Wyniki 1-10 spośród 14 dla zapytania: authorDesc:"Mariusz TALAGA"

System ochrony kluczowych odbiorów w przypadku utraty lub ograniczenia mocy zasilania obiektu


  Wiele zakładów przemysłowych ma własne układy generacji, które w czasie normalnej pracy są połączone z krajowym systemem elektroenergetycznym. Źródła te mogą być wykorzystane do tworzenia zbilansowanych wysp, które są skutecznym sposobem ograniczania skutków awarii systemowych. Wykreowana w sposób zamierzony wyspa pozwala zapewnić dostawę energii elektrycznej do odbiorców (obiektów) najwrażliwszych pod względem pewności zasilania. Oczywistym warunkiem stabilnej pracy wyodrębnionego obszaru sieci jest utrzymanie "w pracy" jednostek prądotwórczych, a to z kolei wymaga zbilansowania energetycznego wyspy. W artykule poruszono zagadnienia związane z wyodrębnianiem zbilansowanych pod względem energetycznym wysp oraz przedstawiono system Smart-Load, realizujący koncepcję bilansowania wyspy w jednym z zakładów przemysłowych. Artykuł został wzbogacony o doświadczenia eksploatacyjne oraz przykłady działania systemu. Dla użytkowników energii elektrycznej posiadających własną generację możliwość zapewnienia ciągłości dostaw energii dla najważniejszych odbiorów jest wartością samą w sobie. Dodatkowym przyczynkiem zainteresowania tematem tworzenia wysp jest rozporządzenie ministra gospodarki z 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Rozporządzenie to nakłada na odbiorcę energii elektrycznej podłączonego do sieci o napięciu 6 kV lub wyższym obowiązek stosowania automatyki SCO. Intencją tego rozporządzenia jest ochrona KSE przed załamaniem. Zaprezentowany system Smart-Load z jednej strony wypełnia obowiązki stawiane w tym rozporządzeniu, a z drugiej strony pozwala na utrzymanie pracy własnej jednostki wytwórczej. System Smart-Load System Smart-Load jest zaawansowanym systemem służącym do "inteligentnego" dokonywania wyłączeń w przypadku deficytu mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym (lub jego części). Realizuje adaptacyjną automatykę SCO. Główną zaletą tego systemu w porównaniu[...]

Pomiary synchroniczne w systemie elektroenergetycznym - wymagania dla stanu ustalonego


  W ostatnim czasie obserwuje się potrzebę całościowego opisu stanu pracy systemu elektroenergetycznego (SEE) najlepiej w czasie quasi-rzeczywistym. Potrzeba ta wynika m.in. z coraz bardziej złożonej topologii systemu i zwiększającego się udziału źródeł rozproszonych w globalnej produkcji energii elektrycznej. Z drugiej strony pojawiają się możliwości technologiczne umożliwiające znaczącą poprawę jakości pomiarów służących do estymacji stanu systemu elektroenergetycznego i identyfikacji stanów zakłóceniowych. Możliwości te związane są z pomiarami synchronicznymi prowadzonymi na rozległych obszarach systemu. Już od wielu lat prowadzone są prace nad zmianą podejścia z obiektowego na obszarowe w zakresie automatyki elektroenergetycznej, realizującej m.in. funkcje identyfikacji: stanów pracy, pomiarów, adaptacji, regulacji i zabezpieczeń. Jedną z technik umożliwiających realizację tych funkcjonalności jest technika tzw. obszarowych pomiarów synchronicznych, realizowanych w urządzeniach PMU (phasor measurement unit). W firmie Energotest przy współudziale pracowników Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej prowadzone są prace badawcze [6] zmierzające do oceny przydatności stosowania tej techniki w systemie elektroenergetycznym do realizacji różnorakich funkcji. Podstawą techniki synchrofazorów jest dokonywanie pomiarów w sposób synchroniczny w układzie rozproszonym, a następnie wyciąganie wniosków (off-line), monitorowanie i/lub podejmowanie decyzji (on-line), bazując na porównywaniu wielkości zmierzonych w różnych punktach. To pociąga za sobą konieczność pozyskiwania danych pomiarowych z odpowiednią precyzją. Wynikła z tego potrzeba ujednolicenia podejścia do własności metrologicznych urządzeń dokonujących pomiarów synchronicznych, co zostało przekute na odpowiednie wymagania normalizacyjne. Normalizacja Pierwsza próba zdefiniowania i unormowania techniki pomiarów synchroniczn[...]

Wybrane metody cyfrowego pomiaru częstotliwości w systemie elektroenergetycznym DOI:10.15199/74.2016.3.6


  W systemie elektroenergetycznym (SEE) znajomość estymaty aktualnej wartości częstotliwości składowej podstawowej (1. harmonicznej) lub jej odchyleń od wartości znamionowej ma istotne znaczenie nie tylko dla poprawnej realizacji funkcji: pomiarowej, zabezpieczeniowej, sterującej czy regulacyjnej, ale jest również ważną informacją wykorzystywaną do opisu aktualnego stanu pracy SEE, np. jego: stabilności kątowej, kołysań mocy, obszarowego niezbilansowania mocy czynnej itd. Zastosowanie techniki cyfrowej w szeroko rozumianej automatyce elektroenergetycznej skutkuje pojawieniem się wielu rozwiązań sprzętowych z zaimplementowanymi algorytmami pomiarowymi (wyznaczającymi) estymaty częstotliwości. Z punktu widzenia cyfrowych rozwiązań automatyki zabezpieczeniowej, sterującej czy regulacyjnej, istotnymi czynnikami oceniającymi przydatność i skuteczność danego algorytmu pomiaru częstotliwości są m.in.: - wrażliwość algorytmów na obecność w sygnałach wejściowych składowych zakłócających, szczególnie w postaci wyższych harmonicznych i składowej aperiodycznej, - zakres częstotliwości, w którym algorytm zapewnia dostateczną dokładność pomiaru, - długości okien pomiarowych, niezbędnych do uzyskania założonych dokładności pracy algorytmów wyznaczenia częstotliwości. Z zagadnieniem tym wiąże się bezpośrednio czas uzyskania stabilnej odpowiedzi algorytmu po chwilowym zaburzeniu sygnałów wejściowych, np. wskutek zakłócenia zwarciowego, - stopień komplikacji algorytmu i związany z tym nakład obliczeń. W artykule omówiono (oceniono) kilka wybranych, znanych z literatury metod pomiaru częstotliwości pod kątem wykorzystania w automatyce elektroenergetycznej. Przegląd metod pomiaru częstotliwości Metoda estymacji odchylenia częstotliwości z zastosowaniem liniowego i nieliniowego filtru Kalmana Metoda pozwala uzyskać wartości: amplitudy, kąta fazowego i odchylenia częstotliwości wejściowego sygnału pomiarowego, wykorzystując filtry Kalmana o różne[...]

Wykorzystanie techniki pomiarów synchronicznych w elektrowniach systemowych - pomiar kąta mocy generatora DOI:10.15199/74.2016.12.7


  Wykorzystanie techniki pomiarów synchronicznych w elektroenergetyce światowej jest coraz powszechniejsze [4, 5]. Z techniką tą wiąże się nadzieje na rozwiązanie niektórych problemów dotyczących pracy systemu elektroenergetycznego (SEE), a w związku z tym przeznacza się na jej rozwój stosunkowo duże środki [7]. Pierwszą, bezcenną korzyścią wykorzystania pomiarów synchronicznych jest podniesienie poziomu obserwowalności pracy SEE, zwiększenie tzw. świadomości sytuacyjnej. Obserwowalność on-line wynika z istoty pomiarów synchronicznych, czyli dokonywania jednoczesnych pomiarów napięć i prądów (amplitudy i fazy) oraz częstotliwości w wielu miejscach systemu na rozległym obszarze. Pomiary te są oznaczane etykietą czasu z dokładnością rzędu kilku mikrosekund. Aby pomiary były przydatne do oceny stanów dynamicznych, urządzenia pomiarowe PMU (Phasor Measurement Unit) i zastosowane w nich algorytmy muszą zapewnić ich odpowiednią spójność w czasie, dynamikę i odporność na sygnały zakłócające. Wymagania w tym zakresie zostały określone w przedmiotowych normach [1, 2]. Spójność pomiarów synchronicznych w rozległym systemie pozwala na ich bezpośrednie porównywanie i dokonywanie innych operacji matematycznych, a to z kolei pozwala na realizację wielu funkcji nieosiągalnych tradycyjnymi metodami pomiarowymi. Spośród licznych zastosowań [5] można tu wymienić: identyfikację zakłóceń (kołysania mocy, oscylacje międzysystemowe, ocenę stabilności SEE, wydzielanie się obszarów pracy wyspowej, czy wspomaganie w czasie quasi-rzeczywistym estymatora stanu). Istotną cechą systemów opartych na PMU - jest możliwość permanentnej rejestracji pomiarów, która daje możliwość analizowania zaistniałych zakłóceń w SEE, również post factum. Umożliwia to, np. weryfikowanie modeli SEE (w tym modeli elektrowni systemowych) oraz możliwość oceny układów regulacji. Każde "większe" zdarzenie w SEE daje możliwość weryfikacji tych modeli, co znacząco ogranicza koszt[...]

Warunki pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach średnich napięć o bardzo małych prądach zwarcia z ziemią DOI:10.15199/74.2017.3.7


  Przedstawiono analizę wybranych kryteriów rozruchowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych w zakresie selektywności i poprawności funkcjonowania w sieciach średnich napięć z izolowanym punktem neutralnym.W artykule przedstawiono analizę wybranych kryteriów decyzyjnych zabezpieczeń ziemnozwarciowych w zakresie ich: selektywności, czułości i poprawności funkcjonowania w sieciach średniego napięcia (SN) z izolowanym punktem neutralnym. Są one wynikiem rozważań teoretycznych oraz efektem długoletnich doświadczeń zdobytych w trakcie uruchomień nowych i modernizowanych układów sieciowych czy przeprowadzonych prób zwarciowych, czego wymiernym efektem jest m.in. konstrukcja zabezpieczenia ziemnozwarciowego typu ZIo. Charakterystyka przemysłowych sieci elektroenergetycznych średniego napięcia Sieci elektroenergetyczne średniego napięcia w zakładach przemysłowych w Polsce zazwyczaj pracują jako sieci z izolowanym punktem neutralnym. Za takim rozwiązaniem przemawia wiele argumentów - zarówno technicznych jak i normatywnych czy ekonomicznych. Z reguły przemysłowe sieci SN w odróżnieniu od sieci rozdzielczych są mniej rozległe w sensie ich łącznej długości, czego konsekwencją jest stosunkowo niski poziom wartości naturalnych prądów ziemnozwarciowych. W przypadku sieci większych obszarowo, o większych prądach doziemnych (powyżej kilkudziesięciu amperów) często stosowana jest kompensacja prądu ziemnozwarciowego. Wprowadzenie kompensacji znacznie pogarsza warunki pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych, przez co konieczne jest stosowanie automatyki wymuszania składowej czynnej prądu ziemnozwarciowego (AWSCz). Spotykane są również rozwiązania z punktem neutralnym (p.n.) uziemionym na stale przez rezystor. W artykule skupiono się przede wszystkim na sieciach z izolowanym p.n. jako rozwiązaniem często doziemnym, zazwyczaj w zakresie od 1 do 100 A. Dopóki wartość naturalnego prądu doziemnego nie przekracza kilkudziesięciu amperów, jest to rozwiązanie [...]

Adaptacyjny system odciążania jako alternatywa dla klasycznej automatyki SCO w zakładach przemysłowych DOI:10.15199/74.2017.9.18


  Utrata zasilania w energię elektryczną zakładów przemysłowych zwykle wiąże się z poważnymi zagrożeniami dla ich funkcjonowania dotyczącymi zarówno: bezpieczeństwa ludzi, pracy maszyn i urządzeń, jak i bezpieczeństwa procesu produkcyjnego. Nawet jeśli wymienione zagrożenia są ograniczone do akceptowalnego poziomu, to brak zasilania często wiąże się z poważnymi skutkami ekonomicznymi. Utrata zasilania może nastąpić w wyniku: awarii lokalnej, obejmującej swym zasięgiem zwykle kilka linii i/lub stacji, większej awarii obszarowej obejmującej fragment sieci dystrybucyjnej, awarii systemowej obejmującej linie i stacje przesyłowe, wielkoobszarowej awarii systemowej lub awarii katastrofalnej. Podczas awarii może dojść do wyłączenia źródeł energii bądź odbiorców, wyodrębnienia lub podziału sieci na autonomiczne obszary, zmiany topologii sieci. Skutkuje to zazwyczaj niezbilansowaniem mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym (SEE) lub jego wyodrębnionych fragmentach, a to z kolei prowadzi do zmian częstotliwości. Jedną z form obrony SEE przed nadmiernym deficytem mocy czynnej (stosowaną jako ostateczność u odbiorców) jest instalowanie automatyki samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO). Automatyka ta jest przydatna operatorowi SEE, pomaga zbilansować mocowo obszar SEE po wyczerpaniu innych środków zaradczych. Aktywacja automatyki SCO następuje zwykle przy częstotliwości 49 Hz i jest realizowana jako wielostopniowa (od 3 do 6 stopni) do częstotliwości 48 Hz [10]. Ze względu na specyfikę zakładów przemysłowych - zwłaszcza przemysłu ciężkiego, mających własne źródła, taka strategia obrony SEE nie jest skuteczna, a w wielu przypadkach wręcz niewłaściwa. Nie zapewnia odpowiedniego przygotowania układu sieciowego do ewentualnej pracy wyspowej. Stąd potrzeba poszukiwania alternatywnych metod odciążania w stosunku do klasycznej automatyki SCO. Specyfika zakładów przemysłowych z własną generacją w kontekście realizacji automatyki S[...]

Wybrane cechy metrologiczne systemów WAMS DOI:


  Zadaniem systemu pomiarowego jest dostarczenie danych obiektowych (procesowych), które następnie są wykorzystywane do realizacji konkretnego celu. Aby osiągnięcie celu było możliwe, system pomiarowy powinien z jednej strony mieć odpowiednie właściwości metrologiczne, z drugiej - być wyposażony w skuteczny i niezawodny sposób przekazywania danych pomiarowych i sposób zarządzania tymi danymi. Przykładem takiego systemu w elektroenergetyce może być system pomiarów rozliczeniowych energii elektrycznej, dla którego ściśle są zdefiniowane wymagania dla urządzeń pomiarowych, procedury ich certyfikacji i sprawdzeń okresowych, opracowany jest system przekazywania danych, jak i zarządzanie tymi danymi (walidacja, redundancja, bilansowanie, rozliczenia itp.). Rozliczeniowy charakter pomiarów dokonywany w tym systemie wymaga odniesienia do wzorca (etalonu), wg określonych procedur wypracowanych w Polsce przez Główny Urząd Miar (GUM). Określenie cech systemu pomiarowego Wymagania w stosunku do systemu pomiarowego powinny być zdefiniowane w taki sposób, aby z jednej strony umożliwić realizację określonego celu, z drugiej strony uwzględniać: współczesną wiedzę w tym zakresie, możliwości techniczne, warunki pracy w miejscu zainstalowania urządzeń pomiarowych, dostęp do danych pomiarowych, procedury sprawdzeń okresowych itp. Zdefiniowane cechy systemu pomiarowego powinny być technicznie i ekonomicznie uzasadnione, aby cel został osiągnięty w sposób optymalny. Coraz większa precyzja procesów pomiarowych (przy malejących kosztach ich wykonania) stawia systemom pomiarowym wysokie wymagania. Dzięki temu zwiększają się również wymagania w tym zakresie. Przykładem może być system smart grid, jednak w tym przypadku wydaje się, że pojęcie to jest zbyt obszerne, a określone cele zbyt ogólne, aby na tej podstawie mogły powstawać konkretne wymagania dla systemów pomiarowych. Dlatego raczej zostaną sformułowane wymagania w celu realizacji poszczególnych[...]

Wykorzystanie pomiarów synchronicznych do realizacji obszarowej automatyki odciążania DOI:10.15199/48.2019.02.07

Czytaj za darmo! »

Wykorzystanie techniki pomiarów synchronicznych w elektroenergetyce stwarza potencjalne nowe możliwości, m.in. w zakresie monitorowania i sterowania w obszarowych (rozległych) strukturach sieci elektroenergetycznych. Możliwość dokładnej synchronizacji pomiarów z czasem uniwersalnym (UTC) którą oferuje technika synchrofazorów pozwala na porównywanie i analizę wyników pomiarów pozyskiwanych z oddalonych miejsc systemu elektroenergetycznego z zachowaniem ich spójności informacyjnej. Istnieje wiele potencjalnych zastosowań tej techniki dla poprawy funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (SEE) [1]. Cecha spójności informacyjnej pomiarów jest szczególnie pożądana w opisie stanów dynamicznych pracy SEE, np. podczas kołysań mocy, szybkich zmian częstotliwości czy wydzielania części systemu do pracy wyspowej, a więc w sytuacjach awaryjnych lub zagrożenia awarią. Przy rosnącej liczbie w strukturze SEE rozproszonych źródeł energii (często niestabilnych funkcjonalnie) możliwość szybkiej i poprawnej estymacji stanu pracy obserwowanej sieci nabiera jeszcze większego znaczenia. W tym kontekście wykorzystanie techniki pomiarów synchronicznych wydaje się działaniem efektywnym, szczególnie w zakresie poprawy "jakości" i bezpieczeństwa pracy krajowych jak i regionalnych systemów elektroenergetycznych. Autorzy dostrzegają również potencjalne możliwości wykorzystania pomiarów synchronicznych do realizacji dodatkowych kryteriów decyzyjnych wspierających działanie klasycznej elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), poprzez lepszą identyfikację stanu pracy sieci, czy możliwość detekcji i lokalizacji miejsca zwarcia na podstawie obszarowych pomiarów. Wydaje się, że ta technika będzie efektywna przy automatyzacji sieci szczególnie SN (SmartGrid) w kontekście postępującego nasycania ich lokalnymi źródłami OZE. Główną zaletą jest tu możliwość realizacji zaawansowanej automatyki obszarowej, pozwalającej w uzasadniony ekonomicz[...]

 Strona 1  Następna strona »