Acta Energetica Power Engineering Quarterly 1/18 (March 2014) by ENERGA SA

1/18 (March 2014)

YEAR 6

ISSN 2300-3022

research and development | technology | economy | law | management

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage Academic Consultants

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

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

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and typesetting

Art Design Maciej Blachowski

Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

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

Electronic Media

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

Information about the oryginal version

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, which is available on the website www.actaenergetica.org The journal is also available in hard copy. The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl and also in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php

Information for authors published on the website: www.actaenergetica.org 2

ENERGA SA

From the Chief Editor The development of present-day power systems takes place, on the whole, within the sphere of economy, environment and politics, rather than within the field of technology, regardless of the fact that the main transition force which affects power systems is in truth the evolution of technology and engineering. The involvement of the above-mentioned factors can be summarised as follows: • environment – in the case of absolute concurrence with the need to protect the natural environment it may be said that excessive focus on environmental protection renders the issue of economic development secondary. Most likely, this stems from the conviction that economic development may be implemented with no negative impact on the natural environment. Unfortunately, the actions of individuals aiming to block investments in the name of environmental protection are also being validated. • economy – the functioning of power systems has very little relation to the concept of competition, as these systems on the whole take advantage of specially designed specific structures and operating mechanisms. For the most part, this is associated with a nation’s prerequisite to control energy prices for the fear that their deregulation will unreasonably increase them to a level which cannot be accepted by society, also giving rise to other negative consequences. • politics – legislation does not keep up with technological developments. Politics and legislation should initiate the directions of growth and not simply legitimize the existing status of technology. There are occasions where changes to the rules of law serve to eliminate – more often to limit – the effects of issues which originated in the past. Close relationships between these spheres make the development of power systems seem a highly-complex issue; however, the evolution of power systems within the field of technology does not seem overly complicated. An amusing argument states that ‘any problem which can be solved with money is not really a problem but a cost’. And, as the so-called technical problems are solvable thanks to the current state of technology, they are no longer problems but simply costs. Depending on politics and economy, such costs should be potentially incurred. I hope that you will enjoy reading the following articles which focus, for the most part, on technological issues. Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Rozwój współczesnych systemów elektroenergetycznych przebiega w większej mierze w sferze ekonomii, środowiska i polityki niż techniki, chociaż czynnikiem wywierającym presję na zmiany w systemach elektroenergetycznych jest w istocie rozwój technologii i techniki. Udział wymienionych czynników można scharakteryzować następująco: • środowisko – przy całkowitej zgodzie na konieczność ochrony środowiska naturalnego człowieka można stwierdzić, że skrajnie duża presja na ochronę środowiska powoduje, iż problematyka rozwoju gospodarczego w stosunku do ochrony środowiska staje się drugoplanowa. Wynika to prawdopodobnie z przekonania, że rozwój gospodarczy w relacji ze środowiskiem naturalnym może być realizowany w sposób bezkosztowy dla środowiska. Niestety, sankcjonowane są również działania pojedynczych osób blokujących realizację inwestycji pod sztandarami ochrony środowiska. • ekonomia – funkcjonowanie systemów elektroenergetycznych ma ograniczony związek z konkurencją. Dla systemów elektroenergetycznych były i są tworzone specyficzne struktury oraz mechanizmy funkcjonowania. W dużym stopniu związane jest to z koniecznością kontrolowania przez państwo cen energii i związaną z tym obawą, że uwolnienie cen może doprowadzić do nieakceptowalnego przez społeczeństwo ich wzrostu, ze wszystkimi tego negatywnymi konsekwencjami. • polityka – ustawodawstwo nie nadąża za rozwojem technologii. Polityka, a w tym ustawodawstwo, powinno kreować kierunki rozwoju, a nie legitymizować stan istniejący. Zdarza się, że zmiany w przepisach prawa służą eliminacji – częściej tylko łagodzeniu – problemów, które wyniknęły w przeszłości. Silne powiązanie tych sfer powoduje, że kreowanie rozwoju systemów elektroenergetycznych jest zagadnieniem niezwykle złożonym, niemniej jednak rozwój systemu elektroenergetycznego w sferze techniki nie wydaje się problemem złożonym. W sposób żartobliwy potwierdza to opinia, że „problem, który można rozwiązać za pomocą pieniędzy, nie jest problemem, a kosztem”. A ponieważ tak zwane problemy techniczne, przy obecnym stanie rozwoju techniki i technologii, są rozwiązywalne, nie są one problemami, a stają się kosztem. Kosztem, który – co zależy od polityki i ekonomii – potencjalnie należy ponieść. Zapraszam do lektury artykułów poruszających jednak problemy techniki. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents OVERVIEW AND EXAMPLE TEST RESULTS OF MODERN PILOT SCHEMES FOR COORDINATION OF LINE DISTANCE PROTECTION RELAYS Emil Bartosiewicz, Ryszard Kowalik, Marcin Januszewski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 APPLICATION OF DEVICES AND SYSTEMS DESIGNED FOR POWER QUALITY MONITORING AND ASSESSMENT Wiesław Gil, Przemysław Wronek . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 LABORATORY TEST RESULTS FOR THE TRAVELLING WAVE FAULT LOCATION SCHEME Krzysztof Glik, Désiré D. Rasolomampionona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 THE CONSTRUCTION AND OPERATION OF SOME EXAMPLES OF MERGING UNIT Kamil Gontarz, Ryszard Kowalik, Désiré D. Rasolomampionona, Marcin Januszewski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 USAGE OF WIND FARMS IN VOLTAGE AND REACTIVE POWER CONTROL BASED ON THE EXAMPLE OF DUNOWO SUBSTATION Dariusz Kołodziej, Jarosław Klucznik. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 THE DESIGN AND OPERATION OF IEC 61850 – BASED TRANSFORMER MEASURING DEVICE Paweł Kopański, Désiré D. Rasolomampionona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 THE IMPACT OF POWER SWINGS ON THE PERFORMANCE OF POWER UNIT DISTANCE PROTECTION RELAYS ON THE EXAMPLE OF A DISTURBANCE IN A POWER PLANT SUBSTATION Marcin Lizer, Sylwia Wróblewska . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 ESTIMATION OF SELECTED SYNCHRONOUS GENERATOR PARAMETERS BASED ON THE GRADIENT METHOD Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik, Krzysztof Dobrzyński . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 THE LARGE CUSTOMER REACTIVE POWER CONTROL POSSIBILITIES Robert Małkowski, Zbigniew Szczerba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 NEW STRUCTURE OF GOVERNOR ELECTROHYDRAULIC POWER WHICH MEETS THE REQUIREMENTS OF THE IMPLEMENTED LFC-SYSTEM Mariusz Pawlak, Jacek Karczewski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 ARCING FAULTS LOCATION METHODS FOR POWER TRANSMISSION LINES Mateusz Pustułka, Mirosław Łukowicz, Jan Iżykowski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 APPLICATION OF LOAD COMPENSATION IN VOLTAGE CONTROLLERS OF LARGE GENERATORS IN THE POLISH POWER GRID Bogdan Sobczak, Robert Rink, Marek Głaz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 FAST-VALVING OF LARGE STEAM TURBINE UNITS AS A MEANS OF POWER SYSTEM SECURITY ENHANCEMENT Bogdan Sobczak, Robert Rink, Rafał Kuczyński, Robert Trębski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166

Spis treści PRZEGLĄD I WYBRANE WYNIKI TESTÓW WSPÓŁCZESNYCH UKŁADÓW KOORDYNACJI DZIAŁANIA ZABEZPIECZEŃ ODLEGŁOŚCIOWYCH Emil Bartosiewicz, Ryszard Kowalik, Marcin Januszewski ...........................................................................................................................................................12 WDRAŻANIE URZĄDZEŃ I SYSTEMÓW DO MONITORINGU I OCENY JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ Wiesław Gil, Przemysław Wronek ..........................................................................................................................................................................................................24 WYNIKI TESTÓW DZIAŁANIA UKŁADU FALOWEJ LOKALIZACJI MIEJSCA ZWARCIA W WARUNKACH LABORATORYJNYCH Krzysztof Glik, Désiré D. Rasolomampionona ..................................................................................................................................................................................35 KONSTRUKCJA I DZIAŁANIE PRZYKŁADOWEGO URZĄDZENIA MERGING UNIT Kamil Gontarz, Ryszard Kowalik, Désiré D. Rasolomampionona, Marcin Januszewski ..................................................................................................51 WYKORZYSTANIE FARM WIATROWYCH DO REGULACJI NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ NA PRZYKŁADZIE WĘZŁA DUNOWO Dariusz Kołodziej, Jarosław Klucznik ...................................................................................................................................................................................................67 KONSTRUKCJA I DZIAŁANIE URZĄDZENIA POMIAROWEGO TRANSFORMATORÓW WYKORZYSTUJĄCEGO IEC 61850 Paweł Kopański, Désiré D. Rasolomampionona .............................................................................................................................................................................79 WPŁYW KOŁYSAŃ MOCY NA PRACĘ ZABEZPIECZEŃ ODLEGŁOŚCIOWYCH BLOKU NA PRZYKŁADZIE ZAKŁÓCENIA W STACJI PRZYELEKTROWNIANEJ Marcin Lizer, Sylwia Wróblewska ...........................................................................................................................................................................................................94 ESTYMACJA WYBRANYCH PARAMETRÓW GENERATORA SYNCHRONICZNEGO Z WYKORZYSTANIEM METODY GRADIENTOWEJ Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik, Krzysztof Dobrzyński .......................................................................................................................................................109 WYKORZYSTANIE MOŻLIWOŚCI REGULACYJNYCH MOCY BIERNEJ WIELKICH ODBIORCÓW Robert Małkowski, Zbigniew Szczerba.............................................................................................................................................................................................120 NOWA STRUKTURA ELEKTROHYDRAULICZNYCH REGULATORÓW MOCY SPEŁNIAJĄCA WYMAGANIA WDRAŻANEGO SYSTEMU LFC Mariusz Pawlak, Jacek Karczewski .....................................................................................................................................................................................................136 METODY LOKALIZACJI ZWARĆ ŁUKOWYCH W ENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH Mateusz Pustułka, Mirosław Łukowicz, Jan Iżykowski ..............................................................................................................................................................148 WYKORZYSTANIE KOMPENSACJI PRĄDOWEJ W REGULATORACH NAPIĘCIA GENERATORÓW SYSTEMOWYCH KRAJOWEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Bogdan Sobczak, Robert Rink, Marek Głaz ....................................................................................................................................................................................160 SZYBKIE ZAWOROWANIE TURBIN PAROWYCH DUŻYCH BLOKÓW JAKO ŚRODEK ZWIĘKSZENIA BEZPIECZEŃSTWA KRAJOWEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Bogdan Sobczak, Robert Rink, Rafał Kuczyński, Robert Trębski ............................................................................................................................................172

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

Overview and Example Test Results of Modern Pilot Schemes for Coordination of Line Distance Protection Relays

Authors Emil Bartosiewicz Ryszard Kowalik Marcin Januszewski

Keywords power system protection, testing of power system protection, SDH networks

Abstract The paper presents a short review of pilot schemes which are available in modern line distance protection relays, and example results of common pilot scheme tests with the testing methods description. Some differences in implementations of selected pilot schemes have been shown for comparison reasons. Distance protection coordination functions have been tested for GE Multilin UR series devices. Every type of available pilot scheme has been checked in synthetic tests and during the real coordination between D60 and D90Plus devices. For the POTT scheme, coordination between two L90 protections has been carried out by a sort of available different data communication link types, for comparison reasons too.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014101

1. Introduction Power lines of the highest voltages are usually double-side supplied. For the sake of safe elimination of high-current internal faults, such lines need to be capable of fast switching-off on both sides. This is associated with the risk of equipment damage or destruction. Fast tripping of faults in transmission grids is also important for power system stability. The ability to distinguish between internal and external faults in each preset zone range and either direction seems to be the distance protection’s main advantage. However, as regards these relays’ autonomous operation at each end of the protected line, an instantaneous zone range reduction results in the inability to quickly switch off for some internal fault locations. The problem related to the use of distance relays for protection of two-sides powered transmission lines will be briefly discussed (Fig. 1). Due to the need to ensure relays’ tripping selectivity, none of their instantaneous zone ranges can be set to cover the entire protected line. Each relay’s first zone range typically covers 80–90% of the line length (Fig. 1b, c). Therefore the resultant area covered by fast and double-side tripping amounts to 60–80% of the entire section length (Fig. 1d). Both ends of the line (each representing 10–20% of its length) are located in the second zone of one of the relays, and hence any short-circuit there is switched off with a certain delay (typically 0.2–0.4 seconds). The problem of limited instantaneous protection range can be solved by distance protection relay coordination pilot schemes using a communication link and dedicated functions available in the devices. 4

The paper presents example results of tests carried out in the Electrical Power Engineering Automation Laboratory at the Electrical Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology. The aim of the tests was to examine the performance of the modern pilot schemes implemented in GE Multilin protection devices. The tests were performed in three stages: • first stage: synthetic two-step tests of the pilot schemes available in D60 device: –– DUTT (Direct Under-Reaching Transfer Trip) –– PUTT (Permissive Under-Reaching Transfer Trip) –– POTT (Permissive Over-Reaching Transfer Trip) and its modification Hybrid POTT –– DCB (Directional Comparison Blocking) –– DCUB (Directional Comparison Unblocking) • second stage: testing of the real coordination between D60 and D90Plus devices implemented by the use of all abovementioned coordination schemes and a direct connection between the relays’ binary inputs and outputs • third stage: testing the POTT coordination between two L90 devices, using different types of data communication link: –– no link (no coordination as reference case) –– direct Ethernet/IEC61850 link over crossed cable –– Ethernet/IEC61850 link over switches –– Ethernet/IEC61850 link over switches and SDH (Synchronous Digital Hierarchy) network –– direct C37.94 optical link –– C37.94 optical link over SDH network.

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

relevant power system devices. Blocking/unblocking automation is preferred where the transmission medium is an integral part of the protected line section, e.g. for high-frequency PLC (Power Line Carrier) links. This is justified by such links’ exposure to interference that may impede or preclude the transfer of tripping signals, and in extreme cases – even lead to unnecessary tripping. As regards dedicated (separate) transmission media, such as fibre optic or microwave links, and SDH wide-area networks [1–4], a failure or disruption of the power element usually does not affect the data transfer between protection devices. The use of tripping signals is then more preferred.

2.1. Direct Under-Reaching Transfer Trip (DUTT) The DUTT scheme’s simplified operating principle is presented in Fig. 2. The scheme is based on the protection’s first (instantaneous) zone. Upon a fault in this zone of A relay it generates a tripping or pick-up signal (depending on how the scheme is implemented in the device), and sends it to the other end of the protected line over a transmission link. The remote relay B receives this signal and unconditionally generates the circuit breaker opening signal (TB). The Direct Under-Reaching Transfer Trip scheme, also known as direct trip scheme, features low reliability of tripping decision due to the lack of local control over start-up conditions.

Fig. 1. Transmission line protection by two independently operated distance relays: a) protected line AB; stepped time–impedance characteristics for: b) relay A (RA), c) relay B (RB), d) resultant characteristics for entire line protection; where: ZAB – AB line impedance, tZx – tripping time in zone x

2. Typical pilot schemes With regard to the types of signals exchanged between relays, the pilot schemes for coordination between distance protections can be divided into: • tripping –– direct –– permissive • blocking/unblocking: –– blocking –– unblocking. Coordination schemes using tripping signal transmission are also called under/over-reaching, and those using blocking/ unblocking signals – comparison blocking/unblocking. The following five basic pilot schemes can be distinguished: • Direct Under-Reaching Transfer Trip (DUTT) • Permissive Under-Reaching Transfer Trip (PUTT) • Permissive Over-Reaching Transfer Trip (POTT) • Directional Comparison Blocking (DCB) • Directional Comparison Unblocking (DCUB). The choice of coordination scheme should depend on the level of integration between the data communications link and

2.2. Permissive Under-Reaching Transfer Trip (PUTT) The PUTT scheme’s operating principle is presented in Fig. 3. Different than in the DUTT scheme, the remote tripping is not unconditional in this case. Pick-up (or tripping) of relay A in zone 1 is used to generate the operate signal for remote relay B. However, sending a tripping signal at substation B is subjected to fulfilment of an additional requirement – the pick-up of local relay B in a one of a forward zones. The PUTT scheme is resistant to interference in the transmission link. No false remote tripping signal is accepted in the absence of local notice of a “forward” fault.

2.3. Permissive Over-Reaching Transfer Trip (POTT) The POTT scheme utilises the second zone (e.g. in UR series of GE Multilin devices [5–7]), or elongated first zone (e.g. in SIPROTEC Siemens devices [8]) to generate a remote tripping signal transmitted to the other end of the line. The POTT scheme’s operating principle is presented in Fig. 4. The tripping signal is generated by each of the relays upon fulfilment of two conditions: • local pick-up in the second zone or first elongated zone • receipt of a remote tripping signal from the opposite substation. Some POTT automation’s hardware implementations (e.g. in UR series of GE Multilin devices) allow considering additional startup conditions, for example pick-up of the directional ground overcurrent protection.

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

Transmission link DCEA

DCEB

Relay A

Z< TA

POWER SYSTEM

Remote direct trip signal

Relay B

VTA

VTB

CTA

Substation A

Zone 1 trip or pick-up signal

POWER SYSTEM

CTB BB

Protected line A-B

Substation B

Fig. 2. Direct Under-Reaching Transfer Trip (DUTT) concept of distance protection relay coordination; where: B – circuit breaker, CT – current transformer, VT – voltage transformer, T – tripping (circuit breaker opening) signal, F – fault location, DCE – Data Communication Equipment, Tx – transmitter, Rx – receiver

Transmission link DCEA

DCEB

Z< BA

VTA CTA

Substation A

Forward zone pick-up signal

Relay B

Relay A POWER SYSTEM

Remote trip signal

VTB

& TB

Zone 1 trip or pick-up signal

POWER SYSTEM

CTB BB

Protected line AB

Substation B

Fig. 3. Permissive Under-Reaching Transfer Trip (PUTT) concept of distance protection relay coordination; where: B – circuit breaker, CT – current transformer, VT – voltage transformer, T – tripping (circuit breaker opening) signal, F – fault location, DCE – Data Communication Equipment, Tx – transmitter, Rx – receiver

2.4. Directional Comparison Blocking (DCB) DCB is the first of the two typical directional comparison schemes. Also in this case there are two different implementations of the scheme: • solution using the second zone of each of the relays for the comparison of fault location viewing direction (e.g. GE Multilin devices) • solution using the elongated fast (first) zone of each relay for the fault notice direction (e.g. Siemens SIPROTEC).

The DCB scheme operating principle is presented in Fig. 5. Upon an external fault in point F, relay B picks up in its backward zone. It sends the blocking signal to the opposite end of the line. The signal is received by relay A, which does not respond with an instantaneous signal for circuit breaker BA opening, despite the local notice of a forward fault. Upon an internal fault (viewed as forward by both relays simultaneously) no signal is transmitted. This allows quickly generating tripping signals, in each substation independently.

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

Transmission link

POWER SYSTEM

VTA

VTB

CTA

Substation A

Z1 or Z2 pick-up signal

Relay B

Relay A

Remote trip signal

DCEB

Remote trip signal

DCEA

Z1 or Z2 pick-up signal

CTB

Protected line A-B

POWER SYSTEM

Substation B

Fig. 4. Permissive Over-Reaching Transfer Trip (POTT) concept of distance protection relay coordination; where: B – circuit breaker, CT – current transformer, VT – voltage transformer, T – tripping (circuit breaker opening) signal, F – fault location, DCE – Data Communication Equipment, Tx – transmitter, Rx – receiver

Transmission link

DCEB

Relay B

Pick-up signal for zone 2 or extended zone 1

DCEA

Relay A

Blocking signal from remote relay

Z< Z<

VTA BA

POWER SYSTEM

CTA

Substation A

Z< Z<

Reverse zone pick-up signal

CTB

VTB

Protected line A-B

Substation B

F POWER SYSTEM

Fig. 5. Directional Comparison Blocking (DCB) concept of distance protection relay coordination; where: B – circuit breaker, CT – current transformer, VT – voltage transformer, T – tripping (circuit breaker opening) signal, F – fault location, DCE – Data Communication Equipment, Tx – transmitter, Rx – receiver, td – time delay

2.5. Directional Comparison Unblocking (DCUB) The DCUB scheme can be implemented in two different ways, the same as the DCB scheme. In this case, however, a signal is sent to unlock the fast trip. An occurrence of an internal fault in the protected line results here with generation and transmission (by each relay independently) of the unlocking signal. The opposite protection receives this signal as remote permission to trip immediately.

3. Special coordination schemes Some protection devices are provided with unique remote cooperation solutions. One example is the Hybrid POTT function available in many devices in GE Multilin’s UR series. It has

been designed for three-terminal applications (e.g. dual-circuit lines), and utilises additional advanced features (such as ECHO, or backward-set distance and/or directional ground over-current protection functions) in order to increase the reliability in special system events, such as a weak infeed conditions. What is more, the distance protections’ coordination functions do not have to be predefined solutions only. Modern terminals are usually provided with extensive internal programmable logic, which enables the implementation of their own interoperability coordination schemes (e.g. the solution presented in [9]), using selected internal and external signals, as well as self-defined start-up conditions. The wide variety of communication standards and protocols, available in modern protection devices, further expands the array of possible inter-terminal interoperability implementations. 7

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

4. Synthetic tests of pilot schemes functions The pilot schemes, implemented in the D60 device, were tested using an OMICRON Electronics CMC-156 microprocessor tester under software dedicated for PC computer. A simplified wiring diagram for the first stage of tests is presented in Fig. 6. The D60 device [5] and its coordination features were configured by dedicated EnerVista UR Setup software, and the configuration’s correctness was preliminarily verified by selected modules of the Omicron Test Universe test environment. The purpose of this testing stage was to verify (using the CMC tester’s binary inputs and outputs) the accuracy of D60 device’s generation and interpretation of dedicated pilot schemes’ signals for each available coding method (1-, 2- or 4-bit) and each fault type (internal and external, phase-to-phase and phase-toground). Multi-bit encoding of signals in UR series devices allows transferring information not only of fault’s occurrence, but also of its type and short-circuited phases. Test sequences that simulated the respective fault types were individually designed and enforced (currents and voltages in each phase) using an Omicron State Sequencer module (Fig. 10) belonging to the Omicron Test Universe environment. The use of microprocessor testers allowed testing the D60 device’s coordination functions for tripping and locking signals’ generation (relay in the role of local protection), as well as interpretation (relay as remote protection).

CMC-156 Tester

6. Comparative tests of various communication link types The last (third) stage of laboratory tests was aimed at comparing various transmission link types in terms of their usefulness for distance protection coordination. Subject to this stage of the tests were two L90 devices [6] and only one pilot scheme – POTT. A simplified wiring diagram of the test setup is shown in Fig. 8. Only two binary inputs of the CMC-156 testers were needed for the tests – one for each tripping system from both L90 devices. 8

B5a

BO4

H6c

BO3

H6a

BO2

H5c

BO1

GE Multilin D60 H5b

H5a

220 V DC

BI5

P5c

P5b

BI4

P4c

P4b

BI3

P3c

P3b

BI2

P2c

P2b

P1c

P1b

BI1

220 V DC

F5a

F6a

F7a

F5c

F6c

F7c

F1b

F2b

F3b

F1c

F2c

F3c

Fig. 6. Diagram of tested D60 device connection with CMC-156 tester for synthetic testing of automatic systems coordination over link (I stage tests)

5. Tests of real coordination between two devices The wiring diagram of the test setup for the second testing stage is presented in Fig. 7. An additional element of the setup was in this case an OMICRON Electronics CMS-156 amplifier, which allowed enforcing three additional currents and three voltages for the D90Plus device. Internal logic of the terminal [7] and its pilot scheme functions were configured using dedicated EnerVista URPIus Setup software (Fig. 9). The second testing phase’s objective was to check the real cooperation between D60 and D90Plus devices (connected directly through the binary inputs and outputs) for each of the available pilot schemes. The D60 device acted as local protection (closer to the simulated short circuit), and D90Plus – as remote protection. In addition (for POTT scheme) time differences were measured between each device’s trip signal. All the tested distance protection relays coordination schemes worked properly for all types of simulated faults, with a significant acceleration of the remote relay’s tripping upon a close fault (Fig. 10).

B6a

220 V DC

CMC-156 Tester BI1

BI2

BI3

BI4

BI5

BI6

220 V DC

F1c

F1b

F5c

F5a

F2c

F2b

F6c

F6a

F3c

F3b

F7c

F7a

B6a

B5a P1c P2c

P3c

W1b W2b W3b W4b

H7b

P1b P2b P3b

W1c W2c W3c W4c

H7a H7c H8a H8c

F5b F6b

F7b

E5a E6a E7a E8a

F1b F2b

F3b F4b

F7a

E5b E6b E7b E8b

F1a F2a

F3a F4a

GE Multilin D60

GE Multilin D90Plus J3a

J3b J12b

J12a

J2a

J2b J11b

J11a

J1a

J1b J10b

J10a

F5a F6a

A8 220 V DC

INw UNw IAw UAw IBw UBw ICw UCw

CMS-156 Amplifier

Fig. 7. Connection system of the setup for testing actual coordination between D60 and D90Plus devices (II stage tests)

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

GE Multilin L90 (1) F3b

F7c

F7a

F2c

F2b

F6c

F6a

F1c

F1b

F5c

F5a

B6a L1b L2b

L3b

L4b

L2c

L3c

L4c

L1c

BI4

BI3

BI2

CMS-156 Amplifier ICw

UCw

IBw

UBw

IAw

UAw

INw

UNw

Communication link between coordinated protection devices (POTT scheme)

Average difference between tripping times [ms]

No link / coordination (reference value)

BI1

CMC-156 Tester

220 V DC B5b

504.1

Direct connection of binary inputs and outputs (data from phase II tests)

6.2

Direct Ethernet/IEC61850 (GOOSE/GSSE) link (crossed cable)

3.8

Ethernet/IEC61850 (GOOSE/ GSSE) link with switch

5.1

Ethernet/IEC61850 (GOOSE/ GSSE) link over switch and SDH digital network

10.4

Direct C37.94 optical link (820 nm fibre, G.651)

COMMUNICATION LINK

F3c

6.9

Optical C37.94 link input to SDH digital network

14.1

Tab. 1. Average delays between local and remote relay tripping times

Ethernet / IEC61850

Communication protocol SDH multiplexer (TN1Ue by GE Multilin) unit

ETHER-100

Fault at 90(1) (L90_right) SDH network delay [ms]

Fault at L90 (2) (L90_left)

Directional asymmetry /(1)–(2)/[ms] F1b

F5c

F5a

F2c

F2b

F6c

F6a

F3c

F3b

F7c

F7a

L1c

L2c

L1b L2b

L3c

L4c

DATA-NX64F

5.2

Average

F1c

C37.94

7.4

5.5

6.9

5.35

7.15

–0.3

0.5

B6a 220 V DC

L3b L4b B5b

Tab. 2. Delays induced by SDH digital network

GE Multilin L90 (2) Tripping time delay [ms]

Fig. 8. Wiring diagram of the setup for testing various communication link types (phase III tests)

The most important issue is the delay between the remote and local relay tripping times recorded for various transmission link types, and the differences between them. The measurements (Fig. 11) for each connection were made several times for transmissions in either direction. Their average values (for both signal transmission directions) are listed in Tab. 1. In the absence of coordination the remote relay’s delay exceeds 500 ms. This is due to its tripping in the second zone. The POTT scheme reduces the delay to a few milliseconds. The shortest delay was noted in the direct Ethernet/IEC61850 connection, which results from its highest bit rate – 100 Mb/s. The addition of the switches adds ca. 1 ms to the delay, and transmission through the SDH digital communication network – adds another 5 ms. The direct C37.94 optical link (64 kb/s) ensures a delay in the average order of nearly 7 ms, and with the SDH addition – ca. 14 ms. The remote relay’s short time delay in the case of direct connection of the D series relays’ binary I/Os (the previous test stage), amounting to ca. 6 ms, results from the use of high-speed (static) Form-C binary outputs. The additional delays induced by SDH digital network (Tab. 2) vary for different telecommunication standards. For C37.94 transmission the SDH network generates a delay of ca. 40% longer (2 ms) than for Ethernet/IEC61850 protocol. This is due to differences in SDH network data encapsulation and transmission methods for

Communication link

Fault at L90 (1) signal to L90 (2) /

Fault at L90 (2) signal to L90(l)/

Directional difference [ms]

Direct Ethernet/IEC61850

4.5

1.5

Ethernet/IEC61850 over switches

5.9

4.2

1.7

11.1

9.7

1.4

6.9

0.1

14.3

13.8

0.5

Ethernet/IEC61850 connected to SDH over switches Direct C37.94 optical link C37.94 link over SDH network

Average:

Tab. 3 Relay tripping times for different transmission directions

both standards. For optical links (C37.94) a VC-12 virtual container (bit rate 2Mb/s) is used, and a VC-3 container (bit rate ca. 50 Mb/s) for IEC61850 transfer (GOOSE/GSSE mechanism). Directional asymmetry of the SDH network induced delay is small (only a few percent of the entire delay) and directionally indeterminate – in the case of one standard it is (for the adopted measurement convention) negative, and positive for the other. Asymmetry (due to tripping signal transmission direction) increases with consideration of the total delay between relay responses (Tab. 3). In this case it is already directionally determined – the delay was always shorter at the operation of relay L90 (1) as remote protection.

7. Final conclusions The diversity of the available pilot scheme functions, and the possible transmission links alike, allows adjusting the optimal 9

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

Fig. 9. Screenshot of EnerVistaURPIus Setup program for D90Plus device configuration; on the left side: the device functions tree, on the right side: window of graphical representation of the device programmable logic (FlexLogic) settings

Fig. 10. Example results of the DCB scheme tests (4-bit encoding) for six fault types (simulated in sequence’s even seconds): the first three internal fault, and the other three external faults (in each group of three the sequence of three phase, two-phase, and single-phase faults), where: Z1, Z2, Z4 – zones 1., 2., and 4. (backward); PKP – relay pick-up in the zone; Trip – measured relay response (its tripping signal)

protection coordination system to a wide variety of technical and configuration operating conditions. The tests, both synthetic and of real interoperation between the protections, demonstrated the ability of the tested UR series devices to effectively accomplish the assumed tasks in all simulated system cases. Modern protection devices feature high functionality and huge configuration potential. 10

Regardless of the coordination scheme and transmission link applied, the acceleration of the remote relay trip for a close fault is significant – by one or even two orders of magnitude. The delay relative to the instantaneous local relay tripping time is short – much shorter than the typical fast trip times of the analysed protection devices (20–30 ms).

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 4–11

Fig. 11. Example measurement of delay between remote (L90_prawy) and local (L90_lewy) relay tripping times upon phase-to-phase fault

REFERENCES

1. Bartosiewicz E., Wykorzystanie sieci WAN do koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych [WAN network applications to coordination of distance relay protection], Master’s thesis, Electrical Faculty of Warsaw University of Technology, 2012. 2. Kowalik R., Januszewski M., Performance tests of power system protection, exchanging data through PDH network, Przegląd Elektrotechniczny, 2008, No. 11, pp. 20–26. 3. Kowalik R.Januszewski M., Tests of power system protections using SDH network, Przegląd Elektrotechniczny, 2009, No. 4, pp. 142–150. 4. Kowalik R., Januszewski M., Rasolomampionona D., Problems Found During Testing Synchronous Digital Hierarchical Devices Used on Power Protection Systems, lEEE Transactions on Power Delivery, 2012.

5. GE Multilin: D60 Line Distance Protection System – D60 Revision 6.0, technical documentation, 2011. 6. GE Multilin: L90 Line Current Differential System – L90 Revision 6.0, technical documentation, 2011. 7. GE Multilin: D90Plus Line Distance Protection System – L90Plus Revision 1.7, technical documentation, 2012. 8. Siemens SIPROTEC: Distance Protection 7SA522 V4.70, technical documentation, 2011. 9. Kowalik R. , Januszewski M., Coordination of protections through the exchange of binary signals between power system substations in the IEC61850 protocol, Przegląd Elektrotechniczny, 2009, No. 6, pp. 195–201.

Emil Bartosiewicz Warsaw University of Technology e-mail: emil.bartosiewicz@ien.pw.edu.pl Graduated as M. Sc. Eng. in electric power engineering from the Electrical Faculty of Warsaw University of Technology. Since 2012 PhD student at the Institute of Power Engineering of Warsaw University of Technology. His interests focus on power system automation devices and applications of modern telecommunication solutions in the power industry.

Ryszard Kowalik Warsaw University of Technology e-mail: ryszard.kowalik@ien.pw.edu.pl He has worked at the Institute of Electrical Power Engineering, Warsaw University of Technology since 1989. He is a co-author of modern digital protection and microprocessor technology laboratories launched at the Department of Automation of Electric Power Engineering Institute. His professional interests concern the power of automation equipment, synchronization systems and telecommunications systems.

Marcin Januszewski Warsaw University of Technology e-mail: majanusz@ien.pw.edu.pl He has worked at the Institute of Electrical Power Engineering, Warsaw University of Technology since 1995. Since 2002 an assistant professor in Power System Automation Department of Warsaw University of Technology. His professional interests concern power system automation equipment, remote access to protections, and telecommunications systems.

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 4–11

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–11. When referring to the article please refer to the original text. PL

Przegląd i wybrane wyniki testów współczesnych układów koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych Autorzy

Emil Bartosiewicz Ryszard Kowalik Marcin Januszewski

Słowa kluczowe

automatyka zabezpieczeniowa, testowanie zabezpieczeń, sieci SDH

Streszczenie

W artykule zaprezentowano krótki przegląd układów koordynacji, dostępnych w nowoczesnych zabezpieczeniach odległościowych linii elektroenergetycznych, oraz przykładowe wyniki testów wybranych układów koordynacji wraz z opisem metod testowania. Opisano także różnice w sprzętowych implementacjach niektórych układów. Funkcje koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych zostały przetestowane na przykładzie urządzeń serii UR firmy GE Multilin. Każdy z dostępnych układów koordynacji został sprawdzony w testach syntetycznych oraz podczas rzeczywistej współpracy urządzeń D60 i D90Plus. Dla układu POTT (ang. Permissive Over-Reaching Transfer Trip) i przekaźników L90 koordynacja została zrealizowana przy wykorzystaniu różnych rodzajów łącza transmisyjnego. 1. Wstęp Linie elektroenergetyczne najwyższych napięć pracują zazwyczaj jako dwustronnie zasilane. Na potrzeby bezpiecznej eliminacji wielkoprądowych zwarć wewnętrznych wymagane jest szybkie obustronne wyłączanie tych linii. Jest to związane z ryzykiem uszkodzenia bądź zniszczenia aparatury. Szybkie wyłączanie zwarć w sieciach przesyłowych ma także istotne znaczenie dla stabilności systemu elektroenergetycznego. Możliwość rozróżnienia pomiędzy zwarciami wewnętrznymi i zewnętrznymi dla każdej z nastawionych stref działania i w każdym z kierunków wydaje się być główną zaletą zabezpieczeń odległościowych. Jednakże a)

Stacja A

SEE

RZA

Stacja B Linia przesyłowa A-B

RZB

Wył. A

tRA

SEE

Wył. B ZAB

tZ2 ZRA

tZ1 80–90% ZAB

tRB tZ2

ZRB

tZ1

80–90% ZAB

tZ2

ZRB

tZ1

ZRA 60–80% ZAB

10–20% ZAB

Rys. 1. Ochrona linii przesyłowej z wykorzystaniem dwóch przekaźników odległościowych pracujących niezależnie: a) chroniona linia A-B; schodkowe charakterystyki czasowo-impedancyjne dla: b) przekaźnika A (RZA), c) przekaźnika B (RZB), d) wypadkowa charakterystyka dla całego zabezpieczenia linii; gdzie: ZAB – impedancja linii A-B, tZx – czas działania w strefie x

w przypadku autonomicznej pracy tych przekaźników na każdym z końców chronionej linii ograniczenie zasięgu strefy bezzwłocznej skutkuje niezdolnością do szybkiego obustronnego jej wyłączenia dla niektórych lokalizacji zwarć wewnętrznych. Problem związany z wykorzystaniem zabezpieczeń odległościowych do ochrony dwustronnie zasilanej linii przesyłowej zostanie krótko omówiony (rys. 1). Zasięg bezzwłocznej strefy żadnego z przekaźników nie może być, ze względu na konieczność zapewnienia selektywności działania, nastawiony na pokrycie całej chronionej linii. Zasięg pierwszej strefy obejmuje zazwyczaj 80–90% jej długości (rys. 1b, c) dla każdego z przekaźników. Wypadkowy obszar objęty szybkim i obustronnym wyłączeniem stanowi zatem 60–80% długości całego odcinka (rys. 1d). Oba końcowe fragmenty linii (każdy stanowiący 10–20% jej długości) znajdują się już w drugiej strefie działania jednego z przekaźników, a więc zwarcia w nich są wyłączane z pewną zwłoką czasową (typowo 0,2–0,4 s). Rozwiązaniem problemu ograniczonego zasięgu bezzwłocznej ochrony jest zastosowanie układów koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych, wykorzystujących łącze telekomunikacyjne oraz dedykowane funkcje dostępne w urządzeniach. W artykule przedstawione zostaną przykładowe wyniki testów zrealizowanych w Laboratorium Automatyki Elektroenergetycznej w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Ich celem było zbadanie działania rzeczywistych układów koordynacji, zaimplementowanych w urządzeniach zabezpieczeniowych firmy GE Multilin. Testy przeprowadzono w trzech etapach: • pierwszym etapem były syntetyczne, zrealizowane w dwóch krokach, testy układów koordynacji dostępnych w urządzeniu D60: –– system współbieżny bezwarunkowy DUTT (ang. Direct Under-Reaching Transfer Trip) –– system współbieżny z przyzwoleniem PUTT (ang. Permissive UnderReaching Transfer Trip)

–– system współbieżny z wyłączeniem ze strefy wydłużonej POTT (ang. Permissive Over-Reaching Transfer Trip) i jego zmodyfikowana wersja (ang. Hybrid POTT) –– system przeciwbieżny z przesyłem sygnału blokowania DCB (ang. Directional Comparison Blocking) –– system przeciwbieżny z przesyłem sygnału odblokowania DCUB (ang. Directional Comparison Unblocking) • drugi etap testów stanowiło badanie rzeczywistej koordynacji pomiędzy urządzeniami D60 i D90Plus, zrealizowanej przy wykorzystaniu wszystkich wymienionych powyżej układów koordynacji oraz bezpośredniego połączenia pomiędzy wejściami i wyjściami dwustanowymi przekaźników • trzecim etapem były testy układu POTT koordynacji między dwoma urządzeniami L90, z wykorzystaniem różnych rodzajów łącza telekomunikacyjnego: –– brak łącza (brak koordynacji jako odniesienie) –– bezpośrednie połączenie kablem krosowanym, w standardzie Ethernet/ IEC61850 –– połączenie Ethernet/IEC61850 przez przełączniki –– połączenie Ethernet/IEC61850 przez przełączniki i sieć cyfrową SDH (ang. Synchronous Digital Hierarchy) –– bezpośrednie połączenie optyczne w standardzie C37.94 –– połączenie optyczne (C37.94) przez sieć SDH. 2. Typowe układy koordynacji Układy koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych można podzielić, pod względem rodzaju sygnałów wymienianych między przekaźnikami, na: • automatyki typu wyłączającego (ang. tripping): –– bezpośrednio (ang. direct) –– z przyzwoleniem (ang. permissive) • automatyki typu blokującego: –– blokowania (ang. blocking) –– odblokowania (ang. unblocking).

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 4–11

Systemy koordynacji wykorzystujące transmisję sygnałów wyłączających są także nazywane współbieżnymi, a w przypadku sygnałów blokujących – przeciwbieżnymi. Można wyróżnić pięć podstawowych układów współpracy przekaźników odległościowych: • system współbieżny bezwarunkowy (DUTT) • system współbieżny z przyzwoleniem (PUTT) • system współbieżny z wyłączeniem ze strefy wydłużonej (POTT) • system przeciwbieżny z przesyłem sygnału blokowania (DCB) • system przeciwbieżny z przesyłem sygnału odblokowania (DCUB). Wybór konkretnego systemu koordynacji powinien być uwarunkowany poziomem integracji pomiędzy łączem telekomunikacyjnym a właściwą aparaturą elektroenergetyczną. Automatyki typu blokującego są preferowane, gdy medium transmisyjne stanowi integralną część chronionego odcinka linii, np. dla łącza wysokiej częstotliwości PLC (ang. Power Line Carrier). Jest to uzasadnione narażeniem tego rodzaju łączy na zakłócenia, które mogą utrudniać bądź uniemożliwiać transfer sygnałów wyłączających, a w przypadkach skrajnych

2.1. System współbieżny bezwarunkowy – DUTT Uproszczona zasada działania systemu DUTT została zaprezentowana na rys. 2. Układ ten bazuje na pierwszej (bezzwłocznej) strefie działania zabezpieczenia. W chwili wystąpienia zwarcia w tej właśnie strefie przekaźnika RZA generuje on sygnał wyłączenia bądź pobudzenia (w zależności od sposobu implementacji funkcji w danym urządzeniu) i wysyła go na przeciwległy koniec chronionej linii za pomocą łącza telekomunikacyjnego. Zdalny przekaźnik RZB odbiera ten sygnał i bezwarunkowo generuje sygnał na otwarcie wyłącznika (OWB). System współbieżny bezwarunkowy, zwany także układem bezpośredniego wyłączenia,

Łącze transmisyjne

DCEA

DCEB

RZA

RZB

OWA

SEE

PNA

Zdalny sygnał bezwarunkowego wyłączenia

PNB

PPA

OWB

Sygnał zadziałania lub pobudzenia w strefie I

– doprowadzać nawet do zadziałań zbędnych. W przypadku wydzielonego (odrębnego) medium transmisyjnego, np. łącza światłowodowego, mikrofalowego czy rozległej sieci telekomunikacyjnej SDH [1–4], awaria bądź zakłócenia w części elektroenergetycznej nie mają zazwyczaj wpływu na wymianę informacji między urządzeniami zabezpieczeniowymi. Bardziej korzystne jest wtedy stosowanie sygnałów typu wyłączającego.

PPB WB Chroniona linia A-B

Stacja A

SEE

Stacja B

Rys. 2. Idea koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych w układzie bezpośredniego wyłączenia (DUTT); gdzie: W – wyłączniki, PP – przekładniki prądowe, PN – przekładniki napięciowe, OW – sygnały otwarcia wyłączników, RZ – urządzenia zabezpieczeniowe, SEE – system elektroenergetyczny, K – miejsce zwarcia, DCE – urządzenia telekomunikacyjne (ang. Data Communication Equipment), Tx - nadajniki, Rx – odbiorniki

Łącze transmisyjne

DCEA

DCEB

RZA

Z< PNA

PPA

Stacja A

Sygnał pobudzenia RZB w jednej ze stref „do przodu”

RZB

OWA

SEE

Zdalny sygnał wyzwalający

PNB

& OWB

Sygnał zadziałania lub pobudzenia RZA w strefie I

SEE

PPB WB Chroniona linia A-B

Stacja B

Rys. 3. Idea koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych w układzie współbieżnym z przyzwoleniem (PUTT); gdzie: W – wyłączniki, PP – przekładniki prądowe, PN – przekładniki napięciowe, OW – sygnały otwarcia wyłączników, RZ – urządzenia zabezpieczeniowe, SEE – system elektroenergetyczny, K – miejsce zwarcia, DCE – urządzenia telekomunikacyjne, Tx – nadajniki, Rx – odbiorniki

charakteryzuje się niewielką wiarygodnością decyzji wyłączającej ze względu na brak lokalnej kontroli warunków rozruchu. 2.2. System współbieżny z przyzwoleniem – PUTT Idea funkcjonowania systemu współbieżnego z przyzwoleniem (PUTT) została zaprezentowana na rys. 3. W przeciwieństwie do układu DUTT zdalne wyłączenie nie jest w tym przypadku bezwarunkowe. Pobudzenie (bądź zadziałanie) przekaźnika RZA w strefie I jest wykorzystywane do generowania sygnału wyzwalającego dla zdalnego przekaźnika RZB. Jednakże wysłanie sygnału na otwarcie wyłącznika w stacji B uwarunkowane jest spełnieniem dodatkowego wymogu – pobudzenia lokalnego przekaźnika RZB w jednej ze stref „do przodu”. PUTT jest systemem odpornym na zakłócenia w łączu transmisyjnym. Fałszywy zdalny sygnał wyzwalający nie jest uwzględniany przy braku lokalnego odnotowania zwarcia w kierunku „do przodu”. 2.3. Wyłączenie ze strefy wydłużonej – POTT System POTT wykorzystuje strefę drugą (np. w urządzeniach serii UR od GE Multilin [5–7]) lub wydłużoną strefę pierwszą (np. w urządzeniach Siemens SIPROTEC [8]) do generowania zdalnego sygnału wyzwalającego, transmitowanego na przeciwległy koniec linii. Zasada działania systemu POTT została przedstawiona na rys. 4. Sygnał na otwarcie wyłącznika generowany jest przez każdy z przekaźników po spełnieniu dwóch warunków: • lokalnego pobudzenia w strefie drugiej lub wydłużonej strefie pierwszej • o t r z y m a n i a z d a l n e g o s y g n a ł u wyzwalającego z przeciwległej stacji elektroenergetycznej. Niektóre implementacje sprzętowe automatyki POTT (np. w serii UR od GE Multilin) pozwalają na wykorzystywanie dodatkowych warunków rozruchowych, na przykład pobudzenia od funkcji zabezpieczenia nadprądowego ziemnozwarciowego kierunkowego. 2.4. Układ z przesyłem sygnału blokującego – DCB DCB jest pierwszą z dwóch typowych automatyk typu przeciwbieżnego. Także w tym przypadku można wyróżnić dwie odmienne implementacje układu: • rozwiązanie wykorzystujące strefę drugą każdego z przekaźników na potrzeby realizacji porównania kierunku widzenia miejsca zwarcia (np. urządzenia GE Multilin) • rozwiązanie wykorzystujące, dla porównania kierunku odnotowania zwarcia, wydłużoną strefę szybką (pierwszą) każdego z przekaźników (np. Siemens SIPROTEC). Zasada działania układu DCB została przedstawiona na rys. 5. W przypadku zwarcia zewnętrznego w punkcie K zabezpieczenie RZB zostaje pobudzone w strefie wstecznej. Wysyła ono sygnał blokujący na przeciwległy koniec linii. Zostaje on odebrany przez przekaźnik RZA, który w efekcie nie generuje bezzwłocznego sygnału na otwarcie wyłącznika WA, pomimo lokalnego odnotowania zwarcia w kierunku „do przodu”.

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 4–11

DCEA

RZA

RZB

PNA

Sygnał pobudzenia w I lub II strefie

OWA

SEE

Zdalny sygnał wyzwalający

DCEB

PNB

PPA

SEE

OWB

Sygnał pobudzenia w I lub II strefie

Zdalny sygnał wyzwalający

Łącze transmisyjne

PPB WB Chroniona linia A-B

Stacja A

Stacja B

Rys. 4. Idea koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych w układzie POTT; gdzie: W – wyłączniki, PP – przekładniki prądowe, PN – przekładniki napięciowe, OW – sygnały otwarcia wyłączników, RZ – urządzenia zabezpieczeniowe, SEE – system elektroenergetyczny, K – miejsce zwarcia, DCE – urządzenia telekomunikacyjne, Tx - nadajniki, Rx – odbiorniki

Sygnał blokujący z przekaźnika RZB

Sygnał pobudzenia zabezpieczenia RZA w strefie II lub I wydłużonej

DCEA

DCEB

RZA

Z< Z<

Łącze transmisyjne

PNA WA

Z< Z<

RZB td

PNB

PPA

PPB

STACJA A

SEE

Sygnał pobudzenia zabezpieczenia RZB w strefie wstecznej

Chroniona linia A-B

STACJA B

SEE

Rys. 5. Idea koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych w systemie DCB; gdzie: W – wyłączniki, PP – przekładniki prądowe, PN – przekładniki napięciowe, RZ – urządzenia zabezpieczeniowe, SEE – system elektroenergetyczny, K – miejsce zwarcia, DCE – urządzenia telekomunikacyjne, Tx – nadajniki, Rx – odbiorniki, td – zwłoka czasowa

Tester CMC-156

220 V DC

B6a ZASILANIE B5a

BO4

H6c

BO3

H6a

BO2

H5c

BO1

H5a

220 V DC

GE Multilin D60

BI5

P5c

P5b

P4c

P4b

BI3

P3c

P3b

BI2

P2c

P2b

P1c

P1b

220 V DC

F5a

Tester CMC-156 BI1

BI2

BI3

BI4

BI5

BI6

H5b

BI4

BI1

F6a

220 V DC

F1c

F1b

F5c

F5a

F2c

F2b

F6c

F6a

F3c

F3b

F7c

F7a

F5c

F6c

F7c

F1b

F2b

F3b

F1c

F2c

F3c

P1c P2c

P3c

W1b W2b W3b W4b

H7b

P1b P2b P3b

W1c W2c W3c W4c

H7a H7c H8a H8c

F5b F6b

F7b

E5a E6a E7a E8a

F1b F2b

F3b F4b

F5a F6a

F7a

E5b E6b E7b E8b

F1a F2a

F3a F4a

GE Multilin D60

GE Multilin D90Plus J3a

J3b J12b

J12a

J2a

J2b J11b

J11a

J1a

J1b J10b

J10a

F7a

B6a

B5a

A8 220 V DC

INw UNw IAw UAw IBw UBw ICw UCw

Wzmacniacz CMS-156

Rys. 6. Schemat połączeń badanego urządzenia D60 z testerem CMC-156 podczas testów syntetycznych automatyk współpracy z łączem (I etap badań)

Rys. 7. Schemat połączeń układu do badania rzeczywistej koordynacji pomiędzy urządzeniami D60 i D90Plus (II etap badań)

W przypadku zwarcia wewnętrznego (widzianego w kierunku „do przodu” przez oba przekaźniki jednocześnie) nie jest transmitowany

żaden sygnał. Pozwala to na szybkie wygenerowanie sygnałów wyłączających, niezależnie w każdej ze stacji elektroenergetycznych.

2.5. Układ z przesyłem sygnału odblokowania – DCUB System DCUB może zostać zaimplementowany na dwa różne sposoby, analogiczne jak w przypadku DCB. Tym razem jednak przesyłany jest sygnał odblokowujący wyłączenie szybkie. Pojawienie się zwarcia wewnętrznego w chronionej linii skutkuje tym razem wygenerowaniem i nadaniem (niezależnie przez każdy z przekaźników) sygnału odblokowania. Odebranie tego sygnału przez przeciwległe zabezpieczenie stanowi dla niego zdalne przyzwolenie na bezzwłoczne otwarcie wyłącznika. 3. Specjalne układy koordynacji Niektóre urządzenia zabezpieczeniowe są wyposażone w unikatowe rozwiązania współpracy zdalnej. Jednym z przykładów jest funkcja Hybrid POTT, dostępna w wielu urządzeniach serii UR firmy GE Multilin. Została ona zaprojektowana do zastosowań trójterminalowych (np. w liniach dwutorowych) i wykorzystuje dodatkowe zaawansowane funkcje (takie jak ECHO lub nastawione wstecznie funkcje zabezpieczenia odległościowego i/lub ziemnozwarciowego kierunkowego) w celu zwiększenia niezawodności w specjalnych przypadkach systemowych, takich jak warunki słabego zasilania. Co więcej, funkcje koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych nie muszą być wyłącznie rozwiązaniami predefiniowanymi producentów urządzeń. Nowoczesne terminale posiadają zazwyczaj rozbudowaną wewnętrzną logikę programowalną, która daje możliwość realizacji własnych układów koordynacji działania (na przykład rozwiązanie zaprezentowane w [9]), wykorzystujących wybrane sygnały wewnętrzne, zewnętrzne oraz samodzielnie zdefiniowane warunki rozruchowe. Szeroki wybór standardów i protokołów komunikacyjnych, dostępnych w nowoczesnych urządzeniach zabezpieczeniowych, dodatkowo rozszerza pulę możliwych sposobów realizacji współpracy międzyterminalowej. 4. Testy syntetyczne automatyk współpracy z łączem Syntetyczne badanie automatyk współpracy z łączem, zaimplementowanych w urządzeniu D60, zostało przeprowadzone przy wykorzystaniu testera mikroprocesorowego CMC-156 firmy OMICRON electronics, obsługiwanego za pomocą dedykowanego oprogramowania dla komputera klasy PC. Uproszczony schemat połączeń dla pierwszego etapu testów został zaprezentowany na rys. 6. Konfigurację urządzenia D60 [5] i jego funkcji koordynacyjnych zrealizowano poprzez dedykowane oprogramowanie EnerVista UR Setup, a jej poprawność została wstępnie zweryfikowana za pomocą wybranych modułów środowiska testowego Omicron Test Universe. Celem tego etapu testów było zweryfikowanie (przy wykorzystaniu wejść i wyjść dwustanowych testera CMC) poprawności generowania i interpretacji, przez urządzenie D60, dedykowanych sygnałów automatyk współpracy z łączem, dla każdego dostępnego sposobu kodowania (1-, 2- lub 4-bitowego) oraz dla każdego rodzaju zwarć (zewnętrznych i wewnętrznych, międzyfazowych i doziemnych). Wielobitowe

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 4–11

kodowanie sygnałów w urządzeniach serii UR pozwala na przekazywanie informacji nie tylko o wystąpieniu zwarcia, ale także o jego rodzaju i fazach nim objętych. Sekwencje testowe, symulujące odpowiednie rodzaje zwarć, były każdorazowo projektowane i wymuszane (prądy i napięcia w każdej z faz) za pomocą modułu Omicron State Sequencer (rys. 10), wchodzącego w skład środowiska Omicron Test Universe. Wykorzystanie testerów mikroprocesorowych pozwoliło na sprawdzenie funkcji koordynacyjnych działania urządzenia D60 zarówno podczas generowania sygnałów wyłączających oraz blokujących (przekaźnik w roli zabezpieczenia lokalnego), jak i ich interpretacji (przekaźnik jako zabezpieczenie zdalne). 5. Testy rzeczywistej koordynacji pomiędzy dwoma urządzeniami Schemat połączeń układu testowego dla drugiego etapu badań został przedstawiony na rys. 7. Dodatkowym elementem stanowiska był w tym przypadku wzmacniacz CMS-156 firmy OMICRON electronics, który pozwolił na wymuszanie dodatkowych trzech prądów i trzech napięć dla urządzenia D90Plus. Konfiguracja logiki wewnętrznej terminalu [7] i jego funkcji współpracy z łączem została zrealizowana przy wykorzystaniu dedykowanego oprogramowania EnerVista UR Plus Setup (rys. 9). Drugi etap testów został przeprowadzony w celu sprawdzenia poprawności rzeczywistej współpracy pomiędzy urządzeniami D60 i D90Plus (połączonymi bezpośrednio za pomocą wyjść i wejść dwustanowych), dla każdej z dostępnych automatyk współpracy z łączem. Zabezpieczenie D60 pełniło przy tym rolę zabezpieczenia lokalnego (bliższego symulowanemu zwarciu), a D90Plus – rolę zabezpieczenia zdalnego. Dodatkowo (dla automatyki POTT) zmierzone zostały różnice czasu wysyłania, przez każde z urządzeń, sygnału na otwarcie wyłącznika.

GE Multilin L90 (1) F3c

F3b

F7c

F7a

F2c

F2b

F6c

F6a

F1c

F1b

F5c

F5a

B6a L1b L2b

L3b

L4b

L1c L2c

L3c

L4c

220 V DC B5b

Rys. 9. Widok programu EnerVista UR Plus Setup dla konfiguracji terminalu D90Plus; po lewej stronie drzewo funkcji urządzenia, po prawej – okno graficznej reprezentacji nastaw logiki programowalnej urządzenia (Flex Logic)

Wszystkie przetestowane układy koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych pracowały poprawnie dla wszystkich rodzajów symulowanych zwarć, z wyraźnym przyspieszeniem zadziałania przekaźnika zdalnego podczas bliskich zwarć wewnętrznych (rys. 10). 6. Testy porównawcze różnych rodzajów łącza komunikacyjnego Ostatni etap (III) badań laboratoryjnych miał na celu porównanie różnych rodzajów łącz transmisyjnych w aspekcie ich przydatności w układach koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych. W tym etapie testów wykorzystywane były dwa urządzenia L90 [6] i tylko jedna automatyka współpracy z łączem – POTT. Uproszczony schemat połączeń został przedstawiony na rys. 8.

Zastosowane łącze komunikacyjne między skoordynowanymi (w automatyce POTT) zabezpieczeniami

Średnia różnica pomiędzy czasami zadziałania

BI4

BI3

BI2

BI1

Tester CMC-156

Wzmacniacz CMS-156 ICw

UCw

IBw

UBw

IAw

UAw

INw

UNw

F1c

F1b

F5c

F5a

F2c

F2b

F6c

F6a

F3c

F3b

F7c

F7a

L1c L2c L1b L2b

L3c L4c

ŁĄCZE KOMUNIKACYJNE

[ms]

B6a 220 V DC

L3b L4b B5b

GE Multilin L90 (2)

Rys. 8. Schemat połączeń układu do badania dla różnych rodzajów łącza telekomunikacyjnego (III etap badań)

Brak łącza/koordynacji (wartość odniesienia)

504,1

Bezpośrednie połączenie wejść i wyjść dwustanowych (dane z etapu II badań)

6,2

Bezpośrednie połączenie (kabel krosowany) w standardzie Ethernet/IEC61850 (GOOSE/GSSE)

3,8

Połączenie w standardzie Ethernet/IEC61850 (GOOSE/GSSE) z wykorzystaniem przełącznika (switch)

5,1

Połączenie w standardzie Ethernet/IEC61850 (GOOSE/GSSE) przez przełączniki i sieć cyfrową SDH

10,4

Bezpośrednie połączenie optyczne (światłowód 820 nm, G.651) w standardzie C37.94

6,9

Łącze optyczne w standardzie C37.94, wprowadzone do sieci cyfrowej SDH

14,1

Tab. 1. Zestawienie średnich opóźnień między czasem zadziałania przekaźnika zdalnego i lokalnego

Do przeprowadzenia testów potrzebne były wyłącznie dwa wejścia dwustanowe testera CMC-156 – po jednym na sygnał wyłączający z obu urządzeń L90. Najistotniejszym zagadnieniem są opóźnienia zadziałania przekaźnika zdalnego względem lokalnego, odnotowane przy zastosowaniu poszczególnych rodzajów łącza transmisyjnego, oraz różnice pomiędzy nimi. Pomiary (rys. 11) dla każdego z połączeń zostały wykonane wielokrotnie dla transmisji w każdym z kierunków. Ich uśrednione wartości (dla obu kierunków transmisji sygnału) zebrano w tab. 1. W przypadku braku koordynacji opóźnienie zadziałania przekaźnika zdalnego przekracza 500 ms. Związane jest to z jego działaniem w drugiej strefie. Wykorzystanie automatyki POTT zapewnia obniżenie wartości tego opóźnienia do kilku-kilkunastu milisekund. Najmniejsze opóźnienie zostało odnotowane w bezpośrednim połączeniu Ethernet w standardzie IEC61850, co wynika z największej przepływności tego łącza – 100 Mb/s. Zastosowanie przełączników powoduje wprowadzenie dodatkowego opóźnienia na poziomie 1 ms, a zrealizowanie transmisji przez telekomunikacyjną sieć cyfrową SDH – kolejne 5 ms. Bezpośrednie łącze optyczne (64 kb/s) w standardzie C37.94 zapewnia opóźnienie na średnim poziomie blisko 7 ms, a po wprowadzeniu do sieci SDH – ok. 14 ms. Niewielka zwłoka czasowa działania przekaźnika zdalnego w przypadku bezpośredniego połączenia wejść/wyjść dwustanowych przekaźników serii D (poprzedni etap badań), wynosząca ok. 6 ms, wynika z wykorzystania szybkich (statycznych) wyjść dwustanowych typu Form-C. Dodatkowe opóźnienie wprowadzane przez sieć cyfrową SDH (tab. 2) jest różne dla poszczególnych standardów telekomunikacyjnych. Dla transmisji w standardzie C37.94 sieć SDH generuje opóźnienie o ok. 40% większe (2 ms) niż dla protokołu Ethernet/IEC61850. Jest to spowodowane odmiennym dla obu standardów sposobem enkapsulacji i właściwej transmisji danych w sieci SDH. Dla połączeń optycznych (C37.94) wykorzystywany jest kontener wirtualny VC-12 (przepływność

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 4–11

Rys. 10. Przykładowe wyniki testów systemu DCB (z kodowaniem 4-bitowym) dla sześciu rodzajów zwarć (symulowanych w parzystych sekundach sekwencji): pierwsze trzy zwarcia wewnętrzne, a drugie trzy zewnętrzne (w każdej trójce kolejno zwarcie trójfazowe, dwufazowe i jednofazowe); gdzie: Z1, Z2, Z4 – strefy 1, 2 i 4 (wsteczna); PKP – pobudzenie przekaźnika w danej strefie; Trip – mierzone zadziałanie danego przekaźnika (odpowiadające wysłaniu sygnału na otwarcie wyłącznika

Rys. 11. Przykładowy pomiar opóźnienia zadziałania przekaźnika zdalnego (L90_prawy) względem lokalnego (L90_lewy) dla zwarcia międzyfazowego

2 Mb/s), wobec kontenera VC-3 (przepływność ok. 50 Mb/s) dla połączeń w protokole IEC61850 (mechanizm GOOSE/GSSE). Asymetria kierunkowa opóźnienia, wprowadzanego przez sieć SDH, jest niewielka

(zaledwie kilka procent wartości całego opóźnienia) i niezdeterminowana kierunkowo – w przypadku jednego standardu ma (dla przyjętej konwencji pomiaru) wartość ujemną, a dla drugiego dodatnią.

Asymetria (ze względu na kierunek transmisji sygnału wyzwalającego) zwiększa się przy rozpatrywaniu całkowitego opóźnienia między działaniem przekaźników (tab. 3). W tym przypadku jest już ona

E. Bartosiewicz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 4–11

Protokół komunikacyjny

Ethernet / IEC61850

Moduł multipleksera SDH (TN1Ue firmy GE Multilin)

Opóźnienie sieci SDH [ms]

ETHER-100

C37.94 DATA-NX64F

– znacznie mniejsze od typowych czasów zadziałania szybkiego badanych urządzeń zabezpieczeniowych (20–30 ms).

Zwarcie przy L90 (1) (L90_prawy)

5,2

7,4

Bibliografia

Zwarcie przy L90 (2) (L90_lewy)

5,5

6,9

Średnio

5,35

7,15

–0,3

0,5

1. Bartosiewicz E., Wykorzystanie sieci WAN do koordynacji działania zabezpieczeń odległościowych, praca dyplomowa magisterska na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, 2012. 2. Kowalik R., Januszewski M., Performance tests of power system protection, exchanging data through PDH network, Electrical Review 2008, No. 11, s. 20–26. 3. Kowalik R., Januszewski M., Tests of power system protections using SDH network, Electrical Review 2009, No. 4, s. 142–150. 4. Kowalik R ., Januszewski M., Rasolomampionona D., Problems Found During Testing Synchronous Digital Hierarchical Devices Used on Power Protection Systems, IEEE Transactions on Power Delivery, 2012. 5. GE Multilin: D60 Line Distance Protection System – D60 Revision 6.0, dokumentacja techniczna, 2011. 6. GE Multilin: L90 Line Current Differential System – L90 Revision 6.0, dokumentacja techniczna, 2011. 7. GE Multilin: D90Plus Line Distance Protection System – L90Plus Revision 1.7, dokumentacja techniczna, 2012. 8. Siemens SIPROTEC: Distance Protection 7SA522 V4.70, dokumentacja techniczna, 2011. 9. Kowalik R ., Janusze wski M., Coordination of protections through the exchange of binary signals between power system substations in the IEC61850 protocol, Electrical Review 2009, No. 6, s. 195–201.

Asymietria kierunkowa / (1) – (2) / [ms]

Tab. 2. Zestawienie wartości opóźnień wprowadzanych przez sieć cyfrową SDH

Opóźnienie czasu zadziałania [ms] Łącze komunikacyjne

Zwarcie przy L90 (1) / sygnał do L90 (2) /

Zwarcie przy L90 (2) / sygnał do L90 (1) /

Różnica kierunkowa [ms]

Ethernet/IEC61850 bezpośrednio

4,5

1,5

Ethernet/IEC61850 przez przełączniki

5,9

4,2

1,7

Ethernet/IEC61850 podłączone do SDH przez przełączniki

11,1

9,7

1,4

6,9

0,1

14,3

13,8

0,5

Bezpośrednie łącze optyczne C37.94 Połączenie C37.94 przez sieć SDH Średnio:

Tab. 3. Zestawienie czasów zadziałania przekaźników z rozróżnieniem kierunku transmisji

zdeterminowana kierunkowo – opóźnienie było zawsze mniejsze podczas pracy przekaźnika L90 (1) jako zdalnego. 7. Wnioski końcowe Różnorodność zarówno dostępnych automatyk współpracy z łączem, jak i możliwych kanałów transmisyjnych, pozwala na dostosowanie optymalnego układu koordynacji zabezpieczeń dla zróżnicowanych warunków technicznych i konfiguracji pracy. Testy zarówno syntetyczne, jak i rzeczywistej współpracy między zabezpieczeniami

wykazały zdolność badanych urządzeń serii UR do skutecznej realizacji założonych zadań we wszystkich symulowanych przypadkach systemowych. Współczesne urządzenia zabezpieczeniowe charakteryzują się dużą funkcjonalnością i ogromnymi możliwościami konfiguracyjnymi. Niezależnie od zastosowanego układu koordynacji i rodzaju łącza transmisyjnego przyspieszenie zadziałania przekaźnika zdalnego przy zwarciu bliskim jest znaczące – o rząd lub nawet dwa rzędy wielkości. Opóźnienie względem bezzwłocznego przekaźnika lokalnego jest przy tym niewielkie

Emil Bartosiewicz

mgr inż. Politechnika Warszawska e-mail: emil.bartosiewicz@ien.pw.edu.pl Studia inżynierskie i magisterskie, na kierunku elektrotechnika, ukończył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (specjalność elektroenergetyka). Od 2012 roku doktorant w Instytucie Elektroenergetyki PW. Jego zainteresowania dotyczą urządzeń automatyki elektroenergetycznej oraz zastosowań nowoczesnych rozwiązań teleinformatycznych w elektroenergetyce.

Ryszard Kowalik

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: ryszard.kowalik@ien.pw.edu.pl Od 1989 roku pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Jest współautorem nowoczesnych laboratoriów zabezpieczeń cyfrowych oraz techniki mikroprocesorowej uruchomionych w Zakładzie Automatyki IEN. Jego zainteresowania zawodowe dotyczą urządzeń automatyki elektroenergetycznej, układów synchronizacji oraz systemów telekomunikacyjnych.

Marcin Januszewski

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: majanusz@ien.pw.edu.pl Od 1995 roku pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. W 2002 roku został adiunktem w Zakładzie Automatyki Elektroenergetycznej PW. Jego zainteresowania zawodowe dotyczą urządzeń automatyki elektroenergetycznej, układów zdalnego dostępu do zabezpieczeń oraz systemów telekomunikacyjnych.

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | 18–23

Application of Devices and Systems Designed for Power Quality Monitoring and Assessment

Authors Wiesław Gil Przemysław Wronek

Keywords power quality assessment, class A, disturbances recording

Abstract The paper presents the problems associated with increasing demands on the equipment and systems for power quality assessment (PQ), installed at power substations. Difficulties are signaled due to current lack of standards defining the test methodology of measuring devices. The necessary device properties and the structure of a large system operated in real time and designed to assess the PQ are discussed. The usefulness of multi-channel analyzers featuring the identification and registration of transients is pointed out. The desirability of synchrophasor assessment implementation and device integration by standard PN-EN 61850 with other SAS devices is also justified.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014102

1. Growing importance of power quality assessment 1.1. Impact of deregulation in the energy sector In Europe, the standardisation of electricity characteristics has long been associated with a wide-ranging deregulation of the energy sector. In 1989 issues of power quality assessment (PQA) were reflected in EU Directive No. 89/336 relating to electromagnetic compatibility. The Directive was intended to formulate the conditions which would have to be meet by supply grids and electrical equipment placed on the market to fulfil compatibility requirements. The Directive, together with many accompanying standards, laid down specific guidelines for equipment manufacturers and electricity distribution companies. On the other hand, it justified member States’ development of instruments to discipline electricity consumers, suppliers, and producers, somehow forced to continually respect standards, and thus to care for appropriate electricity characteristics. In Poland, the debate over the electricity characteristics standardisation gradually grew in relevance in connection with harmonisation processes related to accession to the European Union. Originally it was thought that the issue of PQA assessment would concern large consumers, such as major industrial plants, sensitive to energy supply disturbances, while potentially disrupting the supply. It was assumed that over time the PQA would cover smaller consumers, such as craft workshops and small stores. Ultimately, the need was seen to install appropriate analyzers, even at locations of individual consumer, who would seek compensation from the electricity 18

supplier for the damage and losses caused by failure to adhere to proper parameters. The offering of devices available on the market matched these needs. It consisted of relatively simple devices, often designed for fixed panel mounting in switchboards, identifying only some PQA characteristics. Their measurement archiving capabilities were limited and data transmission capabilities very poor and based on proprietary non-standardised protocols. Another group of offered equipment was expensive portable devices, with a very complex design, intended for temporary installation and recording of possible disturbance in the power grid. The change factor was deregulation processes in the power industry, which for good strengthened in Poland in 2005–2007, and have resulted in a number of area distribution companies. Electricity was not perceived as a common good anymore. Energy has become a commodity purchased by distribution companies from a grid company, and further sold to consumers. Conceptually, this commodity, at least in part, would have to be traded at stock exchanges. It was assumed that energy trading would be regulated by contracts, which would stipulate not only the quantity but also the quality. At the same time a business entity appeared, a large distribution company, somehow naturally interested in maintaining appropriate parameters of the purchased and sold energy. During this period, in important points of energy intake and output the installation of equipment for continuous measurement of PQA parameters and evaluation began. In practically all distribution companies pilot R&D projects were conducted, and the equipment properties were discussed. It soon became

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | 18–23

apparent that the instruments should record power quality disturbances, and transmit the data extensively. At the same time, the first small-scale power quality monitoring systems (PQMS) appeared, designed for collection and analysis of data obtained from a few, or at most a dozen or so, devices.

1.2. Development of Smart Grid Another important driver of the installation, of not just individual devices, but entire PQMS systems, was the recent development of renewable energy sources and their integration into Smart Grids. According to CIGRE studies, the need to incorporate more wind farms, solar parks, and energy sources based on biofuel combustion and other technologies in power systems will stimulate the development of PQA systems and supplementing them with new features. On the other hand, it is believed that PQA requirements of electromagnetic compatibility of all devices connected to the grid should not restrict the Smart Grid development [1]. The more variable nature of power flows in the grid will result in potentially greater volatility of current and voltage characteristics. Superimposed on these phenomena will be tendencies to limit energy transmission over long distances. This situation, perhaps deepened by the expected power deficit, will require development of methods to counter possible supply disruptions, as well as black-outs. This will certainly affect transformation of individual PQMS into integrated, large-area systems for monitoring and assessment of electricity characteristics. An example confirming this thesis may be the development since 2011 of the foundations of a nationwide PQA monitoring system by PSE Operator SA [2]. However, as of writing this, no comprehensive analysis of its performance is available in the trade press. A major challenge in engineering such systems may be the development of generation based on mini energy sources currently observed in the Nordic countries. This trend, which will also reach Poland, ultimately justifies the need for installation of appropriate measuring devices in locations of small energy consumers, who will also periodically become its generators.

2. Legal conditions 2.1. Standards and regulations relating to energy quality It is worth noting that the above outlined trends were reflected in revisions of relevant standards, and in subsequent regulations. The first edition of the IEC 50160 standard, according to which power quality is assessed, was issued in 1995, and covered only low voltage grids and, in a rudimentary way, medium voltage grids. The standard’s subsequent revisions were issued in Poland in 2002, 2008, and 2010. As a result of amendments and additions, the currently valid version of 2010 [3] has been greatly expanded, since the power quality assessment parameters in low and medium voltage grids have been changed, and parameters for high-voltage grids introduced. Along with the standard, in 2005, 2009 and 2011 the fundamental standard IEC 61000-4-30 [4] was amended, which specifies the metrological properties of instruments used for power quality assessment. Also drawn up and amended were the associated standards setting out, for

example, the grid flicker rate calculation method and nominal grid voltage levels. Besides subsequent standards and their revisions, regulations and instructions were issued, further affecting the discussed issues. In 2007 issued was the Regulation of the Minister of economy on “Detailed requirements for the power system operation” [5], which has tightened the then regulatory requirements. This Regulation has introduced the obligation to procure an expert assessment of anticipated effects of wind farm inclusion on power quality. Such an assessment should take into account a number of standards, including PN-EN 61400-21 [6], which defines the wind turbine characteristics for parameters such as flicker rate and harmonic content introduced into the system. This requirement also justifies the installation of analyzers in the points of wind farm connection to the power system for practical verification of expert opinions and ongoing PQA monitoring. Appreciating the need for, and relevance of, power quality assessment, also the Polish transmission operator published in 2011 a specification of the functional properties [7], which must be met and offered by measuring instruments and systems supplied for this purpose. This document has extended, in relation to standard [4], the set of parameters required for PQA analysis by current, current harmonics, active and reactive powers, and power factor. This specification has introduced the requirement of Class A for measurement devices, and very high accuracy of Class 0.2S power measurements, in accordance with PN-EN 62053-22 [8] provided for energy meters.

2.2. Class A d evices A serious problem has to be signalled, associated with the metrological characteristics of devices offered not only in our market, but also in other countries. Tender specifications require that a device, which output may be used to verify grid events and possibly to settle disputes, is a so-called Class A device, defined in standard [4]. However, neither in Poland nor in other European countries, is there an independent centre that would test and certificate in accordance with PN-EN 45011 [9], which defines what the certificate is, and what conditions must meet the certification centre. Even the Dutch KEMA doesn’t issue Class A certificates. In the UK the National Physical Laboratory offers tests of metrological properties of apparatus for power quality assessment, but only for the few parameters specified in the current version of the standard [4]. Class A certificates are not issued by the Swedish SP laboratory, which conducts tests and issues reports of calibration, not including, however, some required power quality meter characteristics. Of course, no such calibration reports, which some companies submit, can be considered a certificate, and even more so no properties of other manufacturers’ products can be ascertained on this basis. The question should be asked: what is the reason for such a situation? Well, despite more than a decade of the development of, and subsequent amendments to, power quality standards, no standard has so far been developed that defines the verification methodology of metrological properties of the respective instruments. In the nearest future the situation will probably change, as a set 19

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | 18–23

of standards IEC 62586 “Power Quality Measurements in Power Supply Systems” is drawn up to define the scope and rules for functional testing of devices designed for power quality evaluation. Since the second half of 2012 preliminary versions of standards have been available in this group. The first part [10] sets out the requirements for instruments for PQA assessment, and the second part specifies the set of functional tests and requirements for measurement uncertainty [11]. In this context, yet another question arises: if and when would a laboratory in Poland wish to become accredited to perform Class A compliance tests, and to issue certificates? We’ve pointed out the problems arising from the lack of such an entity in our previous publications in the trade press [12].

3. Requirements for PQA measuring devices 3.1. Impact of device location and amendments to standards In our review of the requirements for devices intended for power quality monitoring and analyses we’ll focus on the properties necessary and relevant for these devices’ effective use in distribution and transmission companies. Devices designed for this user group are installed in substation bays, so they must meet requirements for resistance to the environmental conditions specified for this type of locations. In this regard, it seems appropriate to adopt the set of standards from the PN-EN 60255 group, used for digital protections, bay controllers, and disturbance recorders. It is worth noting that subsequent amendments to standards and specifications have directly translated and still translate into the design properties of devices used for PQA measurements. For example, the 2009 changes in standard [4] have established, among other things, an extended voltage measurement range, changes in the measurement range of harmonics and interharmonics, and a change in the signal voltage measurement principles. This amendment has also introduced new definitions of single-cycle RMS, and changed the measurement uncertainty limits allowed for specific measuring equipment classes. These changes have also affected the scope of tests performed for these devices. The tests, which were successfully completed in the form of a test report certifying the compliance with Class A (but not a certificate of the Class for the entire group of products!), should be absolutely renewed for the extended functionality because it is obvious that a change in the algorithms necessary for the determination of a new parameter can affect the other values.

3.2. New functional properties A significant increase in functional requirements for the group of measuring devices for PQA assessment installed in substations has been noticeable over the last few years. Now it is assumed that these devices, besides performing all the measurements required for PQA assessment in Class A, will measure current and power according to specification [7]. Moreover, a very high accuracy of the power and energy measurement is expected, beyond the requirements of standard [4]. The basic functionality has become logging of events related 20

to the exceedance of specific parameters. This implies incorporation of appropriate recording release parameterisation capabilities into analyzers. These can be relatively simple dependencies related to the disturbance duration and release threshold, or a more complex logic that specifies the release conditions in relation to trends, derivatives of changes and coincidences with the conditions resulting from digital input states. PQA analyzers are gradually becoming specific disturbance recorders with a built-in capability to determine and calculate the parameters necessary for PQA assessment; especially that they are also required to archive events locally. The option is also expected of the device’s output data format selection. In general, it is assumed that it will be Comtrade or PQDIF. Another PQA analyzer engineering challenge associated with the introduction of recording functions is the need for synchronisation of the devices relative to the astronomical time in such a way as to enable comparison of records from different locations. The synchronisation accuracy recommended for recorded analogue waveforms should be less than 40 microseconds. An example of the fulfilment of the above requirements may be the modular power quality analyzer shown in Fig. 1. This device may have one or two synchronously operating PQA modules, each of which is configured for the power quality assessment based on four measurements of voltages and currents in each module. The current inputs are fit for overcurrent measurements. The analyzer is equipped with four fibre optic network links in multimode or single-mode standard that can be used to communicate with other systems. In December 2012 this type of analyzer was tested at AGH University of Science and Technology in Krakow. The test report confirmed the metrological properties compliance with Class A for synchronous measurements in both modules. It is worth noting, that the tests were performed in accordance with the aforementioned draft standards [10 and 11], defining the test methodology for this type of equipment.

4. Territorial system of power quality monitoring and assessment The earlier signalled processes associated with the organisational changes, gradual implementation of Smart Grid technology, and electricity supply marketisation will encourage distribution companies to build large-area PQMS systems intended for the analysis of PQA characteristics in accordance with the latest standards and regulations. An example of this approach can be the system implemented in a territorial branch of a large power company in southern Poland. Its first stage was launched in November 2011 and completed in April 2012 with the commissioning of a system consisting of a power quality server (PQS) and 23 analyzers installed at substations. In the fall of 2012 the system was extended by installing more devices. Completion of the system, eventually including 52 devices, was scheduled for April 2013. The map in Fig. 2 shows the installed devices’ locations. The system will measure and assess power quality parameters in 62 bays, because the investor decided to deploy several two-channel devices. The object element of the system, the structure of which shows

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | 18–23

Fig. 1. S052v11-eME-2 power quality analyzer, with two parallel modules for PQA assessment based on measurements of 4 voltages and 4 currents in each module. Stationary version for all types of measurement bays

Fig. 2. Device locations in the developed PQMS

in the analyzer’s internal memory. The data will be automatically retrieved after the connection is resumed. Fig. 3, consists of S052v11-eME analyzers installed in substations’ measuring bays. They perform all the necessary measurements and aggregate them in accordance with the requirements of standards [3, 4]. Voltage and current waveforms are recorded during voltage and current interruptions, dips and swells Events can also be defined and thereby records can be made at overruns of asymmetry, harmonics content, and frequency variation limits, as well as other disturbances. Over corporate, fibre optic Ethernet links the analyzers transmit real time data to the remote PQS server, which collects and analyses it. If, for example, due to a link break, some data can not be transmitted, it is cached

In the adopted solution, the Ethernet transmission introduces no restrictions on the transmitted data range and quantity, as opposed to GPRS transmission employed in exceptional cases. Each analyzer can also transmit online actual values of the monitored power parameters to the control and supervision centre, in a separate transmission channel and in any communications protocol. PQS server in real-time reads data from remote analyzers and performs appropriate aggregations and calculations. The processing layer produces graphs and reports, remotely accessible in web technologies. Event reports and

Fig. 3. SYNDIS PQ system architecture. Devices installed in measurement bays communicate with PQS server over corporate Ethernet network. Data is transferred in COMTRADE or PQDIF format. The server provides multiple users with reports, trend graphs, events, and measurements online through web browser mechanism 21

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | 18–23

details can be automatically distributed by e-mail, in accordance with predefined mailing lists. Selected data can also be transmitted to a substation system.

renewable sources. They could also supplement transformer monitoring systems in evaluating the impact of harmonics on transformer performance.

5. Development directions

5.3. Transients recording

5.1. Data transfer At present the communication protocols and data formats used in PQMS are not standardised. Their standardisation would allow easy integration of different manufacturers’ devices. Difficult to predict is the future of the PQDIF format that has been adopted only by some manufacturers. Perhaps PQA devices will have to transmit data in several formats, depending on their purpose and recipient. It should probably be assumed that in connection with the registration function introduction to PQA analyzers, they will be increasingly used in the same way as the classical disturbance recorders. This implies the requirement of availability of records in Comtrade, which is the standard format in this type of application.

5.2. Multichannel devices Interesting application qualities can gain multichannel devices, synchronously measuring and assessing power quality in a number of measurement channels. The already available devices of this type enable, for example, by way of synchronous measurements on both transformer sides, clear identification of the nature and source of a disturbance. Records of such devices are sufficient for the analysis and assessment of the extent of grid phenomena and events transfer to the high voltage sides of transformers in connection points of wind farms and other

The analyzers should be capable of providing them with measurement cards for detection and recording transients and surges with 1/50 μs characteristics. This allows, for example, identifying the causes of thyristor inverter failures. Fig. 4 shows deformed waveforms recorded in this type of system in a large chemical plant.

5.4. Synchrophasor determination Another important extension of the PQA analyzers functionality would consist in implementation of synchrophasor determination. Values so determined could be sent to separate concentrators that analyse power grid stability. Perhaps also PQS servers could perform this function. Some of the available devices could do it already now. Such an approach is also supported by the fact that the synchophasor determining devices in an area must have synchronised measurements. This type of synchronisation is also required for power quality assessment, especially after the disturbance recording feature implementation. The synchronisation can be implemented by built-in receivers of GPS signal that can be used to synchronise the devices with an accuracy greater than 1 microsecond. The required synchronisation level can also be accomplished in PTP network protocol. This requires appropriate network infrastructure with switches, routers, and PTP servers, which may increase costs.

Fig. 4. Transients in three-phase grid, recorded by S052v11-eME analyzers. The excess can be seen of 800 V level, lasting 1.5 ms, which damaged the powered device 22

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | 18–23

5.5. PN-EN 61850 standard The requirement has become indispensable for PQA analyzers’ integration within substation automation systems to ensure their interoperability in accordance with the approved standard PN-EN 61850. In parts 7–4 thereof section 5.12 [13] logical nodes are defined in terms of power quality. They describe how to share the events related to frequency changes and fast transient type disturbances for currents, current unbalance, fast disturbances, and voltage asymmetry. These nodes aggregate details of disturbance type, start, magnitude, and duration.

6. Conclusions Over the last decade the development and growing importance not only of individual power quality assessment units, but also entire integrated systems has been noted. Currently, these trends are driven by the increasingly wide implementation of Smart Grid technology. An accredited laboratory should soon be established in Poland that would test and verify Class A device properties. Such an entity would also perform necessary calibrations of concerned measuring instruments, documented by calibration certificates. An increase is noted in functional requirements for power quality analyzers. Better and better measurement characteristics are now expected, as well as extensive functionalities associated with multidirectional data transfer and recording features. These devices are supposed to combine the features of a high-end measuring instrument and disturbance recorder. Further increases in the requirements for PQA analyzers should be expected, including the introduction of several synchronous measurement channels, synchrophasor determination capability, and interoperability with substation automation systems on the basis of the PN-EN 61850 standard.

REFERENCES

1. Stanescu C., Postolache R., Widmir J.,The Romanian TDO’s Power Quality Monitoring System and Smart Grids Component, C4-101, CIGRE2012. 2. Szczepański T., Rączka J., Monitoring i analiza jakości energii elektrycznej w systemie przesyłowym [Power quality monitoring and analysis in the transmission system], Elektroenergetyka 2012, No. 1–2. 3. PN-EN 50160:2010, Voltage Characteristics in Public Distribution Systems. 4. PN-EN 61000-4-30:2011, Electromagnetic Compatibility (EMC), Part 4–30, Testing And Measurement Techniques – Power Quality Measurement Methods. 5. Regulation of the Minister of Economy of 4 May 2007 on the detailed conditions of the power system operation. 6. PN-EN 61400-21:2009, Wind turbines, Part 21, Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines, PKN. 7. Analizatory Jakości Energii, Standardowe Specyfikacje Techniczne [Power Quality Analyzers, Standard Technical Specifications], PSE Operator, May 2011 8. PN-EN 62053-22:2006, Electricity metering equipment (AC) – Particular requirements, Part 22, Static meters for active energy classes 0.2S and 0.5S, PKN. 9. PN-EN 45011:2000, General requirements for bodies operating product certification systems, PKN. 10. IEC62586-1,Power Quality Measurements in Power Supply Systems, Part 1, Power Quality Instruments, IEC official draft, 2012. 11. IEC 62586-2, Power Quality Measurements in Power Supply Systems, Part 2, Functional Tests and Uncertainty Requirements, IEC official draft, 2012. 12. Gil W., Syndis PQ a jakość energii elektrycznej w spółkach przesyłowych i dystrybucyjnych [Syndis PQ and power quality in transmission and distribution companies], Pomiary Automatyzacja Kontrola, September 2012. 13. IEC 61850-7-4:2010(E), Communication networks and systems for power utility automation, Part 7–4, Basic communication structure. Compatible logical node classes and data object classes.

Wiesław Gil MIKRONIKA e-mail: wieslaw@mikronika.com.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Poznań University of Technology (1983). In Mikronika since 1985, now as chief designer. Deals with substation automation devices engineering. He has managed the development and implementation of a transformer monitoring system, and more recently the development of power quality assessment devices and systems.

Przemysław Wronek MIKRONIKA e-mail: wronek@mikronika.com.pl Graduated in metrology from the Electrical Engineering Department of Poznań University of Technology (1980). A founder of Mikronika (1983), currently vice president for engineering. Sets assumptions for, and supervises, the development and applications of SYNDIS control and supervision system software and hardware.

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 18–23

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 18–23. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wdrażanie urządzeń i systemów do monitoringu i oceny jakości energii elektrycznej Autorzy

Wiesław Gil Przemysław Wronek

Słowa kluczowe

jakość energii, klasa A, rejestracja zaburzeń

Streszczenie

Artykuł prezentuje problemy wynikające ze wzrostu wymagań wobec urządzeń i systemów oceniających jakość energii elektrycznej (JEE), instalowanych na stacjach elektroenergetycznych. Zasygnalizowano trudności wynikające z braku norm definiujących metodologię badań urządzeń pomiarowych. Omówiono niezbędne właściwości urządzeń oraz strukturę rozległego systemu działającego w czasie rzeczywistym i przeznaczonego do realizacji oceny JEE. Wskazano na przydatność wielokanałowych analizatorów z funkcją identyfikacji i rejestracji ultraszybkich zaburzeń. Uzasadniono celowość wprowadzenia do tych urządzeń funkcji wyznaczania synchrofazorów oraz ich integracji w standardzie PN-EN 61850 z innymi urządzeniami systemu automatyki stacyjnej.

1. Wzrost znaczenia oceny jakości energii 1.1. Oddziaływanie procesów deregulacji energetyki W Europie standaryzacja parametrów energii elektrycznej od dawna wiązała się z szeroko pojętą deregulacją energetyki. W 1989 roku zagadnienia oceny jakości energii elektrycznej (JEE) znalazły swój wyraz w dyrektywie Unii Europejskiej o numerze 89/336, dotyczącej kompatybilności elektrycznej. Intencją tej dyrektywy było stworzenie systemu, jakiemu sprostać musiałyby sieci zasilające i urządzenia elektryczne wprowadzone na rynek, aby spełniać wymogi kompatybilności. Dyrektywa, wraz z wieloma towarzyszącymi jej normami, określała konkretne wytyczne dla producentów urządzeń oraz przedsiębiorstw zajmujących się dystrybucją energii. Z drugiej strony uzasadniała ona tworzenie przez państwo instrumentarium służącego dyscyplinowaniu konsumentów, dostawców oraz producentów energii elektrycznej, niejako zmuszanych do ciągłego respektowania norm, a tym samym do dbania o właściwe parametry energii. W Polsce debata nad standaryzacją parametrów energii elektrycznej nabierała stopniowo znaczenia w związku z procesami dostosowawczymi, związanymi z akcesją do Unii Europejskiej. Pierwotnie uważano, że problematyka oceny JEE będzie dotyczyła dużych odbiorców, takich jak wielkie zakłady przemysłowe, wrażliwe na zakłócenia dostaw energii, a jednocześnie potencjalnie zakłócające zasilanie. Zakładano, że z czasem ocena JEE obejmie odbiorców o mniejszych poborach, takich jak zakłady rzemieślnicze i małe sklepy. Docelowo widziano potrzebę instalacji odpowiednich analizatorów nawet u klientów indywidualnych, którzy mieliby dochodzić odszkodowań od dostawcy energii elektrycznej w przypadku uszkodzeń i strat spowodowanych niedotrzymaniem jej właściwych parametrów. Do przywołanych potrzeb dostosowana była oferta urządzeń dostępnych na rynku, stosunkowo prostych przyrządów, często do stałej zabudowy panelowej w szafach rozdzielczych, wyznaczających tylko

niektóre parametry JEE. Dysponowały one ograniczonymi możliwościami archiwizacji pomiarów i bardzo ułomnymi możliwościami transmisji danych w autorskich, niestandaryzowanych protokołach. Inną grupą oferowanych urządzeń były drogie przyrządy przenośne, o bardzo złożonej konstrukcji, przeznaczone do czasowej instalacji i rejestracji ewentualnych zaburzeń w sieci energetycznej. Czynnikiem zmian były procesy deregulacji w energetyce, które na dobre ugruntowały się w Polsce w latach 2005–2007 i zaowocowały powstaniem kilku obszarowych spółek dystrybucyjnych. Przestano postrzegać energię elektryczną jako dobro wspólne. Energia stała się towarem kupowanym przez spółki dystrybucyjne od kompanii sieciowej i dalej odsprzedawanym odbiorcom. W założeniach ten towar miał przynajmniej w części podlegać obrotowi giełdowemu. Zakładano, że handel energią zostanie obwarowany umowami, w których będzie się określać nie tylko ilość, ale także jej jakość. Pojawił się jednocześnie podmiot gospodarczy, duże spółki dystrybucyjne, niejako naturalnie zainteresowane zachowaniem odpowiednich parametrów kupowanej i sprzedawanej energii. W tym okresie rozpoczęto, w ważniejszych punktach poboru i oddawania energii, instalację urządzeń służących do ciągłego pomiaru parametrów i oceny JEE. Praktycznie we wszystkich spółkach dystrybucyjnych prowadzono prace pilotażowe i zastanawiano się nad właściwościami urządzeń. Wkrótce okazało się, że przyrządy powinny rejestrować zaburzenia jakości energii i w rozbudowany sposób transmitować dane. Jednocześnie pojawiły się pierwsze małe systemy monitoringu jakości energii elektrycznej (SMJEE), przeznaczone do gromadzenia i analizy danych, uzyskiwanych z kilku lub co najwyżej kilkunastu urządzeń. 1.2. Rozwój Smart Grid Kolejny ważny czynnik instalacji, już nie tylko pojedynczych urządzeń, ale wdrażania całych systemów SMJEE, to obserwowany w ostatnim czasie rozwój odnawialnych źródeł energii i ich integracja w ramach

sieci Smart Grid. Konieczność włączania do systemu energetycznego kolejnych farm wiatrowych, parków fotowoltaicznych, źródeł energii opartych na spalaniu biopaliw i innych technologiach będzie wg opracowań CIGRE stymulować rozwój systemów oceny JEE i wprowadzanie do nich nowych funkcji. Z drugiej strony uważa się, że wymogi dotyczące JEE, zapewniające kompatybilność elektromagnetyczną wszystkich podłączonych do sieci urządzeń, nie powinny ograniczać rozwoju Smart Grid [1]. Bardziej zmienny charakter rozpływów mocy w sieci spowoduje potencjalnie większą niestabilność parametrów prądu i napięcia. Na te zjawiska nałożą się tendencje do ograniczania przesyłania energii na duże odległości. Sytuacja, być może pogłębiona przewidywanym deficytem mocy, będzie wymagała opracowania metod przeciwdziałania możliwym zakłóceniom dostaw, a także sytuacjom typu blackout. Z pewnością wpłynie to na przekształcanie pojedynczych SMJEE w zintegrowane, wielkoobszarowe systemy przeznaczone do monitorowania parametrów energii elektrycznej i jej oceny. Przykładem potwierdzającym tę tezę może być budowa od 2011 roku zrębów ogólnokrajowego systemu monitorowania JEE przez PSE Operator SA [2]. Jednakże do chwili napisania niniejszego artykułu, nie jest dostępna w prasie technicznej szersza analiza jego działania. Poważnym wyzwaniem w zakresie tworzenia tego typu systemów może być rozwój kogeneracji oparty na miniźródłach energii, obserwowany obecnie w krajach skandynawskich. Trend ten, który także dotrze do naszego kraju, ostatecznie uzasadni konieczność montażu odpowiednich urządzeń pomiarowych u małych odbiorców energii, którzy staną się okresowo również jej wytwórcami. 2. Uwarunkowania prawne 2.1. Normy i rozporządzenia dotyczące jakości energii Warto podkreślić, że powyżej zarysowane tendencje znajdowały swoje odzwierciedlenie w nowelizacjach odnośnych norm i kolejnych rozporządzeniach. Pierwsza edycja normy IEC 50160, według której

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 18–23

ocenia się jakość energii, ukazała się w 1995 roku i obejmowała tylko sieci niskiego napięcia oraz w szczątkowy sposób sieci średniego napięcia. Kolejne nowelizacje tej normy ukazywały się w Polsce w 2002, 2008 i 2010 roku. Wskutek zmian i uzupełnień obecnie obowiązująca wersja z roku 2010 [3] została znacznie rozszerzona, gdyż zmieniono parametry oceny jakości energii w sieciach niskiego i średniego napięcia oraz wprowadzono parametry dla sieci wysokiego napięcia. Wraz z tą normą zmieniano w 2005, 2009 i 2011 roku fundamentalną normę PN-EN 61000-4-30 [4], określającą właściwości metrologiczne sprzętu stosowanego do oceny jakości energii. Pojawiały się również i podległy zmianie normy towarzyszące, określające na przykład metodę obliczenia wskaźnika migotania sieci i poziomy napięcia nominalnego w sieciach. Oprócz kolejnych norm i ich rewizji wydawane były rozporządzenia i instrukcje dodatkowo wpływające na omawianą problematykę. W 2007 roku ukazało się rozporządzenie ministra gospodarki w sprawie „Szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego” [5], zaostrzające ówczesne wymagania normatywne. To rozporządzenie wprowadziło m.in. obowiązek sporządzania ekspertyz przewidywanych skutków włączania parków wiatrowych dla jakości energii elektrycznej. Ocenę taką należy przeprowadzić, uwzględniając wiele norm, w tym normę PN-EN 61400-21 [6], określającą charakterystykę turbiny wiatrowej dla takich parametrów jak współczynnik migotania i zawartość harmonicznych wprowadzanych do systemu. Wymóg ten dodatkowo uzasadnia instalację analizatorów w miejscach przyłączenia parków wiatrowych do systemu elektroenergetycznego, w celu praktycznej weryfikacji wykonanych ekspertyz i bieżącej kontroli JEE. Doceniając potrzebę i znaczenie oceny jakości energii, także polski operator przesyłowy w 2011 roku opublikował specyfikację właściwości funkcjonalnych [7], jakie muszą spełniać i oferować dostarczane do tego celu urządzenia i systemy pomiarowe. W tym dokumencie rozszerzono w stosunku do normy [4] zestaw parametrów wymaganych do analizy JEE o wielkości prądu, harmoniczne prądu, moce czynne i bierne oraz współczynnik mocy. Specyfikacja ta wprowadziła wymóg posiadania klasy A dla sprzętu pomiarowego i bardzo wysoką dokładność pomiarów mocy w klasie 0.2S, zgodnie z normą PN-EN 62053-22 [8], przewidzianą dla liczników energii. 2.2. Urządzenia w klasie A Należy zasygnalizować istotny problem, jaki wiąże się z cechami metrologicznymi urządzeń oferowanych nie tylko na naszym rynku, ale także w innych krajach. W specyfikacjach dostaw wymaga się, aby urządzenia, których zapisy mogą być wykorzystywane do weryfikacji zdarzeń sieciowych i ewentualnego rozstrzygania sporów, posiadały tak zwaną klasę A, zdefiniowaną w normie [4]. Tymczasem ani w Polsce, ani też w innych krajach europejskich nie ma niezależnego ośrodka, który mógłby przeprowadzić badania i wydawać certyfikat w myśl normy PN-EN 45011 [9] definiującej, czym jest certyfikat i jakie warunki musi spełniać ośrodek certyfikujący.

Wydania certyfikatu klasy A nie podejmuje się nawet holenderska KEMA. W Wielkiej Brytanii laboratorium NPL (National Phisical Laboratory) oferuje przeprowadzenie badań właściwości pomiarowych przyrządów przeznaczonych do oceny jakości energii, ale tylko dla kilku parametrów podanych w aktualnej wersji normy [4]. Certyfikatu klasy A nie przyznaje także szwedzkie laboratorium SP, które wykonuje badania i wydaje świadectwa kalibracyjne, uwzględniające jednak nie wszystkie wymagane parametry miernika jakości energii. Oczywiście tego typu świadectwa kalibracyjne, które przedkładają niektóre firmy, nie mogą być traktowane jako certyfikaty, a tym bardziej na ich podstawie nie można wyrokować o właściwościach produktów innych producentów. Należy zapytać: jaka jest przyczyna takiej sytuacji? Otóż mimo już kilkunastoletniego rozwoju i wprowadzania kolejnych zmian w normach dotyczących jakości energii do tej pory nie opracowano normy określającej metodologię weryfikacji właściwości pomiarowych odnośnych przyrządów. W najbliższej przyszłości sytuacja ulegnie zapewne zmianie, ponieważ opracowywany jest zbiór norm IEC 62586 „Power Quality Measurements in Power Supply Systems” (Pomiary jakości energii w systemach zasilających), określający zakres i zasady przeprowadzania testów funkcjonalnych urządzeń przeznaczonych do oceny jakości energii. Od drugiej połowy 2012 roku dostępne są wstępne wersje norm z tej grupy. Część pierwsza [10] podaje wymagania dla przyrządów do oceny JEE, a część druga określa zestaw testów funkcjonalnych i wymagań dotyczących niepewności pomiarów [11]. W tym kontekście nasuwa się kolejne pytanie: czy i kiedy w naszym kraju jakiekolwiek laboratorium zechce uzyskać akredytacje i będzie wykonywać badania zgodności klasy A, z możliwością wydania certyfikatu? Na problemy wynikające z braku takiej jednostki wskazywaliśmy już we wcześniejszych publikacjach w prasie technicznej [12]. 3. Wymagania stawiane urządzeniom do pomiaru JEE 3.1. Wpływ lokalizacji urządzeń i zmian w normach Przedstawiając wymagania dla urządzeń przeznaczonych do monitoringu i analizy jakości energii elektrycznej, skoncentrujemy się na właściwościach niezbędnych i istotnych dla efektywnego zastosowania tych urządzeń w spółkach dystrybucyjnych i przesyłowych. Urządzenia przeznaczone dla tej grupy użytkowników są instalowane w polach rozdzielni elektroenergetycznych, zatem muszą spełniać wymagania dotyczące odporności na warunki środowiskowe, określone dla tego typu lokalizacji. W tym zakresie właściwe wydaje się przyjęcie zestawu norm z grupy PN-EN 60255, stosowanej dla zabezpieczeń cyfrowych, sterowników polowych i rejestratorów zakłóceń. Warto podkreślić, że kolejne nowelizacje norm i specyfikacje bezpośrednio przekładały i przekładają się na właściwości konstrukcyjne urządzeń stosowanych do pomiarów JEE. Na przykład zmiany w normie [4] w 2009 roku ustanowiły m.in. rozszerzony zakres pomiaru napięć, zmiany zakresu pomiaru harmonicznych i interharmonicznych oraz zmianę zasad pomiarów

poziomu napięcia sygnalizacyjnego. Ta nowelizacja wprowadziła także nowe definicje wartości skutecznej jednookresowej i zmieniła wartości dopuszczalnych niepewności pomiaru dla danej klasy sprzętu pomiarowego. Powyższy fakt wiąże się również z zakresem badań typu dla tych urządzeń. Badania, które zakończono sukcesem w postaci raportu poświadczającego zgodność z klasą A (ale nie certyfikatem tej klasy dla całej grupy wyrobów!), bezwzględnie należy ponowić dla rozszerzonych funkcjonalności. Oczywiste jest bowiem, że zmiana algorytmów niezbędna dla wyznaczenia nowego parametru może oddziaływać na inne wielkości. 3.2. Nowe właściwości funkcjonalne Na przestrzeni kilku ostatnich lat daje się zauważyć znaczący wzrost wymagań funkcjonalnych wobec grupy urządzeń pomiarowych służących do oceny JEE, instalowanych w podstacjach elektroenergetycznych. Obecnie zakłada się, że te urządzenia, oprócz wykonywania wszystkich pomiarów wymaganych do oceny JEE w klasie A, będą mierzyły parametry prądów i mocy według specyfikacji [7]. Ponadto oczekuje się bardzo wysokiej dokładności pomiaru mocy i energii, wykraczającej poza wymogi normy [4]. Podstawową funkcjonalnością staje się rejestrowanie zdarzeń związanych z przekroczeniami konkretnych parametrów. Implikuje to wbudowanie do analizatora odpowiednich możliwości parametryzacji wyzwolenia rejestracji. Mogą to być stosunkowo proste zależności, powiązane z czasem trwania i progiem wyzwolenia zaburzenia, lub bardziej rozbudowane logiki, określające warunki wyzwolenia w odniesieniu do trendów, pochodnych zmian i koincydencji z warunkami wynikającymi ze stanu wejść dwustanowych. Analizatory JEE stają się stopniowo swoistymi rejestratorami zakłóceń z wbudowaną możliwością wyznaczania i obliczania parametrów niezbędnych do oceny JEE. Zwłaszcza że wymaga się wobec nich także lokalnej archiwizacji zdarzeń. Oczekuje się także, aby można było wybrać format danych, w jakim urządzenia te je przekazują. Z reguły zakłada się, że będzie to format Comtrade lub PQDIF. Kolejne wyzwanie konstrukcyjne wobec analizatorów JEE, związane z wprowadzaniem funkcji rejestracji, to konieczność synchronizacji pracy urządzeń względem czasu astronomicznego w taki sposób, aby można było porównywać zapisy z różnych lokalizacji. Zalecana dokładność takiej synchronizacji dla rejestrowanych przebiegów analogowych powinna być mniejsza niż 40 mikrosekund. Przykładem spełnienia powyższych wymagań może być modułowy analizator jakości energii przedstawiony na rys. 1. Prezentowane urządzenie może być wyposażone w jeden lub dwa synchronicznie pracujące moduły oceny JEE, z których każdy skonfigurowano do oceny jakości energii na podstawie pomiarów czterech napięć i czterech prądów w każdym module. Wejścia prądowe są przystosowane do pomiaru przetężeń. Analizator jest wyposażony w cztery światłowodowe łącza sieciowe w standardzie wielomodowym lub

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 18–23

Rys. 1. Analizator jakości energii SO52v11-eME-2, wyposażony w dwa równolegle pracujące moduły oceny JEE na podstawie pomiarów czterech napięć i czterech prądów w każdym module. Wykonanie stacjonarne dla wszystkich typów pól pomiarowych

Rys. 2. Lokalizacja urządzeń we wdrażanym SMJEE

jednomodowym, które można wykorzystać do komunikacji z innymi systemami. W grudniu 2012 roku wykonano w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie badania tego typu analizatora. Raport wieńczący dzieło potwierdzał zgodność właściwości pomiarowych z klasą A dla synchronicznych pomiarów w obu modułach. Warto dodać, że testy przeprowadzono zgodnie ze wspomnianymi projektami norm [10 i 11], określającymi metodologię badań tego typu urządzeń.

4. Obszarowy system monitorowania i oceny jakości energii elektrycznej Wcześniej zasygnalizowane procesy, związane ze zmianami organizacyjnymi, stopniowym wdrażaniem technologii Smart Grid oraz urynkowieniem zasad dostawy energii elektrycznej, będą skłaniać przedsiębiorstwa dystrybucyjne do budowy wielkoobszarowych systemów SMJEE, przeznaczonych do analizy parametrów JEE zgodnie z najnowszymi normami i rozporządzeniami. Przykładem takiego podejścia może

być system wdrożony w jednym z oddziałów terytorialnych dużej spółki energetycznej w południowej Polsce. Pierwszy etap prac rozpoczęto w listopadzie 2011 roku i zakończono w kwietniu 2012 roku uruchomieniem systemu złożonego z serwera jakości energii (SJE) i 23 analizatorów, zainstalowanych na podstacjach. System rozbudowano jesienią 2012 roku, instalując kolejne urządzenia. Zakończenie budowy systemu, obejmującego docelowo 52 urządzenia, było planowane na kwiecień 2013 roku. Na mapie z rys. 2 pokazano lokalizację zainstalowanych urządzeń. System będzie mierzył parametry i oceniał jakość energii w 62 polach, ponieważ inwestor zdecydował się na zainstalowanie kilku urządzeń dwukanałowych. Część obiektowa systemu, którego strukturę pokazano na rys. 3, składa się z analizatorów typu SO52v11-eME, instalowanych w polach pomiarowych rozdzielni. Wykonują one wszystkie niezbędne pomiary i ich agregacje zgodnie z wymaganiami norm [3, 4]. Rejestrowane są przebiegi napięcia i prądu podczas przerw, zapadów oraz wzrostów napięcia i prądu. Istnieje także możliwość definiowania zdarzeń i tym samym wykonania rejestracji podczas przekroczeń wskaźnika asymetrii, wzrostu zawartości harmonicznych, zmiany częstotliwości oraz innych zaburzeń. Analizatory, poprzez korporacyjne, światłowodowe łącza w technologii Ethernet, na bieżąco dostarczają dane do zdalnego serwera SJE, który je gromadzi i analizuje. Jeśli na przykład z powodu przerwania łącza dane nie mogą być transmitowane, to są one buforowane w pamięci wewnętrznej analizatora. Dane zostaną samoczynnie doczytane po wznowieniu połączenia. W przyjętym rozwiązaniu transmisja Ethernet nie wprowadza ograniczeń dotyczących zakresu i ilości przekazywanych danych, w przeciwieństwie do stosowanej w wyjątkowych wypadkach transmisji GPRS. Każdy z analizatorów może także przekazywać online dane o bieżących wartościach monitorowanych parametrów energii do systemu sterowania i nadzoru (SSiN), w osobnym kanale transmisyjnym, w dowolnym protokole komunikacyjnym. Serwer SJE w czasie rzeczywistym odczytuje dane z oddalonych analizatorów i wykonuje stosowne agregacje i obliczenia. Efektem działania warstwy przetwarzania są wykresy i raporty, zdalnie dostępne w technologiach internetowych. Raporty oraz informacje o zdarzeniach mogą być automatycznie rozsyłane poprzez powiadomienia e-mail, zgodnie ze zdefiniowanymi listami odbiorców. Dane mogą być także przekazywane do systemu stacyjnego. 5. Kierunki rozwoju 5.1. Transmisja danych Obecnie protokoły transmisyjne i formaty danych, stosowane w SMJEE, nie są znormalizowane. Standaryzacja w tym zakresie dawałaby możliwość łatwej integracji urządzeń różnych producentów. Trudno określić przyszłość formatu PQDIF, który został przyjęty tylko przez niektórych producentów. Być może urządzenia JEE będą musiały transmitować dane w kilku formatach, w zależności od ich przeznaczenia i odbiorcy. Należy prawdop o dobnie przyjąć, że w związku z wprowadzaniem funkcji

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 18–23

Rys. 3. Struktura systemu SYNDIS PQ. Urządzenia zainstalowane w polach pomiarowych komunikują się z serwerem JEE poprzez korporacyjną sieć Ethernet. Dane są przekazywane w formacie COMTRADE lub PQDIF. Serwer udostępnia wielu użytkownikom raporty, wykresy trendów, zdarzenia, pomiary online poprzez mechanizm przeglądarki www

może taką funkcję mogłyby także realizować serwery SJE. Niektóre z dostępnych urządzeń mogłyby tę funkcję już obecnie wykonywać. Za takim podejściem przemawia również fakt, że urządzenia wyznaczające synchrofazory na danym obszarze muszą posiadać synchronizowane pomiary. Tego typu synchronizacja jest także wymagana do oceny jakości energii, zwłaszcza po wprowadzeniu funkcji rejestracji zaburzeń. Synchronizacja jest możliwa za pomocą wbudowanych układów odbioru sygnału GPS, który można wykorzystywać do synchronizacji urządzeń z dokładnością lepszą niż 1 mikrosekunda. Synchronizację na wymaganym poziomie można także zrealizować w protokole sieciowym PTP. Wymaga to instalacji odpowiedniej infrastruktury sieciowej, obejmującej switche, routery, serwery PTP, co może powodować zwiększenie kosztów. Rys. 4. Szybkie zaburzenia w sieci trójfazowej, zarejestrowane analizatorem SO52v11-eME. Jest widoczne przekroczenie powyżej poziomu 800 V, o czasie trwania 1,5 ms, które wywołało uszkodzenie zasilanego urządzenia

rejestracji do analizatorów JEE w coraz szerszym zakresie będą one wykorzystywane w taki sam sposób jak klasyczne rejestratory zakłóceń. Wiąże się z tym wymóg udostępniania zapisów w formacie Comtrade, który jest standardem w tego typu zastosowaniach. 5.2. Urządzenia wielokanałowe Interesujące walory aplikacyjne mogą zyskać urządzenia wielokanałowe, synchronicznie realizujące pomiary i ocenę jakości energii w wielu kanałach pomiarowych. Za pomocą już dostępnych tego typu urządzeń można na przykład, realizując synchroniczne pomiary po obu stronach transformatora, jednoznacznie wskazać charakter i źródło zaburzeń. Zapisy z takich urządzeń dają wystarczające możliwości analizy i oceny zakresu przenoszenia zjawisk oraz zdarzeń sieciowych na stronę wysokiego napięcia transformatorów, w miejscach przyłączenia farm wiatrowych i innych źródeł odnawialnych. Mogłyby one także uzupełniać systemy monitoringu transformatorów

w zakresie oceny wpływu harmonicznych na pracę transformatora. 5.3. Rejestracja zaburzeń szybkozmiennych Analizatory powinny mieć możliwość wyposażenia w karty pomiarowe, przeznaczone do wykrywania i rejestracji zaburzeń szybkozmiennych transients i udarów typu surge o charakterystyce 1/50 μs. Umożliwia to na przykład identyfikację przyczyn uszkodzeń przekształtników tyrystorowych. Na rys. 4 pokazano przebiegi odkształcone, zarejestrowane w tego typu instalacji, w jednym z dużych zakładów chemicznych. 5.4. Wyznaczanie synchrofazorów Kolejne istotne rozszerzenie funkcjonalności analizatorów JEE wiązałoby się z implementacją w nich algorytmów wyznaczania synchrofazorów. Wyznaczone wielkości można by przesyłać do wydzielonych koncentratorów, przeprowadzających analizę stabilności sieci energetycznej. Być

5.5. Standard PN-EN 61850 Nieodzowny staje się wymóg integracji analizatorów JEE w ramach systemów automatyki stacyjnej (SAS), aby zapewnić ich współpracę z SAS zgodnie z zaakceptowanym standardem PN-EN 61850. W części 7–4 tego standardu [13], w punkcie 5.12 zdefiniowane są węzły logiczne dotyczące jakości energii. Opisują one sposób udostępniania zdarzeń dotyczących zmian częstotliwości, szybkich zaburzeń typu transients dla prądów, asymetrii prądów, szybkich zaburzeń i asymetrii napięć. Węzły te agregują informacje na temat rodzaju zaburzenia, początku, wielkości i czasu trwania. 6. Wnioski Na przestrzeni kilkunastu lat daje się zauważyć rozwój i wzrost znaczenia nie tylko pojedynczych instalacji, ale także zintegrowanych systemów oceny jakości energii. Obecnie te tendencje są implikowane coraz szerszym wprowadzaniem technologii Smart Grid. Należałoby w najbliższym czasie utworzyć w Polsce akredytowane laboratorium, które mogłoby przeprowadzać badania i potwierdzać właściwości przyrządów klasy A. Taka jednostka wykonywałaby również

W. Gil, P. Wronek | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 18–23

niezbędne kalibracje odnośnych przyrządów pomiarowych, potwierdzone świadectwami kalibracyjnymi. Obserwuje się wzrost wymagań funkcjonalnych wobec analizatorów jakości energii. Oczekuje się coraz lepszych charakterystyk pomiarowych i rozbudowanych cech funkcjonalnych, związanych z wielokierunkową transmisją danych i funkcjami rejestracji. Urządzenia te mają łączyć w sobie cechy wysokiej klasy aparatury pomiarowej i rejestratorów zakłóceń. Należy spodziewać się dalszego wzrostu wymagań wobec analizatorów JEE, obejmujących wprowadzanie kilku synchronicznych kanałów pomiarowych, możliwości wyznaczania synchrofazorów i powiązania z SAS za pomocą standardu PN-EN 61850. Bibliografia 1. Stanescu C., Postolache P., Widmir J., The Romanian TDO’s Power Quality Monitoring System and Smart Grids Component, C4-101, CIGRE 2012.

2. Szczepański T., Rączka J., Monitoring i analiza jakości energii elektrycznej w systemie przesyłowym, Elektroenergetyka, 2012, nr 1–2. 3. PN-EN 50160:2010, Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. 4. P N - E N 61000-4-30:2011, Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC), część 4–30, Metody badań i pomiarów, Metody pomiaru jakości energii. 5. Rozporządzenie ministra gospodarki „W sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego”, 4 maja 2007. 6. PN-EN 61400-21:2009, Pomiar i ocena parametrów jakości energii dostarczanej przez turbozespoły wiatrowe przyłączone do sieci elektroenergetycznej, PKN. 7. A n a l i z a t o r y Ja k o ś c i E n e r g i i , Standardowe Specyfikacje Techniczne, PSE Operator, maj 2011. 8. PN-EN 62053-22:2006, Urządzenia do pomiarów energii elektrycznej prądu

przemiennego. Wymagania szczegółowe, część 22. Liczniki statyczne energii czynnej klas 0.2S i 0.5S, PKN. 9. PN-EN 45011:2000, Wymagania ogólne dotyczące jednostek prowadzących systemy certyfikacji wyrobów, PKN. 10. I E C 6 2 5 8 6 - 1 , Powe r Q u a l it y Measurements in Power Supply Systems, part 1, Power Quality Instruments, IEC official draft, 2012. 11. IEC 62586-2, Power Quality Measurements in Power Supply Systems, part 2, Functional Tests and Uncertainty Requirements, IEC official draft, 2012. 12. Gil W., Syndis PQ a jakość energii elektrycznej w spółkach przesyłowych i dystrybucyjnych. Pomiary Automatyzacja Kontrola, wrzesień 2012. 13. I E C 61850-7-4:2010(E), Communication networks and systems for power utility automation, part 7–4, Basic communication structure. Compatible logical node classes and data object classes.

Wiesław Gil

mgr inż. MIKRONIKA e-mail: wieslaw@mikronika.com.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej (1983). Zatrudniony w Mikronice (1985), obecnie jako główny konstruktor. Zajmuje się konstrukcją urządzeń automatyki stacyjnej. Kierował opracowaniem i wdrażaniem systemu monitoringu transformatorów, a ostatnio rozwojem urządzeń i systemów do oceny jakości energii.

Przemysław Wronek

mgr inż. MIKRONIKA e-mail: wronek@mikronika.com.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej o specjalności metrologia (1980). Jeden z założycieli Mikroniki (1983), obecnie wiceprezes nadzorujący sprawy techniczne. Zajmuje się tworzeniem założeń oraz nadzorem rozwoju oraz aplikacji systemu sterowania i nadzoru SYNDIS w zakresie oprogramowania i sprzętu.

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 29–34

Laboratory Test Results for the Travelling Wave Fault Location Scheme

Authors Krzysztof Glik Désiré D. Rasolomampionona

Keywords fault location, HV line, wavelet transform

Abstract The article describes the travelling wave fault location algorithm for high voltage lines based on wavelet transform. The algorithm is implemented in a prototype and tested in the laboratory. The article presents the hardware and software part of a travelling wave fault locator, methodology and test results.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014103

1. Introduction

IL2_A

IL1_A

IL3_B

IL2_B

IL1_B

Ch .2

Ch .1

Ch .3

Ch .2

Ch .1

The travelling wave location is based on measurement of currents in three phases at HV line’s both end by two separate devices (Fig. 1). The intermediary current transformer is adjusted to the secondary current of the main current transformer and is characterized by an increased bandwidth. The two devices (PC A and PC B with their analogue – digital cards) can be synchronised by a GPS system. The GPS receiver generates PPS synchronization signal that is transmitted to the input that triggers the analogue-to-digital card’s sampling. Each current is processed at a frequency of 1 MHz. The samples are then analysed by the locator’s algorithm, and in case of disturbance detection their specified range is saved in the memory of the two computers.

Ch .3

2. Hardware

IL3_A

When a short circuit occurs, the time of arrival of the waves Accurate fault location in a HV line allows for quick recovery of its to the two opposite substations is transmitted between the operation, which increases the power system security and reli- two computers in order to determine the exact fault location. ability. The travelling wave fault location is more accurate than The communication is via a serial link. The user can supervise commonly used impedance methods. This accuracy is particu- the device and view the results of its operation on the interface larly good for a fault with high fault resistance in a HV line with presented in section 3.2. serial compensation or two circuits, which is why the subject has aroused significant interest [1, 2]. Issues related to operGPS GPS ating experiences with travelling wave locators are described in antenna antenna the literature [3–7]. Laboratory tests of such locators are rarely PPP PPP PPP PPP PPP PPP discussed [8], while only thorough laboratory tests of the device allows for its reliable operation at various types of faults in HV GPS GPS receiver receiver lines. The main problem in its laboratory testing is generation of Communica on A/D card A/D card PPS PPS a high-frequency (1–1.5 MHz) signal with an appropriate slope shape and rise time. The equipment used to test conventional PC (A) PC (B) locators/power system protections (for example Omicron CMC, which is used for protections testing [9]); can generate a signal up to a few kHz, which is why it was necessary to set up a new Fig. 1. Block diagram of the wave travelling fault locator, PPP – intermetest bench. diary CT, PPS (Pulse Per Second) – synchronisation signal

3. Software 3.1. Fault location algorithm The localization algorithm presented in article [10] in the device, the block diagram of which is depicted in Fig. 1. The location based on measurement of the three phase currents at both sides of the HV line, and then 0, α, β transformation is performed. For wave phenomena analysis the symmetrical components are not transformed, due to the nature of wave phenomena described by instantaneous voltages and currents, which can not be converted to their positive, negative, and neutral components. However, transformation matrices, i.e. Clarke matrix, which 29

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 29–34

consists of elements which are not complex numbers (as in the case of the transformation of symmetrical components) were applied. Upon the 0, α, β conversion, diagonal components are obtained, which are then subject to continuous wavelet transform. The algorithm is based on biorthogonal 3.3 wavelet, where the coefficients of the second wavelet decomposition level (frequency range 125–250 kHz for sampling frequency 1 MHz) are used. The wavelet transform is implemented by the Mallat algorithm [11]. The algorithm presented in [10] uses wavelet transform for the fault detection and classification, whereas the prototype device detects and classifies on the basis of the periodic component, while the location itself is based on wavelet transform. This is mainly because of the assumption that at the prototype’s first trials the most important was the correct fault detection, which at this stage of the test seemed more attainable using conventional methods.

Fig. 4. Graphic interface, FLMZ event records

3.2. User interface The graphic interface was implemented using the Visual Studio 2008 environment and object-oriented programming language C#. In the programme’s first window the measurement card, sampling channel, measurement range, and sampling frequency are selected (Fig. 2).

Fig. 2. Graphic interface, FLMZ configuration

In the next window the input signals are monitored in real time in all available channels (Fig. 3).

All detected faults are then saved in the database (Fig. 4), with the option of their subsequent analysis and viewing their waveforms. Waveform offline viewing was implemented using a ZedGraph library.

4. The first test setup The first test setup allows pre-testing the locator’s travelling wave scheme performance. What’s important - this setup allows checking whether the current transformer properly carries high frequencies, and does not distort the wave’s front face. Another important aspect is the possibility to check the software that is dedicated to the locator, and is designed to visually render and record the waveforms after the fault detection. The signal from a fault simulated using a 9 V battery is transmitted through the intermediary CT simultaneously to the inputs of the two synchronized analogue-to-digital cards. Such a test method has been used by Qualitrol for testing the TWS Mark VI locator [12]. Interestingly, the other wave locator manufacturer, Kehui Electric, declares that it does not carry out laboratory checks of its GX-2000 locator. The test setup is very similar to that shown in Fig. 1. The only difference is the battery that is located on the primary side of the intermediate CTs provided for devices A and B. Fig. 5 shows the pulse recorded by device A. In device B the pulse will appear delayed by not more than 1 ms, which corresponds to the standard GPS synchronization error. Such checks had been repeatedly performed for all phases, which verifies the correct selection of the travelling wave fault location scheme’s components.

5. The second test setup 5.1. Block diagram

Fig. 3. Graphic interface, FLMZ waveform online 30

The second test setup uses samples obtained after a fault simulated in the PSCAD/EMTDC programme (for simulation of electromagnetic transient components). The purpose of the following analysis was to examine the algorithm’s response to an arcing fault. A primary arc resulting from an arcing fault, turning into an earth fault, was modelled. The secondary arc, associated with circuit

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 29–34

(1)

where: g – equivalent conductance of primary arc, G – static conductance of arc, τp – time constant of arc burning process. It was assumed that: u = 15 V/cm, characteristic unit arc voltage, RŁuk = 10–5 Ω/cm, characteristic unit arc resistance, lŁuk = 400 cm, electric arc length.

(2)

Fig. 5. FLMZ waveform offline, pulse from battery

It was assumed that: α – 2,5 • 10-5, constant parameter, Ip – 15000 A, assumed peak arc current.

PSCAD/ EMTDC PC RAM

GPS antenna

A/D card

PPS

PC (A)

GPS antenna Ch .1

Communica on

Ch .2

A/D card

Ch .3

Ch .1

Ch .3

PPS

Ch .2

PPS

GPS receiver

PC RAM

GPS receiver

(3)

a1 = e-T/τp, T – modelling step (4)

PPS

PC (B)

Fig. 6. Block diagram of the second test setup

breaker opening in the line, would not affect the travelling wave algorithm, and therefore was not considered. Samples obtained from PSCAD/EMTDC programme were saved in computer memory (PC RAM), and then used in the algorithm for the two synchronized devices. Samples are entered upon a trigger signal (PPS) appearance on the analogue-to-digital card’s synchronisation input. A diagram of the test setup is presented in Fig. 6.

5.2. The system model In order to properly analyse wave phenomena, and to check the travelling wave fault detection, classification, and location algorithm’s performance, a system composed of the following elements: equivalent source – HV lines – equivalent source was modelled. The system shown in Fig. 9 consists of three three-phase 220 kV lines with lengths lG1-A = 70 km, lA-B = 100 km, lB-G2 = 150 km, respectively. The HV lines were modelled as elements with distributed frequency-dependent parameters, while the other elements of the model (generator, substations, and transformers) were mapped as elements with concentrated parameters. It was assumed that the travelling wave fault locators were installed in substations A and B.

5.3. The arcing fault model The primary arc was modelled as a current-dependent variable resistance [13, 14].

Initial conductance at fault:

(5)

Equations 1–5 were used in the model shown in Fig. 9. The model was divided into three components, which determine the arc resistances before, after, and during the fault. The simulated fault was 30 km away from substation A, and 70 km from substation B, and the distances were changed during the laboratory tests. Fig. 7 shows the time-varying resistance of the electric arc in the fault location, which was obtained from simulation of the circuit in Fig. 9. The maximum arc resistance in the analyzed case did not exceed the limit of 25 Ω. The fault current in substation A is shown in Fig. 8. The fault occurred at time tz = 0,225 s. After this time overlapping of the high frequency signal and the current waves have been observed. Despite additional components, the waves’ shape did not change significantly, owing to which the travelling wave algorithm worked properly for this fault type. This was experimentally confirmed in section 5.4.

5.4. Algorithm results Numerous tests were carried out for different locations and angles of a single-phase L1-E arcing fault. An example waveform recorded by the device at frequency of 1 MHz is shown in Fig. 10. The algorithm results for a single-phase fault are shown in Fig. 11, where the red colour indicates areas of increased fault location error. The algorithm’s erratic operation was observed for small fault angles, and correct results for virtually all remaining cases. Besides the arcing faults, the algorithm was tested for various fault types (L2-E, L1-L2, L1-L2-L3, etc.). The results were similar to simulation results presented in reference [10], which has considered 31

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 29–34

Fig. 7. Electric arc resistance, PSCAD/EMTDC

Fig. 8. Fault current in substation A after arcing fault occurrence, tz = 0,225 s, PSCAD/EMTDC

Fig. 9. Primary arc model, PSCAD/EMTDC

simulation results of the algorithm only (excluding the equipment). The proper algorithm performance resulted from the selection of a wavelet suitable for the given application, which would be the most similar to the signal’s searched-for component, and in this case corresponded to the current increase associated with electromagnetic wave propagation. Moreover, the sufficiently high scope of the analysed frequency range allowed for precise determination of the pulse in time. It is noteworthy that the optimum algorithm selection was possible through the use of computer simulations, and it has been demonstrated in this article that the algorithm is implementable on a hardware platform. 32

6. Summary The aim of the tests was to check the performance of a fault location algorithm based on wave phenomena, which would produce smaller errors than commonly used impedance fault location methods. Development of such an algorithm allows improving the power system stability due to the more effective line inspection enabled by accurate fault location. The paper describes the test bench and methodology, which allowed verifying the performance of the travelling wave fault location in the laboratory. The completed tests have confirmed the successful development of a wavelet transform – based fault location algorithm,

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 29–34

Fig. 10. Fault records, the device’s graphic interface

Fig. 11. Travelling wave algorithm results, line length: 100 km

which allows the exact location of faults in HV power lines using wave phenomena occurring there. This algorithm ensures fault location with an average error of 250 m, except in cases when the fault occurs at a voltage transition through zero (or near ±2.5°). The next step in checking the travelling wave location scheme

performance will be testing the device in real conditions, i.e. at a substation. Due to the relatively rare fault occurrences in HV lines, these tests can take a long time. The locator could be more likely checked in cases of switching operations, switching capacitor banks on, or of lightning. Events of these types are sources of 33

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 29–34

high frequency signals that can be detected by an appropriately set travelling wave locator. REFERENCES

1. Glik K. et al., Travelling wave fault location in power transmission systems: an overview, Journal of Electrical Systems 2011, No. 7, pp. 287–296. 2. Qin J., Chen X., Zheng J., Travelling wave fault location of transmission line using wavelet transform, Proceedings of IEEE Powercon Conference, 1998, pp. 533–537. 3. Gale P.F. et al., Travelling wave fault locator experience on ESKOM’s transmission network, Proc. IEE Seventh International Conference on Developments in Power System Protection, 2001, pp. 327–330. 4. Gale P.F., Stokoe J., Crossley P.A., Practical experience with travelling wave fault locators on Scottish power’s 275&400kV transmission system, Proc. Sixth IEEE International Conference on Developments in Power System Protection, 1997, pp. 192–196. 5. Xu B., Shu Z., Gale P., The application of travelling wave fault locators in China, Proc. IET 9th International Conference on Developments in Power System Protection, 2008, pp. 535–539. 6. Haffar El A., Lehtonen M., Evaluation of travelling wave fault location based on field measurements, Proc. IET 9th International Conference on Developments in Power System Protection, 2008, pp. 601–605.

7. Zimath S.L., Ramos M.A.F., Filho J.E.S., Comparison of impedance and travelling wave fault location using real faults, Proc. IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2010, pp. 1–5. 8. Zhen W. et al., Travelling wave fault location test technique and its applications using a high speed travelling wave generator, Proc. Power and Energy Engineering Conference (APPEEC 2012), 2012, pp. 1–4. 9. Kowalik R., Januszewski M., Rasolomampionona D., Problems Found During Testing Synchronous Digital Hierarchical Devices Used on Power Protection Systems, IEEE Transactions On Power Delivery 2013, No. 28 (1), pp. 11–20. 10. Glik K., Rasolomampionona D., Kowalik R., Detection, classification and fault location in HV lines using travelling waves, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, No. 1a, pp. 269–275. 11. Mallat S., A Wavelet Tour of Signal Processing, New York: Academic, 2008. 12. TWS Mk VI User Manual, Travelling Wave Fault Locator, document ID: 40-08534-02. 13. Johns A.T., Aggarwal R.K., Song Y.H., Improved techniques for modeling fault arcs on faulted EHV transmission systems, IEE – Generation, Transmission and Distribution 1994, No. 141, pp. 148–154. 14. Rosołowski E., Komputerowe metody analizy elektromagnetycznych stanów przejściowych [Computer methods for the analysis of electromagnetic transients], Wrocław 2009, p. 361.

Krzysztof Glik Warsaw University of Technology e-mail: krzysztof.glik@ien.pw.edu.pl Graduated as M.Sc. from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2009). Now a PhD student at the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology, and a researcher at CJR Polska. His main professional interests relate to travelling wave fault location.

Désiré D. Rasolomampionona Warsaw University of Technology e-mail: desire.rasolomampionona@ien.pw.edu.pl Since 1994 a researcher/teacher in the Electrical Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology. He is currently the head of the Department of Power Apparatus, Protection and Control. His research interests focus mainly on issues relating to electrical power automation, power system control the operation control, and applications of telecommunications and modern information technologies in the power industry.

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 29–34

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 29–34. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wyniki testów działania układu falowej lokalizacji miejsca zwarcia w warunkach laboratoryjnych Autorzy

Krzysztof Glik Désiré D. Rasolomampionona

Słowa kluczowe

lokalizacja zwarcia, linia WN, przekształcenie falowe

Streszczenie

W artykule opisano algorytm falowej lokalizacji miejsca zwarcia w linii wysokiego napięcia (WN) oparty na przekształceniu falowym zaimplementowany w prototypie urządzenia, a następnie przetestowano w warunkach laboratoryjnych. Artykuł przedstawia opis części sprzętowej i programowej falowego lokalizatora, metodykę oraz wyniki testów.

IL3_B

IL2_B

IL1_B

PPP

Kan.3

Kan.2

Kan.1

IL1_A

PPP Kan.2

PPS

IL2_A

Odbiornik GPS

PPP Kan.3

2. Część sprzętowa lokalizatora Działanie układu falowej lokalizacji bazuje na pomiarze prądów w trzech fazach, na dwóch krańcach linii WN przez dwa oddzielne urządzenia (rys. 1). Pośredniczący przekładnik prądowy jest dostosowany do prądu wtórnego głównego przekładnika prądowego oraz charakteryzuje się zwiększonym pasmem przenoszenia. Synchronizacja dwóch urządzeń (PC A i PC B razem z kartami analogowo-cyfrowymi A/C) jest możliwa poprzez system GPS. Odbiornik GPS generuje sygnał synchronizujący PPS, który jest przesyłany na wejście wyzwalające próbkowanie karty analogowo-cyfrowej. Każdy z prądów jest przetwarzany z częstotliwością 1 MHz. Próbki są następnie analizowane przez algorytm lokalizatora i w przypadku

Antena GPS

IL3_A

1. Wstęp Dokładna lokalizacja miejsca zwarcia w linii WN pozwala na jej szybkie przywrócenie do pracy, co zwiększa bezpieczeństwo i niezawodność działania systemu elektroenergetycznego. Falowa lokalizacja miejsca zwarcia charakteryzuje się lepszą dokładnością w porównaniu z powszechnie wykorzystywanymi metodami impedancyjnymi. Dokładność ta jest szczególnie dobra dla zwarć z dużą rezystancją przejścia, dla linii WN szeregowo kompensowanych czy dwutorowych, dlatego też tematyka ta spotyka się z dużym zainteresowaniem [1, 2]. Zagadnienia dotyczące doświadczeń eksploatacyjnych falowych lokalizatorów opisano w literaturze [3–7]. Testowanie laboratoryjne takich lokalizatorów jest rzadko poruszane [8], a jedynie dokładne przetestowanie urządzenia w warunkach laboratoryjnych pozwala na niezawodne działanie przy różnych rodzajach zwarć, które występują w linii WN. Głównym problemem przy przeprowadzeniu testów laboratoryjnych jest generacja sygnału wysokoczęstotliwościowego (1–1,5 MHz), o odpowiednim przebiegu i czasie narastania zbocza. Urządzenia, które wykorzystywane są do testowania konwencjonalnych lokalizatorów/zabezpieczeń elektroenergetycznych (przykładowo Omicron CMC, który znajduje zastosowanie przy testach zabezpieczeń [9]), mogą generować sygnał do kilku kHz, dlatego też niezbędne było zestawienie nowego stanowiska testowego.

Karta A/C

Komunikacja

PC (A)

Karta A/C

Antena GPS

Odbiornik GPS PPS

PC (B)

Rys. 1. Schemat blokowy falowego lokalizatora miejsca zwarcia, PPP – pośredniczący przekładnik prądowy, PPS (ang. Pulse Per Second) – sygnał synchronizacyjny

detekcji zakłócenia określony zakres próbek jest zapisywany w pamięci dwóch komputerów. Gdy dochodzi do zwarcia, czas nadejścia fal do dwóch przeciwległych stacji jest przesyłany między dwoma komputerami w celu określenia dokładnego miejsca zwarcia. Komunikacja odbywa się za pomocą łącza szeregowego. Użytkownik może nadzorować urządzenie oraz przeglądać wyniki działania poprzez interfejs, który przedstawiono w podrozdziale 3.2. 3. Część programowa lokalizatora 3.1. Algorytm lokalizacji miejsca zwarcia W urządzeniu zaimplementowano algor ytm lokalizacyjny, przedstawiony w artykule [10]. Lokalizacja opiera się na pomiarze prądów z trzech faz po obu stronach linii WN, następnie wykonywane jest przekształcenie 0, α, β. W przypadku analizy zjawisk falowych nie stosuje się przekształcenia składowych symetrycznych, co wynika z charakteru zjawisk falowych opisywanych wartościami chwilowymi napięć i prądów, które nie mogą być przekształcane na składową zgodną, przeciwną i zerową. Zastosowanie natomiast znalazły macierze przekształcenia, tj. macierz Clarke’a, która składa się z elementów niebędących liczbami zespolonym (jak to ma miejsce w przypadku przekształcenia składowych symetrycznych). W wyniku przekształcenia 0, α, β otrzymuje się składowe diagonalne, które

następnie poddawane są przekształceniu falowemu. Algorytm opiera się na falce biortogonalnej 3.3., przy czym wykorzystywane są współczynniki drugiego poziomu dekompozycji falowej (zakres częstotliwości 125–250 kHz dla częstotliwości próbkowania 1 MHz). Przekształcenie falowe jest realizowane za pomocą algorytmu Mallata [11]. W algorytmie przedstawionym [10] do detekcji i klasyfikacji zwarcia wykorzystano przekształcenie falowe, zaś w prototypie urządzenia detekcja i klasyfikacja jest oparta na składowej okresowej, natomiast sama lokalizacja wykorzystuje przekształcenie falowe. Wynika to głównie z założenia, że przy pierwszych próbach prototypu najważniejszą kwestią jest poprawna detekcja zwarcia, co na tym etapie testów wydaje się bardziej osiągalne przy zastosowaniu konwencjonalnych metod. 3.2. Interfejs użytkownika Interfejs graficzny zrealizowano za pomocą środowiska Visual Studio 2008 i obiektowego języka programowania C#. Pierwsze okno programu pozwala na wybór karty pomiarowej, kanału próbkowania, zakresu pomiarowego oraz częstotliwości próbkowania (rys. 2). Następne okno pozwala na obserwację sygnału wejściowego na wszystkich dostępnych kanałach w czasie rzeczywistym (rys. 3).

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 29–34

4. Pierwszy układ testowy Pierwszy układ testowy pozwala na wstępne sprawdzenie działania układu falowego lokalizatora. Co ważne, można za pomocą tego układu sprawdzić, czy zastosowany przekładnik prądowy przenosi w sposób prawidłowy wysokie częstotliwości oraz nie zniekształca przedniego czoła fali. Istotną sprawą jest także możliwość sprawdzenia oprogramowania, które jest dedykowane dla lokalizatora i ma za zadanie wizualizować i zapisywać przebiegi po detekcji zwarcia. Sygnał z symulowanego zwarcia za pomocą baterii 9 V jest wysyłany jednocześnie na wejście dwóch zsynchronizowanych ze sobą kart analogowo-cyfrowych, poprzez pośredniczący przekładnik prądowy. Taką metodę badania wykorzystuje Qualitrol w przypadku lokalizatora TWS Mark VI [12]. Co ciekawe, drugi z producentów falowych lokalizatorów Kehui Electric deklaruje, że nie wykonuje sprawdzeń laboratoryjnych dla swojego lokalizatora GX-2000. Układ testowy jest bardzo podobny do tego przedstawionego na rys. 1. Jedyną różnicą jest bateria, która znajduje się po pierwotnej stronie pośredniczących przekładników prądowych przewidzianych dla urządzeń A i B. Na rys. 5 przedstawiono wynik rejestracji impulsu przez urządzenie A. Impuls w urządzeniu B pojawia się z różnicą nie większą niż 1 µs, co odpowiada standardowemu błędowi synchronizacji dla systemu GPS. Sprawdzenia takie przeprowadzono wielokrotnie dla wszystkich faz, co potwierdza poprawność dobranych elementów składowych układu falowej lokalizacji miejsca zwarcia.

Rys. 2. Interfejs graficzny, FLMZ konfiguracja

5. Drugi układ testowy 5.1. Schemat blokowy Drugi układ testowy wykorzystuje próbki otrzymane po zwarciu symulowanym w programie PSCAD/EMTDC (program do symulacji elektromagnetycznych składowych przejściowych). Celem poniższej analizy jest zbadanie, jak algorytm falowy działa przy zwarciu łukowym. Modelowany jest łuk pierwotny, który pojawia się w miejscu zwarcia doziemnego. Łuk wtórny, związany z otwieraniem wyłącznika w linii, nie będzie miał wpływu na algorytm falowy, a więc nie jest rozpatrywany. Próbki otrzymane z programu PSCAD/ EMTDC są zapisywane w pamięci komputera (PC RAM), a następnie wykorzystywane w algorytmie dwóch zsynchronizowanych ze sobą urządzeń. Próbki są wczytywane po pojawieniu się sygnału wyzwalającego (PPS) na wejściu synchronizującym karty analogowo-cyfrowej. Schemat tego układu testowego przedstawiono na rys. 6.

Rys. 3. Interfejs graficzny, FLMZ przebieg online

Rys. 4. Interfejs graficzny, FLMZ rejestr zdarzeń

Wszystkie zarejestrowane zwarcia są następnie zapisywane w bazie danych (rys. 4), z możliwością ich późniejszego analizowania i przeglądania przebiegów

czasowych. Przeglądanie przebiegów czasowych w trybie offline zrealizowano za pomocą biblioteki ZedGraph.

5.2. Model systemu W celu prawidłowego analizowania zjawisk falowych i sprawdzenia działania falowego algorytmu detekcji, klasyfikacji i lokalizacji miejsca zwarcia zamodelowano układ źródło zastępcze – linie WN – źródło zastępcze. System przedstawiony na rys. 9 składa się z trzech linii trójfazowych WN o napięciu 220 kV oraz długości l G1-A = 70 km, lA-B = 100 km, lB-G2 = 150 km. Linie WN są modelowane jako elementy o parametrach rozłożonych zależnych od częstotliwości, przy czym pozostałe elementy modelu (generator, stacje, przekładniki) są odwzorowane jako elementy o parametrach

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 29–34

skupionych. Zakłada się, że falowy lokalizator miejsca zwarcia jest zainstalowany w stacji A i B. 5.3. Model zwarcia łukowego Łuk pierwotny zamodelowano jako zmienną rezystancję zależną od prądu [13, 14].

gdzie: g p – zastępcza przewodność łuku pierwotnego, G – przewodność statyczna łuku, τp – stała czasowa procesu palenia się łuku. Przyjęto: up = 15 V/cm, charakterystyczne napięcie jednostkowe łuku, RŁuk = 10–5 Ω/cm, charakterystyczna jednostkowa rezystancja łuku, lŁuk = 400 cm, długość łuku elektrycznego.

Rys. 5. FLMZ przebieg offline, impuls z baterii

PSCAD/ EMTDC PC RAM

Antena GPS

(2)

PC RAM

Karta A/C

PPS

PC (A)

Antena GPS Kan.1

Komunikacja

Kan.2

Karta A/C

Kan.3

Kan.1

Kan.3

PPS

Kan.2

PPS

Odbiornik GPS

(1)

Odbiornik GPS PPS

PC (B)

Rys. 6. Schemat blokowy drugiego układu testowego

Przyjęto: α – 2,5 · 10-5, stały parametr, Ip – 15000 A, zakładana szczytowa wartość prądu łuku. (3) a1 =

Rys. 8. Prąd zwarciowy w stacji A po wystąpieniu zwarcia łukowego, tz = 0,225s, PSCAD/EMTDC

T – krok modelowania (4)

Wartość początkowa konduktancji w chwili zwarcia:

Rys. 7. Rezystancja łuku elektrycznego, PSCAD/EMTDC

e-T/τp,

(5)

Równania 1–5 są wykorzystane w modelu przedstawionym na rys. 9. Model ten jest podzielony na trzy części, które określają wartość rezystancji łuku przed, po i podczas trwania zwarcia. Symulowane jest zwarcie w odległości 30 km od stacji A oraz 70 km od stacji B, przy czym odległości te są zmieniane podczas testów laboratoryjnych. Na rys. 7 przedstawiono zmienną w czasie rezystancję łuku elektrycznego występującego w miejscu zwarcia, którą otrzymano w wyniku symulacji układu z rys. 9. Maksymalna wartość rezystancji łuku dla analizowanego przypadku nie przekracza granicy 25 Ω. Prąd zwarciowy w stacji A przedstawiono na rys. 8. Zwarcie zachodzi w chwili tz = 0,225 s. Można zaobserwować po tym czasie nakładanie się wysokoczęstotliwościowego sygnału na fale prądowe. Mimo dodatkowych składowych kształt fal nie zmienia się znacząco, dzięki czemu algorytm falowy działa poprawnie dla tego typu zwarć. Potwierdzono to doświadczalnie w podrozdziale 5.4. 5.4. Wyniki działania algorytmu Zrealizowano liczne testy, dla różnej odległości miejsca zwarcia i kąta dla zwarcia jednofazowego L1-E łukowego. Przykładowy przebieg zarejestrowany przez urządzenie z częstotliwością 1 MHZ przedstawiono na rys. 10. Wyniki działania algorytmu dla zwarcia

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 29–34

Rys. 9. Model łuku pierwotnego, PSCAD/EMTDC

Rys. 10. Wyniki rejestracji zwarcia, interfejs graficzny urządzenia

Rys. 11. Wyniki działania algorytmu falowego, długość linii: 100 km

jednofazowego przedstawiono na rys. 11, gdzie czerwony kolor oznacza obszary o zwiększonym błędzie lokalizacji miejsca zwarcia. Można zaobserwować błędne działanie algorytmu dla małych kątów zwarcia oraz poprawne wyniki dla praktycznie wszystkich pozostałych przypadków. Oprócz zwarć łukowych przetestowano algorytm dla różnych typów zwarć (L2-E, L1-L2, L1-L2-L3 itd.), przy czym uzyskano wyniki zbliżone do wyników symulacyjnych, które przedstawiono w publikacji [10], gdzie uwzględniono jedynie wyniki symulacyjne algorytmu (bez uwzględnienia sprzętu). Prawidłowe działanie algorytmu wynika z doboru odpowiedniej falki do danego zastosowania, która będzie najbardziej podobna do poszukiwanej składowej sygnału, a w tym przypadku odpowiada wzrostowi prądu związanemu z propagacją fali elektromagnetycznej. Co więcej, odpowiednio wysoki zakres rozpatrywanego zakresu częstotliwości pozwala na precyzyjne określenie danego impulsu w czasie. Warto zauważyć, że dobór optymalnego algorytmu był możliwy dzięki wykorzystaniu komputerowych symulacji, przy czym w tym artykule udowodniono, że algorytm jest możliwy do zaimplementowania na platformie sprzętowej. 6. Podsumowanie Celem testów było sprawdzenie działania algorytmu lokalizacji miejsca zwarcia opartego na zjawiskach falowych, który będzie się charakteryzował mniejszymi błędami w porównaniu z obecnie powszechnie używanymi metodami impedancyjnymi lokalizacji miejsca zwarcia. Opracowanie takiego algorytmu pozwala na poprawę stabilności systemu elektroenergetycznego ze względu na bardziej efektywną inspekcję linii, która może być przeprowadzona dzięki dokładnej lokalizacji miejsca zwarcia. W artykule opisano stanowisko testowe i metodologię badań, które pozwoliły na sprawdzenie działania układu falowej lokalizacji miejsca zwarcia w warunkach laboratoryjnych. Przeprowadzone testy potwierdzają, że udało się opracować algorytm lokalizacji miejsca zwarcia oparty na przekształceniu falowym, pozwalający na dokładną lokalizację zwarć w liniach elektroenergetycznych WN z wykorzystaniem występujących w nich zjawisk falowych. Algorytm ten zapewnia lokalizację miejsca zwarcia ze średnim błędem 250 m, wyłączając przypadki, gdy zwarcie zachodzi przy przejściu napięcia przez zero (lub w pobliżu: ±2,5°). Kolejnym krokiem w sprawdzeniu działania układu falowej lokalizacji będzie testowanie urządzenia w rzeczywistych warunkach, tzn. na stacji elektroenergetycznej. Ze względu na stosunkowo rzadkie występowanie zwarć w liniach WN badania te mogą trwać długo. Z większym prawdopodobieństwem możliwe będzie sprawdzenie lokalizatora w wypadku wystąpienia operacji łączeniowych, załączania baterii kondensatorów czy przy występowaniu wyładowań atmosferycznych. Tego typu zdarzenia są źródłem sygnałów o wysokiej częstotliwości, które mogą być wykryte przez odpowiednio nastawiony falowy lokalizator.

K. Glik, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 29–34

Bibliografia 1. Glik K. i in., Travelling wave fault location in power transmission systems: an overview, Journal of Electrical Systems 2011, No. 7, s. 287–296. 2. Qin J., Chen X., Zheng J., Travelling wave fault location of transmission line using wavelet transform, Proceedings of IEEE Powercon Conference, 1998, s. 533–537. 3. Gale P.F. i in., Travelling wave fault locator experience on ESKOM’s transmission network, Proc. IEE Seventh International Conference on Developments in Power System Protection, 2001, s. 327–330. 4. Gale P.F., Stokoe J., Crossley P.A., Practical experience with travelling wave fault locators on Scottish power’s 275&400kV transmission system, Proc. Sixth IEEE International Conference on Developments in Power System Protection, 1997, s. 192–196.

5. Xu B., Shu Z., Gale P., The application of travelling wave fault locators in China, Proc. IET 9th International Conference on Developments in Power System Protection, 2008, s. 535–539. 6. Haffar El A., Lehtonen M., Evaluation of travelling wave fault location based on field measurements, Proc. IET 9th International Conference on Developments in Power System Protection, 2008, s. 601–605. 7. Zimath S.L., Ramos M.A.F., Filho J.E.S., Comparison of impedance and travelling wave fault location using real faults, Proc. IEEE PES Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2010, s. 1–5. 8. Zhen W. i in., Travelling wave fault location test technique and its applications using high speed travelling wave generator, Proc. Power and Energy Engineering Conference (APPEEC 2012), 2012, s. 1–4. 9. Kowalik R ., Janusze wski M., Rasolomampionona D., Problems Found During Testing Synchronous Digital

Hierarchical Devices Used on Power Protection Systems, IEEE Transactions On Power Delivery 2013, No. 28 (1), s. 11–20. 10. Glik K., Rasolomampionona D., Kowalik R., Detection, classification and fault location in HV lines using travelling waves, Przegląd Elektrotechniczny 2012, nr 1a, s. 269–275. 11. Mallat S., A Wavelet Tour of Signal Processing, New York: Academic, 2008. 12. TWS Mk VI User Manual, Travelling Wave Fault Locator, document ID: 40-08534-02. 13. Johns A.T., Aggarwal R.K., Song Y.H., Improved techniques for modeling fault arcs on faulted EHV transmission systems, IEE – Generation, Transmission and Distribution 1994, No. 141, s. 148–154. 14. Rosołowski E., Komputerowe metody analizy elektromagnetycznych stanów przejściowych, Wrocław 2009, s. 361.

Krzysztof Glik

mgr inż. Politechnika Warszawska e-mail: krzysztof.glik@ien.pw.edu.pl Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (2009). Obecnie jest doktorantem w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej oraz pracuje w CJR Polska. Jego główne zainteresowania zawodowe dotyczą falowej lokalizacji miejsca zwarcia.

Désiré D. Rasolomampionona

dr hab. inż. prof. PW Politechnika Warszawska e-mail: desire.rasolomampionona@ien.pw.edu.pl Od 1994 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki. Obecnie jest kierownikiem Zakładu Aparatów i Automatyki Elektroenergetycznej. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się głównie wokół problemów dotyczących automatyki elektroenergetycznej, sterowania pracą systemu elektroenergetycznego oraz zastosowania telekomunikacji i nowoczesnych technik informatycznych w elektroenergetyce.

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

The Construction and Operation of Some Examples of Merging Unit

Authors Kamil Gontarz Ryszard Kowalik Désiré D. Rasolomampionona Marcin Januszewski

Keywords IED, IEC 61850, protection automation devices

Abstract The paper describes schemes of modern digital protection automation devices using Ethernet technology as the main medium of exchange of information, which allows building a communication architecture for a power system, using all aspects of the IEC 61850 standard.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014104

1. Introduction In recent years there has been a change in the technologies used to develop power system protection and control systems. Analogue solutions are gradually replaced by microprocessor systems of incomparably greater functional capabilities. Equally big has been the leap in the area of communication with automation devices, which has enabled development of systems of local and remote supervision of devices and power substations controlled by them. More and more devices in automatic control systems are now equipped with communication ports to exchange data transfer rate of 10 or 100 Mb/s, which allows transferring more and more extended data structures, using complex communication protocols, within a dozen or so milliseconds. Data to be exchanged is usually provided with time tags, the precision of which, due to the use of GPS, may reach a fraction of a microsecond. Analyses of the recent development of power system automatic control schemes and devices show that the new opportunities emerging in the field of power automation systems closely depend on functional properties of the automation devices and communication systems therein applied. In such a situation the power industry is on the threshold of changes associated with simplification of substation wiring, unification of access to data available in microprocessor devices, and development of new automation systems based on new engineering solutions using these technologies (Ethernet/ Intranet, GPS and advanced communication protocols). To meet these requirements the International Electrotechnical Commission developed the IEC 61850 standard. The standard is in a sense a concept that describes how to design and build power systems. It defines power system as a model consisting of object models of devices interconnected into a network. The IEC 61850 standard requires high bandwidth and low-latency transmission. 40

Typical serial interfaces such as RS232/422/485, previously used in power systems, do not meet the IEC 61850 requirements. It was not until the introduction of Ethernet technology to power engineering facilities that a communication platform might have been developed to utilise aspects of the IEC 61850 standard. The observed change in technology means that currently used substation automation devices in the future will no longer be attractive for the power industry as unsuitable for new systems. This will create the need to buy new devices, which, in terms of applied standards, communication protocols, and measurement and synchronization systems, will be much more complex than the existing ones. For this reason, the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology has developed modern devices that meet the industry’s new requirements. The devices described in this paper have been engineered in the course of implementing the research project “Intranet-enabled power system automation devices of new generation”, commissioned by the Ministry of Science and Higher Education in the framework of MNiSW 0492/R/T02/2007/03 programme. They are constantly developed and improved.

2. BICONIC device design The design of the first version of the IED device, tentatively coded BICONIC, is based on an industrial ARM9 computer. ARM9 microcontrollers can be used in this type of equipment because they have adequate immunity to electromagnetic interference and computing power, Ethernet connectivity, and do not deal with signals (voltages and currents) from secondary circuits. The device is provided with binary inputs and outputs interoperable with existing conventional devices, so it can therefore be used without intervention in the configuration of a substation’s primary circuits. The IED BICONIC controller has been designed based on

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

an embedded computer that is a miniserver with digital inputs and outputs and communication interfaces enabling control, monitoring, and remote supervision of power facilities. The embedded computer concept allowed for the development of a multi-function controller with all necessary interfaces (Ethernet in particular), and with digital object inputs and outputs, through which the device controls supervised facilities. The BICONIC controller was developed using a modular design consisting of a CPU, binary output and binary input module. A block diagram of a BICONIC controller is shown in Fig. 1.

PROCESSOR MODULE

FLASH

SPI

LEDs

POWER

GPIO

Ethernet RS232

MMNet1001

RJ45 connector

CENTRAL PROCESSOR UNIT (MOTHERBOARD)

SYSTEM BUS

TERMINAL BLOCK

POWER SUPPLY

TERMINAL BLOCK

SYSTEM BUS

BINARY OUTPUT UNIT

SYSTEM BUS

BINARY INPUT UNIT

modern ARM9 system makes the processor module an efficient and energy-saving platform that doesn’t dissipate too much heat. The computer is provided with 1 GB NAND Flash and 64 MB SDRAM, which is sufficient for the proper operation of the Linux operating system along with the IEC 61850 server by Tama Rack (now Triangle MicroWorks, Inc.). In order to adjust the computer to the device’s standard, a motherboard has been developed. Its task is to adjust the computer’s signals and connectors to BICONIC device’s standardized data bus and to adjust the PCB board shape of the device’s casing. The motherboard’s other tasks are to collect the device’s operating parameters (temperature, voltages), and to output the LED indicators lights and the Ethernet connector to the device’s front panel. Fig. 2 shows a view of the embedded computer’s motherboard. The system can be accessed through SSH client or Ethernet interface, and – for maintenance – through RS232/422/485 ports. The binary input module has been designed to receive binary signals, which provide information on positions of circuit breaker and disconnectors, as well as information on other protection devices’ responses. All digital signals are fed to the connector module’s input terminals. “. The 220 V DC signal fed to a binary

Fig. 1. Block diagram of the BICONIC device

The CPU consists of a processor card and motherboard. The processor card is an off the shelf Propox solution. The motherboard has been designed at the Institute of Electrical Power Engineering in order to fit the module to the BICONIC design. The embedded computer is a universal module designed to run on a Linux or Windows CE class operating system. It is equipped with a high-speed ARM9 processor (210 or 400 MHz), 64 MB RAM, 1 GB Flash, 100 Mbit Ethernet and other communication interfaces. CPU ports are connected to two pin connectors. Owing to the use of circuits in BGA packages, and a multi-layer printed circuit, the module is small, which makes it perfect for the BICONIC device’s compact design. The embedded computer is based on a 32-bit ARM926 processor designed in RISC architecture. It is characterized by large computational power at relatively low power consumption. This allows installing operating systems with implemented multi-threading mechanisms, TCP/IP stack, or own file system. Today there are many operating systems compatible with ARM processors. These include Windows CE, FreeBSD, as well as Linux distributions with additional name “embedded” (e.g. Embedded Debian). Unlike x86 CPU-based systems designed in CISC architecture, the

Fig. 2. Motherboard of BICONIC device’s CPU

input sets a logical value 1 on the card, and then sends it to the CPU. In the absence of voltage at a binary input terminal, a logic state 0 is set. The card has been provided with eight digital inputs with galvanic separation at 5 kV. In addition, systems have been applied to prevent feeding a surge pulse, which would damage the protection device’s input electronics. Fig. 3 shows a block diagram of the binary input module. Fig. 4 shows a schematic diagram of the binary input circuit on the primary side. The system consists of a voltage divider made up of R1, R7 and R8 resistors. Their resistances have been so selected that the optocoupler diode’s forced current does not exceed the limit at 220 V dc input. Capacitors C1 and C2 provide overvoltage protection, and varistor V1 eliminates the optocoupler diode voltage’s increase from overvoltage. Capacitors C17 and C18 have been used to eliminate short voltage pulses. In addition, 41

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Galvanic separation

Matching circuit

Filter

Matching circuit

TTL

SYSTEM BUS

Galvanic separation

BUFFER

PCB TERMINAL BLOCK

Binary input 1

Filter

Binary input 8

Fig. 3. Block diagram of BICONIC binary input module

the system has been protected by diode D1 against feeding the binary input with voltage of opposite polarity, which could break down the optocoupler diode and damage it. The element responsible for the digital input card’s galvanic separation is the optocoupler. This element is composed of a photoemitter (LED) and a photodetector (phototransistor) mounted in the same housing. Owing to optical coupling between these components the optocoupler transmits electrical signals that ensure galvanic separation up to 5 kV. The optocoupler’s phototransistor operates in the system of an amplifier with shared emitter. In the absence of voltage at the digital input terminals, the potential at the phototransistor collector (the optocoupler’s fifth leg) is 5 V. If 240 V is applied to the input, the photo transistor becomes conductive and the collector potential drops to 0V. In summary, the optocoupler inverts the input signal phase sending logical zero to the buffer in the presence of voltage at the card input, whereas absence of voltage sets one of the buffer inputs to logical zero.

Fig. 4. Schematic diagram of the binary input 42

The binary output card feeds digital signals from the protection device to the controlled object, such as circuit breaker. The card has been provided with seven outputs built on solid state relays, i.e. MOSFET power transistors. The solid state relays have increased the switching rate from 40 ms to ca. 1 ms. Solid state relays are more resistant to the aging caused by multiple switching, and also are capable of switching higher currents. Switching high currents off by conventional relays gives rise to an arc across the relay contacts, which damages them. All inputs are galvanically isolated, so the protection device is resistant to various kinds of interference within the substation. Due to the device’s compact design, the binary input card has an integrated DC/DC converter to ensure the controller’s safe power supply. Fig. 5 shows a block diagram of the binary output unit. The binary output unit on the card has been built using solid-state relays. The actuator is a MOSFET power transistor. As the control unit a special controller has been used, which requires no additional power supply for controlling the transistor. In typical solutions,

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Galvanic isolation 7

TTL

SYSTEM BUS

As part of the project a more extended controller has also been developed, tentatively coded BICON. It features a higher CPU rate, different type of insulation elements in the voltage and current inputs, and enlarged casing with higher mechanical strength. The device in this version consists of the following modules: • CPU module, either Advantech with an integrated binary input/output, and analogue input module • binary input/output, and analogue input module by Diammond • analogue input module with galvanic isolation, with LEM transducers • binary input module with galvanic isolation • binary output module with galvanic isolation, with relays and MOSFET transistors • binary output module with galvanic isolation, with MOSFET transistors. This device’s block diagram is shown in Fig. 8. BICON device may be equipped with different processor systems with

Binary output 1 BUFOR

3. BICON device design

Galvanic isolation 1

PCB Terminal Block

the circuit’s primary side was supplied by a DC-DC converter with a suitable galvanic isolation. This required additional components, such as resistors that enforced adequate current for the transistor gate. These components have been replaced with one which uses the photovoltaic effect to drive the power transistor. An optocoupler is made up of an LED that emits infrared light, coupled by an optical fibre with a series of photodetectors, which, thanks to the photovoltaic effect, are fit to control MOSFET transistors. Upon an occurrence of the low state at OUT_ON1 (Fig. 6) resistor R17 forces a current flow through the optocoupler diode. At the photodetector anode appears 10 V potential with respect to the cathode, which transfers the transistor to the low impedance state. A schematic diagram showing the binary output circuit is presented in Fig. 6. The BICONIC device is accommodated (Fig. 7) in a case adapted to its modular design. Three controller modules can be mounted in the case. The main module is the motherboard with the embedded computer, placed in the middle of the case. The case’s other two slots are used for additional cards, such as binary inputs and outputs, and analogue inputs.

Binary output 7

DC DC DC/DC Converter

Fig. 5. Block diagram of BICONIC binary output module

a running operating system. To build the operable prototypes, an Advantech microcomputer module and a Diamond module were used. The Advantech module is a single-board PC/104 computer with large-scale integration. It is equipped with an Intel® Celeron® 400 MHz ULV processor, and 1 GB Flash memory, in which Windows XP Embedded operating system is installed. The module’s RAM has 512 MB capacity. The module allows connecting additional PC-104 modules. A block diagram of the processor board is shown in Fig. 9. BICON’s CPU (processor) module (CPU) interoperates with the digital and analogue I/O module via a PC- 104 bus. This is a system with 32 analogue channels. Its converter has 16 bit resolution and allows the maximum sampling rate of 250 kHz. In addition, the system has 4 analogue outputs with 16 or 12 bit resolution, a 32-bit counter, 31 binary inputs/outputs, and a 16-bit general purpose counter. The digital and analogue

Fig. 6. Diagram of the solid state relay-based output circuit 43

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Fig. 7. BICONIC casing

I/O module operation is depicted in the a schematic diagram of Fig. 10. Analogue signals are input through a switch to an A/D converter, which performs the processing. The data in digital form is forwarded to a FPGA controller. The controller also manages the operation of the binary inputs/outputs, and the D/A converter. It acts as an intermediary between external signals and the PC/104 bus. The other solution is based on a Diamond CPU. This unit is a single-board PC/104 computer of high integration scale, with analogue and digital signal acquisition circuits. By ensuring a low power consumption at high performance, the module allows reducing the size and cost of devices developed and

improves their performance at the same time. The module employs a Vortex86SX/DX processor with a clock speed of 300 MHz or 800 MHz, and 128 MB or 256 MB of DRAM. The CPU module contains many functional blocks. Its block diagram is shown in Fig. 11. The Diamond CPU includes an integrated block of A/D and D/A convertor, also with digital I/O ports. Fig. 12 shows the circuit’s block diagram. It consists of a 16-bit A/D converter interoperable with a 16-input analogue multiplexer and an amplifier with programmable gain. The converter unit contains a FIFO buffer that allows storing 2048 16-bit samples, and a controller that allows performing auto-calibration. The convertor unit also includes a D/A convertor and a unit of 24 digital I/Os, programme-wise compatible with the popular 82C55 interface. The entire unit is controlled by the FAGAN circuit. From the software perspective the module’s peripherals are a set of registers situated in 16 consecutive addresses of the processor’s address space. Due to the need to implement the IEC 61850 protocol and to ensure rapid data exchange between the developed devices and other automation devices over Ethernet while maintaining the transmission’s high resistance to electromagnetic interference, it was decided to employ an appropriate converter in the design. This converter converts the Ethernet standard from 100BaseTX to 100BaseFL. As the device’s converter a Fibrain module has been used, which allows operating the device in large fibre optic Ethernet networks. The converter ensures proper data transfer over up to 2 km distance. The device uses 1310 nm wavelength and is fully compatible with IEEE 802.3u standard. The built-in ASIC switch enables its operation as a 2-port switch, or a traditional converter. In addition, its operating status may be monitored via signalling LEDs on the front panel.

PROCESSOR UNIT, A/C &DIO UNIT HDD

CENTRAL PROCESSOR UNIT (PC-104)

LPT Keyboard

PC-104 SYSTEM BUS

Mediaconverter Ethernet

Ethernet RS232

VGA POWER

A/C & DIO UNIT (PC-104) DIGITAL IO

ANALOG IN

CON1

Fig. 8. Block diagram of BICON device 44

CON2

CN2

BINARY INPUT UNIT

BINARY OUTPUT UNIT

ANALOG INPUT UNIT

POWER SUPPLY

CONNECTOR DI

CONNECTOR DO

CONNECTOR AI

CONNECTOR SUP

ST OPTICAL FIBER CONNECTOR ST

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Fig. 9. Block diagram of the DIAMOND processor board [3]

Fig. 10. Operating block diagram of the DIAMOND digital and analogue I/O module [3]

The BICON device is provided with an analogue input card for measuring voltage and current signals. Measurement signals from voltage and current transformers’ secondary terminals are fed to the module. The card is provided with four voltage and current inputs, suitable for measuring 50Hz frequency signals. The card’s purpose is galvanic isolation of voltage and current transformers’ secondary circuits from the relay measuring element’s electronics. Moreover, the signal is set off from interferences by a suppression unit and adjusted to a common level suitable for further processing. It is then filtered by a low pass filter to eliminate components with frequencies higher than half the A/D

converter sampling frequency, which during the signal’s discretisation could lead to irreparable errors. The analogue signal is then transmitted to the central unit via a 20-pin connector, where the sampling process is performed. In addition, the card is provided with a temperature measuring sensor that enables monitoring the temperature inside the protection device. A block diagram of the analogue input card is shown in Fig. 13. The analogue input module is provided with four measurement circuits for three phase voltages and residual voltage. Fig. 14 shows a schematic diagram of one of the four analogue 45

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Fig. 11. Block diagram of the DIAMOND processor module [3]

voltage inputs. The key element of this scheme is an LEM linear transducer using the Hall effect. It provides galvanic isolation between the primary side and the protection relay’s electronic circuitry, up to 2.5 kV. In the transducer the input signals are fed to inputs 1 and 2. It makes the current output from the third pin proportional to the input current. The transducer’s nominal input current is 10 mA, and its measurement range is 0 ± 14 mA. To enable voltage measurement, resistances R87 and R88 had to be applied to force the current flow proportional to the voltage measured by the separator input. The resistors of aggregated value 10 kW force 10 mA current at 100 V voltage. In order to reduce the measurement error resistors with a tolerance of 1% or less should be used. The separator’s conversion rate is 2500:1000. This produces output current 25 mA at the nominal current on the transducer’s primary side. Then the voltage drop across shunt resistor R69 is measured. The separator’s secondary side is powered at ± 12 V. In addition, in the voltage circuit an interference suppression unit consisting of capacitors 46

Fig. 12. Block diagram of the A/D and D/A converter and digital I/O module [3]

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Galvanic isolation 2x Matching circuit

EMI filter

Low-pass filter

Voltage analog input

Matching circuit

Low-pass filter

Current analog input 2x Matching circuit

Low-pass filter

20 WAY CONNECTOR

16 WAY TERMINAL BLOCK

Current analog input 2x Matching circuit

EMI filter

Low-pass filter

Voltage analog input

Fig. 13. Block diagram of the analogue input card

C50 and C51 is used to protect against an overvoltage impulse that might damage the protection device’s circuitry. The analogue input module is also provided with four current circuits to measure three phase currents and residual current. Fig. 15 shows a schematic diagram of one of the four analogue current inputs. An LEM current transducer has been used as the separator. This is a Hall effect sensor for measuring a current with fixed and variable components. The separator is galvanically isolated up to 3 kV. In order to feed a current signal to the transducer, the current conductor has to be wound on a specially designed separator core. The transducer’s nominal input current is 24 mA, and its measurement range is –55 A do +55 A. The separator’s conversion rate is 1:1000, which produces output current ca. 25 mA at the nominal current on the transducer’s primary side. The system is characterized by very good linearity and wide bandwidth. The separator’s secondary side is powered at ± 12 V. The analogue input module has eight four-order low-pass filters, for each measurement circuit. The filters are to protect against

electromagnetic interference and to reduce the maximum frequency of the signal transmitted to the A/D converter, which is necessary to meet the Shannon criterion. The filters have been implemented on Maxim analogue circuits. The filter set consists of two cascading independent secondorder filters. Each section can operate as a broadband or low-pass filter of Butterworth, Chebyshev, or Bessel type. It is configurable by four external resistors. The set features low noise and very good dynamics. The filter is a real-time filter, which requires no clock signal, and therefore the noises associated with the signal have been eliminated. Fig. 16 shows a diagram of the secondorder filter with external resistors. Each filter section consists of four wide-band operational amplifiers. The amplifiers with capacitors are connected by the external resistors, which act as integrators and implement the feedback between individual cascades. This design allows for the implementation of broadband and low-pass filters alike. In order to obtain the broadest bandwidth available, the high-pass filter (HP) node is not accessible. In addition, a 5 kΩ resistor has been connected to the last amplifier’s inverting input in order

Fig. 14. Diagram of the analogue input module voltage circuit 47

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Fig. 15. Diagram of the analogue input module voltage circuit

to reduce the impact of parasitic capacitances that could significantly degrade the filter accuracy. The low-pass filter was designed using Maxim’s Filter Design Software developed for Maxim’s analogue filter sets. The software automatically selects the external resistor values depending on predefined filter type and basic parameters. As the optimal lowpass filter with fairly steep amplitude-frequency characteristics, a four-order filter made up of two cascade-connected sections was selected. Cut-off frequency for both sections was adopted at 1.995 kHz. It enables the measurement signal’s offset from various interferences, and ensures flawless signal discretisation by the A/D converter at a frequency above 4 kHz. An important element of the filter design is Q-factor defined as the frequency to bandwidth ratio. For the first section Q-factor was adopted at 0.548, and at 1.197 for the second section. The filter’s aggregate Q-factor is 0.655. The gain at cut-off frequency is –3.652 dB (656.7 mV/V). The other element that enables BICON’s proper interoperation with other objects in the substation is the binary I/O module. The module consists separately of a binary input card and a binary output card that interoperate with each other via the internal data bus. Both cards form the protection device’s integral I/O unit that communicates with the CPU through the shared data bus. The binary input card’s design in electrical terms is the same as that of the card in the BICONIC device. All digital signals are fed to the connector module’s input terminals. The 220 V DC signal fed to a binary input sets a logical value 1 on the card, and then

Fig. 16. Diagram of a second-order unit in the Maxim filter set

sends it to the CPU. In the absence of voltage at a binary input terminal, a logic state 0 appears. The card has been provided with eight digital inputs with galvanic separation up to 5 kV. In addition, systems have been applied to prevent feeding a surge pulse, which would damage the protection device’s input electronics. Fig. 17 shows a block diagram of the binary input module. The binary output card has a hybrid design, because it was provided with four outputs implemented on conventional electromechanical relays, and four fast outputs on solid-state relays, MOSFET power transistors. Fig. 18 shows the card’s block diagram. For BICON’s housing a case manufactured by ABTECH has been selected. It is an aluminium case that features a high degree of protection against electromagnetic radiation and high resistance to weather conditions. Although it is more expensive than a plastic housing, in most cases it allows saving on additional cost-effective measures to improve shielding. The shielding can be enhanced through the use of conductive seals between the lid and the bottom of the housing. For this purpose, the case’s interior and sealing zone are left unpainted, and only the outer surfaces are powder-lacquered for anti-corrosion protection. The silicone seal coated with a layer of copper and silver forms a conductive connection between the housing components. Modules and couplers’ large surfaces may be connected to the casing body on its inner walls. In addition, there are openings made in the housing for outputting the signalling LEDs to the device’s front panel. Fig. 19 shows BICON device’s structure and a description of its components.

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

Galvanic separation

Filter

Matching circuit

SPI

SYSTEM BUS

Expander SPI

Galvanic separation

BUFFER

PCB TERMINAL BLOCK

Binary input 1

TTL

Filter

Matching circuit

Binary input8

20 WAY CONNECTOR

Fig. 17. Block diagram of BICON binary input module Galvanic isolation 1

TTL

20 WAY CONNECTOR

Galvanic isolation

BUFFER

PCB Terminal Block

Binary output 1

Binary output 8

Fig. 18. Block diagram of BICON binary output module

4. Conclusions The objective of the project was to develop a new generation, intranet-enabled power system automatic control device that would exchange data over an Ethernet/IP network and IEC 61850 protocol. As a result, two prototypes have been built of new generation power system automation devices with properties allowing their use in automation systems of a new type. Future applications of devices of this quality will allow simplifying substation wiring, unifying access to data available in installed microprocessor devices, developing new automation systems based on new technology solutions using these technologies (Ethernet/Intranet, GPS and advanced protocols such as IEC 61850) [3].

1. Casing, top cover, 2. CPU module, 3. Power supply, 4. Analogue input module, 5. Binary output module, 6. Binary input module, 7. Mounting plate, 8. Casing, main element, 9. Electrical signal connectors, 10. ST/ST adapters for outputting optical digital signals [2] Fig. 19. BICON modules and connectors

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 40–50

REFERENCES

1. Kowalik R., Sieci komputerowe jako podstawa funkcjonowania następnej generacji urządzeń automatyki elektroenergetycznej [Computer networks as the basis for the operation of the next generation of automation devices], KBN project No. 4T10B07122, Warszawa 2005.

2. Kowalik R., Januszewski M., Coordination of protections through the exchange of binary signals between power system substations in the IEC61850 protocol, Przegląd Elektrotechniczny 2009, No. 6 (in English) pp. 195–201. 3. Kowalik R., Januszewski M., Gontarz K., final report of project No. 0492/R/T02/2007/03 Intranetowe urządzenie automatyki elektroenergetycznej nowej generacji [Intranet-enabled new generation electrical power system automation device], Warszawa 2010.

Kamil Gontarz Warsaw University of Technology e-mail: kamil.gontarz@ien.pw.edu.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Warsaw University of Technology (2010). Currently a PhD student at the Institute of Electrical Power of his alma mater, and an engineer at Central Military Bureau of Design and Technology S.A. His main professional interests relate to microprocessor electrical power automation devices, and airfield systems of aircraft power supply.

Désiré D. Rasolomampionona Warsaw University of Technology e-mail: desire.rasolomampionona@ien.pw.edu.pl Since 1994 a researcher/teacher in Electrical Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology. He is currently the head of the Department of Apparatus, Electrical Power Protection and Control. His research interests focus mainly on issues relating to electrical power automation, power system control the operation control, and applications of telecommunications and modern information technologies in the power industry.

Marcin Januszewski Warsaw University of Technology e-mail: marcin.januszewski@ien.pw.edu.pl An assistant professor in Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology since 2002. Head of the Digital Protection Devices Testing Laboratory. Author and co-author of scientific publications, research studies, and implementations of remote systems of protection supervision.

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 40–50. When referring to the article please refer to the original text. PL

Konstrukcja i działanie przykładowego urządzenia MERGING UNIT Autorzy

Kamil Gontarz Ryszard Kowalik Désiré D. Rasolomampionona Marcin Januszewski

Słowa kluczowe

zabezpieczenia cyfrowe, IEC 61850, urządzenia automatyki elektroenergetycznej

Streszczenie

W artykule opisano konstrukcje nowoczesnych urządzeń cyfrowej automatyki zabezpieczeniowej, wykorzystujących technologie Ethernet jako główne medium wymiany informacji. Pozwala to na zbudowanie architektury komunikacyjnej systemu elektroenergetycznego, wykorzystującej wszystkie aspekty standardu IEC 61850.

Jednostka centralna składa się z karty procesorowej i płyty głównej. Jako kartę procesorową wykorzystano gotowe rozwiązanie

CENTRAL PROCESSOR UNIT (MOTHERBOARD)

PROCESSOR MODULE

FLASH

SPI

LEDs

POWER

GPIO

Ethernet RS232

MMNet1001

SYSTEM BUS

BINARY INPUT UNIT TERMINAL BLOCK

BINARY OUTPUT UNIT

POWER SUPPLY

TERMINAL BLOCK

SYSTEM BUS

2. Konstrukcja urządzenia BICONIC Konstrukcja urządzenia IED w wersji pierwszej, którą nazwano roboczo urządzeniem BICONIC, oparta została na przemysłowym komputerze z rodziny ARM9. Wykorzystanie mikrokontrolerów ARM9 do budowy tego typu urządzeń jest możliwe dlatego, że mają one odpowiednie poziomy odporności na zakłócenia elektromagnetyczne, odpowiednią moc obliczeniową, łącza Ethernet oraz nie mają do czynienia z sygnałami (napięciowymi i prądowymi) pochodzącymi z obwodów wtórnych. Urządzenie to jest wyposażone w wejścia i wyjścia dwustanowe, przystosowane do współpracy z konwencjonalnymi urządzeniami stosowanymi do tej pory, więc

jego zastosowanie nie wymaga ingerencji w konfigurację obwodów pierwotnych stacji. Sterownik IED BICONIC został zaprojektowany w oparciu o komputer wbudowany, który jest miniserwerem z wejściami i wyjściami cyfrowymi oraz interfejsami komunikacyjnymi, umożliwiającymi sterowanie, monitorowanie lub zdalne nadzorowanie obiektu elektroenergetycznego. Koncepcja komputera wbudowanego pozwoliła na opracowanie sterownika wielofunkcyjnego, zawierającego wszystkie niezbędne interfejsy (w szczególności Ethernet), a jednocześnie wyposażonego w wejścia i wyjścia obiektowe dwustanowe, dzięki którym urządzenie pełni kontrolę nad nadzorowanym obiektem. Sterownik BICONIC opracowany został z wykorzystaniem konstrukcji modułowej składającej się z jednostki centralnej, modułu wyjść dwustanowych oraz karty wejść dwustanowych. Schemat blokowy opracowanego sterownika BICONIC został przedstawiony na rys. 1.

RJ45 connector

składający się z obiektowych modeli urządzeń połączonych w sieć. Standard IEC 61850 wymaga dużej przepustowości transmisji oraz małych opóźnień. Typowe interfejsy szeregowe, takie jak RS232/422/485, stosowane dotychczas w systemach elektroenergetycznych, nie spełniają wymogów standardu IEC 61850. Dopiero wprowadzenie technologii Ethernet do obiektów energetycznych pozwoliło na zbudowanie platformy komunikacyjnej wykorzystującej aspekty standardu IEC 61850. Obserwowana zmiana technologiczna powoduje, że obecnie stosowane urządzenia automatyki stacyjnej w przyszłości przestaną być atrakcyjne dla energetyki zawodowej ze względu na brak możliwości ich wykorzystania w nowych układach. Spowoduje to konieczność kupowania nowych urządzeń, których stopień skomplikowania w sensie wykorzystywanych standardów, protokołów komunikacyjnych oraz układów pomiarowych i synchronizacji jest znacznie większy od dotychczasowych. Z tego względu w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej opracowano nowoczesne urządzenia spełniające nowe wymogi energetyki. Konstrukcje urządzeń opisanych w tym artykule powstały w wyniku realizacji prac związanych z projektem pt. „Intranetowe urządzenie automatyki elektroenergetycznej nowej generacji”, realizowanym w ramach MNiSW 0492/R/T02/2007/03. Są one ciągle rozwijane i udoskonalane.

SYSTEM BUS

1. Wstęp Na przestrzeni ostatnich lat nastąpiła zmiana technologii wykorzystywanej do budowy urządzeń automatyki elektroenergetycznej. Rozwiązania analogowe statyczne zostały zastąpione przez układy mikroprocesorowe, charakteryzujące się nieporównanie większymi możliwościami funkcjonalnymi. Równie duży skok nastąpił w dziedzinie komunikacji z urządzeniami automatyki, co umożliwiło zbudowanie systemów lokalnego oraz zdalnego nadzoru urządzeń i obsługiwanych przez nie stacji elektroenergetycznych. Urządzenia wykorzystywane do budowania układów automatyki są obecnie coraz częściej wyposażane w porty komunikacyjne pozwalające na wymianę danych z prędkością 10 lub 100 Mb/s, co umożliwia przesyłanie coraz bardziej rozbudowanych struktur danych, z wykorzystaniem skomplikowanych protokołów komunikacyjnych w czasie kilkunastu ms. Dane podlegające wymianie są zwykle oznaczone cechą czasu, której precyzja, ze względu na stosowanie systemu GPS, może sięgać ułamka mikrosekundy. Z analizy obserwowanego w ostatnich latach rozwoju układów i urządzeń automatyki elektroenergetycznej wynika, że nowe możliwości pojawiające się w dziedzinie układów automatyki elektroenergetycznej ściśle zależą od właściwości funkcjonalnych używanych urządzeń automatyki oraz systemów telekomunikacyjnych. W takiej sytuacji energetyka zawodowa stoi na progu zmian związanych z uproszczeniem okablowania stacyjnego, ujednoliceniem dostępu do danych dostępnych w urządzeniach mikroprocesorowych oraz tworzeniem nowych układów automatyki opartych na nowych rozwiązaniach technologicznych wykorzystujących wspomniane technologie (Ethernet/Intranet, GPS i zaawansowane protokoły komunikacyjne). Wychodząc naprzeciw tym wymaganiom, Międzynarodowa Komisja Elektrotechniczna IEC (ang. International Electrotechnical Commission) opracowała standard IEC 61850. Standard ten jest w pewnym sensie koncepcją określającą sposób projektowania oraz budowę systemów elektroenergetycznych. Definiuje on system elektroenergetyczny jako model

Rys. 1. Schemat blokowy urządzenia BICONIC

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

Galvanic separation

Filter

Matching circuit

TTL

SYSTEM BUS

Galvanic separation

BUFFER

firmy Propox. Płyta główna została zaprojektowana w Instytucie Elektroenergetyki w celu dopasowania modułu do konstrukcji urządzenia BICONIC. Komputer wbudowany jest uniwersalnym modułem przeznaczonym do pracy pod kontrolą systemów operacyjnych klasy Linux czy Windows CE. Wyposażony jest w szybki procesor z rodziny ARM9 (210 lub 400 MHz), 64 MB pamięci RAM, 1 GB pamięci Flash, Ethernet 100 Mbit oraz inne interfejsy komunikacyjne. Porty procesora zostały wyprowadzone na dwa złącza szpilkowe. Dzięki wykorzystaniu układów w obudowach BGA oraz wielowarstwowego obwodu drukowanego moduł ma małe wymiary, co sprawia, że jest idealnym rozwiązaniem dla kompaktowej budowy urządzenia BICONIC. Komputer wbudowany oparty jest na 32-bitowym procesorze z rodziny ARM926-EJ o symbolu AT91SAM9260. Jednostka ta zaprojektowana jest w architekturze RISC. Charakteryzuje się ona dużą mocą obliczeniową przy stosunkowo niskim poborze mocy. Pozwala to na instalację systemów operacyjnych z zaimplementowanymi mechanizmami wielowątkowości, stosem TCP/IP czy własnym systemem plików. Obecnie istnieje wiele systemów operacyjnych współpracujących z procesorami ARM. Do systemów tych można zaliczyć Windows CE, FreeBSD, jak również dystrybucje Linuxa opatrzone dodatkową nazwą embedded (np. Embedded Debian). W przeciwieństwie do układów opartych na jednostkach CPU x86, zaprojektowanych w architekturze CISC, nowoczesny układ ARM9 sprawia, że moduł procesora staje się wydajną i energooszczędną platformą niewydzielającą nadmiernej ilości ciepła. Komputer został wyposażony w 1 GB NAND Flash oraz 64 MB SDRAM, co jest wystarczające do poprawnej pracy systemu operacyjnego Linux wraz z uruchomionym serwerem IEC 61850 firmy Tamarack (obecnie Triangle MicroWorks, Inc.). W celu adaptacji komputera do standardu urządzenia została opracowana karta bazowa. Jej zadaniem jest dostosowanie sygnałów i złącz komputera do ustandaryzowanej magistrali danych urządzenia BICONIC oraz dostosowanie kształtu płytki PCB do obudowy urządzenia. Dodatkowo karta bazowa ma za zadanie zbieranie parametrów pracy urządzenia (temperatura, wartości napięć), wyprowadzenie kontrolek sygnalizacyjnych oraz złącza Ethernet na panel przedni urządzenia. Na rys. 2 przedstawiono widok płyty bazowej dla komputera wbudowanego.

PCB TERMINAL BLOCK

Rys. 2. Płyta główna jednostki centralnej urządzenia BICONIC

Binary input 1

Filter

Matching circuit

Binary input 8

Rys. 3. Schemat blokowy karty wejść dwustanowych urządzenia BICONIC

Dostęp do systemu możliwy jest za pośrednictwem klienta SSH, poprzez interfejs Ethernet, jak również w przypadku prac serwisowych poprzez porty RS232/422/485. Karta wejść dwustanowych została zaprojektowana w celu odbierania sygnałów dwustanowych, które są źródłem informacji o położeniu styków wyłączników, odłączników, jak również informacji na temat zadziałania innych urządzeń zabezpieczających. Wszystkie sygnały cyfrowe podawane są na zaciski wejściowe złącza modułu. Podanie na dane wejście dwustanowe sygnału o wartości 220 V DC powoduje ustawienie wartości logicznej 1 na karcie, a następnie jej przesłanie do jednostki centralnej. W przypadku braku napięcia na zacisku wejścia dwustanowego ustawiany jest stan logiczny 0. Karta została wyposażona w osiem wejść cyfrowych z separacją galwaniczną na poziomie 5 kV. Dodatkowo zostały zastosowane układy zabezpieczające przed podaniem impulsu przepięciowego, który spowodowałby uszkodzenie wejściowych układów elektronicznych urządzenia zabezpieczającego. Na rys. 3 został przedstawiony schemat blokowy modułu wejść dwustanowych. Na rys. 4 przedstawiono układ wejścia dwustanowego po stronie pierwotnej. Układ składa się z dzielnika napięciowego, który realizują rezystory R1, R7 i R8. Wartości zostały tak dobrane, żeby wymuszony prąd diody transoptora nie przekroczył wartości dopuszczalnej przy podanym sygnale 220 V dc. Kondensatory C1 oraz C2

Rys. 4. Schemat ideowy wejścia dwustanowego

stanowią zabezpieczenie przeciwprzepięciowe, natomiast warystor V1 został zastosowany w celu eliminacji wzrostu napięcia na diodzie transoptora powstałego w wyniku przepięcia. Kondensatory C17 i C18 zostały zastosowane w celu eliminacji krótkotrwałych impulsów napięciowych. Dodatkowo układ został zabezpieczony diodą D1 przed podaniem na wejście dwustanowe napięcia o przeciwnej polaryzacji, które mogłoby spowodować przebicie diody transoptora, doprowadzając do jego uszkodzenia. Elementem odpowiadającym za separację galwaniczną karty wejść cyfrowych jest transoptor optyczny. Element ten jest zbudowany z fotoemitera (diody LED) oraz fotodetektora (fototranzystora) umieszczonego w jednej obudowie. Dzięki sprzężeniu optycznemu pomiędzy tymi elementami transoptor przesyła sygnały elektryczne, zapewniając separację galwaniczną do 5 kV. Fototranzystor transoptora pracuje w układzie wzmacniacza ze wspólnym emiterem. Gdy brak napięcia na zaciskach wejścia cyfrowego, potencjał na kolektorze fototranzystora (nóżce piątej transoptora) wynosi 5 V. W przypadku podania napięcia 240 V na wejście układu fototranzystor zaczyna przewodzić i potencjał na kolektorze spada do 0 V. Reasumując, transoptor odwraca fazę sygnału wejściowego, podając logiczne zero do bufora w przypadku obecności napięcia na wejściu karty, natomiast brak napięcia powoduje wystawienie logicznej jedynki na jedno z wejść bufora. Karta wyjść dwustanowych służy do podawania sygnału dwustanowego z urządzenia zabezpieczeniowego do sterowanego

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

Galvanic isolation 1

Binary output 1

TTL

SYSTEM BUS

BUFOR

PCB Terminal Block

Galvanic isolation

Binary output 7

DC DC DC/DC Converter

Rys. 5. Schemat blokowy karty wyjść dwustanowych w urządzeniu BICONIC

Rys. 6. Schemat obwodu wyjściowego opartego na przekaźniku półprzewodnikowym

obiektu, np. wyłącznika. Karta została wyposażona w siedem wyjść zbudowanych na przekaźnikach półprzewodnikowych – tranzystorach mocy typu MOSFET. Dzięki zastosowaniu przekaźników półprzewodnikowych szybkość załączania wzrosła z 40 ms do ok. 1 ms. Przekaźniki półprzewodnikowe są bardziej odporne na proces starzeniowy wywołany liczbą załączeń, jak również mają możliwość komutowania większych wartości prądu. W przypadku klasycznych przekaźników wyłączanie dużych wartości prądu przyczynia się do powstania łuku między stykami przekaźnika, co powoduje ich uszkodzenie. Wszystkie wejścia mają izolację galwaniczną, dzięki której urządzenie zabezpieczeniowe jest odporne na różnego rodzaju zakłócenia występujące w obrębie stacji elektroenergetycznej. Ze względu na kompaktową budowę urządzenia karta wejść dwustanowych ma zintegrowaną przetwornicę DC/DC umożliwiającą bezpieczne zasilanie sterownika. Na rys. 5 przedstawiono schemat blokowy układu wyjść dwustanowych. Układ wyjść dwustanowych na karcie został zbudowany z wykorzystaniem przekaźników półprzewodnikowych. Elementem wykonawczym jest tranzystor mocy typu MOSFET. Jako układ sterujący zastosowano specjalny sterownik, który do sterowania tranzystorem nie wymaga dodatkowego źródła energii. W typowych rozwiązaniach elementem zasilającym obwód po stronie pierwotnej była

przetwornica DC-DC, posiadająca odpowiednią izolację galwaniczną. Wiązało się to z zastosowaniem dodatkowych elementów, np. rezystorów wymuszających odpowiedni prąd dla bramki tranzystora. Elementy te zostały zastąpione jednym transoptorem, który wykorzystuje zjawisko fotowoltaiczne w celu wysterowania tranzystora mocy. Transoptor składa się z diody LED emitującej światło w podczerwieni, sprzężonej światłowodem z szeregiem fotodetektorów, które dzięki zjawisku fotowoltaicznemu przystosowane są do sterowania tranzystorami typu MOSFET. W momencie pojawienia się stanu niskiego w punkcie OUT_ON1 (rys. 6) rezystor R17 wymusza przepływ prądu przez diodę transoptora. Na anodzie fotodetektora pojawia się potencjał 10 V względem katody, który powoduje przejście tranzystora w stan niskiej impedancji. Schemat ideowy, przedstawiający obwód wyjścia dwustanowego, został przedstawiony na rys. 6. Na obudowę urządzenia BICONIC (rys. 7) została zaadaptowana obudowa przystosowana do konstrukcji modułowej urządzenia. Obudowa umożliwia zainstalowanie trzech modułów sterownika. Głównym modułem jest płyta bazowa z komputerem wbudowanym, umieszczona w środkowej części obudowy. Pozostałe dwa sloty w obudowie zajmują karty dodatkowe, np. wejść i wyjść dwustanowych, wejść analogowych.

3. Konstrukcja urządzenia BICON W ramach przedsięwzięcia opracowano również bardziej rozbudowany sterownik o roboczej nazwie BICON. Charakteryzuje się on większą szybkością działania jednostki centralnej, zastosowaniem innego typu elementów izolacyjnych w wejściach napięciowych i prądowych oraz powiększoną obudową o większej wytrzymałości mechanicznej. Urządzenie w tej wersji składa się z następujących modułów: • modułu jednostki centralnej, która może wystąpić w dwu typach: modułu Advantech HLV800-256AV, ze zintegrowanym modułem wejść i wyjść dwustanowych oraz wejść analogowych, lub modułu Advantech PCM-4170 • modułu karty wejść i wyjść dwustanowych oraz wejść analogowych firmy Diammond typu: MM-DX-32AT dla jednostki PCM-4170 • modułu wejść analogowych z izolacją galwaniczną, wykorzystującego przetworniki firmy LEM • modułu wejść dwustanowych z izolacją galwaniczną • modułu wyjść dwustanowych z izolacją galwaniczną, wykorzystującego przekaźniki oraz tranzystory MOSFET • modułu wyjść dwustanowych z izolacją galwaniczną wykorzystującego tranzystory MOSFET. Schemat blokowy tego urządzenia został przedstawiony na rys. 8. Urządzenie BICON może być wyposażone w różne układy procesorowe z uruchomionym systemem operacyjnym. Do zbudowania funkcjonujących prototypów wykorzystano moduł mikrokomputera firmy Advantech oraz moduł firmy Diamond. Moduł firmy Advantech jest jednopłytkowym komputerem formatu PC/104 o wysokiej skali integracji. Został wyposażony w procesor typu ULV Intel® Celeron® 400 MHz. Dysponuje 1 GB pamięci Flash, w której zainstalowano system Windows XP Embeded. Pamięć RAM zainstalowana w module ma pojemność 512 MB. Moduł umożliwia podłączenie dodatkowych modułów PC-104. Schemat blokowy karty procesora przedstawiono na rys. 9. W urządzeniu BICON moduł jednostki centralnej (procesora) współpracuje z modułem wejść i wyjść cyfrowych oraz analogowych za pośrednictwem magistrali PC-104. Układ ten został wyposażony

Rys. 7. Obudowa urządzenia BICONIC

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

PROCESSOR UNIT, A/C &DIO UNIT HDD

CENTRAL PROCESSOR UNIT (PC-104)

LPT Keyboard

PC-104 SYSTEM BUS

Mediaconverter Ethernet

Ethernet RS232

VGA POWER

A/C & DIO UNIT (PC-104) DIGITAL IO

ANALOG IN

CON1

CON2

CN2

BINARY INPUT UNIT

BINARY OUTPUT UNIT

ANALOG INPUT UNIT

POWER SUPPLY

CONNECTOR DI

CONNECTOR DO

CONNECTOR AI

CONNECTOR SUP

ST OPTICAL FIBER CONNECTOR ST

Rys. 8. Schemat blokowy urządzenia BICON

Rys. 9. Schemat blokowy karty procesorowej firmy DIAMOND [3]

Rys. 10. Schemat blokowy działania modułu wejść/wyjść cyfrowych i analogowych firmy DIAMOND [3]

w 32 kanały analogowe. Zastosowany w nim przetwornik ma rozdzielczość 16 bitów oraz pozwala na pobieranie próbek z maksymalną szybkością 250 kHz. Dodatkowo układ wyposażono w 4 wyjścia analogowe, pracujące z rozdzielczością 16 lub 12 bitów, licznik 32-bitowy, 31 wejść/wyjść dwustanowych oraz jeden 16-bitowy licznik ogólnego zastosowania. Działanie modułu wejść/ wyjść cyfrowych i analogowych przedstawiono na rys. 10. Sygnały analogowe wprowadzane są poprzez układ przełącznika na przetwornik A/D, który dokonuje przetwarzania. Dane w postaci cyfrowej przekazywane są do układu FPGA. Układ ten zarządza również pracą wejść/wyjść dwustanowych oraz układem przetwornika D/A. Pełni rolę pośrednika między sygnałami zewnętrznymi a magistralą PC/104 BUS. Drugim rozwiązaniem było zastosowanie jednostki centralnej firmy Diamond. Jednostka ta jest jednopłytkowym komputerem formatu PC/104 o wysokiej skali integracji, zawierającym układy akwizycji sygnałów analogowych oraz dwustanowych. Moduł zapewnia niewielkie zużycie energii przy wysokiej wydajności, umożliwia zmniejszenie rozmiarów i kosztów budowanych na jego podstawie urządzeń, przy jednoczesnym zwiększeniu ich wydajności. Moduł wykorzystuje procesor z rodziny Vortex86SX/DX, pracujący z zegarem 300 MHz lub 800 MHz, który ma do dyspozycji 128 MB lub 256 MB pamięci DRAM. Moduł procesora zawiera wiele bloków funkcjonalnych. Jego schemat blokowy przedstawia rys. 11. Jednostka centralna firmy Diamond zawiera zintegrowany blok przetwornika A/C i C/A, mający również porty wejść/ wyjść cyfrowych. Na rys. 12 pokazano schemat blokowy tego układu. Składa się on z 16-bitowego przetwornika A/C, współpracującego z 16-wejściowym multiplekserem analogowym oraz blokiem wzmacniacza o programowanym wzmocnieniu. Blok przetwornika zawiera bufor FIFO pozwalający na przechowanie 2048 16-bitowych próbek oraz sterownik pozwalający na wykonanie autokalibracji. W bloku przetwornika znajdują się także: przetwornik C/A oraz blok 24 wejść/wyjść cyfrowych, zgodny od strony programowej z popularnym układem 82C55. Całość jest sterowana układem FPGA. Od strony programowej układy peryferyjne modułu stanowią zbiór rejestrów umieszczonych w 16 kolejnych adresach przestrzeni adresowej procesora. Ze względu na konieczność implementacji protokołu IEC 61850 oraz zapewnienie szybkiej wymiany danych między opracowywanym urządzeniem i innymi urządzeniami automatyki w standardzie Ethernet, przy zachowaniu wysokiej odporności transmisji na zakłócenia elektromagnetyczne, zdecydowano się na wykorzystanie w konstrukcji odpowiedniego rodzaju konwertera. Konwerter ten dokonuje zamiany standardu Ethernet 100BaseTX na 100BaseFL. W urządzeniu w roli konwertera wykorzystano moduł firmy Fibrain, który umożliwia pracę w dużych sieciach światłowodowych Ethernet. Konwerter zapewnia poprawność transmisji danych na odległość do 2 km. Urządzenie wykorzystuje długość fali 1310 nm i jest w pełni kompatybilne ze standardem IEEE802.3u. Wbudowany switch ASIC umożliwia pracę jako 2-portowy

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

switch lub jako tradycyjny konwerter. Dodatkowo status pracy może być monitorowany za pomocą diod sygnalizacyjnych umieszczonych na panelu przednim. Urządzenie BICON zostało wyposażone w kartę wejść analogowych do pomiaru sygnałów prądów i napięć. Do modułu doprowadzane są sygnały pomiarowe z zacisków wtórnych przekładników prądowych i napięciowych. Karta została wyposażona w cztery wejścia napięciowe oraz prądowe, przystosowane do pomiaru sygnałów przemiennych o częstotliwości 50 Hz. Zadaniem karty jest separacja galwaniczna obwodów wtórnych przekładników od części elektronicznej układu pomiarowego przekaźnika. Dodatkowo sygnał zostaje odstrojony od zakłóceń przez układ przeciwzakłóceniowy oraz dostosowany do wspólnego poziomu, dogodnego do dalszej obróbki. Następnie jest odfiltrowany przez filtr dolnoprzepustowy w celu eliminacji składowych o częstotliwości większej od połowy częstotliwości próbkowania przetwornika A/C, które podczas dyskretyzacji sygnału mogłyby doprowadzić do nieusuwalnych później błędów. Sygnał analogowy zostaje następnie przekazany do jednostki centralnej za pomocą 20-pinowego złącza, gdzie następuje proces próbkowania. Dodatkowo karta została wyposażona w czujnik do pomiaru temperatury, dzięki któremu można monitorować temperaturę panującą wewnątrz urządzenia zabezpieczeniowego. Schemat blokowy karty wejść analogowych został przedstawiony na rys. 13.

Rys. 11. Schemat blokowy modułu procesora firmy DIAMOND [3]

Rys. 12. Schemat blokowy bloku przetwornika A/C i C/A oraz wejść/wyjść cyfrowych [3]

Karta wejść analogowych została wyposażona w cztery tory pomiarowe dla trzech napięć fazowych i napięcia zerowego. Na rys. 14 został przedstawiony schemat ideowy jednego z czterech analogowych wejść napięciowych. Kluczowym elementem tego układu jest przetwornik liniowy firmy LEM, wykorzystujący efekt Halla. Zapewnia on izolację galwaniczną między stroną pierwotną a układem elektronicznym przekaźnika zabezpieczeniowego, rzędu 2,5 kV. W przetworniku sygnały wejściowe doprowadzane są na wejścia 1 i 2. Jego działanie polega na tym, że prąd wyjściowy z pinu trzeciego jest proporcjonalny do prądu wejściowego. Wartość nominalna prądu wejściowego dla zastosowanego przetwornika wynosi 10 mA, natomiast zakres pomiarowy jest od 0 do ±14 mA. Aby możliwy był pomiar napięcia, należało zastosować rezystancje R87 i R88, która wymusza przepływ prądu proporcjonalnego do mierzonego napięcia przez wejście separatora. Dla łącznej wartości rezystorów wynoszącej 10 kW zostaje wymuszony prąd o wartości 10 mA, przy napięciu mierzonym 100 V. W celu zmniejszenia wartości błędu pomiaru należy zastosować rezystory o tolerancji 1% lub mniejszej. Współczynnik konwersji separatora wynosi 2500:1000. Daje to wartość prądu wyjściowego rzędu 25 mA, przy prądzie nominalnym po stronie pierwotnej przetwornika. Następnie mierzony jest spadek napięcia na rezystorze bocznikującym R69. Separator zasilany jest od strony wtórnej napięciem ±12 V. Dodatkowo w torze napięciowym zastosowano obwód przeciwzakłóceniowy składający się z kondensatorów C50 i C51, chroniący przed wystąpieniem impulsu

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

przepięciowego, który mógłby doprowadzić do uszkodzenia obwodów urządzenia zabezpieczeniowego.

Low-pass filter

Voltage analog input 2x Matching circuit

Low-pass filter

Current analog input 2x Matching circuit

Low-pass filter

20 WAY CONNECTOR

Karta wejść analogowych posiada osiem filtrów dolnoprzepustowych czwartego stopnia, dla każdego toru pomiarowego. Filtry mają na celu ochronę przed zakłóceniami elektromagnetycznymi oraz zmniejszają maksymalne częstotliwości sygnału podanego na układ przetwornika A/C, co jest konieczne do spełnienia warunku Shannona. Filtry zostały zrealizowane na układach analogowych firmy Maxim. Układ filtra składa się z dwóch niezależnych filtrów kaskadowych drugiego rzędu. Każda sekcja może pracować jako filtr szerokopasmowy lub dolnoprzepustowy typu Butterwortha, Czebyszewa czy Bessela. Jest ona konfigurowalna przez cztery zewnętrzne rezystory. Układ charakteryzuje się niskim poziomem szumów oraz bardzo dobrą dynamiką. Zastosowany filtr jest filtrem czasu rzeczywistego, który nie wymaga sygnału zegarowego, dzięki czemu zostały wyeliminowane szumy związane z sygnałem zegarowym. Na rys. 16 został przedstawiony schemat filtra drugiego rzędu wraz z rezystorami zewnętrznymi. Każda sekcja filtra składa się z czterech szeroko pasmowych wzmacniaczy operacyjnych. Wzmacniacze wraz z kondensatorami są połączone za pomocą rezystorów zewnętrznych, które pełnią rolę integratorów oraz realizują sprzężenie zwrotne pomiędzy poszczególnymi kaskadami. Taka budowa pozwala na realizację filtra szerokopasmowego, jak również dolnoprzepustowego. W celu uzyskania jak największego pasma węzeł filtra wysokoprzepustowego (HP) nie jest dostępny. Dodatkowo w układzie zastosowano 5 kΩ rezystor, połączony z wejściem odwracającym ostatniego wzmacniacza w celu zmniejszenia wpływu pojemności pasożytniczych, które mogłyby znacznie pogorszyć dokładność filtra. W celu zaprojektowania filtra dolnoprzepustowego wykorzystano oprogramowanie o nazwie Maxim’s Filter Design Software, przygotowane dla układów filtrów analogowych firmy Maxim. Program automatycznie dobiera wartości rezystorów zewnętrznych w zależności od ustawionego typu filtra oraz

Matching circuit

EMI filter

16 WAY TERMINAL BLOCK

Karta wejść analogowych została wyposażona również w cztery tory prądowe służące do pomiaru trzech prądów fazowych oraz prądu zerowego. Na rys. 15 został przedstawiony schemat ideowy jednego z czterech wejść analogowych prądowych. Jako separator został użyty przetwornik prądowy firmy LEM. Jest to przetwornik wykorzystujący efekt Halla, służący do pomiaru prądu o składowej stałej i zmiennej. Separator posiada izolację galwaniczną o wartości 3 kV. W celu doprowadzenia sygnału prądowego do przetwornika należy nawinąć przewód prądowy na specjalnie zaprojektowany rdzeń separatora. Wartość nominalna prądu wejściowego dla zastosowanego przetwornika wynosi 25 A, natomiast zakres pomiarowy stanowi od –55 A do +55 A. Współczynnik konwersji separatora wynosi 1:1000, co daje wartość prądu wyjściowego rzędu 25 mA, przy prądzie po stronie pierwotnej przetwornika równym wartości znamionowej. Układ charakteryzuje się bardzo dobrą liniowością oraz szerokim pasmem przenoszenia. Separator zasilany jest od strony wtórnej napięciem ±12 V.

Galvanic isolation 2x

Current analog input 2x Matching circuit

EMI filter

Low-pass filter

Voltage analog input

Rys. 13. Schemat blokowy karty wejść analogowych

Rys. 14. Schemat toru napięciowego karty wejść analogowych

Rys. 15. Schemat toru prądowego karty wejść analogowych

zdefiniowanych podstawowych parametrów filtra. W celu doboru optymalnego filtra dolnoprzepustowego, o dość stromej charakterystyce amplitudowo-częstotliwościowej, został wybrany filtr czwartego rzędu, zrealizowany na podstawie dwóch sekcji połączonych kaskadowo. Częstotliwość odcięcia dla obu sekcji została przyjęta na poziomie 1,995 kHz. Wartość ta pozwala odstroić sygnał pomiarowy od różnego rodzaju zakłóceń oraz zapewnia bezbłędną dyskretyzację sygnału przez przetwornik A/C z częstotliwością powyżej 4 kHz. Ważnym elementem umożliwiającym zaprojektowanie filtra jest dobroć Q, którą definiuje się jako stosunek częstotliwości do szerokości pasma. Dla sekcji pierwszej wartość dobroci została przyjęta na poziomie 0,548, natomiast dla sekcji drugiej dobroć filtra stanowi 1,197. Łączna wartość Q dla zaprojektowanego filtra wynosi 0,655. Wzmocnienie przy częstotliwości odcięcia jest na poziomie –3,652 dB (656,7 mV/V).

Drugim elementem umożliwiającym poprawną współpracę urządzenia BICON z innymi obiektami na stacji elektroenergetycznej jest moduł wejść i wyjść dwustanowych. Moduł ten składa się oddzielnie z karty wejść dwustanowych i karty wyjść dwustanowych, współpracujących ze sobą za pośrednictwem wewnętrznej magistrali danych. Obie karty tworzą integralny moduł wejścia/ wyjścia urządzenia zabezpieczeniowego, komunikujący się przez jedną szynę danych z jednostką centralną. Karta wejść dwustanowych z punktu widzenia elektrycznego ma analogiczną budowę jak karta zastosowana w urządzeniu BICONIC. Wszystkie sygnały cyfrowe podawane są na zaciski wejściowe złącza modułu. Podanie na dane wejście dwustanowe sygnału o wartości 220 V dc powoduje ustawienie wartości logicznej 1 na karcie, a następnie przesłanie do jednostki centralnej. W przypadku braku napięcia na zacisku wejścia dwustanowego

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

Rys. 16. Schemat pojedynczego filtra drugiego rzędu układu firmy Maxim

Galvanic separation

Matching circuit

Filter

Galvanic separation

SPI

SYSTEM BUS

Expander SPI

BUFFER

PCB TERMINAL BLOCK

Binary input 1

TTL

Matching circuit

Filter

20 WAY CONNECTOR

Binary input8

Rys. 17. Schemat blokowy układu wejść dwustanowych urządzenia BICON

Galvanic isolation 1

Galvanic isolation 8

TTL

20 WAY CONNECTOR

BUFFER

PCB Terminal Block

Binary output 1

Binary output 8

Rys. 18. Schemat blokowy układu wyjść dwustanowych urządzenia BICON

pojawia się stan logiczny 0. Karta została wyposażona w osiem wejść cyfrowych, o separacji galwanicznej 5 kV. Dodatkowo zostały zastosowane układy zabezpieczające przed podaniem impulsu przepięciowego, który spowodowałby uszkodzenie wejściowych układów elektronicznych urządzenia zabezpieczającego. Na rys. 17 został przedstawiony schemat blokowy modułu wejść dwustanowych.

Karta wyjść dwustanowych ma budowę hybrydową, ponieważ została wyposażona w cztery wyjścia zaprojektowane na klasycznych przekaźnikach elektromechanicznych oraz cztery szybkie wyjścia zbudowane na przekaźnikach półprzewodnikowych – tranzystorach mocy typu MOSFET. Na rys. 18 przedstawiono schemat blokowy wspomnianej karty.

1. Górna pokrywa obudowy, 2. Moduł głównego procesora, 3. Zasilacz, 4. Karta wejść analogowych, 5. Karta wyjść dwustanowych, 6. Karta wejść dwustanowych, 7. Płyta montażowa, 8. Obudowa, element główny, 9. Złącza sygnałów elektrycznych (SPEAKON), 10. Adaptery ST/ST pozwalające na wprowadzenie sygnałów cyfrowych optycznych [2] Rys. 19. Rozmieszczenie modułów i złącz urządzenia BICON

Na obudowę urządzenia BICON została zaadaptowana obudowa produkowana przez firmę ABTECH. Jest to obudowa aluminiowa charakteryzująca się wysokim stopniem ochrony przed promieniowaniem elektromagnetycznym oraz dużą odpornością na warunki atmosferyczne. Chociaż w porównaniu z obudową z tworzywa sztucznego jest rozwiązaniem droższym, to jednak w większości przypadków możliwa jest rezygnacja z dodatkowych, kosztownych działań mających na celu poprawę ekranowania. Wzmocnienie ekranowania można osiągnąć poprzez zastosowanie przewodzących uszczelek pomiędzy pokrywą a częścią dolną obudowy. W tym celu wnętrze obudowy i strefa uszczelnienia są nielakierowane, a tylko powierzchnie zewnętrzne pokrywane są lakierem proszkowym, chroniącym przed korozją. Uszczelka silikonowa pokryta warstwą miedzi i srebra tworzy połączenie przewodzące pomiędzy elementami obudowy. Moduły i złączki mogą być na dużej powierzchni połączone z masą obudowy na wewnętrznych ściankach. Dodatkowo w pokrywie obudowy wykonano otwory umożliwiające wyprowadzenie diod sygnalizacyjnych LED na panel czołowy urządzenia. Na rys. 19 przedstawiono budowę urządzenia BICON oraz opis części składowych. 4. Wnioski Celem projektu było opracowanie intranetowego urządzenia automatyki elektroenergetycznej nowej generacji, które wymieniałoby dane w sieci Ethernet/IP w protokole IEC 61850. W efekcie powstały dwa urządzenia prototypowe automatyki elektroenergetycznej nowej generacji, mające właściwości pozwalające na zastosowanie w układach automatyki nowego typu. Zastosowanie

K. Gontarz et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 40–50

w przyszłości urządzeń tej jakości pozwoli na uproszczenie okablowania stacyjnego, ujednolicenie dostępu do danych dostępnych w zainstalowanych urządzeniach mikroprocesorowych, tworzenie nowych układów automatyki na podstawie nowych rozwiązań technologicznych wykorzystujących wspomniane technologie (Ethernet/ Intranet, GPS i zaawansowane protokoły w rodzaju IEC 61850) [3].

Bibliografia 1. Kowalik R., Sieci komputerowe jako podstawa funkcjonowania następnej generacji urządzeń automatyki elektroenergetycznej, projekt KBN nr 4T10B07122, Warszawa 2005. 2. Kowalik R ., Janusze wski M., Coordination of protections through

the exchange of binary signals between power system substations in the IEC61850 protocol, Przegląd Elektrotechniczny 2009, nr 6 (angielski), s. 195–201. 3. Kowalik R., Januszewski M., Gontarz K., raport z wykonania projektu nr 0492/R/ T02/2007/03 pt. „Intranetowe urządzenie automatyki elektroenergetycznej nowej generacji”, Warszawa 2010.

Kamil Gontarz

mgr inż. Politechnika Warszawska e-mail: kamil.gontarz@ien.pw.edu.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej (2010). Obecnie jest doktorantem w Instytucie Elektroenergetyki macierzystej uczelni oraz pracuje w WCBKT SA. Jego główne zainteresowania zawodowe dotyczą mikroprocesorowych urządzeń automatyki elektroenergetycznej oraz lotniskowe systemy zasilania statków powietrznych.

Ryszard Kowalik

Désiré D. Rasolomampionona

dr hab. inż. prof. PW Politechnika Warszawska e-mail: desire.rasolomampionona@ien.pw.edu.pl Od 1994 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki. Obecnie jest kierownikiem Zakładu Automatyki Elektroenergetycznej. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się głównie wokół problemów dotyczących automatyki elektroenergetycznej, sterowania pracą systemu elektroenergetycznego oraz zastosowania telekomunikacji i nowoczesnych technik informatycznych w elektroenergetyce.

Marcin Januszewski

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

Usage of Wind Farms in Voltage and Reactive Power Control Based on the example of Dunowo Substation

Authors Dariusz Kołodziej Jarosław Klucznik

Keywords voltage control, reactive power control, wind farms

Abstract The article describes a control system designed at the Institute of Power Engineering Gdańsk Division, which has been applied in Dunowo substation and nearby wind farms. Control systems use wind farms in the process of voltage and reactive power control. The device structure, rules of control and requirements described in the Instruction of Transmission System Operation and Maintenance (grid code) released by Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA the Transmission System Operator in Poland are presented.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014105

1. Introduction The development of wind energy in Poland, and the construction of wind farms with more and more power, connected not only to the distribution grid, but also to the transmission grid, creates the opportunity for extensive use of wind farms as reactive power sources in the NPS voltage control. The paper presents a voltage and reactive power control system implemented in the Dunowo node, covering Dunowo 400/220/110 kV substation and two wind farms connected to its 400 kV and 110 kV bars.

full range of permissible loads, using a remote control system from the TSO-ODM (regional dispatch) services level. • A wind farm must be capable of the reactive power output resulting from the power factor required for its capacity (POS) at its connection point, i.e. from cosφ = 0.95 (inductive) to cosφ = 0.95 (capacitive). At a load below POS the entire reactive power disposable in the range outside cosφ = 0.95 has to be available in accordance with the wind farm’s technical capabilities (Fig. 1).

2. Transmission system operator requirements The voltage and reactive power control requirements are set out in the IRiESP transmission grid code [1]. It can be concluded from the code that: • A wind farm should be provided with a voltage and reactive power control system. • In order to ensure a wind farm’s usability in the operation management process it is required that it is fit for remote control in accordance with standards set by the system operator. As part of the system of remote control from an appropriate dispatch centre, the capability should be ensured to change reactive power over the full range of the wind farm’s allowable reactive power loads. • As part of the remote control system, the capability should be ensured to change the farm wind’s control mode in real time (online). • If a wind farm is connected to the transmission grid, the transmission system operator (TSO) has the right to change its reactive power (as well as active power) output of over the

cosφ = 0,95 (cap.)

Pos

cosφ = 0,95 (ind.)

Q Fig. 1. The required wind farm reactive power output range

Voltage and reactive power control should be provided over the full range of the wind farm’s allowable reactive power loads. A wind farm’s voltage and reactive power control and regulation system should be fit for stand-alone operations and, optionally, for operation co-ordinated with the master voltage and reactive power control system (ARST), installed in the substation. 59

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

In the stand-alone mode, the wind farm voltage and reactive power control and regulation system should be capable of independent operation with regard to the following criteria: reactive power (at connection point) and voltage (at connection point) in accordance with static characteristics Q = f(U) (Fig. 2). The characteristic’s parameterisation should be possible for each connected farm individually. The set parameters are dependent on the farm size, rated voltage, and location of its connection to the power system. In Tab. 1 the symbols used in the characteristic are explained. • In the coordinated mode, the wind farm voltage and reactive power control and regulation system is interoperable with the master voltage and reactive power control system (ARST), installed in the substation. As part of the warranty of its

Q Qmax gen

Uprog 2 Umin

Umax

Uprog 1

Qmax pob

Fig. 2. Static characteristic Q = f (U) of voltage control at connection point

Fig. 1. shows the required reactive power output range. IRiESP transmission grid code does not require the range’s rectangular shape, although this would be the most advantageous from the viewpoint of the farm’s contribution to voltage control. In practice the range is most often near V-shaped, or partially rectangular. For the investor in a wind farm, fulfilling all the foregoing requirements may be difficult, due to the limited functionality of the control systems associated with wind farms, or expensive, due to the need to procure additional functionality in the control system. The URST control systems developed by the Institute of Power Engineering for wind farms ensure wind farm’s adjustment to the IRiESP transmission grid code requirements, for example by way of completion of the missing control criteria, implementation of the interoperability with master control systems (coordination with ARST system), and extension of the control function to static reactive power sources installed in the wind farm’s customer substation. For voltage control in Dunowo node two wind farms are used. Connected to the 110 kV side is Karścino farm with 90 MW capacity, provided with a UCC (Iberdrola) control system, which directly interoperates with the respective ARST master system. Connected to the 400 kV side is Darłowo farm with 250 MW capacity, which was provided with an URST system in order to meet all the IRiESP grid code requirements, and to ensure its interoperability with the master ARST system. The next chapter presents the URST control system on the example of its implementation in Darłowo wind farm.

3. URST wind farm control system Designation

Description

Qmax pob

Maximum permissible find farm reactive power intake at a given active power output

Qmax gen

Maximum permissible find farm reactive power output at a given active power output

Umin

Minimum controlled wind farm connection point voltage at maximum reactive power output

Umax

Maximum controlled wind farm connection point voltage at maximum reactive power intake

Uprog 1

Controlled wind farm connection point voltage, below which reactive power is generated

Uprog 2

Controlled wind farm connection point voltage, beyond which reactive power is intaken

Tab. 1. Static characteristic designationspoint

interoperability with the master system (ARST), the wind farm voltage and reactive power control and regulation system’s capability should be ensured to implement reactive power setpoints. Also warranted should be a dedicated channel for communication with the master control system. • The system operator may require that during disturbances the wind farm generates as much reactive power as possible within its technical constraints. • During disturbances resulting in voltage changes the wind farm can not lose its reactive power control capacity, and must actively contribute to the voltage retention. At a voltage drop in its connection point below a setpoint, the wind farm can not intake reactive power. 60

The URST system has been designed for the automatic management of operations of Darłowo wind farm connected to the power system at 400 kV, in the following areas: • voltage control at connection point, according to the static characteristics required by the transmission grid operator (Fig. 2) • reactive power output/ intake control at connection point • power factor (cosφ) control at connection point.

3.1. Wind farm description A diagram of Darłowo WF connected to 400 kV switchgear in Dunowo node is shown in Fig. 3. The farm grid includes two main substations (MES) Jeżyczki and Sińczyca. The MES substations are equipped with 110/30 kV transformers, and constitute wind farm connection points. Darłowo WF’s active and reactive power capacities are 250 MW and 80 MVAr, respectively. To the 400/110/30 kV transformer’s third winding the following static reactive power sources is connected: a 12 MVAr capacitor bank, and a 12-27-36 MVAr reactor (depending on configuration).

3.2. URST system functionality The URST system in Darłowo complements functionality of the wind turbine controller supplied by the turbine manufacturer (General Electric) in order to meet all voltage and reactive power control requirements of the transmission system operator. From the point of view of the power system and the ARST controls in Dunowo node, the wind farm with its control automation

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

Dunowo

400 kV

U PQ U P Q

250 MVA

30 kV

Darłowo

U PQ

110 kV

Tor A

= 73 MW

GPZ Jeżyczki

75 MVA

110 kV

3 Tor B

BKR

GPZ Sińczyca

110 kV

75 MVA

78 MVA

75 MVA

U PQ

= 177 MW

Fig. 3. Darłowo WF diagram

consisting of the wind farm controller and the URST system is a single source of reactive power. It has its own characteristic Q = f(P) that indicates the currently available range of reactive power control, dependent on the active power output. Functions performed by the wind turbine controller: • independent control of active and reactive power outputs of each wind turbine in the farm • voltage or power factor control at the point of connection to the power system. Tasks performed by URST system in Darłowo WF, which utilises the functions available in the wind turbine controller and so extends them that they meet the TSO requirements: • Control at the wind farm’s connection to the power system is executed according to a selected regulation criterion: 400 kV side voltage, reactive power, or power factor (cosφ). • In the process of a selected value’s adjustment, first the fast generator (farm’s turbines) control capabilities are employed, followed by the slow control that uses static reactive power sources (capacitor bank, reactor). • Transformer regulation involves all the farm’s transformers (400/110 kV, 110/30 kV) with on-load tap changers. • Transformer regulation takes into account the need to maintain certain voltage levels in each switching substation of the farm’s internal grid. • Control of static reactive power sources, such as capacitor banks or reactors; the capacitor bank control takes into account switching time constraints. • The URST provides control in stand-alone or ARST (coordinated) modes, switched over locally from a terminal in the wind farm, or remotely from the dispatch centre. In the

standalone mode, the URST control is based on a selected criterion and setpoints obtained locally from a terminal in the wind farm or remotely from the dispatch centre. • In the ARST mode, the URST control is based on a criterion and setpoints obtained from the ARST system acting as master in the coordinated control process involving high voltage substations and wind farms connected. • In the stand-alone mode, the 400 kV voltage at the connection point is controlled in accordance with the static characteristic Q = f(U) (Fig. 2) required by the transmission system operator. • In the ARST mode, the 400 kV voltage control at the connection point is performed by the farm as a controllable reactive power source. The ARST is responsible for setting such a reactive power for the URST and the farm, which ensures the appropriate voltage in the 400 kV system. • Communication with dispatch centres is done in a standard way (communication protocols, data lists). • The URST communicates with the ARST, acting as master in the coordinated control process. A simplified example of the URST/wind farm interoperation is shown in Fig. 4. The wind farm controller controls the active and reactive power outputs of individual wind turbines. Wind turbine setpoints (reactive power or power factor cosφ) are transmitted to the farm controller from the interoperable URST. Back-fed to the URST are the farm’s total active and reactive power outputs, current reactive power output limits, and other details of the farm’s operating state. The reference point for the regulator and its setpoint in the farm controller is the farm connection to the grid (a bay in a high voltage substation). 61

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

NN P, Q, U connec on point

Terminal ARST

U SN

URST

Pzad, Qzad

SCADA

Farm controller

Farm control criterion , Uzad, Qzad, cosφzad Pne o, Qne o, Pmax, Qmin, Qmax ...

Fig. 4. Simplified diagram of URST / farm devices interoperation

The URST is responsible for the transformer ratio control in all substations of the farm, and the use of static capacitor banks and the reactor in the regulation. The farm connection point is also the reference for the control processes performed by the URST.

3.3. Design of the URST for Darłowo WF The URST design for Darłowo WF has distributed structure. The system consists of three programmable controllers: central, installed in MES (main substation) Darłowo, and two local in MES Jeżyczki and MES Sińczyca. The local units act as object-oriented data concentrators for Darłowo WF URST, and as controllers of T1, T2, T3 transformers in MES Jeżyczki, and the transformer in MES Sińczyca. The central controller is responsible for the implementation of URST operating programme, and it supports communication with the URST controllers in substations Jeżyczki and Sińczyca, SCADA in substation, wind farm controller, and ARST. It also records the regulation system’s performance. All controllers are equipped with the following modules: • analogue inputs, responsible for the receipt of data from voltage, and active and reactive power measurement converters in each bay • binary inputs, responsible for the receipt of circuit breaker and disconnector statuses in selected substation bays, measurements of transformer tap numbers, and selected statuses of control panel switches • binary outputs that control the drives of on-load transformer tap changers.

3.4. Communication The URST communicates to the following extent: • Communication between URST controllers in each transformer substation (MES) of the farm. • Communication with the terminal in the wind farm (or its subscriber station) – for the purpose of the system’s local 62

servicing (visual rendering, setpoint entering). The local URST terminal can be implemented as a separate application running on any computer in the substation, or as a web-based solution (URST as web server, computer as terminal with a web browser as the human-machine interface, HMI). The URST terminal functionality can also be embed in the farm’s SCADA, which requires URST/ SCADA communication. For Darłowo WF the web server option has been selected. • Communication with the dispatch centre enables remote operation. Depending on the farm and its connection locations it is the dispatch centre belonging to the transmission system operator. Communication with the ARST master control system installed in the highest voltage substation, to which the farm is connected. It is necessary to coordinate control processes performed by Darłowo WF URST and Dunowo 400/220/110 kV substation ARST. Data exchange within the URST, as well as with external devices, utilises the following communication protocols: • IEC 60870-5-104 – between URST controllers • DNP 3.0 LAN – with SCADA in wind farm substations • MODBUS/TCP – with wind turbine controller • IEC 60870-5-101 – with master ARST in Dunowo substation. A diagram of the communication links is shown in Fig. 5.

3.5. Operation The URST can be operated from computer terminals in the URST controller locations (Darłowo WF in Dunowo, MES Jeżyczki, and MES Sińczyca). The URST is locally operated using a web browser programme on the computer terminal of the system installed in the substation. The URST system has a HTTP server that generates web pages showing the farm and control system performance. On the screens setpoints can be entered and the events history viewed. The webpage is automatically refreshed.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

Fig. 6 shows the main terminal screen. It displays real-time measurements, control mode and criterion, and setpoints. The diagram is slightly modified, according to changing statuses of substation switches. The diagram contains fields, where voltage setpoints can be entered for the 110 kV bars and each 30 kV switching substation.

The additional screens in Fig. 7 and 8 show in detail the farm condition in terms of input data essential for the URST control unit. The first screen shows Dunowo 400/110 kV MSE substation, the next Jeżyczki 110/30 kV MSE.

Fig. 5. Communication diagram

Fig. 6. URST main screen 63

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

4. Coordinated voltage control in Dunowo node The Dunowo node (DUN), located in PSE-Północ operating area, consists of three busbar systems: 400 kV, 220 kV and 110 kV, and two transformers. Dunowo substation is equipped with an ARST automatic transformer control system, which covers two transformers: AT1 (400/100 kV) and TR2 (400/220 kV). In addition, the ARST’s coordinated control algorithm covers wind farms Darłowo and Karścino.

Fig. 7. URST screen of Dunowo MSE

Fig. 8. URST screen of Jeżyczki MSE 64

A diagram of the Dunowo node covered by the coordinated voltage control algorithm is shown in Fig. 9. The ARST automatic control unit in Dunowo substation has been adapted for interoperation with the control systems of the wind farms in Darłowo and Karścino. The interoperation of these two types of automatic controls aims to coordinate the voltage control processes in the high voltage substation with the voltage control, which the connected wind farms can perform.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

FW Darłowo 400 kV grid 400 kV

AT1

TR2

SE Dunowo DUN

220 kV 110 kV 220 kV grid

FW Karścino

110 kV grid

Fig. 9. Dunowo node diagram

After its adjustment to control coordinated with the wind farms, the ARST in Dunowo has the following features: • The voltage control process involves the 400/110 kV transformer in Dunowo substation, with an on-load tap changer, and Darłowo and Karścino wind farms connected to the substation, with control systems (UCC in Karścino, and URST in Darłowo). • The ARST in a high voltage substation acts as the master in the voltage control process. It is responsible for the use of variable transformer ratios and connected wind farms as controllable reactive power sources. • Control systems in each wind farm play the slave roles. They operate according to a control criterion and setpoints (reactive power or cosφ) provided by the ARST for the variables controlled at the connection point. This is so when the farm control system has been locally or remotely switched to the ARST operating mode. • The ARST performs transformer control according to a selected control criterion: low transformer voltage, high transformer voltage, reactive power flow through transformer, and selected transformer tap (fixed transformer ratio). • The transformer control covers the wind farms that operate in the ARST control mode (coordinated with the ARST master voltage and reactive power control). Either of the two control criteria is applied: reactive power or cosφ at the connection point. In the voltage control process, the ARST first employs the fast generator control capabilities of the farms and coordinated control systems (URST), and then the slow control by the 400/110 kV transformer under the ARST control.

4.1. Substation bar voltage control The voltage on Dunowo substation bars is controlled by transformers and connected wind farms. The voltage on a busbar system can be controlled primarily by: • transformer only, according to the low or high voltage control

criterion • w ind farm only, in the ARST control mode • transformer and wind farm (in the ARST control mode) collectively. The collective voltage control by transformer and wind farm utilises static characteristic Uz = f(Q), where a change in the reactive load is accompanied by some variation of the maintained voltage. In the absence of the wind farm contribution to voltage control the characteristic is not inclined. Setpoints of the voltages to be maintained by the system are assigned separately for each bard of the substation. The other control parameters are specified for a given voltage level (110 kV or 400 kV). The parameters are the following: • Voltage setpoint – set by the substation personnel, or remotely from regional/national dispatch centre. By changing a transformer tap and/or a farm reactive power output the ARST will try to ensure that the voltage measured at the bus is close to its setpoint (with accuracy to the deadband, if at the time only transformer control is active). Where the control involves concurrent step transformer adjustment and continuous wind farm adjustment, the achieved closeness of the measured voltage and its setpoint is much better than that resulting from the deadband. It depends on the actually available reactive power range Qmin… Qmax, which the wind farm can deliver. • Slope – ΔUdop, denotes the slope of the dependency of bar voltage setpoint Uzad = f(QFW) on the wind farm’s reactive power output. The slope is zero if the voltage control involves no farm. • Deadband – denotes the range of the system’s insensitivity at transformer control to a change in the controlled voltage (deadband = 2e). The deadband’s width should be selected accordingly to the voltage change induced by a single tap change, as compromise between the control accuracy and tape change time interval. Too narrow deadband may lead to oscillations of the system, even at a constant voltage on substation bars. • Control delay – delay with which the ARST responds by a transformer tap change to a bar voltage deviation from the setpoint (voltage outside deadband). U ∆Udop ∆Udop

}2ε

Uzad

Qmin

QFW

Qmax

Fig. 10. Static characteristic of voltage control

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | 59–66

• C ontrol type – “dependent” or “independent”. “Independent” transformer control responds to a deviation from the setpoint with a delay exactly equal to the respective control delay, whereas “dependent” control responds the faster, the larger is the deviation. The objective of voltage control by transformers is to change taps only when a voltage deviation from the setpoint is large or permanent, whereas a temporary, small voltage change near the deadband border should not cause tap switching. The speed of voltage control by transformer and wind farm depends on the set transformer control parameters, the farm’s fast adjustment availability, ease of refreshing data from the object, and communication with the wind farm. At a large voltage setpoint change, or system voltage change, the speed of levelling the measured and preset powers depends on the transformer control delay.

5. Summary The URST control system for the Dunowo node and Darłowo wind farm was installed in 2012 and launched in 2013. The tests so far have proven that the adopted solutions were correct. It

should be borne in mind that the voltage and reactive power control algorithm implemented in Dunowo node is dedicated for this node type only. Studies of the Institute of Power Engineering have shown how wide the variety of the engineering solutions and capabilities of currently built wind farms is. The algorithm and its parameters have to be selected for each solution individually. It should also be noted that the effectiveness of voltage and reactive power control in the NPS is closely linked with the wind farm capabilities and characteristic P = f(Q). This type of control will be most effective when newly built wind farms’ P = f(Q) characteristics ensure the complete (the largest possible) range of reactive power changes, regardless of the active power output. REFERENCES

1. IRiESP – Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci [The transmission grid code. Terms and conditions of the grid use, operation, and development planning], Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA, version 1.0 of 22 December 2010.

Dariusz Kołodziej Institute of Power Engineering, Gdańsk Branch e-mail: d.kolodziej@ien.gda.pl Graduated as M.Sc. from the Faculty of Electronics at Gdańsk University of Technology (1990). Since 1991 a research assistant in the Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering. Engaged in activities related to the development and implementation in the NPS of automatic voltage and reactive power controls in high voltage substations (ARST), control systems for wind farms (URST), coordinating ARST system operations, and more recently to the use of wind farms for voltage control in coordination with ARST systems. Since 2011 he has contributed to the works of the European Energy Research Alliance (EERA) Joint Programme on Smart Grids.

Jarosław Klucznik Institute of Power Engineering, Gdańsk Branch e-mail: j.klucznik@ien.gda.pl Graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering (2007) and Faculty of Management and Economics (2010) of Gdańsk University of Technology. M.Sc. Eng. in Power Systems. Since 2007 in the Gdańsk Branch of the Institute of Power Engineering. His research interests include: power flow calculations in power systems, and system automatic controls – ARST transformer regulation systems and control systems for wind farms URST.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 59–66

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 59–66. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wykorzystanie farm wiatrowych do regulacji napięcia i mocy biernej na przykładzie węzła Dunowo Autorzy

Dariusz Kołodziej Jarosław Klucznik

Słowa kluczowe

ARST, URST, regulacja napięcia, regulacja mocy biernej, farmy wiatrowe

Streszczenie

W artykule przedstawiono opracowany i zrealizowany przez Instytut Energetyki system regulacji napięć i mocy biernych dla węzła Dunowo, obejmujący stację elektroenergetyczną najwyższych napięć oraz dwie spośród wielu farm wiatrowych. Zaprezentowano aktualne wymagania OSP dotyczące regulacji napięcia z wykorzystaniem farm wiatrowych. Przedstawiono budowę i strukturę systemu, reguły działania jego składników, a także zasady koordynacji regulacji transformatorowej w stacji najwyższych napięć i generatorowej w farmach wiatrowych.

1. Wstęp Rozwój energetyki wiatrowej w Polsce oraz budowa farm wiatrowych o coraz większych mocach, przyłączanych nie tylko do sieci dystrybucyjnej, ale również do sieci przesyłowej, stwarza możliwość szerokiego wykorzystania farm wiatrowych jako źródła mocy biernej w procesie regulacji napięcia w KSE. W artykule przedstawiono zrealizowany w węźle Dunowo system regulacji napięcia i mocy biernej, obejmujący stację elektroenergetyczną Dunowo 400/220/110 kV oraz dwie farmy wiatrowe przyłączone po stronie 400 oraz 110 kV. 2. Wymagania operatora systemu przesyłowego Wymagania dla farm wiatrowych w zakresie regulacji napięć i mocy biernych zawarte są w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) [1]. Z treści tego dokumentu wynika, że: • Farma wiatrowa powinna być wyposażona w system sterowania i regulacji w zakresie napięcia i mocy biernej. • W celu zapewnienia możliwości wykorzystania farmy wiatrowej w procesie prowadzenia ruchu wymaga się, aby farma wiatrowa była zdolna do zdalnego sterowania zgodnie ze standardami operatora systemu. W ramach systemu zdalnego sterowania z właściwego ośrodka dyspozycji należy zapewnić możliwość zmiany mocy biernej w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń mocą bierną farmy wiatrowej. • W ramach systemu zdalnego sterowania należy zapewnić możliwość zmiany trybu regulacji farmy wiatrowej w czasie rzeczywistym (online). • Jeżeli farma wiatrowa przyłączona jest do sieci przesyłowej, to operator systemu przesyłowego (OSP) ma prawo do zmiany generacji mocy biernej (oraz mocy czynnej) w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń, za pomocą systemu zdalnego sterowania z poziomu służb dyspozytorskich OSP-ODM. • Farma wiatrowa musi posiadać zdolność do generacji mocy biernej, w wielkości wynikającej z wymaganego dla mocy osiągalnej (POS) współczynnika mocy, w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej w granicach od cosφ = 0,95 (o charakterze

indukcyjnym) do cosφ = 0,95 (o charakterze pojemnościowym). Przy obciążeniu mocą czynną niższą od POS należy udostępnić całą dostępną moc bierną w zakresie poza cosφ = 0,95, zgodnie z możliwościami technicznymi farmy wiatrowej (rys. 1). Regulacja napięcia i mocy biernej powinna

Pos

Uprog 2 Umin

Umax

Uprog 1

Qmax pob

Rys. 2. Charakterystyka statyczna Q = f(U) regulacji napięcia w punkcie przyłączenia

P cosφ = 0,95 (poj.)

Q Qmax gen

cosφ = 0,95 (ind.)

Oznaczenie

Qmax pob

Rys. 1. Zakres wymaganej generacji mocy biernej przez farmę wiatrową

być zapewniona w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń mocą bierną farmy wiatrowej. System sterowania oraz regulacji napięcia i mocy biernej farmy wiatrowej powinien posiadać zdolność do pracy autonomicznej oraz opcjonalnie do pracy skoordynowanej z nadrzędnym układem regulacji napięcia i mocy biernej (ARST), zainstalowanym w stacji elektroenergetycznej. W trybie autonomicznym system sterowania oraz regulacji napięcia i mocy biernej farmy wiatrowej powinien posiadać zdolność do niezależnej pracy w kryteriach regulacji: mocy biernej (w miejscu przyłączenia) oraz napięcia (w miejscu przyłączenia) zgodnie z charakterystyką statyczną Q = f(U) (rys. 2). Powinna być możliwość parametryzacji charakterystyki dla każdej przyłączanej farmy indywidualnie. Nastawiane parametry uzależnione są od wielkości farmy, napięcia znamionowego oraz miejsca jej przyłączenia w systemie elektroenergetycznym. Tab. 1 zawiera objaśnienie stosowanych symboli w charakterystyce. • W trybie skoordynowanym system sterowania i regulacji farmy wiatrowej współpracuje z nadrzędnym układem

Qmax gen

Umin

Umax

Uprog1

Uprog2

Opis Maksymalna dopuszczalna wartość poboru mocy biernej przez farmę wiatrową, przy danym poziomie generacji mocy czynnej Maksymalna dopuszczalna wartość generacji mocy biernej przez farmę wiatrową, przy danym poziomie generacji mocy czynnej Minimalna wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej, przy której generowana jest maksymalna moc bierna Maksymalna wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej, przy której pobierana jest maksymalna moc bierna Wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej, poniżej której generowana jest moc bierna Wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej, powyżej której pobierana jest moc bierna

Tab. 1. Oznaczenia charakterystyki statycznej

regulacji napięcia i mocy biernej (ARST) w stacji elektroenergetycznej. w ramach gwarancji współpracy z nadrzędnym układem (ARST) należy zapewnić możliwość przyjmowania do realizacji wartości zadanych mocy biernej przez system sterowania i regulacji napięcia oraz mocy biernej farmy wiatrowej. Należy również zagwarantować dedykowany kanał komunikacyjny do połączenia z nadrzędnym układem regulacji.

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 59–66

• Operator systemu może wymagać, by farma wiatrowa podczas zakłóceń w systemie elektroenergetycznym produkowała możliwie dużą, w ramach ograniczeń technicznych, moc bierną. • Podczas zakłóceń skutkujących zmianami napięcia farma wiatrowa nie może utracić zdolności regulacji mocy biernej i musi aktywnie oddziaływać w kierunku podtrzymania napięcia. W przypadku obniżenia napięcia w miejscu przyłączenia poniżej wartości zadanej farma wiatrowa nie może pobierać mocy biernej. Na rys. 1. przedstawiono zakres wymaganej generacji mocy biernej. IRiESP nie wymaga prostokątnego kształtu tego zakresu, choć taki byłby najbardziej korzystny z punktu widzenia udziału farm w regulacji napięć. W praktyce najczęściej ma on kształt zbliżony do litery V lub jest częściowo prostokątny. Spełnienie wszystkich przytoczonych wymagań może być trudne dla inwestora farmy wiatrowej ze względu na ograniczoną funkcjonalność układów regulacji towarzyszących siłowniom wiatrowym lub kosztowne ze względu na konieczność zakupu dodatkowych funkcji w układzie regulacji. Opracowane przez Instytut Energetyki układy regulacji URST, przeznaczone dla farm wiatrowych, zapewniają dopasowanie farmy wiatrowej do wymagań IRiESP, na przykład poprzez uzupełnienie brakujących kryteriów regulacji, realizacje funkcji współpracy z nadrzędnymi układami regulacji (koordynacja z układem ARST) lub objęcie funkcją regulacji statycznych źródeł mocy biernych zainstalowanych w stacji abonenckiej farmy wiatrowej. Regulacja napięć w węźle Dunowo wykorzystuje dwie farmy wiatrowe. Po stronie 110 kV dołączona jest farma Karścino o mocy 90 MW, wyposażona w układ regulacji UCC (Iberdrola), który bezpośrednio współpracuje z nadrzędnym dla tego węzła układem regulacji ARST. Po stronie 400 kV dołączona jest farma Darłowo o mocy 250 MW, która została wyposażona w układ URST, tak aby spełnić wszystkie wymagania IRiESP i zapewnić współpracę z nadrzędnym układem ARST. W następnym rozdziale przedstawiony został układ regulacji URST na przykładzie realizacji w farmie wiatrowej Darłowo. 3. Układ farmy wiatrowej URST Układ URST przeznaczony został do automatycznego prowadzenia ruchu farmy wiatrowej w Darłowie, dołączonej do systemu elektroenergetycznego po stronie 400 kV w następującym zakresie: • regulacji napięcia w punkcie przyłączenia, zgodnie z charakterystyką statyczną wymaganą przez operatora sieci przesyłowej (rys. 2) • regulacji mocy biernej generowanej lub pobieranej w punkcie przyłączenia • regulacji współczynnika mocy (cosφ) w punkcie przyłączenia. 3.1. Charakterystyka obiektu Schemat FW Darłowo, przyłączonej do rozdzielni 400 kV węzła Dunowo, przedstawiono na rys. 3. W skład sieci farmy wchodzą dwa GPZ Jeżyczki i Sińczyca. GPZ wyposażone są w transformatory 110/30 kV i stanowią punkt przyłączenia dla siłowni

Dunowo

400 kV

U PQ U P Q

250 MVA

30 kV

Darłowo

U PQ

Tor B

110 kV

= 73 MW

Tor A

GPZ Jeżyczki

75 MVA

110 kV

3 2

GPZ Sińczyca

BKR

110 kV

75 MVA

78 MVA

75 MVA

U PQ

= 177 MW

Rys. 3. Schemat FW Darłowo

wiatrowych. Farma wiatrowa Darłowo posiada moc 250 MW i zdolność do generacji mocy biernej na poziomie 80 Mvar. W trzecim uzwojeniu transformatora 400/110/30 kV przyłączone zostały statyczne źródła mocy biernej: bateria kondensatorów o mocy 12 Mvar oraz dławik o mocy 12–27–36 Mvar (w zależności od konfiguracji). 3.2. Funkcje układu Układ URST w Darłowie uzupełnia funkcjonalność sterownika farmy wiatrowej, dostarczonego przez producenta siłowni wiatrowych (General Electric), tak aby spełnione były wszystkie wymagania operatora sieci przesyłowej w zakresie regulacji napięć i mocy biernej. Farma wiatrowa wyposażona w automatykę regulacyjną, składającą się ze sterownika farmy wiatrowej i układu URST, z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego i układu regulacji ARST w Dunowie stanowi pojedyncze źródło generacji mocy biernej. Posiada własną charakterystykę Q = f(P), określającą aktualnie dostępny zakres regulacji mocy biernej, zależny od generowanej mocy czynnej. Funkcje realizowane przez sterownik siłowni wiatrowych: • niezależne sterowanie generacją mocy czynnej i biernej poszczególnych siłowni wiatrowych, wchodzących w skład farmy • regulacja napięcia lub współczynnika mocy w punkcie przyłączenia do systemu elektroenergetycznego. Zadania realizowane przez układ URST dla FW Darłowo, który wykorzystuje funkcje dostępne w sterowniku siłowni wiatrowych i rozszerza je tak, aby spełnione zostały wymagania operatora systemu przesyłowego: • Regulacja w punkcie przyłączenia farmy wiatrowej do systemu elektroenergetycznego odbywa się według wybranego kryterium regulacji: napięcia strony 400 kV, mocy biernej lub współczynnika mocy (cosφ). • W procesie regulacji wybranej wielkości w pierwszej kolejności wykorzystuje się możliwości szybkiej regulacji generatorowej (siłownie farmy), a później powolną regulację za pomocą statycznych źródeł

mocy biernej (baterii kondensatorów, dławika). • Regulacja transformatorowa obejmuje wszystkie transformatory farmy (400/110 kV, 110/30 kV) posiadające podobciążeniowe przełączniki zaczepów. • Regulacja transformatorowa uwzględnia potrzeby utrzymania określonych poziomów napięć na poszczególnych rozdzielniach sieci wewnętrznej farmy. • Sterowanie statycznymi źródłami mocy biernej, tj. bateriami kondensatorów lub dławikami; sterowanie bateriami kondensatorów uwzględnia ograniczenia czasowe dotyczące załączania. • Regulacja prowadzona przez URST odbywa się w trybie autonomicznym lub trybie ARST (skoordynowanym), przełączanie trybu regulacji farmy odbywa się lokalnie z terminalu w farmie wiatrowej lub zdalnie z ośrodka dyspozytorskiego. • W trybie autonomicznym układ URST prowadzi regulację na podstawie wybranego kryterium regulacji i wartości zadanych, otrzymanych lokalnie z terminalu w farmie wiatrowej lub zdalnie z ośrodka dyspozytorskiego. • W trybie ARST układ URST prowadzi regulację na podstawie kryterium i wartości zadanych, otrzymanych z układu ARST, pełniącego rolę nadrzędną w skoordynowanym procesie regulacji, obejmującym stację najwyższych napięć i dołączone do niej farmy wiatrowe. • Regulacja napięcia w punkcie przyłączenia po stronie 400 kV w trybie autonomicznym realizowana jest zgodnie z charakterystyką statyczną Q = f(U) (rys. 2), wymaganą przez operatora systemu przesyłowego. • Regulacja napięcia w punkcie przyłączenia po stronie 400 kV w trybie ARST realizowana jest poprzez wykorzystanie farmy jako sterowanego źródła mocy biernej. Układ ARST jest odpowiedzialny za zadanie odpowiedniej wartości mocy biernej dla URST i farmy, tak by w efekcie uzyskać odpowiednią wartość napięcia na systemie 400 kV. • Komunikacja z ośrodkami dyspozytorskimi odbywa się w standardowy sposób (protokoły komunikacyjne, listy danych).

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 59–66

• Układ URST komunikuje się z układem regulacji ARST, pełniącym rolę nadrzędną w skoordynowanym procesie regulacji. Uproszczony przykład powiązania układu URST z farmą wiatrową przedstawia rys. 4. Sterownik farmy wiatrowej steruje poszczególnymi siłowniami wiatrowymi w zakresie produkcji mocy czynnej i biernej. Wartości zadane dla siłowni wiatrowych (moc bierna lub współczynnik mocy cosφ) przesyłane są do sterownika farmy ze współpracującego układu URST. Do URST zwrotnie trafiają informacje o sumarycznej mocy czynnej i biernej, generowanej przez siłownie wiatrowe, bieżące ograniczenia wytwarzanej mocy biernej oraz inne informacje o stanie pracy farmy. Punktem odniesienia dla regulatora i jego wartości zadanej w sterowniku farmy jest punkt przyłączenia farmy wiatrowej do sieci elektroenergetycznej (pole w stacji najwyższych napięć). Układ URST odpowiedzialny jest za sterowanie przekładniami transformatorów we wszystkich stacjach farmy oraz wykorzystanie baterii kondensatorów statycznych i dławika w procesie regulacji. Punkt przyłączenia farmy jest jednocześnie punktem odniesienia dla procesów regulacyjnych realizowanych przez układ URST.

3.3. Budowa układu URST dla FW Darłowo Układ URST dla FW Darłowo posiada strukturę rozproszoną. Układ składa się z trzech sterowników programowalnych: centralnego, zainstalowanego w GPZ Darłowo, oraz dwóch lokalnych, działających w GPZ Jeżyczki i Sińczyca. Układy lokalne pełnią rolę koncentratorów danych obiektowych na potrzeby URST FW Darłowo oraz regulatorów transformatorów T1, T2, T3 w GPZ Jeżyczki i transformatora w GPZ Sińczyca. Sterownik centralny odpowiada za realizację programu działania układu URST, realizuje funkcje komunikacji ze sterownikami URST w stacjach Jeżyczki i Sińczyca, ze SCADA w stacji, ze sterownikiem farmy wiatrowej i układem ARST. Pełni również rolę rejestratora pracy układu regulacji. Wszystkie sterowniki wyposażone są w moduły: • wejść analogowych, odpowiadających za odbiór informacji z przetworników pomiaru napięcia, mocy czynnej i biernej z poszczególnych pól • wejść dwustanowych, odpowiadających za odbiór stanów wyłączników i odłączników w wybranych polach stacji, pomiarów numerów zaczepów transformatorów oraz wybranych stanów przełączników w tablicach sterowniczych

NN P, Q, U punkt przyłączenia

Terminal ARST

U SN

URST

Pzad, Qzad

SCADA

zadane kryterium regulacji farmy, Uzad, Qzad, cosφzad Pne o, Qne o, Pmax, Qmin, Qmax ...

Rys. 4. Uproszczony schemat współpracy URST z urządzeniami farmy

Rys. 5. Schemat połączeń komunikacyjnych

Sterownik farmy

• wyjść dwustanowych, służących do sterowania napędami podobciążeniowych przełączników zaczepów transformatorów. 3.4. Komunikacja Układ URST komunikuje się w następującym zakresie: • Komunikacja między sterownikami URST zlokalizowanymi w poszczególnych stacjach transformatorowych (GPZ) farmy. • Komunikacja z terminalem zainstalowanym w farmie wiatrowej (lub jej stacji abonenckiej) – prowadzona jest w celu lokalnej obsługi układu (wizualizacja, wprowadzanie wartości zadanych). Terminal lokalny URST może być zrealizowany jako osobna aplikacja, uruchomiona na dowolnym komputerze w stacji lub jako rozwiązanie oparte na technice WWW (URST jest serwerem WWW, komputer pełniący rolę terminalu wykorzystuje przeglądarkę internetową jako interfejs człowiek-maszyna, tzw. HMI). Możliwe jest również wbudowanie funkcji terminalu URST w system SCADA, funkcjonujący w farmie wiatrowej, wtedy konieczne jest skomunikowanie URST ze SCADA. Dla FW Darłowo wybrano wariant z serwerem WWW. • Komunikacja z ośrodkiem dyspozytorskim – prowadzona jest w celu zdalnej obsługi. Zależnie od miejsca instalacji farmy i miejsca przyłączenia jest to ośrodek dyspozytorski należący do operatora systemu przesyłowego. • Komunikacja z nadrzędnym układem regulacji ARST zainstalowanym w stacji najwyższych napięć, do której farma jest przyłączona. Konieczna jest do koordynacji procesów regulacyjnych prowadzonych przez URST FW Darłowo i ARST stacji 400/220/110 kV Dunowo. Wymiana danych w ramach układu URST, jak i z urządzeniami zewnętrznymi, odbywa się z wykorzystaniem następujących protokołów komunikacyjnych: • IEC 60870-5-104 – między sterownikami URST • DNP 3.0 LAN – ze SCADA w stacjach farmy wiatrowej • MODBUS/TCP – ze sterownikiem siłowni wiatrowej • IEC 60870-5-101 – z nadrzędnym układem ARST w SE Dunowo. Schemat powiązań komunikacyjnych przedstawiono na rys. 5. 3.5. Obsługa Obsługa układu URST jest możliwa z komputerowych terminali w miejscach zainstalowania sterowników układu URST (FW Darłowo w Dunowie, GPZ Jeżyczki, GPZ Sińczyca). Lokalna obsługa układu URST realizowana jest z wykorzystaniem programu przeglądarki WWW na komputerze terminalu systemu zainstalowanego w stacji. Układ URST posiada serwer HTTP, generujący odpowiednie strony WWW, przedstawiające stan farmy i układu regulacji. Ekrany pozwalają na wprowadzanie wartości zadanych i odczyt historii zdarzeń. Stan strony automatycznie się odświeża. Na zamieszczonym rys. 6 przedstawiono główny ekran terminalu. Wyświetlane są

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 59–66

na nim bieżące pomiary, aktualny tryb i kryterium regulacji oraz aktualne wartości zadane. Schemat ulega nieznacznym modyfikacjom, zależnie od zmieniającego się stanu położenia łączników w stacjach. Na schemacie umieszczone są pola umożliwiające wprowadzanie wartości zadanych napięć na szynach 110 kV oraz dla poszczególnych rozdzielni 30 kV. Dodatkowe ekrany przedstawione na rys. 7 i 8 ukazują szczegółowo stan farmy w zakresie danych wejściowych, istotnych dla układu regulacji URST. Pierwszy ekran przedstawia GPZ Dunowo 400/110 kV, kolejny GPZ Jeżyczki 110/30 kV.

Rys. 6. Główny ekran układu URST

4. Skoordynowana regulacja napięć w węźle Dunowo W skład węzła Dunowo (DUN), leżącego na terenie PSE-Północ, wchodzą trzy rozdzielnie: 400 kV, 220 kV i 110 kV oraz dwa transformatory. Stacja energetyczna Dunowo wyposażona jest w automatyczny układ regulacji transformatorowej ARST, w zasięgu jego działania znajdują się transformatory: AT1 (400/100 kV) i TR2 (400/220 kV). Dodatkowo układ ARST obejmuje algorytmem regulacji skoordynowanej farmy wiatrowe Darłowo oraz Karścino. Schemat węzła Dunowo, objętego algorytmem skoordynowanej regulacji napięć, przedstawiono na rys. 9. Układ automatycznej regulacji ARST w SE Dunowo przystosowany został do współpracy z układami regulacji farm wiatrowych w Darłowie i Karścinie. Współpraca tych dwóch rodzajów automatyk ma na celu skoordynowanie procesów regulacji napięć prowadzonych w stacji najwyższych napięć z regulacją napięć, które mogą realizować przyłączone farmy wiatrowe. Układ ARST w Dunowie, po dostosowaniu do regulacji skoordynowanej z farmami wiatrowymi, posiada następujące cechy: • W procesie regulacji napięć bierze udział transformator 400/110 kV zainstalowany w stacji Dunowo, wyposażony w podobciążeniowy przełącznik zaczepów, oraz farmy wiatrowe Darłowo i Karścino dołączone do stacji i wyposażone w układy regulacji (UCC w Karścinie i URST w Darłowie). FW Darłowo

Rys. 7. Ekran układu URST przedstawiający GPZ Dunowo

sieć 400 kV 400 kV

AT1

TR2

SE Dunowo DUN

220 kV 110 kV sieć 220 kV

FW Karścino

sieć 110 kV

Rys. 9. Schemat węzła Dunowo

Rys. 8. Ekran układu URST przedstawiający GPZ Jeżyczki

• Układ ARST w stacji najwyższych napięć pełni rolę nadrzędną w procesie regulacji napięć. Odpowiada za wykorzystanie zmiennej przekładni transformatorów oraz dołączonych farm wiatrowych jako sterowanych źródeł mocy biernej. • Układy regulacji w poszczególnych farmach wiatrowych pełnią rolę podrzędną. Pracują według przesłanego przez ARST kryterium regulacji oraz wartości zadanej

D. Kołodziej, J. Klucznik | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 59–66

(mocy biernej lub cosφ) dla regulowanej wielkości w punkcie przyłączenia. Dzieje się tak po lokalnym lub zdalnym załączeniu układu regulacji w danej farmie wiatrowej do pracy w trybie ARST. • Regulacja transformatorowa realizowana przez ARST odbywa się według wybranego kryterium regulacji: napięcia strony niższej transformatora, napięcia strony wyższej transformatora, przepływu mocy biernej przez transformator oraz wybranego zaczepu transformatora (stałej przekładni transformatora). • Regulacja generatorowa obejmuje te farmy wiatrowe, które pracują w trybie regulacji ARST (pracy skoordynowanej z nadrzędnym układem regulacji napięcia i mocy biernej ARST). Wykorzystuje się jedno z kryteriów regulacji: moc bierną lub cosφ w punkcie przyłączenia. W procesie regulacji napięcia układ ARST w pierwszej kolejności wykorzystuje możliwości szybkiej regulacji generatorowej, realizowanej za pomocą farm i skoordynowanych układów regulacji (URST), w dalszej kolejności powolną regulację za pomocą transformatora 400/110 kV będącego pod kontrolą ARST. 4.1 Regulacja napięcia na szynach stacji Regulacja napięcia na szynach stacji w Dunowie odbywa się za pomocą transformatorów oraz dołączonych farm wiatrowych. Regulacja napięcia na danym systemie może odbywać się z wykorzystaniem przede wszystkim: • wyłącznie transformatora pracującego w kryterium regulacji napięcia niższego lub wyższego • wyłącznie farmy wiatrowej pracującej w trybie regulacji ARST • łącznie transformatora oraz farmy wiatrowej (pracującej w trybie regulacji ARST). Regulacja napięcia z udziałem transformatora i farmy wiatrowej realizowana jest z wykorzystaniem charakterystyki statycznej Uz = f(Q), gdzie zmianie obciążenia biernego towarzyszy pewna zmienność utrzymywanego napięcia. W przypadku braku udziału farm wiatrowych w regulacji napięcia charakterystyka nie jest nachylona. Wartości zadane napięć, jakie mają być utrzymywane przez układ, przypisane są osobno dla każdej z szyn stacji. Pozostałe parametry regulacji określone są dla danego poziomu napięć (110 lub 400 kV). Oto następujące wielkości: • Wartość zadana napięcia – zadawana przez obsługę stacji lub zdalnie z ODM/KDM.

U ∆Udop ∆Udop

}2ε

Uzad

Qmin

QFW

Qmax

Rys. 10. Charakterystyka statyczna regulacji napięcia

•

Układ ARST będzie dążył poprzez zmianę zaczepu transformatora oraz generacji mocy biernej przez farmę wiatrową do tego, aby wartość zmierzonego napięcia na szynie była zbliżona do wartości na niej zadanej (z dokładnością do szerokości strefy nieczułości w przypadku wykorzystania w danym momencie tylko regulacji transformatorowej). W przypadku regulacji wykorzystującej jednocześnie skokową regulację transformatorową i płynną regulację za pomocą farmy wiatrowej osiągane zbliżenie wartości napięcia mierzonego i wartości zadanej jest dużo lepsze niż wynikające ze strefy nieczułości. Jest ono uzależnione od dysponowanego w danym momencie zakresu mocy biernej Qmin… Qmax, jaką farma wiatrowa może dostarczyć. Nachylenie charakterystyki – parametr ΔUdop, określający nachylenie zależności napięcia zadanego na szynach Uzad = f(QFW) od mocy biernej generowanej przez farmę wiatrową. Nachylenie charakterystyki jest zerowe w przypadku regulacji napięcia bez udziału farmy. Strefa nieczułości – parametr określający zakres niewrażliwości układu podczas regulacji transformatorowej na zmianę napięcia regulowanego (strefa nieczułości = 2ε) w regulacji transformatorowej. Szerokość strefy powinna być dobierana odpowiednio do zmiany napięcia, wywołanej jednostkową zmianą zaczepu, będąc kompromisem między dokładnością regulacji a częstością zmiany zaczepu. Zbyt wąska strefa nieczułości może doprowadzić do oscylacji układu nawet przy stałym napięciu na szynach stacji. Opóźnienie regulacji – zwłoka, z jaką układ ARST zareaguje zmianą zaczepu transformatora na odchyłkę napięcia na szynie od wartości zadanej (napięcie poza strefą nieczułości). Typ regulacji – „zależna” lub „niezależna”. Dla „niezależnej” – reakcja układu, w regulacji transformatorowej, na odchyłkę

od wartości zadanej nastąpi dokładnie po czasie określonym jako opóźnienie regulacji, dla „zależnej” – reakcja jest tym szybsza, im większa jest odchyłka. Celem regulacji napięcia za pomocą transformatorów jest zmiana zaczepu tylko wtedy, gdy odchyłka napięcia od wartości zadanej jest duża lub ma charakter trwały, natomiast chwilowe, niewielkie zmiany napięcia w pobliżu granicy strefy nieczułości nie powinny powodować przełączeń zaczepów. Szybkość regulacji napięcia za pomocą transformatora i farmy wiatrowej jest uzależniona od nastawionych parametrów regulacji transformatorowej, możliwości szybkiej regulacji farmy wiatrowej, łatwości odświeżania danych pochodzących z obiektu oraz komunikacji z farmą wiatrową. W przypadku dużych zmian wartości zadanej napięcia lub zmian napięcia na systemie o czasie uzyskania wyrównania mocy zadanej i mierzonej zadecyduje opóźnienie regulacji transformatorowej. 5. Podsumowanie Układ regulacji farmy wiatrowej URST dla węzła Dunowo i farmy wiatrowej Darłowo został wykonany w 2012 roku i uruchomiony w 2013 roku. Dotychczasowe próby wykazały poprawność przyjętych rozwiązań. Należy pamiętać, że algorytm regulacji napięcia i mocy biernej, wykorzystany w węźle Dunowo, jest dedykowany tylko dla tego rodzaju węzła. Prace prowadzone przez Instytut Energetyki pokazują, jak bardzo różnorodne są rozwiązania i możliwości aktualnie budowanych farm wiatrowych. Dobór algorytmu i jego parametrów dla każdego rozwiązania trzeba ustalać indywidualnie. Należy również pamiętać, że skuteczność regulacji napięcia i mocy biernej w sieci KSE jest ściśle powiązana z możliwościami i charakterystyką P = f(Q) farmy wiatrowej. Wykorzystanie tego typu regulacji będzie najskuteczniejsze, gdy nowo budowane farmy wiatrowe będą posiadać charakterystykę P = f(Q), która zapewnia pełny (możliwie największy) zakres zmiany mocy biernej, niezależnie od wartości mocy czynnej. Bibliografia 1. IRiESP – Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA, wersja 1.0 z 22 grudnia 2010.

Dariusz Kołodziej

mgr inż. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk e-mail: d.kolodziej@ien.gda.pl Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektroniki Politechniki Gdańskiej (1990). Od 1991 roku zatrudniony jest w Instytucie Energetyki Oddział Gdańsk na stanowisku asystenta. Zajmuje się działalnością związaną z rozwojem i wdrażaniem w KSE układów automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej stacji najwyższych napięć (ARST), układów regulacji dla farm wiatrowych (URST), koordynacją pracy układów regulacji ARST, a w ostatnim czasie z wykorzystaniem farm wiatrowych do regulacji napięć w powiązaniu z układami ARST. Od 2011 roku uczestniczy w pracach European Energy Research Alliance (EERA) Joint Programme on Smart Grids.

Jarosław Klucznik

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

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

The Design and Operation of IEC 61850 – Based Transformer Measuring Device

Authors Paweł Kopański Désiré D. Rasolomampionona

Keywords monitoring, transformer, IEC 61850

Abstract The submitted paper presents the results of research on the development of a monitoring system for HV power transformers using the IEC 61850 communication standard. The characteristic feature of this system is its implementation on Linux-based programmable PLC. Data registration functionality, aggregation, archiving and data visualization are merged on one controller. Data registration is performed through built-in digital and analogue input cards, Ethernet and serial ports used for communication with external devices. Data aggregation and archiving is based on the MySQL database system, through data visualization and presentation thanks to an in-built HTML server with an implemented HTML web page that shows the most important parameters in real time. In addition, the implemented IEC 61850 stack enables a direct communication with the SCADA system. The stack has been implemented within the controller in such a way that the need for additional equipment, such as standard machine translation, is reduced. Both the device and all the algorithms developed in the Institute of Electrical Engineering allow collecting and recording the signals in real time, and moreover make a preliminary diagnosis of the transformer.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014106

1. Introduction The constantly growing need for remote control of devices installed in the NPS has led to the idea of the development of a test and measurement device dedicated to the highest power transformers. The device is based on a Linux-enabled PLC, and meets the latest communications standards, including the IEC 61850 standard.

2. Design of the device 2.1. Hardware The measuring device design is based on a Linux-enabled PLC with analogue (AI) and digital (DI) input cards. The analogue input cards collect data in the range of 4-20 mA from sensors installed on the transformer, such as: oil, core, and ambient temperatures. The digital inputs register trips of protection devices with NO/NC contacts, such as anti-explosion Buchholz relay and overcurrent protection of cooling fan motors. Additional measuring equipment, such as sensors of flammable gas content in the oil, or cooling system controllers are connected through an RS485 serial communication port. Measurements are taken and data read out most often in Modbus RTU/TCP standard. All these devices are installed in a measurement system cabinet on the transformer. A fibre link between the cabinet and the substation control and 72

monitoring system allows for remote viewing of the transformer parameters. An overall connection diagram of the control and measurement system is shown in Fig. 1. The use of two parallel PLCs enhances the system’s reliability.

2.2. Software With a view to the accomplishment of the measurement system’s main objectives many Linux-based algorithms were developed to enable the collection of data from the transformer. Each algorithm implements a separate functionality. The element that binds all the algorithms and allows for their mutual communication is a MySQL database. Some programs, responsible for collecting data from devices, write data to the database, whereas other programs, responsible for visual rendering and transfer of data to supervisory systems, read data from the database. The interrelations between the programs are shown in Fig. 3. The MySQL database is the fundamental operating element of the entire data recording, archiving and visual rendering algorithm. All records are written to, and read from, it. The database is organised in a number of tables, as shown in Fig. 2. The AI Signals and DI Signals tables store all records for data visual rendering or presentation. Data read from the controller’s analogue and digital inputs is written directly to these tables. The Modbus

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

Power transformer

Data view

Analogue signals from transformer (e.g. temperature measurements - Pt100)

16x AI 80x DI PLC2

10BaseT MODBUS IP Ethernet switch RS485 - Modbus RTU Measurement of transformer high and low currents and voltages

Measurement of flammable gases in oil

Web browser Data visual rendering

2 ports Ethernet

OPTO 100BaseFX

RS485

Ethernet switch

16x AI 80x DI PLC1

IEC 61850 client / server

Binary signals from transformer (e.g. protections)

Cooling system controller

Fig. 1. Connection diagram of the transformer measuring system

Signals from power transformer

Visualisation

Analogue signals

Binary signals

Modbus client

IEC server

Table SygnalyAI

Table SygnalyDI

Table Modbus_ Client

Table IEC

Data visual rendering

Table SygnalyAI

Table SygnalyDI

Table Diagnostyka

MySQL

Diagnostic process

Fig. 2. Table structure in the MySQL database

RTU/TCP client that collects data from additional devices, such as water and hydrogen content in oil, transformers high and low currents, and cooling system control, operates in a separate thread. Data collected from these devices are first recorded in the device-specific tables, and then scaled in the diagnostic program and transferred to the output tables: AI Signals or DI Signals. The diagnostic thread tracks all details read from, and written to, the database, and on this basis it generates messages on the transformer’s technical condition and limit value exceedances.

A timer set to 1 s cyclically reads the records last saved in databases containing instantaneous values read from devices. After all readings the data is compared with signals recorded in the previous cycle. If any analogue value in the input tables has changed by more than the allowable threshold, it is adjusted, rescaled, and written to readout tables in the database. Next, binary signals are checked. If any signal has changed its status, a warning or notice message is generated. If, for example, it is the binary signal from a safety relief valve, it will generate a “safety 73

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

Power transformer Analogue and binary signals

Recorder of Analogue Diagnostic system and binary signals

Data view Additional devices

IEC61850 server / client

Web Browser

Modbus client

IEC61850 client / server

Webapge server

MySQL database Transformer measuring device

Fig. 3. Interrelations between the controller software

Fig. 4. Example configuration of the IEC 61850 client

relief valve tripping” alarm message. The message will be saved to the database of transformer diagnostics. The other algorithms shown in Fig. 2 enter data into the input tables. One of the programs implementing such an algorithm is the Modbus client. It enables Modbus TCP or Modbus RTU communication with all additional devices installed on the transformer. For the purpose of this program the entire Modbus client library was developed. The library contains the most popular functions used for reading data, such as: Read Coils, Read Single Coils, Read Input Registers, and Read Holding Registers. So read data from the devices is stored in the database’s device-specific tables. The last program for entering data into the database is the program for IEC 61850 74

communication with the substation’s supervisory station. It allows two-way communication so that data can be transmitted from the monitoring system to the supervisory system, and vice versa. The activated IEC client allows initiating communication with the supervisory system, to download data and save it to the database. Fig. 4 shows an example configuration and implementation of the IEC 61850 client installed in the controller. High and low transformer voltage variables from KoncPOD/MMXU0 MX $ $ $ PhV1 namespace are saved in floating point format in the IEC table, under addresses 0, 1, 2, etc. In a similar way the binary signals can be mapped, by naming them b0, b1 etc.

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

Fig. 5. Example configuration of the IEC 61850 server

Transformer measuring device

Control room

Table SygnalyAI SygnalyDI

IEC server (Tamarack)

IEC client (SSiN)

Table SCADA

IEC client (Tamarack)

IEC server (SSiN)

Fig. 6. Client – server interconnection structure in the IEC model

The IEC Server enables communication in the other direction, i.e. retrieves data from the database, and presents it in the IEC model structure. Fig. 5 shows an example configuration of the server. ReadSQL 0 signfies the instruction to download the zero variable from the AI Signals table. The Write AT1/MMXUGN$MX$A$ command presents it in the IEC model namespace relating to currents measured on the transformer high side. The rest of the record is the data type (integer, float, or bool). This is how the entire table of signals made available to SCADA systems can be easily mapped. The interrelations of the IEC server and client installed in the controller are shown in Fig. 6.

The web server implemented in the controller runs a webpage allowing the visual rendering of data collected from all devices. The data is read from the database’s output tables AI Signals and DI Signals. The entire database reading engine is written in PHP. A separate algorithm that utilises AJAX libraries enables asynchronous uploading of the webpage content. This mechanism allows refreshing only those fragments that contain read-out and changed values. The webpage’s layout was designed in CSS. The home page screenshot is shown in Fig. 7. It contains the most important details of the transformer load, oil temperature, tap changer position, and the last generated messages. 75

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

Fig. 7. The webpage for visual rendering of data collected from transformer

Fig. 8. Screenshot of the program simulating the IEC 61850 server in substation control and supervision system

3. Tests 3.1. Test bench The algorithms were tested in a laboratory bench, with a transformer performance simulator and additional programs for simulation of measuring devices’ performance. Analogue and digital signals fed to input cards in the tested device were generated by a PC. Actual values of such signals as core temperature or protection tripping were simulated through the software controlling signals at the output cards. Devices such as in-oil hydrogen and water sensor, cooling system controller, and current meters on transformer high and low sides were simulated by the Modbus 76

server software. The simulator, developed specifically for this purpose, allocates appropriate values in the address space, as in the case of real devices. In the IEC 61850 server that simulated the substation control and supervision system a model was implemented that contained high and low transformer voltages. The IEC client embedded in the controller retrieved the values from the model and saved to the database. Screenshot of the server performance simulating program is shown in Fig. 8. The program used to view data presented by the IEC server in the controller, which simulated the SCADA systems performance, was IEC Browser.

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

Fig. 9. Screenshot of the Modbus server simulation programme

Fig. 10. Screenshot of a fragment of the IEC 61850 client simulation programme

3.2. Tests To a large extent the system tests focused on verifying the data flow and IEC stacks compatibility. For example, one of the many tests was to check whether the data read from measuring devices are properly seen in the visual rendering systems. As shown in Fig. 9, the values of 215 A, 190 A, and 230 A were entered to the program that simulated the current meter at the transformer HV side. The program inserted the values under specific addresses in the Modbus protocol, in accordance with the actual device documentation. The controller’s task was to automatically establish communication with the Modbus server, to retrieve the values, rescale them, and save to the database. The web server, retrieving data from the database at specific time intervals, was supposed to visually render them in the appropriate right panel. An excerpt from the webpage presenting the retrieved data is shown in Figure 11. In addition, if an allowable limit was exceeded, a warning would have been generated and displayed on the main visual rendering panel.

Fig. 11. Screenshot of a fragment of the webpage showing currents and power

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | 72–78

The IEC server run in a separate thread retrieved data saved in the database and forward them for readout in SCADA systems. A screenshot of a fragment of the program presenting high side transformer current details retrieved by the IEC 61850 is shown in Fig. 10. Besides IEC Browser, which simulated SCADA systems performance, Tamarack client and IEC Scout software was also used in the tests. All programs had successfully passed tests of compatibility with the IEC server implemented in the controller. As shown in the included illustrations (Fig. 9 – Fig. 11), values simulated in the Modbus server were correctly read in the webpage visualization, as well as in the program acting as the IEC 61850 client.

REFERENCES

1. Kowalik R., Kopański P. , Glik K., “Autotransformer monitoring system” International Conference on Renewable Energies And Power Quality (ICREPQ ’10), pp. 23–25 March 2010, Grenada, Spain, p. 692. 2. Kowalik R., Januszewski M., Example results of electrical power system protection devices interoperability tests using IEC 61850 standard, Electrical Review 2008, No. 9, pp. 114–119. 3. Kowalik R., Januszewski M., Coordination of protections through the exchange of binary signals between power system substations in the IEC 61850 protocol, Electrical Review 2009, No. 6, pp. 195–201.

Paweł Kopański Warsaw University of Technology | Twelve Electric sp. z o.o. e-mail: pawel.kopanski@ien.pw.edu.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering, Power System Automation Department, of Warsaw University of Technology (2009). For several years has participated in the development and implementation of IT systems. For the most part these are measuring systems for data concentration, aggregation, and archiving. Currently Head of IT Department at Twelve Electric sp. z o.o. [Ltd.].

Désiré D. Rasolomampionona Warsaw University of Technology e-mail: desire.rasolomampionona@ien.pw.edu.pl Since 1994 a researcher/teacher in the Electrical Power Engineering Institute of Warsaw University of Technology. He is currently the head of the Department of Power Apparatus, Protection and Control. His research interests are focused mainly on the issues of electrical power automation, control of the power system operation and the use of telecommunications and modern information technologies in electrical power engineering.

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 72–78

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 72–78. When referring to the article please refer to the original text. PL

Konstrukcja i działanie urządzenia pomiarowego transformatorów wykorzystującego IEC 61850 Autorzy

Paweł Kopański Désiré D. Rasolomampionona

Słowa kluczowe

monitoring, transformator, IEC 61850

Streszczenie

Artykuł zawiera wyniki badań nad opracowaniem systemu monitoringu transformatorów najwyższych mocy wykorzystującego standard IEC 61850. Cechą charakterystyczną opisywanego systemu jest jego implementacja na programowalnym sterowniku PLC, bazującym na systemie Linux. W jednym sterowniku została połączona funkcjonalność rejestracji, agregacji, archiwizacji i wizualizacji danych.

1. Wstęp Stale rozwijająca się potrzeba prowadzenia zdalnej kontroli nad urządzeniami zainstalowanymi w KSE doprowadziła do koncepcji opracowania urządzenia kontrolno-pomiarowego, dedykowanego transformatorom najwyższych mocy. Urządzenie oparte jest na sterowniku PLC, pracującym na platformie Linux, i spełnia najnowsze standardy telekomunikacyjne, w tym normę IEC 61850.

2.2. Oprogramowanie Na potrzeby realizacji głównych założeń układu pomiarowego zostało zaprojektowanych wiele algorytmów pracujących w środowisku Linux, umożliwiających zbieranie danych z transformatora. Każdy algorytm służy do realizacji oddzielnych

Podgląd danych

IEC 61850 Klient / Serwer

Sygnały analogowe z transformatora (np. pomiary temperatur: Pt100)

16x AI 80x DI PLC2 RS485

RS485 Ethernet

Ethernet 10BaseT MODBUS IP

Przeglądarka WWW Wizualizacja danych

16x AI 80x DI PLC1

Przełącznik Ethernet

Sygnały dwustanowe z transformatora (np. zabezpieczenia)

OPTO 100BaseFX

2. Budowa urządzenia 2.1. Część sprzętowa Budowa urządzenia pomiarowego została oparta na sterowniku PLC, wyposażonym w karty wejść analogowych (AI) oraz dwustanowych (DI), pracującym w środowisku Linux. Karty wejść analogowych umożliwiają zbieranie danych w standardzie 4-20 mA z czujników zlokalizowanych na transformatorze, takich jak: czujniki temperatury oleju, rdzenia czy otoczenia. Wejścia dwustanowe umożliwiają rejestrację zadziałania urządzeń zabezpieczeniowych, wyposażonych w styki zwierno-rozwierne, jak np. przekaźnik przeciwwybuchowy Buchholza czy zabezpieczenia nadprądowe silników wentylatorów chłodnic. Przez port transmisji szeregowej RS485 podłącza się dodatkowe urządzenia pomiarowe typu: czujnik zawartości gazów łatwopalnych w oleju czy sterownik układu chłodzenia. Pomiar i odczyt danych najczęściej odbywa się w standardzie Modbus RTU/TCP. Wszystkie te urządzenia są zainstalowane w szafie układu pomiarowego na transformatorze. Połączenie światłowodowe między szafą pomiarową a systemem sterowania i nadzoru stacji umożliwia zdalny podgląd parametrów transformatora. Ogólny schemat podłączenia systemu kontrolno-pomiarowego został przedstawiony na rys. 1. Zastosowanie dwóch sterowników PLC pracujących równolegle zwiększa niezawodność układu.

Transformator

Przełącznik Ethernet RS485 - MODBUS RTU Pomiar gazów łatwopalnych w oleju

Pomiar prądów i napięć po stronie górnej i dolnej transformatora

Sterownik układu chłodzenia

Rys. 1. Schemat podłączenia systemu pomiarowego transformatora

Sygnały z transformatora

Wizualizacja

Sygnały analog .

Sygnały dwustan .

N14 (pomiar UI)

Calisto (pomiar H 2O i H2)

Qualitrol (ster. ukł. chłodz .)

Serwer IEC

Tabela SygnalyAI

Tabela SygnalyDI

Tabela N14_GN, DN, SN

Tabela Calisto

Tabela Qualitrol

Tabela IEC

Wizualizacja danych

Tabela SygnalyAI

Tabela SygnalyDI

Tabela Diagnostyka

MySQL

Diagnostyka

Rys. 2. Struktura tabel w bazie MySQL

funkcji. Elementem spajającym wszystkie algorytmy, pozwalającym na wzajemną komunikację, jest baza danych MySQL. Część programów odpowiedzialna za pobieranie danych z urządzeń zapisuje dane do bazy. Z kolei pozostałe programy odpowiedzialne za wizualizację i przesył danych do systemów nadzorczych odczytują dane z bazy. Wzajemne powiązanie opracowanych programów zostało pokazane na rys. 3.

Baza danych MySQL jest podstawowym elementem pracy całego algorytmu rejestracji, archiwizacji i wizualizacji danych. Do niej są zapisywane i odczytywane wszystkie rekordy. Struktura bazy została podzielona na wiele tabel, zgodnie z rys. 2. W tabelach oznaczonych jako SygnalyAI oraz SygnalyDI przechowywane są wszystkie rekordy przeznaczone do wizualizacji lub prezentacji danych. Dane odczytywane z wejść analogowych oraz dwustanowych sterownika są

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 72–78

Rys. 3. Wzajemne powiązanie uruchomionych na sterowniku programów

Rys. 4. Przykład konfiguracji klienta IEC 61850

Rys. 5. Przykład konfiguracji serwera IEC 61850

bezpośrednio zapisywane w tych tabelach. Klient Modbus RTU/TCP, służący do pobierania danych z urządzeń dodatkowych, jak np. czujnik wody i wodoru w oleju, miernik

prądu po stronie górnej i dolnej transformatora lub sterownik układu chłodzenia, pracuje w oddzielnym wątku. Dane pobierane z tych urządzeń są najpierw zapisywane

w tabelach odpowiednich dla danego urządzenia, a następnie w programie służącym do diagnostyki są skalowane i przenoszone do tabel wyjściowych: SygnalyAI lub SygnalyDI. Wątek do diagnostyki śledzi wszystkie odczytywane i zapisywane w bazie danych informacje i na tej podstawie generuje komunikaty o stanie technicznym transformatora oraz przekroczeniach dopuszczalnych wartości. Timer ustawiony na 1 s cyklicznie odczytuje ostatnie zapisane rekordy w bazach zawierających wartości chwilowe odczytane z urządzeń. Po dokonaniu wszystkich odczytów dane są porównywane z sygnałami zapisanymi w poprzednim cyklu. Jeśli w tabelach wejściowych nastąpiła zmiana którejkolwiek z wartości analogowych o wartość przekraczającą dopuszczalny próg, następuje dopasowanie, przeskalowanie i zapis do tabel odczytu w bazie danych. Następnie sprawdzane są sygnały dwustanowe. W chwili, gdy któryś z sygnałów zmieni swój stan, generowany jest komunikat ostrzegawczy lub informacyjny. Jeśli przykładowo będzie to sygnał dwustanowy, pochodzący od zaworu upustowego bezpieczeństwa, zostanie wygenerowany komunikat alarmowy o „Zadziałaniu zaworu upustowego bezpieczeństwa”. Komunikat zostanie zapisany do bazy danych z diagnostyką transformatora. Pozostałe algorytmy przedstawione na rys. 2 służą do wprowadzania danych do tabel wejściowych. Jednym z takich algorytmów jest klient Modbus. Program umożliwia komunikację z wszystkimi urządzeniami dodatkowymi, umieszczonymi na transformatorze w standardzie Modbus TCP lub Modbus RTU. Na potrzeby tego programu została opracowana cała biblioteka klienta Modbus. Biblioteka zawiera najpopularniejsze funkcje wykorzystywane przy odczycie danych, takie jak: Read Coils, Read Single Coils, Read Input Registers oraz Read Holding Registers. Tak odczytane z urządzeń informacje są zapisywane w bazie danych do tabel odpowiednich dla każdego urządzenia. Ostatnim programem służącym do wprowadzania danych do bazy danych jest program do komunikacji z systemem nadzorczym stacji w standardzie IEC 61850. Program umożliwia obustronną komunikację w taki sposób, że dane mogą być przesyłane zarówno od systemu monitoringu do systemu nadzorczego, jak i na odwrót. Uruchomiony klient IEC umożliwia zainicjowanie komunikacji z systemem nadzorczym, pobranie danych oraz ich zapis do bazy danych. Na rys. 4 znajduje się przykład konfiguracji oraz implementacji klienta modelu IEC 61850, zainstalowanego w sterowniku. Zmienne z przestrzeni nazw KoncPOD/MMXU0$MX$PhV1$, odnoszące się do napięć po stronie górnej oraz dolnej transformatora, są zapisywane w formacie zmiennoprzecinkowym (ang. float) w tabeli IEC, pod adresami 0, 1, 2 itd. W podobny sposób można zmapować sygnały dwustanowe, przyporządkowując im nazwy: b0, b1 itd. Serwer IEC umożliwia komunikację w drugą stronę, czyli pobranie danych z bazy oraz wystawienie ich w strukturze modelu IEC.

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 72–78

LinCon

Nastawnia

Tabele SygnalyAI SygnalyDI

Serwer IEC (Tamarack)

Klient IEC (SSiN)

Tabela SCADA

Klient IEC (Tamarack)

Serwer IEC (SSiN)

Rys. 6. Struktura wzajemnego powiązania, klient – serwer w modelu IEC

Rys. 7. Wygląd strony WWW do wizualizacji danych zebranych z transformatora

oleju, pozycji przełącznika zaczepów oraz ostatnie wygenerowane komunikaty. 3. Testy 3.1. Stanowisko do testowania Testy opracowanych algorytmów były przeprowadzane na stanowisku laboratoryjnym przy wykorzystaniu symulatora pracy transformatora oraz programów dodatkowych, pełniących rolę symulatorów pracy urządzeń pomiarowych. Sygnały analogowe oraz dwustanowe, doprowadzone na karty wejściowe w testowanym urządzeniu, wymuszane były przez komputer klasy PC. Poprzez oprogramowanie sterujące sygnałami na wyjściach kart symulowane były rzeczywiste wartości, takie jak np. temperatura rdzenia czy zadziałanie zabezpieczeń. Pracę takich urządzeń, jak czujnik wody i wodoru w oleju, sterownik układem chłodzenia czy mierniki prądów po stronie górnej i dolnej transformatora, symulowane były poprzez oprogramowanie będące serwerem Modbus. Napisany specjalnie do tego celu symulator wystawiał odpowiednie wartości w przestrzeni adresowej, takiej samej jak w przypadku rzeczywistych urządzeń. W serwerze IEC 61850, symulującym pracę Systemu Sterowania i Nadzoru Stacji, zaimplementowany został model zawierający m.in. wartości napięć strony górnej i dolnej transformatora. Poprzez zaszyty w sterowniku klient IEC wartości te były pobierane z modelu i zapisywane w bazie danych. Wygląd programu symulującego pracę serwera został przedstawiony na rys. 8. Programem używanym do podglądu danych wystawianych przez serwer IEC w sterowniku, symulującym pracę systemów SCADA, był IEC Browser. 3.2. Przebieg testów W głównej mierze testy systemu zostały skupione na sprawdzeniu poprawności przepływu danych i kompatybilności stosów IEC.

Rys. 8. Wygląd programu symulującego pracę serwera IEC 61850 w SSiN

Na rys. 5 znajduje się przykład konfiguracji serwera. ReadSQL 0 oznacza instrukcję dla pobrania zmiennej zerowej z tabeli SygnalyAI. Natomiast komenda Write AT1/MMXUGN$MX$A$ wystawia ją w modelu IEC w przestrzeni nazw odnoszącej się do pomiarów prądów po stronie górnej transformatora. Dalsza część zapisu oznacza typ danych (integer – wartość całkowita, float – wartość zmiennoprzecinkowa, bool – typ zmiennej dwustanowej). W ten sposób można łatwo zmapować całą tablicę sygnałów udostępnianych systemom SCADA. Wzajemne powiązanie serwera oraz klienta IEC, zainstalowanych w sterowniku, zostało pokazane na rys. 6.

Uruchomiony na sterowniku serwer WWW umożliwia zaimplementowanie strony do wizualizacji danych, zebranych z wszystkich urządzeń. Dane są czytane z bazy danych, z tabel wyjściowych SygnalyAI oraz SygnalyDI. Cały silnik do odczytu bazy danych został napisany w języku PHP. Oddzielny algorytm wykorzystujący biblioteki AJAX umożliwia asynchroniczne ładowanie zawartości strony. Taki mechanizm pozwala na odświeżenie tylko tych fragmentów, które zawierają odczytane i zmieniane wartości. Strona wizualna została zaprojektowana w CSS. Wygląd strony startowej, został przedstawiony na rys. 7. Znajdują się tu najważniejsze informacje o obciążeniu transformatora, temperaturze

Dla przykładu jednym z wielu testów, jaki został przeprowadzony, było sprawdzenie, czy dane odczytywane z urządzeń pomiarowych będą prawidłowo widziane w układach wizualizacji. W programie symulującym pracę miernika prądu strony górnej transformatora zostały wprowadzone wartości: 215 A, 190 A i 230 A, zgodnie z rys. 9. Program wystawiał wprowadzone wartości pod określone adresy w protokole Modbus, zgodne z dokumentacją rzeczywistego urządzenia. Zadaniem sterownika było automatyczne nawiązanie komunikacji z serwerem Modbus, pobranie wartości, przeskalowanie i zapis do bazy danych.

Rys. 9. Wygląd programu symulującego pracę serwera Modbus

P. Kopański, D. D. Rasolomampionona | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 72–78

Uruchomiony w oddzielnym wątku serwer IEC miał za zadanie pobranie zapisanych w bazie zmiennych i wystawienie ich do odczytu dla systemów SCADA. Fragment programu, pokazujący pobrane przez klienta IEC dane dotyczące wartości prądów po stronie górnej transformatora, został przedstawiony na rys. 10.

Rys. 10. Fragment programu symulującego pracę klienta IEC 61850

Oprócz programu IEC Browser, symulującego pracę systemów SCADA, do testów został wykorzystany klient Tamaracka oraz IEC Scout. Wszystkie programy pomyślnie przeszły testy kompatybilności z zaimplementowanym na sterowniku serwerem IEC. Jak widać na załączonych rysunkach, symulowane w serwerze Modbus wartości były prawidłowo odczytywane zarówno w samej wizualizacji na stronie WWW, jak i w programie pełniącym rolę klienta IEC 61850. Bibliografia

Rys. 11. Fragment strony WWW pokazującej prądy oraz moc

Serwer stron WWW, pobierając w określonych interwałach czasowych dane z bazy, miał za zadanie ich wizualizację w odpowiednim panelu. Fragment strony pokazującej pobrane dane został przedstawiony

na rys. 11. Dodatkowo, w przypadku wykrycia przekroczenia dopuszczalnych wartości granic, wygenerowany zostałby komunikat ostrzegawczy, widoczny na panelu głównym wizualizacji.

1. Kowalik R., Kopański P., Glik K., „Autotransformer monitoring system” International Conference on Renewable Energies And Power Quality (ICREPQ ’10), 23–25 March 2010, Grenada, Hiszpania, s. 692. 2. Kowalik R., Januszewski M., The example results of electrical power system protection devices interoperability tests using IEC 61850 standard, Electrical Review 2008, No. 9, s. 114–119. 3. Kowalik R., Januszewski M., Coordination of protections through the exchange of binary signals between power system substations in the IEC 61850 protocol, Electrical Review 2009, No. 6, s. 195–201.

Paweł Kopański

mgr inż. Politechnika Warszawska | Twelve Electric sp. z o.o. e-mail: pawel.kopanski@ien.pw.edu.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym w Zakładzie Automatyki Elektroenergetycznej Politechniki Warszawskiej (2009). Od kilku lat uczestniczy w opracowywaniu oraz wdrażaniu systemów informatycznych. W głównej mierze są to systemy pomiarowe służące do koncentracji, agregacji oraz archiwizacji danych. Obecnie jest kierownikiem działu informatycznego w firmie Twelve Electric sp. z o.o.

Désiré D. Rasolomampionona

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

The Impact of Power Swings on the Performance of Power Unit Distance Protection Relays on the Example of a Disturbance in a Power Plant Substation Authors Marcin Lizer Sylwia Wróblewska

Keywords power unit, power swing, stability, impedance protection

Abstract The paper presents the results of the analysis of a real disturbance that took place in one of the Polish power plant substations. The fault was caused by the short-circuit that occurred near the power plant bus-bars. As a consequence, change in the power grid configuration occurred and one of two generators working in the power plant lost the synchronism. As a result of power swings, the unwanted operation of the unit distance protection occurred. This caused unwanted tripping of that unit. The paper gives a shortened analysis of the impedance trajectories at the time of the disturbance.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014107

1. Introduction The paper presents the analysis results of a disturbance in the power plant substation, to which units 1. and 2. of a large Polish power plant were connected. The analysed sequence of events was triggered by a two-phase short-circuit, resulting from a switching error in the 110 kV/400 kV auto-transformer (T2) bay of the power plant substation. Following the short-circuit, protection relays tripped, thus changing the 110 kV grid configuration. In those circumstances, generator G2 lost its synchronism, asynchronous power swings developed, and, ultimately, unit 2 was completely shut down. The paper presents a concise analysis of the performance of the protection functions of units 1. and 2., which were activated or tripping during the disturbance. It also shows the analysis results of the impedance trajectories seen by the distance protection relays of units 1. and 2. during the disturbance, in view of the assessment of the relays’ performance. Qualitative stability analysis of units 1. and 2 interoperability with the grid at various stages of the disturbance is presented.. The paper ends with conclusions on the disturbance causes and ways to avoid similar events in the future.

2. Initial configuration of the power plant substation Selected details are presented below of the operating status and configuration of the power plant substation (Fig. 1) and units 1. and 2., which are relevant for the disturbance analysis. Before the disturbance unit 2 was connected to system II. of substation A. Also connected to this system were three 110 kV lines between substation A and substations B, C, and D. Unit 1

was connected to system III. of substation A, and was tied with unit 2 through 110 kV grid. Prior to the disturbance, substation A was coupled with 400 kV grid by transformer T2. The other coupling transformer T1 was disconnected due to maintenance. Configuration of the plant substation’s other bays was irrelevant for the analysis. A simplified diagram of the grid configuration prior to the disturbance is shown in Fig. 1. In Tab. 1 units 1. and 2. element details are listed, which are relevant for the analysis. Before the disturbance the short – circuit power of system II. in substation A was 3967 MVA. It consisted of the shares of transformer T2 (1545 MVA), generator G2 (1139 MVA) and the lines connected to the system (total of 1299 MVA). Unit 2 was loaded with active power 377 MW and reactive power 70.8 MVAr. The following unit 2 protection functions relevant for the analysis were active: 1. Unit Impedance protection function (21G), out-of-step protection function (78), which measures the voltage at the generator terminals, and the current in its neutral, active in REG670 terminals (Fig. 2 [1]). 2. Unit distance protection function with power swing blocking (PSB), which measure the power unit bay current and voltage, active in relays: REL670 (21S. 1 see Fig. 3 [3]), RED670 (21 S.2 see Fig. 3 [2]) and 7SA522 (21 S.1 see Fig. 4 [6]). 3. Unit distance protection function with power swing blocking (PSB), which measures voltage and current in the unit transformer’s high voltage GN circuits, active in relay RED670 (21S.4 see Fig. 5 [2]). 83

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

Substation A 110 kV

Unit 1

21S.1 21S.2 21S.3

1TB

21S.4

21G

21S.1 21S.2 21S.3

2TB

Substation A 400 kV

Unit 2

Substation C 110 kV

G2 21G

Substation B 110 kV

Substation D 110 kV

21S.4

Substation F 110 kV

Stacja E 110 kV 4

T1 1

1 I II III

Fig. 1. Simplified power grid configuration prior to the analysed disturbance

The relevant for the analysis distance protection functions active in protection systems of units 1. and 2. (Fig. 2) were the same. The grid-facing distance protection functions zones, when activated, opens the respective unit’s circuit breaker, and reduce the steam inflow to its turbine (“supply of the units auxiliaries” power units automation system state). The same is the response

Parameter

Value

Generators G1 and G2 Rated apparent power SnG

426 MVA

Rated power factor, cos φn

0.85

Rated voltage UnG

22 kV

Rated current InG

11.180 A

Synchronous reactance* xd

250%

Transient reactance* xd’

33%

Subtransient reactance* xd"

22%

Mechanical time constant of turboset Tm

6.45 s

Unit generator transformers 1TB and 2TB Rated apparent power SnTB

426 MVA

Vector group

YNd11

Rated voltage, MV side UnMV

22 kV

Rated voltage, HV side UnHV

126.5 kV

Short-circuit voltage uz

12.5%

* It was assumed that the generator reactance’s in axes d and q are equal

Tab. 1. Details of unit 1 and 2 elements

to activation of the second zone of unit 2.’s 21G protection function. Activation of the unit facing distance protection functions zones opens the following circuit breakers: unit, generator, excitation and auxiliaries CB (switching off the unit’s electrical part), and cutting off steam inflow to the unit turbine (“idle run of the units boiler” power units automation system state). The same is the response to activation of zone 1. of unit 2.’s 21G protection function.

3. Time sequence of the analysed disturbance events On the fault day at approx. 08:38:02.358 a.m. there was a twophase (L1-L2) short-circuit in bay 14. of substation A. It was eliminated after ca. 70 ms by the bay’s protection relays. The short circuit activated the following unit 2 protection functions: the function responding to generator G2 load asymmetry (REG670:46.1) at 08:38:02.364, Power Swing Blocking (PSB) of distance protection 21S.4, in RED670 IED (half-set installed at high voltage terminals of step-up transformer 2TB), at 08:38:02.368, and impedance protection (REG670:21G, zone 2) at 08:38:02.371. The load asymmetry protection was properly activated, since there had been an unbalanced short circuit in the grid. Also the outer zone of impedance protection 21G and the PSB zones of distance protection 21S.4 were properly activated (it did not operated in that part of the analysed disturbanece), because the short circuit was close to the generator (in terms of impedance). During the short circuit the following unit 1 protection functions were activated: the function responding to the generator load asymmetry (ZAZ-GT2: As) at 08:38:02.390, stator overload protection (ZAZ-GT2: IpGn) at 08:38:020.423, rotor overload protection

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

When the short-circuit was already eliminated, the RTX35 distance protections tripped unnecessarily in auto-reclosing cycle (off – on) in substation C (at approx. 08:38:02.474) and substation B (at approx. 08:38:02.533) in the bays of the lines outgoing to substation A (see Fig. 1). The disconnection of transformer T2 and the lines between substation A and substations B and C initiated asynchronous power swings of generator G2, during which the following sequence of events developed: • closure of the circuit breaker in substation B in the bay of the line connecting it with substation A, in auto-reclosing cycle at approx. 08:38:02:874

Unit impedance protection (REG670: 21G) Zone 1 (21G.1): Zr = 0.100 Ω, tz = 0.2 s Operating on PLK Zone 2 (21G.2): Zr = 0.582 Ω tz = 3.1 s Operating on PPW Poles slip protection (REG670: 78) ZA = 24.5%, ZB = 33.0%, ZC = 12.5%, (Zbase = 1.14 Ω) Start Ang = 90o Trip Ang = 150o N1Limit = 1, N2Limit = 2 Reset Time = 5 s Operating on PPW

X [Ω primary]

(ZAZ-GT2: IpW) at 08:38:02.423, unit impedance protection (ZAZGT2: XB) at 08:38:02.423, and rotor ground fault protection (ZAZGT2: ZW) at 08:38:02.423. The activation of the unit 1 protections were also justified. Only the rotor ground fault protection (ZAZGT2: ZW) activation was not needed (it probably resulted from changes in shaft current flows when excitation was forced by the fault). Due to the function delay it was not activated during the short-circuit in bay 14. of substation A. The short circuit was eliminated by tripping of the REL511 distance protection on the 110 kV side of transformer T2 (bay 14). This protection switched off the short-circuit on both sides at 08:38:02.429. After the short circuit elimination, the earlier activated unit 2 and 1. protections were deactivated.

R [Ω primary]

X [Ω primary]

R [Ω primary] Zone I Zone III

Zone II Zone IV

PSB_out Zone V

PSB_in

Unit distance protection (REL670: 21S.2; RED670: 21S.3) Zone I (unit facing): X1 = 4.1 Ω, R1 = 0.5 Ω, RFPP = 10 Ω, tPP = 0 s Operating on PLK Zone II (unit facing): X1 = 7.04 Ω, R1 = 0.76 Ω, RFPP = 10 Ω, tPP = 0.25 s Operating on PLK Zone III (grid facing) X1 = 1.7 Ω, R1=0.53 Ω, RFPP = 8.5 Ω, tPP = 0.7 s Operating on PPW Zone IV (grid facing) X1 = 6.1 Ω, R1 = 1.91 Ω, RFPP = 12 Ω, tPP = 1.3 s Operating on PPW Zone V (grid facing) X1 = 23 Ω, R1 = 7.21 Ω, RFPP = 12 Ω, tPP = 3.1 s Operating on PPW Power swing blocking (PSB) X1InFw = X11nRv = 25.3 Ω, R1Lin = 7.93 Ω, R1FInFw = R1FInRv = 27 Ω, RLdOutFw =R LdOutRv = 27 Ω, ArgLd = 25o, kLdRFw = kLdRRv = 0.8, tP1 = 45 ms, tP2 = 15 ms, tW = 0.25 s, tH = 0.5 s, tR1 = 0.3 s, tR2 = 2 s 85

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

X [Ω primary]

PSB Zone III

R [Ω primary] Zone I Zone IV

Zone II Zone V

Unit distance protection (RED670: 21S.4) Zone I (unit facing) X1 = 4.7 Ω, R1 = 0.5 Ω RFPP = 10 Ω, tPP = 0 s Operating on PLK Zone II (unit facing) X1 = 7.04 Ω, R1 = 0.76 Ω RFPP = 10 Ω, tPP = 0.25 s Operating on PLK Power swing blocking (PSB) X1InFw = X1InRv = 25.3 Ω R1Lin = 7.93 Ω, ArgLd = 25o R1FInFw = R1FInRv = 27 Ω RLdOutFw = RLdOutRv = 27 Ω kLdRFw = kLdRRv = 0.8, tP1 = 45 ms tP2 = 15 ms, tW = 0.25 s, tH = 0.5 s tR1 = 0.3 s, tR2 = 2 s.

X [Ω primary] Zone I

R [Ω primary] Zone II

PSB_out

Unit distance protection (7SA522: 21S.1) Zone I (unit facing) X1 = 4.1 Ω, R1 = 10 Ω, tPP = 0 s Operating on PLK Zone II (unit facing) X1 = 7.04 Ω, R1 = 10 Ω, tPP = 0.25 s Operating on PLK Zone III (grid facing) X1 = 1.7 Ω, R1 = 8.5 Ω, tPP = 0.7 s Operating on PPW Zone IV (grid facing) X1 = 6.1 Ω, R1 = 12 Ω, tPP = 1.3 s Operating on PPW Zone V (grid facing) X1 = 7.58 Ω, R1 = 12 Ω, tPP = 3.1 s

PSB_in

Fig. 2. Operation characteristics and settings of unit 2 protection functions: a) 21G and 78, b) 21S.1 and 21S.2, c) 21S.3, d) 21S.4

• a ctivation of zone 2. of unit 2 impedance protection (REG670: 21G) at approx. 08:38:02.894 • activation of generator G2 poles slip protection (REG670: 78) at 08:38:02.912 • closure of the circuit breaker in substation C in the bay of the line outgoing to substation A, in auto-reclosing cycle at approx. 08:38:02:999 • tripping of the circuit breaker in substation A in the bay of the line outgoing to substation B by RTX35 distance protection without PSB at 08:38:03.014

• a ctivation of zone 1. of unit 2 impedance protection (REG670: 21G) at. 08:38:03.107 • tripping of zone 1 of unit distance protection 21S.4 (RED670) at 08:38:03.154. As a result of the tripping of distance protection 21S.4 active in 670 RED relay in the high voltage circuits of transformer 2TB, unit 2 was completely switched off (by opening the following circuit breakers: unit CB in bay 11 of substation A, generator CB, excitation CB and auxiliaries supply CB). Moreover, due to the locked automatic reclosing in the unit auxiliaries switchgears, the unit boiler was shut down.

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

4. Performance analysis of unit 1 and 2. impedance and distance protection functions On the basis of fault recordings made during the analyzed disturbance by relays REG670 and RED670 (half-set installed on the high voltage side of transformer 2TB and in bay 11 of substation A) of unit 2., and relay REL670 (in bay 16. of substation A) of unit 1, the impedance trajectories seen by these relays were determined. To calculate instantaneous resistance and reactance values from the recorded instantaneous voltage and current samples, an A3 Łobos algorithm [5] was used. As regards relay REG670 of unit 2, the impedance was determined for each phase individually on the basis of currents measured in the generator’s neutral point, and voltage at its terminals. Fig. 3 shows voltage and current waveforms in phase L1, and Fig. 4 shows the corresponding impedance trajectory plotted over operation characteristic of the unit impedance protection (REG670: 21G) and the generator poles slip protection (REG670:78) of unit 2. In relays REL670 and RED670 the impedance was determined for phase fault and ground fault loops. Fig. 5 shows the impedance trajectory for the L1-L2 two-phase fault loop, measured (seen) by distance relay RED670 (half-set installed in the power plant on the high voltage side of transformer 2TB) during the analyzed disturbance. The trajectory is shown in the impedance plane together with unit 2 protection 21 S.4 characteristics. Fig. 6 shows a similar trajectory as seen by unit 2 distance relay RED670 installed in the substation. Besides the impedance trajectory, also operation characteristics of this distance protection 21S.2 are shown in the impedance plane. Fig. 7 shows a similar impedance trajectory as seen by distance relay REL670 in bay 1 of substation A, together with starting characteristics of this relay’s feature 21S.2. The numbers in Fig. 3–7 indicate the chronology of events corresponding to the disturbance description in point 3. It should be noted that due to the quick elimination of the short circuit in substation A bay 14, both units 2. and 1. maintained

2. Short circuit in sub. A bay 14 (08:38:02.358)

3. End of short circuit (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings

synchronism of their interoperation with the grid. After the short circuit the synchronous swings developed, which brought the units back near their pre-fault operating points. As indicated by the above trajectories, unit 2 lost synchronism following the unnecessary disconnection of the lines between substation A and substations B and C. This was due to the tripping of the lines’ RTX35 distance protections in substations C and Β (points 4 and 5 in Fig. 3–7). The operation of these protection relays in substations C and Β were not concurrent with the operation of substation A protection relays. The extended high-speed zones of the distance protection relays in substations Β and C covered the short circuit in substation A bay 14, causing the unnecessary disconnection of both lines. They were disconnected after the short circuit elimination due to adding up of the circuit breakers’ opening times. The line distance protection relays in substations C and Β were configured so as to initiate the lines’ auto reclosing cycle with intervals of ca. 300 ms. During the asynchronous swings of unit 2 (between points 5.1 and 6 in Fig. 3–7) the impedance vector had reached the outer zone of 21S.4 PSB function. In the analysed phase the asynchronous swings developed on the grid side (above the resistance axis). While the vector impedance stayed in the PSB outer zone, the line in substation B was reconnected by the auto reclosing cycle (point 6 in Fig. 3–7). This resulted in a change in the swings conditions, which consisted in a slight decrease in the radius, and a shift of the asynchronous rotation circle centre in the impedance plane. As a result, the impedance vector abruptly moved to the inner zone of feature 21S.4 PSB function. It stayed between the outer and inner PSB zones for ca. 23 ms, i.e. less than setpoints P1 = 45 ms of 21 S.1, S.2 and 21 21S.4 PSB function. Therefore PSB was not activated in any of the above protection relays. A moment later the line outgoing to substation C was reconnected by the auto reclosing cycle (point 6 in Fig. 3–7). Practically at the same time the line outgoing to substation B was definitively disconnected (point 8 in Fig. 3–7) by the distance protection in substation A, in the power swing conditions (this protection had no PSB function).

4. Line to sub. C disconnected (08:38:02.474)

5. Line to sub. B disconnected (08:38:02.533)

6. Line to sub. B reconnected (08:38:02.885)

7. Line to sub. C reconnected (08:38:03.005)

1. Initial load

8. Line to sub. B disconnected (08:38:03.029)

9. Unit 2 switched off by zone 1 of protection 21S.4 (08:38:03.207)

Fig. 3. Waveforms of current in the neutral point (red) and voltage at the terminals (blue) of the generator G2 in phase L1, recorded by unit 2 relay REG670 87

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

2.1. Activation of 21G (zone 2) (08:38:02.886)

2. Short circuit in sub. A bay 14 (08:38:02.358)

3. End of short circuit (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings

1. Initial load

X [Ω primary]

9. Unit 2 switched off by zone 1 of protection 21S.4 (08:38:03.207)

8.1. Activation of 21G (zone 1) (08:38:03.108) 8. Line to sub. B disconnected (08:38:03.029)

7. Line to sub. C reconnected (08:38:03.005)

5. Line to sub. B disconnected (08:38:02.533)

6. Line to sub. B reconnected (08:38:02.885)

4. Line to sub. C disconnected (08:38:02.474)

5.1. Beginning of asynch. power swings

R [Ω primary]

Fig. 4. Impedance trajectory seen in phase L1 by unit 2 relay REG670 function 21G

X [Ω primary]

8.1. Activation of 21S.4 (zone 1 and 2) (08:38:03.120)

2. Short circuit in sub. A bay 14 (08:38:02.358)

6.1. Activation of 21S.4 PSD_in (08:38:02.886)

5.2. Activation of 21S.4 PSD_out (08:38:02.863)

1. Initial load

9. Unit 2 switched off by zone 1 of protection 21S.4 (08:38:03.207)

8. Line to sub. B disconnected (08:38:03.029)

7. Line to sub. C reconnected (08:38:03.005) R [Ω primary] Zone I

6. Line to sub. B reconnected (08:38:02.885)

5. Line to sub. B disconnected (08:38:02.533)

3. End of short circuit (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings

4. Line to sub. C disconnected (08:38:02.474)

5.1. Beginning of asynch. power swings

Zone II

Fig. 5. L1-L2 fault loop impedance trajectory as seen by unit 2 relay RED670 function 21S.4 (half-set at the plant)

2. Short circuit in sub. A bay 14 (08:38:02.358)

6.1. Activation of 21S.2 PSD_in (08:38:02.886)

5.2. Activation of 21S.2 PSD_out (08:38:02.863)

1. Initial load

3. End of short circuit (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings

X [Ω primary]

8.1. Activation of 21S.2 (zone 2) (08:38:03.120)

9. Unit 2 switched off by zone 1 of protection 21S.4 (08:38:03.207) 8. Line to sub. B disconnected (08:38:03.029)

7. Line to sub. C reconnected (08:38:03.005) R [Ω primary]

6. Line to sub. B reconnected (08:38:02.885)

Zone I Zone III

5. Line to sub. B disconnected (08:38:02.533) Zone II Zone IV

4. Line to sub. C disconnected (08:38:02.474)

5.1. Beginnin g of asynch. power swings

Zone V

Fig. 6. L1-L2 fault loop impedance trajectory as seen by unit 2 relay RED670 function 21S.2 (half-set in the substation)

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

8. Line to sub. B disconnected (08:38:03.029)

7. Line to sub. C reconnected (08:38:03.005)

6.1. Activation of 21S.1 PSD_in (08:38:03.066)

6. Line to sub. B reconnected (08:38:02.885)

4. Line to sub. C disconnected (08:38:02.474) Zone I

X [Ω primary]

8.1. Activation of 21S.1 PSD_out (08:38:02.963)

Zone II

2. Short circuit in sub. A bay 14 (08:38:02.358)

1. Initial load

5.1. Unit 1 synch. Power swings after unit 2 loss of synchronism

R [Ω primary]

9. Unit 2 switched off by zone 1 of protection 21S.4 (08:38:03.207)

5. Line to sub. B disconnected (08:38:02.533) 3. End of short circuit (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings

Zone III Zone IV Zone V

Fig. 7. L1-L2 fault loop impedance trajectory as seen by unit 1 relay REL670 function 21S.1 (half-set in the substation)

These events changed the unit 2 power swings conditions – the radius of the circle forming the impedance trajectory envelope was further reduced, and its centre slightly shifted. Following the grid configuration changes resulting from the automatic reclosing operations in substations Β and C, the unit 2 power swings moved to the unit side (below R-axis). In this condition the impedance vector moved to zone 1 of protection 21G (REG670), to zone 2 of protections 21 S.2 ( REL670) and 21S.3 (RED670 in the unit bay), and to zones 1 and 2 of protection 21 S.4 (RED670 at the plant). function 21 S.4 was configured for instantaneous tripping of its zone 1. Therefore, once the impedance vector had reached the zone’s area (point 8.1 in Fig. 5), with PSB inactive, it tripped, which resulted in the complete disconnection of unit 2 after the circuit breakers’ opening time (point 9 in Fig. 3–7). Unit 1 throughout the disturbance duration was maintaining its synchronous interoperation with the grid, and was subject to not very strong synchronous swings (Fig. 7). After the reconnection of the line between substations A and B, the impedance vector moved to the outer PSB zone of unit 1

E' δ'

X d'

distance protection 21S.2 (REL670). The impedance vector stayed between the inner and outer zone of the protection’s PSB for ca. 103 ms, i.e. longer than its setpoint tP1 = 45 ms, which caused its activation. The PSB activation may be considered as unnecessary, because throughout the duration of unit 1 transient state the impedance vector stayed at a safe distance from the characteristics of protection 21S.1 zones (Fig. 7).

5. Simplified stability analysis of unit 2 interoperation with the grid Issues of unit 2 stability at the time of the described disturbance can be best explained using angular power characteristics of the unit Ρ(δ’) and the equal area method [4]. For the purpose of this analysis the grid diagram in Fig. can be reduced to the twomachine scheme shown in Fig. 8. The analysis neglected the resistance of elements. Generator G2 is represented by internal electromotive force in transient state Ε’, with phase δ’ (power angle in transient state determined relative to equivalent system voltage US), and as transient reactance Xd’ [5]. Short circuit powers flowing to the

X 2TB + X LB2 U G2

U B2

X Line A-B

X S sub.B

X Line A-C

X S sub. C

X Line A-D

X S sub.D

X T2

X S sub.A (400 kV)

U S 0°

Fig. 8. Simplified equivalent grid diagram adopted for unit 2 stability analysis

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

substation’s 110 kV bars are represented by the corresponding reactances XS [ 5]. In a simplified manner voltage E’ can be estimated based on voltage at the generator terminals Ug, its phase angle φ and current Ig from formula (1). It can be assumed in the analysis that E’ does not change [5].

(1)

In order to determine the power characteristics in transient state for a given analysis stage Ρ(δ’) equivalent reactance Xz has to be determined between sources E’ and Us, dependent on the actual short-circuit powers and connections configuration. In general, characteristics Ρ(δ’) are described by equation (2) [5].

(2)

Based on the maximum value of the power characteristic for a given grid condition (Pmax) and the unit’s active power load prior to the disturbance (approximately equal to the turbine mechanical power) PT, angle δ’ can be estimated for this condition. It can be done by substituting ΡT to equation (2). It can be assumed in the analysis that ΡT does not change [5]. In the steady state it can be assumed that ΡT ≈ Ρ(δ’). In the event of change in the grid’s configuration (change in its equivalent reactance Xz) or of short circuit, the height of power characteristics (Pmax) may abruptly change. A condition is possible, whereby ΔΡ = ΡT – Ρ(δ’) > 0. The positive power difference accelerates the generator rotor causes relative to the system frequency, according to equation (3). Similarly, if ΔΡ < 0, the rotor starts to lag behind the system frequency [5].

(3)

where: Tm – mechanical time constant of turboset, ωs – synchronous pulsation, D – damping coefficient. If a change in Xz is not large, synchronous power swings will bring the system to a new operating point (Fig. 9a and b). Whereas if a change in Xz is too large, the system may not be able to reach the new stable operating point (Fig. 9c). The acceleration area obtained as a result of the power curve reduction will be greater than the available deceleration area. In this situation the power angle is constantly growing, and once it is over 180°, the synchronism of interoperation with grid will be lost, and asynchronous power swings will develop [5 ]. Similarly, in short circuit condition, the power characteristics will be strongly decreased. The more grid phases are shortcircuited, and the closer is the fault to the generator, the larger the decrease is (Fig. 9f). Depending on the short circuit duration, in the above-identified conditions, after the disturbance elimination the generator will remain synchronous with the grid (short circuit duration shorter than the actual short circuit time limit tgr, Fig. 9d) or will lose the stability (short circuit duration longer than 90

tgr, Fig. 9e). The short circuit time limit tgr means the fault elimination time, at which, in given conditions, the obtained acceleration area is exactly equal to the achievable deceleration area [5]. In view of these relationships, the stability conditions of unit 2 operation at the time of the analysed disturbance may be qualitatively analysed. The simplified stability analysis results are presented below in the relative units determined with regard to rated parameters of generator G2 and the grid. In terms of stability conditions, the analysed disturbance can be divided into seven stages: 1. steady-state before short-circuit in substation A 2. short circuit in bay 14 of substation A 3. condition after short circuit and transformer T2 disconnection 4. condition after disconnection of the line to substation C 5. condition after disconnection of the line to substation B 6. condition after reconnection of the line to substation Β 7. condition after reconnection of the line to substation C, and after final disconnection of the line to substation B. Generator G2 characteristics Ρ(δ’) in the steady state before the short circuit (stage 1) are shown in Fig. 10a. It was assumed that the mechanical power of the turbine is equal to the generator’ active power load before the short circuit. The maximum of the characteristics, P1max, was estimated based on data from point 2 and the above relations. The power angle in this condition was estimated as δ1, ≈ 28°. At the moment of the short circuit in bay 14 of substation A, the power characteristics decreased (Fig. 10b) [5]. Due to generator G2 rotor’s large inertia, the power angle at the first moment did not change. The power difference ΔP = PT – P2max sin(δ1’) in those conditions was positive, and the generator rotor began to accelerate relative to the grid frequency, and hence the power angle began to increase. The short circuit was switched off after about 70 ms. During this time G2 generator power angle increased to δ2’ ≈ 32,1°. The short circuit elimination caused the shutdown of transformer T2 coupling 110 kV and 400 kV bus bars in substation A. This disconnection significantly decreased the short-circuit power at system II bus bars in substation A to ca. 1283 MVA (without generator G2 contribution). This resulted in the reduction in the maximum characteristic of generator G2 power to Ρ3max. After the short-circuit the active power load of generator G2 (resulting from the power characteristic ins stage 3 at power angle δ2’ ≈ 32,1°) was still less than the mechanical power of turbine PT. Therefore ΔΡ remained positive, and after the short-circuit the generator rotor did not stop accelerating. The power angle increased to δ3’ ≈ 37,7°, at which ΔΡ = 0. In the above condition the rotor of generator G2 rotated at an over-synchronous speed. The kinetic energy gained during the acceleration (proportional to the acceleration area in Fig. 10b) had to be shed off. After the powers were balanced (ΔΡ = 0) , the power angle of generator G2 rotor kept growing. Hence a condition had developed, whereby ΔΡ < 0, which slowed the rotor down to the synchronous speed at power angle δ3max’ ≈ 54°. In this condition the deceleration area (ΔΡ < 0) aligned with the

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

a) P

b) P

P max1

∆P > 0

c) P

P max2

∆P > 0

P max1

∆P > 0

P max1

P max2 PT

t d) P

δ' δ'

δ1' 2'

δ' δ'

δ2'δ1' δ0'

t e) P

P max1

∆P > 0

∆P < 0

δ 0'

δ0'

t f) P

P max2

∆P > 0

∆P < 0

∆P < 0 ∆P > 0

∆P < 0

K1 K2

δ1'

P max2

δ' δ'

δgr'

P max1

K2E K3

P max K1 P max K2 P max K2E

δ 0' tz

' δ2'

δgr'

δ' δ'

δ0'

δ1'

δgr'

δ' δ'

δ'

Fig. 9. Example characteristics Ρ(δ’) and angle δ ‘ variation waveforms at: a) increase in reactance Xz, b) decrease in Xz, c) strong increase in Xz, d) fast switched off three-phase short circuit in external grid, e) slow switched off three-phase short circuit, f) characteristics Ρ(δ’) at various types of short circuits

acceleration area (ΔΡ > 0) for this stage (Fig. 10b). The balanced state (ΔΡ = 0) for the above stability conditions would have been achieved by way of synchronous swings around angle δ3’ ≈ 37,7°. The stability margin factor for this event (defined as the ratio of the deceleration area developed after the event to the maximum deceleration area in these conditions) was ks1-3 ≈ 0.93. During the synchronous swings after the elimination of the short circuit in bay 14 of substation A the line between substations A and C was disconnected (unnecessary tripping of the extended zone of the substation’s distance protection RTX35). This resulted in further reduction of the short-circuit power at the bus bars in substation A to ca. 760 MVA (without generator G2 contribution), and in reduction of the maximum of generator G2 power characteristic to P4max. Synchronous swings developed, which would have brought generator G2 to the stable operating point at power angle δ4’ ≈ 52,2° (Fig. 10c). The stability margin factor for this event amounted to ks4 ≈ 0.866. Shortly after switching off the line between substations A and C, for the same reason the line between substations A and B was disconnected. Following this configuration change the shortcircuit power at substation A bus bars decreased to 376 MVA

(without generator G2 contribution). At such a low short-circuit power, characteristics Ρ(δ’) of generator G2 fell below the line of PT turbine mechanical power, over the entire power angle range in the transient state δ’ (Fig. 10d). In this situation ΔΡ had again become greater than zero, and the rotor of generator G2 began to accelerate relative to the system frequency. In the described condition the system could not reach the stable operating point (at which ΔΡ = 0). After switching off the line to substation Β, the power angle began to grow, and after it exceeded 180° generator G2 lost its synchronism. The asynchronous power swings began. Further changes in the grid configuration (switching the lines to substations Β and C on and off) changed the asynchronous swings conditions (centre and radius of the asynchronous circle in the impedance plane), as illustrated by the impedance trajectories plotted in the complex impedance plane (Fig. 4–7). As a result of these configuration changes and changes in generator G2 parameters, the asynchronous swings moved to the side of unit 2 (below R-axis), which eventually led to the tripping of protection 21S.4 (RED670 at power plant) and complete unit 2 shutdown.

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

b) P1 max Initial operating point of generator G2

Pload≈PT

δ1'≈28 o

Fig. 10. Generator G2 characteristics Ρ(δ’): a) before short-circuit in substation A, b) after short-circuit and disconnection of transformer T2, c) after disconnection of line A-C, d) after disconnection of line A-B

6. Conclusions The shutdown of unit 2 of the large power plant in the Polish National Power System at the time of the analyzed disturbance was caused by unnecessary activation of fast-responsive zone I of the distance protection on the high voltage side of transformer 2TB (RED670: 21S.4), during asynchronous swings of generator G2. Generator G2 lost its synchronism following reduction in the short-circuit power of system II in substation A, to which it was connected. The short-circuit power decreased after switching off transformer T2 that coupled 110 kV and 400 kV bus bars in substation A (where the short-circuited had developed), and as a result of the unnecessary disconnection of the lines between substation A and substations C and Β. The lines were unduly disconnected as a result of the tripping of the extended zones of distance protection RTX35 in the line bays of substations Β and C. The protection relays triggered auto-reclosing cycle. At the time of the generator G2 asynchronous swings the auto-reclosing automation reconnected and disconnected the lines, thus affecting the shape of impedance trajectories seen by impedance and distance relays of units 1 and 2. 92

The operation of a line distance protection relays RTX35 with extended fast response zone, when not concurrent with the protection at the lines’ other end, poses a risk of unnecessary tripping upon a fault outside a protected grid section. The extended zone of line distance protection can be applied only with concurrent operation of protection half-sets at the protected line’s both ends. If the concurrent operation of a distance line protection is not possible, its fast-responsive zone should not be extended. During the asynchronous power swings, which developed in the middle of the analysed disturbance, the distance protections of unit 2 should have been blocked by the PSB functions. However, the change in the swings’ characteristics caused by the auto-reclosing in the lines outgoing to neighbouring substations prevented the fulfilment of locking algorithm criteria of PSB features of unit 2 distance relays RED670 and REL670. In order to increase the sensitivity of power swing detection by the PSB features available in the REx670 relays, we propose to reduce their zone ranges, so that the locking criterion would be checked close to the starting zones subjected to their locking. This would also mitigate the risk of unnecessary relay blocking during remote

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | 83–93

swings that pose no risk of unnecessary protection tripping (as was the case in unit 1). The time of transit through the PSB zones should be set so that the sufficient maximum impedance change rate would be achieved, which is considered as a power swing (for analysed case ≈120–160 Ω /s). In the analysed case the zone I range of unit 2 distance protection (21S.4) equalled the step-up transformer (2TB) reactance. Unit distance protection zone I is usually so set that its range does not exceed the unit transformer. If the zone range amounted to 70% of transformer 2TB reactance, it probably would not have tripped. Therefore a reduction may be proposed of the zone I range of analysed protection 21S.4, which would mitigate the risk of its tripping at the time of the asynchronous power swings, the centre of which is on the unit side. During the analyzed disturbance zone 1 of unit 2 impedance protection (21G), which measured the impedance at generator terminals and responded at short time of 0.20 s, was non-selectively activated. It did not trip, because the unit was shut down faster by distance protection 21S.4. In view to the risk of the unit’s non-selective shut down by zone 1 of unit impedance protection (21G) in the circumstances of power swings in the grid, its timedelay should be increased up to 0.6 s. Such a setting would greatly mitigate the risk of the protection’s non-selective tripping in response to power swings. Under the analysed disturbance conditions the generator G2 loss-of-synchronism protection (78) should trip. It did not trip, however, because in the first disturbance stage, resulting from emergency disconnections, the short circuit power of the grid, to which unit 2 was connected, significantly decreased, and the impedance trajectories were running outside the relay 78 starting characteristic. The actual 78 function characteristics had been matched to normal conditions of the unit’s interoperation with the 110 kV and 400 kV grids alike. Even if, further in the disturbance, once the two lines are reconnected in auto-locking cycle, protection 78 could trip, provided that the unit had not been shut down

completely, nevertheless the protection 78 operating logic requires modification. The modification should consist in the application of an additional 78 function responsive to loss of synchronism when the unit is disengaged from the 400 kV grid (both 110 kV/400 kV autotransformers disconnected) and remains connected to the weak 110 kV grid only. The additional function starting characteristic, which covers a wider area range in the impedance plane, offers the possibility of the protection’s response under conditions similar to those that occurred in the first stage of the analyzed disturbance. Unit 1 suffered much less from the above disturbance. Because of the large distance (in terms of impedance) from the disturbance location, it remained synchronous with the grid throughout its duration, and was subject to mild synchronous swings. Nevertheless, the above considerations apply also in relation to this unit. REFERENCES

1. ABB: Generator protection REG670-application manual, version 1.2, October 2011. 2. ABB: Line differential protection RED670-application manual, version 1.2, October 2011. 3. ABB: Line distance protection REL670-application manual, version 1.2, October 2011. 4. Machowski J., Smolarczyk A., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy sytemu – etap II [Elaboration of power swing blocking functions setting rules in scope of reconstruction of power system – stage II], Warszawa, 2007. 5. Nelles D., Opperskalski H., Digitaler Distanzschutz-Verhalten der Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen; DUV; Wiesbaden, 1991. 6. Siemens, SIPROTEC distance protection 7SA522 V4.70 – manual, February 2012.

Marcin Lizer Institute of Power Engineering e-mail: Marcin.Lizer@ien.com.pl Graduated as M.Sc. from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2009). A research assistant in the Electric Power Engineering Automation Laboratory at the Institute of Power Engineering in Warsaw. His professional and research interests include: issues related to automatic protections of generation units, distributed energy sources, and transmission and distribution power grids, as well as issues related to power unit stability conditions during disturbances.

Sylwia Wróblewska Institute of Power Engineering e-mail: Sylwia.Wroblewska@ien.com.pl A research associate in the Institute of Power Engineering. Author of engineering designs of static, analogue, and digital protections of generators, generation units and transformers manufactured in Poland. Author of conceptual designs of generator and power unit protections for many power plants home and abroad. As a research associate in the Institute of Power Engineering she participated expert studies of faults in Polish power plants, and in research projects on transmission grid automatic protections. Author of chapters in manuals, and publications in the field of power system automatic protections.

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 83–93. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wpływ kołysań mocy na pracę zabezpieczeń odległościowych bloku na przykładzie zakłócenia w stacji przyelektrownianej Autorzy

Marcin Lizer Sylwia Wróblewska

Słowa kluczowe

blok energetyczny, kołysania mocy, stabilność, zabezpieczenia impedancyjne bloku

Streszczenie

W artykule przedstawiono wyniki analizy zakłócenia, jakie miało miejsce w jednej ze stacji przyelektrownianych, do której przyłączone były dwa bloki dużej elektrowni systemowej. Zdarzenie zostało wywołane zwarciem w polu transformatora łączącego szyny 110 kV i 400 kV tej stacji. W jego następstwie doszło do zmiany konfiguracji sieci, która doprowadziła do utraty synchronizmu jednego z generatorów, a ostatecznie do całkowitego wyłączenia jednego z bloków elektrowni po zbędnym działaniu zabezpieczeń w czasie kołysań mocy.

1. Wstęp W artykule przedstawione zostaną wyniki analizy zakłócenia, jakie miało miejsce w stacji przyelektrownianej, do której przyłączone były bloki nr 1 i 2 jednej z krajowych elektrowni. Analizowany ciąg zdarzeń został wywołany dwufazowym zwarciem, powstałym w wyniku pomyłki łączeniowej w polu autotransformatora 110 kV/400 kV (T2) stacji przyelektrownianej. W następstwie zwarcia działały zabezpieczenia, doprowadzając do zmiany konfiguracji sieci 110 kV. W warunkach działania automatyki sieci 110 kV doszło do utraty synchronizmu generatora G2 i asynchronicznych kołysań mocy, a ostatecznie do całkowitego wyłączenia bloku nr 2. Artykuł zawiera skróconą analizę poprawności pracy funkcji zabezpieczeniowych bloków nr 1 i nr 2, które pobudzały się lub działały w czasie zakłócenia. Pokazano też wyniki analizy trajektorii impedancji widzianej przez zabezpieczenia odległościowe bloku nr 1 i 2 w czasie zakłócenia, ze względu na ocenę pracy tych zabezpieczeń. Przedstawiono analizę jakościową dotyczącą stabilności współpracy bloków nr 1 i 2 z siecią, w czasie poszczególnych etapów zakłócenia. Artykuł kończą wnioski dotyczące przyczyn powstania zakłócenia oraz sposobów unikania podobnych zdarzeń w przyszłości. 2. Początkowa konfiguracja stacji przyelektrownianej Zaprezentowane zostaną wybrane informacje na temat stanu pracy i konfiguracji stacji przyelektrownianej (rys. 1) oraz bloków nr 1 i nr 2, istotne dla analizy zakłócenia. Przed wystąpieniem zakłócenia blok nr 2 przyłączony był do systemu II stacji A. Do systemu tego przyłączone były również trzy linie 110 kV łączące stację A ze stacjami: B, C i D. Blok nr 1 przyłączony był do III systemu stacji A i był powiązany z blokiem nr 2 poprzez sieć 110 kV. Przed zakłóceniem stacja A sprzęgnięta była z siecią 400 kV poprzez transformator T2. Drugi transformator sprzęgający T1 był wyłączony. Konfiguracja pozostałych pól stacji przyelektrownianej była nieistotna dla prowadzonej analizy.

Stacja A 110 kV

Blok nr 1 1TB

21S.1 21S.2 21S.3

21S.4

21G

2TB

21S.1 21S.2 21S.3

Stacja A 400 kV

Blok nr 2

Stacja C 110 kV

G2 21G

Stacja B 110 kV

Stacja D 110 kV

21S.4

Stacja F 110 kV

Stacja E 110 kV 4

T1 1

1 I II III

Rys. 1. Uproszczona konfiguracja sieci przed wystąpieniem analizowanego zakłócenia

Uproszczony schemat konfiguracji sieci przed rozpatrywanym zakłóceniem pokazano na rys. 1. W tab. 1 zebrano dane elementów bloku nr 1 i 2 istotne dla analizy. Przed wystąpieniem zakłócenia moc zwarciowa systemu II stacji A wynosiła 3967 MVA. Składały się na nią udziały od transformatora T2 (1545 MVA), generatora G2 (1139 MVA) oraz linii przyłączonych do tego systemu (w sumie 1299 MVA). Blok nr 2 obciążony był mocą czynną równą 377 MW i bierną równą 70,8 MVar. W systemie zabezpieczeń bloku nr 2 były aktywne m.in. następujące funkcje istotne dla prowadzonej analizy: 1. Funkcja impedancyjna bloku (21G) i reagująca na poślizg biegunów wirnika generatora (78), które mierzą napięcie na zaciskach generatora i prąd w jego punkcie zerowym; aktywne w terminalach REG670 (rys. 2 [1]). 2. Funkcje odległościowe z aktywnymi blokadami kołysaniowymi (PSB), które

mierzą prąd i napięcie w polu blokowym, aktywne w przekaźnikach: REL670 (21S.1 patrz rys. 3 [3]), RED670 (21S.2 patrz rys. 3 [2]) i 7SA522 (21S.1 patrz rys. 4 [6]). 3. Funkcja odległościowa z aktywną blokadą kołysaniową (PSB), która mierzy napięcie i prąd w obwodach GN transformatora blokowego, aktywna w przekaźniku: RED670 (21S.4 patrz rys. 5 [2]). W systemie zabezpieczeń bloku nr 1 były aktywne takie same funkcje odległościowe jak dla bloku nr 2 (rys. 2), istotne dla prowadzonej analizy. Strefy zabezpieczeń odległościowych skierowane w stronę sieci działaniem powodują otwarcie wyłącznika blokowego danego bloku oraz ograniczenie dopływu pary do jego turbiny (praca na potrzeby własne PPW). Taką samą reakcję powoduje działanie strefy 2 zabezpieczenia 21G bloku nr 2. Strefy zabezpieczeń odległościowych

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

Parametr

Wartość

Generator G1 i G2 Moc pozorna, znamionowa SnG

426 MVA

Współczynnik mocy, znamionowy cos φn

0,85

Napięcie znamionowe UnG

22 kV

Prąd znamionowy InG

Od poślizgu biegunów (REG670: 78) ZA=24,5%, ZB=33,0%, ZC=12,5%, (Zbase=1,14 Ω), Start Ang=90o, Trip Ang=150o, N1Limit=1, N2Limit=2, Reset Time=5 s

11180 A

Reaktancja synchroniczna* xd

250%

Reaktancja przejściowa* xd’

33%

Reaktancja podprzejściowa* xd”

22%

Mechaniczna stała czasowa turbozespołu Tm

6,45 s

Transformator blokowy 1TB i 2TB Moc pozorna, znamionowa SnTB

YNd11

Napięcie znamionowe strony DN UnDN

22 kV

Napięcie znamionowe strony GN UnGN

126,5 kV

Napięcie zwarcia uz *

426 MVA

Grupa połączeń

12,5%

Przyjęto, że reaktancje generatora w osi d i q są sobie równe

Tab. 1. Zestawienie danych elementów bloku nr 1 i 2

skierowane w stronę bloków działaniem powodują otwarcie wyłączników: blokowego, generatorowego, wzbudzenia i potrzeb własnych (wyłączenie części elektrycznej bloku) oraz odcięcie dopływu pary do turbiny bloku (praca luzem kotła PLK). Taką samą reakcję powoduje działanie strefy 1 zabezpieczenia 21G bloku nr 2. 3. Chronologiczny przebieg zdarzeń analizowanego zakłócenia W dniu awarii ok. godz. 08:38:02.358 doszło do dwufazowego (L1-L2) zwarcia w polu 14 stacji A. Zwarcie zostało wyłączone po ok. 70 ms przez zabezpieczenia pola. Zwarcie spowodowało pobudzenie się następujących funkcji zabezpieczeniowych w układzie zabezpieczeń bloku nr 2: funkcji reagującej na asymetrię obciążenia generatora G2 (REG670: 46.1) o godz. 08:38:02.364, blokady kołysaniowej (ang. Power Swing Blokcking, PSB) zabezpieczenia odległościowego 21S.4, w urządzeniu RED670 (półkomplet zainstalowany na zaciskach strony GN transformatora 2TB), o godz. 08:38:02.368 oraz impedancyjnej (REG670: 21G, strefa 2) o godz. 08:38:02.371. Pobudzenie zabezpieczenia od asymetrii obciążenia było prawidłowe – miało miejsce niesymetryczne zwarcie w sieci. Również pobudzenie strefy zewnętrznej zabezpieczenia impedancyjnego 21G i stref blokady PSB zabezpieczenia odległościowego 21S.4 było poprawne, ponieważ zwarcie miało miejsce blisko generatora (pod względem impedancji). W czasie zwarcia pobudziły się następujące funkcje w układzie zabezpieczeń bloku nr 1: reagująca na asymetrię obciążeń generatora (ZAZ-GT2: As) o godz. 08:38:02.390, od skutków przeciążeń stojana (ZAZ-GT2: IpGn) o godz. 08:38:02.423, od skutków

Impedancyjne bloku (REG670: 21G) Strefa 1 (21G.1): Zr=0,100 Ω, tz=0,2 s Działanie na PLK Strefa 2 (21G.2): Zr=0,582 Ω, tz=3,1 s Działanie na PPW

Odległościowe bloku (REL670: 21S.2; RED670: 21S.3) Strefa I (kierunek blok): X1=4,1 Ω, R1=0,5 Ω, RFPP=10 Ω, tPP=0 s; Działanie na PLK Strefa II (kierunek blok): X1=7,04 Ω, R1=0,76 Ω, RFPP=10 Ω, tPP=0,25 s; Działanie na PLK Strefa III (kierunek sieć): X1=1,7 Ω, R1=0,53 Ω, RFPP=8,5 Ω, tPP=0,7 s; Działanie na PPW Strefa IV (kierunek sieć): X1=6,1 Ω, R1=1,91 Ω, RFPP=12 Ω, tPP=1,3 s; Działanie na PPW Strefa V (kierunek sieć): X1=23 Ω, R1=7,21 Ω, RFPP=12 Ω, tPP=3,1 s; Działanie na PPW Blokada kołysaniowa (PSB): X1InFw=X1InRv=25,3 Ω, R1LIn=7,93 Ω, R1FInFw=R1FInRv=27 Ω, RLdOutFw=RLdOutRv=27 Ω, ArgLd=25o, kLdRFw=kLdRRv=0,8, tP1=45 ms, tP2=15 ms, tW=0,25 s, tH=0,5 s, tR1=0,3 s, tR2=2 s.

Odległościowe bloku (7SA522: 21S.1) Strefa I (kierunek blok): X1=4,1 Ω, R1=10 Ω, tPP=0 s; Działanie na PLK Strefa II (kierunek blok): X1=7,04 Ω, R1=10 Ω, tPP=0,25 s; Działanie na PLK Strefa III (kierunek sieć): X1=1,7 Ω, R1=8,5 Ω, tPP=0,7 s; Działanie na PPW Strefa IV (kierunek sieć): X1=6,1 Ω, R1=12 Ω, tPP=1,3 s; Działanie na PPW Strefa V (kierunek sieć): X1=7,58 Ω, R1=12 Ω, tPP=3,1 s;

Odległościowe bloku (RED670: 21S.4) Strefa I (kierunek blok): X1=4,7 Ω, R1=0,5 Ω, RFPP=10 Ω, tPP=0 s; Działanie na PLK Strefa II (kierunek blok): X1=7,04 Ω, R1=0,76 Ω, RFPP=10 Ω, tPP=0,25 s; Działanie na PLK Blokada kołysaniowa (PSB): X1InFw=X1InRv=25,3 Ω, R1LIn=7,93 Ω, ArgLd=25o, R1FInFw=R1FInRv=27 Ω, RLdOutFw=RLdOutRv=27 Ω, kLdRFw=kLdRRv=0,8, tP1=45 ms, tP2=15 ms, tW=0,25 s, tH=0,5 s, tR1=0,3 s, tR2=2 s.

Rys. 2. Charakterystyki rozruchowe i nastawienia funkcji zabezpieczeniowych bloku nr 2: a) 21G i 78, b) 21S.1 i 21S.2, c) 21S.3, d) 21S.4

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

przeciążeń wirnika (ZAZ-GT2: IpW) o godz. 08:38:02.423, impedancyjna bloku (ZAZ-GT2: XB) o godz. 08:38:02.423 oraz reagująca na zwarcia doziemne wirnika (ZAZ-GT2: ZW) o godz. 08:38:02.423. Również w bloku nr 1 pobudzenie się zabezpieczeń było uzasadnione. Jedynie zabezpieczenie od skutków zwarć doziemnych wirnika (ZAZ-GT2: ZW) pobudziło się zbędnie (prawdopodobnie w wyniku zmiany rozpływu prądów wałowych w warunkach forsowania wzbudzenia w czasie zwarcia). Ze względu na opóźnienie działania wymienionej funkcji nie doszło do jej zadziałania w czasie zwarcia w polu 14 stacji A. Zwarcie zostało zlikwidowane w wyniku zadziałania zabezpieczenia odległościowego typu REL511 po stronie 110 kV transformatora T2 (pole 14). Zabezpieczenie to spowodowało jego obustronne wyłączenie o godz. 08:38:02.429. Po wyłączeniu zwarcia odwzbudziły się pobudzone wcześniej zabezpieczenia bloków nr 2 i nr 1. Już po zlikwidowaniu zwarcia doszło do zbędnego zadziałania zabezpieczeń odległościowych typu RTX35 w cyklu SPZ WZ (wyłącz-załącz), w stacji C (ok. godz. 08:38:02.474) i w stacji B (ok. godz. 08:38:02.533) w polach linii biegnących do stacji A (patrz rys. 1). Wyłączenie transformatora T2 oraz linii łączących stację A ze stacjami B i C zainicjowało asynchroniczne kołysania mocy generatora G2, podczas których doszło do następującej sekwencji zdarzeń: • załączenie wyłącznika w stacji B w polu linii łączącej tę stację ze stacją A, w cyklu SPZ ok. godz. 08:38:02.874 • pobudzenie strefy 2 zabezpieczenia impedancyjnego bloku nr 2 (REG670: 21G) ok. godz. 08:38:02.894 • pobudzenie zabezpieczenia od skutków poślizgu biegunów generatora G2 (REG670: 78) o godz. 08:38:02.912 • załączenie wyłącznika w stacji C w polu linii biegnącej do stacji A w cyklu SPZ ok. godz. 08:38:02.999 • wyłączenie wyłącznika w stacji A w polu linii biegnącej do stacji B przez

2. Zwarcie w stacji A p. 14 (08:38:02.358)

zabezpieczenie odległościowe RTX35 bez funkcji blokady kołysaniowej o godz. 08:38:03.014 • pobudzenie strefy 1 zabezpieczenia impedancyjnego bloku nr 2 (REG670: 21G) o godz. 08:38:03.107 • zadziałanie 1 strefy zabezpieczenia odległościowego bloku 21S.4 (RED670) o godz. 08:38:03.154. W wyniku zadziałania zabezpieczenia odległościowego 21S.4, aktywnego w przekaźniku RED 670 w obwodach GN transformatora 2TB, blok nr 2 został całkowicie wyłączony (nastąpiło otwarcie wyłączników: blokowego w polu 11 stacji A, generatorowego, wzbudzenia oraz zasilania potrzeb własnych). Ponadto, ze względu na zablokowaną automatykę SZR w rozdzielniach potrzeb własnych bloku, został wyłączony kocioł tego bloku. 4. Analiza działania zabezpieczeń impedancyjnych bloku nr 1 i 2 Na podstawie rejestracji wykonanych w czasie analizowanego zakłócenia przez przekaźniki REG670 i RED670 (półkomplet zainstalowany po stronie GN transformatora 2TB i w polu nr 11 stacji A) bloku nr 2 oraz przekaźnik REL670 (w polu nr 16 stacji A) bloku nr 1 wyznaczono trajektorie impedancji widzianych przez te przekaźniki. Do wyznaczenia wartości chwilowych rezystancji i reaktancji z zarejestrowanych wartości chwilowych prądów i napięć użyto algorytm A3 Łobosa [6]. W przypadku przekaźnika REG670 bloku nr 2 impedancja wyznaczana jest dla każdej fazy indywidualnie na podstawie pomiarów prądu w punkcie neutralnym generatora i napięcia na jego zaciskach. Na rys. 3 pokazano przebiegi prądu i napięcia w fazie L1, a na rys. 4 odpowiadającą im trajektorię impedancji naniesioną na charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia impedancyjnego bloku (REG670: 21G) oraz reagującego na poślizg biegunów wirnika generatora (REG670: 78) bloku nr 2. W przekaźnikach REL670 i RED670 impedancja wyznaczana jest dla pętli zwarć

3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) Początek kołysań synch.

4. Wyłączenie linii do stacji C (08:38:02.474)

5. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:02.533)

międzyfazowych i zwarć doziemnych. Na rys. 5 pokazano trajektorię impedancji dla pętli zwarcia dwufazowego L1-L2, mierzoną (widzianą) przez przekaźnik odległościowy RED670 (półkomplet zainstalowany w elektrowni po stronie GN transformatora 2TB) w czasie analizowanego zakłócenia. Trajektorię przedstawiono na płaszczyźnie impedancji razem z charakterystykami zabezpieczenia 21S.4 bloku nr 2. Na rys. 6 pokazano analogiczną trajektorię widzianą przez przekaźnik odległościowy RED670 bloku nr 2, zainstalowany w stacji. Na płaszczyźnie impedancji poza trajektorią impedancji pokazano charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia odległościowego 21S.2 tego bloku. Na rys. 7 pokazano analogiczną trajektorię impedancji widzianą przez przekaźnik odległościowy REL670 w polu bloku nr 1 stacji A wraz z charakterystykami rozruchowymi funkcji 21S.2 tego przekaźnika. Na rys. 3–7 zaznaczono numerami chronologię zdarzeń odpowiadającą opisowi zakłócenia z punktu 3. Należy zwrócić uwagę na to, że dzięki szybkiej likwidacji zwarcia w polu 14 stacji A zarówno blok nr 2, jak i nr 1 utrzymały synchronizm pracy z siecią. Po zwarciu wystąpiły kołysania synchroniczne, poprzez które bloki powróciły w pobliże punktu pracy sprzed zwarcia. Jak wskazują przedstawione powyżej trajektorie, blok nr 2 utracił synchronizm po zbędnym wyłączeniu linii łączących stację A ze stacjami C i B. Nastąpiło to z powodu zadziałania zabezpieczeń odległościowych typu RTX35 wymienionych linii, zainstalowanych w stacjach C i B (pkt 4 i 5 na rys. 3–7). Działanie wymienionych zabezpieczeń w stacjach C i B nie było współbieżne z działaniem zabezpieczeń w stacji A. Wydłużone szybkodziałające strefy zabezpieczeń w stacjach B i C objęły działaniem zwarcie w polu 14 stacji A, powodując zbędne wyłączenie obu linii. Wyłączenie to nastąpiło już po likwidacji zwarcia z powodu dodania się czasów własnych wyłączników.

6. Załączenie linii do stacji B (08:38:02.885)

7. Załączenie linii do stacji C (08:38:03.005)

1. Obciążenie początkowe

8. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:03.029)

9. Wyłączenie bloku nr 2 wskutek zadziałania strefy 1 zabezpieczenia 21S.2 (08:38:03.207)

Rys. 3. Przebiegi prądu w punkcie neutralnym (czerwony) i napięcia na zaciskach generatora (niebieski) w fazie L1, zarejestrowane przez przekaźnik REG670 bloku nr 2

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

2. Zwarcie w stacji A (08:38:02.358)

9. Wyłączenie bloku nr 2 wskutek zadziałania 21S.4 (strefa 1) w RED670 w elektrowni (08:38:03.207)

2.1. Pobudzenie 21G (strefa 2) (08:38:02.886)

1. Obciążenie początkowe

3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) Początek kołysań synch.

8.1. Pobudzenie 21G (strefa 2) (08:38:03.108) 8. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:03.029)

7. Załączenie linii do stacji C (08:38:03.005)

6. Załączenie linii do stacji B (08:38:02.885)

5. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:02.533)

4. Wyłączenie linii do stacji C (08:38:02.474)

5.2. Pobudzenie 21S.4 PSD_out (08:38:02.863)

1. Obciążenie początkowe

5.1. Początek kołysań asynch.

Rys. 4. Trajektoria impedancji widziana w fazie L1 funkcji 21G, przekaźnik REG670 bloku nr 2

8.1. Pobudzenie 21S.4 (strefy 1 i 2) (08:38:03.120)

2. Zwarcie w stacji A (08:38:02.358)

6.1. Pobudzenie 21S.4 PSD_in (08:38:02.886)

9. Wyłączenie bloku nr 2 wskutek zadziałania 21S.4 (strefa 1) (08:38:03.207)

8. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:03.029)

7. Załączenie linii do stacji C (08:38:03.005)

6. Załączenie linii do stacji B (08:38:02.885)

5. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:02.533)

3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) Początek kołysań synch.

4. Wyłączenie linii do stacji C (08:38:02.474)

5.1. Początek kołysań asynch.

Rys. 5. Trajektoria impedancji dla pętli L1-L2 widziana przez funkcję 21S.4 przekaźnika RED670 bloku nr 2 (półkomplet w elektrowni)

Konfiguracja zabezpieczeń odległościowych linii w stacjach C i B przewidywała inicjowanie cyklu SPZ linii, z przerwami ok. 300 ms. W czasie trwania kołysań asynchronicznych bloku nr 2 (pomiędzy pkt 5.1 i 6 na rys. 3 –7) wektor impedancji znalazł się w strefie zewnętrznej blokady PSB funkcji 21S.4. W analizowanym etapie kołysania asynchroniczne odbywały się po stronie sieci (powyżej osi rezystancji). W czasie przebywania wektora impedancji w strefie zewnętrznej blokady PSB doszło do ponownego załączenia linii w stacji B w cyklu SPZ (punkt 6 na rys. 3–7). Spowodowało to zmianę warunków kołysań, objawiającą się nieznacznym zmniejszeniem się promienia i przesunięciem środka koła obrotu asynchronicznego na płaszczyźnie impedancji. Wskutek tego wektor impedancji skokowo przemieścił się

do strefy wewnętrznej blokady PSB funkcji 21S.4. Czas przebywania pomiędzy strefą zewnętrzną i wewnętrzną PSB wyniósł ok. 23 ms i był krótszy od nastawionych czasów tP1 = 45 ms funkcji 21S.1, 21S.2 i 21S.4. W związku z tym blokada PSB nie została aktywowana w żadnej w powyższych funkcji zabezpieczeniowych. Chwilę później została ponownie załączona w cyklu SPZ linia biegnąca do stacji C (pkt 6 na rys. 3–7). Praktycznie w tym samym czasie została definitywnie wyłączona linia biegnąca do stacji B (pkt 8 na rys. 3–7) na skutek zadziałania zabezpieczenia odległościowego w stacji A, w warunkach kołysań mocy (zabezpieczenie to nie miało blokady PSB). Powyższe zdarzenia zmieniły charakter kołysań asynchronicznych bloku nr 2 – promień okręgu stanowiącego obwiednię

trajektorii impedancji uległ dalszemu zmniejszeniu, a jego środek nieznacznie się przesunął. Po zmianach konfiguracji sieci, związanych z działaniem automatyki SPZ w stacjach B i C kołysania asynchroniczne bloku nr 2 przeniosły się na stronę bloku (poniżej osi R). W tym stanie wektor impedancji przemieścił się do 1 strefy zabezpieczenia 21G (REG670), do strefy 2 zabezpieczeń 21S.2 (REL670) i 21S.3 (RED670 zainstalowane w polu blokowym) oraz do strefy 1 i 2 zabezpieczenia 21S.4 (RED670 zainstalowane w elektrowni). Konfiguracja funkcji 21S.4 przewidywała bezzwłoczne działanie strefy 1. Zatem po przemieszczeniu się wektora impedancji do obszaru działania tej strefy (pkt 8.1 na rys. 5), przy nieaktywnej blokadzie PSB, nastąpiło jej zadziałanie,

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

8.1. Pobudzenie 21S.2 (strefy 2) (08:38:03.120)

2. Zwarcie w stacji A (08:38:02.358)

9. Wyłączenie bloku nr 2 wskutek zadziałania 21S.4 (strefa 1) w RED 670 w elektrowni (08:38:03.207) 8. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:03.029)

6.1. Pobudzenie 21S.2 PSD_in (08:38:02.886)

7. Załączenie linii do stacji C (08:38:03.005)

5.2. Pobudzenie 21S.2 PSD_out (08:38:02.863)

6. Załączenie linii do stacji B (08:38:02.885)

1. Obciążenie początkowe

5. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:02.533)

3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) Początek kołysań synch.

4. Wyłączenie linii do stacji C (08:38:02.474)

5.1. Początek kołysań asynch.

Rys. 6. Trajektoria impedancji dla pętli L1-L2 widziana przez funkcję 21S.2 przekaźnika RED670 bloku nr 2 (półkomplet w stacji)

8. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:03.029)

7. Załączenie linii do stacji C (08:38:03.005)

6.1. Pobudzenie 21S.1 PSD_in (08:38:03.066)

6. Załączenie linii do stacji B (08:38:02.885)

4. Wyłączenie linii do stacji C (08:38:02.474)

8.1. Pobudzenie 21S.1 PSD_out (08:38:02.963)

2. Zwarcie w stacji A (08:38:02.358) 5.1. Kołysania synch. bloku nr 1 po utracie synchronizmu bloku nr 2

9. Wyłączenie bloku nr 2 wskutek zadziałania 21S.4 (strefa 1) w RED 670 bloku nr 2 (08:38:03.207)

1. Obciążenie początkowe 5. Wyłączenie linii do stacji B (08:38:02.533) 3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) Początek kołysań synch.

Rys. 7. Trajektoria impedancji dla pętli L1-L2 widziana przez funkcję 21S.1 przekaźnika REL670 bloku nr 1 (półkomplet w stacji)

co spowodowało całkowite wyłączenie bloku nr 2 z czasem własnym wyłączników (pkt 9 na rys. 3–7). Blok nr 1 przez cały czas trwania zakłócenia współpracował synchronicznie z siecią i podlegał niezbyt silnym kołysaniom synchronicznym (rys. 7). Po ponownym załączeniu linii łączącej stację A ze stacją B wektor impedancji przemieścił się do zewnętrznej strefy blokady PSB zabezpieczenia odległościowego bloku nr 1 21S.2 (REL670). Wektor impedancji

przebywał pomiędzy strefą wewnętrzną i zewnętrzną blokady tego zabezpieczenia przez ok. 103 ms, a więc dłużej niż nastawienie czasu tP1 = 45 ms blokady, co wywołało jej aktywację. Można uznać, że aktywacja blokady była zbędna, ponieważ przez cały czas trwania stanu nieustalonego bloku nr 1 wektor impedancji znajdował się w bezpiecznej odległości od charakterystyk rozruchowych stref zabezpieczenia 21S.1 (rys. 7).

5. Analiza warunków stabilności współpracy bloku nr 2 z siecią Zagadnienia stabilności pracy bloku nr 2 w czasie opisywanego zakłócenia najłatwiej można wyjaśnić, posługując się kątowymi charakterystykami mocy bloku P(δ’) i metodą równych pól [5]. Schemat sieci z rys. 1 można na potrzeby powyższych rozważań sprowadzić do układu dwumaszynowego, pokazanego na rys. 8. W rozważaniach pominięto rezystancję elementów.

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

Generator G2 reprezentowany jest jako wewnętrzna siła elektromotoryczna w stanie przejściowym E’ o fazie równej δ’ (kąt mocy w stanie przejściowym wyznaczany względem napięcia systemu zastępczego Us) oraz jako reaktancja przejściowa Xd’ [5]. Moce zwarciowe spływające do szyn stacji 110 kV reprezentowane są poprzez odpowiadające im reaktancje XS [5]. Wartość napięcia E’ można oszacować, znając wartość napięcia na zaciskach generatora Ug, jego kąt fazowy φ i prąd Ig zgodnie z zależnością (1). W analizie można przyjąć, że wartość E’ się nie zmienia [5].

(1) W celu określenia charakterystyki mocy w stanie przejściowym dla danego etapu analizy P(δ’) należy określić reaktancję zastępczą Xz pomiędzy źródłami E’ i Us, zależną od aktualnych mocy zwarciowych i konfiguracji połączeń. W ogólności charakterystykę P(δ’) opisuje równanie (2) [5].

X d'

X 2TB + X LB2 U G2

E' δ'

gdzie: Tm–mechanicznastałaczasowaturbozespołu, ωs – pulsacja synchroniczna, D – współczynnik tłumienia. Jeśli zmiana Xz nie jest duża, układ osiągnie przez kołysania synchroniczne nowy punkt pracy (rys. 9a i b). Gdy natomiast zmiana Xz będzie zbyt duża, układ może nie być w stanie osiągnąć nowego stabilnego punktu pracy (rys. 9c). Pole przyspieszeń uzyskane w skutek obniżenia charakterystyki mocy będzie większe od dostępnego w danych warunkach pola hamowań. w tej sytuacji kąt mocy będzie nieustannie rósł i po przekroczeniu 1800 nastąpi utrata synchronizmu pracy z siecią i asynchroniczne kołysania generatora [5]. Analogicznie, w sytuacji wystąpienia zwarcia, charakterystyka mocy ulegnie silnemu obniżeniu. Będzie ono tym większe,

X Linii A-C

X S stacja C

X Linii A-D

X S stacja D X S stacja A

X T2

U S 0°

(400 kV)

Rys. 8. Uproszczony schemat zastępczy sieci przyjęty do analizy stabilności pracy bloku nr 2

a) P

b) P

P max1

∆P > 0

c) P

P max2

∆P > 0

P max1

∆P > 0

P max1

P max2 PT

(2)

(3)

X S stacja B

U B2

δ 0'

t d) P

δ' δ'

δ1' 2'

P max1

∆P > 0

δ' δ'

δ2'δ1' δ0'

t e) P

δ0'

t f) P

P max2

∆P > 0

∆P < 0

∆P < 0 ∆P > 0

∆P < 0

Znając maksymalną wartość charakterystyki mocy dla danego stanu sieci (Pmax) oraz moc czynną obciążenia bloku przed zakłóceniem (w przybliżeniu równą mocy mechanicznej turbozespołu) PT, da się oszacować dla tego stanu kąt δ’. Można tego dokonać poprzez podstawienie wartości PT do równania (2). w analizie można przyjąć, że wartość PT się nie zmienia [5]. W stanie ustalonym można przyjąć, że PT≈ P(δ’). W razie zmiany konfiguracji sieci (zmiany jej reaktancji zastępczej Xz) lub w przypadku zwarcia wysokość charakterystyki mocy (Pmax) może ulec nagłej zmianie. Możliwa jest sytuacja, w której ΔP = PT – P(δ’) > 0. Dodatnia różnica mocy wywołuje przyspieszanie wirnika generatora względem częstotliwości systemu, zgodnie z równaniem (3). Analogicznie, jeśli ΔP < 0, to wirnik zacznie się opóźniać względem częstotliwości systemu [5].

X Linii A-B

K1 K2

δ1'

P max2

δ' δ'

δgr'

P max1

K2E K3

P max K1 P max K2 P max K2E

δ 0' tz

' δ2'

δgr'

δ' δ'

δ0'

δ1'

δgr'

δ' δ'

δ'

Rys. 9. Przykładowe charakterystyki P(δ’) i przebiegi zmienności kąta δ’ przy: a) wzroście reaktancji Xz, b) obniżeniu Xz, c) silnym wzroście Xz, d) szybko wyłączonym zwarciu trójfazowym w sieci, e) wolno wyłączonym zwarciu trójfazowym, f) charakterystyki P(δ’) przy różnych typach zwarcia w sieci

im więcej faz sieci zostanie zwartych (rys. 9f) i im bliżej generatora będzie się znajdować jego miejsce. W zależności od czasu trwania zwarcia w określonych wyżej warunkach generator, po zlikwidowaniu zakłócenia, pozostanie w synchronizmie z siecią (czas zwarcia krótszy od czasu granicznego w danych warunkach tgr, rys. 9d) lub utraci stabilność (czas zwarcia dłuższy od t gr, rys. 9e). Jako tgr należy tu rozumieć czas likwidacji zwarcia, przy którym w danych warunkach uzyskane pole przyspieszeń będzie dokładnie równe możliwemu do uzyskania polu hamowań [5]. Uwzględniając powyższe zależności, można przejść do jakościowej analizy warunków stabilności pracy bloku nr 2 w czasie analizowanego zakłócenia.

Poniżej przedstawiono wyniki analizy w jednostkach względnych, wyznaczonych względem parametrów znamionowych generatora G2 i sieci. Rozpatrywane zakłócenie można pod względem warunków stabilności podzielić na siedem etapów: 1. stan ustalony przed zwarciem w stacji A 2. zwarcie w polu 14 stacji A 3. stan po zwarciu i wyłączeniu transformatora T2 4. stan po wyłączeniu linii do stacji C 5. stan po wyłączeniu linii do stacji B 6. praca po ponownym załączeniu linii do stacji B 7. praca po ponownym załączeniu linii do stacji C i po definitywnym wyłączeniu linii do stacji B.

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

b) P 1 max

P 1 max

Początkowy punkt pracy generatora G2

P obć.≈P T

P 3 max

ΔP<0

P obć.≈P T

ΔP>0 Zakończenie zwarcia

δ1'≈28

δ1'≈28o

P 2 max

δ2'≈32,1o

δ3'≈37,7o δ3 max '≈54o

d) P 1 max

P 1 max Punkt pracy gen. G 2 po likwidacji zwarcia

P 3 max

ΔP<0

Punkt pracy gen. G2 po wyłączeniu linii do stacji C

P 3 max

P 4 max

P obć.≈P T

P obć.≈P T P 5 max

ΔP>0 P 2 max

P 2 max ΔP>0

δ3'≈37,7o

δ4 max '≈69,5o δ4'≈52,2o

δ4'≈52,2o

Rys. 10. Charakterystyki P(δ’) generatora G2 w stanie: a) przed zwarciem w stacji A, b) po zwarciu i wyłączeniu transformatora T2, c) po wyłączeniu linii łączącej stacje A-C, d) po wyłączeniu linii łączącej stacje A-B

Charakterystyka P(δ’) generatora G2 dla stanu ustalonego przed powstaniem zwarcia (etap 1) pokazana jest na rys. 10a. Przyjęto, że moc mechaniczna turbiny jest równa obciążeniu mocą czynną generatora przed zwarciem. Wartość maksymalną charakterystyki P1max oszacowano na podstawie danych z punktu 2 i zależności podanych powyżej. Dla stanu tego oszacowano kąt mocy jako δ1’ ≈ 280. W momencie powstania zwarcia w polu 14 stacji A charakterystyka mocy uległa obniżeniu (rys. 10b) [5]. Na skutek dużej bezwładności wirnika generatora G2 kąt mocy w pierwszej chwili się nie zmienił. Powstała tym samym różnica mocy ΔP = PT – P2max sin(δ1’) była dodatnia i wirnik generatora zaczął przyspieszać względem częstotliwości sieci – kąt mocy zaczął wzrastać. Zwarcie zostaje wyłączone po ok. 70 ms. Przez ten czas kąt mocy generatora G2 wzrósł do wartości δ2’ ≈ 32,10. Likwidacja zwarcia spowodowała wyłączenie transformatora T2 sprzęgającego szyny 110 kV i 400 kV stacji A. Wywołało to znaczące obniżenie mocy zwarciowej na szynach systemu II stacji A do ok. 1283 MVA (bez udziału generatora G2). Skutkowało to obniżeniem wartości maksymalnej charakterystyki mocy generatora G2 do wartości P3max. Po zwarciu moc czynna obciążenia generatora G2 (wynikająca z wartości charakterystyki mocy dla etapu 3, przy kącie mocy δ2’ ≈ 32,10) była nadal mniejsza niż moc mechaniczna turbozespołu PT. Zatem ΔP pozostało dodatnie i wirnik generatora po zwarciu nie przestał przyspieszać względem częstotliwości sieci. Kąt mocy wzrósł do wartości δ3’ ≈ 37,70, przy której ΔP = 0. W powyższym stanie wirnik generatora G2 obracał się z prędkością nadsynchroniczną. Zdobyta w czasie przyspieszania wirnika energia kinetyczna (proporcjonalna do pola przyspieszeń z rys. 10b) musiała zostać wytracona. Po zrównaniu się mocy (ΔP = 0) kąt mocy wirnika generatora G2 nie przestał rosnąć. Doszło tym samym do sytuacji, w której

100

ΔP < 0, co doprowadziło do wyhamowania wirnika do prędkości synchronicznej przy kącie mocy δ3max’ ≈ 540. W stanie tym pole hamowań (ΔP < 0) zrównało się z polem przyspieszeń (ΔP > 0) dla tego etapu (rys. 10b). Stan równowagi (ΔP = 0) dla powyższych warunków stabilności zostałby osiągnięty poprzez kołysania synchroniczne wokół kąta δ3’ ≈ 37,70. Współczynnik zapasu stabilności dla tego zdarzenia (rozumiany jako stosunek pozostałego po zdarzeniu pola hamowań do maksymalnego w danych warunkach pola hamowań) wyniósł ks1-3 ≈ 0,93. W czasie trwania kołysań synchronicznych po likwidacji zwarcia w polu 14 stacji A doszło do zbędnego wyłączenia linii łączącej tą stację ze stacją C (zbędne zadziałanie bezzwłocznej wydłużonej strefy zabezpieczenia odległościowego w tej stacji). Spowodowało to dalsze obniżenie się mocy zwarciowej na szynach stacji A do ok. 760 MVA (bez udziału generatora G2) oraz obniżenie wysokości charakterystyki mocy generatora G2 do wartości P4max. Powstały kołysania synchroniczne, poprzez które generator G2 osiągnąłby stabilny punkt pracy przy kącie mocy δ4’ ≈ 52,20 (rys. 10c). Współczynnik zapasu stabilności dla tego zdarzenia wyniósł ks4 ≈ 0,866. Niedługo po wyłączeniu linii łączącej stacje A i C wyłączona została z tego samego powodu linia łącząca stacje A i B. Moc zwarciowa na szynach stacji A po tej zmianie konfiguracji obniżyła się do 376 MVA (bez udziału generatora G2). Przy tak niskiej mocy zwarciowej charakterystyka P(δ’) generatora G2 znalazła się pod prostą mocy mechanicznej turbozespołu PT, w pełnym zakresie kąta mocy w stanie przejściowym δ’ (rys. 10d). W tej sytuacji wartość ΔP ponownie stała się większa od zera, a wirnik generatora G2 zaczął przyspieszać względem częstotliwości systemu. W opisywanych warunkach układ nie mógł osiągnąć stabilnego punktu pracy (przy którym ΔP = 0). Po wyłączeniu linii do stacji B kąt mocy zaczął

się zwiększać i po przekroczeniu 1800 generator G2 utracił synchronizm. Rozpoczęły się jego kołysania asynchroniczne. Dalsze zmiany konfiguracji sieci (załączenia i wyłączenia linii do stacji B i C) zmieniały warunki kołysań asynchronicznych (środek i promień okręgu asynchronicznego na płaszczyźnie impedancji), co ilustrują przedstawione na płaszczyźnie impedancji zespolonej trajektorie impedancji (rys. 4–7). Na skutek tych zmian konfiguracji i zmian parametrów generatora G2 kołysania asynchroniczne przeniosły się na stronę bloku nr 2 (poniżej osi R), co ostatecznie doprowadziło do zadziałania zabezpieczenia 21S.4 (RED670 w elektrowni) i do całkowitego wyłączenia bloku nr 2. 6. Wnioski Przyczyną wyłączenia bloku nr 2 dużej elektrowni pracującej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, w czasie analizowanego zakłócenia, było zbędne zadziałanie szybkodziałającej strefy I zabezpieczenia odległościowego, zainstalowanego po stronie GN transformatora blokowego 2TB (RED670: 21S.4), w czasie asynchronicznych kołysań generatora G2. Do utraty synchronizmu generatora G2 doszło w następstwie obniżenia się mocy zwarciowej systemu II stacji A, do której był on przyłączony. Moc zwarciowa obniżyła się po wyłączeniu transformatora T2, sprzęgającego szyny 110 kV i 400 kV stacji A (w którego polu powstało zwarcie) oraz na skutek zbędnego wyłączenia linii łączących stacje C i B ze stacją A. Do zbędnego wyłączenia tych linii doszło na skutek działania wydłużonych stref zabezpieczeń odległościowych RTX35, pracujących w polach liniowych stacji B i C. Działanie tych zabezpieczeń wyzwalało cykl automatyki SPZ. Automatyka ta w czasie kołysań asynchronicznych generatora G2 powodowała ponowne załączanie i wyłączanie linii, co wpłynęło na kształt trajektorii impedancji widzianych przez przekaźniki impedancyjne i odległościowe bloku nr 1 i 2. Praca zabezpieczeń odległościowych linii z wydłużonymi szybkimi strefami rozruchowymi, przy braku uwspółbieżnienia z zabezpieczeniami na drugich końcach tych linii, grozi zbędnym działaniem w czasie zwarć poza chronionymi odcinakami sieci. Wydłużone strefy zabezpieczeń odległościowych linii mogą być stosowane tylko przy współbieżnej pracy półkompletów zabezpieczeń na obu końcach zabezpieczanej linii. Jeśli uzyskanie współbieżnej pracy zabezpieczeń odległościowych linii nie jest możliwe, nie należy stosować stref wydłużonych. Przy kołysaniach asynchronicznych, które wystąpiły w czasie analizowanego zakłócenia, działanie zabezpieczeń odległościowych bloku nr 2 powinno zostać zablokowane przez blokady PSB. Jednak zmiana charakteru kołysań mocy, spowodowana działaniem automatyki SPZ linii biegnących do sąsiednich stacji, uniemożliwiła spełnienie kryteriów algorytmów blokad PSB przekaźników odległościowych RED670 i REL670 bloku nr 2. W celu zwiększenia czułości detekcji kołysań mocy przez dostępne w przekaźnikach REx670 blokady PSB proponujemy zmniejszenie zasięgu ich stref, tak aby sprawdzanie kryterium blokady odbywało

M. Lizer, S. Wróblewska | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 83–93

się blisko stref rozruchowych podlegających blokowaniu. Dzięki temu zmniejszy się też ryzyko zbędnego blokowania przekaźników, w czasie dalekich kołysań niezagrażających, zbędnym działaniem zabezpieczeń (tak jak miało to miejsce w bloku nr 1). Czas przejścia przez strefy blokady należy ustawić tak, aby uzyskana została odpowiednio wysoka maksymalna szybkość zmian impedancji, uznawana za kołysania mocy (≈120–160 Ω/s). Strefa I zabezpieczenia impedancyjnego bloku nr 2 (21S.4) miała w omawianym przypadku zasięg równy reaktancji transformatora blokowego (2TB). Zwykle strefę I zabezpieczenia odległościowego bloku nastawia się tak, aby jej zasięg nie wykraczał poza transformator blokowy. Gdyby zasięg tej strefy wynosił 70% reaktancji transformatora 2TB, prawdopodobnie nie doszłoby do jej zadziałania. Można zatem proponować skrócenie zasięgu strefy I omawianego zabezpieczenia 21S.4, co zmniejszy ryzyko jej działania w czasie asynchronicznych kołysań mocy, których środek znajduje się po stronie bloku. W czasie analizowanego zakłócenia pobudziła się nieselektywnie strefa 1 zabezpieczenia impedancyjnego bloku nr 2 (21G), które mierzy impedancję na zaciskach generatora i działa z niewielkim czasem 0,20 s. Do zadziałania nie doszło ze względu na szybsze wyłączenie bloku przez zabezpieczenie odległościowe 21S.4. Ze względu na zagrożenie nieselektywnego wyłączenia bloku przy kołysaniach mocy w sieci przez strefę 1 zabezpieczenie

impedancyjnego bloku (21G), należy wydłużyć jej czas opóźnienia działania do 0,6 s. Takie nastawienie w znacznym stopniu ograniczy ryzyko nieselektywnego działania wymienionego zabezpieczenia w warunkach kołysań mocy. W warunkach omówionego zakłócenia powinno działać zabezpieczenie od skutków utraty synchronizmu (78) generatora G2. Do działania tego zabezpieczenia jednak nie doszło, ponieważ w pierwszym etapie zakłócenia, w wyniku awaryjnych wyłączeń, moc sieci, z którą powiązany był blok nr 2, znacząco zmalała i trajektorie impedancji przebiegały poza charakterystyką rozruchową przekaźnika 78. Aktualna charakterystyka funkcji 78 dobrana była do normalnych warunków współpracy bloku, zarówno z siecią 110 kV, jak i 400 kV. Co prawda, w dalszym przebiegu zakłócenia, po ponownym załączeniu dwóch linii w cyklu SPZ, zabezpieczenie 78 mogłoby zadziałać, gdyby blok nie został wcześniej wyłączony, to jednak należy zmodyfikować logikę działania zabezpieczenia 78. Modyfikacja powinna polegać na zastosowaniu dodatkowej funkcji 78 reagującej na utratę synchronizmu w warunkach, kiedy blok traci powiązanie z siecią 400 kV (wyłączenie obu autotransformatorów 110 kV/400 kV) i pozostaje powiązany jedynie ze słabą siecią 110 kV. Charakterystyka rozruchowa dodatkowej funkcji, obejmując zasięgiem szerszy obszar na płaszczyźnie impedancji, stwarza możliwość działania zabezpieczenia w warunkach

podobnych do tych, które wystąpiły w pierwszym etapie analizowanego zakłócenia. Blok nr 1 znacznie łagodniej przeszedł przez powyższe zakłócenie. Z powodu dużej odległości (w sensie impedancji) od miejsca wystąpienia zakłócenia pozostał on przez cały jego okres w synchronizmie z siecią i podlegał łagodnym kołysaniom synchronicznym. Mimo to powyższe uwagi mają zastosowanie również w odniesieniu do tego bloku. Bibliografia 1. ABB: Generator protection REG670 – application manual, wersja 1.2, październik 2011. 2. ABB: Line differential protection RED670 – application manual, wersja 1.2, październik 2011. 3. ABB: Line distance protection REL670 – application manual, wersja 1.2, Październik 2011. 4. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Warszawa, 2007. 5. Ne l l e s D. , O pp e rs k a l s k i H . , Digitaler Distanzschutz – Verhalten der Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen; DUV; Wiesbaden, 1991. 6. Siemens, SIPROTEC distance protection 7SA522 V4.70 – manual, luty 2012.

Marcin Lizer

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

Sylwia Wróblewska

dr inż. Instytut Energetyki e-mail: Sylwia.Wroblewska@ien.com.pl Adiunkt naukowo-badawczy w Instytucie Energetyki. Autorka projektów konstrukcyjnych, statycznych, analogowych oraz cyfrowych zabezpieczeń generatorów i bloków generator, transformatorów produkowanych w kraju. Autorka projektów koncepcyjnych zabezpieczeń generatorów i bloków energetycznych dla wielu elektrowni krajowych i zagranicznych. Jako pracownik Instytutu Energetyki uczestniczyła w ekspertyzach awarii w krajowych elektrowniach. oraz w pracach badawczych dotyczących EAZ sieci przesyłowej. Autorka rozdziałów w poradnikach oraz publikacji z dziedziny elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.

101

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

Estimation of Selected Synchronous Generator Parameters Based on the Gradient Method

Authors Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik Krzysztof Dobrzyński

Keywords synchronous generator model, estimation, gradient method

Abstract The authors present a method for the estimation of synchronous generator model parameters using a gradient algorithm. The paper shows an example of model parameter estimation for a turbogenerator and hydrogenerator, based on the generator voltage time responses obtained during an active and reactive power rejection test.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014108

1. Introduction Power system performance after a disturbance is analysed on a system model in dedicated computational software. The quality of the results is determined by model accuracy and correct values of model parameters. The model parameter values may be obtained in various ways. Some selected parameters can be determined analytically, but the primary way for the other parameters is to obtain their values from the manufacturer. It can be difficult on the one hand, and on the other hand – if a simplified model is adopted – not possible for each model parameter. Sometimes also parameter values change during the object’s lifetime as a result of modernisation (equipment) or changes in some settings (control systems). In this situation, a good way to obtain particular parameters is their estimation based on comparison of particular signals obtained from the actual object and the model. This paper presents the estimation of selected parameters of the dynamic model of a synchronous generator, which employs the gradient method in the estimation process.

2. Proposed estimation procedure Parameter estimation of a mathematical model based on a real object response, i.e. system dynamics identification, is performed by comparing responses of the actual object and of the model with the parameters which are subject to the estimation. In this process, the estimated parameters are automatically chosen so that the model response is as close to the actual object response as possible. A measure of the difference between the model and object responses is a scalar function. A quite commonly used function is the sum of squared distances between the model and object responses:

102

(1) where: F(X) – scalar function, X = {p1, p2, …, pK} – estimated parameters vector, ym(t), yo(t) – model (m index) and object (o index) responses at time t, Tstep – start time from which the function is calculated F(X), Tend – end time, until which the function is calculated F(X). The process of parameter estimation of model X for specific function F(X) consists in minimizing it. This may be done using local or global extremum search algorithms. The first group are gradient algorithms. These algorithms are characterised by relatively high speed. Their main limitation is their solution’s dependence on the starting point. The other group may include Monte Carlo algorithms and genetic algorithms. Their advantage is the ability to search the full space spanned on estimated parameters vectorX. Their disadvantage is the inability – or at least very limited ability – to precisely locate the F(X) function extremum. In the presented examples of synchronous generator parameter estimation the gradient algorithm was employed. In this case, the optimisation method was selected due to good convergence of its results and relatively short duration of the estimation process. Model parameters can be estimated in two ways: by simultaneous estimation of several parameters, or by estimations of parameters one by one. The later approach is adopted if certain information of the values of some (other) parameters is available, and if some parameters are relatively well identified, but the (searched for) parameter has a decisive impact on the analyzed response. The algorithm ability to correctly estimate the parameter depends on the number of estimated parameters, the process

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

estimation defining attributes, and on the nature of the test, the response from which is used in the object dynamics identification process. For the purpose of parameter identification a modification of the gradient method was proposed. In the typical gradient method a change of each (i) optimised parameter pi in the next optimisation step k depends on the partial derivative of objective function F:

(2)

In order to ensure the method’s convergence, the derivative is adjusted by coefficient ci, usually less than one. In the presented method, this coefficient is automatically adopted in every simulation step to accelerate the method (to reduce the number of iterations) and to increase its accuracy. The presented generator parameter identification requires two tests on the generation unit. These are called load rejection tests. Both tests involve opening of the breaker connecting generator to the grid, and they differ from each other by the generator load before the breaker opening: • Test 1 – active power should be close to zero, and the reactive power (generation or consumption) at 10–30% of the rated apparent power • Test 2 – active power should be at 10–30% of the rated apparent power, and reactive power should be close to zero. Depending on the test, the generator’s respective parameters are estimated: • Test 1 – estimation of d-axis parameters: Xd, Xd, X”d, T’d0, T”d0 • Test 2 – estimation of constant inertia H and q-axis parameters: Xq , X’q , X”q , T’q0, T”q0. The parameters should be estimated in three steps, where the sequence of steps is relevant for the results’ correctness. Step 1 In step 1 the model parameters, which are available from the unit manufacturer should be accepted. These parameters include, among others: rated power Sgn, rated voltage Ugn, power factor cosφn, stator resistance Rstr, stator leakage reactance Xl. If the data are not available from the manufacturer, for typical units they can be adopted from relevant literature references. Step 2 In step 2 the generator model d-axis parameters are estimated. In theory, all searched for parameters should be estimated at the same time, using waveforms obtained from reactive load rejection (test 1). For results comparison, used here should be the voltage waveform at the generator terminals, recorded as response to the generator breaker opening. The proposed gradient estimation method has difficulty with the determination of subtransient reactance X”d and subtransient time constant T”d0. Thus, in the first place, before the estimation process starts, the subtransient reactance should be determined from the following formulas:

(3)

(4) where: ΔU” – step change in voltage after generator breaker opening, Pg – generator active power before breaker opening (should be close to zero), Qg – generator reactive power before breaker opening, Ug – voltage at generator terminals before breaker opening, Sgn – generator rated apparent power. The value of subtransient time constant T”d0 should be obtained from the manufacturer. If this is not possible, typical values (0.05– 0.10 s) can be adopted. After determining these values, the other unknown values, i.e. Xd, X’d, T’d0 can be estimated. Step 3 In step 3 the q-axis parameters: Xq, X’q, X”q, T’q0, T”q0 and inertia constant H are estimated. Step 3 can be made only after the adjustment of d-axis parameters in accordance with step 2. As in step 2, also here all parameters should be estimated simultaneously. In practice, in test 3 neither time constant T”q0 nor reactance X”q can be precisely determined due to their minor impact on the voltage during load rejection. In this case, these parameters can be adopted as for d-axis, i.e.T”q0 = T”d0 and X”q = X”d. Such an approach will ultimately have no significant impact on the modelled system’s electro-mechanical modes. Inertia constant H can be determined independently. For this purpose, either the generator velocity waveform recorded during active load rejection (Test 2) should be used, or the following formula:

(5)

where: Pg – generator active power before generator breaker opening, wn – rated angular velocity, dw/dt – rotor acceleration at time t0+, i.e. immediately after generator breaker opening.

3. Example results of estimating selected parameters of the dynamic model of a synchronous generator These example estimation results have been obtained for two generator types: hydro and turbo. The analyses were performed in a combined computing environment, consisting of a proprietary master software with DIgSILENT’s PowerFactory as calculation engine. Therefore the generator model and its parameters formats are defined (imposed) here by PowerFactory software.

103

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

3.1. Hydrogenerator parameter estimation The analysed hydrogenerator was a 150 MVA unit. As described above, the parameters were estimated in three steps. Step 1 In Tab. 1 data obtained from the manufacturer is listed, which was not estimated.

Parameter

Unit

Value

Sgn

MVA

150

Ugn

13.8

cosjn

—

0.85

Rstr

p.u.

0.0013

p.u.

0.0785

—

Green indicates the generator voltage for the parameters obtained in the estimation process, and marked in orange is the actual parameter values obtained. The graph shows that the voltage waveforms obtained for the actual and estimated values are very similar. Also the parameter values obtained in the estimation process are very close to the actual values: Xd = 1.56 (actual value: 1,57), X’d = 0.2025 (actual value: 0,2), T’d 0 = 6.46 s (actual value: 6.63 s). Step 3 In step 3 the remaining parameters were estimated. In this case the generator’s response to active power rejection test was used (test 2). In Tab. 3 the actual and initial values are listed, as well as the assumed acceptable range of estimated parameters. At this the relationship was retained, which should be fulfilled: Xq > X”q > Xl. It should be noted here that in the hydrogenator model neither transient reactance X’q nor transient time constant T’q0 (or T’q) were used.

Tab. 1. Model parameters assumed in step 1 Parameter

Step 2 The following three parameters were estimated in this step: Xd, X’d, T’d 0. Reactance X”d had been previously determined in accordance with (3), (4) and adopted as non-estimated. Time constant T”d 0 was assumed as 0.1 s (while the actual value was 0.055 s). In the estimation process the generator voltage waveform obtained during reactive load rejection (test 1) was used. It follows from the gradient algorithm assumptions that for each estimated parameter specific range limits (min and max) should be defined, which cannot be exceeded during the estimation. In Tab. 2 these limits are listed. This table also specifies the initial and actual values of estimated parameters. In this paper actual value means the value of a generator model parameter, for which the generator response to active or reactive load rejection was obtained and then used in the estimation process.

Parameter

Actual value

Minimum value

Initial value

Maximum value

1.57

1.25

2.5

3.75

X’d

0.2

0.16

0.3

0.5

T’d0

6.63

2.5

7.5

Actual value

Minimum value

Initial value

Maximum value

0.85

0.5

1.5

X”q

0.157

0.1

0.2

0.3

5.23

1.2

0.5

1.5

T”q0

Tab. 3. Actual, initial, and limit values of estimated q-axis parameters

In this case for the analysis a generator operating point (before breaker opening) Pg = 20 MW and Qg = 0 MVAr was chosen. A voltage waveform at the generator terminals during rejection test was used for the analysis. Similarly to the previous figure, also here (Fig. 2) the red curve represents the voltage obtained by simulation with the initial values of the estimated parameters. Green means the voltage curve with the parameters obtained from the estimation, and orange – with the actual parameters. In this case, the estimation resulted in relatively high convergence between the curves, and between the searched for parameter values alike. Xq = 0.8576 (actual value: 0.85), X”q = 0.145 (actual value: 0.157), H = 5.19 s (actual value: 5.23 s), T”q 0 = 1.08 s actual value: 1.2 s).

3.2. Turbogenerator parameter estimation Tab. 2. Actual, initial, and limit values of estimated d-axis parameters

The adopted generator starting point (before generator breaker opening): Pg = 2 MW, Qg = 30 Mvar (ind.) Ug = 1 p.u. In the parameter estimation process a waveform of the generator terminal voltage was used. The result of the gradient method based parameter estimation is shown in Fig. 1. The red curve corresponds to the generator voltage obtained for the estimated parameters’ initial values. 104

The analysed turbogenerator was a 426 MVA unit. As with the hydrogenerator, also here the parameters were estimated following the procedure described in point 2. Step 1 In step 1 selected parameters were assumed as obtained from the manufacturer. These parameters are listed in Tab. 4. Step 2 The estimation of q-axis parameters is reduced to four values: Xd,

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

X’d, T’d 0, T”d 0. In the estimation process the generator response to reactive load rejection (Test 1) was used. In Tab. 5 the actual, initial, and limit values of estimated parameters are listed. The interrelation between individual parameters was retained: Xd > X’d > X”d > Xl and T’d 0 > T”d 0. According to the adopted scheme of conduct, subtransient reactance X”d was calculated from formulas (3) and (4). The adopted generator starting point (before breaker opening) was Pg = 2 MW, Qg = 40 MVAr (cap.).

The results of the gradient method based estimation are shown in Fig. 3. The red curve corresponds to the voltage at the generator terminals with the initial values of estimated parameters. Green represents the voltage response of the model with the parameter values obtained in the estimation process. Marked in orange is the curve obtained with the actual values. The figure shows relatively high convergence between the voltage responses, and the

Fig. 1. Estimation results of hydrogenerator model d-axis parameters (step 2)

Fig. 2. Estimation results of hydrogenerator model q-axis parameters (step 3) 105

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

Parameter

Unit

Value

Sgn

MVA

426

Ugn

cos jn

Also retained was the relation between individual parameters Xq > X’q > X”q > Xl. In Tab. 6 the actual, initial, and limit values of searched for parameters are listed.

—

0.85

p.u.

0.002

SG10

—

0.292

SG12

—

0.883

2.48

1.5

3.5

p.u.

0.119

X’q

0.53

0.25

0.5

—

3.225

T’q0

1.095

0.25

0.5

1.5

T”q0

0.065

0.05

0.1

0.15

Rstr

Parameter

Tab. 4. Model parameters assumed in step 1

Parameter

Actual value

Minimum value

Initial value

Maximum value

2.6

1.5

3.5

X’d

0.33

0.3

0.5

0.75

T’d0

9.2

T”d0

0.042

0.05

0.1

0.15

Tab. 5. Actual, initial, and limit values of estimated d-axis parameters

searched for parameter values alike: Xd = 2.56 (actual value: 2.6), X’d = 0.3327 (actual value: 0.33), T’d 0 = 8.6 s (actual value: 9.2 s), T”d 0 = 0.1485 s (actual value: 0.042 s). Step 3 In step 3 the q-axis parameters and inertia constant H were estimated. Waveforms were obtained after active power rejection test (Test 2), for operating point (before breaker opening): Pg = 20 MW, Qg = 0 Mvar.

Minimum value

Initial value

Maximum value

Tab. 6. Actual, initial, and limit values of estimated q-axis parameters

In Fig. 4 the results of estimation of the q-axis parameters are shown. As in previous cases, marked in red is the voltage curve obtained with the initial parameter values. The green curve corresponds to the results obtained with estimated values, and green – with actual values. In this case the convergence of three of the five searched for parameters was high: Xq = 2.64 (actual value: 2.48), H = 3.16 s (actual value: 3.225 s) and T’q0 = 1.14 s (actual value: 1.095 s). The estimated values of the other two parameters are clearly different from their actual values: X’q = 0.7024 (actual value: 0.53), T”q 0 = 0.15 (actual value: 0.065). This is not a surprise, because these two parameters have a large effect on the voltage waveform only at its beginning. In order to check whether it is possible to obtain a better estimate of the searched for values, the analysis was repeated for a shorter response time. It was also assumed that subtransient time constant T”q0 is known and equal to 0.05. The actual, initial,

Fig. 3. Estimation results of turbogenerator model d-axis parameters (step 2) 106

Actual value

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

Parameter

Actual value

Minimum value

Initial value

Maximum value

2.48

1.5

3.5

X’q

0.53

0.25

0.5

3.225

T’q0

1.095

0.25

0.5

1.5

Tab. 7. Actual, initial, and limit values of estimated q-axis parameters, second attempt

and limit values of estimated parameters are listed in Tab. 7. The data in Fig. 5 show much better convergence of parameter X’q = 0.5935 (actual value: 0,53). The other parameter estimates were very close to those obtained in the previous attempt: Xq = 2.64 (actual value: 2.48), H = 3.17 s (actual value: 3.225 s) and T’q 0 = 1,15 s (actual value: 1.095 s). This leads to the conclusion that for the estimation of turbogenerator q-axis parameters a relatively short voltage waveform of the initial part of the generator response should be used.

Fig. 4. Estimation results of turbogenerator model q-axis parameters (step 3)

Fig. 5. Estimation results of turbogenerator model q-axis parameters (step 3), second attempt

107

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 102–108

4. Final conclusions The paper presents the results of an application that allows verification and estimation of generation unit components’ dynamic models parameters. The presented examples show that using waveforms recorded during generator load rejection tests and gradient optimisation method, it is possible to correctly determine the selected parameters of the synchronous generator dynamic model. The developed tool combines the advantages of the PowerFactory power system modelling environment as a computing platform that produces simulation waveforms for any power unit, and the advantages of an external MS Windows application, giving freedom of programming. Such extensive software functionality would not be possible in only one of the environments. The PowerFactory programming language, DPL, is too poor to create complex applications. It lacks the capability of interweaving graphics, features convenient for users (drop-down lists, check-boxes, etc.), and advanced mathematical functions. On the other hand, the development of a professional simulation programme as advanced as PowerFactory is a very complex task. Proper representation of the actual power system performance is strongly linked to the proper identification of parameters included in the system model. The presented application enables convenient and efficient development and verification of power unit mathematical models.

REFERENCES

1. Berube G.R., Hajagos L.M., Testing & modeling of generator controls, Power Engineering Society General Meeting, 2003. 2. Kundur P., Power system stability and control, McGraw-Hill, 1994. 3. IEEE Guide for Synchronous Generator Modelling Practices and Applications in Power System Stability Analyses, IEEE Std 1110-2002 (Revision of IEEE Std 1110-1991), 2003. 4. IEEE Guide: Test Procedures for Synchronous Machines, IEEE Std 1151995, 1995. 5. IEEE Guide: Test Procedures for Synchronous Machines Part I – Acceptance and Performance Testing, Part II – Test Procedures and Parameter Determination for Dynamic Analysis, IEEE Std 115-2009 (Revision of IEEE Std 115-1995), 2010. 6. IEEE PES WG 12 Report (P.L. Dandeno, Chair), Experience with standstill frequency response (SSFR) testing and analysis of salient pole synchronous machines, IEEE Trans. Energy Conversion. 1999, Vol. 14, No. 4, pp. 1209–1217. 7. Paszek S. et al., Parameter Estimation of the Mathematical Model of a Generator, Excitation System and Turbine, Przegląd Elektrotechniczny 2005, No. 11.

Zbigniew Lubośny Gdańsk University of Technology e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Graduated from Gdańsk University of Technology. A professor of engineering since 2004. Currently an associate professor at Gdańsk University of Technology. His main areas of interest include: mathematical modelling, power system stability, power system control, use of artificial intelligence application in power system control, and modelling and control of wind turbines.

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

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

108

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 102–108

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

Estymacja wybranych parametrów generatora synchronicznego z wykorzystaniem metody gradientowej Autorzy

Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik Krzysztof Dobrzyński

Słowa kluczowe

estymacja, model generatora synchronicznego, metoda gradientowa

Streszczenie

Artykuł prezentuje metodę estymacji parametrów modelu generatora synchronicznego z wykorzystaniem algorytmu gradientowego. Przedstawiono przykład estymacji parametrów modelu hydrogeneratora i turbogeneratora, na podstawie przebiegów napięcia generatora podczas dwóch testów: zrzutu mocy czynnej i zrzutu mocy biernej. Prezentowane analizy zostały wykonane w autorskim programie wykorzystującym środowisko modelowania PowerFactory firmy DIgSILENT.

1. Wstęp Badania zachowania się systemu elektroenergetycznego po wystąpieniu zaburzeń przeprowadzane są na modelu systemu w przeznaczonych do tego programach obliczeniowych. O jakości uzyskanych wyników decyduje dokładność modeli oraz prawidłowe wartości parametrów tych modeli. Sposoby pozyskania wartości parametrów modeli mogą być różne. Wybrane parametry można wyznaczyć na drodze analitycznej, ale podstawowym sposobem dla pozostałych jest pozyskanie ich wartości od producenta. To może być z jednej strony trudne, a drugiej strony – jeżeli przyjmuje się uproszczony model – nie dla każdego parametru modelu możliwe. Czasami też wartości parametrów ulegają zmianie w czasie eksploatacji obiektu, na skutek modernizacji (urządzenia) lub zmian pewnych nastawień (układy regulacji). W takiej sytuacji dobrym sposobem pozyskania wybranych parametrów jest ich estymacja na podstawie porównania odpowiednich sygnałów uzyskanych z obiektu rzeczywistego oraz z modelu. W niniejszym artykule przedstawiono estymację wybranych parametrów modelu dynamicznego generatora synchronicznego, gdzie w procesie estymacji wykorzystano metodę gradientową. 2. Propozycja procedury estymacji Estymacja parametrów modelu matematycznego na podstawie odpowiedzi obiektu rzeczywistego, tj. identyfikacja dynamiki systemu, realizowana jest poprzez porównywanie odpowiedzi obiektu rzeczywistego z odpowiedzią modelu, którego parametry podlegają estymacji. W procesie tym na drodze automatycznej dobiera się estymowane parametry, tak aby odpowiedź modelu była jak najbliższa odpowiedzi obiektu rzeczywistego. Miarą różnicy odpowiedzi modelu i obiektu jest pewna funkcja skalarna. Dość powszechnie stosowaną funkcją jest suma kwadratów odległości pomiędzy odpowiedziami modelu i obiektu: (1) gdzie: F(X) – funkcja skalarna,

X = {p1, p2, …, pK} – wektor parametrów estymowanych, ym(t), yo(t) – odpowiedzi modelu (indeks m) i obiektu (indeks o) w chwili t, Tskok – chwila początkowa, od której obliczana jest funkcja F(X), Tkoniec – chwila końcowa, do której obliczana jest funkcja F(X). Proces estymacji parametrów modelu X dla określonej funkcji F(X) polega na jej minimalizacji. Proces ten można realizować z wykorzystaniem algorytmów poszukiwania ekstremum lokalnego lub globalnego. Pierwszą grupę stanowią algorytmy gradientowe. Algorytmy te charakteryzują się względnie dużą szybkością. Ich podstawowym ograniczeniem jest zależność uzyskanego rozwiązania od punktu startowego. Do drugiej grupy algorytmów można zaliczyć algorytmy typu Monte Carlo czy algorytmy genetyczne. Zaletą algorytmów tego typu jest zdolność przeszukiwania całej przestrzeni rozpiętej na wektorze estymowanych parametrów X. Ich wadą jest niezdolność – a przynajmniej bardzo ograniczona zdolność – do precyzyjnego wskazania lokalizacji ekstremum funkcji F(X). Do zaprezentowanych w niniejszym artykule przykładów estymacji parametrów generatora synchronicznego wykorzystano algorytm gradientowy. W tym przypadku wybór tej właśnie metody optymalizacji podyktowany jest dobrą zbieżnością uzyskiwanych wyników, przy stosunkowo krótkim czasie trwania procesu estymacji. Estymacja parametrów modelu może być realizowana w dwojaki sposób. Może być ona realizowana przez jednoczesną estymację kilku parametrów lub estymację jednego parametru. Drugie podejście jest realizowane, gdy dysponujemy pewną informacją o wartościach niektórych (pozostałych) parametrów oraz wówczas, gdy niektóre parametry są względnie dobrze zidentyfikowane, natomiast dany (poszukiwany) parametr ma decydujący wpływ na analizowaną odpowiedź. Zdolność algorytmu do prawidłowej estymacji parametrów zależy od liczby parametrów estymowanych, atrybutów definiujących proces estymacji oraz od charakteru przeprowadzonego testu, z którego odpowiedź jest wykorzystywana w procesie identyfikacji dynamiki obiektu.

Na potrzeby identyfikacji parametrów zaproponowano modyfikację metody gradientowej. W typowej metodzie gradientowej zmiana każdego (i-tego) optymalizowanego parametru pi w kolejnym kroku optymalizacji k zależy od pochodnej cząstkowej funkcji celu F: (2) Chcąc uzyskać zbieżność metody, wartość pochodnej koryguje się, stosując współczynnik ci, zazwyczaj mniejszy od jedności. W przedstawionej metodzie współczynnik ten jest automatycznie adoptowany w każdym kroku symulacji, aby przyspieszyć działanie metody (zmniejszyć ilość iteracji) i zwiększyć jej dokładność. Przedstawiona w artykule identyfikacja parametrów generatora wymaga przeprowadzenia dwóch testów na bloku wytwórczym. Obydwa testy związane są z wyłączeniem generatora z pracy równoległej z systemem i różnią się między sobą obciążeniem generatora przed wyłączeniem: • Test 1 – moc czynna generatora powinna być bliska zeru, a moc bierna (pobierana lub oddawana) na poziomie 10–30% mocy znamionowej pozornej generatora • Test 2 – moc czynna generatora powinna być na poziomie 10–30% mocy znamionowej pozornej generatora, a moc bierna powinna być bliska zeru. W zależności od przeprowadzonego testu estymowane są odpowiednie parametry generatora: • Test 1 – estymacja parametrów w osi d: Xd, X’d, X”d, T’d0, T”d0 • Test 2 – estymacja stałej inercji H oraz parametrów w osi q: Xq, X’q, X”q, T’q0, T”q0. Estymację parametrów należy przeprowadzić w trzech krokach, gdzie kolejność wykonywanych kroków jest istotna ze względu na poprawność otrzymywanych wyników. Krok 1 W kroku 1 należy przyjąć wartości parametrów modelu, które są możliwe do uzyskania od producenta jednostki wytwórczej. Do tych parametrów należą m.in.: moc znamionowa Sgn, napięcie znamionowe Ugn, współczynnik mocy cosjn, rezystancja stojana Rstr, 109

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 102–108

reaktancja rozproszenia stojana Xl. Przy braku informacji od producenta, dla typowych jednostek można przyjąć wartości parametrów dostępne w literaturze. Krok 2 W kroku 2 przeprowadzana jest estymacja parametrów modelu generatora w osi d. Teoretycznie wszystkie poszukiwane parametry powinny być estymowane jednocześnie, wykorzystując w tym celu przebiegi uzyskane ze zrzutu mocy biernej (test 1). Do porównania wyników powinien zostać tutaj wykorzystany przebieg napięcia na zaciskach generatora, zarejestrowany jako odpowiedź na wyłączenie generatora. Proponowana gradientowa metoda estymacji ma trudności z wyznaczeniem reaktancji podprzejściowej X”d oraz stałej czasowej podprzejściowej T”d0. Zatem w pierwszej kolejności przed rozpoczęciem procesu estymacji należy wyznaczyć reaktancję podprzejściową z następujących zależności: (3)

(4)

gdzie: DU” – skokowa zmiana napięcia po wyłączeniu gen., Pg – moc czynna generatora przed wyłączeniem gen. (powinna być bliska zeru), Qg – moc bierna przed wyłączeniem gen., Ug – napięcie na zaciskach generatora przed wyłączeniem gen., Sgn – moc znamionowa pozorna generatora. W przypadku stałej czasowej podprzejściowej T”d0 wartość należy uzyskać od producenta. Jeżeli jest to niemożliwe, to można przyjąć wartości typowe (z zakresu 0,05÷0,10 s). Po ustaleniu powyższych wartości parametrów można dokonywać estymacji pozostałych nieznanych wartości, tj. Xd, X’d, T’d0. Krok 3 W kroku 3 estymowane są parametry w osi q: Xq, X’q, X”q, T’q0, T”q0 oraz stała inercji H. Krok 3 może zostać wykonany tylko pod warunkiem przeprowadzenia dopasowania parametrów w osi d zgodnie z krokiem 2. Podobnie jak w kroku 2, tu również wszystkie parametry powinny być estymowane jednocześnie. W praktyce, korzystając z testu 3, nie ma możliwości dokładnego określenia stałej czasowej T”q0 oraz reaktancji X”q, wobec niewielkiego ich wpływu na przebieg napięcia podczas zrzutu mocy. W takim przypadku wartości tych parametrów można przyjąć jak dla osi d, czyli T”q0 = T”d0 oraz X”q = X”d. Takie podejście nie będzie miało w konsekwencji dużego wpływu na elektromechaniczne mody modelowanego systemu. W przypadku stałej inercji H może ona zostać wyznaczona niezależnie. W tym celu należy wykorzystać przebieg prędkości generatora zarejestrowany podczas zrzutu mocy czynnej (test 2) lub skorzystać z następującej zależności:

110

(5)

gdzie: Pg – moc czynna generatora przed wyłączeniem gen., wn – prędkość znamionowa, dw/dt – przyspieszenie wirnika w chwili t0+, tzn. bezpośrednio po wyłączeniu generatora. 3. Przykładowe wyniki estymacji wybranych parametrów modelu dynamicznego generatora synchronicznego Poniżej zamieszczono przykładowe wyniki estymacji, uzyskane dla dwóch typów generatorów: hydrogeneratora oraz turbogeneratora. Analizy przeprowadzono w łączonym środowisku obliczeniowym, składającym się z autorskiego programu nadrzędnego, w którym jako silnik obliczeniowy wykorzystano program PowerFactory firmy DIgSILENT. Postać modelu generatora oraz jego parametrów są tu zatem zdefiniowane (narzucone) przez program PowerFactory. 3.1. Estymacja parametrów dla hydrogeneratora W analizach dotyczących hydrogeneratora wykorzystano jednostkę o mocy 150 MVA. Zgodnie z opisem zamieszczonym powyżej estymację parametrów przeprowadzono w trzech krokach. Krok 1 W tab. 1 zamieszczono dane uzyskane od producenta, które nie podlegają estymacji. Parametr

Jednostka

Wartość

Sgn

MVA

150

Ugn

13,8

cosjn

—

0,85

Rstr

p.u.

0,0013

p.u.

0,0785

—

Tab. 1. Parametry modelu przyjęte w kroku 1

Krok 2 W tym kroku estymacji podlegały trzy parametry: Xd, X’d, T’d0. Reaktancja X”d została wcześniej wyznaczona zgodnie z (3), (4) i przyjęta jako nieestymowana. Wartość stałej czasowej T”d0 przyjęto równą 0,1 s (podczas gdy wartość rzeczywista wynosiła 0,055 s). W procesie estymacji wykorzystano przebieg napięcia generatora uzyskany podczas zrzutu mocy biernej (test 1). Z założeń algorytmu gradientowego wynika, że dla każdego estymowanego parametru powinien zostać określony zakres granicznych wartości (min. i maks.), które podczas estymacji nie mogą być przekroczone. W tab. 2 zamieszczono przyjęte wartości dla tych ograniczeń. W tej tabeli przedstawiono również wartości początkowe i rzeczywiste estymowanych parametrów. W niniejszym artykule wartości rzeczywiste oznaczają wartość parametrów modelu generatora,

Wartość Wartość Wartość Wartość Parametr rzeczypocząt- maksyminimalna wista kowa malna Xd

1,57

1,25

2,5

3,75

X’d

0,2

0,16

0,3

0,5

T’d0

6,63

2,5

7,5

Tab. 2. Wartości rzeczywiste, początkowe oraz ograniczenia estymowanych parametrów w osi d

dla jakich uzyskano odpowiedzi generatora na zrzut mocy czynnej i mocy biernej, wykorzystywane w procesie estymacji. Jako startowy punkt pracy generatora (przed wyłączeniem) przyjęto: Pg = 2 MW, Qg = 30 Mvar (ind.) Ug = 1 j.w. W procesie estymacji parametrów wykorzystano przebieg napięcia na zaciskach generatora. Rezultat estymacji parametrów z wykorzystaniem metody gradientowej przedstawiono na rys. 1. Przebieg oznaczony kolorem czerwonym odpowiada napięciu generatora uzyskanemu dla wartości początkowych estymowanych parametrów. Kolorem zielonym oznaczono napięcie generatora dla parametrów uzyskanych w procesie estymacji, a kolorem pomarańczowym przedstawiono przebieg uzyskany dla rzeczywistych wartości parametrów. Z wykresu wynika, że przebiegi napięcia uzyskane dla wartości rzeczywistych i dla wartości po estymacji są do siebie bardzo zbliżone. Również wartości parametrów uzyskanych w procesie estymacji są bardzo zbliżone do wartości rzeczywistych: Xd = 1,56 (wartość rzeczywista: 1,57), X’d = 0,2025 (wartość rzeczywista: 0,2), T’d0 = 6,46 s (wartość rzeczywista: 6,63 s). Krok 3 W kroku 3 przeprowadzono estymację pozostałych parametrów. Wykorzystano w tym przypadku odpowiedź generatora po wyłączeniu generatora z pracy równoległej, przy obciążeniu generatora mocą czynną (test 2). W tab. 3 zamieszczono wartości rzeczywiste, początkowe oraz przyjęty dopuszczalny zakres estymowanych parametrów. Zachowano przy tym zależność, która powinna być spełniona: Xq > X”q > Xl. Należy tu zauważyć, że w modelu hydrogeneratora reaktancja przejściowa X’q oraz stała czasowa przejściowa T’q0 (lub T’q) nie są wykorzystywane. Przyjęto w tym przypadku do analizy punkt pracy generatora (przed wyłączeniem), Pg = 20 MW oraz Qg = 0 Mvar. W analizie wykorzystano przebieg napięcia na zaciskach generatora. Wartość Wartość Wartość Wartość Parametr rzeczypocząt- maksyminimalna wista kowa malna Xq

0,85

0,5

1,5

X”q

0,157

0,1

0,2

0,3

5,23

T”q0

1,2

0,5

1,5

Tab. 3. Wartości rzeczywiste, początkowe oraz ograniczenia estymowanych parametrów w osi q

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 102–108

Podobnie jak na poprzednim rysunku, tu również (rys. 2) przebieg oznaczony kolorem czerwonym jest przebiegiem napięcia, które zostało uzyskane w wyniku symulacji z początkowymi wartościami parametrów estymowanych. Kolor zielony oznacza przebieg napięcia z parametrami uzyskanymi w efekcie estymacji, a kolor pomarańczowy z parametrami rzeczywistymi. W tym przypadku w efekcie estymacji uzyskuje się stosunkowo dużą zbieżność zarówno w odniesieniu do przebiegów, jak i w odniesieniu do poszukiwanych wartości parametrów: Xq = 0,8576 (wartość rzeczywista: 0,85), X”q = 0,145 (wartość rzeczywista: 0,157), H = 5,19 s (wartość rzeczywista: 5,23 s), T”q0 = 1,08 s (wartość rzeczywista: 1,2 s). 3.2. Estymacja parametrów dla turbogeneratora Do analiz związanych z turbogeneratorem przyjęto jednostkę o mocy 426 MVA. Podobnie jak w hydrogeneratorze, tu również proces estymacji parametrów został przeprowadzony według procedury opisanej w punkcie 2.

Rys. 1. Wyniki estymacji parametrów w osi d dla modelu hydrogeneratora (krok 2)

Krok 1 W kroku 1 przyjęto wybrane parametry jako uzyskane od producenta. Parametry te zamieszczono w tab. 4. Krok 2 Estymacja parametrów w osi q sprowadza się do wyznaczenia wartości czterech parametrów: Xd, X’d, T’d0, T”d0. W procesie estymacji Parametr

Jednostka

Wartość

Sgn

MVA

426

Ugn

cos jn

—

0,85

Rstr

p.u.

0,002

SG10

—

0,292

SG12

—

0,883

p.u.

0,119

—

Tab. 4. Parametry modelu przyjęte w kroku 1

wykorzystywana jest odpowiedź generatora po zrzucie mocy biernej (Test 1). W tab. 5 zamieszczono wartości rzeczywiste, początkowe oraz ograniczenia estymowanych parametrów. Zachowana została wzajemna zależność pomiędzy poszczególnymi parametrami: Xd > X’d > X”d > Xl oraz T’d0 > T”d0. Zgodnie z przyjętym schematem postępowania reaktancję podprzejściową X”d obliczono według zależności (3) i (4). Jako punkt pracy generatora przed wyłączeniem przyjęto: Pg = 2 MW, Qg = 40 Mvar (poj.). Wyniki estymacji z wykorzystaniem metody gradientowej przedstawiono na rys. 3. Przebieg koloru czerwonego odpowiada napięciu na zaciskach generatora

Rys. 2. Wyniki estymacji parametrów w osi q dla modelu hydrogeneratora (krok 3)

ze startowymi wartościami estymowanych parametrów. Przebieg koloru zielonego jest odpowiedzią napięciową modelu z wartościami parametrów uzyskanymi w procesie estymacji. Z kolei kolorem pomarańczowym oznaczono przebieg uzyskany z wartościami rzeczywistymi. Z rysunku wynika, że otrzymuje się stosunkowo dużą zbieżność zarówno w odpowiedzi napięciowej, jak i dla uzyskanych wartości poszukiwanych parametrów: Xd = 2,56 (wartość rzeczywista: 2,6), X’d = 0,3327 (wartość rzeczywista: Wartość Wartość Wartość Wartość Parametr rzeczypocząt- maksyminimalna wista kowa malna

0,33), T’d0 = 8,6 s (wartość rzeczywista: 9,2 s), T”d0 = 0,1485 s (wartość rzeczywista: 0,042 s). Krok 3 W kroku 3 przeprowadzono estymację parametrów w osi q oraz stałej inercji H. W procesie estymacji wykorzystano przebiegi uzyskane po wyłączeniu generatora obciążonego mocą czynną (test 2), przy przyjętym punkcie pracy (przed Wartość Wartość Wartość Wartość Parametr rzeczypocząt- maksyminimalna wista kowa malna Xq

2,48

1,5

3,5

0,53

0,25

0,5

2,6

1,5

3,5

X’q

X’d

0,33

0,3

0,5

0,75

3,225

T’d0

9,2

T’q0

1,095

0,25

0,5

1,5

T”d0

0,042

0,05

0,1

0,15

T”q0

0,065

0,05

0,1

0,15

Tab. 5. Wartości rzeczywiste, początkowe oraz ograniczenia estymowanych parametrów w osi d

Tab. 6. Wartości prawidłowe, początkowe oraz ograniczenia estymowanych parametrów w osi q

111

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 102–108

Wartość Wartość Wartość Wartość Parametr rzeczypocząt- maksyminimalna wista kowa malna Xq

2,48

1,5

3,5

X’q

0,53

0,25

0,5

3,225

T’q0

1,095

0,25

0,5

1,5

Tab. 7. Wartości rzeczywiste, początkowe oraz ograniczenia estymowanych parametrów w osi q, drugie podejście

Rys. 3. Wyniki estymacji parametrów w osi d dla modelu turbogeneratora (krok 2)

Rys. 4. Wyniki estymacji parametrów w osi q dla modelu turbogeneratora (krok 3)

Rys. 5. Wyniki estymacji parametrów w osi q dla modelu turbogeneratora – drugie podejście (krok 3)

wyłączeniem generatora): Pg = 20 MW, Qg = 0 Mvar. Zachowano również zależność pomiędzy poszczególnymi parametrami

112

Xq > X’q > X”q > Xl. W tab. 6 zamieszczono wartości rzeczywiste, początkowe oraz przyjęte ograniczenia poszukiwanych parametrów.

Na rys. 4 przedstawiono wyniki poszukiwania wartości parametrów w osi q. Podobnie jak w poprzednich przypadkach, kolorem czerwonym zaznaczono przebieg napięcia uzyskany z początkowymi wartościami parametrów. Kolorem zielonym z wartościami uzyskanymi w procesie estymacji, a kolorem pomarańczowym z wartościami rzeczywistymi. W tym przypadku widać, że trzy z pięciu poszukiwanych parametrów uzyskują dobrą zbieżność: Xq = 2,64 (wartość rzeczywista: 2,48), H = 3,16 s (wartość rzeczywista: 3,225 s) oraz T’q0 = 1,14 s (wartość rzeczywista: 1,095 s). Wartości dwóch pozostałych parametrów są wyraźnie inne od wartości rzeczywistych: X’q = 0,7024 (wartość rzeczywista: 0,53), T”q0 = 0,15 (wartość rzeczywista: 0,065). Nie jest to zaskoczenie, ponieważ te dwa parametry mają duży wpływ na kształt przebiegu napięcia tylko na jego początku. W celu sprawdzenia, czy możliwe jest uzyskanie lepszego oszacowania poszukiwanych wartości, przyprowadzono analizę dla krótszego czasu odpowiedzi. Przyjęto również, że stała czasowa podprzejściowa T”q0 jest znana i równa 0,05. Wartości rzeczywiste, początkowe oraz ograniczenia parametrów estymowanych zamieszczono w tab. 7. Z zamieszczonych na rys. 5 danych wynika, że w tym przypadku uzyskuje się dużo lepsze dopasowanie dla parametru X’q = 0,5935 (wartość rzeczywista: 0,53). Pozostałe parametry otrzymują wartości bardzo zbliżone do uzyskanych w poprzedniej estymacji: Xq = 2,64 (wartość rzeczywista: 2,48), H = 3,17 s (wartość rzeczywista: 3,225 s) oraz T’q0 = 1,15 s (wartość rzeczywista: 1,095 s). To prowadzi do wniosku, że w przypadku estymacji parametrów w osi q dla turbogeneratora należy wykorzystać stosunkowo krótki przebieg napięcia, obejmujący początkową część odpowiedzi generatora. 4. Wnioski końcowe W artykule przedstawiono rezultaty działania aplikacji pozwalającej na weryfikację i estymację parametrów modeli dynamicznych elementów bloków wytwórczych. Zaprezentowane przykłady pokazują, że wykorzystując przebiegi zarejestrowane podczas wyłączenia generatora z pracy równoległej oraz metodę optymalizacyjną gradientową, możliwe jest prawidłowe określenie wybranych parametrów modelu dynamicznego generatora synchronicznego. Opracowane narzędzie wykorzystuje atuty środowiska modelowania systemów elektroenergetycznych, jakim jest PowerFactory, jako platformy obliczeniowej pozwalającej uzyskać przebiegi symulacyjne dla dowolnego bloku elektroenergetycznego oraz atuty

Z. Lubośny et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 102–108

zewnętrznej aplikacji systemu MS Windows, dającej swobodę programowania. Uzyskanie dużej funkcjonalności oprogramowania nie byłoby możliwe przy wykorzystaniu tylko jednego ze środowisk. Język DPL programu PowerFactory jest zbyt ubogi do tworzenia złożonych aplikacji. Brak w nim możliwości wplatania elementów graficznych, wygodnych dla użytkowników funkcji (listy rozwijane, check-boxy itp.) oraz zaawansowanych funkcji matematycznych. Z kolei przygotowanie profesjonalnego programu symulacyjnego o stopniu zaawansowania programu PowerFactory jest zadaniem bardzo złożonym. Prawidłowe odwzorowanie rzeczywistej pracy systemu elektroenergetycznego jest silnie powiązanie z właściwym określeniem parametrów uwzględnionych modeli tego systemu. Stworzona aplikacja umożliwia w sposób wygodny i efektywny tworzyć oraz weryfikować modele matematyczne bloków energetycznych.

Bibliografia 1. Berube G.R., Hajagos L.M., Testing & modeling of generator controls, Power Engineering Society General Meeting, 2003. 2. Kundur P., Power system stability and control, McGraw-Hill, 1994. 3. IEEE Guide for Synchronous Generator Modelling Practices and Applications in Power System Stability Analyses, IEEE Std 1110-2002 (Revision of IEEE Std 11101991), 2003. 4. IEEE Guide: Test Procedures for Synchronous Machines, IEEE Std 115-1995, 1995. 5. IEEE Guide: Test Procedures for Synchronous Machines Part I – Acceptance and Performance Testing, Part II – Test Procedures and Parameter Determination for Dynamic Analysis,

IEEE Std 115-2009 (Revision of IEEE Std 115-1995), 2010. 6. IEEE PES WG 12 Report (P.L. Dandeno, Chair), Experience with standstill frequency response (SSFR) testing and analysis of salient pole synchronous machines, IEEE Trans. Energy Conversion. 1999, Vol. 14, No. 4, s. 1209–1217. 7. Paszek S. i in., Parameter Estimation of the Mathematical Model of a Generator, Excitation System and Turbine, Przegląd Elektrotechniczny 2005, nr 11.

Zbigniew Lubośny

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

Jacek Klucznik

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

Krzysztof Dobrzyński

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

113

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | 114–119

The Large Customer Reactive Power Control Possibilities Authors Robert Małkowski Zbigniew Szczerba

Keywords voltage control, reactive power control, large customer

Abstract In this paper the authors wish to draw attention to the rationale for, and the possibility of, the use of local reactive power sources by the Transmission Node Master Controller (TNMC). Large Customers (LC) are one of the possible reactive power sources. The paper presents the issues related to the need for coordination between the control systems installed in the LC network, and coordination between control systems of the LC as well as master control systems in the network.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014109

1. Introduction

2. Technical capabilities of voltage level and reactive power flow control LCs have the following means to adjust voltage and reactive power: • power transformers with on-load tap changers • synchronous generators in cogeneration plants • capacitor banks installed locally at individual loads and/or on supply substation/cogeneration plant bars. During a peak the reactive power input from HV supply grid is controlled by the foregoing means, usually subject 114

0.180 0.160 0.140 0.120 TS1 TS2 TS3

0.100 0.080 0.060 0.040

December

November

October

September

August

July

June

April

March

February

0.000

May

0.020

January

It seems that the reactive power and voltage capabilities available to large industrial consumers (LC) are exploited with excessive caution. Due to the absence of rules of payment for these services leaves these sources at their owners’ disposal only, without the transmission or distribution grid operator’s access to them. It happens that large consumers abide by the wishes of their respective local or district power dispatch centres relating to a particular reactive power output, but this service is provided mainly on the basis of friendly courtesy. Large consumers’ typical answer to an inquiry about the availability of operational reactive power control in support to the power system’s performance at transient increases in reactive power intake is negative. The explanation of this attitude tends to be prosaic. The basic criterion for LC reactive power output control, besides maintaining voltages within the LC plant, is the need to maintain the tg (j) coefficient. Failure to meet the requirement results in financial penalties for the plant. A typical contract between a consumer and a distribution company stipulates that in peak electricity demand periods power factor tg φ cannot exceed 0.4, and outside the peaks it is not specified. Power factors maintained during the peaks are shown in Fig. 1.

Actual power factors as per an ENEA invoice 0.200

Fig. 1. Power factors maintained by a large consumer, recorded at the terminals of the transformers connecting the consumer with the supply grid

to maintaining the same order. Involved in the control process are capacitor banks installed in cogeneration plant/supply substation, whereas capacitor banks on large consumer sites are switched on the continuous operation (individual control). From the supply grid viewpoint important are the power supplied from it and its power factor, therefore a LC should be seen as a single complex load. Further herein the main theoretical aspects of LC contribution to voltage and reactive power flow control in the power system are presented. This study focuses mainly on the possible development of reactive power deficit, resulting in too low voltages in the power system, which is currently the biggest threat. In setting rules for the use of LV to support the power system in an emergency, the possibility of reactive power surplus should also be taken into account.

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | 114–119

3. The rationale for control of local reactive power sources 3.1. Introduction A reactive power deficit occurrence reduces voltage in the deficit area, and inflow of reactive power from the neighbouring, nondeficit areas. Reactive power overload is usually not system-wide, although in some cases it may involve large areas. If generated and absorbed reactive powers do not balance, a stable or unstable unsteady process occurs. In a stable process a new steady state is reached at new voltage levels. In an unstable process, which is usually aperiodic, a so-called voltage collapse.

If:

and V is increasing

if:

and V is decreasing.

output and intake characteristics. The new operating point P2 is not stable, because it is outside the area of permitted generator states. The limiters, after a delay, will impose the output characteristic limitations shown in the figure. Without the local sources’ contribution, they cause a permanent reactive power deficit and the voltage collapse shown in the figure. The local generation’s contribution results in increased range of the available reactive power, which manifests in the characteristic in Fig. 2 by the change in the limiters’ response slope and the shift of their activation point. A small change in the characteristic droop results in the shift of operating point P2 to P2*.

3.3. Impact of capacitor bank control A similar analysis can be performed for the case where the increased reactive power intake is covered by the power of a static capacitor bank (Fig. 3).

In order to restore the normal state it is necessary to balance the reactive power output and intake. In many cases, the use of local reactive power sources, including LCs, to support this balancing could definitely help to significantly reduce the voltage failure probability. Local sources can increase the power supply security, allowing the reactive power balance at small overloads. An illustration of positive effects of the use of local reactive power sources is shown below.

3.2. Impact of power control in LC’s industrial CHP plant The effects of reactive power deficit are illustrated in Fig. 2 and 3. The figures show the transition to voltage collapse from stable operating point in normal state P1. This point is close to the stability border. With increasing reactive power load, operating point P1 moves to a new intersection of the reactive power

Fig. 3. Illustration of the impact of local capacitor bank in the event of reactive power deficit

As a result of reactive power overload, stable operating point P1 moves to P2. As in the previous case, this point is unstable due to the output characteristic limitation. Switching the capacitor bank on will result in unloading the generators, shifting the load characteristics, and setting new stable operating point P3.

4. Impact of transformer voltage control on external characteristics of large consumer 4.1. Introduction

Fig. 2. Illustration of local generation impact in the event of reactive power deficit

In the vast majority of cases the internal grid of LC is significantly saturated with motor loads and capacitor banks. Because their share in the transformer load is significant, it can be assumed with high probability that voltage dependence (dQ/dV) is negative or close to zero. In such a case, blocking the transformer regulation is not recommended as it can deepen the reactive power deficit. This fact is so important because not all LCs use automatic transformer ratio controls. Often the controllers are operated with a very large present time delay, in the manual control mode, or are not controlled. 115

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | 114–119

4.2. Impact of transformer control on Q = f(V) characteristics At the transformer’s constant ratio, a reduction of its supply voltage results with corresponding decrease in the secondary side voltage. If a voltage controller, despite a primary voltage reduction, maintains a constant secondary voltage, the reactive power intake will not be affected by changes in the primary voltage, and Q = const (Fig. 4). This is so only when the tap changer has not reached either of its extreme positions. In this case, the controller will not be able to maintain a constant secondary voltage, and Q = f(V) characteristic begins to take a form similar to the part thereof with no controller, with a modification caused by the change in the transformer ratio from its rated value. In fact, the transformer control system is a discontinuous control system with a deadband. Such a case is illustrated in Fig. 5.

Fig. 4. Impact of transformer control on Q = f(V) characteristics, simplification: continuous control

The characteristics shown in the figures are valid for steady states (after the adjustment process). In their forms shown here these characteristics can be used only in cases of slow voltage changes, slower than the response of transformer control systems.

Fig. 5. Impact of transformer control on Q = f(V) characteristics, including control system discontinuity 116

At a very large overload, the voltage change can be so fast that the controllers will not manage to respond in time. In such situations, characteristics that ignore the transformer control systems should be analysed, and the transformer ratios should be adopted at their pre fault values.

4.3. Adverse impact of transformer voltage control at reactive power deficit In the case of slow changes of the state, and growing deficit of reactive power the condition occurs shown in Fig. 6. At a constant transformer ratio a stable operating point is achieved below the limiter activation threshold. A transformer control system response may activate the limiters, and trigger a voltage collapse.

Fig. 6. Adverse impact of LC transformer voltage control at reactive power deficit, where: S – stable point of steady state with no voltage control, Ifpuł – excitation current ceiling. The gray area represents voltage control discontinuity

As already mentioned, in an LC internal grid with a large number of asynchronous drives andsignificant capacitor power often dQo/dV < 0. This means that when the voltage decreases, the reactive power intake increases. In such a situation, the natural load characteristic is clearly less favourable than that determined by transformer voltage control, which maintains the voltage, and the resulting reactive power intake, to a certain extent constant. The discussed adverse effect of controller blocking is explained for the situation shown in Fig. 7. At the LC reactive power intake characteristics with slope dQo/dV < 0, the active transformer voltage controller leads to stable fuzzy operating point S, while blocking the controller leads to permanent reactive power deficit, causing aperiodic instability and voltage collapse. In summary, to indicate the appropriateness of extending the activation time delay, of a particular transformer’s automatic control, or even blocking it, it is necessary, at least, to know the voltage dependency of the loads seen from the transformer’s terminals. In the vast majority of cases, voltage dependability WO dQo/dV will be negative. Thus, quick adjustment of the transformer would be advisable to reduce the LC reactive power intake.

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | 114–119

V V SNmax

V SNmin

Q QTmin Fig. 7. Favourable impact of LC transformer voltage control at reactive power deficit, where: S – stable (fuzzy) point of steady state, with voltage control, Ifpuł – excitation current ceiling. The gray area represents voltage control discontinuity, and its inclination is due to current increase on the transformer’s primary side at constant power

To estimate their impact on the voltage stability, the characteristics can be measured during operation by staff of the owner of the distribution grid. The process can also be automated, and results of such measurements can be taken into account in the transformer control algorithm. An example of such an algorithm is presented in [4].

5. Coordination of LC control system algorithms The superior objective of LC voltage control systems is to maintain acceptable voltage levels within the company grid, and to prevent excesses over the required tg(φ). Given the above, it would be desirable to maintain the LC grid voltage by means of generators and capacitor banks. Since reactive power generation by a synchronous generator is more costly than by a capacitor bank, it would be advisable to properly coordinate their control systems. Whereas HV/MV transformer controllers should have characteristics that ensure: maintaining reactive power within range QTmin÷QTmax, if the MV voltage stays within range USNmin÷ VSNmax taking over the task of maintaining MV voltage after the generator and capacitor bank capabilities have been exhausted in the event of parallel interoperation of several transformers, maintaining the assumed and proportional to the respective transformer winding power ratings reactive power flow. An example transformer controller characteristic is shown in Fig. 8. It should be borne in mind that the deadbands have to be chosen independently for variables V and Q. They should ensure stable operation of the control system at the boundaries of its inactive area (gray area in Fig. 8). If the regulation criterion is changed from reactive power control to voltage control, it is necessary

QTmax

Fig. 8. Characteristic of transformer with controller

to change the time delay too. For variable U, they should ensure that tap switches are controlled as quickly as possible. The need for action in order to maintain a safe for LE voltage is rare and fast switching will not cause a significant increase in the number of switches. And this will mitigate the adverse impact of voltage decreases, when dQo/dV < 0. Control systems of generators and transformers should interact be as follows: Normal state • In normal states, the generator and transformer controllers run autonomously. • Generator controllers with voltage setpoints occasionally adjusted by the control room staff ensure the correct distribution of reactive power between interoperating generators. • Generator controllers maintain the voltage set on the MV bars in the full reactive power output or input range. • Transformer controllers maintain reactive power intake (Fig. 8) within the limits that ensure avoiding charges for kVArh meter indications (so-called reactive energy). Abnormal state • Once the generators’ ability to maintain a set voltage has been exhausted, the task of maintaining the set voltage is assumed by transformer controllers. Emergency • At emergencies, such as short circuits in 110 kV and 6 kV grids, short-term voltage dips, etc., the transformer control systems should be inactive. Generator control systems should react quickly, according to the actual characteristics, in order to maintain the stability of the LC cogeneration plant’s interoperation with the power system, as well as to ensure proper operation of power system protections. Superimposition of the control system characteristics of generators and transformers installed on the LC site produces the LC’s resultant external characteristic shown in Fig. 9. In Fig. 9 two specific areas are marked. The first – in between lines QTmin÷QTmax and VSNmin÷VSNmax – is the area of transformer controls inactivity. The second – highlighted in yellow at the ends of the 117

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | 114–119

characteristic – presents the resultant characteristic’ fuzzy part, resulting from the effects of transformer control systems.

Fig. 10. Proposed coordination of voltage and reactive power control algorithms, where: marked in black – power system controls, blue – local reactive power source controls, red – aggregate effect of controls, gray – an example of local power source control in normal states

Fig. 9. Resultant characteristic of generators and transformers, where Vgz0 – voltage setpoint at idle, Imax – stator or rotor current limit, δmax – power angle limit

6. Coordination of algorithms of local and master control systems and of power dispatch Besides the need to coordinate LC control system algorithms, also necessary is mutual coordination of master control systems and LC control systems. Algorithms of local action and master control systems and of power dispatch should be so coordinated that: • in normal states – the system controls and power dispatches optimise their performance in accordance with the requirements for normal states, and the local controls ensure, for example, tariff optimization (e.g. settg(φ)) • In abnormal or hazardous states - the system controls and power dispatches, and the local controls, enable the maximum extension of available reactive power (output or intake). An example of such coordination, ignoring the fuzzy part of the characteristic shown in Fig. 9 is illustrated in Fig. 10. As shown in Fig. 10, the coordination of effects of local controls and master controls, and power dispatch, clearly extends the available reactive power range. Benefits from this coordinated effects, and the use of LC control capabilities are obvious. The described coordination of interaction should be commonly used, and this obligation should be included in the regulations, such as grid codes. Currently used primitive tariffs should be amended to abolish the restrictions of using local sources.

118

7. Control algorithm of large consumer reactive power balance enabling support to the power system at its reactive power balance disturbance Assuming that a large consumer wishes to provide services to the relevant operator, the customer operation algorithm could be implemented according to the characteristic shown in Fig. 12. However, there are limitations related to the ownership rights and the priority, which for a large consumer is to maintain its own production. Therefore, maintaining constant voltage in its surroundings will not be a large consumer’s main task. Such a restriction makes large consumers control their systems after their own algorithms in the first place, in order to maintain their plants’ production processes uninterrupted as their top priority. However, it can be imagined that once the first criterion (required voltage levels inside the plant) has been met, and with a certain margin of reactive controlling power, the margin will be used for the purpose of the power system. An example control algorithm is presented as the following characteristic. The characteristic shown in Fig. 11 describes a generalized algorithm of large consumer’s available power control. Such a control method allows meeting the following three criteria: • in a normal operating state, in the area defined voltages Vmin,Vmax, LC maintains a constant tg(φ) stipulated in the respective contract • outside this area shall the system is supported by additional reactive power output or input • LC control systems and master controls systems are automatically coordinated. Depending on the available means of LC’s reactive power adjustment, a certain dead zone (step change in capacitor bank power) should be considered. A controller that implements the characteristic shown in Fig. 11 could be installed in the large customer’s system. Then the LC would automatically change the control criterion from maintaining constant tg(φ). A solution could also be adopted whereby – once the voltage limits have been exceeded in a substation covered by GCPN collective control – a signal would

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | 114–119

allow concluding that they would be willing to apply a control aimed at supporting the system at risk of reactive power deficit. They all, however, declare that in such a situation it would be necessary to release them from the obligation to maintain tgφ. Reinforcement of this attitude, and transformation of this will into actual readiness to provide such service, must be preceded by legislative amendments. Therefore some effective and attractive systems for large consumers should be developed for settlement of accounts for the service offered to the benefit of the transmission or distribution grid operators. It becomes necessary to introduce an attractive tariff of compensation for the service provision for LC. Fig. 11. V = f(Q) characteristic that enables large consumer’s support to the power system in a state indicative of reactive power deficit

be transmitted to a large consumer to prompt a change in its control criterion, and to indicate the course of action (increase or decrease of reactive power exchange with the power system). In this case, the change in power would be implemented from the LC dispatch centre level.

8. Final conclusions Local reactive power sources can be complementary to primary sources, improving the power supply security. These sources are now rarely used to improve local reactive power balances. Enabling these sources’ control in hazardous and emergency conditions is typically not highly capital intensive. Moreover, modern technology allows for relatively easy utilisation of these sources potential. In addition to the control measures described above, it would be possible to consider even a possible limitation of reactive power intake by disabling some devices (such as the widely frequency unload automation). Preliminary talks with local LCs

REFERENCES

1. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego [Power system control and stability], Warsaw University of Technology Publishers, Warsaw 2007. 2. Machowski J. et al., Power System Dynamics, Stability and Control, John Wiley 2008. 3. Małkowski R., Szczerba Z., Układy regulacji transformatorów sprzęgłowych w stacjach transformatorowych sieci przesyłowej. Stan obecny. Analiza – z uwzględnieniem stanów nienormalnych – zalecanych i niezbędnych zmian algorytmów działania regulatorów i stosowanych nastawień, w tym zwłok czasowych [Coupling transformers control systems in transmission grid’s transformer substations. The present state. Analysis – taking into account the abnormal conditions – of recommended and necessary changes in control algorithms and setpoints, including time delays], Gdansk University of Technology, Faculty of Electrical and Control Engineering, Gdańsk 2009, Point 8.4.11.A. 4. Małkowski R., Szczerba Z., Nowy algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą [New algorithm for controlling transformers that supply distribution grid], Acta Energetica 2012, No. 8.

Robert Małkowski Gdańsk University of Technology e-mail: r.malkowski@ely.pg.gda.pl Graduated as Master of Engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology (1999). In 2003 he received his PhD. He is currently employed as an assistant professor at the Department of Electrical Engineering of Gdańsk University of Technology. The scope of his scientific interests covers the issues related to wind energy, catastrophic failures of power systems, as well as to adjustment of voltage levels and distribution of reactive power in power systems.

Zbigniew Szczerba Gdańsk University of Technology e-mail: szczerba@ely.pg.gda.pl Graduated from Gdańsk University of Technology. At the Power Engineering Department, he managed his team which designed numerous types of excitation systems and voltage controllers for generator with powers ranging from a few hundred kW for the shipbuilding industry to 500 MW. In the peak period, generators controlled by these regulators constituted 75% of the power provided by the national power system. He twice served as Dean of the Faculty of Electrical Engineering of Gdańsk University of Technology, and also held the position of Vice-Rector for Science (1990–1996). In 1987–1990 a visiting professor at the University of Technology in Oran, Algeria. Having returned to Poland, he organised the Power Systems Department in the present Faculty of Electrical and Control Engineering. He is an author and co-author of over 50 patents and over 200 scientific works most of which have been implemented in practice.

119

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 114–119

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

Wykorzystanie możliwości regulacyjnych mocy biernej wielkich odbiorców Autorzy

Robert Małkowski Zbigniew Szczerba

Słowa kluczowe

regulacja napięcia, regulacja mocy biernej, wielcy odbiorcy

Streszczenie

Autorzy artykułu zwracają uwagę na celowość i możliwość wykorzystania lokalnych źródeł mocy biernej przez układy regulacji grupowej węzła przesyłowego (RGWP). Jednym z takich źródeł są wielcy odbiorcy (WO). W artykule przedstawiono również zagadnienia związane z potrzebą koordynacji pomiędzy układami regulacji zainstalowanymi w sieci WO oraz koordynacji pomiędzy układami regulacji WO a układami regulacji nadrzędnej w sieci.

1. Wstęp Obserwuje się nadmierną ostrożność przy korzystaniu z możliwości regulacji mocy biernej i napięcia, jakimi dysponują wielcy odbiorcy (WO) przemysłowi. Brak zasad odpłatności za te usługi powoduje, że źródła te są wyłącznie w dyspozycji właścicieli, bez dostępu do nich operatora sieci przesyłowej czy dystrybucyjnej. Zdarza się, że wielcy odbiorcy podporządkowują się życzeniom zakładowej dyspozycji ruchu (ZDR) czy rejonowej dyspozycji ruchu (RDR), dotyczącym generacji określonej mocy biernej, jednak regulacja ta odbywa się głównie na zasadach koleżeńskiej uprzejmości. Najczęściej na pytanie adresowane do WO, o możliwości dyspozycyjnej regulacji mocy biernej na rzecz wsparcia SEE w stanach przejściowego wzrostu poboru mocy biernej, pada odpowiedź negatywna. Wyjaśnienie takiej postawy okazuje się zazwyczaj prozaiczne. Podstawowym kryterium sterowania poziomem generacji mocy biernej WO jest, poza utrzymaniem napięć wewnątrz swojego zakładu, konieczność utrzymania współczynnika tg(φ). Niedotrzymanie go skutkuje karami finansowymi dla zakładu. Zgodnie z umową wiążącą odbiorcę ze spółką dystrybucyjną, w czasie szczytów energetycznych współczynnik mocy tg (φ) najczęściej

nie może przekroczyć wartości 0,4, natomiast poza szczytami nie jest określony. Wartości współczynnika mocy utrzymywane w czasie szczytów energetycznych zaprezentowano na rys. 1. 2. Techniczne możliwości sterowania poziomami napięć i rozpływu mocy biernej WO dysonują następującymi środkami umożliwiającymi regulację napięcia i mocy biernej: • transformatory zasilające z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów • g e n e r a t o r y synchroniczne elektrociepłowni • baterie kondensatorów, zainstalowane lokalnie przy poszczególnych odbiorach lub/oraz zainstalowane na szynach rozdzielni zasilającej/elektrociepłowni. W czasie szczytu energetycznego regulacja mocy biernej pobieranej z sieci zasilającej WN odbywa się za pomocą opisanych środków, z zachowaniem zazwyczaj takiej samej kolejności. W procesie regulacji uczestniczą baterie kondensatorów zainstalowane na terenie elektrociepłowni/stacji zasilającej, natomiast baterie kondensatorów działające na terenie wielkiego odbiorcy są załączone do pracy ciągłej (regulacja indywidualna).

Aktualne utrzymywanie wartości współ. mocy wg faktury ENEA 0,200 0,180 0,160 0,140 0,120 TS1 TS2 TS3

0,100 0,080 0,060 0,040 0,020

Grudzień

Listopad

Październik

Wrzesień

Sierpień

Lipiec

Czerwiec

Maj

Kwiecień

Marzec

Luty

Styczeń

0,000

Rys. 1. Utrzymywane wartości współczynnika mocy przez wielkiego odbiorcę, zarejestrowane na zaciskach transformatorów łączących odbiorcę z siecią zasilającą

120

Z punktu widzenia pracy sieci zasilającej istotna jest wartość i współczynnik mocy pobieranej z tej sieci, dlatego WO należy rozpatrywać jako jeden złożony odbiór. W dalszej części artykułu przedstawiono główne aspekty teoretyczne związane z udziałem WO w regulacji napięć i rozpływu mocy biernej na rzecz systemu elektroenergetycznego. W niniejszym opracowaniu skupiono się głównie na możliwości powstawania deficytu mocy biernej, skutkującym zbyt niskimi napięciami w SEE, co obecnie jest największym zagrożeniem. Tworząc zasady wykorzystania WO w celu wspomagania SEE w stanach awaryjnych, należałoby uwzględnić możliwość powstania również nadwyżki mocy biernej. 3. Celowość sterowania lokalnych źródeł mocy biernej 3.1. Wstęp Wystąpienie deficytu mocy biernej powoduje obniżenie napięcia w deficytowym obszarze i dopływ mocy biernej z sąsiednich, niedeficytowych obszarów. Przeciążenie mocą bierną na ogół nie ma charakteru ogólnosystemowego, chociaż w pewnych przypadkach może obejmować znaczne obszary. Jeżeli moce bierne generowane i pobierane nie bilansują się, to występuje proces nieustalony stabilny lub niestabilny. W procesie stabilnym zostaje osiągnięty nowy stan ustalony przy nowych poziomach napięć. W procesie niestabilnym, mającym na ogół charakter aperiodyczny, występuje tzw. lawina napięcia. Jeżeli:

i U rośnie,

jeżeli:

i U maleje.

W celu przywrócenia stanu normalnego niezbędne jest doprowadzenie do zbilansowania generacji i poboru mocy biernej. w wielu przypadkach wykorzystanie lokalnych źródeł mocy biernej, w tym WO, do wspomagania tego bilansowania mogłoby zdecydowanie przyczynić się do znacznego ograniczenia prawdopodobieństwa wystąpienia awarii napięciowej.

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 114–119

U Działanie regulatorów napięcia generatorów z uwzględnieniem generacji źródeł zewnętrznych

Charakterystyka odbiorów w stanie normalnym

Przeciążenie mocą bierną

P2*

Ugz0 Działanie regulatorów napięcia generatorów

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Działanie ograniczników prądu stojana lub wirnika

3.3. Wpływ regulacji baterii kondensatorów Podobną analizę można przeprowadzić dla przypadku, w którym zwiększony pobór mocy biernej zostanie pokryty mocą załączonych do pracy baterii kondensatorów statycznych (rys. 3).

Dla If=Ifpuł

IQ In

W wyniku przeciążenia mocą bierną stabilny punkt pracy P1 przesunie się do punktu P2. Podobnie jak w poprzednim przypadku, jest to punkt niestabilny ze względu na ograniczenie charakterystyki wytwarzania. Załączenie do pracy baterii kondensatorów spowoduje odciążenie generatorów – przesunięcie charakterystyki odbiorów – i ustalenie się nowego stabilnego punktu pracy P3.

Rys. 2. Ilustracja wpływu lokalnej generacji w przypadku wystąpienia deficytu mocy biernej

Charakterystyka odbiorów po uwzględnieniu działania baterii kondensatorów

Charakterystyka odbiorów w stanie normalnym

P1 P3

Ugz0

Przeciążenie mocą bierną

Działanie regulatorów napięcia generatorów

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Działanie ograniczników prądu stojana lub wirnika

Dla If=Ifpuł

IQ In Rys. 3. Ilustracja wpływu działania lokalnej baterii kondensatorów w sytuacji wystąpienia deficytu mocy biernej

U Przekładnia MIN Z regulatorem napięcia

Bez regulacji

Przekładnia MAX

Rys. 4. Wpływ regulacji transformatora na charakterystykę Q = F(U), uproszczenie: regulacja ciągła

Lokalne źródła mogą zwiększyć bezpieczeństwo elektroenergetyczne, umożliwiając zbilansowanie mocy biernej przy niewielkich przeciążeniach. Poniżej podano ilustrację pokazującą pozytywne skutki wykorzystania lokalnych źródeł mocy biernej. 3.2. Wpływ regulacji mocy w elektrociepłowni przemysłowej WO Ilustrację skutków deficytu mocy biernej pokazują rys. 2 i 3.

wytwarzania. Bez wykorzystania lokalnych źródeł powodują trwały deficyt mocy biernej i – pokazaną na rysunku – lawinę napięcia. Uwzględnienie lokalnej generacji skutkuje zwiększeniem zakresu dyspozycyjnej mocy biernej, objawiające się na charakterystyce rys. 2 zmianą nachylenia oraz przesunięciem punktu działania ograniczników. Niewielka zmiana statyzmu charakterystyki skutkuje przesunięciem punktu pracy P2 do P2*.

Na rysunkach pokazano przejście do lawiny napięcia od stabilnego punktu pracy w stanie normalnym P1. Punkt ten leży w pobliżu granicy stabilności. Przy wzroście obciążenia mocą bierną punkt pracy P1 przesuwa się do nowego przecięcia się charakterystyk generacji i poboru mocy biernej. P2, nowy punkt pracy, nie jest punktem stabilnym, gdyż leży poza obszarem dopuszczalnych stanów generatorów. Ograniczniki, działające z opóźnieniem, wprowadzą – pokazane na rysunku – ograniczenie charakterystyk

4. Wpływ regulacji napięcia transformatorów na charakterystyki zewnętrzne wielkiego odbiorcy 4.1. Wstęp W znakomitej większości przypadków sieć wewnętrzna WO charakteryzuje się znacznym nasyceniem odbiorami silnikowymi i bateriami kondensatorów. Ponieważ ich udział w obciążeniu transformatora zasilającego jest znaczny, z dużym prawdopodobieństwem można przypuszczać, że współczynnik podatności napięciowej (dQ/dU) ma znak ujemny lub jest bliski zera. W takim przypadku blokowanie regulacji transformatora jest niewskazane, gdyż może doprowadzić do pogłębienia deficytu mocy biernej. Fakt ten jest o tyle istotny, że nie wszyscy WO korzystają z automatycznej regulacji przekładni transformatora. Często zdarza się, że regulatory pracują z nastawioną bardzo dużą zwłoką czasową, w trybie regulacji ręcznej, lub nie są regulowane. 4.2. Wpływ regulacji transformatora na charakterystykę Q = f(U) Przy stałej przekładni obniżenie napięcia po stronie zasilania transformatora powoduje odpowiadające mu obniżenie napięcia po stronie wtórnej. Jeżeli regulator napięcia – pomimo obniżenia napięcia po stronie pierwotnej – utrzyma stałe napięcie po stronie wtórnej, to moc bierna pobierana nie będzie zależna od zmian napięcia po stronie pierwotnej i Q = const (rys. 4). Stan taki będzie miał miejsce tylko wtedy, gdy przełącznik zaczepów nie osiągnie jednego ze skrajnych położeń. W takim przypadku regulator nie będzie w stanie utrzymywać stałego napięcia po stronie wtórnej i charakterystyka Q = f(U) zacznie przybierać postać zbliżoną do części charakterystyki bez regulatora, z modyfikacją spowodowaną zmienioną przekładnią w stosunku do wartości znamionowej. W rzeczywistości układ regulacji transformatora jest układem regulacji nieciągłej ze strefą nieczułości. Ilustrację takiego przypadku pokazano na rys. 5.

121

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 114–119

U Przekładnia MIN

Obszar działania układu regulacji

Przełączenie o jeden zaczep Przekładnia MAX

Rys. 5. Wpływ regulacji transformatora na charakterystykę Q = F(U) z uwzględnieniem nieciągłości układu regulacji

Odbiory z regulacją transformatorów

Ug Ugz0

Działanie regulatorów napięcia generatorów

Odbiory bez regulacji transformatorów

Działanie ograniczników prądu stojana

Dla If = Ifpuł

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Rys. 6. Ilustracja niekorzystnego wpływu regulatorów napięcia transformatorów WO przy deficycie mocy biernej, gdzie: S – stabilny punkt stanu ustalonego bez działania regulatora napięcia, Ifpuł – pułap prądu wzbudzenia. Szare pole pokazuje nieciągłość układu regulacji napięcia

Ug Ugz0

Odbiory bez regulacji transformatorów

Działanie regulatorów napięcia generatorów

Działanie ograniczników prądu stojana

Lawina napięcia po zadziała niu ograniczni ków

Dla If =Ifpuł Odbiory z regulacją transformatorów

IQ In Rys. 7. Ilustracja korzystnego wpływu regulatorów napięcia transformatorów WO przy deficycie mocy biernej, gdzie: S – stabilny (rozmyty) punkt stanu ustalonego, z działaniem regulatora napięcia, Ifpuł – pułap prądu wzbudzenia. Szare pole pokazuje nieciągłość układu regulacji napięcia, a jego pochylenie wynika ze wzrostu prądu po stronie pierwotnej transformatora przy stałej mocy

Charakterystyki pokazane na rysunkach obowiązują dla stanów ustalonych (po zakończeniu procesu regulacji). W przedstawionej postaci charakterystyki te mogą być wykorzystywane tylko w przypadkach powolnych zmian napięcia, wolniejszych niż działanie układów regulacji transformatorów.

122

W chwili bardzo dużych przeciążeń prędkość zmian napięcia może być tak duża, że regulatory nie zdążą zadziałać. W takich sytuacjach do rozważań należy przyjmować charakterystyki pomijające działanie układów regulacji transformatorów z takimi przekładniami jak przed zakłóceniem.

4.3. Niekorzystny wpływ działania regulatorów napięcia transformatorów przy deficycie mocy biernej W przypadku powolnych zmian stanu i rosnącym deficycie mocy biernej ma miejsce sytuacja przedstawiona na rys. 6. Przy stałej przekładni uzyskuje się stabilny punkt pracy poniżej progu działania ograniczników. Działanie układu regulacji transformatora może spowodować zadziałanie ograniczników i lawinę napięcia. Jak już wspomniano, w sieciach wewnętrznych WO z dużą liczbą napędów asynchronicznych i znaczącą mocą kondensatorów często dQo/dU < 0. Oznacza to, że przy obniżaniu się napięcia pobierana moc bierna rośnie. W takiej sytuacji, naturalna charakterystyka odbiorów jest wyraźnie mniej korzystna od charakterystyki zdeterminowanej przez działanie regulatora napięcia transformatora, utrzymującego w pewnym zakresie stałe napięcie i wynikający z tego stały pobór mocy biernej. Opisana szkodliwość blokowania regulatorów jest wyjaśniona dla sytuacji pokazanej na rys. 7. Przy charakterystykach poboru mocy biernej przez WO, o nachyleniu dQo/dU < 0, działający regulator napięcia transformatora prowadzi do uzyskania stabilnego, rozmytego punktu pracy S, natomiast blokowanie działania regulatora prowadzi do trwałego deficytu mocy biernej, powodującego niestabilność aperiodyczną lawinę napięcia. Reasumując, dla wskazania zasadności wydłużania opóźnienia czasowego zadziałania czy wręcz blokowania automatycznej regulacji konkretnego transformatora konieczna jest, co najmniej, znajomość współczynnika podatności napięciowej odbiorów widzianych z zacisków danego transformatora. W znakomitej większości przypadków współczynnik podatności napięciowej WO dQ o/dU będzie miał wartość ujemną. Tym samym dla ograniczenia poboru mocy biernej WO wskazanym byłaby szybka regulacja transformatora. Pomiar charakterystyk dla oszacowania ich wpływu na stabilność napięciową może być dokonany w czasie eksploatacji przez personel właściciela sieci dystrybucyjnej. Możliwa jest również automatyzacja tego procesu i uwzględnienie wyników takiego pomiaru w algorytmie regulacji transformatora. Przykład takiego algorytmu zawarto w [4]. 5. Koordynacja algorytmów działania układów regulacji WO Nadrzędnym celem układów regulacji napięcia WO jest utrzymanie akceptowalnych poziomów napięć wewnątrz sieci zakładowej oraz nieprzekraczanie wymaganego współczynnika tg(φ). Mając na uwadze powyższe, pożądane byłoby, aby poziom napięcia w sieci WO był utrzymywany za pomocą generatorów i baterii kondensatorów. Ze względu na fakt, że większe koszty generuje wytwarzanie mocy biernej przez generator synchroniczny niż baterię kondensatorów, wskazana byłaby właściwa koordynacja pomiędzy układami regulacji baterii kondensatorów i generatorów. Regulatory transformatorów WN/SN powinny natomiast mieć charakterystyki zapewniające:

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 114–119

• utrzymywanie wartości mocy biernej w zadanym przedziale QTmin÷QTmax, jeżeli napięcie po stronie SN mieści się w przedziale USNmin÷USNmax • przejęcie zadania utrzymywania napięcia po stronie SN po wyczerpaniu się możliwości generatorów i baterii kondensatorów • w przypadku współpracy równoległej kilku transformatorów, utrzymywanie założonego, proporcjonalnego do mocy znamionowej odpowiednich uzwojeń transformatorów, rozdziału mocy biernej. Przykładową charakterystykę regulatorów transformatorów pokazano na rys. 8. Należy pamiętać, aby wartość stref nieczułości dobrać niezależnie dla zmiennych U i Q. Powinny zapewniać stabilną pracę układu regulacji na granicach obszaru niedziałania regulatora (szare pole na rys. 8). W przypadku zmiany kryterium regulacji z regulacji mocy biernej na regulację napięcia konieczna jest też zmiana opóźnienia czasowego. Dla zmiennej U powinny zapewniać możliwie szybkie sterowania przełączników zaczepów. Potrzeba działania, w celu utrzymania bezpiecznej dla WO wartości napięcia, występuje zazwyczaj rzadko i szybkie przełączenia nie spowodują znaczącego wzrostu liczby przełączeń. Zmniejszy natomiast negatywny wpływ obniżania napięcia, gdy współczynnik dQo/dU < 0. Współdziałanie układów regulacji generatorów i transformatorów powinno przebiegać następująco: Stany normalne • W stanach normalnych regulatory generatorów i transformatorów pracują autonomicznie. • Regulatory generatorów z wartościami zadanymi napięcia, korygowanymi sporadycznie przez personel nastawni, zapewniają prawidłowy rozdział mocy biernej pomiędzy współpracujące generatory. • Regulatory generatorów utrzymują zadaną wartość napięcia na szynach SN w pełnym przedziale generacji lub poboru mocy biernej. • Regulatory transformatorów utrzymują pobór mocy biernej (rys. 8) w granicach zapewniających uniknięcie opłat za wskazania liczników kvarh (tzw. energię bierną). Stany nienormalne • Po wyczerpaniu możliwości utrzymania zadanej wartości napięcia przez generatory zadanie, utrzymania zadanej wartości napięcia przejmują regulatory transformatorów. Stany awaryjne • W stanach awaryjnych, takich jak zwarcia w sieci WN lub SN, krótkotrwałe zapady napięcia itp., układy regulacji transformatorów nie powinny działać. Układy regulacji generatorów powinny reagować szybko, zgodnie z aktualnymi charakterystykami, w celu podtrzymania stabilności współpracy elektrociepłowni WO z systemem elektroenergetycznym i zapewnienia prawidłowego działania zabezpieczeń elektroenergetycznych.

U USNmax

USNmin

Q QTmin

QTmax

Rys. 8. Charakterystyka transformatora z regulatorem

U δGmax USNmax

Ugz0 USNmin

IGmax

Q QTmin

QTmax

Rys. 9. Wypadkowa charakterystyka generatorów i transformatorów, gdzie: Ugz0 – wartość zadana napięcia przy biegu jałowym, Imax – ograniczenie prądów stojana lub wirnika, δmax – ograniczenie kątów mocy

Q 0

Rys. 10. Propozycja koordynacji algorytmów działania układów regulacji napięcia i mocy biernej, gdzie: kolor czarny – układ regulacji w systemie elektroenergetycznym, kolor niebieski – układ regulacji lokalnych źródeł mocy biernej, kolor czerwony – suma działania układów regulacji, szare pole – przykład regulacji lokalnych źródeł w stanach normalnych

Po nałożeniu się charakterystyk układów regulacji generatorów i transformatorów zainstalowanych u WO otrzymuje się wypadkową charakterystykę zewnętrzną WO, pokazaną na rys. 9. Na rys. 9 zaznaczono dwa charakterystyczne obszary. Pierwszy – ograniczony przez proste QTmin÷QTmax oraz USNmin÷USNmax – jest obszarem, w którym nie działają układy regulacji transformatorów. Drugi – zaznaczony kolorem żółtym na krańcach charakterystyki – przedstawia rozmytą, wynikającą z działania układów regulacji transformatorów część wypadkowej charakterystyki.

6. Koordynacja algorytmów działania lokalnych i nadrzędnych układów regulacji oraz dyspozycji mocy Poza koniecznością koordynacji algorytmów działania układów regulacji WO konieczna jest również wzajemna koordynacja nadrzędnych układów regulacji i układów regulacji WO. Algorytmy działania lokalnych i nadrzędnych układów regulacji oraz dyspozycji mocy powinny być skoordynowane tak, aby: • w stanach normalnych – układy systemowe oraz dyspozycje mocy optymalizowały pracę zgodnie z wymaganiami dla stanów normalnych, a u kłady lokalne

123

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 114–119

zapewniały np. optymalizację taryfową (np. zadany tg(φ)) • W stanach nienormalnych lub zagrożeniowych – układy systemowe oraz dyspozycje mocy oraz układy lokalne zapewniały możliwość maksymalnego rozszerzenia zakresu dyspozycyjnej mocy biernej (generacji lub poboru). Przykład takiej koordynacji, pomijając rozmytą część charakterystyki pokazanej na rys. 9, zilustrowano na rys. 10. Jak pokazano na rys. 10, skoordynowane działanie lokalnych układów regulacji z układami nadrzędnymi i działaniem dyspozycji mocy wyraźnie rozszerza zakres dyspozycyjnej mocy biernej. Korzyści wynikające z opisanego skoordynowanego działania i wykorzystania możliwości regulacyjnych WO są oczywiste. Opisana koordynacja współdziałania powinna być powszechnie stosowana, a obowiązek ten należałoby ująć w przepisach, np. w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci. Stosowane obecnie prymitywne taryfy powinny być zmienione, aby znieść ograniczenia wykorzystywania lokalnych źródeł. 7. Algorytm sterowania bilansem mocy biernej wielkiego odbiorcy umożliwiający wspomaganie SEE w stanach zaburzenia bilansu mocy biernej w SEE Zakładając, że wielki odbiorca wyrazi chęć świadczenia usług na rzecz właściwego operatora, algorytm pracy odbiorcy mógłby być realizowany wg charakterystyki pokazanej na rys. 11. Istnieją jednak ograniczenia związane z prawami własnościowymi i priorytetem, jakim dla wielkiego odbiorcy jest utrzymanie własnej produkcji. Dlatego też nadrzędną sprawą dla wielkiego odbiorcy nie będzie utrzymywanie stałego napięcia w jego otoczeniu. Takie ograniczenie powoduje, że wielcy odbiorcy będą w pierwszej kolejności sterować wg własnych algorytmów, aby w pierwszej kolejności utrzymać bez zakłóceń proces produkcyjny zakładu. Można jednak sobie wyobrazić, że przy spełnieniu pierwszego kryterium (odpowiednie poziomy napięć wewnątrz zakładu) oraz pewnym zapasie regulacyjnej mocy biernej moc ta zostanie wykorzystana na potrzeby SEE. Przykładowy algorytm regulacji przedstawia poniższa charakterystyka.

Przedstawiona na rys. 11 charakterystyka opisuje w sposób uogólniony algorytm sterowania mocą dyspozycyjną wielkiego odbiorcy. Przyjęcie takiego sposobu sterowania umożliwia spełnienie trzech kryteriów: • w stanie normalnej pracy, w obszarze określonym przez wartości napięć Umin ÷Umax , WO utrzymuje stałą, zgodną z zawartą umową wartość współczynnika tg(φ) • poza tym obszarem następuje wspomaganie systemu poprzez dodatkową generację lub pobór mocy biernej • występuje automatyczna koordynacja pomiędzy układami regulacji WO a układami regulacji nadrzędnej. Zależnie od dostępnych środków zmiany mocy biernej WO należy uwzględnić pewną strefę nieczułości (skokowa zmiana mocy baterii kondensatorów). Regulator kształtujący charakterystykę pokazaną na rys. 11 mógłby zostać zainstalowany u wielkiego odbiorcy. Wtedy to WO w sposób automatyczny zmieniłby kryterium regulacji z utrzymywania stałej wartości współczynnika tg(φ). Można również przyjąć takie rozwiązanie, w którym – po przekroczeniu granicznych wartości napięć w stacji objętej regulacją grupową przez układy RGWP – wysyłany będzie sygnał do wielkiego odbiorcy na zmianę kryterium regulacji ze wskazaniem kierunku działań (zwiększenie lub zmniejszenie wymiany mocy biernej z SEE). w takim przypadku zmiana mocy realizowana będzie z poziomu dyspozytora u WO. 8. Wnioski końcowe Lokalne źródła mocy biernej mogą być uzupełnieniem źródeł podstawowych, poprawiającym bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Źródła te są obecnie rzadko wykorzystywane do poprawy lokalnych bilansów mocy biernej. Umożliwienie sterowania tymi źródłami w stanach zagrożeniowych i awaryjnych na ogół nie wymaga znaczących nakładów finansowych. Ponadto współczesna technika umożliwia stosunkowo łatwe użycie potencjału tych źródeł. Poza możliwością wykorzystania środków sterowania opisanych powyżej możliwe byłoby nawet rozważenie ewentualnego ograniczenia poboru mocy biernej poprzez wyłączenie niektórych urządzeń (analogia do powszechnie stosowanego SCO).

U max

U min

tg(ϕ) Qo tg(ϕ) Z = P o

Rys. 11. Charakterystyka U = f(Q) umożliwiająca wspomaganie przez wielkiego odbiorcę SEE w stanach wskazujących na deficyt mocy biernej

124

Wstępne rozmowy prowadzone z lokalnymi WO pozwalają stwierdzić, że byliby oni gotowi do sterowania mającego na celu wspomaganie systemu w stanach zagrożenia deficytem mocy biernej. Wszyscy jednak zastrzegają, że konieczne byłoby zwolnienie ich w takiej sytuacji z obowiązku dotrzymania tg (φ). Utrwalenie takiej postawy odbiorcy, przełożenie zapewnień słownych w rzeczywistą gotowość do świadczenia takiej usługi musi być poprzedzone zmianami legislacyjnymi. Należałoby zatem opracować skuteczne i interesujące dla wielkiego odbiorcy systemy rozliczeń za oferowaną usługę na rzecz operatora sieci przesyłowej lub operatora sieci dystrybucyjnej. Konieczne staje się wprowadzenie korzystnej z punktu widzenia WO taryfy za świadczenie usługi. Bibliografia 1. Machowski J., Regulacja i stabilność systemów elektroenergetycznych, Oﬁcyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007 2. Machowski J. i in., Power System Dynamics, Stability and Control, John Wiley 2008. 3. Małkowski R., Szczerba Z., Układy regulacji transformatorów sprzęgłowych w stacjach transformatorowych sieci przesyłowej. Stan obecny. Analiza – z uwzględnieniem stanów nienormalnych – zalecanych i niezbędnych zmian algorytmów działania regulatorów i stosowanych nastawień, w tym zwłok czasowych, Politechnika Gdańska, Wydział Elektrotechniki i Automatyki, Gdańsk 2009, Punkt 8.4.11.A. 4. Małkowski R., Szczerba Z., Nowy algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą, Acta Energetica 2012, nr 8.

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 114–119

Robert Małkowski

dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: r.malkowski@ely.pg.gda.pl Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999). W 2003 roku uzyskał stopień doktora. Aktualnie zatrudniony jest na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia związane z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Zbigniew Szczerba

prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: szczerba@ely.pg.gda.pl Wychowanek Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW, dla okrętownictwa, do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75% mocy krajowego systemu elektroenergetycznego. Dwukrotnie pełnił funkcję dziekana Wydziału Elektrycznego PG, a także piastował stanowisko prorektora ds. nauki (1990–1996). Pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie w Algierii (1987–1990). Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Systemów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce.

125

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

New Structure of Governor Electrohydraulic Power which meets the Requirements of the Implemented LFC-System

Authors Mariusz Pawlak Jacek Karczewski

Keywords turbine, control system, power unit

Abstract The construction and operation of a control system of a power unit turboset has been described. The controllers use the CWP (Current Work Point) signal from the ACFP (Automatic Control Frequency and Power) system. Such an installation has been made on a power unit in a Power Plant. The control system functions, principle of operation, structure, software and investigation results have been presented. The new LFC (Load Frequency Control) system has been described in this paper. The benefits for the energy-producer are mentioned. Increasing complexity of the control systems of steam turbines has called for the development of diagnostic methods and measures.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014110

1. Introduction The Heat Engineering Branch “ITC” in Łódź of the Institute of Power Engineering has for many years conducted R&D projects related to the implementation of electro-hydraulic power controllers to power units. Growing requirements to ensure high quality and to reduce costs of electricity generation have led to the need for modernization of control systems that determine the proper performance of centrally dispatched generating units (CDGU). These units have been required to meet requirements of the load frequency control (LFC) system currently implemented in the Polish power sector. The paper presents the results of tests carried out on the 120 MW units provided with the microprocessor, electro-hydraulic power controllers (MREH) designed and developed at “ITC”. The tests were used to assess the units’ availability in terms of their compliance with the requirements for the power system’s primary, secondary and tertiary regulation, resulting from the implemented LFC system. On the basis of the test results the implementability of new procedures of communication between MREH and LFC to the controller programme structure is assessed.

2. Power system regulation The system regulation of frequency and power [1, 2] is a multilevel hierarchical control system shown in Fig. 1.

Fig. 1. Power system regulation levels

The first level, called primary control, consists of turbine speed governors. The primary control is decentralized, since it is implemented by autonomous turbine control systems in individual plants. The second level is frequency and power exchange

control, called secondary control, impacting the turbo-generator control setpoints. The third level, called tertiary control, controls the economic load distribution.

126

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

The process of primary frequency control starts upon an occurrence of a frequency deviation caused by a disturbance in the power system, and ends after a dozen or so seconds with the deviation’s stabilization at a level determined by the primary control static characteristics. A frequency deviation so developed in the power system is eliminated by a response of the so called secondary control, which is superimposed on the primary power control process.

3. Electro-hydraulic turbine controller The microprocessor electro-hydraulic power controller (MREH) developed by The Heat Engineering Branch “ITC” in Łódź of the Institute of Power Engineering is installed on 120 MW units of a Polish power plant (Fig. 2). These controllers have been repeatedly upgraded for compliance with the current requirements of the National Power Dispatch for the units covered by the electricity transmission system in Poland [3]. These efforts were aimed at the compliance with quality requirements in the system control. The power was controlled by the regulation system’s impact on the high-pressure (HP) turbine’s control valves. The controller generates a setting signal, which through an electro-hydraulic converter controls the valves’ operation. A block diagram of the controller is shown in Fig. 3.

Fig. 3. Block diagram of the condensing turbine power controller

Symbols: BRP – primary control signal formation element; CZĘSTB – base frequency setting element; POM – steam power limiter; PrOM – vacuum power limiter; OSO – load speed limiter; SP2 – base power adjuster; SP1 – manual adjuster; REL – control mode selector (remote or local); RN – PI controller element; P – generator power; Pb – base power set point; Pz – total turbine power setpoint; Y1i, Y1 – central controller signals (secondary system control); BPP – current work point; f – grid frequency; fb – base frequency; f – frequency deviation; pT – fresh steam pressure; YH – control signal; xT – tracking signals; (+), (–) – binary signal, setting up (down); A/R – binary signal, manual or automatic control. The power control system on the input side is made up of four circuits: 1. Base power Pz setting circuit. This power is entered to the system at three speeds formed by load speed limiter (OSO). 2. Y1 and Y0 signals setting circuit, as part of the automatic control of frequency and power, and of current work point (BPP). 3. Fresh steam pressure deviation circuit (POM – steam power limiter) and absolute pressure in the condenser (PrOM – vacuum power limiter) 4. Frequency adjustment circuit, where the static and dynamic characteristics of primary control are formed. A power deviation resulting from the comparison of actual unit power block P with the four above-mentioned signals is fed to the input of PI controller, the output signal of which through an A/M (automatic/manual control) switch and electro-hydraulic converter controls the positions of the turbine’s control valves.

Fig. 2. The microprocessor electro-hydraulic power controller (MREH) made by “ITC”

Key features of the presented condensing turbine controller are: • Active power load control in a system with leading turbine • Primary control (RP ) – maintaining the appropriate frequency in the system • Power control in ACFP system (secondary control) • Power control in Y0 system (tertiary control) • Power control in BPP system (current automatic point) • Providing data to system SWPM-CDGU system (System Work Parameters Monitoring of Centrally Dispatched Generation Units) • Steam power limiter (POM – protection) • Vacuum power limiter (PrOM – protection) 127

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

• Manual control of turbine valve positions (A/M control switch – “smooth” A to M and M to A transition) • Process limiters (BOT – thermal limitation element) • Systems for turbine protection checks • Diagnostic system for the electro-hydraulic converter and its auxiliaries (oil filters and pumps) Control system online and offline diagnostics • Communication with central visual rendering systems.

4. Controller tests The tests objective was: • testing the EHC performance after the new microprocessor controller implementation on a 120 MW unit • testing the unit performance at a disturbance caused by a power change resulting from the system’s primary and secondary control. The tests were aimed at checking the unit’s selected dynamic parameters. The tests were programmed to match the schedule of the unit’s acceptance tests performed according to operator the electricity transmission system in Poland requirements. The tests conducted in June 2012 were intended to evaluate the unit’s performance prior to its submittal to the formal acceptance by PSE-Operator. Fig. 4–12 shows waveforms recorded during the tests [5]. List of designations [5]: • PG [MW] – generator power • pi [Bar] – oil pressure in pulse controller • Yh [%] – controller setting signal • SUM [MW] – total power setpoint (downstream of OSO load speed limiter) • pT [ MPa] fresh steam pressure from boiler • ZL[%] left WP valve position • ZP[%] right WP valve position. The tests started at power setpoint 109 MW. The load controller settings were: Ti = 7.5 s, K = 1.0. All mills were running. The power circuit response to small frequency changes +/-10 mHz, and then +/-5 (Fig. 4) was checked (at primary control settings: dead zone 0 mHz, droop s = 4%). The system sensitivity test was positive, power changes were consistent with the primary control settings. Further in the tests a power change was recorded, caused by frequency change -/+100 mHz at droop s = 4%. This is illustrated in Fig. 5. The initial change was 100 MHz (from reference level 50.00 Hz). The power increased by 6 MW (from 109 MW to 115 MW). After the frequency returned to 50.00 Hz, the active power changed from 115 MW to 109 MW. Then the frequency was changed by +100 MHz. In response, the power went from 109 MW to 103 MW. The frequency return to 50.00 Hz changed the power to the initial value of 109 MW. The active power overshoot did not exceed 0.8 MW (limit value was 1.2 MW). The power change dynamics were appropriate; the steady state was reached in less than 30 seconds. The Yh and pi waveforms clearly show the PI controller’s response. Pulse oil pressure was keeping up with the setting signal. 128

The test shown in Fig. 6 repeated the test shown in Fig. 5; however, after prior adding a derivative to the main controller. The active power overshoots did not exceed 0.8 MW either. The power change dynamics were appropriate. The overshoots were slightly smaller than in the previous test without the derivative. All other tests were carried out with the derivative switched on. The Yh and pi waveforms clearly show the controller’s proper performance: pulse oil pressure was keeping up with the setting signal. Fig. 7 and 8 show the test of primary and secondary controls’ interaction at two levels of Y1 signal power change (Fig. 7: 105, 118 MW, Fig. 8: 115, 103 MW). During the power changes induced by signal Y1, the primary control was activated (jump up or down by 6 MW). The primary control takeover dynamic requirements were met (time to steady state was shorter than the required 30 s). The secondary control responded properly (actual power keeping up with set power). The graphs in Fig. 9 and 10 show the extent of secondary control changes on two base power levels 109 MW and 111 MW. Each test ended with a rapid power change forced by the intervention signal. The set range of generated power changes had been accomplished. Time to reach the set power after an intervention jump stayed within 30 seconds limit. The maximum overshoot was approximately 1 MW. The controller programme must ensure control of the bandwidth upper and lower limits. The test of these programme procedures is shown in Fig 11 and 12. The test objective was to check the performance of the upper limit of generated power (Fig. 11). The power set after the jump from primary control, and the power generated by the unit reached 124 MW and 120 MW, respectively. Therefore the upper power limit preformed properly. Times to the steady state, and the power overshoots had stayed within allowable limits. The second test objective was to check the performance of the lower limit of generated power (Fig. 12). The power set after the jump from primary control, and the power generated by the unit reached 94 MW and 96 MW, respectively. Therefore the lower power limit preformed properly.

5. Central LFC controller In the Polish power system a new central load frequency controller (LFC) is implemented for automatic frequency and power exchange control. Requirements for CDGU regulators with regard to their interoperability with the central controller are common to all units covered by the power system regulation, and have been so formulated that any contractor can implement them using the most standard methods. At the same time solutions proposed in the central LFC controller design are so versatile and suited to the general level of engineering solutions that they provide the required functionality and do not generate excessive costs of the interface implementation to the LFC system. It should be emphasized that LFC should be so implemented, as to ensure (e.g. in the case of LFC failure) the possibility to switch back to the previous ACFP system utilizing control signal Y1 [4]. Secondary control is meant here as an action consisting in power activation on selected units within a few minutes, bringing the frequency and the intersystem exchange power to specified

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

115 113 111 109 107 105 103 101 99 97 95 93 91 89 87 85 83 81 79 77 75 73 71 69 67 65 63 61 59 57 55 53 51 49 47 45 43 41 39 37 35

[MW,%, Bar]

PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%]

120

150

180

210

240

270

300

330

360

390

420

450

[s]

Fig. 4. Testing the controller response to small frequency changes [5]

Fig. 5. Power change caused by primary control response [5]

129

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126â&#x20AC;&#x201C;135

Fig. 6. Power change caused by primary control response (with derivative) [5]

Fig. 7. Primary and secondary controls interaction in power range 105 MW â&#x20AC;&#x201C; 118 MW [5]

130

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

Fig. 8. Primary and secondary controls interaction in power range 115 MW – 103 MW [5]

14.5 PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

60 12 0 18 0 24 0 30 0 36 0 42 0 48 0 54 0 60 0 66 0 72 0 78 0 84 0 90 0 96 0 10 20 10 80 11 40 12 00 12 60 13 20 13 80 14 40 15 00 15 60 16 20 16 80 17 40 18 00

[MW,%,Bar,MPa] 122 120 118 116 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

13.5

12.5

11.5

10.5

10 [s]

Fig. 9. Power change 111 MW →120 MW→102 MW→120 MW caused by secondary control response and intervention power jump 120→111 MW [5]

131

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

14.5

PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

13.5

12.5

11.5

10.5

0 30 60 9 12 0 15 0 18 0 21 0 2 40 27 0 30 0 3 30 3 60 39 0 42 0 45 0 48 0 51 0 54 0 57 0 60 0 63 0 66 0 69 0 72 0 7 50 7 80 81 0 84 0 87 0 9 00 93 0 96 0 90 1090 10 20 1 05 0 1180 11 10 1 14 0 12 70 1 20 0 12 30 12 60 13 90 13 20 13 50 1 48 0 14 1 0 1 44 0 15 70 15 00 15 30 1 56 0 1 69 0 16 20 1 65 0 17 80 17 10 1 74 0 18 70 18 00 18 30 18 60 90

[MW,%,Bar,Mpa 120 118 116 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

[s]

Fig. 10. Power change 109 MW→100 MW→118 MW→100 MW caused by secondary control response and intervention power jump 100→109 MW [5]

14.5 PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

60 90 12 0 15 0 18 0 21 0 24 0 27 0 30 0 33 0 36 0 39 0 42 0 45 0 48 0 51 0 54 0 57 0 60 0 63 0 66 0 69 0 72 0 75 0 78 0 81 0 84 0 87 0 90 0 93 0 96 0 99 0 10 20

0 30

[MW,%,bar,MPa] 124 122 120 118 116 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

13.5

12.5

11.5

10.5

[s]

Fig. 11. Change in set power in range 109 MW → 118 MW caused by secondary control, and jump from primary control 118 → 124 MW and return by primary control 124 → 118 MW, and further by secondary control 118 → 109 MW [5]

132

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

14.5 PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

13.5

12.5

11.5

10.5

0 30 60 90 12 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 0 57 600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 90 1090 1020 1050 1180 1110 1140 1270 1200 1230 1260 1390 1320 1350 8 14 0 1410 1440 70

[MW,%,bar,MPa] 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

[s]

Fig. 12. Change in set power in range 109 MW→100 MW caused by secondary control, and jump from primary control 100→94 MW, and return by primary control 94→100 MW, and further by secondary control 100→109 MW [5]

Fig. 13. General scheme of secondary control communication links [4]

values preceding the imbalance, with simultaneous secondary controllability recovery. Secondary control is implemented by central control from the central controller system. The aim of the secondary control system is to maintain the error area near zero [4].

6. Data exchange with central LFC controller Data will be exchanged between the System Operator and CDGU bidirectionally over two independent transmission paths in each of the relations [4].

A diagram of communication links used in the LFC system is shown in Fig. 13. Control signals will be set and plans will be transmitted using the ICCP protocol based on the MMS layer and TCP/IP transport, in accordance with the following standards: IEC 60870-6-503, IEC 60870-6-802, IEC 60870-6-702, and ISO/IEC 9506 [4]. LFC system controlling commands will be transmitted to CCGU in two ways: 133

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

Fig. 14. Control signals in turbine controller [4]

a) as ICCP protocol control commands Pw_set – power currently preset in secondary control band [MW] (equivalent to signal Y1) will be transmitted as a real number in the form of control named Pw_cmd. SRw_cmd, SRp_cmd – preset primary and secondary regulation states. b) as base generation plan (Pz_1-Pz_100) (JWCD_Pz_1-100) – preset unit power (equivalent to current work point BPP), currently transmitted in current daily coordination plan CDCP [MW], will be transmitted as a set of values assigned to time, representing the base power plans for successive periods of operational planning and management. These commands will be sent to units as numbers expressing a power setpoint in [MW] or, as regards SRw_ cmd and SRp_ cmd commands, as on/off states. A power unit should instantly respond to Pw_set and Pset commands. A Pw_set command should be immediately entered to the secondary control circuit and executed subject to limitation of the maximum change rates and value ranges. The value currently implemented by CDGU, after taking into account the change rate and range limiter, will be denoted as Pw, as shown in Fig. 14. As regards the operation of a unit with secondary and primary control disabled, the response to a change in the base power should be consistent with the gradient adopted in the load speed limiter (OSO in Fig. 3). Control on/off commands will be sent immediately from the LFC system on the basis of the CDCP plan. Transmission system operator will be able to change them depending on the power system’s actual condition. A power unit covered by the system regulation should immediately automatically respond to commands from the LFC system in the form of controls SRw_cmd and SRp_cmd, which means that these controls should be directed to the unit’s automation systems. If a CDGU is not able to switch on for technological or operational reasons, it shall immediately notify the state through the (SOWE) Interoperable Communication with Power Plants system, in accordance with the applicable rules of control system failure reporting. 134

Fig. 14 shows a schematic model of CDGU turbine controller input circuits. A control signal transmitted to CDGU must be inspected on the CDGU side to eliminate the possibility of acceptance of a wrong control. It is assumed that for a Pw_set signal transmitted to CDGU as a real value, the following control shall be executed [4]: controlled value Pw_set must stay within the range <Pwmax_red; Pwmax_nab> (Pwmax_ red – secondary control range at power decrease, Pwmax_nab – secondary control range at power increase). Any signal beyond the range should be ignored, and any incorrect value receipt should be reported to the System Operator in accordance with operational procedures. A response to Pw_set in the form of Pw control component entered to the turbine controller input should be executed as linear change in Pw at a rate declared by the CDGU. It is assumed that in normal operation consecutive Pw_set jumps will stay below 1 MW (approx 0.1–0.2 MW). It is assumed that when communication is lost between a power plant’s communication servers and LFC, the CDGU will execute the last properly obtained Pw_set control command until the communication is restored, and the next proper control is received [4].

7. Signals transmitted to LFC system It is assumed that the following data would be retrieved from CDGU: Pgross – gross unit output [MW] Pset – set power actually transmitted to unit’s power controller as the base. Typically this will be the value transmitted by LFC as a fragment of the CDCP plan, but it can also be a value entered manually by the unit operator [MW] Pbase – unit base power [MW]. Power set for the controller downstream of OSO PdF – set unit power component resulting from primary control [MW] Pw – preset unit power component resulting from secondary control [MW]. This is the current power in the secondary control circuit

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | 126–135

Pw_set – unit power preset in the secondary control band transmitted by TSO from the LFC system as Pw_cmd command [MW] Rp – primary control operating status [on/off]. In the “on” state the droop and dead zone should be set at a level agreed with TSO Rw – secondary control operating status [on/off] Y1 – Y1 signal received at power plant as a number in the <–31,31> range Psummary – summary unit set power, total of all set power components at unit controller input [MW] Tpbl – unit operating mode Rotation – rotational unit speed [r.p.m.]. Variables Pgross, Pbase, Psummary, PdF, Pw, Pw_set and Rotation will be transmitted periodically in 1 second cycles, and the other variables in RBE (report by exception) mode in event scanning cycle 1 s. This means that only the values that change will be transmitted, and, additionally, all cyclical values after an integrity timeout preset in 300–900 s range. Signals Tpbl and Rotation should be implemented in such a way as to be automatically and unambiguously developed in the unit’s automation systems. These signals cannot be entered manually by the unit operator.

8. Summary The microprocessor power controllers designed and built at The Heat Engineering Branch “ITC” in Lodz of the Institute of Power Engineering implemented in the Polish energy sector, enable compliance with the requirements imposed on CDGU. In order to link these controllers’ operations with the now implemented LFC system, some adjustments have to be made (including installation works in the controller cabinet and programming work, adding some procedures to the programme, change in the user interface). The following should be done in particular: • two additional drivers have to be programmed for the Ethernet port to enable the system’s redundant operation already at the level of communication

• a n industrial Ethernet Switch has to be procured • a redundant Modbus TCP / IP data transfer link has to be established • the controller programme has to be adapted to meet the assumptions of the scheme shown in Fig. 14, it should be remembered to keep the old scheme and to ensure proper diagnostics and redundancy • the controllers’ visual rendering screens have to be changed • the controller documentation and operation manual has to be amended • acceptance tests have to be performed These works will be carried out in the near future by “ITC” the Heat Engineering Branch of Power Engineering in a Polish power plant. REFERENCES

1. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego [Power system control and stability], Warszawa 2007, p. 382 2. Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie [Power plants], Warszawa, 2009, p. 634. 3. Karczewski J. et al., Assessment of availability of the power unit participating in the regulation of electrical power system, Archiwum Energetyki 2010, Vol. XL, No. 1, pp. 89–103. 4. Wymogi wobec JWCD na potrzeby wdrażania systemu LFC PSEOperator [Requirements for JWCD in view of the LFC PSE – Operator system implementation], version 2 Konstancin-Jeziorna, 4 August 2011. 5. Karczewski J. et. al., Raport z badań przeprowadzonych 1 czerwca 2012 na bloku nr 1 w EL. Adamów [Report of the tests performed on 1 June 2012 on unit 1 at Adamów power plant] ITC 2012.

Mariusz Pawlak Warsaw University of Technology e-mail: m.pawlak@mchtr.pw.edu.pl Assistant professor at the Institute of Automatic Control and Robotics Faculty of Mechatronics Warsaw University of Technology. A specialist in turbine control. His interests are connected with the application of digital techniques in control, diagnostics, and measurements, in the energy sector in particular. Issues dealt with in his work are also thematically related to activities in the Association of Polish Electrical Engineers. Member of the Power System Automation Committee of the Association of Polish Electrical Engineers. Co-author and author of two patents and 60 publications.

Jacek Karczewski Institute of Power Engineering e-mail: jacek.karczewski@itc.edu.pl Assistant professor at and director of, ”ITC” the Heat Engineering Branch of the Institute of Power Engineering. Author of over 50 articles, 40 papers, two patents, four research projects, and more than 100 internal ITC studies. The main areas of his scientific interest include: automation in the energy sector (turbine regulation), adaptation of condensing turbines for cogeneration, adjustments of the Polish power system to EU requirements, tests and measurements in the energy sector, biomass energy, and energy efficiency. Member of the scientific councils of the ITC and of the Institute of Power Engineering. Member of the Power System Automation Committee of the Association of Polish Electrical Engineers.

135

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 126–135

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 126–135. When referring to the article please refer to the original text. PL

Nowa struktura elektrohydraulicznych regulatorów mocy spełniająca wymagania wdrażanego systemu LFC Autorzy

Mariusz Pawlak Jacek Karczewski

Słowa kluczowe

turbina, system elektroenergetyczny, regulator elektrohydrauliczny

Streszczenie

W polskim systemie elektroenergetycznym wdrażany jest obecnie nowy regulator centralny LFC (ang. load frequency control), wykorzystywany w automatycznej regulacji częstotliwości i mocy wymiany. Na jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD) narzucone zostały wymogi dotyczące spełnienia wymagań LFC. W artykule przedstawiona zostanie struktura, budowa i zasada działania mikroprocesorowych elektrohydraulicznych regulatorów mocy (MREH), zaprojektowanych i konstruowanych w Oddziale Techniki Cieplnej Instytutu Energetyki w Łodzi. Regulatory te wdrożone zostały w jednej z krajowych elektrowni zawodowych. Zaprezentowane zostaną wyniki obiektowych badań eksploatacyjnych oraz dokonana zostanie ocena możliwości implementacji nowych procedur komunikacyjnych między MREH a LFC do struktury programowej regulatorów.

1. Wstęp Oddział Techniki Cieplnej w Łodzi Instytutu Energetyki prowadzi od wielu lat prace naukowo-badawcze związane z wdrożeniem na blokach energetycznych elektrohydraulicznej regulacji mocy. Rosnące wymagania dotyczące zapewnienia wysokiej jakości i zmniejszenia kosztów wytwarzania energii elektrycznej doprowadziły do konieczności modernizacji układów regulacji, decydujących o poprawnej pracy jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD). Jednostki te zostały zobowiązane do spełnienia wymagań wdrażanego obecnie w krajowej energetyce systemu LFC (ang. load frequency control). W artykule przedstawiono wyniki badań przeprowadzonych na blokach 120 MW, wyposażonych w zaprojektowany i skonstruowany w OTC IE mikroprocesorowy,

elektrohydrauliczny regulator mocy (MREH). Badania te posłużyły do oceny dyspozycyjności bloków w świetle spełnienia przez nie wymagań dotyczących regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej systemu elektroenergetycznego, wynikających z wdrażanego systemu LFC. Na tle tych badań dokonana zostanie ocena możliwości implementacji nowych procedur komunikacyjnych między MREH a LFC do struktury programowej regulatorów. 2. Regulacja systemu elektroenergetycznego System regulacji częstotliwości i mocy systemu elektroenergetycznego [1, 2] jest systemem sterowania hierarchicznego o kilku poziomach regulacji, jak to przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Poziomy regulacyjne w systemie elektroenergetycznym

136

Stopniem pierwszym, nazywanym regulacją pierwotną, są regulatory prędkości obrotowej turbin. Regulacja pierwotna jest zdecentralizowana, gdyż jest realizowana przez autonomiczne układy regulacji turbin w poszczególnych elektrowniach. Stopniem drugim jest regulacja częstotliwości i mocy wymiany, nazywana regulacją wtórną, oddziałująca na wartości zadane regulatorów turbozespołów. Trzecim stopniem, nazywanym regulacją trójną, jest regulacja ekonomicznego rozdziału obciążeń. Proces pierwotnej regulacji częstotliwości rozpoczyna się w chwili wystąpienia odchyłki częstotliwości spowodowanej zakłóceniem w systemie elektroenergetycznym, a kończy się po kilkunastu sekundach stabilizacją tej odchyłki na poziomie określonym statyczną charakterystyką regulacji pierwotnej. Likwidacja powstałej odchyłki częstotliwości w systemie elektroenergetycznym następuje poprzez działanie tzw. regulacji wtórnej, która nakłada się na proces pierwotnej regulacji mocy.

Rys. 2. Mikroprocesorowy elektrohydrauliczny regulator mocy (MREH) konstrukcji OTC

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 126–135

3. Elektrohydrauliczny regulator turbiny W jednej z krajowych elektrowni na blokach 120 MW zainstalowane są mikroprocesorowe elektrohydrauliczne regulatory mocy (MREH) konstrukcji Oddziału Techniki Cieplnej Instytutu Energetyki w Łodzi (rys. 2) Regulatory te były wielokrotnie modernizowane, tak aby mogły spełniać aktualne wymagania Krajowej Dyspozycji Mocy dotyczące bloków biorących udział w regulacji KSE [3]. Celem tych prac było spełnienie wymagań jakościowych w regulacji systemu. Regulacja mocy dokonywana jest przez oddziaływanie układu regulacji na zawory regulacyjne części wysokoprężnej (WP) turbiny. W sterowniku wypracowywany jest sygnał nastawczy, który przez przetwornik elektrohydrauliczny steruje pracą zaworów. Schemat blokowy regulatora przedstawiono na rys. 3. Oznaczenia: BRP – blok formowania sygnału regulacji pierwotnej; CZĘSTB – blok zadawania częstotliwości bazowej; POM – parowy ogranicznik mocy; PrOM – próżniowy ogranicznik mocy; OSO – ogranicznik szybkości obciążania; SP2 – zadajnik mocy bazowej; SP1 – zadajnik sterowania ręcznego; REL – wybór trybu sterowania (zdalne lub miejscowe); RN – blok regulatora PI; P – moc generatora; Pb – moc zadana bazowa; Pz – sumaryczna moc zadana dla turbiny; Y1i, Y1 – sygnały z regulatora centralnego (regulacja wtórna systemu); BPP – bieżący punkt pracy; f – częstotliwość sieci; fb –częstotliwość bazowa; Df – odchyłka częstotliwości; pT – ciśnienie pary świeżej; YH – sygnał sterujący; xT – sygnały do śledzenia; (+), (–) – sygnał binarny, zadawanie w górę (w dół); A/R – sygnał binarny, sterowanie ręczne lub automatyczne. Układ regulacji mocy po stronie wejściowej składa się z czterech torów : 1. Tor zadawania mocy bazowej Pz. Moc ta wprowadzana jest do układu z trzema prędkościami formowanymi przez ogranicznik szybkości obciążania OSO 2. Tor zadawania sygnałów Y1 i Y0 w ramach automatycznej regulacji częstotliwości i mocy oraz BPP (bieżącego punktu pracy) 3. Tor odchyłek ciśnienia pary świeżej (POM – parowy ogranicznik mocy) i ciśnienia absolutnego w skraplaczu (PrOM – próżniowy ogranicznik mocy) 4. Tor korekcji częstotliwości, w którym kształtuje się charakterystyki: statyczną i dynamiczną regulacji pierwotnej. Odchyłka mocy wynikająca z porównania mocy rzeczywistej bloku P z czterema ww. sygnałami jest podawana na wejście regulatora PI, którego sygnał wyjściowy poprzez stacyjkę A/R (automatyka/sterowanie ręczne) i przetwornik elektrohydrauliczny steruje położeniem zaworów regulacyjnych turbiny. Najważniejsze funkcje prezentowanego regulatora turbiny kondensacyjnej to: • Regulacja obciążenia mocą czynną w układzie z wiodącą turbiną • Regulacja pierwotna (RP) – utrzymywanie odpowiedniej częstotliwości w systemie • Regulacja mocy w systemie ARCM (regulacja wtórna)

Rys. 3. Schemat blokowy regulatora mocy turbiny kondensacyjnej

• Regulacja mocy w systemie Y0 (regulacja trójna) • Regulacja mocy w systemie BPP (bieżący punkt pracy) • Udostępnienie danych do systemu SMPPJWCD (system monitorowania parametrów pracy jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych) • Parowy ogranicznik mocy (POM – zabezpieczenie) • Próżniowy ogranicznik mocy (PrOM – zabezpieczenie) • Ręczne sterowanie położeniem zaworów turbiny (stacyjka sterowania ręcznego A/R – „bezuderzeniowe” przejścia z trybu pracy A R R A) • Ograniczniki technologiczne (BOT – blok ograniczeń termicznych) • Układy do sprawdzania zabezpieczeń turbiny • Układ diagnostyczny dla przetwornika elektrohydraulicznego i jego urządzeń pomocniczych (filtry i pompy olejowe) • Diagnostyka układu regulacji w trybie online i offline • Możliwości komunikacyjne z centralnymi systemami wizualizacji. 4. Badania sprawdzające regulatora Celem badań było: • przetestowanie pracy EHR po wdrożeniu nowego regulatora mikroprocesorowego na bloku 120 MW • sprawdzenie pracy bloku przy zakłóceniach wywołanych zmianą mocy wynikającą z działania regulacji pierwotnej i wtórnej systemu. Sprawdzenie miało za zadanie skontrolowanie wybranych parametrów dynamicznych bloku. Program badań ułożony był tak, aby odpowiadał harmonogramowi badań odbiorczych bloku, wykonywanych według wymagań OSP. Badania prowadzone w czerwcu 2012 toku miały na celu ocenę pracy bloku przed jego zgłoszeniem do formalnego odbioru przez PSE-Operator. Na rys. 4–12 przedstawiono przebiegi zarejestrowane podczas badań [5]. Wykaz oznaczeń [5]: • PG [MW] – moc generatora • pi [Bar] – ciśnienie oleju impulsowego regulatora • Yh [%] – sygnał nastawczy regulatora • SUM [MW] – sumaryczna moc zadana (za OSO) • pT [ MPa] ciśnienie pary świeżej z kotła

• ZL[%] położenie zaworu WP lewego • ZP[%] położenie zaworu WP prawego. Próby rozpoczęto przy mocy zadanej 109 MW. Nastawy regulatora mocy wynosiły: Ti = 7,5 s, K = 1,0. Pracowały wszystkie młyny. Sprawdzano reakcję obwodu mocy na niewielkie zmiany częstotliwości (rys. 4) wynoszące +/–10 mHz a następnie +/–5 mHz (przy nastawach układu regulacji pierwotnej: nieczułość 0 mHz, statyzm s = 4%). Próba czułości układu regulacji wypadła pozytywnie, zmiany mocy były zgodne z nastawami układu regulacji pierwotnej. W dalszej części badań zarejestrowano zmianę mocy wywołaną zmianą częstotliwości o –/+100 mHz przy statyzmie s = 4%. Przedstawia to rys. 5. Początkowa zmiana wyniosła 100 mHz (z poziomu odniesienia 50,00 Hz). Moc zwiększyła się o 6 MW (z poziomu 109 MW na 115 MW). Po powrocie częstotliwości do wartości 50,00 Hz moc czynna zmieniła się z poziomu 115 na 109 MW. Następnie wymuszono zmianę częstotliwości o +100 mHz. w odpowiedzi moc zmieniła się z poziomu 109 MW do wartości 103 MW. Powrót częstotliwości do wartości 50,00 Hz wywołał zmianę mocy do wartości wyjściowej 109 MW. Przeregulowanie mocy czynnej nie przekraczało 0,8 MW (wartość dopuszczalna wynosi 1,2 MW). Dynamika zmian mocy była prawidłowa, stan ustalony osiągnięty został w czasie krótszym niż 30 s. Na przebiegach Yh i pi widać wyraźnie działanie regulatora typu PI. Ciśnienie oleju impulsowego nadąża za sygnałem nastawczym. W próbie przedstawionej na rys. 6 powtórzono próbę przedstawioną na rys. 5, jednak po uprzednim wprowadzeniu w regulatorze głównym członu różniczkującego. Przeregulowania mocy czynnej też nie przekraczały 0,8 MW. Dynamika zmian mocy była prawidłowa. Zauważalne są nieco mniejsze przeregulowania niż w poprzedniej próbie, bez członu różniczkującego. Wszystkie pozostałe próby wykonano z włączonym członem różniczkującym. Na przebiegach Yh i pi widać poprawne działanie regulatora: ciśnienie oleju impulsowego nadąża za sygnałem nastawczym. Na rys. 7 i 8 został wykonany test współdziałania regulacji pierwotnej i wtórnej na dwóch poziomach zmian mocy sygnału Y1 (rys. 7: 105¸118 MW, rys. 8: 115¸103 MW). W czasie zmian mocy

137

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 126–135

115 113 111 109 107 105 103 101 99 97 95 93 91 89 87 85 83 81 79 77 75 73 71 69 67 65 63 61 59 57 55 53 51 49 47 45 43 41 39 37 35

[MW,%, Bar]

PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%]

120

150

180

210

240

270

300

330

Rys. 4. Sprawdzenie reakcji regulatora na niewielkie zmiany częstotliwości [5]

Rys. 5. Zmiana mocy wywołana regulacją pierwotną [5]

Rys. 6. Zmiana mocy wywołana regulacją pierwotną (z członem różniczkującym ) [5]

138

360

390

420

450

[s]

wywołanych sygnałem Y1 załączona została regulacja pierwotna (skok w dół lub w górę o 6 MW). Warunki dynamiczne przejmowania regulacji pierwotnej zostały spełnione (czas osiągania stanu ustalonego był krótszy od wymaganej wartości 30 s). Regulacja wtórna działała poprawnie (nadążanie mocy rzeczywistej za mocą zadaną). Wykresy na rys. 9 i 10 przedstawiają cały zakres zmian regulacji wtórnej na dwóch poziomach mocy bazowej 109 i 111 MW. Każdy z testów kończył się szybką zmianą mocy wymuszoną sygnałem interwencyjnym. Zadany zakres zmiany mocy generowanej został zrealizowany. Czas osiągnięcia mocy zadanej po skoku interwencyjnym mieści się w granicy 30 s. Maksymalne przeregulowanie to ok. 1 MW. Program regulatora musi zapewniać ograniczenia dolne i górne dla pasma regulacyjnego: test sprawdzający te procedury programowe przedstawiono na rys. 11 i 12. Celem próby było zbadanie działania ograniczenia górnego mocy generowanej (rys. 11). Moc zadana po skoku od regulacji pierwotnej uzyskała wartość 124 MW, natomiast moc generowana przez blok osiągnęła wartość 120 MW. Ograniczenie górne mocy pracuje więc prawidłowo. Czasy dojścia do wartości ustalonej i wartości przeregulowania mocy mieściły się w granicach dopuszczalnych. Celem drugiej próby było zbadanie działania ograniczenia dolnego mocy generowanej (rys. 12). Moc zadana po skoku od regulacji pierwotnej uzyskała wartość 94 MW, natomiast moc generowana przez blok osiągnęła wartość 96 MW. Ograniczenie dolne mocy pracuje więc prawidłowo. 5. Regulator centralny LFC W polskim systemie elektroenergetycznym wdrażany jest obecnie nowy regulator centralny LFC (ang. load frequency control), wykorzystywany w automatycznej regulacji częstotliwości i mocy wymiany. Wymagania stawiane regulatorom JWCD w zakresie współpracy z regulatorem centralnym są wspólne dla wszystkich jednostek biorących udział w regulacji systemu elektroenergetycznego i zostały przygotowane tak, aby ich realizacji mógł się podjąć dowolny wykonawca, korzystając z jak najbardziej standardowych metod. Jednocześnie rozwiązania zaproponowane w budowie regulatora centralnego LFC są na tyle uniwersalne i dostosowane do ogólnego poziomu rozwiązań technicznych, aby zapewnić wymaganą funkcjonalność i nie generować nadmiernych kosztów implementacji interfejsu do systemu LFC. Należy podkreślić, że wdrożenie LFC powinno zostać wykonane w taki sposób, aby zapewnić (np. w przypadku awarii LFC) możliwość przełączenia na poprzedni system ARCM, wykorzystujący sygnał regulacyjny Y1 [4]. Przez regulację wtórną rozumiemy działania polegające na aktywowaniu mocy na wybranych blokach w ciągu kilku minut, powodując sprowadzenie częstotliwości oraz mocy wymiany międzysystemowej do określonych wartości poprzedzających zakłócenie równowagi, z równoczesnym odbudowaniem możliwości regulacji pierwotnej. Realizacja regulacji wtórnej odbywa się poprzez centralne sterowanie z systemu regulatora centralnego. Celem działania systemu regulacji wtórnej jest utrzymanie uchybu obszarowego w pobliżu zera [4].

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 126–135

6. Sposób wymiany danych z regulatorem centralnym LFC Wymiana danych pomiędzy OSP i JWCD odbywać się będzie dwukierunkowo na bazie dwóch niezależnych dróg transmisyjnych w każdej z relacji [4]. Schemat ogólny powiązań komunikacyjnych wykorzystywanych w systemie LFC przedstawiono na rys. 13. Zadawanie sygnałów regulacyjnych oraz wysyłanie planów odbywać się będzie przy wykorzystaniu protokołu ICCP, opartego na warstwie MMS oraz na transporcie TCP/IP, zgodnie z normami: IEC 60870-6-503, IEC 608706-802, IEC 60870-6-702, ISO/IEC 9506 [4]. Polecenia sterujące systemu LFC przesyłane będą do JWCD w dwojaki sposób: a) jako polecenia regulacyjne, komendy protokołu ICCP Pw_zadane – bieżąca moc zadana w paśmie regulacji wtórnej [MW] (odpowiednik sygnału Y1) przesyłana będzie jako liczba rzeczywista w postaci sterowania o nazwie Pw_cmd. SRw_cmd, SRp_cmd – zadane stany regulacji wtórnej i pierwotnej. b) jako plan generacji bazowej (Pz_1-Pz_100) (JWCD_Pz_1-100) – moc zadana bloku (odpowiednik BPP), obecnie przesyłana w planie BPKD [MW], przesyłana będzie jako zbiór wartości przyporządkowanych do czasu, reprezentujących plan mocy bazowych na kolejne okresy planowania i prowadzenia ruchu.

Rys. 7. Współdziałanie regulacji wtórnej i pierwotnej w zakresie mocy 105–118 MW [5]

Rys. 8. Współdziałanie regulacji wtórnej i pierwotnej w zakresie mocy 115–103 MW [5]

14.5 PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

60 12 0 18 0 24 0 30 0 36 0 42 0 48 0 54 0 60 0 66 0 72 0 78 0 84 0 90 0 96 0 10 20 10 80 11 40 12 00 12 60 13 20 13 80 14 40 15 00 15 60 16 20 16 80 17 40 18 00

[MW,%,Bar,MPa] 122 120 118 116 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

13.5

12.5

11.5

10.5

10 [s]

Rys. 9. Zmiana mocy 111 MW→120 MW→102 MW→120 MW wywołana regulacją wtórną oraz skok mocy interwencyjnej 120→111 MW [5]

Polecenia te wysyłane będą do jednostek jako liczby wyrażające wartość zadaną mocy w [MW] bądź w przypadku poleceń SRw_ cmd i SRp_cmd jako stany zał/wył. Reakcja bloku energetycznego na polecenia Pw_ zadane i Pzadane powinna być natychmiastowa. Pw_zadane powinno być niezwłocznie wprowadzone w tor regulacji wtórnej i wykonane z zachowaniem ograniczenia maksymalnej szybkości zmian i zakresu wartości. Wielkość aktualnie realizowana przez JWCD, po uwzględnieniu ogranicznika szybkości zmian i zakresu, oznaczana będzie jako Pw, jak na rys. 14. W przypadku pracy bloku z wyłączoną regulacją wtórną i pierwotną reakcją na zmianę mocy bazowej powinna być zgodna z przyjętym gradientem w ograniczniku szybkości obciążania (OSO na rys. 3). Polecenia włączenia/wyłączenia regulacji przesyłane będą na bieżąco z systemu LFC na postawie planu BPKD. Operator sytemu przesyłowego będzie miał możliwość ich zmiany w zależności od bieżącego stanu systemu elektroenergetycznego. Bloki energetyczne biorące udział w regulacji sytemu powinny niezwłocznie, automatycznie reagować na polecenia z systemu LFC w postaci sterowań SRw_cmd i SRp_cmd, co oznacza, że sterowania te powinny być kierowane do układów automatyki blokowej. Jeśli JWCD nie jest zdolna do załączenia z przyczyn technologicznych lub ruchowych, to powinna niezwłocznie zgłosić ten stan poprzez system SOWE, zgodnie z obowiązującymi zasadami zgłaszania niesprawności układów regulacji. Na rys. 14 przedstawiono schemat modelu układów wejściowych regulatora turbiny JWCD. Sygnały regulacyjne przesyłane do JWCD muszą podlegać kontroli po stronie JWCD

139

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 126–135

14.5

PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

13.5

12.5

11.5

10.5

0 30 60 90 12 15 0 18 0 21 0 2 40 27 0 30 0 3 30 3 60 39 0 42 0 45 0 48 0 51 0 54 0 57 0 60 0 63 0 66 0 69 0 72 0 7 50 7 80 81 0 84 0 87 0 9 00 93 0 96 0 90 1090 10 20 1 05 0 1180 11 10 1 14 0 12 70 1 20 0 12 30 12 60 13 90 13 20 13 50 1 48 0 14 1 0 1 44 0 15 70 15 00 15 30 1 56 0 1 69 0 16 20 1 65 0 17 80 17 10 1 74 0 18 70 18 00 18 30 18 60 90

[MW,%,Bar,Mpa 120 118 116 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

[s]

Rys. 10. Zmiana mocy 109 MW→100 MW→118 MW→100 MW wywołana regulacją wtórną oraz skok mocy interwencyjnej 100→109 MW [5]

14.5 PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

13.5

12.5

11.5

10.5

60 90 12 0 15 0 18 0 21 0 24 0 27 0 30 0 33 0 36 0 39 0 42 0 45 0 48 0 51 0 54 0 57 0 60 0 63 0 66 0 69 0 72 0 75 0 78 0 81 0 84 0 87 0 90 0 93 0 96 0 99 0 10 20

0 30

[MW,%,bar,MPa] 124 122 120 118 116 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

[s]

Rys. 11. Zmiana mocy zadanej w zakresie 109 MW→118 MW wywołana regulacją wtórną oraz skok od regulacji pierwotnej 118→124 MW i powrót regulacją pierwotną 124→118 MW, dalej regulacją wtórną 118→109 MW [5]

14.5 PG[MW] pi[Bar] Yh[%] SUM[MW] ZL[%] ZP[%] pT[MPa]

[MW,%,bar,MPa] 114 112 110 108 106 104 102 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 38 36 34 32 30

13.5

12.5

11.5

10.5

10 [s]

Rys. 12. Zmiana mocy zadanej w zakresie 109 MW→100 MW wywołana regulacją wtórną oraz skok od regulacji pierwotnej 100→94 MW i powrót regulacją pierwotną 94→100 MW, dalej regulacją wtórną 100→109 MW [5]

140

tak, aby wyeliminować możliwość przyjęcia niewłaściwego sterowania. Przyjmuje się, że dla sygnału Pw_zadane, przesyłanego do JWCD w postaci wartości rzeczywistej, nastąpi kontrola [4]: wartość sterowania Pw_zadane musi mieścić się w przedziale <Pwmax_red; Pwmax_nab> (Pwmax_red – zakres regulacji wtórnej przy redukcji mocy, Pwmax_nab – zakres regulacji wtórnej przy naborze mocy). Sygnały poza zakresem powinny być ignorowane, a informacja o otrzymaniu nieprawidłowej wartości powinna być przekazana OSP, zgodnie z procedurami ruchowymi. Reakcja na Pw_zadane w postaci składnika regulacyjnego Pw wprowadzonego na wejście regulatora turbiny powinna być realizowana w postaci liniowej zmiany wartości Pw z szybkością zadeklarowaną przez JWCD. Zakłada się, iż w stanie normalnej pracy wartości kolejnych skoków Pw_zadane mieścić się będą w granicach poniżej 1 MW (ok. 0,1–0,2 MW). Przyjmuje się, że w przypadku utraty łączności pomiędzy serwerami komunikacyjnymi elektrowni i LFC JWCD będzie realizować ostatnie poprawnie pozyskane polecenie regulacyjne Pw_zadane aż do momentu odzyskania komunikacji i otrzymania kolejnego poprawnego sterowania [4]. 7. Sygnały przesyłane do systemu LFC Przyjmuje się, że z JWCD pobierane byłyby następujące dane: Pbrutto – moc wyjściowa brutto bloku [MW] Pzadane – moc zadana faktycznie przesłana na blok do układu regulacji mocy jako bazowa. Typowo będzie to wartość przesłana przez LFC w postaci fragmentu planu BPKD, ale może to być także wartość wprowadzona manualnie przez operatora bloku [MW] Pbazowe – moc bazowa bloku [MW]. Moc zadana dla regulatora po OSO PdF – składnik mocy zadanej bloku wynikający z działania regulacji pierwotnej [MW] Pw – składnik mocy zadanej bloku wynikający z działania regulacji wtórnej [MW]. Jest to bieżąca wartość mocy w torze regulacji wtórnej Pw_zadane – moc zadana bloku w paśmie regulacji wtórnej przesłana przez OSP z systemu LFC w postaci komendy Pw_cmd [MW] Rp – stan pracy regulacji pierwotnej [zał/ wył]. W stanie „zał” statyzm i strefa martwa powinna być ustawiona na poziomie uzgodnionym z OSP Rw – stan pracy regulacji wtórnej [zał/wył] Y1 – wartość sygnału Y1 odbierana w elektrowni jako liczba z przedziału <–31,31> Pzbiorcze – moc zbiorcza zadana bloku, wartość sumaryczna wszystkich składników mocy zadanej na wejściu regulatora bloku [MW] Tpbl – tryb pracy bloku Obroty – prędkość obrotowa bloku [Obr./ min]. Zmienne Pbrutto, Pbazowe, Pzbiorcze, PdF, Pw, Pw_zadane i Obroty przesyłane będą cyklicznie w cyklu 1 s. Pozostałe w trybie RBE (ang. report by exception), z cyklem skanowania zdarzeń co 1 s. Oznacza to, że transmitowane będą jedynie wartości, które ulegają zmianie oraz dodatkowo wszystkie wielkości

M. Pawlak, J. Karczewski | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 126–135

Rys. 13. Schemat ogólny powiązań komunikacyjnych w zakresie regulacji wtórnej [4]

wdrożone w polskiej energetyce, umożliwiają spełnienie wymagań narzuconych na JWCD. W celu powiązania pracy tych regulatorów z wdrażanym obecnie systemem LFC należy wykonać pewne prace adaptacyjne (m.in. prace montażowe w szafie regulatora oraz prace programistyczne, wprowadzenie dodatkowych procedur do programu, zmiana interfejsu użytkownika). W szczególności należy: • oprogramować dwa dodatkowe sterowniki dla portu Ethernet, aby układ działał redundancyjnie już na poziomie komunikacji • zakupić przemysłowy Switch Ethernet • utworzyć redundantne łącze komunikacyjne przesyłania danych wg protokołu Modbus TCP/IP • dostosować program regulatora, aby spełniał założenia układu przedstawionego na rys. 14, należy pamiętać o zachowaniu starego układu i zapewnieniu odpowiedniej diagnostyki i redundancji • zmienić ekrany wizualizacji regulatorów • zmienić dokumentację i instrukcję obsługi regulatora • wykonać próby odbiorcze. Prace takie zostaną przeprowadzone w najbliższym czasie przez OTC IE w jednej z polskich elektrowni. Bibliografia

Rys. 14. Sygnały sterujące w regulatorze turbiny [4]

cyklicznie po upłynięciu określonego czasu (ang. integrity timeout) zostanie on nastawiony w zakresie 300–900 s. Sygnały Tpbl i Obroty powinny zostać zaimplementowane w taki sposób, aby były wypracowywane automatycznie i jednoznacznie z układów automatyki blokowej.

Sygnały te nie mogą być wprowadzane ręcznie przez operatora bloku. 8. Podsumowanie Zaprojektowane i wykonane w Oddziale Techniki Cieplnej Instytutu Energetyki mikroprocesorowe regulatory mocy,

1. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Warszawa 2007, s. 382. 2. Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie Warszawa, 2009, s. 634. 3. Karczewski J. i in., Assessment of availability of the Power unit participating in the regulation of electric al power system, Archiwum Energetyki 2010, tom XL, nr 1, s. 89–103. 4. Wymogi wobec JWCD na potrzeby wdrażania systemu LFC PSE – Operator, wersja 2 Konstancin-Jeziorna, 04.08.2011. 5. Karczewski J. i in., Raport z badań przeprowadzonych 1 czerwca 2012 na bloku nr 1 w EL. Adamów, ITC 2012.

Mariusz Pawlak

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: m.pawlak@mchtr.pw.edu.pl Adiunkt w Instytucie Automatyki i Robotyki Politechniki Warszawskiej. Specjalista od spraw regulacji turbin. Jego zainteresowania związane są z zastosowaniem technik cyfrowych w sterowaniu, diagnostyce i pomiarach przede wszystkim w energetyce. Zagadnienia, którymi zajmuje się w pracy zawodowej, są również tematycznie związane z jego działalnością w Stowarzyszeniu Elektryków Polskich. Członek Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej Stowarzyszenia Elektryków Polskich. Współautor i autor 2 patentów i 60 publikacji.

Jacek Karczewski

dr inż. Instytut Energetyki Oddział Techniki Cieplnej „ITC” w Łodzi e-mail: jacek.karczewski@itc.edu.pl Pracuje na stanowisku adiunkta, dyrektor „ITC”. Autor ponad 50 artykułów, 40 referatów, 2 patentów, 4 projektów badawczych lub celowych, ponad 100 opracowań wewnętrznych „ITC”. Główne obszary jego zainteresowań naukowych to: automatyka w energetyce (regulacja turbin), przystosowywanie turbin kondensacyjnych do pracy skojarzonej, dostosowanie polskiego systemu elektroenergetycznego do wymagań UE, badania i pomiary w energetyce, energetyczne wykorzystanie biomasy, efektywność energetyczna. Członek rad naukowych Instytutu Techniki Cieplnej i Instytutu Energetyki. Członek Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP.

141

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 142–147

Arcing Faults Location Methods for Power Transmission Lines Authors Mateusz Pustułka Mirosław Łukowicz Jan Iżykowski

Keywords fault location, artificial neural network, arcing fault

Abstract This paper presents three different fault location approaches: one-end Takagi algorithm, two-end algorithm considering natural fault loops and neural network. It is assumed that three-phase voltages and currents from both ends of the line measured asynchronously are the input signals of the fault locator. In addition to natural fault loop signals also the use of symmetrical components (positive and negative or incremental positive sequence components) for fault location were considered. Results of the evaluation study have been included, analyzed and discussed. The impact of filtration has also been considered.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014111

1. Introduction The requirement of reliable and optimal operation of various types of systems is common in all fields of technology. Knowledge of a system’s state is often a prerequisite to ensure its reliability or recovery of its normal operating conditions. These requirements also apply to power systems. Following a power line’s sustained short circuit, the necessary condition for its operation’s recovery is location of the fault and removal of the failure. Because lines are a power system’s most extensive objects, the location algorithm accuracy will be reflected in the time a repair crew needs to reach the fault site, and therefore also on the duration of the faulty power system component’s outage. A power system’s proper operation requires constant modernization of its components, and development of its control systems. The control systems’ prime task is to ensure uninterrupted electricity supply to customers. Power supply interruptions are often caused by unpredictable, random phenomena of electrical origin, such as: atmospheric and switching surges, prolonged overloads, and switching errors; as well as non-electrical, mainly insulation moistness, insulator pollution, too close wires, and mechanical damage. These are the most common causes of power system component failures. Failure of an automatic protection device to respond to a fault results in thermal and dynamic impact of fault currents on the structural elements of power system facilities, and often in their damage. Therefore, for the purpose of protection automation devices, numerous algorithms have been developed for fast fault detection and location [1]. In the event of failure, its quick detection, location, and removal becomes the absolute priority. Basic methods of distance from fault estimation utilise analytical calculation algorithms that process available protection signals. Due 142

to the limited access to details of the systems connected by lines (lack of impedance data for the systems’ positive and zero components), these algorithms require simplifying assumptions. Hence attempts at solving the fault location task that employ so-called soft computing methods, including artificial neural networks. Artificial neural networks are one of the fastest developing artificial intelligence techniques. Owing to their ability to learn and to adapt, they have large application potential. Unlike heuristic knowledge-based programming, neural networks are prepared in the learning process, presenting numerous examples (patterns) of expected behaviour. The paper compares three fault location methods: Takagi algorithm – one of the first location algorithms (known from literature [2]), the algorithm that uses measurements from both line ends, and the algorithm supported by feedforward, multi-layer neural network. Of predominant impact on the decision algorithms’ final properties in terms of their dynamics and accuracy, is signal pre-processing. Therefore, the effect of voltage and current signals’ additional filtration on the obtained results was examined.

2. Transmission system The fault location algorithms were examined using short-circuit signals obtained from computer simulations in the ATP – EMTP programme of arcing faults [3] in a 400 kV transmission line (Fig. 1) with 50 km length. Currents and voltages were measured asynchronously at both ends of the line. One type of arcing fault, L1-E, was studied. In Tab. 1 variation ranges of the system parameters adopted for fault modelling are presented. The fault location and resistance, as well as the supplying systems’ short-circuit powers, were randomly changed.

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 142–147

Parameters

Values

fault location (%) short-circuit resistance (W)

0÷10

short-circuit powers of supplying systems (GVA)

3÷32

Tab. 1. System and short-circuit parameters randomly changed for training and test data generation

Fault loop voltage

Fault loop current

L1–E L2–E L3–E L1–L2, L1–L2–E, (L1–L2–L3, L1–L2–L3–E)*

S ES

Fault type

0÷100

L2–L3, L2–L3–E L3–L1, L3–L1–E

CTSA

* L1-L2 phase – phase loop is considered, but also L2-L3 and L3-L1 loops may be analysed

CVTS vS MUS

Tab. 2. Signals of the fault loop seen from line end S

1-d

CTRA CVTR iR d

vR MUS

a component is added associated with its zero-sequence component multiplied by coefficient: k0 = (Z0L – Z1L)/Z1L. This is due to the fact that the line impedance for positive sequence component (Z1L) and zero sequence component (Z0L) are not identical, and the impedance of the line section between the measuring point (e.g. S) and fault (F) for the positive sequence is a measure of the distance to fault (d). For a phase1 – phase2 fault loop as the fault loop signals the differences are adopted, respectively, between voltages and currents of the faulted phases. As a result of subtracting the phase values the zero-sequence component is eliminated, and there is no need for compensation due to different line impedances for positive sequence and zero sequence components. Compensation coefficient due to zero sequence component:

Fig. 1. Diagrams of transmission system with two-side measurements: a) at end S, b) at end R

To obtain a large population of training and test set patterns required for an artificial neural network’s effective learning, simulation data was used. The population size generated for the neural network learning process was 1000 cases, and 100 cases for testing. At the same time the other two location algorithms were tested on the test cases.

3. Fault location algorithm Natural fault loops are considered, exactly as in the case of distance protection [1]. For this purpose, according to the fault type, fault loop signals (voltage and current) are formed. In Tab. 2 signals are specified for analysis of the fault loop “seen” from the S line end. Signals for the fault loop “seen” from the R end are specified in the same way. In a phase – earth fault loop the fault loop signals are phase voltages and currents, whereby to the phase current

Fig. 2 shows the analysed fault loop models (Fig. 2a, b) and the aggregated fault loop model (Fig. 2c). The fault loop “seen” from end S (Fig. 2a) includes the line section with positive sequence impedance: dZ1L (d [p.u.] – distance to fault) and the transverse branch representing the fault (resistance Rarc). As regards the fault loop “seen” from end R (Fig. 2b) the analysed line section’s positive sequence impedance is (1-d)Z1L, and the fault representing branch is the same as for the previous fault loop. It is contemplated to use the asynchronous measurements from both ends of the line for fault location [4], whereby as reference the measurements from end R are adopted (fault loop voltage and current: VRp, IR). The measurements from the other end S (fault loop voltage and current: VSp, ISp) are “synchronized” using synchronization operator ejδ, where δ is the unknown synchronization angle. This is achieved by multiplying the fault loop signals’ original phasors by the synchronizing operator. Aggregation of both fault loop models from Fig. 1a, b, produces the model shown in Fig. 2c [1]. It includes the fictional transverse branch, with total current (ISpejδ + IRp), different than the actual 143

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 142–147

dZ1L

jδ S ISpe

Since this module is equal to 1, the equation is obtained:

IF FLS

Rarc

VSpejδ

(3)

The solution of equation (3) with regard to the distance to fault leads to the following quadratic equation: b)

(1–d)Z1L

IRp

IF VF

VRp

Rarc

FLR

c) jδ S ISpe

dZ1L

(1–d)Z1L

IRp

I SR = I Spe jδ + I Rp

FLS

VSpejδ

Z FLT =

VRp

Rarc P FLT

FLR

Fig. 2. Models of natural fault loops: a) model of the loop seen from line end S, b) model of the loop seen from line end R, c) aggregated model

fault current IF. In a general case, the fictional branch’s impedance is not equal to the resistance in fault location Rarc. This impedance (ZF) equals the actual fault resistance Rarc divided by complex coefficient PFLT , dependent on the fault type (Tab. 3) [2]. Equating to each other the voltage drops over the transverse branch in the fault location (F) (Fig. 2), determined respectively from ends S and R, resulting in formula (1):

(1)

Equation (1) formulated separately for the real and imaginary parts is a pair of equations with two unknowns: d – distance to fault (p.u.), δ – synchronization angle. The equations can be solved using numerical procedures, but the result does not have to be unique, because the unknowns are: d, sin(δ), cos(δ), where the synchronization angle δ can be either positive or negative, i.e. in range: – π <= δ <= π. In order to avoid iterative calculations, the synchronization operator’s known module ejδ, is used, which transforms (1) into the following formula:

(2) 144

(4)

where: d – distance to fault [p.u.], A2, A1, A0 – coefficients (real numbers) determined by fault loop signals (phasors): (VSp, ISp) and (VRp, IRp), formed using asynchronous measurements from both line ends and by the line’s positive sequence impedance (Z1L). The solution of equation (4) gives two results for the distance to the fault (d1, d2). At least one of these solutions indicates a fault in the line. If only one solution is such that 0 < (d1 or d2) < 1, then just this solution is taken as correct (valid). If the two solutions indicate a short circuit in the line, i.e. 0 < (d1 and d2) < 1, then the correct solution has to be selected. The proposed fault location algorithm uses the phase fault loop voltages and currents, which are determined according to the fault type (Tab. 2). The two solutions can be verified (in order to reject the wrong, albeit mathematically correct, one) on the basis of the determined distances to fault, using symmetrical signal components. As the fault locator input signals may also be used symmetrical components of the voltages and currents from both ends of the line: • positive and negative – for asymmetrical faults • positive and incremental positive – for symmetrical threephase faults. Then the derived formulas are used with fault loop signals replaced with respective symmetrical components. For the correct (consistent with the fault location) solution, the results obtained for two different components coincide, which in practice means that they are very close to each other. For the other (disregarded) solution there are significant differences.

4. Artificial neural network The neural network used in the study consisted of an input layer, two hidden layers composed of 20 neurons, and a single-neuron output layer (Fig. 3). The vector of input signals (supplying the artificial neural network) constituted, respectively: result from the location algorithm using measurements from the two line ends, and real and imaginary parts of the ratio IL1/UL1, where IL1, UL1 are voltage and current selected at random from the period of 60–80 ms after the fault onset. Before the learning process started, the network’s inputs and outputs had been normalised using a scaling function to ensure that they always belonged to range (–1, 1). The entire data set was divided into training, testing, and validating data, in the ratio of 70–15–15, respectively. The network output corresponds directly to target values, as shown in Fig. 3.

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 142–147

study. The additional pre-filtration was carried out using a half wave sinusoidal filter, which significantly improved the location accuracy. The three different fault location methods are compared in Fig. 5. In all three cases, only standard filtering with a full-wave Fourier filter was used. The average location errors for all three methods shown in Fig. 6, include the signals’ prior filtration by a standard full-wave Fourier filter in combination with pre-filtration by a sinusoidal half-wave filter.

Fault type

2 Z 1L + Z 0 L

L1–E, L2–E, L3–E

3Z 1L

L1–L2, L2–L3, L3–L1

L1–L2–E, L2–L3–E, L3–L1–E, L1–L2–L3, L1–L2–L3–E

Tab. 3. Coefficient

for various faults

5. Analysis of the arcing fault location Because the study’s objective was to develop an arcing fault locator, an appropriate arcing fault equivalent had to be incorporated in the model. The dynamic primary arc model was adopted in the form of differential equation: (5)

where: gp – dynamic arc conductivity, Gp – static arc conductivity, Tp – time constant. The static arc conductivity is defined by formula:

(6)

where: i – arc current, Vp – average voltage gradient, R – static resistance, lp – arc length. In the studied fault cases the arc (Fig. 4) was modelled by a variable resistor. The arc current was presently measured, and the differential equation (1) solved with regard to instantaneous arc resistance, which was transmitted to the variable resistor as its control signal. In the analysed fault location algorithms, a standard full-wave Fourier filter was used for input signal processing. It was found that in some cases, due to large distortion of the processed signals, such filtering was insufficient. Averaging location results in the fourth cycle after fault, instead of the third cycle, significantly improves the final fault location accuracy. This can be done only if the fault has not been switched off earlier. An alternative approach to this problem is additional pre-filtration, with the averaging left in the third cycle, as adopted at the outset of this input layer

2 hidden layers

dFL_algorithm

real(IL1/VL1) imag(IL1/VL1) 3

output layer w

b 20

Fig. 3. Neural network architecture

The correct solution was selected out of the two obtained from the solution of quadratic equation (4) according to the principle that only one distance to fault solution indicated a fault in the line and it was naturally accepted as the correct solution. Better accuracy was obtained with the use of fault loop signals for the location, and it is slightly higher than in the case of the location using measurement data from one end of the line (Takagi algorithm). This is due to the fact that with measurements from one end (Takagi algorithm) some simplifying assumptions were necessary because of insufficient information on the power system. Additional filtration significantly improves the accuracy of the obtained solutions. The average error of fault location with additional filtering of signals in the third cycle after fault is less than 0.5%, which is less than half the result obtained with standard filtering. Tab. 4 presents results of the three different fault location methods.

6. Summary The location of arcing faults in transmission lines was analysed, using asynchronous measurements of voltages and currents at both ends of the line. An algorithm was developed, for which the fault loop signals taken from both ends of the line are input signals. A quadratic equation was obtained that determined the distance to fault, the coefficients of which were expressed in the most compact form. The correct solution was selected (out of the two) on the basis of the arc resistance (impedance) determined for the main harmonic. The algorithm can also be used, where the locator input signals are symmetrical components of the measured voltages and currents. Then the positive and negative sequence components should be used for an asymmetrical fault, or the positive sequence component (its short circuit and incremental values for a symmetrical three-phase fault). For the correct solution the coincidence occurs of the results obtained for two different components, which in practice means that they are very close to one another, whereas for the second (disregarded) solution there are significant differences. The study results indicate the important role of processed signals digital filtering, because the signals are significantly distorted during an arcing fault. It is reasonable to directly use the calculation outcome or averaged result from the latest possible time after the fault occurrence, but still before its elimination. It has been shown that the use of a complex filtration form, e.g. standard full-wave Fourier filtration with pre-filtration by a sinusoidal half-wave filter, greatly improves the obtained calculation 145

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 142–147

20 vS

10 iS

-10

-20 0

voltage [kV]

current [kA]

-10

30 time [ms]

-20 60

Fig. 4. Arc current (iS) and arc voltage drop (vS)

Fig. 5. Average errors of the analysed location methods without additional filtration

results accuracy. This particularly refers to synchronization angle determination. The analysed use of measurements from both line sides to the fault location does not require simplifying assumptions, which is the case in the location using local measurements only. This results in better accuracy. The accuracy can be further improved by adjusting the algorithm to lines with considerable lengths, where a line model with distributed parameters should be taken into account. Another measure can be to develop a more effective digital filtering of distorted signals, and the task can be taken over by an appropriately designed neural network. This will be the subject of further research. A neural network only slightly improves the analytically obtained results. The analysed fault location algorithms have been compared on the basis of analysis of average and maximum errors, and of standard deviations of the direct obtained results. The presented convergence of the average errors indicates the algorithm with artificial neural network support as the method more accurate than the Takagi algorithm, and comparable to the algorithm using measurements from both line ends.

Neural network (Fig. 2)

Location algorithm (4)

Takagi algorithm [4]

maximum

0.1230

0.2068

4.5601

average

0.0275

0.0411

1.7357

standard deviation

0.5522

0.5404

1.2519

Error [%]

Tab. 4. Results of the analysed location methods

146

Fig. 6. Average errors of the analysed location methods with additional filtration

REFERENCES

1. Saha M.M., Iżykowski J., Rosołowski E., Fault Location on Power Networks, Springer, London 2010. 2. Takagi T. et al., Development of a new type fault locator using the one-terminal voltage and current data, IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, Aug. 1982, Vol. 101, No. 8, pp. 2892–2898. 3. Johns A.T., Aggarwal R.K., Song Y.H., Improved techniques for modelling fault arcs on faulted EHV transmission systems, Generation, Transmission and Distribution, March 1994, IEE Proceedings, Vol. 141, No. 2, pp. 148–154. 4. Saha M.M., Rosołowski E., Iżykowski J., New Fault Location Method, PACWorld, September 2012, Vol. 21.

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 142–147

Mateusz Pustułka Wrocław University of Technology e-mail: mateusz.pustulka@pwr.wroc.pl Graduated as M. Sc. Eng. from the Faculty of Electronics of Wrocław University of Technology (2010). Now a student of doctoral studies at the Faculty of Electrical Engineering of his alma mater. His professional interests relate to applications of soft computing and decision-making methods, including artificial neural networks, in power system’s automatic protections.

Mirosław Łukowicz Wrocław University of Technology e-mail: miroslaw.lukowicz@pwr.wroc.pl Graduated from Wrocław University of Technology. Now an assistant professor at the Institute of Electrical Power Engineering of the university. His professional interests relate to power system performance modelling and analyses, and to applications of artificial intelligence methods to signal processing and decision-making in the area of power system’s automatic protections.

Jan Iżykowski Wrocław University of Technology e-mail: jan.izykowski@pwr.wroc.pl Director of the Institute of Electrical Power Engineering of Wrocław University of Technology. He specializes in issues relating to electrical power engineering, in particular of power system automatic protection, fault location, and analysis of electromagnetic transients.

147

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 142–147

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 142–147. When referring to the article please refer to the original text. PL

Metody lokalizacji zwarć łukowych w energetycznych liniach przesyłowych Autorzy

Mateusz Pustułka Mirosław Łukowicz Jan Iżykowski

Słowa kluczowe

lokalizacja zwarć, sztuczna sieć neuronowa, zwarcia łukowe

Streszczenie

W artykule przedstawiono trzy metody lokalizacji zwarć: algorytm Takagi, algorytm wykorzystujący pomiary z dwóch końców linii oraz algorytm z siecią neuronową. Do lokalizacji zwarcia w algorytmach użyto napięcia i prądów mierzonych z obu końców linii. Sieć neuronowa wspomagana była rozwiązaniem uzyskanym za pomocą algorytmu, który w celu określenia miejsca zwarcia, oprócz naturalnych sygnałów pętli zwarciowych, wykorzystywał również sygnały składowych symetrycznych. Przeanalizowany został wpływ filtracji sygnałów zasilających na dokładność algorytmów.

1. Wstęp Wymaganie niezawodnego oraz optymalnego funkcjonowania różnego rodzajów systemów jest powszechne we wszystkich dziedzinach techniki. Wiedza o stanie systemu jest często warunkiem koniecznym do zapewnienia jego niezawodności lub powrotu do warunków pracy normalnej. Wspomniane wymagania odnoszą się również do systemów elektroenergetycznych. Po wystąpieniu trwałego zwarcia na linii elektroenergetycznej warunkiem niezbędnym przywrócenia jej do pracy jest lokalizacja miejsca zwarcia i usunięcie awarii. Ponieważ linie są najrozleglejszymi obiektami systemu elektroenergetycznego, dokładność algorytmu lokalizacyjnego będzie przekładać się na czas potrzebny na dotarcie ekipy remontowej do miejsca wystąpienia awarii i w związku z tym również na czas odstawienia uszkodzonego elementu systemu elektroenergetycznego. Prawidłowa praca systemu elektroenergetycznego wymaga ciągłej modernizacji jego elementów składowych oraz rozwoju jego układów automatyki. Zadaniem systemów sterowania jest przede wszystkim zapewnienie nieprzerwanych dostaw energii do odbiorców. Przerwy zasilania często powodowane są przez nieprzewidywalne zjawiska o charakterze losowym pochodzenia elektrycznego, takie jak: przepięcia atmosferyczne i łączeniowe, długotrwałe przeciążenia, pomyłki łączeniowe, bądź nieelektrycznego, w tym głównie zawilgocenie izolacji, zanieczyszczenie izolatorów, nadmierne zbliżenie przewodów czy uszkodzenia mechaniczne. Zdarzenia te powodują najczęściej awarie elementów systemu elektroenergetycznego. Brak zadziałania automatyki zabezpieczeniowej w chwili wystąpienia zwarcia skutkuje termicznym i dynamicznym oddziaływaniem prądów zwarciowych na elementy konstrukcyjne obiektów systemu elektrycznego i często prowadzi do ich uszkodzenia. W związku z tym na potrzeby automatyki zabezpieczeniowej opracowano wiele szybkich algorytmów wykrywania i lokalizacji zwarć [1]. W sytuacji wystąpienia awarii priorytetem staje się niewątpliwie szybkie jej wykrycie, zlokalizowanie i usunięcie.

148

Podstawowe metody estymacji odległości do miejsca zwarcia wykorzystują analityczne algorytmy obliczeniowe, przetwarzające dostępne sygnały zabezpieczeniowe. Ze względu na ograniczony dostęp do informacji na temat łączonych linią systemów (brak danych o impedancjach dla składowych zgodnych i zerowych tych systemów), algorytmy te wymagają założeń upraszczających. W związku z tym próbuje się do zadań lokalizacji wykorzystać tzw. miękkie metody obliczeniowe, w tym sztuczne sieci neuronowe. Sztuczne sieci neuronowe są jedną z najszybciej rozwijających się technik sztucznej inteligencji. Ze względu na zdolność uczenia się i adaptacji posiadają duży potencjał aplikacyjny. W przeciwieństwie do programowania na podstawie wiedzy heurystycznej, sieci neuronowe przygotowuje się w procesie uczenia, przedstawiając wiele przykładów (wzorców) oczekiwanego zachowania. W artykule porównano trzy różne metody lokalizacji zwarć: algorytm Takagi – jeden z pierwszych algorytmów lokalizacji (znany z literatury [2]), algorytm wykorzystujący pomiary z dwóch końców linii i algorytm wspomagany jednokierunkową, wielowarstwową siecią neuronową. Dominujący wpływ na ostateczne właściwości algorytmów decyzyjnych w sferze dynamiki oraz dokładności, ma wstępne przetwarzanie sygnałów. Dlatego zbadano wpływ dodatkowej filtracji sygnałów napięciowychi prądowych na uzyskiwane wyniki. 2. System przesyłowy Badania algorytmów lokalizacji zwarć przeprowadzono z użyciem sygnałów zwarciowych, uzyskanych z symulacji komputerowych w programie ATP-EMTP zwarć łukowych [3] w linii przesyłowej 400 kV (rys. 1) o długości 50 km. Pomiary prądów i napięć prowadzone były asynchronicznie w obu końcach linii. Badania przeprowadzone zostały dla jednego rodzaju zwarć łukowych L1–E. W tab. 1 przedstawiono zakresy zmienności parametrów systemowych przyjętych do modelowania zwarć. Zarówno miejsce zwarcia, rezystancja zwarcia, jak i moce zwarciowe systemów zasilających były zmieniane w sposób losowy.

Parametry

Wartości

miejsce zwarcia (%)

0÷100

rezystancja zwarcia (W)

0÷10

moce zwarciowe systemów zasilających (GVA)

3÷32

Tab. 1. Zmieniane losowo parametry systemu i zwarć dla generacji danych uczących i testujących

S ES

CTSA CVTS vS

iS MUS

b) 1-d

R ZR

CTRA CVTR iR d

vR MUS

Rys. 1. Schemat systemu przesyłowego z pomiarem dwustronnym: a) z końca S, b) z końca R

Do uzyskania dużej populacji wzorców zbiorów uczących i testowych, wymaganych do efektywnego uczenia sztucznych sieci neuronowych, wykorzystane zostały dane symulacyjne. Wielkość populacji

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 142–147

wygenerowanej dla procesu uczenia sieci neuronowej wynosiła 1000 przypadków, a do testów 100 przypadków. Równocześnie na przypadkach testowych przebadane zostały pozostałe dwa algorytmy lokalizacji. 3. Algorytm lokalizacji zwarć Rozważa się naturalne pętle zwarciowe, identycznie jak w przypadku zabezpieczenia odległościowego [1]. W tym celu, stosownie do rodzaju zwarcia, formowane są sygnały (napięcie i prąd) pętli zwarciowej. W tab. 2 określono te sygnały do rozważania pętli zwarciowej „widzianej” z końca linii S. Sygnały pętli zwarciowej „widzianej” z końca R określa się analogicznie. W przypadku pętli zwarciowych faza– ziemia sygnałami pętli zwarciowej są napięcia i prądy z danej fazy, przy czym do prądu fazowego dodawany jest składnik związany ze składową prądu kolejności zerowej pomnożony przez współczynnik: k0 = (Z0L – Z1L)/Z1L. Wynika to z faktu, że impedancje linii dla składowej zgodnej (Z1L) oraz zerowej (Z0L) nie są jednakowe, a wartość impedancji odcinka linii pomiędzy punktem pomiarowym (np. S) a zwarciem (F) dla składowej zgodnej jest miarą odległości do zwarcia (d). Dla pętli zwarciowych faza1–faza2 za sygnały pętli zwarciowej przyjmuje się różnice, odpowiednio, napięć oraz prądów z faz biorących udział w zwarciu. W wyniku odejmowania wielkości fazowych eliminowana jest składowa zerowa i nie ma potrzeby kompensowania ze względu na różne impedancje linii dla składowej zgodnej oraz zerowej. Rodzaj zwarcia

Napięcie pętli zwarciowej

Prąd pętli zwarciowej

L1–E L2–E L3–E L1–L2, L1–L2–E, (L1–L2–L3, L1–L2–L3–E)* L2–L3, L2–L3–E L3–L1, L3–L1–E * uwzględniono pętlę międzyfazową L1-L2, ale mogą być analizowane również pętle L2-L3, L3-L1 Tab. 2. Sygnały pętli zwarciowej rozpatrywanej z końca linii S

Współczynnik kompensacji ze względu na składową zerową:

Na rys. 2 przedstawiono rozważane modele pętli zwarciowych (rys. 2a, b) oraz zagregowany model pętli zwarciowej (rys. 2c). Pętla

dZ1L

jδ S ISpe

IF FLS

Rarc

VSpejδ

(1–d)Z1L

IRp

Rarc

jδ S ISpe

dZ1L

VRp

(1–d)Z1L

FLR

IRp

jδ

I SR = I Spe + I Rp

FLS

VSpejδ

Z FLT =

Rarc P FLT

VRp

FLR

Rys. 2. Modele naturalnych pętli zwarciowych: a) model pętli rozpatrywanej z końca S, b) model pętli rozpatrywanej z końca R, c) model zagregowany

zwarciowa „widziana” z końca S (rys. 2a) obejmuje odcinek linii o impedancji dla składowej zgodnej: dZ1L (d [p.u.] – odległość do zwarcia) oraz gałąź poprzeczną reprezentującą zwarcie (rezystancja Rarc). W przypadku pętli zwarciowej „widzianej” z końca R (rys. 2b) impedancja rozważanego odcinka linii dla składowej zgodnej jest równa (1–d)Z1L, a gałąź reprezentująca zwarcie jest taka sama jak dla poprzedniej pętli zwarciowej. Rozważa się wykorzystanie do lokalizacji zwarć pomiarów asynchronicznych z obu końców linii [4], przy czym jako bazę odniesienia przyjmuje się pomiary z końca R (napięcie i prąd pętli zwarciowej: VRp, IRp). Natomiast pomiary z drugiego końca S (napięcie i prąd pętli zwarciowej: VSp, ISp) są „dosynchronizowane” z użyciem operatora synchronizującego ejδ, gdzie δ jest nieznanym kątem synchronizacji. Uzyskuje się to przez pomnożenie oryginalnych fazorów dla sygnałów pętli zwarciowej przez operator synchronizujący. Agregując modele obu pętli zwarciowych z rys. 1a, b, uzyskuje się model jak na rys. 2c [1]. Występuje w nim fikcyjna gałąź poprzeczna, przez którą płynie sumaryczny prąd (ISpejδ + IRp), inny niż rzeczywisty prąd zwarcia IF. Iimpedancja tej fikcyjnej gałęzi nie jest w ogólnym przypadku równa rezystancji w miejscu zwarcia Rarc. Impedancja ta (ZF) jest równa rzeczywistej rezystancji zwarcia Rarc podzielonej przez współczynnik zespolony PFLT, zależny od rodzaju zwarcia (tab. 3) [2]. Przyrównując do siebie spadki napięć na gałęzi poprzecznej w miejscu zwarcia (F) (rys. 2), wyznaczone odpowiednio od końców S oraz R, uzyskuje się:

(1)

Równanie (1) po zapisaniu oddzielnie dla części rzeczywistej oraz urojonej daje układ dwóch równań z dwiema niewiadomymi: d – odległość do zwarcia (p.u.), δ – kąt synchronizacji. Układ ten można rozwiązać, stosując procedury numeryczne, jednak wynik nie musi być jednoznaczny, bowiem niewiadomymi są: d, sin(δ), cos(δ), gdzie kąt synchronizacji δ może być zarówno dodatni, jak i ujemny, tj. z zakresu: –π <= δ <= π. W celu uniknięcia obliczeń iteracyjnych korzysta się ze znajomości modułu operatora synchronizującego ejδ, co daje z (1) następującą zależność:

(2)

Rodzaj zwarcia

L1–E, L2–E, L3–E

2 Z 1L + Z 0 L

L1–L2, L2–L3, L3–L1

L1–L2–E, L2–L3–E, L3–L1–E, L1–L2–L3, L1–L2–L3–E

Tab. 3. Wartości współczynnika zwarć

3Z 1L

dla różnych

149

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 142–147

Ponieważ moduł ten jest równy 1, otrzymuje się równanie:

warstwa wejściowa dFL_algorytm

(3)

Rozwiązanie równania (3) ze względu na odległość do miejsca zwarcia prowadzi do następującego równania kwadratowego: (4) gdzie: d – odległość do zwarcia [p.u.], A2, A1, A0 – współczynniki (liczby rzeczywiste) określone przez sygnały (fazory) pętli zwarciowych: (VSp, ISp) i (VRp, IRp), uformowane z użyciem asynchronicznych pomiarów z obu końców linii oraz przez impedancję linii dla składowej zgodnej (Z1L). Rozwiązanie równania (4) daje dwa wyniki na odległość do miejsca zwarcia (d1, d2). Przynajmniej jedno z tych rozwiązań wskazuje na zwarcie w linii. Jeśli tylko jedno rozwiązanie jest takie, że 0 < (d1 lub d2) < 1, to właśnie to rozwiązanie jest brane jako poprawne (obowiązujące). Jeśli natomiast oba rozwiązania wskazują na zwarcie w linii, tzn. 0 < (d1 i d2) < 1, to trzeba dokonać selekcji rozwiązania poprawnego. Zaproponowany algorytm lokalizacji zwarć wykorzystuje napięcia i prądy fazowych pętli zwarciowych, które określone są stosownie do rodzaju zwarcia (tab. 2). Weryfikację obu rozwiązań (w celu odrzucenia rozwiązania błędnego, choć matematycznie poprawnego) można przeprowadzić na podstawie wyznaczonych odległości do zwarcia, korzystając z sygnałów składowych symetrycznych. Jako sygnały wejściowe lokalizatora zwarć mogą być również użyte składowe symetryczne napięć i prądów z obu końców linii: • zgodna oraz przeciwna – dla zwarć niesymetrycznych • zgodna oraz przyrostowa zgodna – dla zwarć trójfazowych symetrycznych. Wykorzystuje się wtedy wyprowadzone wzory, wymieniając sygnały pętli zwarciowej na odpowiednie składowe symetryczne. Dla rozwiązania poprawnego (zgodnego z rzeczywistym miejscem zwarcia) zachodzi koincydencja rezultatów uzyskanych dla dwóch różnych składowych, co w praktyce oznacza, że są one bardzo do siebie zbliżone. Dla rozwiązania drugiego (odrzucanego) występują znaczne różnice. 4. Sztuczna sieć neuronowa Sieć neuronowa wykorzystana w badaniach składała się z warstwy wejściowej, dwóch warstw ukrytych złożonych z 20 neuronów i warstwy wyjściowej 1-neuronowej (rys. 3). Wektor sygnałów wejściowych (zasilających sztuczną sieć neuronową) stanowiły odpowiednio: wynik algorytmu lokalizacyjnego wykorzystującego pomiary z dwóch końców linii, część rzeczywista oraz urojona ilorazu IL1/UL1, gdzie IL1, UL1 są wartościami prądu i napięcia wybieranymi losowo z okresu 60–80 ms po wystąpieniu zwarcia. Przed rozpoczęciem procesu uczenia wejścia i wyjścia sieci zostały znormalizowane za pomocą funkcji skalującej, tak by zawsze należały do przedziału (–1, 1). Cały zbiór

150

real(IL1/UL1) imag(IL1/UL1) 3

2 warstwy ukryte w

warstwa wyjściowa w

b 20

Rys. 3. Architektura sieci neuronowej

danych podzielono na dane uczące, testujące i walidacyjne, odpowiednio w proporcji 70–15–15. Wyjście sieci odpowiada bezpośrednio wartościom docelowym, jak pokazano na rys. 3. 5. Analiza lokalizacji zwarć łukowych ponieważ celem badań było opracowanie lokalizatora zwarć łukowych, należało wprowadzić do modelu systemu odpowiedni model łuku zwarciowego. Przyjęto dynamiczny model łuku pierwotnego w postać równania różniczkowego:

(5)

Rys. 4. Prąd łuku (i) i spadek napięcia na łuku (v)

gdzie: g p – dynamiczna przewodność łuku, Gp – statyczna przewodność łuku, Tp – stała czasowa. Natomiast statyczna przewodność łuku definiowana jest wzorem:

(6)

gdzie: i – prąd łuku, Vp – średni gradient napięcia, R – rezystancja statyczna, lp – długość łuku. W badanych przypadkach zwarciowych łuk (rys. 4) modelowano rezystorem o zmiennej rezystancji. Na bieżąco mierzony był prąd łuku i rozwiązywane równanie różniczkowe (1) ze względu na chwilową rezystancję łuku, która była podawana jako sterowanie na element o zmiennej rezystancji. W rozważanych algorytmach lokalizacji zwarć do przetwarzania sygnałów wejściowych zastosowano wstępnie standardowy pełnookresowy filtr Fouriera. Stwierdzono, że w niektórych przypadkach, wskutek dużego zniekształcenia przetwarzanych sygnałów, taka filtracja okazuje się niewystarczająca. Przeprowadzenie uśredniania rezultatów lokalizacji w czwartym okresie po zwarciu, zamiast w trzecim okresie, wydatnie poprawia dokładność ostatecznej lokalizacji zwarcia. Taki zabieg jest możliwy do zastosowania tylko wtedy, jeśli wyłączenie zwarcia nie nastąpi wcześniej. Alternatywnym podejściem do tego problemu jest wprowadzenie dodatkowej filtracji wstępnej, pozostawiając uśrednianie dla trzeciego okresu, jak to przyjęto na wstępie tych badań. Dodatkową filtrację wstępną zrealizowano z użyciem półokresowego filtra

Rys. 5. Błędy średnie badanych metod lokalizacji bez dodatkowej filtracji

Rys. 6. Błędy średnie badanych metod lokalizacji z dodatkową filtracją

sinusowego, co znacząco poprawiło dokładność lokalizacji. Porównanie trzech różnych metod lokalizacji zwarć przedstawiono na rys. 5. We wszystkich trzech przypadkach wykorzystano tylko standardowe filtrowanie pełnookresowym filtrem Fouriera.

M. Pustułka et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 142–147

Błędy średnie lokalizacji dla wszystkich trzech metod, przedstawione na rys. 6, uwzględniają uprzednią filtrację sygnałów standardowym pełnookresowym filtrem Fouriera, w połączeniu ze wstępną filtracją w postaci półokresowego filtra sinusoidalnego. Wybór poprawnego rozwiązania, spośród dwóch uzyskanych z rozwiązania równania kwadratowego (4), przeprowadzono zgodnie z zasadą, że tylko jedno z rozwiązań dla odległości do zwarcia wskazuje na zwarcie w linii i jest ono w naturalny sposób przyjmowane jako rozwiązanie poprawne. Lepszą dokładność uzyskano po zastosowaniu do lokalizacji sygnałów pętli zwarciowych i jest ona nieco wyższa niż w przypadku lokalizacji z użyciem danych pomiarowych z jednego końca linii (algorytm Takagi). Wynika to z faktu, że w pomiarach tylko z jednego końca (algorytm Takagi), wskutek niewystarczającej informacji o systemie elektroenergetycznym, konieczne jest przyjęcie założeń upraszczających. Dodatkowa filtracja w znaczny sposób poprawia dokładność uzyskiwanych rozwiązań. Błąd średni estymacji miejsca zwarcia z dodatkową filtracją sygnałów w trzecim okresie po zwarciu jest mniejszy niż 0,5%, a więc ponad dwukrotnie mniejszy niż w przypadku standardowego filtrowania. Tab. 4 zawiera wyniki trzech różnych metod lokalizacji zwarcia. 6. Podsumowanie Rozpatrzono lokalizację zwarć łukowych w liniach przesyłowych z użyciem wyników asynchronicznych pomiarów napięć i prądów z obu końców linii. Wyprowadzono algorytm, dla którego sygnały pętli zwarciowych, rozpatrywanych z obu końców linii, są sygnałami wejściowymi. Uzyskano kwadratowe równanie na poszukiwaną odległość do miejsca zwarcia, którego współczynniki są wyrażone w możliwie najbardziej zwartej formie. Wyboru poprawnego rozwiązania (spośród dwóch) uzyskuje się na podstawie rezystancji (impedancję) łuku, wyznaczonej dla podstawowej harmonicznej. Wyprowadzony algorytm może być również

zastosowany, gdy sygnałami wejściowymi lokalizatora będą składowe symetryczne mierzonych napięć i prądów. Należy wtedy

Błąd [%]

Sieć neuronowa (rys. 2)

Algorytm Algorytm lokalizacji Takagi [4] (4)

maksymalny

0,1230

0,2068

4,5601

średni

0,0275

0,0411

1,7357

odchylenie standardowe

0,5522

0,5404

1,2519

Tab. 4. Wyniki lokalizacji przebadanych metod

użyć składowej kolejności zgodnej i przeciwnej dla zwarć niesymetrycznych oraz składowej kolejności zgodnej (dla zwarć trójfazowych symetrycznych jej wartości zwarciowych i przyrostowych). Dla rozwiązania poprawnego zachodzi koincydencja rezultatów uzyskanych dla dwóch różnych składowych, co w praktyce oznacza, że są one bardzo do siebie zbliżone, natomiast dla rozwiązania drugiego (odrzucanego) występują znaczne różnice. Przedstawione rezultaty badań wskazują na ważną rolę filtracji cyfrowej przetwarzanych sygnałów. Sygnały te są bowiem znacznie zniekształcone podczas zwarć łukowych. Zasadne jest bezpośrednie korzystanie z rezultatu obliczeń lub wyniku uśrednionego z możliwie najpóźniejszego czasu po wystąpieniu zwarcia, lecz jeszcze przed jego eliminacją. Pokazano, że zastosowanie złożonej formy filtracji, np. w postaci standardowej, pełnookresowej filtracji Fouriera wraz z filtracją wstępną z użyciem półokresowego filtru sinusowego, znacznie poprawia dokładność uzyskanych rezultatów obliczeń. Szczególnie dotyczy to wyznaczania kąta synchronizacji. Analizowane zastosowanie pomiarów z obu stron linii do lokalizacji zwarć nie wymaga stosowania założeń upraszczających, co ma

miejsce w przypadku lokalizacji dokonywanej z użyciem tylko pomiarów lokalnych. Prowadzi to do uzyskania lepszej dokładności. Dalsza poprawa dokładności może być osiągnięta przez dostosowanie wyprowadzonego algorytmu do linii o znacznych długości, gdzie należy uwzględniać model linii o parametrach rozłożonych. Innym środkiem może być opracowanie skuteczniejszej filtracji cyfrowej zniekształconych sygnałów, a zadanie to może przejąć odpowiednio zaprojektowana sieć neuronowa. Będzie to przedmiotem dalszych badań. Sieć neuronowa tylko nieznacznie poprawia wyniki otrzymywane na drodze analitycznej. Porównywanie omawianych algorytmów lokalizacji zwarć przeprowadzono na podstawie analizy błędów średnich, maksymalnych i odchyleń standardowych otrzymywanych wyników bezpośrednich. Prezentowane zbieżności błędów średnich wskazują algorytm wspomagany sztuczną siecią neuronową jako metodę charakteryzującą się mniejszymi błędami niż algorytm Takagi i porównywalnymi błędami lokalizacji z zaprezentowanym algorytmem, wykorzystującym pomiary z dwóch końców linii. Bibliografia 1. Saha M.M., Iżykowski J., Rosołowski E., Fault Location on Power Networks, Springer, London 2010. 2. Takagi T. i in., Development of a new type fault locator using the one-terminal voltage and current data, IEEE Trans. on Power Ap-paratus and Systems, Aug. 1982, Vol. 101, No. 8, s. 2892–2898. 3. Johns A.T., Aggarwal R.K., Song Y.H., Improved techniques for modelling fault arcs on faulted EHV transmission systems, Generation, Transmission and Distribution, March 1994, IEE Proceedings, Vol. 141, No. 2, s. 148–154. 4. Saha M.M., Rosołowski E., Iżykowski J., New Fault Location Method, PACWorld, September 2012, Vol. 21.

Mateusz Pustułka

mgr inż. Politechnika Wrocławska e-mail: mateusz.pustulka@pwr.wroc.pl Ukończył studia na Wydziale Elektroniki Politechniki Wrocławskiej, uzyskując dyplom mgr. inż. (2010). Obecnie jest słuchaczem stacjonarnych studiów doktoranckich na Wydziale Elektrycznym macierzystej uczelni. Jego zainteresowania zawodowe dotyczą zastosowania miękkich metod obliczeniowo-decyzyjnych, w tym sztucznych sieci neuronowych w elektroenergetycznej automatyce zabezpieczeniowej.

Mirosław Łukowicz

dr inż. Politechnika Wrocławska e-mail: miroslaw.lukowicz@pwr.wroc.pl Wychowanek Politechniki Wrocławskiej. Zatrudniony jest na stanowisku adiunkta w Instytucie Energoelektryki PWr. Jego zainteresowania zawodowe dotyczą modelowania i analiz stanu systemu elektroenergetycznego oraz zastosowania metod sztucznej inteligencji do przetwarzania sygnałów i podejmowania decyzji na potrzeby elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.

Jan Iżykowski

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: jan.izykowski@pwr.wroc.pl Pracownik Politechniki Wrocławskiej, gdzie pełni funkcję dyrektora Instytutu Energoelektryki. Specjalizuje się w zagadnieniach dotyczących elektroenergetyki, a w szczególności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, lokalizacji zwarć i analizy elektromagnetycznych stanów przejściowych.

151

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

Application of Load Compensation in Voltage Controllers of Large Generators in the Polish Power Grid

Authors Bogdan Sobczak Robert Rink Marek Głaz

Keywords load compensation, Automatic Voltage Regulator (AVR)

Abstract The Automatic Voltage Regulator normally controls the generator stator terminal voltage. Load compensation is used to control the voltage which is representative of the voltage at a point either within or external to the generator. In the Polish Power Grid (PPG) compensation is ready to use in every AVR of a large generator, but it is utilized only in the case of generators operating at the same medium voltage buses. It is similar as in most European Power Grids. The compensator regulating the voltage at a point beyond the machine terminals has significant advantages in comparison to the slower secondary Voltage and Reactive Power Control System (ARNE)1. The compensation stiffens the EHV grid, which leads to improved voltage quality in the distribution grid. This effect may be particularly important in the context of the dynamic development of wind and solar energy.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014112

1. Introduction

(2)

controllers with similar control rates usually leads to instability or at least to undesirable differences in the generator’s share in the control. This rule also applies to the compensation towards the grid, the point of effective voltage control of the generators cannot be the high voltage substation shared busbars. Maintenance of proper quality control of the generator voltage, as well as possible change in the transformer reactance after a change in the transformer ratio, the auxiliaries current, and possible changes in the frequency reduce the compensation to 60–70% of the unit transformer reactance at maximum. The compensation is usually determined with respect to the base generator impedance or the unit transformer reactance, and the distinction results from the context of use. The compensation of 50% of the unit transformer reactance is illustrated in Fig. 1.

The study concerns the compensation, which shifts the voltage control point towards the grid to a fictional point inside the unit transformer reactance. In the case of compensation towards the generator’s equivalent electromotive force (not discussed here) let us remember that its task is to obtain the voltage control stability of generators connected to shared medium voltage busbars. Voltage control without compensation at the same point by two independent

In IEEE standard [1] the compensation is defined by the element shown in Fig. 2, which, in addition to the compensated voltage calculation formula, also contains a filter that models the measurement of the generator voltage and current (the filter is shared, because both signals are measured with a similar time constant, typically 10 to 20 ms). There is information in [1] that in an application, whereby RC << XC (large generators that supply the transmission grid), the resistance can be ignored, and that the

Compensation, using generator current phasor measurement and a certain adopted impedance, allows replacing the voltage measured at the generator terminals with a synthesized voltage in a selected fictional point, shifted toward the generator’s equivalent electromotive force, or towards the grid.

(1)

With regard to large generators that supply the transmission grid, resistance can be neglected and only reactance used for the compensation.

Analysis carried out in this paper showed the possibility of applying load compensation after a few corrections of ARNE’s settings.

152

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

compensation, which uses active and reactive power signals, is in practice equivalent to the current compensation, and doesn’t need to be discussed separately.

GRID

XC ≤ 70% XT

GRID

Fig. 1. Illustration of voltage control with partial compensation of unit transformer reactance

“The setting range of the current compensation of a generation unit’s voltage controller shall not be less than ± 15% for active and reactive power”. The compensation can be implemented in all analysed voltage controllers. This also applies to the still operated analogue controllers. Both types of the above-mentioned compensation can be implemented: (a) by generator current, (b) by generator active and reactive power, as well as (c) by generator current’s active and reactive components. Option (a) has been implemented, for example, in Basler’s DECS digital controllers ( Kozienice), in Alstom’s P320AVR controller (new unit in Bełchatów). Option (b) has been implemented in digital controllers developed by the Institute of Power Engineering, in ABB’s UNITROL controller (Turów, Siersza). Option (c) is still in use in analogue controllers. The compensation can be implemented in all analysed controllers without interfering with the device’s software (or electronics). The voltage compensated in option (b) is:

Fig. 2. Compensation element in IEEE standard [1]

(3)

and in option (c):

System analysis programmes such as PSS/E, PSLF, or DSAT package used by these authors, enable voltage compensation consideration, although in different ways: • in PSS/E programme the compensation is defined by one of two models: IEEEVC, which implements formula (1) or COMP, which implements formula (2), but with the sign of compensation subtraction , in the PSLF programme the compensation resistance RC and reactance XC are entered together with the generator model’s dynamic data. Formula (1) is applied with the compensation subtraction sign • i n the DSAT package the compensation parameters RC, XC are entered into the of voltage controller models. Formula (1) is applied. In these programmes the load compensation can be introduced to voltage control only through the development of the voltage controller’s user model. When substituting load compensation with current compensation it should be borne in mind that such modelling is not accurate for a voltage different from the nominal, and a high impedance.

2. Technical capabilities of the compensation in voltage controllers of large generators in the PPG. Compensation in other systems Compensation solutions in voltage controllers of large units in the PPG were reviewed. It was found that, in accordance with the requirement of the Energy Regulatory Office’s Polish Grid Code2:

(4)

The compensation implementation and use in voltage controllers in other systems was also reviewed in the study. The analysis of voltage control solutions used in European systems showed that the voltage control compensation towards the grid has been implemented in two systems only: in The Czech Republic and Belgium. In the Czech system voltage is compensated with passive current. Coefficient KQ is always 0.05. In the Belgian system the compensation with reactive power has been implemented with KQ coefficient equal to 0.03, and in a few instances 0.02. Institute of Power Engineering Gdańsk Division provided voltage controllers for large generation units, in countries such as: The USA, Lithuania, and Kazakhstan, inclusive of their startup and setting. Each supplied controller was fit for voltage control compensation with reactive and active power, but in none of the cases the owner required non-zero setting of the compensation.

3. Analysis of the voltage control compensation impact on generator dynamics The voltage control compensation impact on generator dynamics was analysed on the model shown in Fig. 3, using the DigSilent Power Factory programme. The model consists of two identical generator (500 MVA) – external grid systems. By closing switches Bev and/or Bhv between 400 kV grid nodes, Tev1 and Tev2 or Thv1 and Thv2, respectively, both generators were set to parallel supply of a shared grid. As regards switch Bhv it was parallel operation of the generators connected to a shared high voltage busbar (the case of generators in the same plant), while

The Polish Grid Code provision would be more precise, if the compensation range was specified for the generation unit both active and reactive current components.

153

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

the closure of switch Bev allowed analysing the parallel operation of two plants. Switch Bmv allowed testing the generators connected to a shared medium voltage busbar. The model includes auxiliary loads Lh1, Lh2, loads Lthv1, Lthv2 and, connected through transformers Trl1, Trl2 with low voltage control, loads Lte1 and Lte2. Identical generators SM1 and SM2 were equipped with ST1A voltage controllers [1] and PSS2B stabilisers [1]. They were modelled with PSS/E ESST1A and PSS2A models. The compensation element (user model) in the voltage controller of generator SM1 enabled modelling all the compensation schemes discussed above. The user models were also used to model the limiters of excitation current, stator current, and power angle.

(XC = 0,1; ~71% of the unit transformer reactance) in the voltage controller of generator SM1 on voltage in the HV grid nodes, after a reversible change in the reactive power of loads LTe1 and LTe2 (2 MVAr/s ramp lasting 5 s) for stiff grid (the external grid’s short-circuit power 10,000 MVA) and weak grid (2,000 MVA). The compensation impact was more visible in the weak grid. It can be said that the compensation “stiffened” the grid voltage. Fig. 4 also shows the generator voltage and reactive power waveforms, which show that the generator with the compensation responded more strongly to disturbances in the grid. In order to analyse the compensation impact on the angle stability of small disturbances, the eigenvalues were determined for the system in Fig. 3 for various compensation methods and settings, and various operating points of the generators. It was found that the results of the current and load compensation were similar. At RC, KP = 0 the compensation impact on the angular stability of small disturbances is small, but positive. Only at very low generator voltages below 0.9 UN, a marginal damping decrement was noted. Non-zero values of RC, KP allow for clear damping improvement, if there is no system stabilizer.

In the described model the compensation impact on voltage control and angle stability of large and small disturbances was analysed. The comparison of compensation methods (a), (b) and (c) showed that in terms of voltage control, and angle and voltage stability they are practically equivalent. Some differences in the waveforms became to be seen at voltages significantly different from the rated voltage. An advantage of the compensation with reactive power and reactive current is less sensitivity to changes in the generator active power. The compensation improved the voltage control quality in the system. Fig. 4 shows the impact of the current compensation

With the stabilizer on, damping is large and the small change in damping with the compensation on is practically irrelevant. This confirms the thesis contained in [1] that there is no need to use RC (KP) in the compensation of large generators.

EXTG1

EXTG2

400.0 267.5

Tex1 400.00 1.00 0.00

Tex2 400.00 1.00 0.00

400.0 267.5

Xe1 Z

-400.0 -244.3

Tev1 389.63 0.97 -2.35

500.0 172.9

-50.0 35.7

400.0 267.5

Xe2 Z

Bev

0.0 -0.0

-400.0 -244.3

0.0 -0.0

Tev2

389.63 0.97 -2.35 -50.0 35.7

-50.0 35.7

500.0 172.9

Trl1

Trl2 Xl11

Xl12

Bhv

Xl21

Xl22

-500.0 -100.0

Tl1 111.00 1.01 20.03

500.0 100.0

50.0 -35.3

Thv1 388.17 0.97 -2.05

LTe1

50.0 -35.3

300.0 150.0

50.0 0.0-35.3 -0.0

0.0 -0.0

388.17 0.97 -2.05 -400.0 -79.4

-400.0 -79.4

TrU1

Bmv

300.0 150.0

Thv2

LThv2 400.0 128.8

Tsm1 20.00

0.0 0.0

25.0 425.0 12.0 140.8

Lh1

G ~

SM1

Fig. 3. Model for testing the compensation impact on generator dynamics 154

Tl2 111.00

TrU2

LThv1

1.00 34.58

50.0 -35.3

0.0 0.0

400.0 128.8

Tsm2 20.00

1.00 34.58 425.0 140.8

G ~

SM2

25.0 12.0

Lh2

1.01 20.03

500.0 100.0

LTe2

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

0.975

0.973

0.971

0.969

0.967

0.965 0.000

4.000 8.000 Tev1: Voltage [pu]; compensation on Tev2: Voltage [pu]; compensation off

12.00

16.00

[s]

20.00

0.965 0.000

0.975

0.973

0.971

0.969

0.967

0.965 0.000

4.000 8.000 Thv1: Voltage [pu]; compensation on Thv2: Voltage [pu]; compensation off

12.00

16.00

[s]

20.00

0.965 0.000

1.005

1.003

1.001

0.999

0.997

0.995 0.000

4.000 8.000 SM1: Napiecie generatora [pu]; kompensacja zal. SM2: Napiecie generatora [pu]; kompensacja wyl.

12.00

16.00

[s]

20.00

0.995 0.000

150.0

146.0

142.0

138.0

134.0

130.0 0.000

4.000 8.000 12.00 SM1: Gen. reactive power [Mvar]; compensation on SM2: Gen. reactive power [Mvar]; compensation off

16.00

[s]

20.00

130.0 0.000

4.000 8.000 Tev1: Voltage [pu]; compensation on Tev2: Voltage [pu]; compensation off

12.00

16.00

[s]

20.00

4.000 8.000 Thv1: Voltage [pu]; compensation on Thv2: Voltage [pu]; compensation off

12.00

16.00

[s]

20.00

4.000 8.000 SM1: Napiecie generatora [pu]; kompensacja zal. SM2: Napiecie generatora [pu]; kompensacja wyl.

12.00

16.00

[s]

20.00

4.000 8.000 12.00 SM1: Gen. reactive power [Mvar]; compensation on SM2: Gen. reactive power [Mvar]; compensation off

16.00

[s]

20.00

Fig. 4. Compensation impact on grid voltage, and generator voltage and reactive power, for stiff (left) and weak (right) grid, after change of reactive power loads.

Simulations of large disturbances (close short-circuit) showed no significant compensation impact on the waveforms during and immediately after a disturbance, i.e. at the critical time for the generator’s transient stability. A commonly used measure of the generator angle stability for large disturbances is critical fault duration (CFD), which indicates the maximum duration of a three-phase short-circuit downstream of the unit transformer. In the model in Fig. 3 no compensation impact was ascertained on the generators’ CFD determined with 5 ms accuracy. This applies to all compensation methods tested. For remote shortcircuits, the compensation, by increasing the voltage controller error, can ensure more powerful excitation forcing. Excitation forcing positively affects the grid voltage, and therefore the system stability. Voltage stability, or rather its loss, is a complex process involving many phenomena occurring at different time scales – from slow phenomena, quasi static, which are analysed by flow calculation based methods, up to rapid phenomena conductive to loss of angular stability, which must be analysed taking into account the dynamics of the generators and their control systems. The compensation impact on the loss of generators’ angular stability due to lowering the grid voltages was analysed on the model shown

in Fig. 5. Similarly to the system shown in Fig. 3, it consisted of two independent grids. The system was overloaded by increasing the reactive power of loads LTe1 and LTe2 until the loss of generators; stability, manifested by an uncontrolled voltage drop. The addition of two generators dSM1 and dSM2 to the system was intended to analyse the compensation impact on the reactive power reserve activation in generators more remote from the node in which demand for reactive power was increasing. Rotor current limiters were added to the generator voltage controllers. The stator current limiter was not switched on because of its destabilizing effect at a low generator voltage [6]. The system stabilizers were on. The limiters’ structures and parameters were developed using the solutions used in the PPG’ large units. The simulations showed that in the initial phase generator SM1 (with compensation) generated clearly more reactive power than generator SM2. After activation of the excitation current limiter of generator SM1, generator dSM1 became a reactive power source with the output rising faster than the reactive power of generator dSM2. Ca. 150 seconds in the simulation the limiters in both generators in grid 1 (with compensation) are active, and in grid 2. this would happen ca. 30 s later. The grid voltage waveforms showed that until the reactive power generation capacity exhaustion, voltages in grid 1 are higher 155

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

Fig. 5. Model for testing the compensation impact on voltage stability

by as much as 3%. Since the limiters’ activation in grid 2 the generator waveforms shown here, and the grid voltage waveforms not shown here, are similar. In grid 2 (without compensation) the stability was lost slightly faster (ca. 6 s), but it does not seem to be a significant difference. More important is the grid’s better voltage profile until the limiters activation, which in a real system can mean less risk of shut downs of loads and generation units connected to the distribution grid, which may constitute a significant percentage of the generation in the area affected by voltage drops.

4. Analysis of the voltage control compensation impact on the PPG The analysis of the impact of the compensation in voltage controllers of large generators in the PPG system addressed the same issues that were examined in the test system, i.e. the compensation impact on: • angular stability of small and large disturbances • grid voltage control quality in the variation range outside the ARNE control scope, • dynamic aspects of voltage stability. 156

The analysis was conducted for a model of the PPG as planned for the summer of 2015. DSAT software package was used for the calculations, which had built-in mechanisms to automate the system security analyses, and accepted PSLF flood and dynamic data. In the PPG model the compensation was implemented after formula (2), while the compensation level did not exceed 70% of the generator’s unit transformer reactance. The compensation impact on the transmission voltage control quality was examined by recording changes in the grid voltage after a 1% increment of the static part of the PPG load (total change was 132 MW, 53.5 MVAr with ramp 2 s). Because of the subject of the study, most of the simulations concerned the compensation application in generators of Żarnowiec, Ostrołęka, Bełchatów, and Kozienice power plants. Below are selected conclusions from the simulations: • The compensation did not significantly affect the angle stability of generators at large and small disturbances, which is consistent with the results obtained for the test system. • Voltage control quality in the transmission grid in northern Poland is clearly worse than in the centre and south. An obvious reason is the deficit of system generation system in this area.

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

1.20

500.00

1.10

400.00

1.00

300.00

0.90

200.00

0.80

100.00

0.70 0.000

50.00 100.0 150.0 SM1: Generator voltage; compensation on. SM2: Generator voltage; compensation off.

200.0

[s]

250.0

0.00 0.000

1.100

350.0

1.040

280.0

0.980

210.0

0.920

140.0

0.860

70.00

0.800 0.000

50.00 100.0 150.0 200.0 dSM1: Generator voltage; compensation on. dSM2: Generator voltage; compensation off.

[s]

250.0

0.000 0.000

50.00 100.0 150.0 200.0 SM1: Generator reactive power; compensation on. SM2: Generator reactive power; compensation off.

[s]

250.0

50.00 100.0 150.0 200.0 dSM1: Generator reactive power; compensation on. dSM2: Generator reactive power; compensation off.

[s]

250.0

Fig. 6. Compensation impact on voltage stability

• T he compensation improved voltage control quality in the transmission grid. Therefore, the compensation of generators connected to the 400 kV system is more efficient. • The compensation implemented in Żarnowiec plant had clearly improved voltage control quality over a wide area of northern Poland. Interestingly, the compensation implemented in one active generator improves the voltage control quality more than connecting an additional hydro unit in the compensation mode. It is likely that the improvement in the transmission grid voltage control quality may result in a decrease in the number of activations of tap changers of transformers supplying distribution grids3. • T he voltage control quality also resulted from the compensation of generators connected to the 400 kV system in Bełchatów and Kozienice plants, as well as the generators in Ostrołęka power plant connected to the 220 kV system. • Local compensation with control conflicts were identified, consisting in the resistance of a generator or a group of generators to the control provided by other generators.

• T his occurred in Ostrołęka, where the generator connected to the 110 kV grid counteracted the control of the generators connected to the 220 kV grid. Fig. 7 illustrates the impact of the compensation of large generators in the PPG on the 400 kV transmission grid voltage. Clearly seen is the inferior voltage control quality in northern Poland, and its significant improvement after the compensation implementation in the analysed plants. The compensation impact on voltage stability was analysed by increasing the static portion of loads in the distribution grids in the cities of Warsaw and Łódź and their surroundings. The initial total load in this area amounted to 3,143 MW and 942 MVAr. Excitation current limiters were modelled using the standard PSLF-OEL1 model. It is important that the OEL1 limiter had no dynamics, and its performance was reduced to the input to the generator’s summing node of a signal, which had to reduce the excitation current below a threshold value. The simulations for the PPG model showed that the compensation was beneficial for voltage stability. During the demand

Discussed work does not analyze this issue.

157

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

Fig. 7. Change in 400 kV grid voltage after increase of the PPG static load by 1%

increase voltages in the model with compensation were higher, and the loss of angular stability of generators and their shut downs occurred later. In general, the voltage stability benefits for the PPG model were more convincing than those obtained in the test model. The reason is the increased share in voltage control of the generators outside the increased demand area, and the resulting voltage profile improvement, as compared to the model without compensation. The voltage improvement translates into later shut downs of generation units in the distribution grid. Times of selected events are given in Tab. 1.

5. Conclusions The current or load compensation functionality is available (but not used) in all voltage controllers of large generators in the PPG. The compensation in large generator voltage controllers “stiffens” the grid voltage, and consequently improves the voltage control quality in terms of faster variability than the impact of ARNE secondary voltage control systems. For this reason, the compensation implementation will be particularly effective in generators supplying the northern Polish region, where the grid is weaker than in the rest of the country. This part of Poland is also the area where most wind generation is connected, the variability of which has an impact on the voltage. The compensation also has a positive impact on voltage stability by increasing the share in voltage control of generators outside the increased demand area. As a result, voltages in the endangered area are higher than without compensation, which means reduced risk of generation unit shut downs typically leading to voltage stability loss. 158

Action

Occurrence time in the model without compensation [s]

Occurrence time in the model with compensation [s]

Activation of 1. excitation current limiter (Warsaw)

16.0

11.0

Activation of 2. excitation current limiter (Warsaw)

21.0

15.9

Shut down of 1. motor in the grid

64.9

70.9

Shut down of 2. motor in the grid

66.0

70.9

Shut down of 1. generator (Warsaw)

65.0

68.7

Shut down of 2. generator (Warsaw)

65.6

70.3

400 kV grid voltage below 80% Un

~59

~69

Loss of voltage stability

~65

~69

Tab. 1. Times of selected events in the simulations of voltage stability loss

The compensation by current (RC = 0, XC ≠ 0), of the reactive current or power component has no significant impact on the stability of generators and the system at small and large disturbances. REFERENCES

1. IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies, IEEE Std 421.5™-2005. 2. PSLF’s User Manual.

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 152–159

3. PSS®E Model Library. 4. Kundur P., Power System Stability and Control, EPRI Power System Engineering Series. McGraw-Hill Inc, New York 1994. 5. Coordinated Voltage Control in Transmission Networks, Report CIGRE No. 310, 2007. 6. Madajewski K., Sobczak B., Dynamiczne aspekty utraty stabilności napięciowej [Dynamic aspects of voltage stability loss], XIV. International Scientific Conference “Current Problems in Power Engineering”, Jurata 2009.

7. Madajewski K., Sobczak B., Trębski R., Praca ograniczników w układach regulacji generatorów synchronicznych w warunkach niskich napięć w systemie elektroenergetycznym [Limiter performance in synchronous generator control systems at low voltages in the power system], XIII. International Scientific Conference “Current Problems in Power Engineering”, Jurata 2007.

Bogdan Sobczak Institute of Power Engineering Gdańsk Division e-mail: B.Sobczak@ien.gda.pl Graduated in automation from the Faculty of Electronics of Gdańsk University of Technology. Head of the System Analysis Team in the Department of Automation and System Analysis at Institute of Power Engineering Gdańsk Division. Research interests: dynamics, system stability.

Robert Rink Institute of Power Engineering Gdańsk Division e-mail: R.Rink@ien.gda.pl Robert Rink is an electronics engineer, specialised in automation, a graduated of the Faculty of Electronics of Gdańsk University of Technology. In the Institute of Power Engineering since 1991. His work is mainly focused on two areas: excitation controllers, and digital voltage regulators of synchronous generators, frequency start systems – design, commissioning, modelling and simulation, and operational analyses of the National Power System, including those related to wind energy development.

Marek Głaz PSE SA e-mail: Marek.Glaz@pse.pl A graduate of the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology (1992), specialty: power systems and grids. From the outset of his professional career in PSE SA, as a specialist in the PPG system’s operational management. His professional interests are focused on: issues related to system automation and protections, and research of dynamic equilibrium of the system.

159

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 152–159

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 152–159. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wykorzystanie kompensacji prądowej w regulatorach napięcia generatorów systemowych Krajowego Systemu Elektroenergetycznego Autorzy

Bogdan Sobczak Robert Rink Marek Głaz

Słowa kluczowe

kompensacja prądowa, regulator napięcia generatora

Streszczenie

Kompensacja regulacji napięcia prądem generatora przesuwa punkt regulacji napięcia z zacisków generatora w kierunku sieci lub do wewnątrz generatora. W krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) kompensacja jest możliwa we wszystkich regulatorach napięcia dużych generatorów, jednak stosowana jest tylko wówczas, gdy pracują one na wspólne szyny średniego napięcia. Podobnie jest w zdecydowanej większości systemów europejskich. Tymczasem wydaje się, że przesunięcie punktu szybkiej regulacji napięcia w stronę sieci ma dość istotne zalety, których nie ma wolniejsza wtórna regulacja napięcia, realizowana w KSE przez układy automatycznej regulacji napięcia elektrowni (ARNE) . Korzyścią stosowania kompensacji jest m.in. usztywnienie napięć w sieci przesyłowej, a więc poprawa jakości napięcia także w sieciach niższych napięć. W warunkach dynamicznego rozwoju energetyki odnawialnej wykorzystującej wiatr i słońce, zwiększającej zmienność m.in. napięcia sieci, ten efekt zastosowania kompensacji może okazać się szczególnie ważny. W ubiegłym roku operator PSE SA rozpoczął realizację obszernej dwuetapowej pracy poświęconej zastosowaniu kompensacji regulacji napięcia w generatorach elektrowniach Bełchatów, Kozienice, Ostrołęka i Żarnowiec. Artykuł prezentuje wybrane zagadnienia, uzyskane w pierwszym etapie prac, który był poświęcony w większości badaniom modelowym.

1. Wprowadzenie Kompensacja, wykorzystując pomiar fazora prądu generatora i pewną przyjętą impedancję , pozwala zastąpić napięcie mierzone na zaciskach generatora zsyntetyzowanym napięciem w wybranym fikcyjnym punkcie, przesuniętym w stronę zastępczej SEM generatora lub w stronę sieci. (1) W dużych generatorach pracujących na sieć przesyłową rezystancję można pominąć i do kompensacji stosuje się tylko reaktancję .

(2)

Praca dotyczy kompensacji, która przesuwa punkt regulacji napięcia w stronę sieci do fikcyjnego punktu, zlokalizowanego wewnątrz reaktancji transformatora blokowego. W przypadku kompensacji w kierunku zastępczej SEM generatora (nie omawianym tu) przypomnijmy, że jej zadaniem jest uzyskanie stabilności regulacji napięcia generatorów pracujących na wspólne szyny średniego napięcia. Regulacja napięcia bez kompensacji w tym samym punkcie przez dwa niezależne regulatory o zbliżonej szybkości regulacji, zwykle prowadzi do niestabilności albo przynajmniej do niepożądanego zróżnicowania udziału generatorów w regulacji. Reguła ta dotyczy także kompensacji w kierunku sieci, punktem efektywnej regulacji napięcia generatorów nie mogą być wspólne szyny rozdzielni wysokiego napięcia. Zachowanie odpowiedniej jakości regulacji napięcia na generatorze, a także ewentualna zmiana wartości reaktancji transformatora 1 Analiza

160

po zmianie przekładni, prąd zasilający potrzeby własne i możliwość zmian częstotliwości ogranicza kompensację do maksymalnie 60–70% reaktancji transformatora blokowego. Kompensacja jest zazwyczaj określana w odniesieniu do impedancji bazowej generatora lub względem reaktancji transformatora blokowego, rozróżnienie wynika z kontekstu użycia. Ilustracja kompensacji 50% reaktancji transformatora blokowego pokazana została na rys. 1. W standardzie IEEE [1] kompensacja jest zdefiniowana członem pokazanym na rys. 2, który oprócz formuły obliczania skompensowanego napięcia zawiera również filtr odwzorowujący pomiar napięcia i prądu generatora (filtr jest wspólny, bo pomiar obydwu sygnałów jest realizowany ze zbliżoną stałą czasową wynoszącą zazwyczaj 10÷20 ms). W [1] znajdują się informacje, że w zastosowaniach, w których RC << XC (duże generatory pracujące na sieć przesyłową) rezystancja może być pominięta, oraz, że kompensacja, w której wykorzystuje się sygnały mocy czynnej i biernej jest w praktyce równoważna kompensacji prądem i nie ma potrzeby jej oddzielnego omawiania. Programy analizy systemowej, takie jak PSS/E, PSLF, czy też wykorzystywany przez autorów pakiet programów DSAT, dają możliwość wprowadzenia kompensacji

napięcia, jednak jest to realizowane w różny sposób: • w programie PSS/E kompensacja jest definiowana za pomocą jednego z dwóch modeli: IEEEVC, który realizuje formułę (1), i COMP, który realizuje formułę (2), ale ze znakiem odejmowania kompensacji • w programie PSLF rezystancję RC i reaktancję XC kompensacji wprowadza się razem z danymi dynamicznymi modelu generatora. Stosowana jest formuła (1) ze znakiem odejmowania kompensacji • w programach pakietu DSAT parametry kompensacji RC, XC wprowadza się do modeli regulatorów napięcia. Stosowana jest formuła (1).

SEE

XC ≤ 70% XT

SEE

Rys. 1. Ilustracja regulacji napięcia z kompensacją części reaktancji transformatora blokowego

Rys. 2. Człon kompensacji w standardzie IEEE [1]

działania ARNE, omawiana w tym artykule, pokazała możliwość wprowadzenia kompensacji po wprowadzeniu zmian, w niektórych nastawach tej automatyki.

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 152–159

W wymienionych programach wprowadzenie do regulacji napięcia kompensacji mocą jest dostępne jedynie poprzez opracowanie modelu użytkownika regulatora napięcia. Wykorzystując zamiast kompensacji mocą kompensację prądem, należy pamiętać, że dla napięć różnych od nominalnego i dużej impedancji takie odwzorowanie nie jest dokładne. 2. Techniczne możliwości stosowania kompensacji w regulatorach napięcia generatorów systemowych KSE. Kompensacja w innych systemach Dokonano przeglądu rozwiązań kompensacji w regulatorach napięcia dużych bloków KSE. Stwierdzono, że zgodnie z wymaganiem Urzędu Regulacji Energetyki IRiESP2: „Zakres nastaw kompensacji prądowej regulatora napięcia jednostki wytwórczej nie powinien być mniejszy niż ±15% dla mocy czynnej i biernej”. We wszystkich badanych regulatorach napięcia możliwe jest wprowadzenie kompensacji. Dotyczy to również jeszcze pracujących regulatorów analogowych. Możliwe są obydwa wspomniane powyżej rodzaje kompensacji: (a) prądem generatora, (b) mocą czynną i bierną generatora, jak również (c) kompensacja składową czynna i bierną prądu generatora. Rozwiązanie (a) zastosowano np. w regulatorach cyfrowych DECS firmy Basler (el. Kozienice), w regulatorze P320AVR firmy Alstom (nowy blok el. Bełchatów). Rozwiązanie (b) działa w regulatorach

EXTG1

400.0 267.5 1.00 0.00

389.63 0.97 -2.35

500.0 172.9

-50.0 35.7

Tl1 111.00 1.01 20.03

500.0 100.0

50.0 -35.3 0.97 -2.05

LTe1

Xl21

500.0 172.9

Xl22

50.0 0.0-35.3 -0.0

0.0 -0.0

388.17 0.97 -2.05 -400.0 -79.4

-400.0 -79.4

TrU1

Bmv

Tl2 111.00

300.0 150.0

Thv2

1.01 20.03

LThv2 400.0 128.8

Tsm1 20.00 1.00 34.58

50.0 -35.3

TrU2

LThv1

25.0 425.0 12.0 140.8

Lh1

G ~

SM1

0.0 0.0

500.0 100.0

LTe2

400.0 128.8

Tsm2 20.00

1.00 34.58 425.0 140.8

G ~

SM2

25.0 12.0

Lh2

Rys. 3. Model do badania wpływu kompensacji na dynamikę generatora

16.00

[s]

20.00

0.965 0.000

0.975

0.973

0.971

0.969

0.967

0.967 16.00

[s]

20.00

0.965 0.000

1.005

1.003

1.001

0.999

0.997

0.997 16.00

[s]

20.00

0.995 0.000

150.0

146.0

142.0

138.0

134.0

134.0 12.00

50.0 -35.3

300.0 150.0

0.975

4.000 8.000 SM1: Moc bierna gen.[Mvar]; kompensacja zal. SM2: Moc bierna gen.[Mvar]; kompensacja wyl.

Bhv

Thv1 388.17

0.967

130.0 0.000

-50.0 35.7

-500.0 -100.0

0.969

12.00

Tev2

389.63 0.97 -2.35 -50.0 35.7

-500.0 -100.0

0.967

4.000 8.000 SM1: Napiecie generatora [pu]; kompensacja zal. SM2: Napiecie generatora [pu]; kompensacja wyl.

-400.0 -244.3

0.0 -0.0

Trl2

0.971

0.995 0.000

0.0 -0.0

Xl12

0.969

12.00

Xe2 Z

Bev

-50.0 35.7

Xl11

0.973

4.000 8.000 Thv1: Napiecie [pu]; kompensacja zal. Thv2: Napiecie [pu]; kompensacja wyl.

400.0 267.5

Trl1

0.971

0.965 0.000

1.00 0.00

400.0 267.5

-400.0 -244.3

Tev1

0.975

12.00

Tex2 400.00

Xe1 Z

0.973

4.000 8.000 Tev1: Napiecie [pu]; kompensacja zal. Tev2: Napiecie [pu]; kompensacja wyl.

400.0 267.5

Tex1 400.00

0.975

0.965 0.000

EXTG2

16.00

[s]

20.00

130.0 0.000

4.000 8.000 Tev1: Napiecie [pu]; kompensacja zal. Tev2: Napiecie [pu]; kompensacja wyl.

12.00

16.00

[s]

20.00

4.000 8.000 Thv1: Napiecie [pu]; kompensacja zal. Thv2: Napiecie [pu]; kompensacja wyl.

12.00

16.00

[s]

20.00

4.000 8.000 SM1: Napiecie generatora [pu]; kompensacja zal. SM2: Napiecie generatora [pu]; kompensacja wyl.

12.00

16.00

[s]

20.00

4.000 8.000 SM1: Moc bierna gen.[Mvar]; kompensacja zal. SM2: Moc bierna gen.[Mvar]; kompensacja wyl.

12.00

16.00

[s]

20.00

Rys. 4. Wpływ kompensacji na napięcia w sieci, napięcie i moc bierną generatora dla sieci sztywnej (po lewej) i miękkiej po zmianie mocy biernej odbiorów

Zapis IRiESP byłby bardziej precyzyjny, gdyby zakres kompensacji podano dla składowej czynnej i biernej prądu jednostki wytwórczej.

161

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 152–159

cyfrowych wyprodukowanych przez Instytut Energetyki, w regulatorze ABB UNITROL (el. Turów, el. Siersza). Rozwiązanie (c) obowiązuje jeszcze w regulatorach analogowych. We wszystkich analizowanych regulatorach kompensację można wprowadzić bez ingerencji w oprogramowanie (ewentualnie elektronikę) urządzenia. Dla rozwiązania (b) skompensowane napięcie wynosi: (3) a dla rozwiązania (c): (4) W pracy dokonano również przeglądu stosowania i wykorzystania kompensacji w regulatorach napięcia w innych systemach. Analiza rozwiązań układów regulacji napięcia stosowanych w systemach europejskich pokazała, że kompensacja regulacji napięcia w stronę sieci jest stosowana tylko w dwóch systemach elektroenergetycznych: Czech i Belgii. W systemie czeskim napięcie jest kompensowane prądem biernym. Współczynnik KQ wynosi zawsze 0,05. W systemie belgijskim jest stosowana kompensacja mocą bierną ze współczynnikiem KQ równym 0,03, a w kilku przypadkach 0,02. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk dostarczał regulatory napięcia dla dużych jednostek wytwórczych, w takich krajach jak: USA, Litwa, Kazachstan, łącznie z ich uruchomieniem i wprowadzeniem nastaw. W każdym z dostarczanych regulatorów była dostępna kompensacja regulacji napięcia mocą bierną i czynną, ale w żadnym przypadku właściciel nie wymagał wprowadzenia niezerowych nastaw kompensacji. 3. Analiza wpływu kompensacji regulacji napięcia na dynamikę generatora Badania wpływu kompensacji na dynamikę generatora przeprowadzono na układzie pokazanym na rys. 3, przy użyciu programu DigSilent Power Factory. Model zawiera dwa identyczne układy typu generator (500 MVA) – sieć zewnętrzna. Poprzez zamknięcie łączników Bev i/lub Bhv pomiędzy węzłami sieci 400 kV, odpowiednio Tev1 i Tev2 oraz Thv1 i Thv2, uzyskuje się równoległą pracę obydwu generatorów na wspólną sieć. W przypadku łącznika Bhv jest to równoległa praca generatorów na wspólne szyny wysokiego napięcia (przypadek generatorów jednej elektrowni), natomiast zamknięcie łącznika Bev pozwala badać równoległą pracę dwóch elektrowni. Łącznik Bmv umożliwia badanie pracy generatorów na wspólne szyny średniego napięcia. Model zawiera odbiory potrzeb własnych Lh1, Lh2, odbiory Lthv1, Lthv2 oraz, przyłączone poprzez transformatory Trl1, Trl2 z regulacją napięcia po stronie niskiej odbiory, Lte1 i Lte2. Identyczne generatory SM1 i SM2 mają regulatory napięcia typu ST1A [1] i stabilizatory typu PSS2B [1]. Do ich zamodelowania wykorzystano modele PSS/E ESST1A i PSS2A. Człon kompensacji (model użytkownika) w regulatorze napięcia generatora SM1 umożliwia odwzorowanie wszystkich omawianych wyżej sposobów

162

Rys. 5. Model do badania wpływu kompensacji na stabilność napięciową

kompensacji. Modele użytkownika wykorzystano również do zamodelowania ograniczników prądu wzbudzenia, prądu stojana oraz kąta mocy. W opisanym układzie badano wpływ kompensacji na regulację napięcia oraz na stabilność kątową dużych i małych zakłóceń. Porównanie sposobów kompensacji (a), (b) i (c) pokazało, że ze względu na regulację napięcia, stabilność kątową i napięciową, są one praktycznie równoważne. Pewne różnice w przebiegach zaczynają być widoczne przy napięciach znacznie różniących się od napięcia znamionowego. Zaletą kompensacji mocą bierną i prądem biernym jest mniejsza wrażliwość na zmiany mocy czynnej generatora. Kompensacja poprawia jakość regulacji napięcia w systemie. Na rys. 4 pokazano wpływ załączonej kompensacji prądowej (XC = 0,1; ~71% reaktancji transformatora blokowego) w regulatorze napięcia generatora SM1 na napięcie w węzłach sieci WN, po odwracalnej zmianie mocy biernej odbiorów Lte1 i Lte2 (rampa 2 Mvar/s trwająca 5 s) dla sieci sztywnej (moc zwarciowa sieci zewnętrznej 10 000 MVA) i miękkiej (2000 MVA). Wpływ kompensacji jest bardziej widoczny dla sieci miękkiej. Można powiedzieć, że kompensacja „usztywnia”

napięcia w sieci. Na rys. 4 przedstawiono również przebiegi napięcia i mocy biernej generatorów, które pokazują, że generator z załączoną kompensacją silniej reaguje na zakłócenia zachodzące w sieci. W celu określenia wpływu kompensacji na stabilność kątową małych zakłóceń, wyznaczano wartości własne układu z rys. 3 dla różnych metod i nastaw kompensacji oraz różnych punktów pracy generatorów. Stwierdzono, że kompensacja prądem i kompensacja mocą dają zbliżone rezultaty. Przy RC, KP = 0 wpływ kompensacji na stabilność kątową małych zakłóceń jest niewielki, ale dodatni. Jedynie przy bardzo niskich napięciach generatora, poniżej poziomu 0,9 UN, zanotowano minimalne zmniejszenie tłumienia. Wartości niezerowe RC, KP pozwalają uzyskać wyraźną poprawę tłumienia, jeżeli nie ma stabilizatora systemowego. Przy załączonym stabilizatorze tłumienie jest duże i niewielka zmiana tłumienia przy załączonej kompensacji praktycznie nie ma znaczenia. Potwierdza to tezę zawartą w [1] o braku potrzeby wykorzystania RC (KP) w kompensacji dużych generatorów. Symulacje dużych zakłóceń (bliskie zwarcia) nie pokazały istotnego wpływu kompensacji na przebiegi w trakcie i bezpośrednio

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 152–159

1.20

500.00

1.10

400.00

1.00

300.00

0.90

200.00

0.80

100.00

0.70 0.000

50.00 100.0 150.0 200.0 SM1: Napiecie generatora; kompensacja zal. SM2: Napiecie generatora; kompensacja wyl.

[s]

250.0

0.00 0.000

1.100

350.0

1.040

280.0

0.980

210.0

0.920

140.0

0.860

70.00

0.800 0.000

50.00 100.0 150.0 200.0 dSM1: Napiecie generatora; kompensacja zal. dSM2: Napiecie generatora; kompensacja wyl.

[s]

250.0

0.000 0.000

50.00 100.0 150.0 200.0 SM1: Moc bierna generatora; kompensacja zal. SM2: Moc bierna generatora; kompensacja wyl.

[s]

250.0

50.00 100.0 150.0 200.0 dSM1: Moc bierna generatora; kompensacja zal. dSM2: Moc bierna generatora; kompensacja wyl.

[s]

250.0

Rys. 6. Wpływ kompensacji na stabilność napięciową

Rys. 7. Zmiana napięcia w sieci 400 kV zarejestrowana po zwiększeniu odbioru statycznego KSE o 1%

po zakłóceniu, a więc w czasie krytycznym dla stabilności przejściowej generatora. Powszechnie stosowaną miarą stabilności

kątowej generatora dla dużych zakłóceń jest krytyczny czas zwarcia (KCZ), oznaczający maksymalny czas trwania trójfazowego

zwarcia za transformatorem blokowym. w modelu z rys. 3 nie stwierdzono wpływu kompensacji na wartość KCZ generatorów

163

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 152–159

wyznaczaną z dokładnością 5 ms. Odnosi się do wszystkich badanych sposobów kompensacji. Dla zwarć odległych kompensacja, zwiększając uchyb regulatora napięcia, może zapewnić silniejsze forsowanie wzbudzenia. Forsowanie wzbudzenia pozytywnie oddziałuje na napięcia w sieci, a więc i na stabilność systemu. Stabilność napięciowa, a właściwie jej utrata, jest złożonym procesem obejmujących wiele zjawisk zachodzących w różnej skali czasu – od zjawisk wolnych, quasi statycznych, które bada się metodami bazującymi na obliczenia rozpływowych, do zjawisk szybkich prowadzących do utraty stabilności kątowej, które muszą być analizowane z uwzględnieniem dynamiki generatorów i ich układów regulacji. Wpływ kompensacji na utratę stabilności kątowej generatorów, spowodowanej obniżaniem napięć w sieci, badano w układzie pokazanym na rys. 5. Podobnie jak układ pokazany na rys. 3, składa się on z dwóch niezależnych sieci. Układ dociążano zwiększając moc bierną odbiorów Lte1 i Lte2 aż do momentu utraty stabilności generatorów, objawiającej się niekontrolowanym spadkiem napięcia. Wprowadzenie do układu dodatkowych generatorów dSM1 i dSM2 miało na celu zbadanie wpływu kompensacji na uaktywnienie rezerw mocy biernej generatorów zlokalizowanych dalej od węzła, w którym następuje wzrost zapotrzebowania na moc bierną. Regulatory napięcia generatorów uzupełniono o ograniczniki prądu wirnika. Ogranicznika prądu stojana nie załączano ze względu na jego destabilizujące działanie przy niskim napięciu generatora [6]. Stabilizatory systemowe były załączone. Struktury i wartości parametrów ograniczników opracowano wykorzystując rozwiązania stosowane w dużych blokach KSE. Symulacje pokazały, że w początkowej fazie generator SM1 (z kompensacją) dostarcza wyraźnie większej mocy biernej od generatora SM2. Po uaktywnieniu ogranicznika prądu wzbudzenia generatora SM1 źródłem mocy biernej, staje się generator dSM1, którego moc bierna rośnie teraz szybciej niż moc bierna generatora dSM2. W ~150 sekundzie symulacji w obydwu generatorach sieci 1 (z kompensacją) ograniczniki są aktywne, w sieci 2 stanie się to ~30 s później. Przebiegi napięcia w sieci pokazywały, że do momentu wyczerpania zdolności generacji mocy biernej, napięcia w sieci 1 są wyższe nawet o 3%. Od momentu uaktywnienia ograniczników w sieci 2, pokazane przebiegi generatorów, a także niepokazanych tutaj napięć w sieci, są zbliżone. W sieci 2 (bez kompensacji) do utraty stabilności dochodzi nieco szybciej (~6 s), jednak nie jest to różnica znacząca. Ważniejszy jest lepszy profil napięciowy sieci do momentu aktywacji ograniczników, co w rzeczywistym systemie może oznaczać mniejsze ryzyko wyłączeń odbiorów oraz generacji przyłączonych do sieci dystrybucyjnych, która może stanowić znaczny procent generacji na obszarze dotkniętym spadkami napięcia.

164

Omawiana praca nie analizowała tego zagadnienia.

4. Analiza wpływu kompensacji regulacji napięcia na KSE Analiza wpływu zastosowania kompensacji w regulatorach napięcia generatorów systemowych KSE dotyczyła tych samych zagadnień, które były badane w układzie testowym, a więc wpływu kompensacji na: • stabilność kątową małych i dużych zakłóceń • jakość regulacji napięcia w sieci w zakresie zmienności, która pozostaje poza zakresem regulacji ARNE • dynamiczne aspekty stabilności napięciowej. Badania przeprowadzono dla modelu KSE w układzie planowanym w okresie letnim 2015 roku. Do obliczeń wykorzystywano pakiet programów DSAT, który posiada wbudowane mechanizmy automatyzujące analizy bezpieczeństwa systemu oraz akceptuje dane rozpływowe i dynamiczne PSLF. W modelu KSE stosowano kompensację według wzoru (2), przy czym poziom kompensacji nie przekraczał 70% reaktancji transformatora blokowego danego generatora. Wpływ kompensacji na jakość regulacji napięcia w sieci przesyłowej badano rejestrując zmiany napięcia w sieci, po zwiększeniu o 1% części statycznej odbiorów KSE (sumaryczna zmiana wynosiła 132 MW, 53,5 Mvar z rampą 2 s). Większość przeprowadzonych symulacji, ze względu na przedmiot pracy, dotyczyła zastosowania kompensacji w generatorach elektrowni Żarnowiec, Ostrołęka, Bełchatów i Kozienice. Poniżej, wybrane wnioski z wykonanych symulacji: • Kompensacja nie wpływa w znaczący sposób na stabilność kątową generatorów dla dużych i małych zakłóceń, co jest zgodne z wynikami otrzymanymi dla układu testowego. • Jakość regulacji napięcia w sieci przesyłowej północnej Polski jest wyraźnie gorsza niż w centrum i na południu. Ewidentną przyczyną jest deficyt generacji systemowej w tym obszarze. • Kompensacja poprawia jakość regulacji napięcia w sieci przesyłowej. Efektywniejsza z tego względu jest kompensacja w generatorach pracujących na system 400 kV. • Zastosowanie kompensacji w EW Żarnowiec powoduje wyraźną poprawę jakości regulacji napięcia na dużym obszarze północnej Polski. Interesujące jest, że kompensacja załączona w jednym pracującym generatorze daje lepszą jakość regulacji napięcia niż załączenie dodatkowego hydrozespołu w trybie kompensacji. Jest prawdopodobne, że poprawa jakości regulacji napięcia w sieci przesyłowej może skutkować zmniejszeniem liczby zadziałań przełączników zaczepów transformatorów zasilających sieci dystrybucyjne3. • Poprawę regulacji napięcia przynosi również wprowadzenie kompensacji dla generatorów pracujących na system 400 kV w elektrowniach Bełchatów i Kozienice oraz generatorów el. Ostrołęka, pracujących na system 220 kV. • Zidentyfikowano lokalne konflikty regulacji z kompensacją polegające na tym, że generator albo grupa generatorów, przeciwstawia się regulacji prowadzonej

przez inne generatory. Sytuacja taka wystąpiła m.in. w el. Ostrołęka, gdzie generator pracujący na sieć 110 kV przeciwdziała regulacji generatorów pracujących na sieć 220 kV. Rys. 7 ilustruje wpływ kompensacji generatorów systemowych KSE na napięcia sieci przesyłowej 400 kV. Wyraźnie widać gorszą jakość regulacji napięcia w północnej Polsce i znaczącą jej poprawę po załączeniu kompensacji w badanych elektrowniach. Wpływ zastosowania kompensacji na stabilność napięciową, badano zwiększając część statyczną odbiorów w sieciach dystrybucyjnych miasta i okolic Warszawy oraz Łodzi. Początkowy całkowity odbiór w tym obszarze wynosił 3143 MW, 942 Mvar. Ograniczniki prądu wzbudzenia zamodelowano przy pomocy standardowego modelu PSLF-OEL1. Istotne jest, że ogranicznik OEL1 nie posiada dynamiki, a jego działanie sprowadza się do podania na węzeł sumujący generatora sygnału, który ma sprowadzić prąd wzbudzenia poniżej wartości progowej. Symulacje dla modelu KSE pokazały, że wprowadzenie kompensacji jest korzystne ze względu na stabilność napięciową. w trakcie wzrostu zapotrzebowania napięcia w modelu z załączoną kompensacją były wyższe, a utrata stabilności kątowej generatorów i ich wyłączenia występowała później. Generalnie korzyści ze względu na stabilność napięciową dla modelu KSE Czas wystąpienia w modelu bez kompensacji [s]

Czas wystąpienia w modelu z kompensacją [s]

Uaktywnienie 1. ogranicznika prądu wzbudzenia (Warszawa)

16,0

11,0

Uaktywnienie 2. ogranicznika prądu wzbudzenia (Warszawa)

21,0

15,9

Wyłączenie 1. silnika w sieci

64,9

70,9

Wyłączenie 2. silnika w sieci

66,0

70,9

Wyłączenie 1. generatora (Warszawa)

65,0

68,7

Wyłączenie 2. generatora (Warszawa)

65,6

70,3

Napięcie w sieci 400 kV poniżej 80%Un

~ 59

~ 69

Utrata stabilności napięciowej

~ 65

~ 69

Aktywność

Tab. 1. Czasy wystąpienia wybranych zdarzeń w symulacjach utraty stabilności napięciowej

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 152–159

są bardziej przekonujące, niż korzyści uzyskane w modelu testowym. Przyczyną jest zwiększenie udziału w regulacji napięć generatorów, leżących poza obszarem zwiększanego zapotrzebowania i wynikająca stąd poprawa profilu napięciowego, w porównaniu do modelu bez załączonej kompensacji. Poprawa napięć przekłada się na późniejsze wyłączanie generacji pracującej w sieci dystrybucyjnej. Czasy wystąpienia wybranych zdarzeń zamieszczono w tab. 1. 5. Wnioski Funkcjonalność kompensacji prądem lub mocą jest dostępna (ale nie wykorzystywana) we wszystkich regulatorach napięcia dużych generatorów KSE. Zastosowanie kompensacji w regulatorach napięcia generatorów systemowych usztywnia napięcia w sieci i w rezultacie poprawia jakość regulacji napięcia w zakresie zmienności szybszej niż oddziaływanie układów wtórnej regulacji napięć typu ARNE. Z tego powodu wprowadzenie kompensacji będzie szczególnie efektywne w generatorach zasilających obszar północnej Polski, gdzie napięcia są znacznie

bardziej miękkie niż w pozostałej części kraju. Ta część Polski jest zarazem obszarem, gdzie przyłącza się najwięcej generacji wiatrowej, której zmienność nie pozostaje bez wpływu na napięcia. Kompensacja ma również pozytywny wpływ na stabilność napięciową poprzez zwiększenie zaangażowania w regulację napięcia generatorów poza obszarem wzrostu zapotrzebowania. W rezultacie napięcia na obszarze zagrożonym są wyższe niż ma to miejsce bez kompensacji, co oznacza zmniejszenie ryzyka wyłączeń generacji prowadzących na ogół do utraty stabilności napięciowej. Komp ens ac j a za p omo c ą prądu (RC = 0, XC ≠ 0), składowej biernej prądu lub mocy nie ma znaczącego wpływu na stabilność generatora oraz systemu dla małych i dużych zakłóceń.

2. PSLF’s User Manual. 3. PSS®E Model Library. 4. Kundur P., Power System Stability and Control, EPRI Power System Engineering Series. McGraw-Hill Inc, New York 1994. 5. Coordinated Voltage Control In Transmission Networks, Raport CIGRE nr 310, 2007. 6. Madajewski K, Sobczak B., Dynamiczne aspekty utraty stabilności napięciowej, XIV Międzynarodowa Konferencja Nau kow a A ktu a l n e Pro bl e my w Energetyce, Jurata 2009. 7. Madajewski K, Sobczak B., Trębski R., Praca ograniczników w układach regulacji generatorów synchronicznych w warunkach niskich napięć w systemie elektroenergetycznym, XIII Międzynarodowa Konferencja Nau kow a A ktu a l n e pro b l e my w Elektroenergetyce, Jurata 2007.

Bibliografia 1. IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies, IEEE Std 421.5™-2005.

Bogdan Sobczak

mgr inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: B.Sobczak@ien.gda.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Gdańskiej, kierunek automatyka. Aktualnie pracuje w Instytucie Energetyki Instytucie Badawczym Oddział Gdańsk jako kierownik Zespołu Analiz Systemowych w Zakładzie Automatyki i Analiz Systemowych. Zainteresowania: dynamika, stabilność systemu.

Robert Rink

mgr. inż. Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: R.Rink@ien.gda.pl Jest inżynierem elektronikiem, specjalność automatyka, absolwentem Wydziału Elektroniki Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki pracuje od 1991 roku. Jego działalność skupiona jest głównie na dwóch obszarach: regulatory wzbudzenia oraz cyfrowe regulatory napięcia generatorów synchronicznych, układy rozruchu częstotliwościowego – projektowanie, uruchamianie, modelowanie i symulacja oraz analizy pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, w tym związane z rozwojem energetyki wiatrowej.

Marek Głaz

mgr inż. PSE SA e-mail: Marek.Glaz@pse.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej (1992), specjalność: sieci i systemy elektroenergetyczne. Od początku kariery zawodowej związany z firmą Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA jako specjalista w obszarach eksploatacji oraz ruchu KSE. Jego zainteresowania zawodowe ukierunkowane są na: zagadnienia związane z układami automatyk systemowych i zabezpieczeń oraz z zakresu badań równowagi dynamicznej systemu.

165

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 166–171

Fast-Valving of Large Steam Turbine Units as a Means of Power System Security Enhancement

Authors Bogdan Sobczak Robert Rink Rafał Kuczyński Robert Trębski

Keywords fast-valving, power system stability

Abstract Fast-valving assists in maintaining system stability following a severe transmission system fault by reducing the turbine mechanical power. Fast-valving consists in rapid closing and opening of steam valves in an adequate manner to reduce the generator accelerating power following the recognition of a severe fault. FV can be an effective and economical method of meeting the performance requirements of a power system in the presence of an increase in wind and solar generation in the power system, newly connected large thermal units and delaying of building new transmission lines. The principle of fast-valving and advantages of applying this technique in large steam turbine units was presented in the paper. Effectiveness of fast-valving in enhancing the stability of the Polish Power Grid was analyzed. The feasibility study of fast-valving application in the 560 MW unit in Kozienice Power Station (EW SA) was discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.201413

1. Introduction Power systems’ increasing saturation with wind and solar generation, increased power ratings of large conventional and nuclear generation units, and delays in procurement of new transmission lines raise the importance of large generating units’ resistance to system disturbances. Loss of even one large unit increases costs, hinders operations management, and may endanger system security. It’s therefore natural that the issue of providing large unit steam turbines with the fast-valving (FV) capability has reappeared, which by way of rapid reduction of turbine power, and then its controlled restoration enhances the generator’s angle stability, and enables the unit’s retention in the grid during disturbances. Without this capability, disturbances may cause the unit’s shutdown. Grid disturbances, most often short-circuits, resulting in a sudden decrease in a synchronous generator’s electrical power load, cause an excess of the mechanical power driving the generator with respect to the braking electric power. The generator rotor then accelerates, and if such power imbalance is large and lasts long enough, it can lead to pole slipping (loss of synchronism), resulting in the generator’s emergency shutdown. Loss of a generator’s synchronism is also referred to as loss of its angular stability after a large disturbance.

166

Generator angular stability is illustrated by the equal area criterion, a method of direct stability evaluation based on the conservation of energy principle. Retention of generator stability after a fault (maintaining synchronism) depends on the relationship between the kinetic energy gained by the rotor during the fault and for a short time after its removal, when its rotational speed is still increasing (the gray area in Fig. 1), and the potential energy generated deceleration of the rotor, when the electric power exceeds the mechanical power (the black area). Rapid reduction of mechanical power Pm increases the area corresponding to the deceleration, and thus also enhances the generator’s angular stability. FV is a technique used in steam and nuclear units; it increases generator angular stability at large disturbances by quick and sufficiently large reduction in the turbine power. This is achieved by quick closing, and then relatively slow opening, of the turbine valves according to a predetermined algorithm. FV drives MP valves SP (medium-pressure, responsible for ~70% of turbine power), and sometimes also HP valves (high-pressure, control, responsible for the remaining ~30%). Valves may be fully or partially re-opened. In the applications described in literature, the FV closing and re-opening times amount to 80–400 ms and 3–10 s, respectively.

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 166–171

Fig. 1. Graphic illustration of the equal areas criterion for synchronous generator affected by short circuit

2. Reasons for the increased interest in FV technology The dynamics of today’s large power systems is becoming increasingly complex. This includes the system of continental Europe ENTSO-E CE (formerly UCTE). This system is likely to continue to grow in terms of area and power by attaching successive national systems (the Baltic states, Moldova, and perhaps also Ukraine). This increasing complexity of the dynamics is also due to the increased share of renewable energy sources connected to all voltage levels. The system’s size, changes in the generation model, changes in the system services and the way they are acquired, increasing role of the market, and transmission of very large powers over long distances cause the emergence of new threats to the angular stability at small and large disturbances. Recognizing the problem, European systems operators addressed it in the ENTSO-E document of 26 June 2012, “Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators”. In its section that sets the requirements for D-type generators (the largest power generators) the document provides that the owner of a generating unit connected to the system should, if the operator has set such a requirement, ensure the turbogenerator’s ability to operate under short circuit conditions, and for this purpose to ensure the turboset’s ability to operate in FV mode. The FV technique has been known since the 1930s and its practical applications date back to the 1960s. Today it is a technique

mastered and applied in nuclear power plants. For several years the issue of FV has appeared more frequently, also in papers describing the impact of large wind generation on angular stability of the system, such as [5]. The reasons, which in the authors’ opinion justify addressing the issue of FV application in Polish Power Grid (PPG), are: • In the next 5–10 years new conventional units will be connected to the PPG. These will include large 1000 MW class units added to existing plants. The planned nuclear plant is likely to have two 1600 MW units. In comparison with the current situation, the system generation will be more concentrated, which poses a much larger potential threat of losing power as a result of a close massive disturbance than today. • Due to the known and fairly common problems with the construction of new transmission lines, the grid development may lag behind the new units’ connection. As regards lines outputting power from plants, it means worsening angular stability conditions of the plants’ generators. • Wind generation, due to its volatility, does not always justify a line’s construction/upgrade. Instead, more and more often, also in the transmission grid, the transmission capacity will be increased by way of dynamic line load-carrying capability. In a heavily loaded transmission grid the angular stability conditions are more difficult. • Although the distributed energy generation development reduces the conventional generation, but it increases the importance of the generation that is currently active and provides necessary ancillary services. In such conditions, the outage of a large unit, additionally combined with a very likely shutdown of a portion of distributed generation, may constitute an increased risk to the system’s secure operation. To some extent the current ENTSO-E recommendations for ensuring a sufficient level of the systems’ angular stability have been inspired by their increasing saturation with distributed generation. • The idea of the currently used automatic stability protections (APKO) involves preventive unit shutdowns in order to adjust the power output to the grid conditions. The application of this type of automation in 1000 MW class units is hardly imaginable. The concept of a new system automation to protect power plants’ angular stability developed several years ago had assumed the FV implementation in large units [4]. • A large generator, which has lost synchronism, should be switched off by a pole slip protection. If it is not, successive slips may follow. A generator which has lost synchronism becomes a source of strong oscillations. Oscillations generated by a very large unit can cause erratic, unwanted tripping of protections in the grid, and loss of other nearby generators’ synchronism. Earlier manufactured generators were designed to resist possible slipping. Typical modern designs are not so resistant; therefore, slipping at a high power can damage the generator and turbine. FV activation, even if it won’t protect the generator against the loss of synchronism, will significantly reduce the harmfulness of these phenomena.

167

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 166–171

3. Angular stability of the PPG Trancient Stability (TS) and Small Signal Stability (SSS)1 disturbance stability is a power system security assessment element. Security assessment consist in checking whether the required security criteria are met for an assumed scope of system operating conditions, in this case the TS and SSS criteria. In various systems these criteria usually differ, which is only partly due to objective causes, such as, for instance, the system size, transmission grid development, and ties with other systems. The TS and SSS criteria are typically set out in grid codes. In its section on grid dependability, the Polish grid code contains the following provisions, which may be treated as stability assessment criteria. • “Emergency shutdown of one element (including bar section and continuous bar system) can not cause undamped oscillations of generators leading to loss of their angular stability” (II.A.2.3.6.). • “None of the potentially possible faults in a closed grid’s specific operating regime, a three-phase fault in particular, eliminated after less than or equal to 150 ms, shall not cause the development of generation units’ power swings leading to loss of their angular stability” (II.A.2.3.9.). These provisions are hardly unequivocally assignable to SSS or TS, and this is probably correct from the point of view of angular stability of the entire system. Most disturbances in power systems are of a transient and local nature. For closely located generators these will be large disturbances that may cause the loss of stability at the first rotor swing, while generators far from the disturbance location experience only minor oscillations. It is worth noting that the concept of angular stability loss can be interpreted differently for TS and SSS. While the loss of angular stability after a large disturbance that occurs in the first or in subsequent swings is obvious, the undamped oscillations do not necessarily lead to it. Such oscillations may, for instance, stabilize because of their nonlinearity, which does not mean that this is a permissible operating state of the system. Another angular stability aspect worth explaining is the meaning of angular stability of a system. While a system within a group of systems operating synchronously can lose its stability, still the notion of the PPG system’s angular stability refers to the stability of its major components, such as large generators or groups of generators. The only quantitative criterion provided for in the above quoted grid code provisions is the maximum fault duration at which generating units’ stable operation must be retained. This criterion refers to TS. There is no quantitative criterion for SSS – only the need to damp oscillations is mentioned2. In 2010–2012 the Institute of Power Engineering Gdańsk Division, commissioned by PSE SA, regularly assessed the grid security for the PPG operating regimes planned for three years ahead, which also included angular stability assessment. In order to perform the assessment, angular stability indicators

1 2 3

and the conditions of their determination had been agreed with the operator3. For TS the indicator was the minimum Critical Fault Clearance Time (CFCT) , which was determined for close and remote three-phase faults in lines outgoing from power plant substations, eliminated by switching off the lines, and for faults in the neighbouring nodes eliminated by their isolation. The criterion for close faults, as in the cited grid code provisions, was 150 ms. No particular criterion was applied to remote faults and faults in neighbouring nodes. The indicator adopted for SSS was the oscillation damping factor widely found in literature [1].

where: ξ – damping factor, σ – real part of mode, ω – Imaginary part of mode (pulsation). In large systems the damping factor is determined by a calculation method of the frequency and damping of linearised system’s electromechanical oscillations, or, in the absence of appropriate tools, by the Prony method applied to after-fault waveforms obtained from simulation of the original non-linear model. The criterion for local electromechanical oscillations (frequency over 0.6 Hz) was ξ = 5%. With regard to this type of oscillation it means good damping of the oscillations, which practically disappear after a few cycles. The results of the PPG security assessment until 2015 (the last year of the assessment) in terms of TS and SSS are good. Neither a CFTC below 150 ms, nor a damping factor below 5%, were ascertained.

4. Model studies The research project included model studies of turbine dynamics during FV, and studies aimed at determining FV effectiveness, its impact on the system, on voltage regulation, and the unit auxiliaries’ supply. The mechanical and thermal phenomena occurring during FV in 560 MW turbine of unit 9 in Kozienice power plant were examined by an IASE Wrocław team. The model exactly mapped the turbine and its controller. The generator and the power system were modelled in a very simplified manner. The model was verified on the basis of waveforms recorded on the 560 MW turbine. Currently in preparation are tests of the 560 MW unit’s transition for the auxiliaries’ supply, which will be held in the autumn. This paper, in the absence of IASE authors, doesn’t discuss this part of the model study. Key findings from the point of view of the study objective – object test performance – are as follows:

The current Polish Grid Code designations instead of the previously used “dynamic stability” and “static stability”. Previous Polish Grid Code issues set out the requirement to maintain 8% static stability margin, characterising only the grid transmission capabilities relative to generation units’ power. Compliance with the requirement was verified by flow calculations without consideration of dynamic model. The most recent of these assessments took into account the motor loads dynamics. This reduces the critical fault duration CFTC by 10–20 ms.

168

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 166–171

464.9 346.1

500.0 100.0

-17.5 107.8

Xl11

1.02 -2.49

-17.5 107.8

Xl12

1.02 -2.49

-464.9 -315.6

0.0 -0.0

Tev2 -17.5 107.8

Xl21

Bhv

-17.5 107.8

Xl22

LTe1

24.9 17.2

G ~

LThv1

SM1 1.01 30.09

-335.1 41.1

300.0 172.1

335.1 -3.5

Tsm2

1.00 33.82 360.0 13.8

Thv2

TrU2 335.1 -3.5

100

17.5 -106.6

Trd2

TrU1

Tsm1 300.0 150.0

1.01 -2.39

1.00 33.82

SI11 SI12 ~ M

-24.9 6.9 -14.9 3.3

~ M

18.0 11.6

PW1

1.01 30.09

-300.0 -150.0

Td2 24.9 17.2

Trpw2

1.04 -5.46

17.5 0.0 -106.6 -0.0

-335.1 41.1

Trpw1

-300.0 -150.0

Td1

17.5 -106.6 0.0 -0.0

300.0 172.1

Trd1

1.01 -2.39

LTe2 17.5 -106.6

110

Thv1

500.0 100.0

-464.9 -315.6 0.0 -0.0

Tev1

1.05 0.00 464.9 346.1

Xe2

Bev

Xe1

115

Tex2

1.05 0.00 464.9 346.1

120

EXTG2

Tex1

EXTG1

SI21 SI22 ~ M

-24.9 6.9 -14.9 3.3

360.0 13.8

1.04 -5.46

300.0 150.0

~ M

G ~

SM2

LThv2

18.0 11.6

PW2

Fig. 2. Generator – rigid grid system used for the FV tests (values shown: voltage amplitude and angle, active and reactive power)

• M P and HP valve closing speeds are in the range of values that occur in a turbine with FW • closing MP valves for more than 1.5–2 s can cause the test’s failure. The model studies of the electrical element (unit, system) were performed for the generator – rigid grid system, and for a model of the PPG’ high loads.

4.1. Generator – rigid grid model The model shown in Fig. 2 consists of two identical synchronous machine-rigid grid systems. The model was developed to closely examine the FV effects on voltage regulation and auxiliaries supply. The turbogenerator dynamics maps the dynamics of 360 MW generators in Bełchatów and Opole power stations– static excitation systems (ESST1A model), two-input system stabilizers (PSS24), stator and rotor current limiters and underexcitation limiter with typical structures and parameters (user models), and the turbine and its governor (user model developed in the basis of [2]). FV was modelled as a sequence of times and values (Fig. 3), which allowed determining, independently for HP and MP valves:

initiation time FV Td, minimum (valve control) signal Smin, time, by which the minimum signal is maintained Tmin, end of sequence time Tk, opening level after FV sequence Sk. The model studies showed that: • FV does poses no threat to the voltage regulation and auxiliaries supply • The FV effectiveness is low at close three-phase and twophase faults. The critical fault duration was extended by up to 20 ms • The FV effectiveness increased at remote three-phase faults. The Critical Fault Clearance Time extensions reached then several tens of milliseconds and more • FV prevented the loss of stability even at very long lasting and close single-phase faults. The system stabilizer increased the generator voltage variability during FV (particularly the singleinput stabilizer with electric power signal) • The system stabilizer had a destabilizing effect at times of operation of the generator under synchronism.

Also examined was the impact of a single-input stabiliser using the electric power input.

169

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 166–171

Generator relative angle (deg) : Reference Generator = 72346 [D4KKP111 190

400.] ' 2'

144

Angle (deg)

-40

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

Time (sec)

Generator speed (Hz) 50.60

50.28

49.96

Fig. 3. FV signal sequence

49.64

49.32

4.2. PPG model To a PPG dynamic model the FV functionality was added in the units in Bełchatów and Kozienice plants that were connected to the 400 kV system. For this purpose the user model of steam turbine and its controller developed on the basis of [2] was used. The studies of FV efficiency and effect on the PPG showed that: • the FV efficiency was low at close faults with CFTC below 250~300 ms. FV had increased the CFTC by 10–20 ms only • FV had extended by a several dozen milliseconds the CFTCs that originally exceeded 400 ms. Even longer CFTCs might have been extended by fractions of second • The MP valve closing acceleration from 0.250 s to 0.125 s had no significant impact on the FV efficiency at short CFTCs. CFTCs that originally lasted ca. 350 ms were extended by several up to several dozen or so milliseconds • The FV impact on voltage regulation was not significant, if the stabilizer system was insensitive to mechanical power changes (e.g. PSS2A). The single-input stabilizer using electric power significantly disturbed the voltage regulation. An option to consider, is blocking the signal from PSS during FV until the power is lower than 60–70% of the rating • FV performance during a fault significantly increased the motoring. At motoring the traditional PSS had a destabilizing effect. Also here blocking the signal from PSS during FV is worth considering • FV reduces the torques on the turboset shaft while a fault is eliminated. This was due to the significantly reduced amplitude of the generator current’s transverse component at the time of fault elimination when FV was active • FV performance posed no threats to the PPG. FV executed simultaneously on several parallel units, and causing momentary power decrease by as much as 1500-2000 MW, posed no threat to the PPG, as assessed by voltage disturbance and power oscillations. In particular, the largest power swing in power exchange lines caused by the FV in Bełchatów plant amounted to ca. 300 MW. The swings were well damped. Fig. 4 shows the waveforms for Bełchatów power plant’s 360 MW generator connected to the 400 kV substation that illustrate the FV performance. The fault conditions were chosen in such a way 170

49.00

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

Time (sec)

Generator active power (MW) 800

600

400

200

-200

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

6.00

8.00

10.00

Time (sec)

Generator terminal voltage (pu) 1.10

0.96

0.82

0.68

0.54

0.40

0.00

2.00

4.00

Time (sec)

Fig. 4. Waveforms for Bełchatów power plant’s 360 MW generator connected to the 400 kV substation, that illustrate the FV performance

that the generators without FV were close to the loss of angular stability, and the fault duration was long enough to prove the FV effectiveness.

5. Further studies In the second stage of the project, in addition to an FV test on a 560 MW unit, a concept will be developed of new system automation using FV availability. This automation, compared with the existing APKO type automation, should in many grid conditions replace the current practice of emergency switching units off by way of momentary decreases of their outputs. The development of the concept will require first of all solving the problem of identifying the need for FV and an manner of its implementation. The use of grid protections will be considered as well as

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | 166–171

local methods of recognition of the need to implement FV, found in literature under the name of EVA (Early Valve Actuation), that consist in the actuation signal development based on the accelerating power and electric power differential input. REFERENCES

1. Kundur P., Power System Stability and Control, EPRI Power System Engineering Series. McGraw-Hill Inc, New York 1994. 2. Lubośny Z., Model układu regulacji turbiny parowej w programie PSLF [Model of steam turbine control system in the PSLF programme], conferences materials “Current problems in power engineering”, Jurata 1999.

3. Machowski J. et al., Power System Dynamics and Stability, John Wiley & Sons, Chester 1997. 4. Madajewski K. et al., Studium badawcze możliwości zastosowania w KSE nowych rozwiązań APKO [Research study of the new APKO solutions applicability in the PPG], Institute of Power Engineering Gdańsk Division, Warszawa 2005. 5. Erlich I. et. al., Advanced requirements for thermal power plants for system stability in case of high wind power infeed, 7th International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems, Madrid 2008. 6. Machowski J. et al., Power System Dynamics and Stability, John Wiley & Sons, Chester 1997.

Bogdan Sobczak Institute of Power Engineering Gdańsk Division e-mail: B.Sobczak@ien.gda.pl Graduated in automation from the Faculty of Electronics of Gdańsk University of Technology. Head of the System Analysis Team in the Department of Automation and System Analysis at the Institute of Power Engineering Gdańsk Division. Research interests: dynamics, system stability.

Robert Rink Institute of Power Engineering Gdańsk Division e-mail: R.Rink@ien.gda.pl Graduated in automation from the Faculty of Electronics of Gdańsk University of Technology. In the Institute of Power Engineering since 1991. His work is mainly focused on two areas: excitation controllers, and digital voltage regulators of synchronous generators, frequency start systems - design, commissioning, modelling and simulation, and operational analyses of the Polish Power Grid, including those related to wind energy development.

Rafał Kuczyński PSE SA e-mail: Rafał.Kuczynski@pse.pl In PSE SA since early 1992, deals with the issues of PPG defence and restoration planning (including system testing). Contributed to RGCE ENTSO-E Operation Handbook Policy 5 and Policy 8 editorial work.

Robert Trębski PSE SA e-mail: Robert.Trebski@pse.pl A graduate of the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology (1993 ) and the Faculty of Management of the University of Warsaw (1996). In PSE SA, and then PSE Operator SA, since 1993. Specializes in power system modelling for online and offline applications used in the NDC National Dispatch Centre, and PPG operational analyses.

171

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 166–171

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 166–171. When referring to the article please refer to the original text. PL

Szybkie zaworowanie turbin parowych dużych bloków jako środek zwiększenia bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego Autorzy

Bogdan Sobczak Robert Rink Rafał Kuczyński Robert Trębski

Słowa kluczowe

szybkie zaworowanie, fast-valving

Streszczenie

Autorzy przedstawili w artykule zasady działania szybkiego zaworowania (ang. fast-valving) i korzyści stosowania tej techniki we współczesnych systemach elektroenergetycznych. Omówione zostały modelowe badania skuteczności FV w warunkach KSE oraz analiza możliwości wprowadzenia FV na bloku 560 MW elektrowni Kozienice, wykonane w ramach I etapu pracy IASE Wrocław i Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA, której przedmiotem jest analiza możliwości zastosowania FV w pracujących w KSE i planowanych do przyłączenia dużych blokach konwencjonalnych.

1. Wprowadzenie Zwiększanie nasycenia systemów elektroenergetycznych (SEE) generacją wiatrową i słoneczną, wzrost mocy znamionowej przyłączanych dużych konwencjonalnych i jądrowych jednostek wytwórczych oraz opóźnienia w budowie nowych linii przesyłowych podnoszą znaczenie odporności dużych jednostek wytwórczych na zakłócenia systemowe. Strata nawet jednej dużej jednostki zwiększa koszty, utrudnia prowadzenie ruchu i może zagrażać bezpieczeństwu systemu. W takiej sytuacji naturalny jest powrót tematu wyposażania turbin parowych dużych bloków w szybkie zaworowanie (ang. fast-valving, FV), które poprzez szybką redukcję mocy turbiny, a następnie kontrolowaną odbudowę zwiększa stabilność kątową generatora i umożliwia utrzymanie jednostki w sieci podczas zakłóceń. Bez tego rozwiązania zakłócenia mogą spowodować wyłączenie jednostki. Zakłócenia w sieci, najczęściej zwarcia, skutkujące nagłym zmniejszeniem obciążenia generatora synchronicznego mocą elektryczną, powodują wystąpienie nadwyżki mocy mechanicznej napędzającej generator względem hamującej mocy elektrycznej. Wirnik generatora wówczas przyspiesza, jeżeli nierównowaga mocy jest duża i trwa dostatecznie długo, może dojść do poślizgu biegunów (utraty synchronizmu), a w rezultacie do awaryjnego wyłączenia generatora. Utrata synchronizmu generatorów jest także określana jako utrata stabilności kątowej generatorów po dużych zakłóceniach. Stabilność kątową generatora ilustruje się za pomocą kryterium równych pól, metody bezpośredniej oceny stabilności, wykorzystującej zasadę zachowania energii. Zachowanie stabilności generatora po zwarciu (utrzymanie synchronizmu) zależy od relacji między energią kinetyczną, uzyskaną przez wirnik w czasie zwarcia i przez pewien czas po jego usunięciu, gdy jego prędkość obrotowa jeszcze rośnie (obszar szary na rys. 1), a energią potencjalną uzyskiwaną w czasie hamowania wirnika, gdy moc elektryczna jest większa

172

Rys. 1. Graficzna ilustracja kryterium równych pól dla generatora synchronicznego dotkniętego zwarciem

od mocy mechanicznej (obszar czarny). Szybka redukcja mocy mechanicznej Pm zwiększy obszar odpowiadający hamowaniu, a więc zwiększy także stabilność kątową generatora. FV jest techniką stosowaną w turbozespołach parowych i jądrowych, zwiększa ona stabilność kątową generatora dla dużych zakłóceń poprzez szybkie i odpowiednio duże zmniejszenie mocy turbiny. Uzyskuje się to poprzez szybkie przymknięcie,

a następnie stosunkowo wolne otwarcie zaworów turbiny według zadanego z góry algorytmu. FV oddziałuje na zawory SP (średnioprężne, odpowiadające za ~70% mocy turbiny), a niekiedy także na zawory WP (wysokoprężne, regulacyjne, odpowiadające za pozostałe ~30%). Ponowne otwarcie zaworów może być pełne lub częściowe. W opisanych w literaturze zastosowaniach FV czasy zamykania lokują się w przedziale 80–400 ms, a czasy otwierania 3–10 s.

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 166–171

2. Przyczyny zwiększonego zainteresowania techniką FV Dynamika współczesnych wielkich systemów elektroenergetycznych staje się coraz bardziej złożona. Dotyczy to m.in. systemu kontynentalnej Europy ENTSO-E CE (dawniej UCTE). System ten prawdopodobnie nadal będzie się rozwijał pod względem obszaru i mocy dzięki przyłączaniu kolejnych systemów narodowych (państwa bałtyckie, Mołdawia, a być może także Ukraina). Za coraz większą złożoność dynamiki odpowiada także wzrost udziału odnawialnych źródeł energii przyłączanych do wszystkich poziomów napięć. Rozmiar systemu, zmiany w modelu generacji, zmiany w usługach systemowych i sposobie ich pozyskiwania, coraz większa rola rynku, przesyły bardzo dużych mocy na dalekie odległości powodują pojawienie się nowych zagrożeń dla stabilności kątowej małych i dużych zakłóceń. Operatorzy systemów europejskich, dostrzegając problem, odnieśli się do niego w dokumencie z 26 czerwca 2012 roku ENTSO-E „Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators” [1]. W części określającej wymagania dotyczące generatorów typu D (generatory o największej mocy) stwierdza się, że właściciel jednostki wytwórczej przyłączonej do systemu powinien, o ile taki wymóg określi operator, zapewnić zdolność turbozespołu do pracy w warunkach zwarcia i w tym celu zapewnić zdolność turbozespołu do pracy w trybie FV. Technika FV jest znana od lat 30. ubiegłego wieku, praktyczne zastosowania datują się od lat 60. Obecnie jest to technika opanowana i stosowana m.in. w elektrowniach jądrowych. Od kilku lat tematyka FV zaczęła pojawiać się znacznie częściej m.in. w artykułach opisujących wpływ dużej generacji wiatrowej na stabilność kątową systemu, np. [2]. Przyczyny, które zdaniem autorów uzasadniają zajęcie się tematem zastosowania FV w KSE, to: • W KSE przez najbliższe 5–10 lat zostaną przyłączone nowe bloki konwencjonalne. Wśród nich będą duże bloki klasy 1000 MW, budowane w istniejących elektrowniach. Planowana elektrownia jądrowa będzie mieć prawdopodobnie dwa bloki o mocy 1600 MW. W porównaniu z obecną sytuacją nastąpi koncentracja generacji systemowej, co stwarza potencjalne zagrożenie utraty mocy w wyniku bliskiego dużego zakłócenia dużo większej niż jest to obecnie. • Ze względu na znane i dość powszechne problemy z budową nowych linii przesyłowych rozwój sieci może być opóźniony w stosunku do przyłączenia nowych bloków. w przypadku linii wyprowadzenia mocy z elektrowni oznacza to pogorszenie warunków dla stabilności kątowej generatorów elektrowni. • Generacja wiatrowa, ze względu na zmienność, nie zawsze uzasadnia budowę/modernizację linii. W zamian coraz częściej, także w sieci przesyłowej, będzie się wykorzystywać zwiększenie zdolności przesyłowych dzięki stosowaniu dynamicznej obciążalności linii. Mocno

obciążona sieć przesyłowa tworzy trudniejsze warunki dla stabilności kątowej. • Rozwój energetyki rozproszonej ogranicza wprawdzie generację konwencjonalną, ale zwiększa znaczenie tej generacji, która aktualnie pracuje i dostarcza niezbędnych usług systemowych i regulacyjnych. W takich warunkach strata dużego bloku, dodatkowo połączona z bardzo prawdopodobnym wyłączeniem części generacji rozproszonej, może stanowić zwiększone zagrożenie dla bezpiecznej pracy systemu. Aktualne zalecenia ENTSO-E, dotyczące zapewnienia odpowiedniego poziomu stabilności kątowej systemów, wynikają w pewnym stopniu właśnie ze wzrastającego nasycenia systemów generacją rozproszoną [2]. • Idea aktualnie stosowanej automatyki ochrony stabilności (APKO) polega na prewencyjnym wyłączaniu bloków w celu dostosowania poziomu generacji elektrowni do warunków sieciowych. Trudno wyobrazić sobie zastosowanie automatyki tego typu dla bloków klasy 1000 MW. Opracowana kilka lat temu koncepcja nowej automatyki systemowej ochrony stabilności kątowej elektrowni zakładała wprowadzenie FV na dużych blokach [4]. • Duży generator po utracie synchronizmu powinien zostać wyłączony przez zabezpieczenia od poślizgu. W przypadku ewentualnego niewyłączenia może dojść do kolejnych poślizgów. Generator, który stracił synchronizm, staje się źródłem silnych oscylacji. W przypadku bardzo dużych jednostek generowane oscylacje mogą powodować błędne, niepożądane zadziałania zabezpieczeń w sieci, a także utratę synchronizmu innych pobliskich generatorów. Dawniej produkowane generatory były projektowane z założeniem odporności na ewentualny poślizg. Nowoczesne konstrukcje zazwyczaj takiej odporności nie mają, w związku z tym poślizg przy dużej mocy może spowodować uszkodzenia generatora i turbiny. Zadziałanie FV, nawet jeżeli nie ochroni generatora przed utratą synchronizmu, to w znaczący sposób zmniejszy szkodliwość wymienionych zjawisk. 3. Stabilność kątowa KSE Stabilność kątowa dużych (SKDZ) i małych zakłóceń (SKMZ)1 jest jednym z elementów oceny bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Ocena bezpieczeństwa polega na sprawdzeniu, czy dla założonego zakresu warunków pracy systemu spełnione są wymagane kryteria bezpieczeństwa, w tym przypadku kryteria SKDZ i SKMZ. W różnych systemach kryteria te są zazwyczaj różne, co tylko częściowo jest spowodowane przyczynami obiektywnymi, takimi jak np. wielkość systemu, rozwój sieci przesyłowej, powiązania z innymi systemami. Kryteria SKDZ i SKMZ podaje się zazwyczaj w dokumentach typu Grid Code (w KSE jest to „Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej” – IRiESP). W IRiESP, w części dotyczącej niezawodności sieci, występują następujące zapisy,

które można potraktować jak kryteria oceny stabilności: • „Awaryjne wyłączenie jednego elementu (w tym sekcji szyn lub niesekcjowanego systemu szyn) nie może spowodować nietłumionych kołysań generatorów prowadzących do utraty ich stabilności kątowej” (II.A.2.3.6.). • „Żadne spośród potencjalnie możliwych zwarć w danym układzie pracy sieci zamkniętej, w szczególności zwarć trójfazowych, zlikwidowane po czasie krótszym lub równym 150 ms, nie spowoduje powstania kołysań mocy jednostek wytwórczych prowadzących do utraty ich stabilności kątowej” (II.A.2.3.9.). Zapisy te trudno jednoznacznie przypisać do SKMZ lub SKDZ i jest to prawdopodobnie słuszne z punktu widzenia stabilności kątowej całego systemu. Większość zakłóceń, które zdarzają się w systemach, to zakłócenia o charakterze przemijającym i lokalnym. Dla blisko położonych generatorów będą to duże zakłócenia, mogące spowodować utratę stabilności w pierwszym wychyleniu wirnika, podczas gdy generatory odległe od miejsca zakłócenia doświadczą jedynie niewielkich kołysań. Warto zwrócić uwagę na to, że pojęcie utraty stabilności kątowej dla SKDZ i SKMZ może być różnie interpretowane. O ile utrata stabilności kątowej po dużym zakłóceniu, która następuje w pierwszym lub w następnych wychyleniach, jest oczywista, to nietłumione kołysania niekoniecznie muszą prowadzić do utraty stabilności kątowej. Takie kołysania mogą na przykład, ze względu na nieliniowości, ustabilizować się, co nie znaczy, że jest to stan dopuszczalnej pracy systemu. Inny aspekt stabilności kątowej, który warto wyjaśnić, to znaczenie pojęcia stabilności kątowej systemu. Choć istnieje możliwość utraty stabilności kątowej pewnego systemu w ramach grupy systemów pracujących synchronicznie, to jednak mówiąc np. o stabilności kątowej KSE, myśli się o stabilności kątowej jego ważnych elementów, takich jak duże generatory czy też grupy generatorów. W przytoczonych zapisach IRiESP jedynym kryterium ilościowym jest maksymalny czas zwarcia, przy którym musi zostać utrzymana stabilna praca jednostek wytwórczych. Jest to kryterium dla SKDZ. Brak jest ilościowego kryterium dla SKMZ – mowa jest jedynie o konieczności tłumienia kołysań2. W latach 2010–2012 Instytut Energetyki Oddział Gdańsk wykonywał na zamówienie PSE SA cykliczne oceny bezpieczeństwa sieci dla układów pracy KSE, planowanych w perspektywie trzyletniej, które obejmowały również oceny stabilności kątowej. W celu wykonania oceny uzgodniono z operatorem wskaźniki stabilności kątowej i warunki ich wyznaczania3. Dla SKDZ wskaźnikiem był krytyczny czas zwarcia (KCZ), który wyznaczano dla zwarć trójfazowych bliskich i dalekich w liniach wychodzących z rozdzielni elektrownianych, usuwanych przez wyłączenie linii, oraz dla zwarć w sąsiadujących węzłach usuwanych przez izolację węzła. Wartością kryterialną dla zwarć bliskich, podobnie jak

Obecne określenia IRiESP w miejsce poprzednio używanych „równowaga dynamiczna” i „równowaga statyczna”. W poprzednich edycjach IRiESP znajdowało się wymaganie zachowania 8-proc. zapasu równowagi statycznej, charakteryzujące tylko zdolności przesyłowe sieci w stosunku do mocy jednostek wytwórczych. Wymaganie weryfikowało się za pomocą obliczeń rozpływowych bez udziału modelu dynamicznego. 3 W ostatnich ocenach zaczęto uwzględniać w odbiorach dynamikę silników. Powoduje to zmniejszenie wartości KCZ o 10–20 ms. 1 2

173

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 166–171

EXTG1 464.9 346.1 1.05 0.00 464.9 346.1

4. Badania modelowe W pracy wykonano badania modelowe dynamiki turbiny w trakcie FV oraz badania, których celem było określenie skuteczności FV, jego wpływu na system, na regulacje napięcia i zasilanie potrzeb własnych bloku. Badanie zjawisk mechanicznych i cieplnych zachodzących w trakcie FV w turbinie 560 MW bloku nr 9 el. Kozienice wykonał zespół IASE Wrocław. Wykorzystany model dokładnie odwzorowuje turbinę i jej regulator. Generator i system elektroenergetyczny jest zamodelowany w sposób bardzo uproszczony. Model został zweryfikowany na podstawie przebiegów zarejestrowanych na turbinie 560 MW. Obecnie w trakcie przygotowań są próby przejścia bloku 560 MW na potrzeby własne, które odbędą się jesienią. W artykule, z uwagi na brak autorów z IASE, ta część badań modelowych nie jest omawiana. Najważniejsze wnioski z punktu widzenia celu pracy – przeprowadzenia próby obiektowej – są następujące: • szybkości zamykania zaworów SP i WP mieszczą się w zakresie wartości, które występują w turbinach, gdzie jest wykorzystywany FW • przymknięcie zaworów SP na czas dłuższy niż 1,5–2 s może spowodować niepowodzenie próby. Badania modelowe dotyczące strony elektrycznej (blok, system) wykonano dla układu generator – sieć sztywna oraz dla modelu dużych obciążeń KSE. 4

174

Xe2

Bev

-464.9 -315.6 0.0 -0.0 1.02 -2.49

500.0 100.0

-17.5 107.8

Xl11

-17.5 107.8

Xl12

-464.9 -315.6

0.0 -0.0 1.02 -2.49

Tev1

gdzie: ξ – współczynnik tłumienia, σ – część rzeczywista modu, ω – część urojona modu (pulsacja).

115

1.05 0.00 464.9 346.1

Tev2 -17.5 107.8

Xl21

Bhv

-17.5 107.8

Xl22

LTe1

TrU1

24.9 17.2

G ~

LThv1

SM1 1.01 30.09

Thv2

-335.1 41.1

300.0 172.1

335.1 -3.5

Tsm2

1.00 33.82 360.0 13.8

17.5 -106.6

TrU2 335.1 -3.5

100

Tsm1 300.0 150.0

1.01 -2.39

-335.1 41.1

1.00 33.82

SI11 SI12 ~ M

-24.9 6.9 -14.9 3.3

PW1

~ M

18.0 11.6

1.01 30.09

-300.0 -150.0

Td2 24.9 17.2

Trpw2

1.04 -5.46

17.5 0.0 -106.6 -0.0

Trd2

300.0 172.1

-300.0 -150.0

Td1

17.5 -106.6 0.0 -0.0

Trpw1

1.01 -2.39

Trd1

Thv1

LTe2 17.5 -106.6

110

500.0 100.0

120

464.9 346.1

Tex2

Tex1

Xe1

Współczynnik tłumienia w dużych systemach wyznacza się, używając jednej z metod obliczania częstotliwości i tłumienia oscylacji elektromechanicznych układu zlinearyzowanego albo w razie braku odpowiednich narzędzi za pomocą metody Prony’ego, stosowanej do przebiegów pozakłóceniowych, uzyskanych z symulacji modelu oryginalnego nieliniowego. Wartością kryterialną dla oscylacji elektromechanicznych o charakterze lokalnym (częstotliwość powyżej 0,6 Hz) była wartość ξ = 5%. W przypadku tego typu oscylacji oznacza to dobre wytłumienie oscylacji, które praktycznie zanikają po kilku okresach. Wyniki oceny bezpieczeństwa KSE w perspektywie 2015 roku (ostatni rok oceny) ze względu na SKDZ i SKMZ są dobre. Nie stwierdzono wartości KCZ poniżej 150 ms, podobnie jak nie stwierdzono współczynników tłumienia poniżej wartości 5%.

EXTG2

w przytoczonym zapisie IRiESP, był czas 150 ms. W zwarciach odległych i zwarciach w węzłach konkretnej wartości kryterialnej nie stosowano. Dla SKMZ jako wskaźnik przyjęto często spotykany w literaturze [5] współczynnik tłumienia oscylacji

SI21 SI22 ~ M

-24.9 6.9 -14.9 3.3

360.0 13.8

1.04 -5.46

300.0 150.0

~ M

G ~

SM2

LThv2

18.0 11.6

PW2

Rys. 2. Układ typu generator – sieć sztywna wykorzystany do badań FV (pokazane wartości to: amplituda i kąt napięć oraz moc czynna i bierna)

4.1. Model typu generator – sieć sztywna Model pokazany na rys. 2 zawiera dwa identyczne układy typu maszyna synchroniczna – sieć sztywna. Model został opracowany w celu dokładnego zbadania skutków zastosowania FV dla regulacji napięcia i zasilania potrzeb własnych. Dynamika turbozespołów odwzorowuje dynamikę generatorów typu 360 MW, które pracują w elektrowniach Bełchatów i Opole – statyczne układy wzbudzenia (model ESST1A), dwuwejściowe stabilizatory systemowe (PSS2A4), ograniczniki prądu stojana, wirnika i niedowzbudzenia o typowych strukturach i parametrach (modele użytkownika) oraz turbina i jej regulator (model użytkownika opracowany według [8]). FV zamodelowano jako sekwencję czasów i wartości (rys. 3), która pozwala określić niezależnie dla zaworów WP i SP: czas zainicjowania FV Td, poziom minimalnego sygnału (sterującego zaworami) Smin, czas, do którego utrzymywany jest sygnał minimalnego Tmin, czas końca sekwencji Tk, poziom otwarcia po zakończeniu sekwencji FV Sk. Badania modelu pozwoliły stwierdzić, że: • FV nie stwarza zagrożeń dla regulacji napięcia i pracy potrzeb własnych • Skuteczność FV jest niewielka przy bliskich zwarciach trójfazowych i dwufazowych. Wydłużenie krytycznego czasu zwarcia wynosi do 20 ms • Przy odległych zwarciach trójfazowych skuteczność FV rośnie. Wydłużenia krytycznego czasu zwarcia są rzędu kilkudziesięciu milisekund i więcej

Badano również wpływ stabilizatora jednowejściowego, wykorzystującego sygnał mocy elektrycznej.

Rys. 3. Sekwencja sygnału FV

• FV zapobiega utracie stabilności nawet przy bardzo długo trwających i bliskich zwarciach jednofazowych • Stabilizator systemowy zwiększa zmienność napięcia generatora w trakcie FV (szczególnie, gdy jest to stabilizator jednowejściowy z sygnałem mocy elektrycznej) • Stabilizator systemowy ma destabilizujący wpływ, gdy generator doświadcza momentów pracy silnikowej. 4.2. Model KSE Do modelu dynamicznego KSE wprowadzono funkcjonalność FV dla bloków w elektrowniach Bełchatów i Kozienice, pracujących na system 400 kV. Wykorzystano w tym celu model użytkownika dla turbiny parowej i jej regulatora opracowany według [8]. Przeprowadzone dla FV badania skuteczności i wpływu na KSE pokazały, że: • FV jest mało skuteczny dla bliskich zwarć, dla których wartość KCZ jest mniejsza

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 166–171

5. Dalsze prace W II etapie pracy, oprócz wykonania próby FV na bloku 560 MW, będzie opracowywana koncepcja nowej automatyki systemowej wykorzystującej dostępność FV. Automatyka ta, w porównaniu z działającą obecnie automatyką typu APKO, powinna zastąpić w wielu sytuacjach sieciowych obecnie stosowane awaryjne wyłączanie bloków chwilowym zmniejszeniem ich mocy. Opracowanie koncepcji będzie wymagało przede wszystkim rozwiązania problemu identyfikacji konieczności i sposobu wykonania FV. Rozważać się będzie wykorzystanie zabezpieczeń sieciowych, jak również lokalnych metod identyfikacji potrzeby wykonania FV występujących w literaturze pod nazwą EVA (ang. Early Valve Actuation), które polegają na wypracowaniu sygnału inicjującego na podstawie sygnału mocy przyspieszającej i różniczki mocy elektrycznej.

Generator relative angle (deg) : Reference Generator = 72346 [D4KKP111 190

400.] ' 2'

144

Angle (deg)

od 250~300 ms. FV pozwala na zwiększenie KCZ jedynie o 10–20 ms • Dla zwarć, dla których wartość KCZ przekracza 400 ms, zastosowanie FV pozwala zwiększyć KCZ o kilkadziesiąt ms. Dla jeszcze większych wartości KCZ to zwiększenie może wynosić części sekundy • Przyspieszenie prędkości zamykania zaworów SP z 0,250 s do 0,125 s nie ma dużego wpływu na skuteczność FV przy małych wartościach KCZ. Przy czasach rzędu 350 ms zwiększenie KCZ wynosi od kilku do kilkanastu milisekund • FV nie ma dużego wpływu na regulację napięcia, jeżeli stabilizator systemowy jest nieczuły na zmiany mocy mechanicznej (np. PSS2A). Dla stabilizatorów jednowejściowych, wykorzystujących moc elektryczną, stabilizator powoduje znaczące zakłócenia w regulacji napięcia. Jedną z opcji do rozważenia jest blokowanie sygnału z PSS w trakcie FV do momentu, gdy moc będzie niższa niż 60–70% mocy znamionowej • FV wykonywany w czasie zwarcia doprowadza do znacznie głębszej pracy silnikowej niż ma to miejsce bez FV. W pracy silnikowej tradycyjny PSS ma działanie destabilizujące. Także tutaj do rozważenia jest blokowanie sygnału z PSS w trakcie FV • Zastosowanie FV zmniejsza momenty działające na wał turbozespołu w momencie usuwania zwarcia. Wynika to z wyraźnie mniejszej amplitudy składowej poprzecznej prądu generatora, w momencie usunięcia zwarcia, w przypadku stosowania FV • Działanie FV nie powodowało zagrożeń dla KSE. FV wykonany jednocześnie na kilku równolegle pracujących jednostkach i powodujący chwilowe zaniżenie mocy nawet 1500–2000 MW nie stanowi zagrożenia dla KSE, ocenianego przez zaburzenia napięcia i oscylacje mocy. W szczególności największe stwierdzone zakołysanie mocy na liniach wymiany spowodowane FV w El. Bełchatów wyniosło ok. 300 MW. Kołysania są dobrze tłumione. Na rys. 4 pokazano przebiegi dla generatora 360 MW elektrowni Bełchatów, pracującego na rozdzielnię 400 kV, ilustrujące działanie FV. Warunki zwarcia dobrano w taki sposób, aby bez FV generatory były bliskie utraty stabilności kątowej, a jednocześnie czas zwarcia był na tyle długi, aby FV okazał się skuteczny.

-40

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

Time (sec)

Generator speed (Hz) 50.60

50.28

49.96

49.64

49.32

49.00

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

Time (sec)

Generator active power (MW) 800

600

400

200

-200

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

6.00

8.00

10.00

Time (sec)

Generator terminal voltage (pu) 1.10

0.96

0.82

0.68

0.54

0.40

0.00

2.00

4.00

Time (sec)

Rys. 4. Przebiegi dla generatora 360 MW elektrowni Bełchatów pracującego na rozdzielnię 400 kV, ilustrujące działanie FV

Bibliografia 1. Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators, ENTSO-E 26 June 2012. 2. Erlich I. i in., Advanced requirements for thermal power plants for system stability in case of high wind power infeed, 7th International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems, Madrid 2008.

3. Te c h n i c a l B a c k g r o u n d A n d Recommendations For Defence Plans in The Continental Europe Synchronous, Area ENTSO-E, 31 January 2011. 4. Madajewski K. i in., Studium badawcze możliwości zastosowania w KSE nowych rozwiązań APKO, Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Warszawa 2005. 5. Kundur P., Power System Stability and Control, EPRI Power System Engineering Series. McGraw-Hill Inc, New York 1994. 6. PSLF’s User Manual. 7. PSS®E Model Library.

175

B. Sobczak et al. | Acta Energetica 1/18 (2014) | translation 166–171

8. Lubośny Z., Model układu regulacji 9. Optimisation of Protection performance PSLF, mate-SA During System Disturbances, WG B5.09 Publisher turbiny parowej w programieENERGA riały konferencji „Aktualne problemy CIGRE 232, 2003. w elektroenergetyce”, Jurata 1999. Bogdan Sobczak mgr inż. Patronage

Politechnika Gdańska

ENERGA SA

Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddział Gdańsk e-mail: B.Sobczak@ien.gda.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Gdańskiej, kierunek automatyka. Aktualnie pracuje w Instytucie Energetyki Instytucie Badawczym Oddział Academic Consultants Janusz Białekw Zakładzie | Mieczysław Brdyś | Mirosław Czapiewski | Antoni Dmowski Gdańsk jako kierownik Zespołu Analiz Systemowych Automatyki i Analiz Systemowych. Zainteresowania: dynamika, stabilność systemu.

od 1991 roku. Jego działalność skupiona jest głównie na dwóch obszarach: regulatory wzbudzenia oraz cyfrowe regulatory napięcia generatorów synchro-

e-mail: Rafał.Kuczynski@pse.pl Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief Robert Trębski mgr. inż. Copy Editors

Rafał Hyrzyński

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and typesetting

Art Design Maciej Blachowski

Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

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

Electronic Media

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

Information about the oryginal version

Pracownik PSE SA od początku 1992 r. zajmuje się zagadnieniami opracowania planów obrony i odbudowy KSE (w tym testami systemowymi). Zaangażowany w prace redakcyjne ENTSO-E RGCE Operation Handbook Policy 5 i Policy 8.

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

PSE SA e-mail: Robert.Trebski@pse.pl Topic Editors Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej (1993) i Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego (1996). Od 1993 pracownik PSE Karol się Lewandowski Paweł Szawłowski SA, później PSE Operator SA. Specjalizuje w zagadnieniach |modelowania systemu elektroenergetycznego na potrzeby aplikacji online i offline wykorzystywanych w KDM oraz analizach pracy KSE.

Information for authors published on176 the website: www.actaenergetica.org

177

178

Power Engineering Quarterly