-jonowego w celu osiągnięcia wymaganej pojemności niezbędne jest wielokrotne przewymiarowanie jego mocy w stosunku do mocy wymaganej dla świadczenia usługi. Przeprowadzone symulacje zakładały kompensowanie zmienności GW rozmieszczonej na rozległym obszarze. W przypadku FW rozmieszczonych na mniejszym geograficznie obszarze ze względu na brak efektu wygładzania (ang. smoothing efect) należy oczekiwać większych względnych (procentowych) błędów prognoz oraz gradientów zmian produkcji [8]. Będzie to wymagało instalacji większej mocy i pojemności zasobnika na jednostkę mocy farm wiatrowych. Intensywny rozwój energetyki odnawialnej oraz zmniejszające się nakłady inwestycyjne na budowę zasobników energii powodują, że magazyny energii mogą w przyszłości stać się ważnym dostawcą usług regulacji w KSE, pozwalając na kompensowanie zmian GW w danym obszarze sieci, zmniejszając udział klasycznych źródeł wytwórczych.

3. Commercialization of energy storage in Europe: A fact-based analysis of the implications of projected development of the European electric power system towards 2030 and beyond for the role and commercial viability of energy storage, marzec 2015. 4. Liu N., Wimar M., The wide-area energy storage and management system – battery storage evaluation, US DOE, Pacific Northwest National Laboratory, Richland, Washington 2009 5. Kintner-Meyer M., Balducci P., Energy storage for power systems applications: A regional assessment for the Northwest Power Pool (NWPP) US DOE, Pacific Northwest National Laboratory, Richland, Washington, kwiecień 2010. 6. Vikelgaard H., Vestas & Energy Storage 2012, Vestas, kwiecień 2012. 7. Johnson J., Initial Operating Experience of the La Ola 1,2 MW Photovoltaic System, Sandia Report, październik 2011. 8. Nørgaard P., Holttinen H., A multi-turbine power curve approach, RISØ National Laboratory, Denmark, VTT, Finland 2005.

Bibliografia 1. Battery storage for renewables: Market status and technology outlook, International Renewable Energy Agency, styczeń 2015. 2. Renewables and electricity storage: A technology roadmap for REmap 2030, International Renewable Energy Agency, czerwiec 2015.

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). 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, prognozowanie, działania i inicjatywy Smart Grid.

100

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 101–106

Universal Current Transformer for Accurate Measurement of Short-circuit Currents Authors Jerzy Przybysz Jan Olak Zbigniew Piątek

Keywords current transformer, aperiodic time constant, short circuit tests

Abstract The paper presents the design of a special current transformer developed by the Institute of Power Engineering in cooperation with TRANSFORMEX sp. z o.o. The aim of the project was to obtain current transformers allowing not only a thorough transformation of symmetrical currents – which is characteristic for typical current transformers, but also of asymmetrical shortcircuit currents containing an aperiodic component, which are not reproduced by classic current transformers. A current transformer has been developed with a range of short-circuit currents established from 1 kA to 50 kA, and short-circuit currents with an aperiodic component with a decay time constant up to 200 ms, peak value from 2.5 kA to 125 kA, assuming the possibility of five-fold repetition of short circuits with the same value and the same constant component polarity, with the assumed transformation accuracy.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017109 Received: 02.02.2017 Accepted: 22.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction Short circuit withstand – thermal and dynamic, attributed by the manufacturers of electrical equipment intended for use in power systems – must be confirmed by performing relevant tests in specialised laboratories. Thermal short-circuit withstand is tested using symmetrical current over a time specified by relevant standards, while dynamic short-circuit withstand is testes using asymmetrical current with a decaying transient constant component with a time constant , depending on the installation location of equipment. In practice, the value of the time constant is in the 20–250 ms range. High current laboratories also conduct tests of heating equipment with rated symmetrical current. Symmetrical and asymmetrical currents, with a constant transient component, should be carefully measured to remove doubts about the credibility of the short-circuit tests. The values of symmetrical currents used to test electrical equipment are very different – from several dozen amperes to several dozen kiloamperes. The values of short circuit currents used to test dynamic short-circuit withstand are 2.5 times greater than the value of symmetrical currents. Problems occur in the measurement of asymmetrical currents, when the measured current contains a decaying constant component with a time constant . The constant component of current causes the current transformer

core saturation and the formation of very large transformation errors. These errors grow very rapidly with an increase of the time constant . Since the short-circuit tests and heating tests are often carried out in the same laboratory, it is convenient to use universal current transformers with multiple ranges for measuring short circuit currents.

2. Design assumptions Design assumptions for the current transformers have been developed at the Institute of Power Engineering, taking into account the current needs, e.g. the inability to measure currents using resistive shunts in circuits where, due to their topologies, one side of the shunt cannot be earthed. Assumptions include technical parameters as well as design and operational requirements placed on current transformers: • Rated insulation voltage: 30 kV • Rated primary currents: 1–2–5–10–20–50 kA • Rated secondary currents: 5 A and 2 A • Rated power: 20 VA • Accuracy class: 0.2 • Decay time constant of the short circuit current’s constant component: = 200 ms 101

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 101–106

• Continuous operation: up to 20 kA • Primary winding: single bus • Switching rated ranges between primary and secondary current: on the insulation terminal plate, on the secondary side of the current transformer • Design suitable for transport with a forklift and a hoist with ropes fitted with hooks • Design adapted for attachment to the floor

3. Choosing the type of design Selection of the type of design is not obvious due to the large range of the rated values of primary currents, from 1000 to 50,000 A, and the required „pass-through” design, in which the primary winding is in the form of a single bus and thus the rated primary current corresponds to the rated ampere- turns of the current transformer. Cascade designs are used for large current values, greater than 2000 A. In the case of a ratio of 50,000/5 A/A, for single-core designs, it would be necessary to wind secondary winding, with 25,000 turns, which would be very labour-intensive, resulting in a significant extension of the dimensions of the current transformer and would cause secondary winding to induct very high voltage in the case of inadvertently opening the secondary terminals. Therefore, for rated primary currents of 2000-50,000 A, a cascade (double-core) design has been adopted. The linking winding is wound on the primary core with a window for the current circuit. It is selectable for different ranges of the primary current (2–5–10–20–50 kA) and connected to the primary winding of the secondary core, wound with taps selected so that the nominal ampere- turns of the secondary core always amounts to 2000 ampere- turns for all measurement ranges of the current transformer (2–5–10–20–50 kA). Secondary winding of the secondary core is wound for rated secondary currents of 5 A and 2 A. For primary current of 1000 A, the cascade design is very unfavourable since for the rated ampere- turns of 1000, when the secondary core loads on the primary core, the accuracy of transformation would be small, and improving it would require enlarging the section of the primary core, which would increase the weight and cost of the current transformer. Therefore, a single-core design has been assumed for the primary current of 1000 A. For the ratio of 1000/5 A/A, additional secondary winding was wound on the primary core, and only the primary core works with this ratio as a single-core transformer (secondary terminals 1S1-1S2, Fig. 1). For the ratio of 1000/2 A/A, secondary winding of a single-core transformer is in the form of four sections of linking winding connected in series, wound on the primary core (secondary terminals 1S1-1S3, Fig. 1). Currrent transformer winding connections diagram is shown on Fig. 1. (Patent application P-419 196 of 13.10.2016)

4. Description of the transformer’s design The transformer is built in the form of two cores: • Primary core, consisting of a toroidal core made of high grade magnetic steel with the link winding and additional 102

Fig. 1. Current transformer winding connections diagram

Photo. 1. PPZw-30 current transformers, general view

secondary winding wound on it, whose window has an insulating tubular passageway, for passing a bus which is a part of the current circuit • Secondary core, placed in the upper part of the transformer, with primary windings constituting the linking winding of the cascade current transformer and secondary winding serving as secondary winding of the cascade current transformer (for primary currents 2–5–10–20–50 kA). The two cores are mounted in the metal frame support structure with insulated walls and cover. One of the walls is used as a terminal plate with terminals to which the connections of all

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 101–106

link windings and secondary windings are connected. Switching between the rated primary current ranges takes place by means of special connectors that constitute the current transformer’s elements. Choosing the value of rated secondary current is accomplished by connecting the current recorders to the suitable, labelled secondary terminals.

5. Tests The current transformer was subjected to metrological verification consisting of the following tests: • Product tests performed at TRANSFORMEX sp. z o.o. • Checking the accuracy of processing short circuit current waveforms with a non-periodic component having large time constants, at the Distribution Equipment Laboratory of the Institute of Power Engineering in Warsaw

• Calibration at the Laboratory of Low Frequency Electrical Values of the Electrical Department at the Central Office of Measures, in regard to the processing of steady-state symmetrical currents. Product tests and calibration refer to the final device, which the current transformer is, and the accuracy of transformation of the actual short-circuit current waveforms with an aperiodic component was checked throughout the process of developing the final design of the current transformer. This is due to the fact that meeting the condition of faithfully reconstructing the waveform of asymmetrical short circuit current with a long decay time of the constant component was the most difficult to implement and required designing, building and testing many current transformer prototypes. They were performed at the Distribution Equipment Laboratory of the Institute of Power Engineering in

Fig. 2. Oscillogram from test checking the processing of short-circuit current with τ = 235 ms for the current transformer prototype with a negative result of the verification a) Oscillogram for the entire test, b) Oscillogram of first 16 peaksof current 103

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 101–106

Fig. 3. Graph of relative amplitude errors on selected peaks of current waveforms from the test verifying the processing of short-circuit current with τ = 235 ms for the current transformer prototype with a negative result of the verification

Warsaw, in a special, single-phase, double-loop test circuit. In a typical short-circuit circuit, it is not possible to obtain such large decay time components of the aperiodic constant. The measuring part of the test circuit consists of the tested prototype of a current transformer and a resistive shunt regarded as a reference measuring device as well as a digital recorder for recording and comparing the two current waveforms. According to the plans, the main parameters of the short-circuit current (effective value of the periodic component, peak factor and the decay time constant of the aperiodic component) were determined for each short-circuit test and recorded using a resistive shunt. Two sets of the results of verifications are presented to illustrate the method used to verify the correctness of processing asymmetrical short-circuit current waveforms. The first is an example of a negative result for one of the working prototypes of the current transformer, while the other illustrates a positive result of checking the final version of the current transformer. Fig. 2 shows the oscillograms from the failed attempt to check the processing accuracy of short-circuit current with a time constant τ = 235 ms. Two current waveforms shown on the same time axis: from the resistive shunt, treated as a reference – in red, and from the tests prototype of a current transformer – in blue. The lower oscillogram is the initial part of the entire test, which the upper oscillogram contains, stretched over time. Inaccuracy of processing is visible to the naked eye. Fig. 3 shows a graph of amplitude errors on selected 8 peaks of the current waveforms being compared. For the selected 8 peaks of the larger half-waves of short circuit current (peaks no. 1, 2, 5, 10, 15, 20, 25 and 30), the instantaneous values of the current waveforms being compared from the shunt (reference) and the tested prototype of a current transformer were determined, and then the relative percentage amplitude errors for each of these current peaks. The values of these errors and the shapes of current waveforms being compared were a determinant of the processing accuracy of the prototype current transformer being tested. The maximum relative error in processing (in a set 104

of 8 designated value) of 48.3% occurred for the verification test in the current’s 10th peak. This is a definite negative result. It was decided that for this original, non-normative method for checking the accuracy of processing an asymmetrical short circuit current waveform, successful verification occurs when the amplitude error on any of the 8 analysed current peaks will not exceed 1%, and the superimposed waveforms will not show any obvious phase shifts. For such large values (~200 ms) of the time constants, this criterion is very severe. Below is an example of a short-circuit test that meets these criteria. Fig. 4 shows oscillograms from the test checking the transformation fidelity of short-circuit current with a time constant of τ = 193 ms by a current transformer in its final design. As before, two current waveforms are shown on the same time axis: reference waveform from the resistive shunt – in red, and the waveform from the current transformer tested – in blue. The lower oscillogram is a portion of the upper oscillogram of the entire test stretched over time. Visually, the two current waveforms practically overlap. There is no significant phase shift between the waveforms (oscillogram 4b). It should be noted that the verification test presented as an example was the fourth short-circuit test with the same parameters (especially the same peak polarity), with small intervals of several minutes between the tests. This represents a significant increase in the working conditions of the current transformer. Fig. 5 shows a graph of relative amplitude errors for the selected 8 peaks of current waveforms. The highest error value occurs on peak 15 and amounts to 0.92%. According to the accepted criterion for assessing the accuracy of processing asymmetrical short-circuit current, the current transformer verification result is positive. After checking the processing of asymmetrical short-circuit currents at the Institute of Power Engineering in Warsaw (and after product testing at TRANSFORMEX sp. z o.o. – the manufacturer), the current transformer was subjected to a verification of the measurement accuracy of symmetrical currents at the

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 101–106

Fig. 4. Oscillogram from the verification of processing of short-circuit current with τ = 193 ms for a current transformer with a positive result of the verification / a) oscillogram for the entire test, b) oscillogram of the first 16 peaks of current

Fig. 5. Graph of relative amplitude errors on selected peaks of current waveforms from the test verifying the processing of short-circuit current with τ = 193 ms for a transformer with a positive verification result 105

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | 101–106

Laboratory of Low Frequency Electrical Values of the Electrical Department at the Central Office of Measures. The obtained calibration certificate confirmed the assigned accuracy class 0.2 assigned to the transformer.

6. Summary Based on the results of the tests conducted, it should be stated that the presented universal current transformer for accurate measurement of short-circuit current meets the metrological assumptions. REFERENCES

1. A. Wiszniewski, “Przekładniki w elektroenergetyce“ [Current transformers in power system], WNT, Warszawa 1982. 2. A. Koszmider, J. Olak, Z. Piotrowski, “Przekładniki prądowe” [Current transformers], WNT, Warszawa 1985.

3. Capacitors, Magnetic Circuits and Transformers”, ed. L.W. Matsch, Prentice-Hall, INC, Englewood Cliffs, N.J., 1964. 4. A. Olak, J. Olak, J. Przybysz, “Przetwornik prądowy do jednoczesnej transformacji dużych i małych prądów zwarciowych w zakresie wysokich napięć” [The current transducer for simultaneous transformation of high and low Short-Circuit Currents in the high voltage range], Patent P.419126, 13.10.2016. 5. С.Л. Кужеков, А.А. Дегтярев, К.В. Чередниченко, “Об обеспечении необходимой точности работы защитных трансформаторов тока в переходных режимах“ [On ensuring work accuracy of protective current transformers in transient modes] Электрические Станции 2015, No. 5. 6. В.К. Ванин i in., “Повышение достоверности работы измерительных цепей релейной защиты“, Электрические Станции 2015 [Increase of operation reliability of measuring circuits in power system protection], No. 11.

Jerzy Przybysz Institute of Power Engineering Research Institute in Warsaw e-mail: jerzy.przybysz@ien.com.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology, major: electrical machinery (1959). He has been an employee of the Institute of Power Engineering since 1960. In his original department, he defended his doctoral thesis in the field of turbogenerator design (1968). He received his doctoral degree at the Faculty of Electrical Engineering at the Wrocław University of Technology (2000). Jerzy Przybysz works with issues related to the operation and diagnostics of turbogenerators and hydrogenerators. He is the author of 5 books in this field, more than 100 publications in technical journals, many papers at national and international conferences and 6 patents for devices used in the power industry.

Jan Olak TRANSFORMEX sp. z o.o. in Warsaw e-mail: janolak90@gmail.com He is a graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology, major: industrial electrical engineering (1961). In his original department, he completed postgraduate studies in the field of power equipment and then in the field of high voltage power equipment. His professional interests include power equipment and LV, MV and HV current-voltage transformers. He is an author and co-author of dozens of transformer designs implemented into production, for which he has received numerous awards and distinctions. He has co-authored 20 patents for power equipment (transformers, auxiliary transformers, etc.).

Zbigniew Piątek Institute of Power Engineering Research Institute in Warsaw e-mail: zbigniew.piatek@ien.com.pl He is a graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology, major: power equipment. Since 1981, he has been employed at the Distribution Equipment Laboratory of the Institute of Power Engineering, where he participates in tests of medium and high voltage power equipment – mainly checking short-circuit strength and switching ability. As a measurement engineer, he has participated in network tests in a number of power facilities, such as power plants and substations. He has participated in acceptance testing for the only Polish 750 kV high-voltage line. He is a co-author of several papers presented at international scientific and technical conferences organised in Poland and the author of articles in technical journals.

106

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 101–106

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 101–106. When referring to the article please refer to the original text. PL

Uniwersalny przekładnik prądowy do dokładnego pomiaru prądów zwarciowych Autorzy

Jerzy Przybysz Jan Olak Zbigniew Piątek

Słowa kluczowe

przekładnik prądowy, aperiodyczna stała czasowa, badania zwarciowe

Streszczenie

W artykule przedstawiono konstrukcję specjalnego przekładnika prądowego opracowanego we współpracy Instytutu Energetyki z firmą TRANSFORMEX sp. z o.o. Celem pracy było uzyskanie przekładników prądowych umożliwiających nie tylko dokładną transformację prądów przemiennych ustalonych – co jest znamienne dla typowych przekładników prądowych, ale również niesymetrycznych prądów zwarciowych zawierających składową bezokresową, których klasyczne przekładniki prądowe nie odtwarzają. Opracowano przekładnik prądowy o zakresie prądów zwarciowych ustalonych od 1 kA do 50 kA oraz prądów zwarciowych ze składową bezokresową o stałej czasowej zanikania do 200 ms, o wartości szczytowej od 2,5 kA do 125 kA, przy przyjęciu możliwości pięciokrotnego powtarzania zwarć tej samej wartości i tej samej biegunowości składowej stałej, przy założonej dokładności transformacji. Data wpływu do redakcji: 02.02.2017 Data akceptacji artykułu: 22.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wstęp Przypisywaną przez producentów urządzeń elektroenergetycznych przeznaczonych do pracy w systemach elektroenergetycznych wytrzymałość zwarciową – cieplną i dynamiczną należy potwierdzić przez wykonanie odpowiednich badań w specjalistycznych laboratoriach. Badanie wytrzymałości zwarciowej cieplnej wykonuje się prądem sinusoidalnym ustalonym, w czasie określonym przez odpowiednie normy przedmiotowe, a badanie wytrzymałości zwarciowej dynamicznej – prądem asymetrycznym, z przejściową składową stałą, zanikającą ze stałą czasową Ԏ, zależną od miejsca zainstalowania urządzenia. Wartość stałej czasowej Ԏ w praktyce mieści się w granicach 20–250 ms.

W laboratoriach wielkoprądowych wykonuje się też próby nagrzewania urządzeń znamionowym ustalonym prądem sinusoidalnym. Prądy: sinusoidalny ustalony oraz asymetryczny, ze składową przejściową stałą, powinny być dokładnie mierzone, aby nie budziła wątpliwości wiarygodność badań zwarciowych. Wartości prądów ustalonych, przy których bada się aparaturę elektroenergetyczną, są bardzo różne – od kilkudziesięciu amperów do kilkudziesięciu kiloamperów. Wartości prądów udarowych, przy których bada się wytrzymałość zwarciową dynamiczną, są 2,5 razy większe od wartości prądów ustalonych. Problemy występują przy pomiarze prądów nieustalonych, gdy w mierzonym prądzie występuje składowa stała, zanikająca

Rys. 1. Schemat połączeń uzwojeń przekładnika

Fot. 1. Przekładniki typu PPZw-30, widok ogólny

ze stałą czasową Ԏ. Składowa stała prądu powoduje nasycanie się rdzenia przekładnika i powstawanie bardzo dużych błędów transformacji. Błędy te rosną bardzo szybko, ze wzrostem stałej czasowej Ԏ. Ponieważ badania zwarciowe i próby nagrzewania wykonuje się często w tym samym laboratorium, wygodne jest stosowanie do pomiaru prądów zwarciowych uniwersalnych przekładników prądowych, o wielu zakresach. 2. Założenia projektowe Założenia projektowe przekładników zostały opracowane w Instytucie Energetyki, przy uwzględnieniu aktualnych potrzeb, np. niemożliwością pomiaru prądów za pomocą boczników rezystancyjnych w obwodach,

107

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 101–106

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 101–106. When referring to the article please refer to the original text. PL

w których ze względu na ich topologie nie można uziemiać jednej strony bocznika. Założenia obejmują parametry techniczne oraz wymagania konstrukcyjno-eksploatacyjne stawiane przekładnikom: • napięcie znamionowe izolacji: 30 kV • znamionowe prądy pierwotne: 1–2–5–10–20–50 kA • znamionowe prądy wtórne: 5 A i 2 A • moc znamionowa: 20 VA

• klasa dokładności: 0,2 • stała czasowa zanikania składowej stałej prądu zwarciowego: Ԏ = 200 ms • praca ciągła: do 20 kA • uzwojenie pierwotne: szyna toru prądowego • przełączanie zakresów znamionowych prądów pierwotnych i wtórnych: na izolacyjnej płycie zaciskowej, po stronie wtórnej przekładnika

• konstrukcja przystosowana do transportu za pomocą wózka widłowego oraz dźwigu z linami wyposażonymi w haki • konstrukcja przystosowana do zamocowania do podłoża. 3. Wybór rodzaju konstrukcji Ze względu na dużą rozpiętość wartości znamionowych prądów pierwotnych 1000–50 000 A i wymaganą konstrukcję

Rys. 2. Oscylogram z próby sprawdzającej przetwarzanie prądu zwarciowego o τ = 235 ms dla prototypu przekładnika prądowego o negatywnym wyniku sprawdzenia / a) oscylogram z całej próby, b) oscylogram pierwszych 16 szczytów b) przebiegu prądowego

108

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 101–106

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 101–106. When referring to the article please refer to the original text. PL

„przelotową”, w której uzwojenie pierwotne stanowi jedna szyna, a więc znamionowy prąd pierwotny odpowiada znamionowemu przepływowi przekładnika, wybór rodzaju konstrukcji nie jest oczywisty. Dla dużych wartości prądu, większych od 2000 A, stosuje się konstrukcje kaskadowe. Przy przekładni 50 000/5 A/A, dla konstrukcji jednoczłonowej, konieczne byłoby nawinięcie uzwojenia wtórnego, liczącego 25 000 zwojów, co byłoby czynnością bardzo pracochłonną, powodowało znaczne powiększenie wymiarów przekładnika i sprawiało, że w uzwojeniu wtórnym indukowałoby się bardzo wysokie napięcie w przypadku nieumyślnego rozwarcia zacisków wtórnych. Tak więc dla znamionowych prądów pierwotnych 2000–50 000 A przyjęto konstrukcję kaskadową (dwuczłonową). Na rdzeniu członu pierwotnego z oknem na szynę toru prądowego jest nawinięte uzwojenie wiążące, przełączalne dla różnych zakresów prądu pierwotnego (2–5–10– 20–50 kA), które jest połączone z uzwojeniem pierwotnym członu wtórnego, nawiniętym z odczepami tak dobranymi, aby przepływ znamionowy wtórnego członu wynosił zawsze 2000 Az dla wszystkich zakresów pomiarowych przekładnika (2–5– 10–20–50 kA). Uzwojenie wtórne członu wtórnego jest nawinięte na znamionowe prądy wtórne 5 A i 2 A. Dla prądu pierwotnego 1000 A konstrukcja kaskadowa jest bardzo niekorzystna, gdyż przy przepływie znamionowym 1000 Az, gdy wtórny człon obciąża człon pierwotny, dokładność transformacji byłaby mała, a dla jej poprawienia konieczne byłoby powiększenie przekroju rdzenia członu pierwotnego, co spowodowałoby powiększenie masy i kosztów przekładnika. W związku z tym dla prądu pierwotnego 1000 A przyjęto konstrukcję jednoczłonową. Dla przekładni 1000/5 A/A na rdzeniu członu pierwotnego nawinięto dodatkowe uzwojenie wtórne i z tą przekładnią pracuje tylko człon pierwotny jako przekładnik jednoczłonowy (zaciski wtórne 1S1–1S2, rys. 1). Dla przekładni 1000/2 A/A uzwojenie wtórne przekładnika jednoczłonowego stanowią połączone szeregowo cztery sekcje uzwojenia wiążącego, nawinięte na rdzeniu członu pierwotnego (zaciski wtórne 1S1–1S3, rys. 1). Schemat połączeń uzwojeń przekładnika przedstawiony jest na rys. 1. (Zgłoszenie patentowe P-419 196 z dnia 13.10.2016) 4. Opis budowy przekładnika Przekładnik jest zbudowany w postaci dwóch członów: • pierwotnego, składającego się z pierścieniowego rdzenia z wysokogatunkowej stali magnetycznej z nawiniętym uzwojeniem wiążącym i dodatkowym uzwojeniem wtórnym, w oknie którego jest umieszczony izolacyjny przepust rurowy, umożliwiający przełożenie szyny będącej częścią obwodu prądowego • wtórnego, umieszczonego w górnej części przekładnika, z uzwojeniami: pierwotnym, stanowiącym uzwojenie wiążące przekładnika kaskadowego, i wtórnym, pełniącym funkcję uzwojenia wtórnego przekładnika kaskadowego (dla prądów pierwotnych 2–5–10–20–50 kA).

Rys. 3. Wykres względnych błędów amplitudowych na wybranych szczytach przebiegów prądowych z próby sprawdzającej przetwarzanie prądu zwarciowego o τ = 235 ms dla prototypu przekładnika o negatywnym wyniku sprawdzenia

Obydwa człony są zamocowane w szkieletowej metalowej konstrukcji nośnej z izolacyjnymi ścianami i pokrywą. Jedna ze ścian jest wykorzystana jako płyta zaciskowa z zaciskami, do których są podłączone wyprowadzenia wszystkich uzwojeń wiążących i wtórnych. Przełączanie zakresów znamionowych prądów pierwotnych odbywa się za pomocą specjalnych łączników stanowiących elementy przekładnika. Wybór wartości znamionowego prądu wtórnego dokonuje się poprzez podłączenie rejestratorów przebiegów do odpowiednich, opisanych zacisków wtórnych. 5. Badania Omawiany przekładnik prądowy poddany został weryfikacji metrologicznej polegającej na wykonaniu badań składających się z: • prób wyrobu wykonywanych w firmie TRANSFORMEX sp. z o.o. • sprawdzenia dokładności przetwarzania przebiegów prądu zwarciowego ze składową bezokresową o dużych stałych czasowych, wykonaną w Laboratorium Urządzeń Rozdzielczych Instytutu Energetyki w Warszawie • wzorcowania w Laboratorium Wielkości Elektrycznych Małej Częstotliwości Zakładu Elektrycznego w Głównym Urzędzie Miar, w zakresie przetwarzania prądów ustalonych symetrycznych. Próba wyrobu i wzorcowanie odnoszą się do finalnego urządzenia, jakim jest przekładnik prądowy, natomiast próby sprawdzania dokładności transformacji rzeczywistych przebiegów prądów zwarciowych ze składową aperiodyczną wykonywane były w ciągu całego procesu opracowywania ostatecznej konstrukcji tego przekładnika prądowego. Wynika to z tego, że spełnienie warunku wiernego odtwarzania przebiegu prądu zwarciowego niesymetrycznego o długim czasie zanikania składowej stałej było najtrudniejsze do zrealizowania i wymagało opracowania, wykonania i badania wielu prototypów przekładnika. Wykonywano je w Laboratorium Urządzeń Rozdzielczych Instytutu Energetyki

w Warszawie, w specjalnym, jednofazowym, dwuoczkowym obwodzie probierczym. W typowym obwodzie zwarciowym nie ma bowiem możliwości uzyskania tak dużych stałych czasowych zanikania składowej aperiodycznej. Część pomiarową obwodu probierczego stanowią: badany prototyp przekładnika prądowego i rezystancyjny bocznik prądowy traktowany jako przetwornik odniesienia (wzorzec) oraz rejestrator cyfrowy umożliwiający zapis i porównywanie dwóch przebiegów prądowych. Zgodnie z ustaleniami dla każdej próby zwarciowej wyznaczane były główne parametry prądu zwarciowego (wartość skuteczna składowej okresowej, współczynnik udaru oraz stała czasowa zanikania składowej aperiodycznej) zarejestrowanego przy użyciu bocznika rezystancyjnego. Dla zobrazowania przyjętej metody weryfikacji poprawności przetwarzania niesymetrycznych przebiegów zwarciowych przedstawiono przykładowe dwa zestawy wyników sprawdzeń. Jako pierwszy zaprezentowano przykład wyniku negatywnego dla jednego z roboczych prototypów przekładnika, natomiast przykład drugi ilustruje pozytywny wynik sprawdzenia finalnej wersji przekładnika prądowego. Na rys. 2 przedstawiono oscylogramy z negatywnej próby sprawdzającej dokładność przetwarzania prądu zwarciowego o stałej czasowej τ = 235 ms. Na wspólnej osi czasowej umieszczone są dwa przebiegi prądowe: z bocznika rezystancyjnego traktowanego jako wzorzec – kolor czerwony oraz z badanego prototypu przekładnika prądowego – kolor niebieski. Dolny oscylogram jest rozciągnięciem w czasie początkowej części całej próby, którą zawiera górny oscylogram. Niedokładność przetwarzania widoczna jest gołym okiem. Na rys. 3 przedstawiono wykres błędów amplitudowych na wybranych 8 szczytach porównywanych przebiegów prądowych. Dla wybranych 8 szczytów większych półfal prądu zwarciowego (szczyty: 1, 2, 5, 10, 15, 20, 25 i 30) wyznaczano wartości chwilowe porównywanych przebiegów

109

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 101–106

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 101–106. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 4. Oscylogram z próby sprawdzającej przetwarzanie prądu zwarciowego o τ = 193 ms dla przekładnika prądowego o pozytywnym wyniku sprawdzenia / a) oscylogram z całej próby, b) oscylogram pierwszych 16 szczytów przebiegu prądowego

prądowych z bocznika (wzorca) i sprawdzanego prototypu przekładnika prądowego, a następnie względne procentowe błędy amplitudowe dla każdego z tych szczytów prądu. Wartości tych błędów oraz kształty porównywanych przebiegów prądowych stanowiły wyznacznik poprawności przetwarzania badanego prototypu przekładnika. Maksymalny błąd względny przetwarzania (w zbiorze 8 wyznaczanych wartości),

110

wynoszący 48,3%, wystąpił dla tej próby sprawdzającej na 10 szczycie prądu. Jest to wynik zdecydowanie negatywny. Uznano, że dla tej autorskiej, nienormatywnej metody sprawdzania dokładności przetwarzania niesymetrycznego przebiegu prądu zwarciowego pozytywny wynik weryfikacji wystąpi wtedy, gdy błąd amplitudowy na żadnym z analizowanych 8 szczytów prądu nie przekroczy 1% oraz nałożone

na siebie przebiegi nie będą wykazywały widocznych przesunięć fazowych. Dla tak dużych (~200ms) wartości stałych czasowych jest to kryterium bardzo ostre. Poniżej przedstawiono przykładową próbę zwarciową spełniającą te kryteria. Na rys. 4 zamieszczono oscylogramy z próby sprawdzającej wierność transformacji prądu zwarciowego o stałej czasowej τ = 193 ms przez przekładnik prądowy w swej

J. Przybysz, et al. | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 101–106

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 101–106. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 5. Wykres względnych błędów amplitudowych na wybranych szczytach przebiegów prądowych z próby sprawdzającej przetwarzanie prądu zwarciowego o τ = 193 ms dla przekładnika o pozytywnym wyniku sprawdzenia

ostatecznej wersji konstrukcyjnej. Tak jak poprzednio, na wspólnej osi czasowej umieszczono dwa przebiegi prądowe: przebieg odniesienia z bocznika rezystancyjnego – kolor czerwony oraz przebieg z badanego przekładnika prądowego – kolor niebieski. Dolny oscylogram jest rozciągniętym w czasie fragmentem oscylogramu górnego

z całej próby. Wizualnie oba przebiegi prądowe praktycznie się pokrywają. Między przebiegami nie występuje znaczące przesunięcie fazy (oscylogram 4b). Należy zaznaczyć, że prezentowana jako przykładowa próba sprawdzająca była czwartą z kolei próbą zwarciową o tych samych parametrach (szczególnie o tej

samej biegunowości udaru), przy niewielkich, kilkuminutowych odstępach czasowych między próbami. Stanowi to znaczne zaostrzenie warunków pracy przekładnika prądowego. Na rys. 5 przedstawiono wykres względnych błędów amplitudowych dla wybranych 8 szczytów przebiegów prądowych. Największa wartość błędu występuje na szczycie nr 15 i wynosi 0,92%. Zgodnie z przyjętym kryterium oceny dokładności przetwarzania niesymetrycznego prądu zwarciowego wynik sprawdzenia przekładnika jest pozytywny. Po sprawdzeniu przetwarzania prądów zwarciow ych niesymetr ycznych w Instytucie Energetyki w Warszawie (oraz po próbach wyrobu w TRANSFORMEX sp. z o.o. – u producenta) przekładnik poddano sprawdzeniu dokładności pomiarowej prądów ustalonych symetrycznych w Laboratorium Wielkości Elektrycznych Małej Częstotliwości Zakładu Elektrycznego w Głównym Urzędzie Miar. Uzyskane świadectwo wzorcowania potwierdziło przypisaną przekładnikowi klasę dokładności 0,2. 6. Podsumowanie Na podstawie wyników przeprowadzonych badań należy stwierdzić, że prezentowany uniwersalny przekładnik prądowy do dokładnego pomiaru prądów zwarciowych spełnia przyjęte założenia metrologiczne.

Jerzy Przybysz

dr hab. inż., prof. IE Instytut Energetyki Instytut Badawczy w Warszawie e-mail: jerzy.przybysz@ien.com.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej, kierunek: maszyny elektryczne (1959). Od 1960 roku jest pracownikiem Instytutu Energetyki. Na swoim macierzystym wydziale obronił pracę doktorską z zakresu konstrukcji turbogeneratorów (1968). Na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej uzyskał stopień doktora habilitowanego (2000). Zajmuje się zagadnieniami eksploatacji i diagnostyki turbo- i hydrogeneratorów. Jest autorem 5 książek z tego zakresu, ponad 100 publikacji w czasopismach technicznych, wielu referatów na konferencjach krajowych i zagranicznych oraz 6 patentów na urządzenia stosowane w energetyce.

Jan Olak

mgr inż. TRANSFORMEX sp. z o.o. w Warszawie e-mail: janolak90@gmail.com Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej, kierunek: elektrotechnika przemysłowa (1961). Na swoim macierzystym wydziale ukończył studia podyplomowe z zakresu aparatów elektroenergetycznych, a następnie z zakresu aparatów elektroenergetycznych wysokiego napięcia. Jego zainteresowania zawodowe obejmują: aparaturę elektroenergetyczną i przekładniki prądowo-napięciowe dla nn, SN WN. Autor i współautor kilkudziesięciu konstrukcji przekładników wdrożonych do produkcji, za które otrzymał liczne nagrody i odznaczenia. Współautor 20 patentów dotyczących urządzeń dla energetyki (przekładniki, transformatory potrzeb własnych i in.).

Zbigniew Piątek

inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy w Warszawie e-mail: zbigniew.piatek@ien.com.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej, kierunek: aparaty elektryczne. Od 1981 roku zatrudniony jest w Laboratorium Urządzeń Rozdzielczych Instytutu Energetyki, gdzie bierze udział w badaniach urządzeń elektroenergetycznych średnich i wysokich napięć – głównie sprawdzania wytrzymałości zwarciowej i zdolności łączenia. Jako pomiarowiec brał udział w badaniach sieciowych w wielu obiektach elektroenergetycznych, takich jak elektrownie i rozdzielnie. Uczestniczył w badaniach odbiorczych jedynej w Polsce linii wysokiego napięcia 750 kV. Jest współautorem kilku referatów wygłaszanych na międzynarodowych konferencjach naukowo-technicznych organizowanych w kraju oraz autorem artykułów w branżowych czasopismach technicznych.

111

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 112–117

Passive Safety Systems in Modern Nuclear Power Stations Authors Jakub Aleksander Sierchuła Krzysztof Sroka

Keywords passive safety systems, AP1000 reactor, residual heat, nuclear power station safety, nuclear power engineering

Abstract The authors present operating principles of passive safety systems used in nuclear power plants using the example of the AP1000 plant. In particular, they describe the passive residual heat removal system and the passive containment cooling system. Moreover, the paper presents an analysis of a scenario involving the failure to start of active elements (Diesel generators) in the case of a loss of off-site power. The study presents the role of passive safety systems mentioned above in residual heat removal, as well as their impact on the temperature of the working medium in the cooling circuit and the refuelling water storage tank (IRWST).

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017110 Received: 01.02.2017 Accepted: 27.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction Reliable heat removal from core after reactor shut-down is becoming a significant problem for various accidents at nuclear power plants currently in operation. As it is commonly known, nuclear decay processes are characterised by certain inertia. Suppression of the chain reaction cannot completely terminate it; element conversions causing them to decay and release heat continue. This causes generation of so-called residual heat, which causes heat generation in a reactor even after it is shut down. Therefore, guarantee of removal of residual heat regardless of the accident type, e.g. coolant pipeline rupture, circulation pump damage or loss of electricity power supply, becomes an essential issue. Obviously, due to the negative temperature reactivity coefficient an explosion of nuclear reactor is not possible; however, failure to remove heat from the core may cause overheating and meltdown. In order to guarantee efficient removal of residual heat and prevent excessive temperature increase in the core of the AP1000 reactor, a Passive Residual Heat Removal System (PRHR) has been developed [1]. It is designed to remove heat from the reactor in situations, when normal heat removal via steam generators would not be possible, e.g. In case of a loss of external power supply, loss of coolant from reactor vessel or damage of steam or feed water pipeline. The system consists of the following components:

112

• The Passive Residual Heat Removal Heat Exchanger (PRHR HS), directly connected to the core coolant system, built using a set of 689 cylindrical channels with a diameter of 0.019 each. In case of a failure, the whole system creates a natural circulation loop which enables flow of coolant between the core and the exchanger. The exchanger, together with the coolant system, is isolated from the primary circuit by valves which only open in emergency. Exchanger channels, responsible for the heat transfer, are immersed in the In-containment Refuelling Water Storage Tank (IRWST), and the exchanger itself is located above the reactor cooling system. This configuration enables natural circulation of water, driven by a difference of water temperatures between the reactor vessel and IRWST [1, 2]. • In-containment Refuelling Water Storage tank – IRWST, with a capacity of 2100 m³, located above the reactor vessel, which is at the same time a part of the emergency core cooling system and a passive residual heat removal system. The tank is connected to the reactor’s primary coolant circuit with two pipelines, and in case of coolant circulation damage or a sudden loss of coolant pressure, the water flows down driven by gravity. Moreover, the tank also acts as a heat sink for a passive heat exchanger [1, 2]. A diagram of the passive residual heat removal system is shown in Fig. 1.

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 112–117

Fig. 1. Passive core cooling system

Operation of the passive heat removal system may be divided into several general stages. At first, in case of an accident, natural circulation establishes between the reactor vessel and the passive heat exchanger (PRHR HX). Then the heat from exchanger is transferred to the water contained in the refuelling water storage tank (IRWST); after some time the water starts to boil. IRWST is an open pool, therefore steam is collecting inside the containment. Steel containment, which is an integral part of the passive containment cooling system, is cooled from the outside with ambient air. Thanks to this solution it is itself a heat exchanger with a huge heat transfer area; it removes heat from the steam and causes it to condense. The condensate is then flowing by channels back to the IRWST, while the hot air is discharged back to the environment.

2. Analysis of the passive residual heat removal system in case of a loss of power supply This chapter presents results of an analysis of passive residual heat removal system operation in case of loss of both off-site power and Diesel generators. In case of loss of off-site power, absence of a signal confirming Diesel generator start-up initiates a shutdown of the nuclear power unit. Emergency control rods, made of strong neutron absorbers, slide into the core, breaking the fission reactions. Yet due to nuclear processes occurring in fission products contained in the core, heat continues to be generated in the reactor; this is so-called residual heat, which needs to be removed. For approximately 2 minutes [1] the coolant circulation in the primary circuit is maintained thanks to the specially designed flywheel installed at the circulation pump. During that time the residual heat is transferred to the water contained in the steam generator. After some 2 minutes, water level in the steam generator reaches the minimum value, upon which the automation system triggers valves of the passive residual heat removal system. Thanks to the natural circulation, residual heat is

transferred from the reactor core to the passive heat exchanger (PRHR HX), and then to the refuelling water storage tank (IRWST). Circulation is driven by the temperature/density difference between the cold reactor coolant in the passive heat exchanger (PRHR HX), and the hot fuel contained in the reactor core. Residual heat generated in the reactor 2 minutes after loss of power supply may be described with a following relation [3]: (1) where: – residual decay heat – reactor power before the shut-down – time since reactor shut-down – time between reactor start-up and shut-down . Assuming that prior to the emergency the reactor had been operated without major interruptions, it may be assumed that , and therefore the relation may be simplified to: (2) Fig. 2 presents change of the decay heat generation over time, from the moment of passive residual heat removal system activation (2 minutes after loss of off-site power). Following assumptions had been made to create a mathematical model of residual heat removal from the core of an AP1000 reactor via the PRHR HX exchanger: 1) Working medium temperature is uniform in radial direction 2) Amount of heat transferred through each channel of the passive heat exchanger (PRHR HX) is identical [5] 3) Working medium flow is 4) Length of a single channel is , outer/inner radius of a channel [5], number of channels [5] 5) Volume of water in the refuelling water storage tank [1, 5] 113

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 112–117

Fig. 2. Decay heat generation as a function of time

6) Material of which the passive heat exchanger (PRHR HX) is made – 690Alloy

[5]

7) Primary circuit pressure [5] 8) Working medium temperature at the passive heat exchanger (PRHR HX) inlet at the moment of passive residual heat removal system activation [5] 9) Temperature of water in the refuelling water storage tank (IRWST) . Heat transfer at the PRHR HX exchanger may be split into three stages: heat transfer from the fluid into the exchanger wall, heat conduction across the wall, and heat transfer to the heated medium. Therefore, the heat flux transferred at the PRHR HX exchanger may be determined as follows [6]: Stage 1: (3) Stage 2 (heat transfer across a cylindrical single-layer wall)

– length of the PRHR HX exchanger – water temperature at the exchanger inlet , – water temperature at the IRWST – inner wall radius , – outer wall radius – thermal conductivity for the wall – heat transfer coefficient for the inner face – heat transfer coefficient for the outer face

For flows in straight, cylindrical channels, at Reynolds number (Re) between 10,000 and 120,000 (turbulent flows) and at Prandtl number (Pr) between 0.7 and 120, the heat transfer coefficient may be calculated using the following relation [4]: (7) For the considered case, both Reynolds and Prandtl number values are within the ranges discussed above. Knowing the thermal power transferred to the IRWST, it is possible to calculate the outlet temperature of the water after the PHRH HX exchanger, using following relation [6]: (8)

(4) therefore: Stage 3: (9) (5) The heat transfer is steady, therefore . Adding the equations listed above yields the following relation describing the heat flux transferred from n tubular elements within the exchanger.

(6) where: 114

Results obtained in computations based on the heat transfer model discussed above are presented in the charts below. Fig. 3 presents reduction of the residual heat and residual heat transfer at the PHRH HX exchanger as functions of time. As it could be expected, both the residual heat generation and heat transfer at the exchanger diminish over time. Theoretically, the curves presented in the Fig. 3 should be coincident; this may demonstrate certain inaccuracies of the created model. On the other hand, differences during the initial phase, most significant for the safety, are relatively small (3–4%).

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 112–117

Fig. 3. Residual heat generation and heat transfer at the PHRH HX exchanger as functions of time

Fig. 4. Variation of working medium temperature in the cooling circuit and in the IRWST over time

Fig. 4 shows relations between the time and the working fluid temperature at the inlet/outlet of the PHRH HX exchanger (reactor outlet/inlet), and the temperature in the IRWST tank. It can be seen, that the PHRH inlet temperature drops considerably during the initial stage. This is due to both initial, lowest IRWST temperature, which guarantees more effective heat transfer, and rapid reduction of residual heat generation in the reactor. Very rapid reaction of the PHRH exchanger inlet temperature also causes a small reduction of the working medium temperature at the reactor inlet during the first phase. This situation of course is only temporary, and already from the 7th minute core inlet temperature growth is observed. It can be seen that the temperature of the IRWST water grows steadily from the initial value up to 100°C, whereupon water boiling occurs. Steam generated in this process is contained inside the containment and gradually heats it up. In a nuclear power station with the AP1000 reactor, the containment consists of a steel pressure vessel, which is continuously cooled with a flow of air supplied from the atmosphere via

inlet ducts (Fig. 5). The air circulates naturally, recovering heat from the containment and through this causing steam condensation. Condensed steam falls under gravity to specially designed gutters, which direct it back to the IRWST. Basing on this system it was assumed that the volume of water in the IRWST pool is constant in time. Basing on the performed analysis it may be noted that water boiling at the IRWST occurred some 4.4 hours after the loss of power supply. From that moment, certain small reduction of both PHRH HX inlet and outlet temperatures can be observed. Fig. 5 presents the Passive Containment Cooling System – PCCS, as described above. If the heat recovery by air is insufficient, valves of PCCS water tanks located above the steel containment open. Water is released from those tanks and falls under forces of gravity, thus guaranteeing heat removal. Entire containment is installed inside a thick concrete envelope, and the space between the envelope and the containment is filled by the above-mentioned air, which flows additionally boosting cooling process [1]. 115

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 112–117

Fig. 5. Passive Containment Cooling System

IRWST water temperature [°C]

Time after which IRWST water boiling occurs [hrs]

Maximum temperature in the core cooling circuit [°C]

4.41

329.61

4.05

332.53

3.77

335.34

3.46

338.03

3.16

340.58

2.92

343.00

Tab. 1. Calculation results

Time elapsed before IRWST boiling occurs, mainly depends on the initial temperature. The analysis above assumed that the initial level of 20°C. However, additional analysis was made for other values of that temperature. The results are presented in Tab. 1. Upon the results presented in Tab. 1 it may be observed, that increasing IRWST initial water temperature obviously leads to shorter time after which boiling occurs, but also to higher maximum temperature at the core cooling circuit. Maximum permissible temperature at which PHRH HX exchanger may operate is 343.30°C [5], therefore the initial IRWST water temperature should not exceed 45°C.

3. Conclusions The purpose of the model created for this paper was analysing possibilities of residual heat removal in a nuclear power station with the AP1000 reactor, using the passive residual heat removal system. Basing on the relation (2) and the data provided by the 116

reactor vendor – Westinghouse company [1], distribution of residual heat over time was created. Parameters describing the passive heat removal system were used to determine not only the thermal power recovered by the coolant in the reactor core, but also working medium temperatures at the reactor inlet and outlet, and the temperature in the refuelling water storage tank (IRWST), which acts as the heat sink for the heat generated in the core. Fig. 3 leads to a conclusion that certain simplifications introduced in the developed model lead to discrepancies between the residual heat generation and heat transfer into IRWST at the PHRH HX. As is shown in Fig. 3, initially the differences are insignificant (3-4%), but they keep growing until the time of ca. 3600 s, when the difference between the residual heat generation and heat recovery at the IRWST reaches some 12.45%. After that time the difference reduces and at the end is around 10.50%. The model took into account changes of density and specific heat of the coolant as functions of temperature and pressure, but for the sake of simplicity constant flow value was assumed, which directly affects accuracy at this point. It is obvious, that as the temperature difference between the reactor and water tank diminishes, mass flow of water will also be reduced. Preliminary tests have demonstrated that reduction of the flow value in time considerably reduces differences shown in Fig. 3. The next research step will involve defining the mass flow as a function of temperature difference between the heat source and heat sink, and improvement of the created model. Nonetheless, despite certain simplifications it was successfully demonstrated that the recovery of residual heat from the core in case of loss of off-site power and no power supply from Diesel generators is possible without any operator intervention. It is worth pointing out, that the passive residual heat removal system and the passive

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | 112–117

containment cooling system are based on natural phenomena based on fundamental laws of nature, which require practically no intervention, especially at the first moments after the emergency occurs. Fig. 4 presents the relations between the working medium temperature at different points of the cooling circuit and IRWST water temperature on one hand, and time on the other, as discussed above. As it has already been mentioned, rapid drop of the PHRH HX water inlet temperature at the early stage is attributable to the quickly diminishing residual heat generation, as well as the low heat sink temperature. Of course, due to the continuous growth of IRWST temperature, conditions for heat recovery from the coolant are gradually deteriorated, and after some 1.85 hours certain subtle growth of the reactor inlet water temperature may be observed. After onset of boiling at the IRWST, at some 4.41 hours, again certain small drop of water temperature at both reactor inlet and outlet, which persists until the end of the analysis, may be observed. From that moment onwards, heat transferred to the IRWST is fully used for evaporation of water contained in the tank. Some 36 hours after the onset of emergency, the reactor reaches a safe shut-down condition with no need for human intervention. After that time

thermal power generated at the reactor does not exceed 0.6% of the nominal power rating. REFERENCES

1. http://www.westinghousenuclear.com/ [accessed on: 18.01.2017]. 2. Status report 81 – “Advanced Passive PWR (AP 1000)” [online], https:// aris.iaea.org/PDF/AP1000.pdf [accessed on: 18.01.2017]. 3. L.K. Kim et al., “Potential Signatures and the Means of Detecting a Hypothetical Ground Source Cooled Nuclear Reactor”, “Science & Global Security”, Vol. 24, No. 2, 2016, pp. 92–113. 4. Q.M. Men et al., “Calculation Method of Passive Residual Heat Removal Heat Exchanger and Numerical Simulation”, “Journal of Power and Energy Engineering”, No. 2, 2014, pp. 8–14. 5. B. Jia et al., “Numerical Simulation of PRHR System Based on CFD”, “Journal of Applied Mathematics and Physics”, No. 1, 2013, pp. 74–81. 6. W. Pudlik, “Wymiana i wymienniki ciepła” [Heat transfer and heat exchangers], GUT Publishing House, Gdańsk 2012.

Jakub Aleksander Sierchuła Poznań University of Technology e-mail: jakub.sierchula@put.poznan.pl Obtained a degree in Electrical Power Engineering, with a specialisation in Electrical Power Systems, at the Faculty of Electrical Engineering, Poznań University of Technology. Since 2015 employed at the Institute of Electrical Power Engineering at the Faculty of Electrical Engineering, Poznań University of Technology. His scientific interests include power generation at nuclear power plants and high-temperature reactors.

Krzysztof Sroka Poznań University of Technology e-mail: krzysztof.sroka@put.poznan.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering in Poznań University of Technology (1976). He gained 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 states of catastrophic failure, and combined generation of electricity and heat.

117

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 112–117

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–117. When referring to the article please refer to the original text. PL

Pasywne systemy bezpieczeństwa w nowoczesnych elektrowniach jądrowych Autorzy

Jakub Aleksander Sierchuła Krzysztof Sroka

Słowa kluczowe

pasywne systemy bezpieczeństwa, reaktor AP1000, ciepło powyłączeniowe, bezpieczeństwo elektrowni jądrowych, energetyka jądrowa

Streszczenie

Autorzy przedstawiają zasadę działania pasywnych systemów bezpieczeństwa stosowanych w elektrowniach jądrowych na przykładzie elektrowni z reaktorem AP1000. W szczególności opisują pasywny układ odprowadzania ciepła powyłączeniowego oraz pasywny system chłodzenia obudowy bezpieczeństwa. Ponadto w artykule zaprezentowano analizę scenariusza zakładającego niezałączenie się elementów systemów aktywnych (generatory Diesla) w przypadku awarii polegającej na utracie zasilania zewnętrznego. W pracy przedstawiono rolę wyżej wymienionych systemów pasywnych w odbiorze ciepła powyłączeniowego oraz ich wpływ na temperaturę czynnika roboczego w obiegu chłodzenia oraz w basenie magazynowym wody przeładunkowej (IRWST). Data wpływu do redakcji: 01.02.2017 Data akceptacji artykułu: 27.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wstęp W przypadku różnego typu awarii w obecnie eksploatowanych elektrowniach jądrowych istotnym problemem staje się niezawodny i skuteczny odbiór ciepła od rdzenia już po wyłączeniu samego reaktora. Jak powszechnie wiadomo, procesy związane z rozpadem jąder atomowych cechują się pewną bezwładnością. Samo wygaszenie reakcji łańcuchowej nie może jej całkowicie przerwać, w związku z czym przemiany pierwiastków, doprowadzające do ich rozpadu i uwalniania ciepła, przebiegają dalej. Powoduje to generacje tak zwanego ciepła powyłączeniowego, które doprowadza do nagrzewania się reaktora, nawet po jego wyłączeniu. W związku z tym bardzo istotnym problemem jest zagwarantowanie odbioru ciepła powyłączeniowego bez względu na rodzaj awarii, jak np. rozerwanie rurociągów obiegu chłodzenia, zniszczenie pomp cyrkulacyjnych czy brak zasilania elektrycznego. Rzecz jasna wybuch reaktora jądrowego, ze względu na ujemny temperaturowy współczynnik reaktywności, jest niemożliwy, aczkolwiek brak odbioru ciepła z rdzenia może doprowadzić do jego przegrzania i stopienia. W celu zagwarantowania skutecznego odbioru ciepła powyłączeniowego i przeciwdziałania nadmiernemu wzrostowi temperatury w rdzeniu reaktora AP1000 opracowany został pasywny układ odprowadzania ciepła powyłączeniowego (ang. Passive Residual Heat Removal – PRHR) [1], którego celem jest odbiór ciepła z reaktora w sytuacjach, w których normalny odbiór ciepła za pomocą wytwornic pary byłby niemożliwy, np. podczas utraty zasilania zewnętrznego, utraty chłodziwa ze zbiornika reaktora czy w przypadku uszkodzenia rurociągu z wodą zasilającą lub parą. W skład wyżej wymienionego systemu wchodzą następujące elementy: • Pasywny wymiennik ciepła (ang. Passive Residual Heat Removal Heat Exchanger – PRHR HX), połączony bezpośrednio

118

z układem chłodzenia rdzenia, który zbudowany jest z zestawu 689 cylindrycznych kanałów o średnicy 0,019 m. W przypadku wystąpienia awarii całość tworzy naturalny ciąg cyrkulacyjny umożliwiający przepływ chłodziwa pomiędzy rdzeniem a wymiennikiem. Wymiennik razem z układem chłodzenia jest odseparowany od obiegu pierwotnego zaworami, które otwierają się jedynie w przypadku awarii. Kanały wymiennika, odpowiadające za wymianę ciepła, zanurzone są w basenie magazynowym wody przeładunkowej (IRWST), natomiast sam wymiennik umieszczony jest ponad układem chłodzenia reaktora. Dzięki takiej konfiguracji możliwa jest naturalna cyrkulacja wody, spowodowana różnicą temperatur wody w zbiorniku reaktora i IRWST [1,2]. • Basen magazynowy wody przeładunkowej (ang. Incontainment Refueling Water Storage Tank – IRWST) o pojemności 2100 m3, znajdujący się nad zbiornikiem reaktora, który stanowi część zarówno układu awaryjnego chłodzenia rdzenia, jak i pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego. Zbiornik połączony jest dwoma rurociągami z obiegiem pierwotnym reaktora, do którego, w razie uszkodzenia obiegu chłodziwa lub gwałtownego spadku ciśnienia, woda opada pod wpływem siły grawitacji. Ponadto pełni również rolę źródła odbioru ciepła dla pasywnego wymiennika ciepła [1, 2]. Schemat pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego przedstawiono na rys. 1. Działanie pasywnego układu odprowadzania ciepła można podzielić na kilka podstawowych etapów. Najpierw w razie wystąpienia awarii następuje naturalna cyrkulacja ciepła pomiędzy zbiornikiem reaktora a pasywnym wymiennikiem ciepła (PRHR HX). Następnie ciepło z wymiennika odbierane jest przez wodę zgromadzoną w basenie magazynowym wody

przeładunkowej (IRWST), która po pewnym czasie zaczyna wrzeć. Zbiornik IRWST jest otwarty, w związku z tym powstała para gromadzi się wewnątrz obudowy bezpieczeństwa. Wykonana ze stali obudowa, będąca integralną częścią pasywnego systemu chłodzenia obudowy bezpieczeństwa, chłodzona jest z zewnątrz powietrzem atmosferycznym. Dzięki takiemu rozwiązaniu stanowi ona wymiennik ciepła o ogromnej powierzchni, odbierając przy tym ciepło od pary i doprowadzając do jej skroplenia. Tak skroplona woda trafia z powrotem kanałami do zbiornika IRWTS, natomiast gorące powietrze kierowane jest ponownie do otoczenia. 2. Analiza pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego w przypadku utraty zasilania elektrycznego W poniższym rozdziale przedstawiono wyniki przeprowadzonej analizy działania pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego w przypadku utraty zarówno zasilania zewnętrznego, jak i generatorów Diesla. W przypadku utraty zasilania zewnętrznego brak sygnału potwierdzającego zadziałanie generatorów Diesla inicjuje proces wyłączenia bloku jądrowego. Pręty awaryjne, wykonane z materiałów silnie pochłaniających neutrony, zostają wprowadzone do rdzenia reaktora, natychmiastowo zatrzymując reakcje jądrowe rozszczepienia. Jednak w wyniku przemian jądrowych, zachodzących w produktach rozszczepienia znajdujących się w rdzeniu, w reaktorze nadal generowane jest ciepło, tzw. ciepło powyłączeniowe, które musi zostać odebrane. Przez ok. 2 minuty [1] obieg chłodziwa w obiegu pierwotnym jest możliwy dzięki zastosowaniu specjalnie zaprojektowanego koła zamachowego w pompie cyrkulacyjnej. Przez ten czas ciepło powyłączeniowe oddawane jest wodzie znajdującej się w wytwornicy pary. Po ok. 2 minutach poziom wody w wytwornicy pary osiąga

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 112–117

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–117. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 1. Pasywny system chłodzenia rdzenia

minimalną wartość graniczną, po czym system automatyki zabezpieczeniowej inicjuje otwarcie zaworów pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego. Na skutek naturalnej cyrkulacji chłodziwa ciepło powyłączeniowe transportowane jest z rdzenia reaktora do pasywnego wymiennika ciepła (PRHR HX), a następnie oddawane do basenu magazynowego wody przeładunkowej (IRWST). Cyrkulacja wynika z różnicy gęstości/temperatury pomiędzy zimnym chłodziwem reaktorowym w pasywnym wymienniku ciepła (PRHR HX) a gorącym paliwem znajdującym się w rdzeniu reaktora. Ciepło powyłączeniowe generowane w reaktorze 2 minuty po utracie zasilania można opisać następującą zależnością [3]:

1. Temperatura czynnika roboczego jest jednorodna w kierunku promieniowym 2. Wartość ciepła oddawanego przez każdy kanał pasywnego wymiennika ciepła (PRHR HX) jest taka sama 3. Przepływ czynnika roboczego wynosi [5] 4. D ł u go ś ć p oj e dy n c z e go k an a ł u wynosi , promień ze wnętrzny/we wnętrzny kanał [5], liczb a kanałów [5] 5. Objętość wody w basenie magazynowym [1,5] wody przeładunkowej 6. Materiał, z którego wykonany jest pasywny wymiennik ciepła (PRHR HX) – 690Alloy

[5]

7. Ciśnienie w obiegu pierwotnym [5] 8. Temperatura czynnika roboczego na wlocie do pasywnego wymiennika ciepła (PRHR HX) w momencie zadziałania pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego [5] Temperatura wody w basenie magazynowym wody przeładunkowej (IRWST) . Odbiór ciepła w wymienniku PRHR HX może zostać podzielony na trzy etapy: wnikanie ciepła od ośrodka do ścianki wymiennika, przewodzenie ciepła przez ściankę oraz wnikanie ciepła od ścianki wymiennika do ośrodka ogrzewanego. Strumień ciepła oddawanego w wymienniku PRHR HX może być zatem wyznaczony w następujący sposób [6]:

(1) gdzie: – ciepło powyłączeniowe , – moc reaktora przed wyłączeniem , – czas od momentu wyłączenia reaktora , – czas pomiędzy uruchomieniem a wyłączeniem reaktora . Zakładając, że reaktor przed awarią był eksploatowany bez większych przerw, można założyć, że , w związku z czym powyższe wyrażenie można uprościć do następującej formy: (2) Na rys. 2 przedstawiono zmianę wartości ciepła powyłączeniowego w czasie od momentu zadziałania pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego (2 minuty od utraty zasilania zewnętrznego). Podczas tworzenia modelu matematycznego dla odbioru ciepła powyłączeniowego z rdzenia reaktora AP1000 przez wymiennik PRHR HX poczyniono następujące założenia:

Rys. 2. Wartość ciepła powyłączeniowego w funkcji czasu

119

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 112–117

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–117. When referring to the article please refer to the original text. PL

Etap 1: (3) Etap 2 (przenikanie ciepła przez ścianę cylindryczną jednowarstwową): (4) Etap 3: (5) Ruch ciepła jest ustalony, w związku z czym . Dodając stronami powyższe równania, uzyskuje się następującą zależność na strumień ciepła oddawanego z n-elementów rurkowych w wymienniku:

(6)

Rys. 3. Ciepło powyłączeniowe i oddawane w wymienniku PHRH HX w funkcji czasu

gdzie: l – długość wymiennika PRHR HX [m], T1 – temperatura wody wpływającej do wymiennika ,Tzb– temperatura wody w zbiorniku IRWST , r1 – wewnętrzny promień ścianki [m],r2– zewnętrzny promień ścianki [m], – współczynnik przewodzenia ciepła dla

ścianki

– współczynnik przenikania

ciepła dla wewnętrznej powierzchni ścianki ,

– współczynnik przenikania ciepła

dla zewnętrznej powierzchni ścianki

Dla przepływu w prostych, cylindrycznych kanałach przy liczbie Reynoldsa (Re) pomiędzy 10 000 a 120 000 (przepływ turbulentny) oraz dla liczby Prandtla (Pr) pomiędzy 0,7 a 120, współczynnik przenikania ciepła można wyznaczyć z następującej zależności [4]: (7) Dla rozpatrywanego przypadku zarówno liczba Reynoldsa, jak i Prandtla mieszczą się w wyżej podanych przedziałach. Znając moc cieplną oddawaną do zbiornika IRWST, można obliczyć temperaturę wylotową wody opuszczającej wymiennik PHRH HX, korzystając z poniższej zależności [6]: (8) zatem: (9) Uzyskane w wyniku obliczeń, przeprowadzonych na podstawie przedstawionego powyżej modelu wymiany ciepła, rezultaty zostały zaprezentowane na zamieszczonych wykresach. Na rys. 3 przedstawia spadek wartości ciepła powyłączeniowego oraz odbiór ciepła powyłączeniowego w wymienniku PHRH HX w funkcji czasu. Jak można się było spodziewać, zarówno ciepło powyłączeniowe, jak i odbierane w wymienniku maleje w czasie.

120

Rys. 4. Zależność temperatury czynnika roboczego w obiegu pierwotnym oraz temperatury w zbiorniku IRWST w czasie

Teoretycznie krzywe przedstawione na rys. 3 powinny się pokrywać, co może świadczyć o pewnej niedokładności stworzonego modelu. Z drugiej jednak strony różnice w początkowej, najistotniejszej z punktu widzenia bezpieczeństwa fazie, są stosunkowo niewielkie (3–4%). Na rys. 4 przedstawiono zależności pomiędzy czasem a temperaturą czynnika roboczego na wlocie/wylocie z wymiennika PHRH HX (wylocie/wlocie do reaktora) oraz temperaturą w zbiorniku IRWST. Jak widać, temperatura wlotowa do wymiennika PHRH w początkowej fazie mocno maleje. Jest to związane zarówno z początkową, najniższą temperaturą w zbiorniku IRWST, gwarantującą skuteczniejszy odbiór ciepła, jak i z gwałtownym spadkiem wartości ciepła powyłączeniowego, generowanego w reaktorze. Bardzo szybki spadek temperatury wlotowej do wymiennika PHRH powoduje, że w początkowej fazie obserwowany jest również niewielki spadek temperatury czynnika roboczego dopływającego do reaktora. Sytuacja ta oczywiście jest chwilowym

stanem przejściowym, gdyż już od 7 minuty obserwujemy wzrost temperatury na wlocie do rdzenia. Jak widać, temperatura w zbiorniku IRWST wzrasta stabilnie od swojej temperatury początkowej do 100°C, kiedy to następuje wrzenie wody. Powstała w tym procesie para znajduje się wewnątrz obudowy bezpieczeństwa, z czasem ją nagrzewając. Obudowę bezpieczeństwa w elektrowni jądrowej z reaktorem AP1000 stanowi wykonany ze stali zbiornik ciśnieniowy, który w sposób ciągły chłodzony jest strumieniem powietrza doprowadzanym z otoczenia kanałami wlotowymi (rys. 5). Powietrze cyrkuluje w sposób naturalny, odbierając ciepło z obudowy, jednocześnie doprowadzając do kondensacji pary wodnej. Skroplona para wodna opada następnie pod wpływem grawitacji do specjalnie przygotowanych rynien, którymi doprowadzana jest z powrotem do zbiornika IRWST. Wykorzystując wyżej opisany system, założono, że objętość wody w zbiorniku IRWST jest stała w czasie. Na podstawie przeprowadzonej analizy można zauważyć, że wrzenie

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 112–117

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–117. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 5. Pasywny układ chłodzenia obudowy bezpieczeństwa

Temperatura wody w zbiorniku IRWST [°C]

Czas, po którym następuje wrzenie wody w zbiorniku IRWST [godz.]

Temperatura maksymalna w obiegu chłodzenia rdzenia [°C]

4,41

329,61

4,05

332,53

3,77

335,34

3,46

338,03

3,16

340,58

2,92

343,00

Tab. 1. Wyniki obliczeń

wody w zbiorniku IRWST nastąpiło ok. 4,4 godziny po utracie zasilania. Od tego momentu można zaobserwować niewielki spadek zarówno temperatury na wlocie, jak i na wylocie z wymiennika PHRH HX. Na rys. 5 przedstawiono wyżej wymieniony pasywny system chłodzenia obudowy bezpieczeństwa (ang. Passive Containment Cooling System – PCCS). Jeżeli odbiór ciepła przez powietrze jest niewystarczający, zostają otwarte zawory zbiorników wody (PCCS), które zostały umieszczone nad stalową obudową bezpieczeństwa. Woda opada ze zbiorników pod wpływem siły grawitacji i gwarantuje odbiór ciepła. Całą obudowę osłania gruba, betonowa powłoka, a przestrzeń między powłoką a zbiornikiem wypełnia wcześniej wspomniane powietrze, którego przepływ dodatkowo uzupełnia i intensyfikuje chłodzenie [1]. Czas, po jakim nastąpi wrzenie wody w zbiorniku IRWST, zależy w głównej mierze od temperatury początkowej. W powyższej analizie założono, że wynosi ona 20°C. Niemniej wykonana została również analiza dla innych wartości tej temperatury. Wyniki zostały przedstawione w tab. 1.

Na podstawie wyników zawartych w tab. 1 można zauważyć, że im wyższa początkowa wartość temperatury wody w zbiorniku IRWST, tym oczywiście krótszy czas, po którym nastąpi proces wrzenia, ale również wyższa temperatura maksymalna w obiegu chłodzenia rdzenia. Maksymalna dopuszczalna temperatura, z jaką bezpiecznie może pracować wymiennik PHRH HX, wynosi 343,30°C [5], w związku z czym początkowa temperatura wody w zbiorniku IRWST nie powinna przekraczać 45°C. 3. Podsumowanie Model stworzony na potrzeby powyższego artykułu miał na celu przeanalizowanie możliwości odbioru ciepła powyłączeniowego w elektrowni jądrowej z reaktorem AP1000 za pomocą pasywnego układu odprowadzania ciepła powyłączeniowego. Na podstawie zależności (2) oraz danych udostępnionych przez producenta reaktora – firmę Westinghouse [1], wyznaczono rozkład ciepła powyłączeniowego w czasie. Korzystając z danych odnoszących się do pasywnego układu odprowadzania ciepła, wyznaczono nie tylko moc cieplną

odbieraną przez chłodziwo w rdzeniu reaktora, ale również wartości temperatury czynnika roboczego na wlocie i wylocie z reaktora oraz temperaturę w basenie magazynowym wody przeładunkowej (IRWST), będącym źródłem odbioru ciepła generowanego w rdzeniu. Na podstawie rys. 3 można wyciągnąć wniosek, że niektóre uproszczenia wprowadzone w opracowanym modelu są powodem niezgodności wyznaczonych strumieni ciepła powyłączeniowego i odbieranego w wymienniku PHRH HX do zbiornika IRWST. Jak widać na rys. 3, różnice w początkowej fazie są nieznaczne (3–4%), jednak wzrastają do czasu ok. 3600 s, kiedy to różnica pomiędzy ciepłem powyłączeniowym a odbieranym przez zbiornik IRWST osiąga ok. 12,45%. Po tym czasie różnica ta się zmniejsza i pod koniec wynosi ok. 10,50%. W modelu uwzględniono zmianę gęstości i ciepła właściwego chłodziwa w funkcji temperatury i ciśnienia, jednak dla uproszczenia przyjęto jego stały przepływ, co w sposób bezpośredni przyczynia się do niedokładności w tym punkcie. Oczywiste jest, że wraz ze zmniejszeniem różnicy temperatur pomiędzy reaktorem a zbiornikiem strumień masy wody zmaleje. Pierwsze próby potwierdziły, że wraz ze zmniejszeniem przepływu w czasie różnice obserwowalne na rys. 3 znacząco się zmniejszają. Kolejnym krokiem badawczym będzie uzależnienie strumienia masy od różnicy temperatur pomiędzy górnym a dolnym źródłem i dopracowanie stworzonego modelu. Mimo pewnych uproszczeń udało się jednak potwierdzić, że odbiór ciepła powyłączeniowego z rdzenia w przypadku utraty zasilania elektrycznego i braku załączenia generatorów Diesla jest możliwy bez konieczności przeprowadzania jakichkolwiek operacji przez operatora. Warto zauważyć, że przedstawiony pasywny system odbioru ciepła powyłączeniowego oraz pasywny system chłodzenia obudowy bezpieczeństwa wykorzystują procesy przebiegające w sposób naturalny, opierające się na podstawowych siłach natury, które nie wymagają praktycznie żadnej interwencji, w szczególności w pierwszych chwilach po wystąpieniu sytuacji awaryjnej. Na rys. 4 przedstawiono wspomniane wyżej zależności pomiędzy temperaturą czynnika roboczego w różnych punktach obiegu chłodzenia oraz temperaturą wody w zbiorniku IRWST a czasem. Jak już zostało wspomniane, gwałtowny spadek temperatury wody wlotowej do wymiennika PHRH HX w początkowej fazie jest spowodowany szybko malejącą mocą powyłączeniową oraz niską temperaturą dolnego źródła. Oczywiście ze względu na stały wzrost temperatury w zbiorniku IRWST warunki odbioru ciepła od chłodziwa ulegają stopniowemu pogorszeniu, a po ok. 1,85 godziny można zaobserwować ponowny, subtelny wzrost temperatury wody na wylocie z rdzenia reaktora. Po wystąpieniu wrzenia wody w zbiorniku IRWST po ok. 4,41 godziny można zaobserwować kolejny niewielki i utrzymujący się do końca analizy spadek temperatury na wylocie i wlocie do reaktora. Ciepło przekazywane do zbiornika IRWST od tego momentu jest zużywane tylko na proces parowania znajdującej się w nim wody. Po ok. 36 godzinach od wystąpienia awarii

121

J. A. Sierchuła, K. Sroka | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 112–117

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 112–117. When referring to the article please refer to the original text. PL

reaktor uzyskuje bezpieczne warunki wyłączeniowe bez konieczności żadnej ingerencji człowieka. Po tym czasie moc cieplna generowana w reaktorze nie przekracza 0,6% mocy znamionowej. Bibliografia 1. http://www.westinghousenuclear.com/ [dostęp: 18.01.2017]. 2. Status report 81 – Advanced Passive PWR (AP 1000) [online], https://aris.iaea.org/

PDF/AP1000.pdf [dostęp: 18.01.2017]. 3. Kim L.K. i in., Potential Signatures and the Means of Detecting a Hypothetical Ground Source Cooled Nuclear Reactor, Science & Global Security 2016, Vol. 24, No. 2, s. 92–113. 4. Men Q.M. i in., Calculation Method of Passive Residual Heat Removal Heat Exchanger and Numerical Simulation, Journal of Power and Energy Engineering 2014, No. 2, s. 8–14. 5. Jia B. i in., Numerical Simulation of PRHR System Based on CFD, Journal of Applied

Mathematics and Physics 2013, No. 1, s. 74–81. 6. Pudlik W., Wymiana i wymienniki ciepła, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2012.

Jakub Aleksander Sierchuła

mgr inż. Politechnika Poznańska e-mail: jakub.sierchula@put.poznan.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej na kierunku elektrotechnika, specjalność: systemy elektroenergetyczne. Od 2015 roku pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej na stanowisku asystenta. Jego zainteresowania naukowe dotyczą zagadnień wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych oraz reaktorów wysokotemperaturowych.

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, problematykę obrony i odbudowy zdolności wytwórczych elektrowni oraz elektrociepłowni w stanach awarii katastrofalnych, skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła.

122

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 123–127

Pseudo-random Simulation of Synchronous Interconnections of Polish and German 110 kV Grids Authors Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Keywords 110 kV grids, synchronous interconnections, pseudo-random simulation, mathematical statistics

Abstract The is a study of the power supply of a separated portion of a 110 kV grid on the Polish side from the German 110 kV grid. The Polish and German power systems are interconnected by exchange lines on the level of 400 kV and 220 kV only, so the separation of a 110 kV island without power supply interruption shall require an additional short-term interconnection for synchronous operation of the two systems with a 110 kV line. The voltage angle offset in the connected 110 kV nodes depends on the equivalent reactance of the adjacent systems’ interconnection at the transmission grid level, and on the power flow in the exchange lines. At the planning stage, in simplified analyses of such cooperation, the equivalent reactance and exchange power can be considered as random variables with uniform probability distribution. Random values of the reactance and exchange power at predetermined intervals can be generated by using a pseudo-random number generator, and the angle offsets for random reactances and random exchange powers can be calculated from the functional dependency. The random angle offset values determined in this way undergo statistical analysis, which allows estimating the probability of exceeding the angle offset limit. These considerations are illustrated by an example calculation.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017111 Received: 27.01.2017 Accepted: 22.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction The Polish and German power systems co-operate at the level of 220 kV and 400 transmission grids. The proximity of the areas supplied from 110 kV grid on both sides of the Polish-German border calls for extending the co-operation to the level of 110 kV distribution grids. At the initiative of TAURON Dystrybucja SA the feasibility was studied of the co-operation of 110 kV grids operated by TAURON Dystrybucja SA and ENSO [1]. ENSO found this initiative worthwhile and commissioned further studies [2]. It is assumed that a separated and galvanically isolated area of either 110 kV grid will be temporarily supplied from the other grid under its normal operating regime (connected to its own power system). The supplied and supplying grid roles will switch change, meaning switch between electricity import and export on 110 kV level between ENSO and TAURON. A significant technical constraint on interconnection feasibility may be too wide voltage angle offset before the grids’ synchronization (uninterrupted connection). The German party does not allow synchronization with a voltage angle offset in excess of

10 degrees. Other important constraints, e.g. the risks associated with single-phase short circuits, are presented in [1].

2. Mathematical model system for angle offset determination Angle offset at the switch between the two 110 kV grids depends on the angle offset in 400 kV transmission grid (Fig. 1). Consider the interconnection of two systems, A and B, exchanging active and reactive power by a branch with reactance XAB (Fig. 2). Voltage phasor in system A has module UA and argument , while in system B – module UB and argument . Let the active and reactive powers inflowing to system B from system A be PB, QB. Then from nodal power equations: (1)

(2) 123

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 123â&#x20AC;&#x201C;127

Fig. 1. Electrical connection of the analysed 110 kV grid areas for supplying the Polish area from the German grid

Fig. 2. Active and reactive power exchange between systems A and B interconnected by reactance XAB

After dividing equations (1) and (2) side and simple transformations: (3)

Angle offset between voltage phasors in systems A and B depends on the active and reactive power inflows to system B from system A, equivalent reactance XAB of the branch between systems A and B, and the voltage phasor in system B. Each of these angle offset factors is subject to random changes between its maximum and minimum:

The most pessimistic approach requires the assumption that the values in the intervals are subject to independent rectangular probability distributions. Matlab allows to generate random numbers subject to rectangular probability distribution in range [0,1] with the rand feature.

3. Statistical analysis of the pseudo-random angle offset changes The random values of interconnection reactance XAB, voltage UB and transmitted active PB and reactive QB powers are substituted to formula: (8)

(4)

(6)

where i means the next draw. For empirical cumulative distribution functionâ&#x20AC;&#x2122;s determination, the calculated angle offsets must be incrementally sorted. Resulting is a sample of nsym incrementally sorted simulations:

(7)

(Y1, Y2, ..., Ynsym) (9)

124

(5)

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 123–127

The empirical cumulative distribution function is defined by formula: (10)

where means number I of elements satisfying inequality Yi < y. Empirical cumulative distribution function Fe(y) is uniform across intervals and jumps by 1/nsym in points yi. It is a statistical approximation of the unknown theoretical distribution function and is similar in shape. The larger the number nsym of simulations, the better the empirical distribution function approximates the theoretical distribution function. With its values known, the empirical distribution function can be approximated by nth-degree polynomial function. This produces a continuous function describing the empirical distribution. For this purpose, first, we standardise random variable: – average

(11)

400 kV line and amounts to ca. 30 Ω. Taking into account the twocircuit operation and the presence of other connections at the level of the European transmission grid, the resistance’s even three-fold reduction to ca. 10 Ω may be assumed. The active power flows may not exceed the conductors’ thermal carrying capacity, i.e. ca. 2,000 MW. Because of transmission losses, the transfer is avoided of reactive power between systems, so reactive power flows may be adopted at relatively low levels QBmin = –100 MVAar, QBmax = 100 MVAr. In normal operating regimes voltages are close to their rated values, and generally the deviations from their effective values typically do not exceed –5%/+10% of the rated values. Power flow is usually calculated in units relative to base power Sb = 100 MVA and base voltage Ub = UN = 400 kV. In this case, the base impedance is: (20)

Consequently: (21)

– standard deviation – standardised random variable

(12)

(22)

(13)

(23)

(14)

(24)

(15) (16) Then we approximation the empirical distribution function by n-th degree polynomial: (17) A function that describes the empirical distribution function must be a nondecreasing function of variable t, which meets with a preset accuracy the following restrictions: (18) After finding the polynomial that approximates the empirical distribution function, the probability can be estimated of such an event that the angle offset does not exceed the permissible value: (19)

4. Probability calculation of not exceeding angle offset limit at interconnection of Polish and German systems Reactance of the systems’ 400 kV interconnection – between nodes MIK400 and HGW400 (Fig. 1) – includes 75 km of two-circuit

The above data match the following Matlab calculation results: Sample statistics: xsr = 0.117236, sigma = 0.0790441, xmin = 5.04521e-05, xmax = 0.384633, xdop = 0.174533 dkdop = 10 st, xdop = 0,174533 rad, tdop = 0,724872 Pr(X<xdop) = 0,765774 – as per Fea(t) Pr(X<xdop) = 0,765774 – as per Fe(x) For individual random variables 10,000 draws were completed. Angle offset limit 10 degrees Probability of not exceeding the angle offset limit: 0.7648. Fig. 3 shows the empirical distribution function and a seventhdegree polynomial that approximates it. Fig. 4 shows the empirical distribution function and distribution function of truncated normal distribution. The angle offset acceptable limit in a 400/380 kV grid of 10 degrees will not be exceeded with probability ca. 0.8. The actual angle offset of the 110 kV voltages at the synchronizing switch terminals can be greater due to the voltage loss in power transfer in the German grid network through transformers T1, T2, and in the Polish grid – through transformers A1, A2, A3, A4. Exact calculation of the angle offset at the synchronizing switch requires simulating power flows in the interconnected transmission grids, Polish 400/220/110 kV and German 380/220/110 kV. Such analysis was done at the request of ENSO with consideration 125

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 123–127

Fig. 3. Empirical distribution function of standardised δ angle offset probability

Fig. 4. Empirical probability distribution function and truncated normal distribution of standardised δ angle offset

of phase shifters on the Polish side. The results show that the angle offset at the synchronizing switch is generally less than 10 degrees and not more than 15 degrees [2]. A more reliable estimation of the voltage angle involves the installation of PMUs on both sides of the sync switch, and then statistical analysis of 1 year’s worth of voltage angle records.

5. Summary 1. Synchronous interconnection of the Polish and German 110 kV grids is possible if the angle offset of voltages in the

126

interconnected systems does not exceed 10 degrees. The actual angle offset of the voltages at the synchronizing switch must be constantly controlled. 2. Based on the simulation of the voltage angle offset in the Polish and German systems and taking into account the randomness of electrical connections, exchange power, and voltage level it may be concluded that the angle offset will not exceed 10 degrees with probability 0.8. This angle offset may be exceeded, and then the grids’ interconnection shall not be possible.

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | 123–127

REFERENCES

1. M. Sobierajski, W. Rojewski, “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”, “Acta Energetica”, No. 2 (23), 2015, pp. 114–124.

2. Z. Kremens, M. Sobierajski, “Analiza systemów elektroenergetycznych” [Analysis of power systems], WNT, Warszawa 1996. 3. A. Plucińska, E. Pluciński, “Rachunek prawdopodobieństwa. Statystyka matematyczna. Procesy stochastyczne” [Probability calculus. Mathematical statistics. Stochastic processes], WNT, Warszawa 2000.

Marian Sobierajski Wrocław University of Technology e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl 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 are related to smart power grids, interoperation of microinstallations and photovoltaic installations with medium and low voltage distribution grids, and frequency control at insular operation.

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.

127

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 123–127

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 123–127. When referring to the article please refer to the original text. PL

Pseudolosowa symulacja synchronicznych łączeń polskiej i niemieckiej sieci 110 kV Autorzy

Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Słowa kluczowe

sieci 110 kV, łączenie synchroniczne, symulacja pseudolosowa, statystyka matematyczna

Streszczenie

Przedmiotem rozważań jest zasilanie wydzielonego obszaru sieci 110 kV po stronie polskiej z niemieckiej sieci 110 kV. Obydwa systemy elektroenergetyczne, polski i niemiecki, połączone są liniami wymiany tylko na poziomie 400 kV i 220 kV, w tych warunkach wydzielenie wyspy 110 kV bez przerwy w zasilaniu odbiorców wymaga dodatkowego krótkotrwałego połączenia do synchronicznej współpracy obu systemów linią 110 kV. Rozchył kątowy napięć w łączonych węzłach 110 kV zależy od zastępczej reaktancji połączenia sąsiednich systemów na poziomie sieci przesyłowych oraz od przesyłanej mocy liniami wymiany. Na etapie planowania, w uproszczonych analizach takiej współpracy, zastępcza reaktancja oraz moc wymiany mogą być traktowane jako zmienne losowe o równomiernym rozkładzie prawdopodobieństwa. Losowe wartości reaktancji i mocy wymiany w zadanych przedziałach mogą być wygenerowane z wykorzystaniem generatora liczb pseudolosowych, a rozchyły kątowe dla losowych reaktancji i losowych mocy wymiany mogą być obliczone z funkcyjnej zależności. Tak określone losowe wartości rozchyłu kątowego są poddane analizie statystycznej, która pozwala oszacować prawdopodobieństwo przekroczenia dopuszczalnej wartości rozchyłu kątowego. Rozważania są zilustrowane przykładem obliczeniowym. Data wpływu do redakcji: 27.01.2017 Data akceptacji artykułu: 22.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Współpraca polskiego i niemieckiego systemu elektroenergetycznego odbywa się na poziomie sieci przesyłowych 220 kV i 400 kV. Bliskość obszarów zasilanych z sieci 110 kV po obu stronach granicy polsko-niemieckiej skłania do podjęcia współpracy także na poziomie sieci dystrybucyjnych 110 kV. Z inicjatywy TAURON Dystrybucja SA zostały podjęte badania możliwości współpracy sieci 110 kV, należących do operatorów TAURON Dystrybucja SA i ENSO [1]. Inicjatywa spotkała się z zainteresowaniem operatora ENSO, który zlecił wykonanie dalszych analiz [2]. Zakłada się, że wydzielony i izolowany galwanicznie obszar jednej sieci 110 kV będzie czasowo zasilany z pracującej w normalnym układzie (połączonej z własnym systemem elektroenergetycznym) drugiej sieci. Role sieci zasilanej i zasilającej będą się zmieniać – raz oznacza to import, a drugi raz eksport energii elektrycznej na poziomie 110 kV między ENSO i TAURON. Istotnym ograniczeniem technicznym w możliwości połączenia obu sieci 110 kV może być wystąpienie, przed synchronizacją (bezprzerwowym połączeniem) obu sieci, zbyt dużego rozchyłu kątowego napięć. Strona niemiecka nie dopuszcza synchronizacji przy rozchyle kątowym napięć większym od 10 stopni. Inne ważne ograniczenia, np. zagrożenia związane ze zwarciami 1-fazowymi, przedstawiono w pracy [1]. 2. Model matematyczny układu do wyznaczania rozchyłu kątowego O rozchyle kątowym napięć na wyłączniku łączącym obie sieci 110 kV decyduje rozchył kątowy w sieci przesyłowej 400 kV (rys. 1). Rozważmy połączenie dwóch systemów

128

A i B, wymieniających moc czynną i bierną poprzez gałąź o reaktancji XAB (rys. 2). Po stronie systemu A występuje fazor napięcia o module UA i argumencie δA a po stronie B – o module UB i argumencie δB. Niech moc czynna i bierna dopływająca do systemu B z systemu A wynoszą PB, QB. Wówczas z równań węzłowych mocy mamy (1)

(2) Po podzieleniu stronami wyrażeń (1) i (2) oraz dokonaniu prostych przekształceń otrzymujemy: (3)

Rys. 1. Elektryczne połączenie analizowanych obszarów sieci 110 kV, przy zasilaniu wydzielonego obszaru sieci 110 kV po stronie polskiej z sieci niemieckiej

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 123–127

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 123–127. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rys. 2. Wymiana mocy czynnej i biernej między systemami A i B połączonymi przez reaktancję XAB

Rozchył kątowy δ AB fazorów napięcia w systemach A i B zależy od mocy czynnej i biernej dopływającej do systemu B z systemu A, reaktancji XAB zastępczej gałęzi łączącej systemy A i B oraz modułu fazora napięcia po stronie systemu B. Każda z wielkości decydujących o wartości rozchyłu kątowego podlega losowym zmianom między swoją wartością maksymalną i minimalną: (4) (5) (6) (7) Najbardziej pesymistyczne podejście nakazuje przyjąć założenie, że wartości w przedziałach podlegają niezależnym prostokątnym rozkładom prawdopodobieństwa. Matlab pozwala generować liczby losowe, podlegające prostokątnemu rozkładowi prawdopodobieństwa w przedziale [0,1] za pomocą funkcji rand. 3. Analiza statystyczna pseudolosowych zmian rozchyłu kątowego Wylosowane wartości reaktancji połączenia XAB, napięcia UB oraz przesyłanej mocy czynnej PB i biernej QB są podstawiane do zależności: (8) gdzie i oznacza kolejne losowanie. Wyznaczenie dystrybuanty empirycznej wymaga rosnącego posortowania obliczonych wartości rozchyłów kątowych. W konsekwencji otrzymujemy próbę składającą się z liczby nsym posortowanych rosnąco symulacji: (Y1, Y2,..., Ynsym) (9) Dystrybuanta empiryczna jest funkcją określoną wzorem: (10) gdzie oznacza liczb a i elementów spełniających nierówność Yi < y. Dystrybuanta empiryczna Fe(y) jest przedziałami stała i ma skoki o wartości 1/nsym

w punktach yi. Jest statystycznym przybliżeniem nieznanej dystrybuanty teoretycznej i ma zbliżony do niej kształt. Im większa jest liczba symulacji nsym, tym dystrybuanta empiryczna jest lepszym przybliżeniem dystrybuanty teoretycznej. Mając wartości dystrybuanty empirycznej, możemy ją aproksymować wielomianem n-tego stopnia. Uzyskujemy w ten sposób ciągłą funkcję opisującą dystrybuantę empiryczną. W tym celu dokonujemy najpierw standaryzacji zmiennej losowej:

4. Obliczenie prawdopodobieństwa nieprzekroczenia dopuszczalnej wartości rozchyłu kątowego na połączeniu systemów polskiego i niemieckiego Reaktancja połączenia obu systemów na poziomie 400 kV – pomiędzy węzłem MIK400 i HGW400 (rys. 1) – obejmuje 2-torową linię 400 kV o długości ok. 75 km i wynosi ok. 30 Ω. Uwzględniając pracę 2-torową oraz występowanie innych połączeń na poziomie europejskiej sieci przesyłowej, można przyjąć nawet trzykrotne zmniejszenie tej reaktancji do ok. 10 Ω. Przesyłane moce czynne nie mogą przekroczyć obciążalności termicznej przewodów, czyli ok. 2000 MW. Ze względu na straty przesyłowe unika się przesyłania mocy biernej między systemami, dlatego można przyjąć stosunkowo małe wartości tej mocy, QBmin = –100 Mvar, QBmax = 100 Mvar. Napięcia w normalnych układach pracy są bliskie wartościom znamionowym i na ogół ich odchylenia wartości skutecznych nie przekraczają na ogół –5%/+10% w stosunku do wartości znamionowej. Obliczenia rozpływów mocy prowadzi się zwykle w jednostkach względnych odniesionych do mocy bazowej Sb = 100 MVA i napięcia bazowego Ub = UN = 400 kV. W takim przypadku impedancja bazowa wynosi:

– średnia (11)

(20) W konsekwencji mamy:

– odchylenie standardowe (12) – zmienna losowa standaryzowana (13) (14)

(21) (22)

(23)

(15)

(24)

(16)

Powyższym danym odpowiadają następujące wyniki obliczeń uzyskane w Matlabie Statystyki próby: xsr = 0,117236, sigma = 0,0790441, xmin = 5,04521e-05, xmax = 0,384633, xdop = 0,174533 dkdop = 10 st, xdop = 0,174533 rad, tdop = 0,724872 Pr(X<xdop) = 0,765774 – wg Fea(t) Pr(X<xdop) = 0,765774 – wg Fe(x) Zrealizowano 10 000 losowań, dla poszczególnych zmiennych losowych Dopuszczalny rozchyl kątowy 10 stopni Prawdopodobieństwo nieprzekroczenia dopuszczalnego rozchyłu kątowego: 0,7648 Na rys. 3 pokazano dystrybuantę empiryczną i wielomian stopnia siódmego aproksymujący tę dystrybuantę. Na rys. 4 przedstawiono dystrybuantę empiryczną i dystrybuantę rozkładu normalnego obciętego. Dopuszczalny rozchył kątowy w sieci 400/380 kV, wynoszący 10 stopni, nie zostanie przekroczony z prawdopodobieństwem ok. 0,8. Faktyczny rozchył kątowy napięć 110 kV na zaciskach wyłącznika synchronizującego może być większy

Następnie dokonujemy aproksymacji dystrybuanty empirycznej wielomianem n-tego stopnia: (17) Funkcja opisująca dystrybuantę empiryczną musi być funkcją niemalejącą zmiennej t, spełniającą z zadaną dokładnością następujące ograniczenia: (18) Po znalezieniu wielomianu aproksymującego dystrybuantę empiryczną można oszacować prawdopodobieństwo takiego zdarzenia, że rozchył kątowy nie przekroczy dopuszczalnej wartości: (19)

129

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 123–127

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 123–127. When referring to the article please refer to the original text. PL

Pewniejszym sposobem oszacowania rozchyłu kątowego napięć jest zainstalowanie PMU po obu stronach wyłącznika synchronizującego, a następnie analiza statystyczna zarejestrowanych w czasie 1 roku zmian wartości rozchyłów kątowych.

Rys. 3. Dystrybuanta empiryczna prawdopodobieństwa standaryzowanego rozchyłu kątowego

5. Podsumowanie 1. Synchroniczne połączenie polskiej i niemieckiej sieci 110 kV jest możliwe, jeżeli rozchył kątowy napięć w łączonych systemach nie przekracza 10 stopni. Rzeczywisty rozchył kątowy napięć na wyłączniku synchronizującym musi być ciągle kontrolowany. 2. Symulacja rozchyłu kątowego napięć w systemie polskim i niemieckim, z uwzględnieniem losowości połączeń elektrycznych, losowości mocy wymiany oraz losowości poziomu napięć, pozwala wnosić, że z prawdopodobieństwem 0,8 rozchył kątowy nie przekroczy 10 stopni. Należy liczyć się z przypadkami przekroczenia tego rozchyłu kątowego i wtedy możliwość połączenia sieci zostanie zablokowana. Bibliografia

Rys. 4. Dystrybuanta prawdopodobieństwa empiryczna oraz obcięta normalna standaryzowanego rozchyłu kątowego

wskutek straty napięcia przy przesyle mocy w sieci niemieckiej przez transformatory T1, T2 i w sieci polskiej – przez transformatory A1, A2, A3, A4. Dokładne obliczenie rozchyłu kątowego na wyłączniku synchronizującym wymaga symulowania rozpływów mocy w połączonych sieciach przesyłowych, polskiej

400/220/110 kV i niemieckiej 380/220/110 kV. Taka analiza została wykonana na zlecenie ENSO z uwzględnieniem przesuwników fazowych po stronie polskiej. Uzyskane wyniki pokazują, że rozchył kątowy na wyłączniku synchronizującym na ogół jest mniejszy od 10 stopni i nie przekracza 15 stopni [2].

1. Sobierajski M., Rojewski W., 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, Acta Energetica 2015, No. 2/23, s. 114–124. 2. Kremens Z., Sobierajski M., Analiza systemów elektroenergetycznych, WNT, Warszawa 1996. 3. Plucińska A., Pluciński E., Rachunek prawdopodobieństwa. Statystyka matematyczna. Procesy stochastyczne, WNT, Warszawa 2000.

Marian Sobierajski

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl 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 związane są z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi, współpracą mikroinstalacji i małych instalacji fotowoltaicznych z sieciami dystrybucyjnymi średniego i niskiego napięcia oraz regulacją częstotliwości w czasie pracy wyspowej.

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 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.

130

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

Determination of Connection Capacity in the HV Closed Network by the use of a Black-box Optimization – a Case Study Author Andrzej Wędzik

Keywords optimization, black-box, connection capacity

Abstract The current legislation imposes an obligation on power system operators to regularly determine and publish connection capacities of transmission and distribution network nodes. Currently, the coherent node method is used for determining the connection capacity of transmission and distribution network nodes. However, this method has some limitations that do not allow clearly determining the sought power values, determining the connection capacity of the nodes in the analysed network. This paper proposes a method for determining the connection capacity of nodes in any closed HV network using black-box optimization. Calculations and analyses were performed for a full non-linear model of the Polish NPS. The results obtained show the possibilities of using this method for any configuration of nodes to be analysed, without the need for division into coherent groups. The proposed method shows the possibility of including any limitations relevant to the correct operation of the system in the calculations, such as: allowable voltage levels, allowable line load, maximum short-circuit power in the network nodes or emergency states (n-1) of the system’s operation.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2017112 Received: 02.02.2017 Accepted: 02.03.2017 Available online: 30.03.2017

1. Introduction In accordance with the provisions of Article 7 (81) of the Energy Law [1], a power company involved in the transmission or distribution of electricity is required to prepare the following information:„... the value of the total available rated power for the sources, as well as planned changes to these values in the next 5 years from the date of their publication, for the whole network operated by the company with a rated voltage above 1 kV, divided into power stations or groups thereof included in the network with rated voltage of 110 kV and above.” This information should be updated at least once a quarter and posted on the website of the operator. An example of such a document is the report [2] prepared for PGE Dystrybucja SA by the Research Institute of the Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering. The analyses and calculations carried out in this report are based on the determination of groups of coherent nodes, i.e. identification of groups of nodes mutually correlated in terms of their sensitivity coefficients. Maximum power which can be connected without endangering the safe operation of the power network is

determined for groups of nodes identified in this manner. These powers are defined by increasing generation in groups until the emergence of overload, which does not occur in states without additional generation, or by increase the value of existing overloads. Currently, this is practically the only method for determining the available connection power for sources accepted by the power industry. A similar approach to the problem of determining the connection capacity of nodes in a closed HV network is presented by Bajor in his work [3, 4]. Słabosz et al [5] and Kocot [6] propose the use of linear methods to determine the maximum power and connection capacity for HV network nodes. These methods are intended by the authors to simplify and accelerate the necessary simulation calculations. However, due to the linearisation of models, it is not possible to include all the phenomena occurring in a real power system in these methods. Korab [7], Kacejko and Pijarski [8] as well as Przygrodzki et al. [9] use non-linear optimization methods in their work. In [7], the author uses the method of optimizing power distribution in the 131

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

classical variant of the Economic Dispatch (ED). In [8], the authors used the method of „simulated annealing”, based on the use of MATLAB software and the SimAuto „engine” of PowerWorld software. In [9], the authors used a distribution program, additionally equipped with an optimization module. The objective function was the cost of operation of the national transmission system (the cost of generation and undelivered energy). However, the methods presented above in most cases are based on many simplifications (e.g. linearisation of the model), using methods with little usefulness in activities on the electricity market (e.g. ED) or with non-transparent criteria adopted in the calculations (e.g. coherent nodes method). The paper proposes a new method for determining the connection capacity of nodes in the HV closed network, in which the analyses and calculations can be performed using a full nonlinear model of the Polish National Power System (NPS), without the need for any simplification or linearisation of the model used. The proposed method is also very cheap to implement. It is based on open source or freeware optimization algorithms, and the only condition for its proper operation is the possibility of obtaining intermediate calculations from the distribution program, for which this method can become a fully independent, free calculation tool, expanding its functionality.

2. Description of problem Optimization of the operation of a power system is a problem well known and described in the literature [10, 11]. Most frequently, the main objective of these activities is to minimise operating costs or improve the technical parameters of the power system (e.g. to minimise losses of active or reactive power). Currently, commercial distribution programs also often feature optimization modules. The main disadvantage of these modules, however, is that the user cannot freely formulate the optimization problem in practice can only use one of the models proposed by the authors of the program. The main obstacle in this case is the lack of access to all variables and calculation values of a full mathematical model of the analysed power system. This problem can be solved in different ways: • By developing your own, fully functional model of the analysed system • Using available open source or freeware software. In both cases, calculations can be conducted for a power system with simultaneous access to all the necessary values of the optimization process. These methods, however, are time-consuming in practice, require a lot of time and repeated verification of the model developed. The software created in this way often does not meet all the requirements for professional calculations. For example, the lack of possibility of adjusting the transformer voltage ratio or reactive power significantly limits the range of applications of such programs. In the case of using commercial software, which provides high reliability, efficiency and credibility of the analysis, the user receives the results of calculations in the form of strings of numbers, representing the basic parameters characterising the state of the 132

system’s operation, such as the value of current lines, transformer load or voltage levels in network nodes. Values obtained this way can be used to solve any optimization problem with the application of black-box optimization [12–14]. The general diagram of this method has been specified in the figure:

Fig. 1. General diagram of the black-box optimization method

Optimization algorithm used in this method usually is based on a simple search algorithm. This is mainly due to the difficulty or even the impossibility of calculating gradients or the Hessian matrices, which are used by more efficient gradient-based or Newtonian methods. Optimization algorithm in each iteration i = 1, ..., imax calculates the present value of the sought vector of variables Xi on the basis of data (numerical!) obtained directly (in each iteration) from the program calculating the distribution of power for the current value of vector Xi. For the given vector Xi, the distribution program calculates the distribution of power and passes numerical values to the optimization algorithm which specify the objective function f(Xi), inequality constraints g(Xi) or equality constraints h(Xi). Mathematical description of individual values, for example constraints, is not necessary and in practice is not usually known. We only need to specify the lower and upper limits of the variability of these constraints. The result of the method is a vector of variables Xi implementing the optimization problem described, meeting the previously formulated boundary conditions for constraints. The only condition for correct and reliable use of the method described is the possibility of obtaining the results of intermediate calculations from the distribution program.

3. Mathematical model The primary objective of this method is to find the total, maximum power of generation units which can be connected to the selected, considered group of nodes. Variables of the optimization problem include the sought capacities of generation sources, to be connected to the selected, considered group of nodes. The size of the problem is equal to the number of nodes selected for analysis. In practice, each new source connected generates additional active power losses in the network to which it is connected. From the point of view of the power network, the most advantageous situation will be when the net power, by

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

which the balance of power in this network will increase, reaches the maximum value. The value of this power can be calculated as the difference between the total power of generation units connected to the network and active power losses in the network, caused by the connection of these units. Formulated in this way, the task can be written as: (1) Where: – power of the generation source to be connected to node i, n – number of nodes to which generation sources are connected, – total active power losses in the network due to the connection of n generation units. The equation (1) acts as the objective function. In addition, using such notation, active power losses in the network due to the connection of n units will also be minimised in the course of optimization. For proper optimization, it is necessary to formulate mathematical equations that describe the technical limitations occurring in the real network. The most important limitations include:

3.1. Limitations of line and transformer transmission capability in the power network (2) where: – Load current in a line or a transformer, – Permissible load current in a line or a transformer, mi – total number of lines and transformers for the considered network.

3.2. Limitations of permissible voltage levels in the power network nodes (3) where: – voltage in node k of the power network, – minimum value of voltage in node k of the power network [15–17] – maximum value of voltage in node k of the network [15–17], mu – number of nodes for the considered network. In practical calculations of the operating states of the power system, it happens very often that the distribution network of the given distribution network operator (DSO) does not meet the n-1 condition also in the case of the operation of the network without additional capacities connected. For this reason, one (or both) of the conditions described in equations (2) and (3) is not met already before the beginning of optimization calculations. In this case, it is necessary to adjust the constraints used in the optimization process. Suitable components of equations (2) and/ or (3) will take the form:

(4)

where: – Load current in the given line or transformer in the states (n-1), – acceptable, adjusted load current in the line or transformer in the states (n-1) – set of lines and transformers, in which limit values of loads in emergency operation were exceeded without additional generation capacities connected. (5)

where: – Voltage at node k of the power network in the states (n-1), – minimum, adjusted voltage value in node k of the power network in the states (n-1) [15-17], – maximum, adjusted voltage value in node k of the power network in the states (n-1) [15–17], – set of nodes in which limit values of loads in emergency operation were exceeded without additional generation capacities connected. By adjusting the limitations described in equations (4) and (5), the calculation process is reduced to finding the total, maximum power of generation units which can be connected to the selected, considered group of nodes without affecting the existing state of the network. Practical calculations conducted show that the local connection of additional generating units reduces or even eliminates the previously described network overload in emergency states(n-1).

3.3. Limitations of permissible levels of short-circuit currents in the power network nodes (6) where: – Value of short-circuit current in node k of the power network, – maximum short-circuit current in node k of the power network. In order to maintain an unchanged balance of generation capacity throughout the power system, the power of selected adjustable units is adjusted by the power of the new generation sources connected. The sum of the power of new sources of connected generating capacity is subtracted from the power of selected adjustable units evenly in proportion to the power of these units. In practice, due to market mechanisms, for example, adjustable units should not be allowed to be completely shut down. . This Their adjustment should take place in the range for ensures, among other things, that minimum requirements voltage adjustment and stability of the entire power system will be met.

133

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

Conditions 3.1–3.3 [equations (2) – (6)] and adjustment of the power balance are checked at each step of calculations in the

proposed method. Block diagram of the calculation method is illustrated below:

Fig. 2. Block diagram of the method for determining the connection capacity of nodes in a closed HV network using black-box optimization

4. Case study – calculation examples In order to test the proposed method in practice, calculations were conducted using an actual, full, non-linear model of the Polish NPS. The variant representing the system layout for the 2016 summer peak was selected for the analysis. This is the most representative model for the problem in question, because the capacity of system components (lines and transformers) adopt the smallest values in this model, that is represent the worst operating conditions of the system. The analysis was carried out in the distribution company PGE Dystrybucja SA, Łódź-Teren. Within the analysed company, two groups of coherent nodes were selected for comparison, for which the value of available connection capacity was determined for generation sources connected to the power network managed by PGE Dystrybucja SA [2]: 1. Poddębice Group (Poddębice 1, Poddębice 2, Szadek) 2. Sochaczew Group (Sochaczew, Boryszew, Widok, Teresin, Bielnik, Żyrardów). A full, non-linear model of the Polish NPS was used for the calculations. The calculations were performed on a PC with the following specifications: Intel Core i7-4790K processor, 4 GHz, 32 GB of RAM, Windows 10. The calculations were performed using the following calculation programs (academic license): 1. PSS® v33.7 by Siemens PTI (program calculating power distribution) 2. MATLAB R2015b (as the calculation interface) and open source or freeware software: 1. OPTI Toolbox (set of optimization algorithms for MATLAB) [18]: 2. NLOPT v2.4.2 – COBYLA algorithm (Constrained Optimization BY Linear Approximations) 134

• NOMAD v3.7.3 (Mesh Adaptive Direct Search Algorithm) [19–21] • Python programming language v2.7.10 (as the calculation interface). All calculation algorithms were run using the default settings, proposed and set by default by the software manufacturer. For all calculations, the two criteria for interrupting calculations were used: • Reaching an accuracy of calculations ε = 10-6 or • Maximum computation time of 3600 s. The calculations aimed at finding the total, maximum power of generation units that can be connected to a selected, considered groups of nodes were carried out for the following network configuration: • For normal network operation (n0) • For emergency network operation (n-1). The smallest value of connected power, resulting from both of the above network operation states, was accepted as the final result. Calculations for emergency states (n-1) were performed for the two levels of the limit overload of power system components (lines and transformers): • No overload of network components (max load = 100% of nominal values) • Allowed 20 percent overload of components in emergency state (n-1) (max load = 120% of nominal values). All calculations were made for two variants: • Separately for each node included in the given group, • In total for the whole group, i.e. all nodes in the group. Calculations were performed for the assumptions described above, the results of which are summarised in the following tables:

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

Rated power Node

[–]

According to [2] [MW]

Calculations COBYLA

Nomad

[MW]

System operation state

Element deciding about the value of minimum power

[–]

Permissible load on lines and transformers = 100% PDB

–

44.102

(n-1)

Disconnected 400/110 kV transformer in Trębaczew station

Reached maximum load (100%) of the Poddębice 2 – Poddębice 1 line

POD

–

69.217

(n-1)

Disconnected Poddebice 1 – Szadek line

Reached maximum load (100%) of the Poddębice 1 – Adamów line

SDE

–

72.406

(n-1)

Disconnected Szadek – Zduńska Wola line

Reached maximum load (100%) of the Poddębice 1 – Adamów line

Whole group

72.454

(n-1)

Disconnected Szadek – Zduńska Wola line

Reached maximum load (100%) of the Poddębice 1 – Adamów line

Permissible load on lines and transformers = 120% Reached maximum load (100%) of the Poddębice 2 – Poddębice 1 line

PDB

–

44.250

POD

–

82.006

(n-1)

Disconnected Poddebice 1 – Szadek line

Reached maximum load (120%) of the Poddębice 1 – Adamów line

SDE

–

85.103

(n-1)

Disconnected Szadek – Zduńska Wola line

Reached maximum load (120%) of the Poddębice 1 – Adamów line

Whole group

85.232

85.233

(n-1)

Disconnected Szadek – Zduńska Wola line

Reached maximum load (120%) of the Poddębice 1 – Adamów line

Tab. 1. Values of available connection capacities for generation sources connected to the Poddębice group nodes

Rated power Node

[–]

According to [2] [MW]

Calculations COBYLA

Nomad

[MW]

System operation state

Element deciding about the value of minimum power

[–]

Permissible load on lines and transformers = 100% BIE

–

128.145

(n-1)

Disconnected Grodzisk – Sochaczew line

Reached maximum load (100%) of the Bielnik – Teresin line

BRS

–

71.777

(n-1)

Disconnected Boryszew – Widok line

Reached maximum load (100%) of the Boryszew – Sochaczew

SOC

–

206.123

(n-1)

Disconnected Błonie – Sochaczew line

Reached maximum load (100%) of the Gordzisk – Sochaczew line

TER

–

134.285

(n-1)

Disconnected Bielnik – Teresin line

Reached maximum load (100%) of the Sochaczew – Teresin line

WDK

–

73.130

(n-1)

Disconnected Skierniewice – Widok line

Reached maximum load (100%) of the Boryszew – Widok line

ZYR

–

46.863

(n-1)

Disconnected Sochaczew – Żyrardów line

Reached maximum load (100%) of the Mszczonów – Żyrardów line

120

220.994

221.714

(n-1)

Disconnected Błonie – Sochaczew line

Reached maximum load (100%) of the Grodzisk – Sochaczew and Mszczonów – Żyrardów line

Whole group

Permissible load on lines and transformers = 120% Reached maximum load (100%) of the Bielnik – Teresin line

BIE

–

129.123

BRS

–

84.492

(n-1)

SOC

–

263.137

Reached maximum load (100%) of the Gordzisk – Sochaczew line

TER

–

144.581

Reached maximum load (100%) of the Sochaczew – Teresin line

WDK

–

81.661

Reached maximum load (100%) of the Boryszew - Widok line

ZYR

–

54.929

54.928

(n-1)

120

279.135

277.962

Whole group

Disconnected Boryszew – Widok line

Disconnected Sochaczew – Żyrardów line

Reached maximum load (120%) of the Boryszew – Sochaczew line

Reached maximum load (120%) of the Mszczonów -- Żyrardów line Reached maximum load (100%) of the Grodzisk – Sochaczew and Mszczonów – Żyrardów line

Tab. 2. Values of available connection capacities for generation sources connected to the Sochaczew group nodes 135

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

Element of the balance of connection capacities

COBYLA

Nomad

[MW]

Permissible load on lines and transformers = 100% Net power added to the network

71.618

ΔP resulting from the connection of sources Sum of connection capacities

Group nodes

71.618

0.836

72.454

PDB

4.446

3.904

POD

64.826

65.361

SDE

3.181

3.189

83.701

83.700

1.531

1.533

Permissible load on lines and transformers = 120% Net power added to the network ΔP resulting from the connection of sources Sum of connection capacities

Group nodes

85.232

85.233

PDB

4.311

8.376

POD

77.651

73.298

SDE

3.270

3.558

Tab. 3. Distribution of power from generation sources among Poddębice group nodes

Element of the balance of connection capacities

COBYLA

Nomad

[MW]

Permissible load on lines and transformers = 100% Net power added to the network ΔP resulting from the connection of sources Sum of connection capacities

Group nodes

219.287

1.707

2.427

220.994

221.714

BIE

32.604

71.030

BRS

33.707

30.589

SOC

33.249

21.035

TER

36.641

30.220

WDK

35.851

19.897

ZYR

48.942

276.14

Permissible load on lines and transformers = 120% Net power added to the network ΔP resulting from the connection of sources

2.996

1.822

279.135

277.962

BIE

44.749

15.422

Sum of connection capacities

Group nodes

BRS

44.017

15.710

SOC

47.889

172.73

TER

48.172

14.624

WDK

45.283

10.450

ZYR

49.027

Tab. 4. Distribution of power from generation sources among Sochaczew group nodes

5. Summary and conclusions The calculations and analyses have demonstrated the possibility of using black-box optimization methods to determine the connection capacity of nodes in any closed HV network. The results presented in the paper allow one to draw the following specific conclusions: 136

a. Analyses and calculations of connection capacity can be performed using a full, non-linear model of the Polish NPS without the need for any simplification or linearisation of the model used b. The method may be used for any configuration of nodes to be analysed. The operator can determine the composition

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | 131–138

of such groups of nodes, guided by internal guidelines or requirements c. The proposed method shows the possibility of including any limitations relevant to the correct operation of the system in the calculations, such as: allowable voltage levels, allowable line load, maximum short-circuit power in the network nodes or emergency states (n-1) of the system’s operation d. By using the proposed method it is possible to determine the critical elements of the network, the insufficient load capacity of which is the biggest obstacle to the connection of additional capacity. This allows the operator to easily identify the „bottlenecks” in the network e. The results obtained using the proposed method show a more real possibility of connecting new generating capacity at the current configuration of the NPS and are much more favourable to potential investors than the results obtained using the coherent node method. The demonstrated inconsistencies as to the power values, given officially by the operator [2], were confirmed repeatedly in expert reports prepared within the context of connection procedures for RES f. If the operator owns a distribution program (which in practice is often the case) the proposed method is very inexpensive to implement. It uses open source or freeware optimization algorithms, and the only condition for its proper operation is the possibility of obtaining intermediate calculations from the distribution program. The MATLAB program used (as calculation interface) can be fully replaced by procedures written, e.g. in Python. Notes on the interpretation of the results of calculations: a. Both optimization algorithms tested have proven their usefulness to solving the problem presented b. In the case of determining the maximum capacity for individual nodes, the results obtained using both algorithms are identical c. In determining the maximum capacity for groups of nodes, the results for the given group obtained by both algorithms are identical, but the distribution of power between the various nodes of the group may be different. In the present form, using only the limitations described using equations (2) – (6), a clear, identical power distribution between the nodes in the given group using both calculation algorithms is impossible d. The calculations confirmed that the net power, which increases the balance of power in the analysed network, in some cases is larger for smaller capacities of generating units connected. This is due to a better allocation of power between the nodes considered and thus achieving smaller active power losses caused by the connection of these units.

6. Future research directions The proposed method, thanks to its open structure, could in the future be developed and improved without the need interfering with, for example, complicated distribution programs. The most important directions for further development include: a. Testing new calculation algorithms to increase the operating speed and accuracy of the described method

b. Identification of additional constraints which lead to the unique power distribution between the nodes in the given area c. Elimination of commercial software (MATLAB) from the calculation process, by creating procedures in Python and implementation of the whole method based on this environment. All future research, including that listed above, should focus on the creation of a fully independent, free calculation tool that could be integrated with any distribution calculation program. REFERENCES

1. The Act of 10 April 1997 Energy Law, Journal of Laws 1997, No. 54, item 348, as amended. 2. Information about the available connection capacity for generating sources connected to the power network of PGE Dystrybucja SA with a rated voltage exceeding 1 kV (updated for the third quarter of 2016), PGE Dystrybucja SA, Office of Management Network Development, Lublin [online], http://www.pgedystrybucja.pl/dystrybucja/dla-klienta/procedury-przylaczeniowe/informacje-o-dostepnych-mocach-przylaczeniowych [accessed on: 13.03.2017]. 3. M. Bajor, “Bezpieczna praca systemu o ograniczonych zdolnościach przesyłowych w sytuacji wysokiej generacji wiatrowej, Jubileuszowa XV Międzynarodowa Konferencja Naukowa “Aktualne Problemy w Elektroenergetyce” [Safe operation of a system with restricted transfer capacities at high wind generation, the XV Anniversary International Scientific Conference entitled “Current problems in the power industry], Jurata , Vol. 4, 8–10 June 2011, pp. 11-15. 4. M. Bajor, R. Jankowski, G. Widelski, “Area-Wide Management of a Significant Wind Generation as a Way to Ensure a Safe Grid Operation”, “Acta Energetica”, No. 3 (20), 2014, pp. 17–22. 5. M. Sobierajski, W. Rojewski, S. Słabosz, “Metoda liniowej optymalizacji dopuszczalnej generacji wiatrowej w węzłach sieci przesyłowej” [Linear optimization of acceptable wind generation in transmission network nodes], “Acta Energetica”, No. 2/7, 2011, pp. 55–55. 6. H. Kocot., “Zdolności przyłączeniowe węzłów dystrybucyjnej sieci 110 kV” [Connection capacity of 110 kV distribution network nodes], Electrical Power Networks – EPNet 2016, 19–21 September 2016, Szklarska Poręba. 7. R. Korab, “Zdolności przyłączeniowe krajowej sieci 400 i 220 kV” [Connection capacity of 400 kV and 220 kV national power network”], “Elektroenergetyka: Współczesność i Rozwój” [Power Engineering: Modernity and Development], No. 2–3 (4–5), 2010, pp. 46–54. 8. P. Kacejko, P. Pijarski, “Ocena możliwości przyłączeniowych krajowej sieci przesyłowej planowanej na lata 2020–2025 w kontekście prawdopodobnych scenariuszy budowy nowych jednostek wytwórczych” [Assessment of connection capacity of the national transmission network planned for 2020–2025 in the context of the likely scenarios of construction of new generating units], “Rynek Energii” [Energy Market], No. 2, 2013, pp. 42–47. 9. M. Przygrodzki i in., “Ocena zdolności przyłączeniowych Krajowego Systemu Przesyłowego w perspektywie długoterminowej” [Assessment of connection capacity of the National Transmission System in the long term], “Przegląd Elektrotechniczny” , No. 7, 2014, pp. 123–126. 137

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

10. J.A. Momoh, “Electric Power System Applications of Optimization”, Second Edition, CRC Press, Taylor & Francis Group, 2009. 11. S.A.-H. Soliman, A.-A.H. Mantawy, “Modern Optimization Techniques with Applications in Electric Power Systems”, Springer, doi: 10.1007/978-1-4614-1752-1, 2012. 12. A. Wędzik, T. Siewierski, M. Szypowski, “The use of the “Black-box” optimization method for determination of connection capacity in electric power grid”, Applied Energy 2017 [in review]. 13. E.F. Davis, “Modeling and optimization of process engineering problems containing black-box systems and noise”, PhD dissertation, New Brunswick, New Jersey, October 2008. 14. T. Schaul, “Studies in Continuous Black-box Optimization”, Technische Universität München, PhD dissertation, 2011. 15. Regulation of the Minister of Economy of 4 May 2007 on the detailed conditions of the power system operation, Journal of Laws No. 93, item 623, as amended.

16. IRiESP Transmission Grid Code. Conditions for using and operating the grid, and planning its development, PSE - Operator S.A., Version 2.0., 15 December 2011 (text in effect as of: 1 May 2016). 17. IRiESD Distribution Grid Code, PGE S.A., 2013 [consolidated text in effect as of: 1 October 2016]. 18. J. Currie, D.J. Wilson, “OPTI: Lowering the Barrier Between Open Source Optimisers and the Industrial MATLAB User”, Savannah, Georgia, USA, 8–11 January 2012. 19. M.A. Abramson et al., “The NOMAD project” [online], https://www. gerad.ca/nomad/ [accessed on: 13.03.2017]. 20. C. Audet, J.E. Dennis Jr., “Mesh Adaptive Direct Search Algorithms for Constrained Optimization”, “SIAM Journal on Optimization”, No. 17 (1), doi: 10.1137/040603371, 2006, pp. 188–217. 21. S. Le Digabel, Algorithm 909: NOMAD: “Nonlinear optimization with the MADS algorithm”, “ACM Transactions on Mathematical Software”, No. 37 (4), 2011, pp. 1–15.

Andrzej Wędzik Technical University of Łódź e-mail: andrzej.wedzik@p.lodz.pl A graduate of Lodz University of Technology. Since 1986 he has been working at his alma mater in the Institute of Electrical Power Engineering, currently as a lecturer. His research activity is focused on issues related to renewable energy, energy law, energy market and optimization. Since 2007 Chairman of the Central Section of Renewable Energy and Environmental Protection of SEP Association of Polish Electrical Engineers.

138

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 131–138. When referring to the article please refer to the original text. PL

Określanie zdolności przyłączeniowych węzłów sieci zamkniętej NN z wykorzystaniem optymalizacji typu black-box – studium przypadku Autor

Andrzej Wędzik

Słowa kluczowe

optymalizacja, black-box, zdolności przyłączeniowe

Streszczenie

Obowiązujące przepisy prawne narzucają na operatorów systemu elektroenergetycznego obowiązek cyklicznego wyznaczania i publikowania zdolności przyłączeniowych węzłów sieci: przesyłowej i dystrybucyjnych. Obecnie do wyznaczania zdolności przyłączeniowych węzłów sieci przesyłowej i dystrybucyjnych wykorzystuje się metodę węzłów koherentnych. Metoda ta ma jednak pewne ograniczenia, które nie pozwalają w sposób jednoznaczny wyznaczyć poszukiwanych wartości mocy, określających zdolności przyłączeniowe węzłów analizowanej sieci. W artykule zaproponowano metodę określania zdolności przyłączeniowych węzłów dowolnej sieci zamkniętej NN z wykorzystaniem optymalizacji typu black-box. Obliczenia i analizy zostały wykonane dla pełnego nieliniowego modelu polskiego KSE. Otrzymane wyniki pokazują możliwości wykorzystania tej metody dla dowolnej konfiguracji węzłów poddawanych analizie, bez konieczności przeprowadzania podziałów na grupy koherentne. Zaproponowana metoda pokazuje możliwości uwzględniania w obliczeniach wszelkich ograniczeń istotnych z punktu widzenia poprawnej pracy systemu, takich jak: dopuszczalne poziomy napięć, dopuszczalne obciążenia linii, maksymalne moce zwarciowe w węzłach sieci czy stany awaryjne (n-1) pracy systemu. Data wpływu do redakcji: 02.02.2017 Data akceptacji artykułu: 02.03.2017 Data publikacji online: 30.03.2017

1. Wprowadzenie Zgodnie z zapisami art. 7, pkt 8l, ustawy Prawo energetyczne [1] przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jest obowiązane sporządzać informacje dotyczące: „… wartości łącznej dostępnej mocy przyłączeniowej dla źródeł, a także planowanych zmian tych wartości w okresie kolejnych 5 lat od dnia ich publikacji, dla całej sieci przedsiębiorstwa o napięciu znamionowym powyżej 1 kV z podziałem na stacje elektroenergetyczne lub ich grupy wchodzące w skład sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym”. Informacje te powinny być aktualizowane co najmniej raz na kwartał i umieszczane na stronie internetowej danego operatora. Przykładem takiego dokumentu jest opracowanie [2], sporządzone dla PGE Dystrybucja SA przez Instytut Energetyki, Instytut Badawczy, Oddział Gdańsk. Analizy i obliczenia, przeprowadzane w tym dokumencie, oparte są na wyznaczaniu grup węzłów koherentnych, czyli identyfikacji grup węzłów wzajemnie ze sobą skorelowanych pod względem współczynników wrażliwości. Dla zidentyfikowanych w ten sposób grup węzłów wyznacza się maksymalne wartości mocy możliwej do przyłączenia bez powodowania zagrożenia bezpiecznej pracy sieci elektroenergetycznej. Moce te określane są poprzez zwiększanie generacji w grupach aż do momentu pojawienia się przeciążeń niewystępujących w stanie bez dodatkowej generacji lub zwiększenia wartości istniejących przeciążeń. Jest to obecnie praktycznie jedyna zaakceptowana przez energetykę zawodową metoda określania dostępnej mocy przyłączeniowej dla źródeł. Podobne podejście do rozwiązania problemu określania zdolności przyłączeniowych

węzłów sieci zamkniętej NN prezentuje Bajor w swoich pracach [3, 4]. Słabosz i inni [5] oraz Kocot [6] proponują zastosowanie metod liniowych do określania maksymalnych mocy i zdolności przyłączeniowych węzłów sieci NN. Metody te w zamyśle autorów upraszczają i przyśpieszają wykonanie niezbędnych obliczeń symulacyjnych. Jednak ze względu na linearyzację modeli w metodach tych nie jest możliwe uwzględnienie wszystkich zjawisk zachodzących w rzeczywistym systemie elektroenergetycznym. Korab [7], Kacejko i Pijarski [8] oraz Przygrodzki i inni [9] wykorzystują w swoich pracach metody optymalizacji nieliniowej. W pracy [7] autor wykorzystuje metodę optymalizacji rozpływów mocy w klasycznym wariancie Ekonomicznego Rozdziału Obciążeń (ERO). W pracy [8] autorzy zastosowali metodę „symulowanego wyżarzania”, opartą na wykorzystaniu programów: MATLAB oraz „silnika” SimAuto programu PowerWorld. W pracy [9] autorzy wykorzystali program rozpływowy, wyposażony dodatkowo w moduł optymalizacyjny. Funkcją celu był koszt funkcjonowania krajowego systemu przesyłowego (koszt wytwarzania i energii niedostarczonej). Zaprezentowane powyżej metody w większości przypadków opierają się jednak na wielu uproszczeniach (np. linearyzacja modelu), wykorzystaniu metod mało przydatnych w praktyce działania rynku energii elektrycznej (np. ERO) lub mało przejrzystych kryteriach przyjmowanych w obliczeniach (np. metoda węzłów koherentnych). W prezentowanym artykule proponowana jest nowa metoda określania zdolności przyłączeniowych węzłów sieci zamkniętej NN, w której analizy i obliczenia mogą

być wykonywane przy użyciu pełnego, nieliniowego modelu polskiego KSE, bez konieczności wprowadzania jakichkolwiek uproszczeń czy linearyzacji stosowanego modelu. Proponowana metoda jest również bardzo tania w implementacji. Opiera się ona na algorytmach optymalizacyjnych typu open source lub freeware, a jedynym warunkiem jej poprawnego działania jest możliwość uzyskiwania obliczeń pośrednich z programu rozpływowego, dla którego metoda ta może stać się w pełni niezależnym, darmowym narzędziem obliczeniowym, rozszerzającym jego funkcjonalność. 2. Opis problemu Optymalizacja pracy systemu elektroenergetycznego jest problemem znanym i dobrze opisanym w literaturze [10, 11]. Głównym celem tych działań jest najczęściej minimalizacja kosztów funkcjonowania lub poprawa parametrów technicznych pracy systemu elektroenergetycznego (np. minimalizacja strat mocy czynnej lub biernej). Obecnie również komercyjne programy rozpływowe często posiadają moduły optymalizacyjne. Podstawową wadą i niedogodnością tych modułów jest jednak to, że użytkownik nie może w dowolny sposób sformułować problemu optymalizacyjnego i w praktyce może wykorzystać jedynie któryś z modeli zaproponowanych przez autorów programu. Główną przeszkodą jest w tym przypadku brak dostępu do wszystkich zmiennych i wielkości obliczeniowych pełnego modelu matematycznego analizowanego systemu elektroenergetycznego. Problem ten można rozwiązać w różnorodny sposób: • opracowując własny, w pełni funkcjonalny model badanego systemu • wykorzystując dostępne oprogramowanie typu open source lub freeware.

139

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 131–138. When referring to the article please refer to the original text. PL

3.1. Ograniczenia przepustowości linii i transformatorów w sieci elektroenergetycznej (2) gdzie: – prąd obciążenia danej linii lub transformatora, – dopuszczalny prąd obciążenia linii lub transformatora, mi – sumaryczna liczba linii i transformatorów dla rozpatrywanej sieci. 3.2. Ograniczenia dopuszczalnych poziomów napięć w węzłach sieci elektroenergetycznej

Rys. 1. Ogólny schemat działania metody optymalizacji typu black-box

W obu przypadkach można wykonać obliczenia dla systemu elektroenergetycznego z jednoczesnym dostępem do wszystkich wielkości niezbędnych w procesie optymalizacji. Metody te bywają jednak w praktyce pracochłonne, wymagają długiego czasu i wielokrotnej weryfikacji tworzonego modelu. Samo oprogramowanie stworzone w ten sposób częstokroć nie spełnia wszystkich wymagań stawianych profesjonalnym obliczeniom. Brak np. możliwości regulacji przekładni transformatorów czy regulacji mocy biernej znacznie ograniczają pole zastosowań takich programów. W przypadku wykorzystywania oprogramowania komercyjnego, zapewniającego dużą pewność, skuteczność i wiarygodność przeprowadzanych analiz, użytkownik otrzymuje wyniki obliczeń w postaci ciągów liczb, przedstawiających sobą wartości podstawowych wielkości charakteryzujących stan pracy systemu, takich jak: wartości prądów linii, obciążenia transformatorów czy poziomy napięć w węzłach sieci. Aby otrzymywane w ten sposób wielkości wykorzystać do rozwiązania dowolnie określonego problemu optymalizacyjnego, można wykorzystać optymalizację typu black-box [12–14]. Ogólny schemat działania tej metody został określony na rys. 1. Algorytm optymalizacyjny stosowany w tej metodzie oparty jest zazwyczaj na algorytmie poszukiwań prostych. Związane jest to głównie z trudnościami lub wręcz niemożliwością obliczenia gradientów czy macierzy drugich pochodnych, wykorzystywanych przez bardziej wydajne metody gradientowe czy newtonowskie. Algorytm optymalizacyjny w każdej iteracji i = 1, … i max oblicza wartość bieżącą poszukiwanego wektora zmiennych X i na podstawie danych (liczbowych!) uzyskiwanych bezpośrednio (w każdej iteracji) z programu obliczającego rozpływy mocy dla aktualnej wartości wektora Xi. Program rozpływowy dla danego wektora Xi oblicza rozpływy mocy i przekazuje do algorytmu optymalizacyjnego wartości liczbowe określające: funkcję celu f(Xi), ograniczenia nierównościowe g(Xi), czy ograniczenia równościowe h(Xi). Opis matematyczny poszczególnych wielkości, np. ograniczeń, nie jest konieczny i w praktyce najczęściej nie jest znany. Należy jedynie określić granice dolne i górne zakresu zmienności tych ograniczeń. Wynikiem działania metody jest wektor zmiennych

140

Xi realizujący opisany problem optymalizacyjny, przy spełnieniu sformułowanych wcześniej warunków brzegowych dla ograniczeń. Jedynym warunkiem prawidłowego i niezawodnego działania opisywanej metody jest możliwość uzyskiwania wyników obliczeń pośrednich z programu rozpływowego. 3. Model matematyczny Podstawowym celem zaprezentowanej metody jest znalezienie sumarycznej, maksymalnej mocy jednostek wytwórczych, jaką można przyłączyć do wybranej, rozpatrywanej grupy węzłów. Zmiennymi problemu optymalizacyjnego są poszukiwane moce źródeł wytwórczych, przyłączanych do wybranej, rozpatrywanej grupy węzłów. Wymiar problemu równy jest liczbie węzłów wybranych do analizy. W praktyce każde nowe przyłączane źródło powoduje powstanie dodatkowych strat mocy czynnej w sieci, do której jest przyłączane. Z punktu widzenia sieci elektroenergetycznej najkorzystniejsza będzie sytuacja, gdy moc netto, o którą powiększy się bilans mocy tej sieci, osiągnie wartość największą. Wartość tej mocy można obliczyć jako różnicę pomiędzy sumaryczną mocą jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci i strat mocy czynnej w sieci, wywołanych przyłączeniem tych jednostek. Sformułowane w ten sposób zadanie można zapisać jako: (1) gdzie: – moc przyłączanego źródła wytwórczego do węzła i, n – liczba węzłów, do których przyłączane są źródła wytwórcze, – sumaryczne straty mocy czynnej w sieci, wywołane przyłączeniem n jednostek wytwórczych. Równanie (1) pełni rolę funkcji celu. Dodatkowo, dzięki takiemu zapisowi, w trakcie optymalizacji minimalizowane będą również straty mocy czynnej w sieci, wywołane przyłączeniem n jednostek wytwórczych. Dla prawidłowego procesu optymalizacji niezbędne jest sformułowanie zależności matematycznych, opisujących ograniczenia techniczne występujące w sieci rzeczywistej. Do najistotniejszych ograniczeń należą:

(3) gdzie: – wartość napięcia w węźle k sieci elektroenergetycznej, – minimalna wartość napięcia w węźle k sieci elektroenergetycznej [15–17], – maksymalna wartość napięcia w węźle k sieci elektroenergetycznej [15–17], mu – liczba węzłów dla rozpatrywanej sieci. W praktycznych obliczeniach stanów pracy systemu elektroenergetycznego bardzo często zdarza się, że sieć dystrybucyjna danego operatora sieci dystrybucyjnej (OSD) nie spełnia warunku n-1 również dla przypadku pracy tej sieci bez przyłączonych, dodatkowych mocy wytwórczych. Z tego powodu już przed rozpoczęciem obliczeń optymalizacyjnych nie jest spełniony jeden (lub oba) z warunków opisanych równaniami (2) i (3). W takim przypadku konieczna jest korekta ograniczeń używanych w procesie optymalizacji. Odpowiednie elementy równań (2) i/lub (3) przyjmą wówczas postać: (4) gdzie: – prąd obciążenia danej linii lub transformatora w stanach , – dopuszczalny, skorygowany prąd obciążenia linii lub transformatora w stanach – zbiór linii i transformatorów, dla których wystąpiły przekroczenia wartości dopuszczalnych obciążeń w stanach awaryjnych pracy sieci, bez przyłączonych, dodatkowych mocy wytwórczych. (5) gdzie: – wartość napięcia w węźle k sieci elektroenergetycznej w stanach , – minimalna, skorygowana wartość napięcia w węźle k sieci elektroenergetycznej w stanach [15–17], – maksymalna, skorygowana wartość napięcia w węźle k sieci elektroenergetycznej w stanach [15–17], – zbiór węzłów, dla których wystąpiły przekroczenia wartości dopuszczalnych napięć w stanach awaryjnych pracy sieci, bez przyłączonych dodatkowych mocy wytwórczych.

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 131–138. When referring to the article please refer to the original text. PL

Dzięki korektom ograniczeń, opisanym równaniami (4) i (5), proces obliczeniowy sprowadza się do znalezienia sumarycznej, maksymalnej mocy jednostek wytwórczych, jaką można przyłączyć do wybranej, rozpatrywanej grupy węzłów, bez pogorszenia istniejącego stanu sieci. Z przeprowadzonych praktycznych obliczeń wynika, że lokalne przyłączenie dodatkowych jednostek wytwórczych ogranicza lub wręcz likwiduje opisane wcześniej przeciążenia sieci w stanach awaryjnych . 3.3. Ograniczenia dopuszczalnych poziomów prądów zwarciowych w węzłach sieci elektroenergetycznej (6) gdzie: – wartość prądu zwarciowego w węźle k sieci elektroenergetycznej, – maksymalna wartość prądu zwarciowego w węźle k sieci elektroenergetycznej. W celu zachowania na niezmienionym poziomie bilansu mocy wytwórczych w całym systemie elektroenergetycznym moc wyznaczonych jednostek regulowanych korygowana jest o moc nowych, przyłączanych źródeł wytwórczych. Suma mocy nowych, przyłączanych źródeł wytwórczych odejmowana jest od mocy wyznaczonych jednostek regulowanych równomiernie, w proporcji do mocy tych jednostek. W praktyce, ze względu np. na mechanizmy rynkowe, nie należy jednak dopuszczać do całkowitego wyłączania jednostek regulowanych. Ich regulacja powinna odbywać się w przedziale . Dzięki temu zapewnione zostaną między innymi minimalne wymagania dotyczące regulacji napięć i stabilności całego systemu elektroenergetycznego. Warunki 3.1–3.3 [równania (2) – (6)] oraz korekta bilansu mocy sprawdzane są w każdym kroku obliczeniowym proponowanej metody. Schemat blokowy zaprezentowanej metody obliczeniowej, został przedstawiony na rys. 2. 4. Studium przypadku – przykłady obliczeniowe W celu praktycznego przetestowania zaproponowanej metody zostały wykonane obliczenia na rzeczywistym, pełnym, nieliniowym modelu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Do rozważań wybrano wariant reprezentujący układ systemu dla szczytu letniego 2016 roku. Jest to model najbardziej reprezentatywny dla rozpatrywanego problemu, gdyż obciążalności elementów systemu (linii i transformatorów) przyjmują w tym modelu wartości najmniejsze, czyli przedstawiają sobą najgorsze warunki pracy systemu. Analizę przeprowadzono w Spółce Dystrybucyjnej – PGE Dystrybucja SA, Oddział Łódź-Teren. W ramach rozpatr ywanej spółki do porównań zostały wybrane dwie grupy węzłów koherentnych, dla których określono wartości dostępnych mocy przyłączeniowych dla źródeł wytwórczych przyłączanych do sieci elektroenergetycznej PGE Dystrybucja SA [2]:

Rys. 2. Schemat blokowy metody określania zdolności przyłączeniowych węzłów sieci zamkniętej NN z wykorzystaniem optymalizacji typ black-box

1. Grupa Poddębice (Poddębice 1, Poddębice 2, Szadek) 2. Grupa Sochaczew (Sochaczew, Boryszew, Widok, Teresin, Bielnik, Żyrardów). Do obliczeń został wykorzystany pełny, nieliniowy model Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Obliczenia wykonano na komputerze klasy PC, o następujących parametrach: procesor INTEL Core i7-4790K, 4GHz, 32GB RAM, system Windows 10. Obliczenia przeprowadzono za pomocą następujących programów obliczeniowych (licencje akademickie): 1. PSS®E v33.7 firmy Siemens PTI (program obliczający rozpływy mocy) 2. MATLAB R2015b (jako interfejs obliczeniowy) oraz oprogramowań typu open source lub freeware: 1. OPTI Toolbox (zestaw algorytmów optymalizacyjnych dla MATLAB-a) [18]: – NLOPT v2.4.2 – algorytm COBYLA (Constrained Optimization BY Linear Approximations) – NOMAD v3.7.3 (Mesh Adaptive Direct Search Algorithm) [19–21] 2. Język programowania Python v2.7.10 (jako interfejs obliczeniowy). Wszystkie algorytmy obliczeniowe były uruchamiane z wykorzystaniem ustawień domyślnych, zaproponowanych i standardowo ustawionych przez producenta oprogramowania. Do wszystkich obliczeń zastosowano dwa kryteria przerwania obliczeń: – osiągnięcie dokładności obliczeń ε = 10-6 lub – maksymalny czas obliczeń wynoszący 3600 s. Obliczenia, których celem było znalezienie sumarycznej, maksymalnej mocy jednostek wytwórczych, jaką można przyłączyć do wybranej, rozpatrywanej grupy węzłów, były przeprowadzane dla następującej konfiguracji sieci: – dla układu normalnego pracy sieci (n0) – dla układów awaryjnych pracy sieci .

Jako wynik końcowy przyjęto najmniejszą wartość mocy dołączanej, wynikającej z obu powyższych stanów pracy sieci. Obliczenia w stanach awaryjnych zostały wykonane dla dwóch poziomów dopuszczalnych przeciążeń elementów systemu elektroenergetycznego (linii i transformatorów): – brak przeciążenia elementów sieci (obciążenia max = 100% wartości znamionowych) – dopuszczone 20-proc. przeciążenie elementów w stanach awaryjnych (obciążenia max = 120% wartości znamionowych). Wszystkie obliczenia zostały wykonane dla dwóch wariantów: – osobno dla każdego węzła wchodzącego w skład danej grupy – łącznie dla całej grupy, czyli wszystkich węzłów wchodzących w skład grupy. Dla przedstawionych powyżej założeń wykonano obliczenia, których wyniki zostały zestawione w tabelach: 5. Podsumowanie i wnioski Przeprowadzone obliczenia i analizy wykazały możliwości wykorzystania metody optymalizacji typu black-box do określania zdolności przyłączeniowych węzłów dowolnej sieci zamkniętej NN. Zaprezentowane w artykule wyniki pozwalają na wyciągnięcie następujących wniosków szczegółowych: a. Analizy i obliczenia zdolności przyłączeniowych mogą być wykonywane przy użyciu pełnego, nieliniowego modelu polskiego KSE bez konieczności wprowadzania jakichkolwiek uproszczeń czy linearyzacji stosowanego modelu b. Metoda może być użyta dla dowolnej konfiguracji węzłów poddawanych analizie. Operator może sam określić skład takich grup węzłów, kierując się przy tym własnymi wytycznymi czy potrzebami

141

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 131–138. When referring to the article please refer to the original text. PL

Moc przyłączeniowa Węzeł [–]

Wg [2] [MW]

Obliczenia COBYLA

Nomad

[MW]

Stan pracy systemu

Element decydujący o wartości mocy minimalnej

[–]

Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 100% PDB

–

44,102

(n-1)

Wyłączony trafo 400/110 kV w stacji Trębaczew

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Poddębice 2 – Poddębice 1

POD

–

69,217

(n-1)

Wyłączona linia Poddębice 1 – Szadek

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Poddębice 1 – Adamów

SDE

–

72,406

(n-1)

Wyłączona linia Szadek – Zduńska Wola

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Poddębice 1 – Adamów

Cała grupa

72,454

(n-1)

Wyłączona linia Szadek – Zduńska Wola

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Poddębice 1 – Adamów

Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 120% Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Poddębice 2 – Poddębice 1

PDB

–

44,250

POD

–

82,006

(n-1)

Wyłączona linia Poddębice 1 – Szadek

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (120%) linii Poddębice 1 – Adamów

SDE

–

85,103

(n-1)

Wyłączona linia Szadek – Zduńska Wola

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (120%) linii Poddębice 1 – Adamów

Cała grupa

85,232

85,233

(n-1)

Wyłączona linia Szadek – Zduńska Wola

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (120%) linii Poddębice 1 – Adamów

Tab. 1. Wartości dostępnych mocy przyłączeniowych dla źródeł wytwórczych przyłączanych do węzłów grupy Poddębice

Moc przyłączeniowa Węzeł [–]

Wg [2] [MW]

Obliczenia COBYLA

Nomad

[MW]

Stan pracy systemu

Element decydujący o wartości mocy minimalnej

[–]

Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 100% BIE

–

128,145

(n-1)

Wyłączona linia Grodzisk – Sochaczew

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Bielnik – Teresin

BRS

–

71,777

(n-1)

Wyłączona linia Boryszew – Widok

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Boryszew – Sochaczew

SOC

–

206,123

(n-1)

Wyłączona linia Błonie – Sochaczew

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Grodzisk – Sochaczew

TER

–

134,285

(n-1)

Wyłączona linia Bielnik – Teresin

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Sochaczew – Teresin

WDK

–

73,130

(n-1)

Wyłączona linia Skierniewice – Widok

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Boryszew – Widok

ZYR

–

46,863

(n-1)

Wyłączona linia Sochaczew – Żyrardów

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Mszczonów – Żyrardów

Cała grupa

120

220,994

221,714

(n-1)

Wyłączona linia Błonie – Sochaczew

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Grodzisk – Sochaczew i Mszczonów – Żyrardów

Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 120% Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Bielnik – Teresin

BIE

–

129,123

BRS

–

84,492

(n-1)

SOC

–

263,137

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Grodzisk – Sochaczew

TER

–

144,581

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Sochaczew – Teresin

WDK

–

81,661

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Boryszew – Widok

ZYR

–

54,929

54,928

(n-1)

Cała grupa

120

279,135

277,962

Wyłączona linia Boryszew – Widok

Wyłączona linia Sochaczew – Żyrardów

Tab. 2. Wartości dostępnych mocy przyłączeniowych dla źródeł wytwórczych przyłączanych do węzłów grupy Sochaczew

142

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (120%) linii Boryszew – Sochaczew

Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (120%) linii Mszczonów – Żyrardów Osiągnięte dopuszczalne obciążenie (100%) linii Grodzisk – Sochaczew i Mszczonów – Żyrardów

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 131–138. When referring to the article please refer to the original text. PL

COBYLA

Nomad

[MW]

Moc netto dodana do sieci

71,618

ΔP wynikająca z przyłączenia źródeł

0,836

72,454

Element bilansu mocy przyłączeniowych Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 100%

Suma mocy przyłączanych PDB

4,446

3,904

POD

64,826

65,361

SDE

3,181

3,189

Moc netto dodana do sieci

83,701

83,700

ΔP wynikająca z przyłączenia źródeł

1,531

1,533

85,232

85,233

Węzły grupy

Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 120%

Suma mocy przyłączanych

Węzły grupy

PDB

4,311

8,376

POD

77,651

73,298

SDE

3,270

3,558

COBYLA

Nomad

[MW]

Tab. 3. Rozkład mocy źródeł wytwórczych pomiędzy węzłami grupy Poddębice

Element bilansu mocy przyłączeniowych Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 100% Moc netto dodana do sieci

219,287

ΔP wynikająca z przyłączenia źródeł

1,707

2,427

Suma mocy przyłączanych

220,994

221,714

BIE

32,604

71,030

BRS

33,707

30,589

SOC

33,249

21,035

TER

36,641

30,220

WDK

35,851

19,897

ZYR

48,942

Moc netto dodana do sieci

276,14

ΔP wynikająca z przyłączenia źródeł

2,996

1,822

Suma mocy przyłączanych

279,135

277,962

BIE

44,749

15,422

BRS

44,017

15,710

SOC

47,889

172,73

TER

48,172

14,624

WDK

45,283

10,450

ZYR

49,027

Węzły grupy

Dopuszczalne obciążenie linii i transformatorów = 120%

Węzły grupy

Tab. 4. Rozkład mocy źródeł wytwórczych pomiędzy węzłami grupy Sochaczew

c. Zaproponowana metoda pokazuje możliwości uwzględniania w obliczeniach wszelkich ograniczeń istotnych z punktu widzenia poprawnej pracy systemu, takich jak: dopuszczalne poziomy napięć, dopuszczalne obciążenia linii, maksymalne moce zwarciowe w węzłach sieci czy stany awaryjne pracy systemu d. Dzięki zastosowaniu proponowanej metody możliwe jest określenie newralgicznych elementów sieci, których

niedostateczna obciążalność stanowi największą przeszkodę w przyłączeniu dodatkowych mocy wytwórczych. Dzięki temu operator może w prosty sposób określić „wąskie gardła” swojej sieci e. Wyniki uzyskiwane z wykorzystaniem zaproponowanej metody pokazują bardziej realne możliwości przyłączania nowych mocy wytwórczych przy aktualnej konfiguracji KSE i są znacznie korzystniejsze dla potencjalnych inwestorów niż

wyniki otrzymane za pomocą metody węzłów koherentnych. Wykazane niezgodności co do wartości mocy, podawanych oficjalnie przez operatora w [2], potwierdzały wielokrotnie ekspertyzy wykonywane w ramach przeprowadzanych procedur przyłączeniowych dla OZE f. W przypadku posiadania przez operatora programu rozpływowego (co w praktyce często ma miejsce) zaproponowana metoda jest bardzo tania w implementacji. Opiera się ona na algorytmach optymalizacyjnych typu open source lub freeware, a jedynym warunkiem jej poprawnego działania jest możliwość uzyskiwania obliczeń pośrednich z programu rozpływowego. Zastosowany program MATLAB (jako interfejs obliczeniowy) może zostać w pełni zastąpiony procedurami napisanymi np. w języku Python. Uwagi dotyczące interpretacji wyników obliczeń: a. Oba testowane algorytmy optymalizacyjne potwierdziły swoją przydatność do rozwiązania zaprezentowanego problemu b. W przypadku określania mocy maksymalnych dla pojedynczych węzłów wyniki otrzymane za pomocą obu algorytmów są jednakowe c. W przypadku określania mocy maksymalnych dla grup węzłów wyniki dla danej grupy, otrzymane za pomocą obu algorytmów, są jednakowe, jednak rozkład mocy pomiędzy poszczególne węzły danej grupy może być inny. W obecnej formie, przy zastosowaniu jedynie ograniczeń opisanych równaniami (2)–(6), nie jest możliwy jednoznaczny, jednakowy rozdział mocy pomiędzy węzły danej grupy, przy stosowaniu obu algorytmów obliczeniowych d. Przeprowadzone obliczenia potwierdziły, że moc netto, o którą powiększa się bilans mocy rozpatrywanej sieci, jest w niektórych przypadkach większa dla mniejszych wartości mocy przyłączanych jednostek wytwórczych. Dzieje się tak za sprawą lepszej alokacji mocy pomiędzy rozpatrywane węzły i uzyskaniu dzięki temu mniejszych strat mocy czynnej, wywołanych przyłączeniem tych jednostek. 6. Kierunki przyszłych badań Zaproponowana metoda, dzięki swojej otwartej strukturze, może być w przyszłości rozwijana i udoskonalana bez konieczności ingerowania np. w skomplikowane programy rozpływowe. Do najistotniejszych kierunków dalszych prac rozwojowych można zaliczyć: a. Testowanie nowych algorytmów obliczeniowych zwiększających prędkość działania i dokładność opisywanej metody b. Określenie dodatkowych warunków ograniczających, które doprowadzą do jednoznacznego rozdziału mocy pomiędzy węzły rozpatrywanego obszaru c. Wyeliminowanie oprogramowania komercyjnego (MATLAB) z procesu obliczeniowego, poprzez stworzenie procedur w języku Python i realizacja całej metody w oparciu o to środowisko. Wszystkie przyszłe prace, również te wymienione powyżej, powinny koncentrować się na stworzeniu w pełni niezależnego,

143

A. Wędzik | Acta Energetica 1/30 (2017) | translation 131–138

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 131–138. When referring to the article please refer to the original text. PL

Publisher

ENERGA SA darmowego narzędzia obliczeniowego, które mogłoby być zintegrowane z dowolnym programem obliczania rozpływów.

6. Kocot H., Zdolności przyłączeniowe 14. Schaul T., Studies in Continuous węzłów dystrybucyjnej sieci 110 kV, Black-box Optimization, Technische Konferencja Electrical Power Networks Universität München, PhD dissertation, – EPNet 2016, 19–21 września 2016, 2011. Szklarska Poręba. 15. Rozporządzeniae Ministra Gospodarki Patronage Bibliografia Politechnika Gdańska ENERGA SA 7. Korab R., Zdolności przyłączez dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółoniowe krajowej sieci 400 i 220 kV, wych warunków funkcjonowania systemu 1. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo Elektroenergetyka: Współczesność elektroenergetycznego, Dz.U. z 2007 r., Scientific Council Janusz Białek Cepin | Antoni Dmowski | Istvan Erlich nr 93, | Irinapoz. Golub energetyczne, Dz.U. z 1997 r., nr| Marko 54, i Rozwój 2010, nr 2–3 (4–5), s. 46–54. 623, z późn. zm. Bolesław Goranczewski | Nouredine Hadjsaid Piotr Kacejko | TadeuszRuchu Kaczorek poz. 348, z późń. zm. 8. Kacejko P., Pijarski P., Ocena |możliwości 16. Instrukcja i Eksploatacji Sieci Marian Kazimierkowski | Jan Kiciński | Kwang Y. Lee | Zbigniew Lubośny 2. Informacja o dostępnych mocach przyprzyłączeniowych krajowej sieci przePrzesyłowej. Warunki korzystania, prowaMachowski | Jan Majewski | Om Malik Peter Marton | Jovica łączeniowych dlaJan źródeł wytwórczych syłowej planowanej na |lata 2020–2025 dzeniaMilanovic ruchu, eksploatacji i planowania Molinas | Jaroslav Josef Novák | Joao Abel Pecas Lopes | Jan Popczyk przyłączanych do Marta sieci elektroenergew Nenadál kontekście |prawdopodobnych scenarozwoju sieci, PSE – Operator S.A., Wersja Sylwester Robak | Mariusz Zbigniew Szczerba | Anna2.0. Szeliga-Kowalczyk tycznej PGE Dystrybucja S.A. o napięciu riuszySwora budowy| nowych jednostek wytwórz 15 grudnia 2011 r. [Tekst obowiązuVladimir Terzija | G. Kumar | Jacek Wańkowicz | Douglas Wilson znamionowym powyżej 1 kV (zaktualizoczych,Venayagamoorthy Rynek Energii 2013, nr 2, s. 42–47. jący od dnia: 1 maja 2016 r.]. Ryszard Zajczyk wana za III kw. 2016 r.), PGE Dystrybucja 9. Przygrodzki M. i in., Ocena zdolności 17. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci S.A., Biuro Zarządzania Rozwojem Sieci, przyłączeniowych Krajowego Systemu Dystrybucyjnej, PGE S.A., 2013 [Tekst Lublin [online], http://www.pgedystryPrzesyłowego długoterjednolity Programme Council Rafał Hyrzyński | Marcin Lemański |w perspektywie Grzegorz Widelski | Michał Zalewskiobowiązujący od dnia: bucja.pl/dystrybucja/dla-klienta/proceminowej, Przegląd Elektrotechniczny 2014, 1 października 2016 r.]. dury-przylaczeniowe/informacje-onr 7, s. 123–126. 18. Currie| J., Wilson D.I., OPTI: Lowering Reviewers Bernard Baron | Paweł Bućko | Stanisław Czapp | Andrzej Graczyk Piotr Helt -dostepnych-mocach-przylaczeniowych 10. Momoh J.A.,| Andrzej Electric Kanicki Power System the Barrier Between Open Source Piotr Kacejko | Waldemar Kamrat | Michał Karcz | Jan Kiciński [dostęp: 13.03.2017]. Applications of| Józef Optimization, Optimizers| Jan and Machowski the Industrial MATLAB Kwang Y. Lee | Karol Lewandowski Lorenc | Second Zbigniew Lubośny 3. Bajor M., Bezpieczna systemu Edition, CRC Press, Taylor & Francis User, Georgia, USA, Jerzy praca Marzecki | Sebastian Nojek | Wiesław Nowak | Mirosław ParolSavannah, | Józef Paska o ograniczonychStefan zdolnościach Group, 2009. | Jan Popczyk | Désiré Dauphin 8–11 January 2012. Paszekprze| Paweł Piotrowski Rasolomampionona syłowych w sytuacji wysokiej gene- |11. Soliman S.A.-H., Mantawy A.-A.H., 19. Abramson i in., The NOMAD Waldemar Rebizant Waldemar Skomudek | Marian Sobierajski | PawełM.A. Sowa racji wiatrowej, Jubileuszowa XV Modern Optimization Techniques with project [online], https://www.gerad.ca/ Marcin Sroka | Jan Stępień | Zbigniew Szczerba | Dariusz Świsulski | Irena Wasiak Międzynarodowa Konferencja Naukowa Applications in Electric Power Systems, nomad/ [dostęp: 13.03.2017]. Jacek Wasilewski | Artur Wilczyński Kazimierz Wilkosz | Kurt Żmuda „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, Springer, doi: | 10.1007/978-1-461420. Audet C., Dennis Jr. J.E., Mesh Jurata, 8–10 czerwca 2011, t. IV, s. 11–15. 1752-1, 2012. Adaptive Direct Search Algorithms for Editor-in-Chief 4. Bajor M., JankowskiZbigniew R., WidelskiLubośny G., Area- 12. Wędzik A., Siewierski T., Szypowski M., Constrained Optimization, SIAM Journal Wide Management of a Significant Wind The use of „Black-box” optimization on Optimization 2006, No. 17/1, doi: Vice Editor-in-Chief Rafał Hyrzyński Generation as a Way to Ensure a Safe Grid method for determination of connection 10.1137/040603371, s. 188–217. Operation, Acta Energetica 2014, No. 3/20, capacity in electric power grid, Applied 21. Digabel Le S., Algorithm 909: NOMAD: Managing Editor Jakub Skonieczny s. 17–22. Energy 2017 [w recenzji]. Nonlinear Optimization with the 5. Sobierajski M., Rojewski W., Słabosz S., 13. Davis E.F., Modeling and optimization MADS algorithm, ACM Transactions on dopusz- | Bernard of process engineering problems contaMathematical Software 2011, No. 37/4, Copy Editors Metoda liniowej optymalizacji Katarzyna Żelazek Jackson czalnej generacji wiatrowej w węzłach ining black-box systems and noise, PhD s. 1–15. Acta Energetica dissertation, New Brunswick, New Jersey, Topic Editors sieci przesyłowej, Michał Karcz 2011, | Jacek Klucznik | Marcin Lemański No. 2/7, s. 55–55. Karol Lewandowski | Paweł October 2008. Szawłowski Statistical Editor Andrzej Wędzik Proofreadingdr inż.

Sebastian Nojek

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

Mirosław Wójcik

Politechnika Łódzka e-mail: andrzej.wedzik@p.lodz.pl Graphic design Absolwent Politechniki Łódzkiej. Od 1986 roku pracuje na swojej macierzystej uczelni w Instytucie Elektroenergetyki, obecnie na stanowisku adiunkta. Jego and typesetting Art Design Maciej Blachowskizwiązanych z energetyką odnawialną, prawem energetycznym, rynkiem energii i optymalidziałalność naukowo-badawcza koncentruje się na zagadnieniach zacją. Od 2007 roku jest przewodniczącym Centralnej Sekcji Energetyki Odnawialnej i Ochrony Środowiska SEP.

Information for authors published on the website: www.actaenergetica.org 144

145

146

Power Engineering Quarterly