Zwiększona integracja urządzeń i automatyzacja procesów spowodowały, że ciągi produkcyjne stały się wrażliwsze na zmiany parametrów jakości energii elektrycznej, w tym na krótkie przerwy w zasilaniu. Rozwój automatyzacji również spowodował wzrost ilości zakładów przemysłowych, w których wzrosły koszty skutków każdego zakłócenia. W referacie przedstawiono wyniki testów odporności sterownika PLC n[...]

  Z aktualnych zapisów ustawy Prawo energetyczne (PE) [1] - nowelizacja z 8 stycznia 2010 r. - wynika, że dla III grupy przyłączeniowej (powyżej 1 kV) jest wykonywana ekspertyza przyłączeniowa dla jednostek wytwórczych o mocy powyżej 2 MW. Dla urządzeń o mocy mniejszej (typowej np. dla elektrowni i elektrociepłowni biogazowych) wydanie warunków przyłączenia nie wymaga ekspertyzy. Stosowane przez operatorów sieci dystrybucyjnej kryterium przyłączenia (znane jako kryterium "20") zapisane jest w IRiESD operatorów. W obowiązującej IRiESD z 2008 r. [2] w ENEA Operator zapisano, że moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej powinna być przynajmniej 20 razy większa od ich mocy przyłączeniowej dla III grupy przyłączeniowej. Bezpośrednie stosowanie kryterium "20" powoduje sporo nieporozumień i dlatego w ENEA Operator od ponad roku wykonywane są indywidualne oceny możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej SN GPZ. Ocena możliwości przyłączenia źródeł wytwórczych do sieci SN na podstawie kryterium "20" - założenia do oceny wielokryterialnej Kryterium "20" a zmiany napięcia w miejscu przyłączenia źródeł Tylko w przypadku gdy występuje jeden bezpośredni punkt przyłączenia PCC (point of common coupling) przedmiotowego źródła/źródeł do sekcji szyn SN GPZ-u, zmianę napięcia można ocenić za pomocą wskaźnika kkG - stosunku mocy zwarcia S"kP w punkcie PCC, przy minimalnej konfiguracji sieci dystrybucyjnej i maksymalnej mocy przyłączanego źródła/źródeł SG max (1) Można udowodnić, że względna zmiana napięcia w PCC jest odwrotnością zależności (1) (2) Dla zachowania odpowiednich poziomów napięć przy rozruchach silników i generatorów asynchronicznych zakładano, że dopuszczalne maksymalne zmiany napięcia w PCC nie mogą przekraczać 5% U co oznacza, że (3) wtedy kkG ≥ 20 max " G kP kG S k = S kP kG G P S k U S 1 " max max  = = 20 5% czyli 1 max max     P P[...]

W planie obrony i odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) przyjęto, że po awarii typu blackout priorytetem jest restytucja bloków elektrowni cieplnych. W wyniku awarii katastrofalnej bloki elektrowni cieplnych będą przechodzić do pracy na potrzeby własne albo zostaną awaryjnie odstawione. W elektrowniach, w których wszystkie bloki zostaną awaryjnie odstawione istnieje konieczność szybkiego uruchomienia bloków ze źródła rozruchowego posiadającego zdolność do samostartu. W obszarze zachodnim KSE rolę źródła rozruchowego pełni elektrownia wodna Dychów (EW Dychów). W artykule przedstawiono wyniki z przeprowadzonych testów sprawdzających oraz próby systemowej przeprowadzonej na początku lipca br., które potwierdziły w pełni zdolność tej elektrowni do udziału w odbudowie KSE. Abstract. According to the plan of defense and post-blackout restitution of the National Electric Power System (KSE), restitution of the thermal power plant's blocks is a priority. Due to a catastrophic breakdown, the blocks of the thermal power plant will change over either to own auxiliary operation or to the emergency outage. In the power plants, where the second case will occur, the blocks must be started up urgently from a source with the self-starting capability. In the western area of KSE, Dychów hydro-electric power plant (EW Dychów) plays the role of the starting-up source. In the paper, the control tests results and system trial carried out at the beginning of July 2011 that confirmed the power plant's capability to participate in the restitution of the KSE are presented. (Self-start, voltage and start-up power application from Dychów hydro-electric power plant to Dolna Odra power plant - system control tests). Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, blackout, samostart, elektrownia Keywords: power system, blackout, blackstart, power plant Wprowadzenie Zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) [1] proces pr[...]

  W aktualnej wersji Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej [6] obowiązującej od 1 stycznia 2014 r. (dalej IRiESD) przyjęte są jednakowe wymagania w stosunku do farm wiatrowych - zarówno pojedynczych elektrowni wiatrowych, jak i dużych farm wiatrowych w zakresie regulacji mocy czynnej i biernej (w stanach normalnych i zakłóceniowych), regulacji napięcia, także podtrzymania napięcia przy jego zapadach. Wychodząc naprzeciw tym zapisom ENEA Operator stawia odpowiednie wymagania w stosunku do pojedynczych elektrowni wiatrowych lub zespołów elektrowni wiatrowych (parków wiatrowych), instalowanych w sieci średniego napięcia (SN) operatora. Problematykę tę przedstawiono w artykule [3]. Współczesne farmy wiatrowe (FW) o zainstalowanych mocach znamionowych rzędu 30-60 MW przyłączane do sieci dystrybucyjnej 110 kV wyposaża się w bardzo zaawansowane nadrzędne systemy sterowania i regulacji. Umożliwiają one realizację złożonych zadań regulacyjnych zgodnych z wymogami IRiESD, a także IRiESP [5]. Zdolność sterowania w trybie operatywnym, powinna być wykorzystywana przez operatorów sieciowych (OSP, OSD) w różnych sytuacjach pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Dotyczy to takich sytuacji jak: - niebezpieczeństwo przeciążenia elementów sieci operatora sieciowego, - niebezpieczny dla systemu wzrost lub obniżanie się napięcia i częstotliwości, Dr inż. Ireneusz Grządzielski (ireneusz.grzadzielski@put.poznan.pl), mgr inż. Krzysztof Marszałkiewicz, mgr inż. Marian Maćkowiak - Wydział Elektryczny Politechniki Poznańskiej siemens.pl/AFDD 4 Rok LXXXV 2017 nr 8 ANALIZY - BADANIA - PRZEGLĄDY - zagrożenie utraty stabilności (kątowej, napięciowej, częstotliwościowej), - potencjalne niebezpieczeństwo utraty zasilania całego systemu. Stosowane sposoby przyłączania farm wiatrowych do sieci dystrybucyjnej 110 kV Na rys. 1 pokazano w sposób poglądowy stosowane w praktyce sposoby przyłączenia farm wiatrowych do sieci dystrybucyj[...]

  W aktualnej wersji IRiESD obowiązującej od 1 stycznia 2014 r. [1] przyjęto jednakowe wymagania w stosunku do farm wiatrowych - zarówno pojedynczych elektrowni wiatrowych jak i dużych farm wiatrowych w zakresie regulacji mocy czynnej i biernej (w stanach normalnych i awaryjnych), a także podtrzymania napięcia przy jego zapadach. Wychodząc naprzeciw tym zapisom ENEA Operator stawia odpowiednie wymagania w stosunku do pojedynczych elektrowni wiatrowych lub zespołów elektrowni wiatrowych (parków wiatrowych) instalowanych na terenie operatora. Operator sieciowy powinien być uprawniony do podjęcia zapobiegawczego ograniczenia mocy generowanej lub przeprowadzić całkowite odłączenie źródła w następujących przypadkach: - niebezpieczeństwa przeciążenia elementów w sieci operatora sieciowego,- niebezpieczeństwa pracy wydzielonej, - niebezpiecznego wzrostu częstotliwości dla systemu, - zagrożenia statycznej lub dynamicznej stabilności sieci, - potencjalnego niebezpieczeństwa dla bezpiecznej pracy całego systemu. Przyłączane elektrownie wiatrowe do sieci SN ENEA Operator mają możliwości regulacyjne w zakresie mocy czynnej i biernej oraz napięcia w sposób zdalny przez dyspozytora odpowiedniego ZDM (w przyszłości CDM ENEA Operator). W artykule prezentuje się wybrane wyniki testów wstępnych, przeprowadzonych zdalnie przez dyspozytora ZDM OD Poznań (przy współudziale Inwestora) na jednym z parków wiatrowych (PW ) pracujących na terenie ENEA Operator OD Poznań. Na rys. 1 pokazano panel sterowania badanego PW dostępny w systemie SC ADA Syndis ZDM OD Poznań. Testy dotyczyły sprawdzenia spełnienia wymagań w zakresie regulacji mocy czynnej i biernej a także napięcia. Dr inż. Ireneusz Grządzielski (ireneusz.grzadzielski@put.poznan.pl), dr inż. Krzysztof Marszałkiwewicz, mgr inż. Marian Maćkowiak - Instytut Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej, mgr inż. Marek Krych, mgr inż. Krzysztof Sułek - ENEA Operator Sp. z o.o., Oddział Poznań Rys. 1. [...]

  Współczesne farmy wiatrowe (FW) o zainstalowanych mocach znamionowych rzędu 15-60 MW przyłączane do sieci dystrybucyjnej 110 kV wyposaża się w bardzo zaawansowane nadrzędne systemy sterowania i regulacji. Umożliwiają one realizację złożonych zadań regulacyjnych zgodnych z wymogami IRiESP [3], IRiESD [4] a także NC RfG [6]. Zadania te mogą być realizowane w trybie automatycznym oraz w trybie operatywnym do zadawania nastawy punktów pracy farmy SP (Set Point). Dr inż. Ireneusz Grządzielski (ireneusz.grzadzielski@pbiat.pl), dr inż. Krzysztof Marszałkiewicz - Instytut Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej, mgr inż. Bogumiła Strzelecka, mgr inż. Czesław Kolterman, mgr inż. Janusz Budzyń - CDM ENEA Operator Sp. z o.o., Poznań Wykorzystanie farm wiatrowych do operatywnej kontroli parametrów stanów pracy sieci dystrybucyjnej 110 kV The usage of the wind farms for operable control of 110 kV distribuation network parameters Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz, Bogumiła Strzelecka, Czesław Kolterman, Janusz Budzyń Słowa kluczowe: farmy wiatrowe, regulacja mocy biernej i współczynnika mocy Farmy wiatrowe, przyłączone do sieci dystrybucyjnej 110 kV, umożliwiają realizację zadań zgodnych z wymogami IRiESP/IRiESD. Farmy te mogą zatem regulować poziom generowanej mocy czynnej, generowanej lub pobieranej mocy biernej, utrzymywać stałą wartość współczynnika mocy a także napięcia w punkcie przyłączenia. Powyższe właściwości farm są już i powinny być w przyszłości coraz częściej wykorzystywane przez operatorów sieciowych (OSP, OSD) w różnych stanach pracy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). W artykule zostały zaprezentowane aktualne możliwości sterowania farmami wiatrowymi z CDM ENEA Operator przyłączonymi do sieci dystrybucyjnej 110 kV w zakresie regulacji mocy biernej i stałego współczynnika mocy. Przedstawiono przykłady praktycznego zastosowania tych trybów regulacji farmą. Keywords: wind farms, reactive power[...]