Wyniki 1-5 spośród 5 dla zapytania: authorDesc:"Marek Głaz"

Analiza poprawności działania układów SCO zainstalowanych w KSE na podstawie badań laboratoryjnych DOI:10.15199/74.2017.8.6


  Wraz z wymianą układów SCO na nowe, spełniające wymagania IRiESP, w KSE odnotowano przypadki zbędnych wyłączeń przez automatykę SCO. W toku wyjaśnień stwierdzono zależność zbędnych działań od występowania różnego rodzaju stanów przejściowych w sieci rozdzielczej. Podejrzewano, że przyczyny mogą być związane z niedoskonałością zastosowanych w urządzeniach algorytmów i metod pomiarowych. Uzyskanie potwierdzenia tej tezy wymagało przeprowadzenia badań z możliwością symulowania w warunkach laboratoryjnych stanów przejściowych. Automatyka SCO stanowi jeden z najważniejszych elementów planu obrony KSE. Zasada jej działania jest związana z wyłączaniem grupy odbiorców na potrzeby obrony SEE przed utratą stabilności częstotliwościowej. W IRiESP zawarte są zapisy dotyczące SCO, które wynikają z wymagań określonych przez ENTSO-E, opisanych w dokumencie Policy 5 "Emergency Operations". Dokument ten określa założenia działań oraz odpowiedzialności operatorów w zakresie opanowywania zakłóceń dotyczących całego połączonego systemu europejskiego lub jego regionów. Zgodnie z powyższymi wymaganiami zakres nastaw działania SCO zawiera się od 49 Hz do 48 Hz. Dla wyższych częstotliwości od 50 Hz do 49 Hz uwzględnia się udział regulacji pierwotnej i wtórnej oraz inne działania (np. wyłączanie pomp), przeciwdziałające powstałemu deficytowi mocy. Ustawiając ostatni stopnień SCO na poziomie 48 Hz, zakłada się bezpieczny margines, umożliwiający zahamowanie przez SCO dalszego spadku częstotliwości, zanim nastąpi automatyczne odłączanie się generatorów po przekroczeniu 47,5 Hz. Dodatkowo, margines ten może być wykorzystany do indywidulanych działań (np. wydzielania obszarów wyspowych), przewidzianych w indywidulanych planach obrony operatorów. Operatorzy europejscy połączeni w ramach ENTSO-E są zobowiązani do stosowania następujących zasad koordynacji nastaw SCO. Aby nie spowodować efektu przeregulowania związanego z podwyższeniem częstotliwości powyż[...]

Nowe automatyki systemowe w KSE DOI:10.15199/74.2018.12.4


  Podczas wyłączeń awaryjnych spowodowanych zwarciami może dochodzić do stanów przeciążania się elementów sieci przesyłowej (linie i autotransformatory), grożących trwałemu uszkodzeniu się tych elementów. W wyniku wyłączenia jednego elementu mogą się przeciążać następne. Może być tak, że urządzenia kontroli synchronizmu typu synchrocheck będą uniemożliwiać ponowne załączenie do pracy linii, która uległa wyłączeniu z powodu przekroczenia dopuszczalnej różnicy kątów fazowych napięć w związku z dużymi przesyłami mocy. W takiej sytuacji może dojść do kaskadowych wyłączeń a w konsekwencji powstania awarii obszarowej lub systemowej. Aby zlikwidować przeciążenie, wykonuje się odpowiednie przełączenia w sieci. Jeżeli te działania nie przyniosą oczekiwanego efektu, wtedy redukuje się wytwarzanie na jednostkach wytwórczych skojarzonych z przeciążonymi elementami sieci. Zwykle wydanie dyspozycji i uzyskanie zgody na ograniczenie mocy generatorów zajmuje dużo czasu, dlatego to zadanie przejmują układy automatyk odciążających (AO). Aby rozpoznać stan przeciążenia automatyki, AO muszą wykonywać pomiary prądów lub mocy w tych miejscach sieci, gdzie spodziewamy się powstania takich zagrożeń. Zwykle zakres pozyskiwanych pomiarów może być ograniczony do miejsc bezpośrednio powiązanych z węzłem wytwórczym, w którym automatyka będzie redukować wytwarzanie. Jeżeli jednak problem przeciążeń dotyczy dalszych miejsc na ciągach przesyłowych, wtedy stosując odpowiednie nastawienia progów kontrolnych można monitorować najsłabszy element danego ciągu. Decyzja o zastosowaniu redukcji wytwarzania jako środka zaradczego zwykle jest podejmowana na podstawie wniosków z wielowariantowych badań analitycznych, ale może także wynikać z doświadczeń z pracy systemu, czego przykładem jest awaria, która miała miejsce latem 2013 r. w pobliżu węzła Mikułowa. Z powodu silnego obciążenia dwóch torów linii 220 kV Mikułowa - Świe- Rys. 1. Warunki pracy obszaru sieci wokó[...]

Poprawa obserwowalności systemu elektroenergetycznego przez wykorzystanie techniki synchrofazorów DOI:10.15199/74.2018.12.8


  Synchrofazor (rys. 1) jest liczbą zespoloną, która reprezentuje sinusoidalną wielkość pomiarową x(t) (np. prąd lub napięcie w systemie elektroenergetycznym), przy czym liczba ta jest wyznaczana na podstawie ciągu próbek wielkości mierzonej, a chwile próbkowania są synchronizowane wspólnym dla całego systemu źródłem synchronizującym [2]. Fazor wielkości mierzonej x(t) zawiera jej wartość skuteczną X oraz fazę θ, która jest odległością kątową wyznaczoną w odniesieniu do początku pomiaru określonego przez zewnętrzny impuls synchronizujący. Urządzenia wykonujące pomiary synchrofazorów nazywa się Phasor Mesurement Unit (PMU). Na bazie PMU budowane są obszarowe systemy pomiarowe typu WAMS (Wide Area Measurement System). Wiążącymi elementami struktury WAMS są koncentratory komunikacyjne typu PDC (Phasor Data Concentrator). Przeznaczeniem PDC jest zbieranie za pośrednictwem systemów teleinformatycznych pomiarów z PMU. Zgromadzone przez PDC dane pomiarowe mogą być poddawane procesom obróbki i archiwizowania. W systemach WAMS można tworzyć różne rozwiązania funkcjonalne, jednakże ich działanie w dużym stopniu zależy od dokładności zastosowanych urządzeń PMU oraz szybkiej i poprawnej transmisji z PDC. Dlatego gwarancją skuteczności systemów WAMS jest zapewnienie wysokiej przepustowości oraz małych opóźnień w transmisji pakietów danych fazorów przesyłanych do PDC. Na rys. 2 przedstawiono poglądowo zależność powiązań PMU i PDC w ramach systemu WAMS. Najprostszym rozwiązaniem połączeń WAMS jest struktura gwiazdowa, w której wszystkie PMU wysyłają swoje pomiary do jednego PDC. Po odpowiedniej obróbce PDC przekazuje dalej dane do centralnego komputera realizującego zadania określone w rozwiązaniach funkcjonalnych WAMS. Taka struktura cechuje się prostym rozwiązaniem połączeń systemu komunikacyjnego, ale ma pewne ograniczenia, ponieważ jeden może obsługiwać dane nie więcej jak z 20-30 PMU, a komputer centralny może nie być w stanie do[...]

Przeciwdziałanie utracie synchronizmu w dużych elektrowniach za pomocą automatyki przeciwkołysaniowej i poprawy pracy zabezpieczeń DOI:10.15199/74.2015.2.1


  Zwarcia w sieciach elektroenergetycznych mogą powodować utratę synchronizmu generatorów synchronicznych i towarzyszące temu asynchroniczne kołysania mocy w sieci przesyłowej lub głębokie kołysania wirników generatorów i towarzyszące temu synchroniczne kołysania mocy w sieci przesyłowej. Utracie synchronizmu przeciwdziała się, przyjmując odpowiednie kryteria w planowaniu rozwoju systemu elektroenergetycznego (SEE) i dobierając właściwe środki zaradcze [1, 2]. Do środków zaradczych zalicza się m.in. wyłączanie części generatorów wykonywane w stanach zagrożenia synchronizmu przez automatykę przeciwkołysaniową APK [3, 4]. Automatykę APK czasem łączy się z automatyką odciążania sieci AO, używając skrótu APK-O. Jednak obie automatyki mogą różnić się pod względem zasady oraz szybkości działania. Ten artykuł dotyczy automatyki APK. Kołysania asynchroniczne i głębokie kołysania synchroniczne mają istotny wpływ na pracę niektórych zabezpieczeń. Zalicza się do nich: zabezpieczenia podimpedancyjne generatorów, zabezpieczenia odległościowe bloków generator-transformator, zabezpieczenia odległościowe linii przesyłowych, blokady kołysaniowe PSB (Power Swing Blocking) zabezpieczeń podimpedancyjnych i odległościowych, zabezpieczenia od poślizgu biegunów generatorów synchronicznych PSP (Pole Slip Protection) oraz ewentualnie zabezpieczenia rozcinające sieć OST (Out of Step Tripping), o ile są stosowane. Wszystkie te zabezpieczenia wraz z automatyką przeciwkołysaniową muszą tworzyć funkcjonalnie spójny i logiczny system ochrony przeciwdziałania skutkom kołysań mocy w sieci przesyłowej. Zagadnienia te dość szeroko omówiono w artykułach [5-7] oraz powtórzono w referacie [8]. Według grupy roboczej Power System Relaying Committee of IEEE Power Engineering Society [9] oraz informacji zawartych w [5-7] filozofia funkcjonowania omawianego systemu ochrony i jego selektywność sprowadza się do następujących ogólnych wytycznych: ● APK ma przeciwd[...]

Koncepcja procedury doboru zaczepu przesuwnika fazowego włączanego do sieci elektroenergetycznej DOI:10.15199/74.2018.3.5


  Przesuwniki fazowe (PF) w sieci elektroenergetycznej pozwalają kształtować rozpływ mocy czynnej, co jest bardzo korzystne dla operatora tej sieci. Sterowanie PF (realizowane zmianą zaczepów PF) umożliwia zmianę wartości (także kierunku przepływu) mocy, nie tylko w gałęzi z PF, ale również w ich otoczeniu sieciowym [2, 5]. Jednak podczas włączania PF mogą występować gwałtowne zmiany warunków pracy sieci, niepożądane dla jej bezpiecznej i niezawodnej pracy [1, 4]. Włączaniu PF mogą towarzyszyć znaczne udary prądowe i gwałtowne zmiany rozpływu mocy czynnej. W skrajnie niekorzystnej sytuacji może to być przyczyną awarii i zbędnych wyłączeń w sieci (także nieuzasadnionego wyłączenia dopiero co włączonego PF). Definiuje to oczekiwania operatorów sieci - zmiany warunków pracy sieci, wywołane włączeniem PF, powinny zostać wyeliminowane lub przynajmniej zminimalizowane. Dlatego znalezienie rozwiązania umożliwiającego ograniczenie niepożądanych skutków włączania PF jest bardzo ważne, mimo stosunkowo rzadkiej potrzeby włączania PF (zwykle po planowych przestojach eksploatacyjnych PF lub rzadziej awaryjnych ich wyłączeniach, także wyłączeniach linii z PF w następstwie zaistniałych zakłóceń). W artykule przedstawiono charakterystykę zmian warunków pracy sieci elektroenergetycznej towarzyszących włączaniu PF, zależnie od ustawionego w nich zaczepu oraz warunków pracy otoczenia sieciowego PF. Przyjęta metodyka badań obejmowała zarówno stan dynamiczny w początkowych chwilach czasowych operacji włączania PF, jak i stan quasi-ustalony po jego włączeniu. Do celów badań symulacyjnych opracowano m.in. dokładny model dynamiczny PF zainstalowany w stacji Mikułowa (MIK) oraz modele otoczenia sieciowego stacji MIK i Hagenwerder (HAG), do której są przyłączone napowietrzne linie 400 kV z PF. Zrealizowane wieloscenariuszowe badania symulacyjne pozwoliły zidentyfikować parametry pracy otoczenia sieciowego PF, których wpływ na skalę negatywnych zjawisk [...]

 Strona 1