Issuu on Google+

4/13 (2012)

YEAR 4

ISSN 2300-3022

1


Publisher

Patronage

ENERGA SA

From the Chief Editor Politechnika Gdańska

ENERGA SA

Academic Consultants

Janusz Białek | Mieczysław Brdyś | Mirosław Czapiewski | Antoni Dmowski Michał Dudziak | Istvan Erlich | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko Tadeusz Kaczorek | Marian Kazimierowski| Jan Kiciński | Kwang Y. Lee Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Jan Majewski | Om Malik Jovica Milanovic | Jan Popczyk | Zbigniew Szczerba | Marcin Szpak G. Kumar Venayagamoorthy | Jacek Wańkowicz

Reviewers

Stanisław Czapp | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko | Jan Kiciński Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Józef Paska | Jan Popczyk Desire Dauphin Rasolomampionona | Sylwester Robak | Marian Sobierajski Paweł Sowa | Zbigniew Szczerba | Artur Wilczyński

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 | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Editorial assistant

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

A power system as an object set on a vast geographical area is subject to various exposures, including atmospheric exposures that can lead to disturbances in the system. Also, aging of grid components, human error (erroneous actions of system operators), and the overload of grid components may lead to risks to, or disturbances in, the system operation. A  power system’s elements which aim to  eliminate, restitute and counteract threats and disturbances in the system’s operation, are its automatic protection relays. Essential automatic protection elements (devices) include impedance protection relays. These protections, due to the decision criterion implemented there, are sensitive to transition impedances in short circuit locations, the occurrence of voltage support, or electromechanical swings. The impedance protection relay feature meant to  offset the relay from synchronous swings (i.e. to  identify asynchronous swings) is so called power swing blocking. Due to the complexity of the issues of electromechanical swings and the criteria implemented in the power swing blocking feature, to define its settings in existing protection relays is not an easy task. Also difficult is the formulation of simple synchronous swing identification criteria, for example for future automatic protection solutions. Thus, there is a problem and it is waiting for a solution. This issue of Acta Energetica is devoted in large part to these issues. Enjoy reading! I’m glad to  share with our readers and authors the news that the Minister of Science and Higher Education, in the communication of 17 September 2012 ”on the list of scientific journals with the scores awarded for their publications” awarded the scientific content published in the Acta Energetica quarterly the score of four points. It is worth recalling that since 1998 the ministerial list of journals, along with the scores awarded for their scientific content, has been the basis of parametric evaluation of Polish scientific institutions’ publication output. Thus, the quarterly Acta Energetica, after a waiting period resulting from a change in the composition of the Evaluation Scientific Units Evaluation Committee, has been considered as a scored journal. I respectfully address the members of the editorial staff with thanks for their commitment and perseverance in building our quarterly’s position. Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Print

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, original version 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

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

Od redaktora naczelnego System elektroenergetyczny jako obiekt posadowiony na geograficznie rozległym obszarze podlega różnym narażeniom, w tym narażeniom atmosferycznym, które mogą prowadzić do zaburzeń pracy systemu. Również starzenie się elementów sieci, błędy ludzkie (błędne działanie operatorów systemu), a także przeciążenia elementów sieci mogą prowadzić do zagrożeń lub zaburzeń w pracy systemu. Elementem systemu elektroenergetycznego, którego celem jest eliminacja, restytucja oraz przeciwdziałanie zagrożeniom i zaburzeniom w pracy systemu, jest elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Jednym z istotnych elementów (urządzeń) automatyki zabezpieczeniowej są zabezpieczenia impedancyjne. Zabezpieczenia te, ze względu na stosowane kryterium decyzyjne, są wrażliwe, między innymi na impedancje przejścia w miejscu zwarcia, występowanie podparcia czy kołysania elektromechaniczne. Funkcją zabezpieczenia impedancyjnego, której zadaniem jest odstrojenie się tego zabezpieczenia od kołysań synchronicznych (tj. rozpoznanie kołysań synchronicznych), jest tzw. blokada kołysaniowa. Ze względu na  złożoność problematyki kołysań elektromechanicznych oraz kryteria stosowane przez funkcję blokady kołysaniowej zdefiniowanie jej nastaw w  istniejących zabezpieczeniach nie jest zadaniem łatwym. Również sformułowanie prostych kryteriów rozpoznawania kołysań synchronicznych, np. dla przyszłych rozwiązań urządzeń automatyki, napotyka na trudności. Problem zatem istnieje i czeka na rozwiązanie. Niniejszy numer Acta Energetica poświęcony jest w dużej części tej problematyce. Zapraszam do lektury. Z satysfakcją przychodzi mi podzielić się z naszymi czytelnikami, jak i autorami informacją, że minister nauki i szkolnictwa wyższego, w komunikacie z 17 września 2012 roku „w sprawie wykazu czasopism naukowych wraz z liczbą punktów przyznawanych za publikacje w tych czasopismach”, przyznał za publikację naukową na łamach kwartalnika Acta Energetica – 4 punkty. Warto przypomnieć, że ministerialna lista czasopism, wraz z liczbą punktów przysługujących za umieszczoną w nich publikację naukową, stanowi od 1998 roku podstawę parametrycznej oceny dorobku publikacyjnego polskich instytucji naukowych. Tym samym kwartalnik Acta Energetica, po okresie oczekiwania wynikającym ze zmiany składu Komitetu Ewaluacji Jednostek Naukowych, znalazł się w gronie czasopism punktowanych. Z szacunkiem zwracam się do członków redakcji, dziękując za zaangażowanie i wytrwałość w dziele budowania pozycji naszego kwartalnika. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

2

3


Table of contents APPLICATION OF MARKAL MODEL TO OPTIMISATION OF ELECTRICITY GENERATION STRUCTURE IN POLAND IN THE LONG-TERM TIME HORIZON. PART II. MODEL AND FORECASTS ASSUMPTIONS Marcin Jaskólski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Spis treści ZASTOSOWANIE MODELU MARKAL DO OPTYMALIZACJI STRUKTURY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W DŁUGOTERMINOWYM HORYZONCIE CZASOWYM CZĘŚĆ II. ZAŁOŻENIA MODELU I PROGNOZY Marcin Jaskólski .....................................................................................................................................................................................................................14 IMPEDANCYJNE I ODLEGŁOŚCIOWE ZABEZPIECZENIA BLOKU W CZASIE ZAKŁÓCEŃ W SIECI ZEWNĘTRZNEJ Marcin Lizer ...........................................................................................................................................................................................................................34

POWER UNIT IMPEDANCE AND DISTANCE PROTECTION FUNCTIONS DURING FAULTS IN THE EXTERNAL POWER GRID Marcin Lizer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

PARADYGMAT DO TWORZENIA PLANÓW ROZWOJU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ WN, SN, NN Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik .....................................................................................................................................................................................61

A PARADIGM FOR HV, MV, LV DISTRIBUTION GRID DEVELOPMENT PLANNING Zbigniew Lubośny, Jacek Klucznik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

ANALIZA DZIAŁANIA BLOKADY KOŁYSANIOWEJ ZABEZPIECZENIA ODLEGŁOŚCIOWEGO W PRZEKAŹNIKACH SERII 670 PRODUKCJI FIRMY ABB Maciej Łosiński, Jacek Klucznik ..........................................................................................................................................................................................87

PERFORMANCE ANALYSIS OF POWER SWING BLOCKING FEATURE IN ABB 670 SERIES IMPEDANCE RELAYS Maciej Łosiński, Jacek Klucznik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

SELEKTYWNOŚĆ DZIAŁANIA ZABEZPIECZEŃ W TRAKCIE KOŁYSAŃ MOCY W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Jan Machowski .....................................................................................................................................................................................................................112

SELECTIVITY OF POWER SYSTEM PROTECTIONS AT POWER SWINGS IN POWER SYSTEM Jan Machowski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

SPOSOBY BADANIA BLOKAD KOŁYSANIOWYCH ZABEZPIECZEŃ ODLEGŁOŚCIOWYCH Adam Smolarczyk................................................................................................................................................................................................................133

TESTING METHODS OF POWER SWING BLOCKING FUNCTIONS OF DISTANCE PROTECTION RELAYS Adam Smolarczyk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .124

4

5


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Application of MARKAL model to optimisation of electricity generation structure in Poland in the long-term time horizon. Part II. Model and forecasts assumptions

ProjecƟons of Įnal electricity demand 300 ProjecƟons

StaƟsƟcs (historical data) 250

233

244

182

TWh/yr

164 150 106

108

104

109

105 1 05

100

Author Marcin Jaskólski

116

122

129

140 129

139

175 178 168 168 161 157 152 152

265

217 203 182 178

176

241

218 200 200

259

253

182

119 119

50

0

Keywords

1985 1990 1995 2000 2005 2009 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060

MARKAL, energy planning, energy forecasting

(MARKAL-PL - A) Final demand (Raport 2050 - Reference) Final demand (MG PEP2030, 2011) Final demand (Raport 2050 - EīecƟve) Final demand

Abstract

This paper is the next in a series of publications on the modelling of the electricity generation mix development in Poland in the long- term perspective until 2060. It sets out the main assumptions of the MARKAL energy model for Poland (MARKAL-PL). Chapter 2 presents forecasts of the final demand for electricity and heat. Two variants, A and B, of the electricity demand forecast are developed. Chapter 3 contains a forecast of the mix of capacity installed in the existing power plant units. The existing power units’ decomissioning is not subject to  optimization, because the variable corresponding to the power increment of a  given technology can not be negative. Capacity withdrawal can be modelled by using a  model parameter, which defines how much of the capacity installed in a  technology group of the plants existing before the first year of the model analysis is retained in the national power system (NPS) in subsequent years. In the case of investments in new units that were not installed prior to the first year of the analysis, the capacity is withdrawn after a technical lifetime period specific to the unit’s technology. Chapter 4 presents a forecast of fuel and energy prices. Chapter 5 contains assumptions regarding the mandatory share of electricity from renewable sources and high efficiency cogeneration. In addition, a forecast is developed of changes in the correction factors for certificates of energy origin from various renewable sources, and a  forecast of the replacement fee rates for each type of certificate – from RES and cogeneration. Forecasts of the environmental fee rates and CO2, SOX and NOX allowance prices

6

are presented in chapter 6. Chapter 7 contains a  summary of technical and economic indicators of the energy technologies selected for the analysis.

2. Forecasts of the final demand for electricity and heat Determination of the current and future final demand for energy is one of the most important assumptions made in the balancing model of a power system built using the MARKAL package. In the model for Poland the final consumption of electricity and heat is specified, and the demand for these energy types is forecasted. Two variants, A and B, of the electricity demand forecast are developed on the basis of the balance of electricity in the national economy in the years 1985–2010, in five-year intervals [4] and on the basis of population and GDP data [10, 12, 13]. It is based on changes in the rates of electricity consumption per unit of GDP and per unit of population, taking into account the GDP’s reduced electricity intensity and increased per capita consumption rates. Issues of long-term energy demand forecasting have been addressed in the study [36]. Both forecast variants are compared with the updated forecast of demand for fuel and energy made for the purpose of ”Polish Energy Policy until 2030” [35] and with the forecast from Report 2050 for the PKEE Polish Electricity Association, published as an executive summary [37]. The forecast results are shown in fig. 2.1.

Fig. 2.1. Forecasts of the demand for electricity in Poland by 2060, own study based on ARE SA [4] and GUS [10, 12, 13] data, and on data drawn from [35] and [37]

Data on the current final demand for low temperature heat is taken from the Polish heat sector statistics published by ARE SA Energy Market Agency [5]. The heat demand forecast is based on forecasts of residential (housing) development and changes in the GDP and its energy intensity (industry and services). Data published by GUS Central Statistical Office [10–17] are used for this purpose, as well as assumptions made in the study [9]. The forecast of heat demand in Poland by 2060 is shown in fig. 2.2. A  single forecast of demand for heat is assumed, common for variants A and B. The heat demand forecast assumes that increases in demand will be offset through the implementation of technologies with higher heat use efficiencies. As a  result, the demand for heat should not exceed 900 PJ/yr by 2025, and should fall thereafter to as little as 713 PJ/yr in 2060. Taking into account the demand for heat in a model that optimizes the electricity generation mix is important from the point of view of the use of cogeneration.

Energy balance in the initial year (2009) and collection of data on the generation mix existing prior to that year and its aging throughout the analysed time frame is important for a balancing model of development of the actually existing power system. For this purpose ARE SA [4] data was used on the output and available capacity of each commercial thermal power plant, as well as overall in industrial cogeneration plants, hydroelectric and pumped storage power plants, and renewable energy sources. In addition, the installed capacity and annual heat output of commercial heat plants and non-commercial heat plants were estimated, and in local and individual sources [9]. Based on information taken from ”PSE-Operator SA Development Plan until 2025” [1], and on own assumptions based on the years of power equipment installations and upgrades, the years of each plant’s decommissioning were determined. The required maximum available capacity taking into account the NPS reserves was determined based on the forecast of demand for electricity and its distribution over time. The forecast of the mix of capacity installed in the existing power units, and the forecast of the maximum available capacity taking into account the NPS reserve in 2010–2060 are presented in fig. 3.1. The years 2009 and 2010 contain statistical information, and are not covered by the forecast. ProjecƟons of capacity changes in exisiƟng power plant units ProjecƟons of required maximum available capacity including reserve margin in NaƟonal Power System (19%) 70 000 60 000

StaƟsƟcs (historical data)

ProjecƟons 51 955

50 000

56 323

57 538

58 872

40 730

40 084

39 440

1 886

1 580

1 080

2050

2055

2060

44 880 40 886

40 000

54 414

48 726

35 3 58 876 76

3 54 32 35 432

32 736 32 214

30 000

37 081 35 470

37 793

39 311

40 053

40 771

36 501

27 544 24 085 17 167

20 000

13 082 8 328

10 000

4 440

0 2009

ProjecƟons of Įnal heat demand 1000 907

911

920

915

906

898

895

162

161

159

150

144

133

129

900 800

822 121 116

735 108 103

462

469

483

502

509

531

541

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Commercial Thermal Power Plants

Commercial and Independent CHP Plants

Commercial Hydro Plants

Industrial AutoproducƟon CHP Plants

Independent Power Plants - Renewables

Installed capacity in exisƟng plants

(MARKAL-PL - A) Available capacity requirements including reserve margin (19%)

792

(MARKAL-PL - B) Available capacity requirements including reserve margin (19%)

713 98

600 500

2010

866

700

PJ/yr

In this paper, the next in a series of publications on the subject, assumptions are presented of a  power system development model in terms of electricity generation technology infrastructure in Poland, in the long term perspective until 2060. The model is based on the mathematical structure of the MARKAL optimization package. Among other things developed are a forecast of the final demand for electricity and heat, the current mix of power and electricity generation in Poland, and a forecast of decomissioning in the power and co-generation plants. The study also contains a summary of technical and economic indicators of the generation technologies considered in the model. The author shall not be responsible for any outcome of use of the research results presented herein.

1. Introduction

(MARKAL-PL - B) Final demand (Raport 2050 - Transport) Final demand

3. Forecast of mix of capacity installed in existing generation units in the national power system

MW

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

534

502

400

494

451

443

Fig. 3.1. Forecast of the mix of capacity installed in the existing power units until 2060, and forecast of the required maximum available capacity taking into account the NPS reserve (own study based on [1, 2, 4] data)

300 200 283

282

100

278

263

253

234

226

212

204

190

181

172

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

0 2009

2010

2015

2020

2025

Industry, construcƟon, agriculture

Households

Services

TOTAL

Fig. 2.2. Forecast of the final demand for heat in Poland by 2060, own study based on [9–17] data

In the MARKAL-PL model the existing commercial and industrial thermal power plants are grouped according to the classification proposed in the ARE SA statistics [4]. In each group, the following data was collected: specific gross and net fuel consumption for energy production efficiency calculation, heat output in combination with electricity and in heating boilers, electricity output and installed capacity. In addition, on the basis of ARE SA details of total emissions for each power plant group, rates of emission per unit of energy output were derived. 7


Constant prices EUR (2009)/GJ

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

IMPELC1

13.70

13.81

14.49

15.58

16.76

18.02

19.38

20.84

22.41

24.10

25.91

27.86

IMPELC2

16.43

16.58

17.39

18.70

20.11

21.62

23.25

25.00

26.89

28.91

31.09

33.44

EXPELC1

10.96

11.05

11.59

12.47

13.41

14.42

15.50

16.67

17.93

19.28

20.73

22.29

MINHCO1

4.40

4.41

4.52

4.63

4.75

4.86

4.98

5.11

5.23

5.36

5.49

5.63

IMPHCO1

4.64

4.65

4.76

4.88

5.00

5.12

5.25

5.38

5.51

5.64

5.78

5.93

MINLIG1

3.53

3.62

3.70

3.80

3.89

3.99

4.08

4.18

4.29

4.39

4.50

4.61

MINNGA1

8.35

8.35

8.76

9.43

10.14

10.90

11.72

12.60

13.55

14.57

15.67

16.85

IMPNGA1

11.67

11.67

12.24

13.16

14.15

15.22

16.37

17.60

18.93

20.35

21.89

23.54

MINOTH1

17.02

17.02

17.85

19.20

20.65

22.20

23.87

25.67

27.61

29.69

31.92

34.33

RNWBIO1

3.76

4.29

4.72

5.32

6.00

6.77

7.64

8.61

9.72

10.96

12.36

13.95

RNWBGS1

2.73

4.15

4.56

5.15

5.81

6.55

7.39

8.34

9.40

10.61

11.97

13.50

RNWBBG1

3.76

4.29

4.72

5.32

6.00

6.77

7.64

8.61

9.72

10.96

12.36

13.95

MINLQD1

17.02

17.02

17.85

19.20

20.65

22.20

23.87

25.67

27.61

29.69

31.92

34.33

MINPAX1

7.40

7.69

7.52

7.57

8.08

8.46

8.85

9.23

9.62

10.00

10.38

10.77

IMPURN1

0.78

0.78

0.86

0.97

1.10

1.24

1.40

1.57

1.78

2.00

2.26

2.55

17.86

17.86

17.00

16.59

16.19

15.80

15.42

15.04

14.68

14.33

13.98

13.64

RNWSMW1

Tab. 4.1. Forecasts of energy type prices in the MARKAL model, own study on the basis of [19]

5. Mechanisms to promote renewable energy Modelling of the RES promotion mechanisms in the MARKAL sources and high-efficiency cogeneration programme was the subject of dissertation [6], and the research Legal regulations concerning mechanisms for the promotion of electricity from renewable energy sources and from high-efficiency cogeneration, have been included in the Energy Law [26] and in Regulations of the Minister of Economy [21, 22]. A document has been drafted to  update the legislation – the Law on Renewable Energy Sources [32]. 8

methodology was published in studies [7, 8]. However, these studies were drawn up before the cogeneration support system was implemented. The model assumed the existence of a single category of cogeneration energy certificates of origin (so-called red certificates), but as a result of the introduction of legal provisions in the Act, cogeneration has been divided into three categories, namely, [26]:

Demand Categories (DeMand) NO – quota obligation, electricity from renewable sources NS – quota obligation, electricity from high efficiency cogeneration NY – quota obligation, high efficiency gas fired cogeneration, or P<1 MW NV – quota obligation, high efficiency cogeneration fired with gas released from mines

E10 E30 E50

E60

CNB

1) high efficiency gaseous fuels-fired cogeneration, or cogeneration from a source with total installed capacity below 1 MW (property rights – PMGM) 1a) high efficiency cogeneration – fired with methane released and captured at underground mining works in active, decommissioned or closed hard coal mines (PMMET), or with gas obtained from biomass processing within the meaning of Art. 2 Sect. 1 Point 2 of the Act on bio components and liquid bio fuels (PMBG) 2) other than those in points 1 or 1a (PMEC). Therefore, these various certificates of origin of electricity from high-efficiency cogeneration are taken into account in the MARKAL model, as well as the property rights to them. According to the Rules of the Polish Power Exchange [30], the distribution of the property rights to certificates of origin is as follows: • PMOZE – property rights to  certificates of origin for electricity produced from renewable energy sources, the period of generation of which specified in the certificate of origin began before 1 March 2009 • PMOZE_A – property rights to certificates of origin for electricity produced from renewable energy sources, the period of generation of which specified in the certificate of origin began from 1 March 2009 • PMGM – property rights to certificates of origin for electricity produced from cogeneration fired with gaseous fuels or with a total installed electrical capacity up to 1 MW • PMMET – property rights to certificates of origin for electricity produced from cogeneration fired by methane released and captured at underground mining works in active, decommissioned or closed hard coal mines or with gas obtained from biomass processing (introduction of PMBG property rights for the latter is planned) • PMEC – property rights to certificates of origin for electricity produced from remaining cogeneration units. In fig. 5.1 a Reference Energy System was presented for mechanisms to promote renewable energy sources and high-efficiency cogeneration. The mandatory share of energy from renewable sources and cogeneration is expressed by the demand for commodity in the form of property rights, which have been vested with eligible sources. The balance of property rights is complemented with a  replacement fee, which is shown in the model by the import option. The replacement fee is paid if a required quota, calculated on the basis of the percentage share, is not met within the required range.

CNV

IMPELC1 – electricity import, IMPELC2 – electricity import, EXPELC1 – electricity export, MINHCO1 – hard coal mining, IMPHCO1 – hard coal import , MINLIG1 – lignite mining, MINNGA1 – natural gas domestic extraction, IMPNGA1 – natural gas import, MINOTH1 – other fuel supplies, RNWBIO1 – biomass supplies, RNWBGS1 – biogas supplies RNWBBG1 – biomass and biogas supplies, MINLQD1 – liquid fuel supplies, MINPAX1 – other fuel supplies, IMPURN1 – uranium import, RNWSMW1 – solid waste supplies

CPB CNY

In the MARKAL model fuel prices are related to the unit of energy stored in the fuel, i.e. they are expressed in Euro (2009) / GJ. Therefore, in addition to the price per unit of weight or volume, either the calorific value of the fuel, or the density of the energy stored there must be known. The energy price change rates were calculated based on, among other things, World Energy Outlook 2009 and 2010 [19]. The forecast fuel prices are expressed in constant prices, in monetary terms as of 2009. They are presented in tab. 4.1.

SPA

4. Forecasts of fuel and energy prices

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

SPO

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

NO NS NY NV NB

NO1 NO2 NS1 NY1 NV1

E80

NB1 NV2

IMPSPO1 IMPCPB1 IMPCNY1 IMPCNV1 IMPCNB1

Fig. 5.1. Reference Energy System for mechanisms to promote renewable energy sources and high-efficiency cogeneration, own study

NB – quota obligation, high efficiency biomass gas fired cogeneration ENT – energy types SPO – certificates of origin for RES energy (PMOZE) CPB – certificates of origin for high efficiency cogeneration energy (PMEC) SPA – certificate of origin for RES energy (PMOZE_A) CNY – certificates of origin for natural gas fired or P<1 MW cogeneration (PMGM) CNV – certificates of origin for methane released from mines fired cogeneration (PMMET) CNB – certificates of origin for biomass gas fired cogeneration (PMBG) CON – Conversion Technologies E10 – commercial thermal plants – hard coal (WK) and lignite (WB) E30 – independent plants – renewable energy sources (RES) E50 – commercial hydro and pumping-storage plants E60 – commercial and independent cogeneration plants E80 – industrial cogeneration plants SRCENCP – Source Energy Type Price Level IMPSPO1 – replacement fee, renewable energy sources IMPCPB1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMEC) IMPCNY1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMGM) IMPCNV1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMMET) IMPCNB1 – replacement fee, high efficiency cogeneration (PMBG)

9


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Energy origin certificate types

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Correction factors

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

PMOZE/ PMOZE_A

1.50

1.43

1.35

1.28

1.20

1.13

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

10.4%

12.9%

14.0%

20.0%

30.0%

35.0%

40.0%

45.0%

50.0%

50.0%

50.0%

Agricultural biogas 0.2–0.5 MW

1.00

8.7%

1.45

1.38

1.30

1.23

1.15

1.08

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

21.3%

21.3%

23.2%

25.0%

25.0%

25.0%

25.0%

25.0%

25.0%

25.0%

25.0%

25.0%

Agricultural biogas 0.5–1.0 MW

1.00

PMEC

1.40

1.33

1.25

1.18

1.10

1.03

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

0.0%

3.5%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

7.0%

7.5%

8.0%

8.5%

Agricultural biogas over 1.0 MW

1.00

PMGM

0.75

0.68

0.60

0.53

0.50

0.50

0.50

0.50

0.50

0.50

0.50

0.0%

0.9%

2.3%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

6.5%

7.0%

Biogas from sewage treatment plants or landfills

1.00

PMMET/ PMBG

Biomass up to 10 MW

1.00

1.70

1.60

1.50

1.40

1.30

1.20

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Biomass over 10 MW

1.00

1.15

1.08

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Co-firing of biomass with other fuels

1.00

0.30

0.15

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

Solar

1.00

2.85

2.40

1.95

1.60

1.50

1.40

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Onshore wind 0.2–0.5 MW

1.00

1.20

1.13

1.05

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Onshore wind over 0.5 MW

1.00

0.90

0.83

0.75

0.68

0.60

0.60

0.60

0.60

0.60

0.60

0.60

Offshore wind

1.00

1.80

1.80

1.70

1.50

1.40

1.30

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Hydro 0.075–1 MW

1.00

1.60

1.53

1.45

1.38

1.30

1.23

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Hydro 5–20 MW

1.00

2.00

1.93

1.85

1.78

1.70

1.63

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Hydro over 20 MW

1.00

2.30

2.15

2.00

1.85

1.70

1.55

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

Tab. 5.1. Mandatory shares of electricity from renewable energy sources and high -efficiency cogeneration broken by the categories in place at the property rights market (RPM) in the Polish Power Exchange, own study based on [21, 22, 26] (Designations as per [30])

In tab. 5.1 mandatory shares are presented of electricity from renewable sources and high efficiency cogeneration broken down by the categories in place at the property rights market (RPM) in the Polish Power Exchange. These shares have been developed according to regulations [21, 22] for 2009, 2010 and 2015. The 2020-2060 periods are characterized by a  forecast, based on the author’s assumptions, of the mandatory shares of different source types. The model assumes the maintenance of support mechanisms across the time frame. It was assumed that by 2050 a 50 per cent share of electricity produced from renewable energy sources should be accomplished in its total sales to end users. The total shares of high efficiency cogeneration are expected at 38.5% and 40.5 % in 2050 and 2060, respectively.

selling price, for Ozm fee (PMGM – cogeneration fired with natural gas or from a source with installed electric capacity below 1 MW) – 30–120%, and for Ozk fee (PMEC – other cogeneration sources) – 15–40%. It has been assumed that the replacement rates in the forecast period will depend on the electricity price set by the model user, which is the average forecast electricity price in the competitive market Oze. In addition, on the basis of draft law [32], from the model year 2015 the replacement fee for RES will be calculated based on the difference of fee rates Ozj – Oze. Ozj fee is expected in 2013 as 470 PLN (2013)/MWh and will be subject to  annual indexation. The percentage ratio of substitute fees to electricity prices has been determined on the basis of information [23]. The replacement fee designations are derived from the Act [26]. The average electricity price designation (Oze) is derived from draft act [32].

In tab. 5.2 a forecast of the replacement fees is presented. Data for 2010 is based on information of the President of URE Energy Regulatory Office [23, 31]. The forecast covers the period 20152060. Currently the Energy Law provides for replacement fee limits compared to the average selling price of electricity in the competitive market. The limit for Ozg fee (PMMET cogeneration – fired with methane released from mines or obtained from biomass processing) amounts from 15% to 110% of the average

In tab. 5.3 a forecast of correction factors for renewable energy sources is presented. Based on these factors it is determined how many certificates of energy origin there are per unit of energy (1 MWh) produced in a  renewable source. They are assigned to the relevant technologies in the model. A problem is the linear nature of the model, which does not distinguish between the

Replacement fee rates by property rights [PLN(2009)/ MWh]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Ozj (PMOZE/ PMOZE_A)

240

286

447

481

517

556

598

643

692

744

800

860

Oze (average electricity price)

197

199

209

224

241

259

279

300

323

347

373

401

Ozk (PMEC)

30

30

31

34

36

39

42

45

48

52

56

60

Ozg (PMGM)

149

149

157

168

181

195

209

225

242

260

280

301

Ozm (PMMET/ PMBG)

59

60

63

67

72

78

84

90

97

104

112

120

unit size, but only between the technology types. Therefore, it is specified in an arbitrary manner, the factors of which should be considered as representative of the generation technologies. For the model year 2010 factors of 2013 are assumed, and for the model year 2015 – factors from 2017. The values of these years come from the Act [32]. The other factors decrease linearly in the model’s subsequent years, in most cases to 1.00.

6. Mechanisms to r  educe emissions

Tab. 5.2. Forecast of replacement fee rates, own study based on [23, 31, 32]

10

Tab. 5.3. Forecasts of correction factors for renewable energy sources, own study on the basis of [32]

The following two mechanisms for limiting emissions are mapped in the model. The first of these relates to  fees for the use of the environment, the second – to the purchase of emission allowances. The environmental fees are calculated at the rates established in Notice of the Ministry of the Environment [3]. The model considers the fees for emission of the following compounds: carbon dioxide, carbon monoxide, nitrogen oxides, sulphur dioxide, and dust. It also takes account of the fee for groundwater intake. It was assumed that the fee rates in current prices will increase by 20% compared to  the previous 5-year period. Assuming a retail price increase, the fee rates are recalculated for 2009 and given in constant prices in tab. 6.1. Modelling of the CO2 emission trading scheme (EU ETS) at the regional power system level was the subject of a  dissertation [6]. This mechanism is also included in the model developed

for Poland, but in a  modified manner due to  the anticipated need to  purchase all emission allowances at auctions [33]. The methodology, as in [6], consists in assigning the equivalent CO2 emission rates to generation technologies – representing power plants, cogeneration plants, and heating plants covered by the EU ETS scheme. The emission allowance purchase in the MARKAL model is represented as a cost imposed on an emission equivalent. Due to the lack of allocated allowances, no sale of emission allowances on the market is possible. The forecast of emission allowance prices is presented in tab. 6.2.

7. Database of generation technologies The design of a technical and economic database was another key element of the power system development model. The effect of choosing the right set of technologies and their appropriate description is obtaining reliable optimization results. The database containing a  description of the energy conversion technologies has been developed on the basis of available sources, such as: MARKAL-MATTER database built by ECN (The Netherlands) [24], MARKAL-Belgium database [29], biomass based technology details by Vattenfall AB [25], IIASA CO2DB [28], UK MARKAL [27] and based on the author’s own research [6]. Technical and economic data for III + generation nuclear power plants is taken from the author’s study [34]. The new technologies 11


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

Environmental fees – constant prices [PLN (2009)/kg]

2009

Dust

0.2700

0.3122

0.3277

0.3440

0.3611

0.3791

0.3980

0.4178

0.4385

0.4603

0.4832

0.5073

SOx

0.4100

0.4683

0.4916

0.5160

0.5417

0.5687

0.5969

0.6266

0.6578

0.6905

0.7249

0.7609

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060 No

NOx

0.4100

0.4683

0.4916

0.5160

0.5417

0.5687

0.5969

0.6266

0.6578

0.6905

0.7249

0.7609

CO

0.1100

0.1073

0.1127

0.1183

0.1241

0.1303

0.1368

0.1436

0.1507

0.1582

0.1661

0.1744

CO2 Groundwater intake

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

0.0002

0.0001

0.0003

0.0001

0.0003

0.0001

0.0003

0.0001

0.0003

0.0001

0.0003

0.0001

0.0003

0.0002

0.0003

0.0002

0.0004

0.0002

0.0004

0.0002

0.0004

0.0002

0.0004

0.0002

Emission allowances – constant prices [PLN (2009)/ kg]

2009

CO2 emission allowances

0.0000

2010

0.0000

2015

0.0662

2020

0.1738

2025

0.1824

2030

0.1915

2035

0.2010

2040

0.2110

2045

0.2215

2050

0.2326

2055

0.2441

2060

0.2563

SOx emission allowances

0.0000

0.0000

4.3115

4.5259

4.7511

4.9874

5.2355

5.4959

5.7693

6.0562

6.3575

6.6737

NOx emission allowances

0.0000

0.0000

4.3115

4.5259

4.7511

4.9874

5.2355

5.4959

5.7693

6.0562

6.3575

6.6737

database complements the set of information on the existing power plants, the technological units of which are partly based on the parameters obtained from the sources listed above. A major drawback of the above-mentioned databases, excluding Vattenfall and IIASA CO2DB, is the lack of a description of emission rates per unit of energy produced. To account for polluting emissions in the power sector, the rates of emissions per input energy unit were taken from IIASA CO2DB. These rates were developed for each fuel, boiler type (or technology) and flue gas cleaning plant. Data on the planned investments in new power plants, greenfield and retrofit projects alike, has been taken from ”PSE- Operator SA Development Plan until 2025” [1]. The quantitative restrictions on electricity imports and exports are based on historical data published in ARE SA statistics [4]. The fixed unit operation and maintenance (fixed O&M) cost rate is expressed in EUR (2009) / kW / year and designated as TCH_FIXOM. The rates have been determined on the basis of UK MARKAL model data, by converting them from British Pounds

12

(GBP) to Euro (EUR) at the exchange rate as of 1 January 2009. Similarly converted is the unit capital expenditure rate expressed in Euro (2009)/kW and designated as TCH_INVCOS, and the unit variable operating costs (excluding fuel – variable O&M) costs, expressed in Euro (2009) / GJ and designated as TCH_VAROM.

8. Summary In the next part of the series an analysis of the results obtained for two variants of the demand for electricity – A and B will be presented. The results will concern in particular: investment in new generating units with the required capital expenditures, and the installed electric capacity and the electricity output mixes. Further research will involve, among other things, expansion of the power system model, connection feasibility study of the generation sources identified by the MARKAL model, and analysis of the scenarios of mechanisms to promote renewable energy sources and to reduce CO2, SOX and NOX emissions.

ELE/ HPL/ CPD/ STG

First year available

Technical lifetime

a

Name

Efficiency Unit fixed of electriAnnual Unit capex O&M availability city / heat generation

%

%

Unit variable O&M (without fuel)

Contribution to peak demand

Cogeneration rate

%

GJ/GJ

EUR/kW

EUR/ kW/a

EUR/GJ

E11

hard coal fired commercial plants

CEN

BAS

CPD

2005

45

0.879

37%

863

19.7

0.23

1.00

19,06

2

E12

lignite fired commercial plants

CEN

BAS

CPD

2005

45

0.873

37%

863

19.7

0.23

1.00

36,47

CEN

BAS

ELE

2015

50

0.9

43%

981

19.2

0.35

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2010

50

0.9

43%

981

19.2

0.35

0.90

none

3 4

hard coal fired commercial thermal E1A plants – new (2010–2025) lignite fired commercial thermal E1B plants – new (2010–2025)

5

E1D IGCC CCS – HC

CEN

BAS

ELE

2020

35

0.9

40%

1365

29.3

0.00

0.90

none

6

E1E

CEN

BAS

ELE

2020

50

0.9

45%

1537

29.3

0.00

0.90

none

7

E2A

CEN

BAS

ELE

2025

60

0.83

35%

3529

103.1

0.56

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2040

50

0.83

48%

3384

93.1

0.00

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2040

50

0.83

35%

3384

93.1

0.63

0.90

none

8

PF CCS – HC

new nuclear plants with PWR reactors (2025–2030) IV Gen. Nuclear – GTMHR (U235 E2B enrichment 19%) IV Gen. Nuclear – PBR Pebble bed E2C reactor (U235 enrichment 9%)

10

E31

through-flow hydro – independent

DCN

NBN

ELE

2005

100

0.5

34%

1636

163.6

0.00

0.51

none

11

E33

wind

DCN

NBN

ELE

2005

25

0.5

40%

1483

50.8

0.00

0.43

none

12

E34

biogas

DCN

NBN

ELE

2005

35

0.8

58%

902

7.9

0.63

0.80

none

13

E35

biomass

DCN

NBN

ELE

2005

20

0.8

44%

1777

74.4

0.15

0.80

none

14

E3A wind – new (2010-2025)

DCN

XLM

ELE

2010

25

40%

761

30.5

0.63

0.23

none

15

E3B

CEN

XLM

ELE

2020

25

40%

1975

39.5

0.81

0.43

none

wind – offshore

16

E3C PV photovoltaic

CEN

XLM

ELE

2015

30

40%

7135

0.0

0.85

0.00

none

17

E3D energy crop gasification (biomass)

DCN

BAS

ELE

2015

20

0.83

44%

1777

74.4

0.11

0.90

none

DCN

BAS

ELE

2020

35

0.83

58%

902

7.9

0.44

0.90

none

CEN

BAS

ELE

2030

35

0.83

34%

2555

111.7

0.00

0.90

none

DCN

BAS

ELE

2020

20

0.83

47%

2362

69.9

0.00

0.90

none

18 19 20

Tab. 6.2. Prices of CO2, SOx and NOx emission allowances in Poland, own study based on [33]

BAS/ NBN/ XLM/ STG/ PEAK

1

9

Tab. 6.1. Forecast of environmental fees, own study based on [3]

Symbol

CEN/ DCN

gas/steam GTCC with biomass E3E gasification gas/steam GTCC with biomass gasiE3F fication and CO2 sequestration (after 2030) energy crop gasification (biomass) E3G – newer

21

E3H biogas engine

DCN

BAS

ELE

2015

20

0.57

27%

1105

16.9

0.15

0.90

none

22

E3J

CEN

BAS

ELE

2015

30

0.52

28%

1253

0.0

0.63

1.00

none

23

E4A

CEN

PEAK

ELE

2015

35

55%

451

7.9

0.81

0.90

none

24

E4B

CEN

BAS

ELE

2015

35

0.83

55%

451

7.9

0.63

0.90

none

25

E4C steam/gas GTCC with CCS

DCN

BAS

ELE

2020

35

0.83

47%

778

13.6

23.69

0.90

none

26

E4E

natural gas fuel cells

DCN

NBN

ELE

2020

25

0.5

40%

1879

0.0

0.00

0.90

none

27

E52

other commercial hydro (natural inflow)

CEN

NBN

ELE

2005

80

0.5

40%

1636

163.6

0.00

1.00

none

28

E53

pumped storage

CEN

STG

STG

2005

80

0.5

67%

1821

1.5

0.76

1.00

none

29

E55

hydro with pumped segment

CEN

NBN

ELE

2005

80

0.5

40%

1636

163.6

0.00

1.00

none

30

E64

commercial CHP – EC1

CEN

NBN

CPD

2005

50

0.95

29%

882

14.7

0.81

0.85

0.59

31

E65

commercial CHP – EC2

CEN

NBN

CPD

2005

45

0.95

33%

882

14.7

0.81

0.85

0.93

32

E66

commercial CHP – EC3

CEN

NBN

CPD

2005

45

0.95

23%

882

14.7

0.81

0.85

0.48

33

E67

commercial CHP – EC4

CEN

NBN

CPD

2005

50

0.95

18%

882

14.7

0.81

0.85

0.30

34

E68

independent CHP – ECN

CEN

NBN

CPD

2005

40

0.95

15%

882

14.7

0.81

0.85

0.31

DCN

NBN

CPD

2015

20

0.44

11%

882

14.7

0.35

0.50

0.20

DCN

NBN

CPD

2015

20

0.67

27%

756

0.5

0.35

0.50

0.51

35 36 37

municipal waste fired steam turbine intervention gas sources (2015–2025) natural gas fired commercial thermal plants – new (2010–2025)

hard coal fired commercial CHP – E6A new (2010–2025) natural gas fired commercial CHP – E6B new (2010–2025) BIO fired commercial CHP – new E6C (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0.55

16%

3384

56.4

0.63

0.50

0.27

38

E6D biogas CHP (new)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0.46

35%

1128

0.5

0.00

0.50

0.90

39

E6E

fuel cells CHP (natural gas)

DCN

NBN

CPD

2020

20

0.9

49%

972

0.0

0.53

0.90

2.46

40

E6F

gas microturbine CHP (<120 kW)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0.7

33%

2792

0.0

0.15

0.50

0.70

41

E81

industrial hard coal CHP

DCN

NBN

CPD

2005

40

0.95

14%

882

14.7

0.81

0.85

0.20

42

E82

industrial natural gas CHP

DCN

NBN

CPD

2005

40

0.95

6%

756

0.5

1.09

0.85

0.18

43

E83

industrial biomass biogas CHP

DCN

NBN

CPD

2005

40

0.95

14%

1128

0.5

1.74

0.85

0.19

44

E84

other fuel industrial CHP

DCN

NBN

CPD

2005

40

0.95

14%

883

14.7

0.81

0.85

0,21

13


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

No

Symbol

CEN/ DCN

BAS/ NBN/ XLM/ STG/ PEAK

ELE/ HPL/ CPD/ STG

First year available

Technical lifetime

a

Name

Unit variable O&M (without fuel)

Contribution to peak demand

Cogeneration rate

EUR/ kW/a

EUR/GJ

%

GJ/GJ

Efficiency Unit fixed of electriAnnual Unit capex O&M availability city / heat generation

%

%

EUR/kW

45

H10

commercial heat

CEN

none

HPL

2005

20

0.9

80%

100

7

0.00

1.00

46

H20

non-commercial heat

DCN

none

HPL

2005

20

0.9

78%

130

2.6

0.00

1.00

none none

47

H31

industry

DCN

none

HPL

2005

20

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

48

H32 services

DCN

none

HPL

2005

20

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

49

H33

households

DCN

none

HPL

2005

20

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

50

H34

agriculture

DCN

none

HPL

2005

20

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

51

H40

individual – to  complete heat balance

DCN

none

HPL

2005

15

0.9

80%

130

2.6

0.00

1.00

none

52

H1A natural gas heat

CEN

none

HPL

2010

20

0.69

64%

756

2.9

0.00

0.50

none

53

H1B

geothermal heat

CEN

none

HPL

2020

40

0.64

70%

2387

48.5

0.70

0.63

none

54

H1C

solar heat

CEN

none

HPL

2015

20

0.083

25%

620

6.3

1.74

0.00

none

55

H1D biomass heat

CEN

none

HPL

2010

20

0.5

75%

902

18.0

5.89

1.00

none

Tab. 7.1. Technical and economic data of generation technologies in the MARKAL model, own study based on [24, 25, 27, 29] CEN – centralized, DCN – decentralized BAS – baseload, NBN – non-baseload, independent of weather, XLM – dependent on weather, STG – storage, PEAK – peak, ELE – power plants, HPL – heating plants, CPD – cogeneration plants or plants adapted to heat output.

REFERENCES 1. Plan rozwoju PSE Operator SA do 2025 roku [PSE- Operator SA Development Plan until 2025], PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2010. 2. Zapotrzebowanie mocy w KSE [Power demand in the NPS], PSE Operator SA [online], Konstancin-Jeziorna 2012, http://www.pseoperator.pl/index.php?dzid=77. 3. Obwieszczenie ministra środowiska z dnia 4 października 2010 roku w sprawie wysokości stawek opłat za korzystanie ze środowiska na rok 2011 [Notice of the Minister of the Environment of 4 October 2010 on the rates of fees for the use of the environment in 2011], Monitor Polski 2010, issue 74, item 945. 4. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2001-2009 [Polish Power Sector Electricity Statistics 2001]–2009], ARE SA Energy Market Agency, Warsaw 2002–2010. 5. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego [Polish Heat Sector Electricity Statistics 2007–2009], ARE SA Energy Market Agency, Warsaw 2008–2010. 6. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii [Modeling the development of regional power systems, with particular emphasis on bioenergy], doctoral dissertation, Gdańsk University of Technology, Gdańsk 2006. 7. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii [Modeling the development of power systems including mechanisms to promote renewable energy sources], Archiwum Energetyki 2007, vol. XXXVII, Specjal Issue: XII International Scientific Conference ”Current Problems in Power Engineering – APE07”, 2007, Polish Academy of Sciences, Committee for Energy Studies, Gdańsk 2007.

14

8. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych [Mapping mechanisms for the promotion of renewable energy sources in power system development models], Rynek Energii, April 2007, issue 2(69), pp. 41–47, Kaprint. Lublin 2007. 9. Obwieszczenie ministra gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 roku w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej [Notice of the Minister of Economy of 12 December 2007 on the assessment report on the progress made in increasing the share of electricity produced from high-efficiency cogeneration in the country’s total electricity production], Monitor Polski year 2008, issue 1, items 11 and 12. 10. Prognoza ludności na lata 2008–2035 [Population forecasts for 2008–2035], GUS Central Statistical Office, Warsaw 2009. 11. Prognoza gospodarstw domowych na lata 2008–2035 [Households forecasts for 2008-2035], GUS Central Statistical Office, Warsaw 2009. 12. Stan i prognoza koniunktury gospodarczej issue 71, The Gdańsk Institute for Market Economics, August 2011. 13. Polska – wskaźniki makroekonomiczne [Poland – macroeconomic indicators] (PKD 2007), GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 14 September 2011, www.stat.gov.pl. 14. Budownictwo mieszkaniowe 1991–2011 [Housing development 1991–2011], GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 16 September 2011, www.stat.gov.pl. 15. Gospodarka mieszkaniowa w 2009 [Housing management in 2009], GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 16 November 2010, www.stat.gov.pl. 16. Infrastruktura komunalna w 2009 [Municipal infrastructure in 2009], GUS Central Statistical Office [online], Warsaw, 15 November 2010, www.stat.gov.pl.

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | 4–13

17. Strategia Rozwoju Kraju 2007–2015 [The National Development Strategy 2007-2015], Ministry of Regional Development, Warsaw, November 2006. 18. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku [Polish Energy Policy until 2030], Ministry of Economy, Warsaw 2009. 19. World Energy Outlook 2009, OECD/IAE 2009. 20. World Energy Outlook 2010, OECD/IAE 2010. 21. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 roku w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji [Regulation of the Minister of Economy of 26 July 2011 on the method to calculate data presented in the application for a certificate of origin from cogeneration, and the specific obligation to obtain and present to redeem these certificates, pay the replacement fee and to confirm the data on the electricity output from high-efficiency cogeneration], J. of L. 2011, issue 176, item 1052. 22. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii [Regulation of the Minister of Economy of 14 August 2008 on the detailed scope of the responsibilities to obtain and present for redemption the certificates of origin, to pay the replacement fee, to purchase electricity and heat produced from renewable energy sources, and the responsibility to confirm the data on the amount of electricity generated from renewable energy sources], J. of L. 2008, issue 156, item. 969. 23. Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 15/2012 w sprawie jednostkowych opłat zastępczych dla kogeneracji obowiązujących w 2013 roku. [Information of the President of the Energy Regulatory Office No. 15/2012 on the unit replacement fees for CHP in 2013]. 24. ETSAP, Energy Technology Systems Analysis Programme, MARKAL MATTER Model Database 4.2. Input Data Technologies and Processes [online], Torino 2005, http://www.etsap.org/markal/matter/data/ main.html. 25. Münter M., Hinderson A., Sustainable Energy in Poland – Vattenfall In-Kind Contribution (I), Vattenfall Utveckling AB. Stockholm, Sweden 2003.

26. Prawo energetyczne [The energy law], Act of April 10, 1997. 27. UK MARKAL Model v3.24: Documentation [online], http://www.ukerc.ac.uk/support/tiki-index. php?page=ES_MARKAL_Documentation_2010. 28. Strubegger M. et al., CO2DB Manual Version 2.0. IIASA, Laxenburg, Austria 1999. 29. CES KUL, CES KULeuven – VITO, Federal Office for Scientific, Technical and Cultural Affairs, The Belgian Markal Database, Brussels 2001. 30. Regulamin rejestru świadectw pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii SA [Rules of the Register of certificates of origin maintained by the Polish Power Exchange], The consolidated text adopted by the resolution of the Board No. 142/28/11 dated 18 July 2011, entered into force on 1 August 2011. 31. President of the Energy Regulatory Office, Information 2/2012 on the unit replacement fee to be used to calculate the replacement fee in the implementation of the obligation referred to in Article 9a Sect. 1 and 2 of the Energy Law for 2012, Warsaw, February 8, 2012. 32. The Law on renewable energy sources – the draft of 20 December 2011, Ministry of Economy, Energy Department, Warsaw 2011. 33. Miłek M., Problemy z pakietem klimatyczno-energetycznym [Problems with the Climate and Energy Package], KIG National Chamber of Commerce, Chamber of Energy and Environmental Protection, Warsaw 2012. 34. Jaskólski M., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni jądrowej [Cost analysis of electricity generation in nuclear power plants], XV International Conference ”Present-Day Problems of Power Engineering APE ’11”, Jurata 2011, Conference proceedings, Gdańsk 2011. 35. (PEP2030, 2011) ARE SA Energy Market Agency, Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 [Updated forecasts of demand for fuels and energy until 2030], Warsaw, September 2011. 36. Dąsal K., Popławski T., Rusek K., Ocena długoterminowych prognoz zużycia energii i mocy szczytowych w systemach elektroenergetycznych [Assessment of long-term forecasts of energy consumption and peak powers in power systems], Polityka Energetyczna 2011, vol. 14, book 2. 37. (RAPORT2050) Impact assessment of the establishment of the objectives of deep reductions in greenhouse gas emissions in the EU by 2050, with particular consideration of the electricity generation decarbonisation effects for Poland – SYNTHESIS, System Research of EnergSys Sp. z o.o. commissioned by Polish Electricity Committee, version of 14 June 2010, Warsaw, Poland, June 2010.

Marcin Jaskólski Gdańsk University of Technology e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His scientific interests, besides integrated modelling of power system development, include the use of renewable energy resources and nuclear power generation.

15


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–13. When referring to the article please refer to the original text.

Prognoza popytu na ciepło zakłada, że przyrosty zapotrzebowania będą kompensowane poprzez zastosowanie technologii o wyższej efektywności użytkowania ciepła. W  efekcie zapotrzebowanie powinno utrzymać się na  poziomie przekraczającym 900  PJ/a  do  2025 roku, po czym powinno spadać aż do 713 PJ/a w 2060 roku. Uwzględnienie zapotrzebowania na ciepło w  modelu optymalizującym strukturę wytwarzania energii elektrycznej jest istotne z  punktu widzenia wykorzystania kogeneracji.

Zastosowanie modelu MARKAL do optymalizacji struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w długoterminowym horyzoncie czasowym Część II. Założenia modelu i prognozy Autor

Marcin Jaskólski

Słowa kluczowe

MARKAL, planowanie energetyczne, prognozy energetyczne

Streszczenie

Niniejszy artykuł, będącym kontynuacją cyklu o tej tematyce, przedstawiona założenia modelu rozwoju systemu energetycznego w zakresie struktury technologicznej wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, w perspektywie długoterminowej, do 2060 roku. Model ten oparty jest na strukturze matematycznej pakietu optymalizacyjnego MARKAL. Opracowano m.in. prognozę zapotrzebowania finalnego na energię elektryczną i ciepło, aktualną strukturę mocy i produkcji energii elektrycznej w Polsce oraz prognozę wyłączania mocy w istniejących elektrowniach i elektrociepłowniach. Opracowanie zawiera również zestawienie wskaźników techniczno-ekonomicznych technologii energetycznych rozpatrywanych w modelu. Autor nie ponosi odpowiedzialności za skutki wykorzystania przedstawionych wyników badań.

16

W rozdziale 7 zawarto zestawienie wskaźników techniczno-ekonomicznych technologii energetycznych wybranych do analizy.

Prognozy Įnalnego zapotrzebowania na energiħ elektrycznČ 300 Prognozy

Dane statystyczne (historyczne)

244

250

182

TWh/a

164 140

150 106

108

104

109

122

116

129

139

178

175 168 168 161 157 152

182

217 203 182 178

265

176

1 9 11 119

105 105

100

152

129

259

241

200 200

2. Prognozy finalnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło Określenie bieżącego i przyszłego finalnego zapotrzebowania na  energię jest jednym z najważniejszych założeń przyjmowanych w  bilansowym modelu systemu energetycznego, budowanym za pomocą pakietu MARKAL. W modelu dla Polski określono finalne zużycie energii elektrycznej i ciepła oraz wyznaczono prognozę zapotrzebowania na te nośniki. Prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną opracowano w dwóch wariantach – A i B. Sporządzono ją na podstawie bilansu energii elektrycznej w krajowej gospodarce w latach 1985–2010, w odstępach pięcioletnich [4] oraz na podstawie danych o liczbie ludności i wartości PKB [10, 12, 13]. Opiera się ona na  zmianach wskaźników zużycia energii elektrycznej na jednostkę PKB oraz na  jednostkę ludności z  uwzględnieniem zmniejszenia elektrochłonności PKB oraz zwiększenia wskaźnika zużycia per capita. Problematykę długoterminowego prognozowania zapotrzebowania na energię podejmowano w pracy [36]. Prognozę w  obu wariantach porównano z wynikami aktualizacji prognozy zapotrzebowania na  paliwa i  energię na  potrzeby „Polityki energetycznej Polski do  2030 roku” [35] oraz prognozą opracowaną w  Raporcie 2050 dla Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE), opublikowaną w streszczeniu decyzyjnym [37]. Rezultaty prognozowania przedstawiono na rys. 2.1. Dane na  temat bieżącego finalnego zapotrzebowania na ciepło niskotemperaturowe zostały zaczerpnięte ze  statystyk ciepłownictwa polskiego ARE SA [5]. Prognozę zapotrzebowania na  ciepło opracowano na  podstawie prognozy budownictwa

253

233 218

50

60 000

Dane statystyczne (historyczne)

Prognozy 54 414

56 323

57 538

58 872

51 955 48 726

50 000

44 880 40 886

40 000

35 876

37 081 35 470

35 432 32 736

37 793

39 311

40 053

40 771

40 730

40 084

39 440

1 886

1 580

1 080

2050

2055

2060

36 501

32 214

30 000

27 544 24 085 17 167

20 000

13 082 8 328

10 000

4 440

0 2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

Elektrownie cieplne zawodowe

Elektrociepųownie zawodowe i niezaleǏne

Elektrownie wodne zawodowe

Elektrociepųownie przemysųowe

Elektrownie niezaleǏne - OZE

Moc zainstalowana jednostek istniejČcych

(MARKAL-PL - A) Wymagana moc dyspozycyjna z uwzglħdnieniem rezerwy (19%)

(MARKAL-PL - B) Wymagana moc dyspozycyjna z uwzglħdnieniem rezerwy (19%)

Rys. 3.1. Prognoza struktury mocy zainstalowanej w istniejących blokach energetycznych w Polsce do 2060 roku oraz prognoza wymaganej maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzględnieniem rezerwy w KSE (opracowanie własne na podstawie danych [1, 2, 4])

bazujących na roku zainstalowania i modernizacji urządzeń energetycznych, określono rok wyłączenia poszczególnych elektrowni. Prognozę wymaganej maksymalnej mocy dyspozycyjnej z  uwzględnieniem rezerwy w KSE wyznaczono na podstawie prognozy zapotrzebowania na  energię elektryczną oraz korzystając z  jej rozkładu w  czasie. Prognozę struktury mocy zainstalowanej w istniejących blokach energetycznych oraz prognozę maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzględnieniem rezerwy w KSE w latach 2010–2060 przedstawiono na rys. 3.1. Lata 2009 i 2010 zawierają dane statystyczne i nie są objęte prognozą. W  modelu MARKAL-PL istniejące elektrownie cieplne zawodowe i  przemysłowe zostały pogrupowane według klasyfikacji zaproponowanej w  statystykach ARE SA [4]. W  każdej grupie zebrano dane: o  jednostkowym zużyciu paliwa

brutto i  netto do  obliczenia sprawności wytwarzania energii, o  produkcji ciepła w  skojarzeniu z  energią elektryczną oraz w kotłach ciepłowniczych, produkcji energii elektrycznej oraz mocy zainstalowanej. Dodatkowo, na podstawie danych ARE SA o  całkowitych emisjach dla każdej grupy elektrowni, wprowadzono wskaźniki emisji na jednostkę wyprodukowanej energii. 4. Prognozy cen paliw i energii W  modelu MARKAL ceny paliw są odniesione do  jednostki energii zgromadzonej w  paliwie, tzn. wyrażone są w EUR(2009)/ GJ. Dlatego, oprócz ceny za jednostkę masy lub objętości, wymagana jest znajomość albo wartości opałowej paliwa, albo gęstości energii w nim zgromadzonej. Wskaźniki zmian cen energii opracowano m.in. na podstawie World Energy Outlook 2009 i  2010 [19]. Prognozowane ceny paliw wyrażone są w cenach stałych, w  jednostkach monetarnych z  2009 roku. Przedstawiono je w tab. 4.1. 5. Mechanizmy promowania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji Regulacje prawne, dotyczące mechanizmów promowania energii elektrycznej z  odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej wytworzonej w  wysokosprawnej kogeneracji, zostały zapisane w  ustawie Prawo energetyczne [26] oraz w  rozporządzeniach ministra gospodarki [21, 22]. Przygotowywany jest dokument aktualizujący przepisy – ustawa o  odnawialnych źródłach energii [32].

0 1985

1990

1995

2000

2005

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

(MARKAL-PL - A) ZuǏycie Įnalne

(MARKAL-PL - B) ZuǏycie Įnalne

(MG PEP2030, 2011) ZuǏycie Įnalne

(Raport 2050 - Referencyjny) ZuǏycie Įnalne

(Raport 2050 - Transportowy) ZuǏycie Įnalne

(Raport 2050 - Efektywny) ZuǏycie Įnalne

2050

2055

2060

Ceny stałe EUR (2009)/GJ

Rys. 2.1. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce do 2060 roku, opracowanie własne na podstawie danych ARE SA [4] i GUS [10, 12, 13] oraz zaczerpnięte z [35] i [37]

Prognoza Įnalnego zapotrzebowania na ciepųo 1000 907

911

920

915

161

159

150

906

898

895

900 800

162

866 822

144

133

129

121 116

792 735 108

700

103

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

IMPELC1

13,70

13,81

14,49

15,58

16,76

18,02

19,38

20,84

22,41

24,10

25,91

27,86

IMPELC2

16,43

16,58

17,39

18,70

20,11

21,62

23,25

25,00

26,89

28,91

31,09

33,44

EXPELC1

10,96

11,05

11,59

12,47

13,41

14,42

15,50

16,67

17,93

19,28

20,73

22,29

MINHCO1

4,40

4,41

4,52

4,63

4,75

4,86

4,98

5,11

5,23

5,36

5,49

5,63

IMPHCO1

4,64

4,65

4,76

4,88

5,00

5,12

5,25

5,38

5,51

5,64

5,78

5,93

MINLIG1

3,53

3,62

3,70

3,80

3,89

3,99

4,08

4,18

4,29

4,39

4,50

4,61

713 98

MINNGA1

8,35

8,35

8,76

9,43

10,14

10,90

11,72

12,60

13,55

14,57

15,67

16,85

IMPNGA1

11,67

11,67

12,24

13,16

14,15

15,22

16,37

17,60

18,93

20,35

21,89

23,54

MINOTH1

17,02

17,02

17,85

19,20

20,65

22,20

23,87

25,67

27,61

29,69

31,92

34,33

RNWBIO1

3,76

4,29

4,72

5,32

6,00

6,77

7,64

8,61

9,72

10,96

12,36

13,95

RNWBGS1

2,73

4,15

4,56

5,15

5,81

6,55

7,39

8,34

9,40

10,61

11,97

13,50

RNWBBG1

3,76

4,29

4,72

5,32

6,00

6,77

7,64

8,61

9,72

10,96

12,36

13,95

MINLQD1

17,02

17,02

17,85

19,20

20,65

22,20

23,87

25,67

27,61

29,69

31,92

34,33

MINPAX1

7,40

7,69

7,52

7,57

8,08

8,46

8,85

9,23

9,62

10,00

10,38

10,77

IMPURN1

0,78

0,78

0,86

0,97

1,10

1,24

1,40

1,57

1,78

2,00

2,26

2,55

17,86

17,86

17,00

16,59

16,19

15,80

15,42

15,04

14,68

14,33

13,98

13,64

600

PJ/a

1. Wprowadzenie Niniejszy artykuł stanowi kontynuację cyklu o tematyce modelowania rozwoju struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, w długoterminowym horyzoncie czasowym, do 2060 roku. Przedstawiono w nim najważniejsze założenia modelu energetycznego MARKAL dla Polski (MARKAL-PL). W  rozdziale 2 zaprezentowano prognozy finalnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło. Prognozę popytu na energię elektryczną opracowano w  wariantach A i B. Z kolei rozdział 3 zawiera prognozę struktury mocy zainstalowanej w  blokach energetycznych istniejących elektrowni. Wyłączanie istniejących bloków energetycznych nie podlega optymalizacji, gdyż zmienna odpowiadająca przyrostowi mocy danej technologii nie może przyjmować wartości ujemnych. Wycofanie mocy może być modelowane poprzez parametr modelu, w którym określa się, ile tej mocy w technologicznej grupie elektrowni, istniejących przed pierwszym rokiem analizy modelowej, pozostaje w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) w kolejnych latach analizy. W przypadku inwestycji w nowe jednostki, które nie były zainstalowane przed pierwszym rokiem analizy, wycofanie mocy następuje po upływie okresu eksploatacji właściwego dla danej technologii. W rozdziale 4 przedstawiono prognozę cen paliw i energii. Rozdział 5 zawiera założenia dotyczące obowiązkowego udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz wytworzonej w  wysokosprawnej kogeneracji. Ponadto opracowano prognozę zmian współczynników korekcyjnych dla świadectw pochodzenia energii z  różnego rodzaju źródeł odnawialnych oraz prognozę stawek opłat zastępczych dla każdego typu świadectw – z OZE i kogeneracji. Prognozy stawek opłat za użytkowanie środowiska i cen uprawnień do emisji CO2, SOX i NOX zaprezentowano w rozdziale 6.

3. Prognoza struktury mocy zainstalowanej w istniejących jednostkach wytwórczych zainstalowanych w KSE Sporządzenie bilansu energii w roku początkowym (2009) i zebranie danych o istniejącej przed tym rokiem strukturze wytwarzania i jej starzeniu się w rozpatrywanym horyzoncie czasowym ma istotne znaczenie dla bilansowego modelu rozwoju rzeczywiście istniejącego systemu energetycznego. W tym celu skorzystano z danych ARE SA [4] o produkcji energii elektrycznej i mocy osiągalnej w poszczególnych elektrowniach cieplnych zawodowych, a  także ogólnie w elektrociepłowniach przemysłowych, elektrowniach wodnych i  szczytowo-pompowych oraz odnawialnych źródłach energii. Ponadto oszacowano moc zainstalowaną i  roczną produkcję ciepła w  ciepłowniach zawodowych, ciepłowniach niezawodowych oraz źródłach lokalnych i indywidualnych [9]. Opierając się na informacjach zaczerpniętych z „Planu rozwoju PSE-Operator SA do roku 2025” [1] oraz na  własnych założeniach,

Prognoza zamian mocy zainstalowanej w blokach energetycznych elektrowni istniejČcych Prognoza wymaganej maksymalnej mocy dyspozycyjnej z uwzglħdnieniem rezerwy w KSE (19%) 70 000

MW

PL

500

462

469

483

502

509

531

541

534

502

494

400

451

443

181

172

2055

2060

300 200 283

282

278

100

263

253

234

226

212

204

190

2040

2045

2050

0 2009

2010

2015

2020

2025

Przemysų, budownictwo i rolnictwo

2030

2035

Gospodarstwa domowe

Usųugi

RAZEM

Rys. 2.2. Prognoza finalnego zapotrzebowania na ciepło w Polsce do 2060 roku, opracowanie własne na podstawie danych [9–17]

mieszkaniowego (sektor mieszkaniowy) oraz zmian PKB i  jego energochłonności (przemysł i usługi). Do tego celu wykorzystano dane Głównego Urzędu Statystycznego [10–17] oraz założenia zawarte w  opracowaniu [9]. Prognozę zapotrzebowania na ciepło w Polsce do 2060 roku przedstawiono na rys. 2.2. Założono jedną, wspólną dla wariantów A i B, prognozę zapotrzebowania na ciepło.

RNWSMW1

Tab. 4.1. Prognozy cen nośników energii w modelu MARKAL, opracowanie własne na podstawie [19] IMPELC1 – import energii elektrycznej, IMPELC2 – import energii elektrycznej, EXPELC1 – eksport energii elektrycznej, MINHCO1 – wydobycie węgla kamiennego, IMPHCO1 – import węgla kamiennego, MINLIG1 – wydobycie węgla brunatnego, MINNGA1 – wydobycie gazu ziemnego, IMPNGA1 – import gazu ziemnego, MINOTH1 – pozyskanie innych paliw, RNWBIO1 – pozyskanie biomasy, RNWBGS1 – pozyskanie biogazu, RNWBBG1 – pozyskanie biomasy i biogazu, MINLQD1 – pozyskanie paliw ciekłych, MINPAX1 – pozyskanie innych paliw, IMPURN1 – import uranu, RNWSMW1 – pozyskanie odpadów komunalnych stałych

17


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Rodzaj świadectw pochodzenia energii PMOZE/ PMOZE_A

2009

2010

E10

CNB

CNV

SPA

SPO

• PMEC – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w pozostałych jednostkach kogeneracyjnych.

CPB CNY

Modelowanie mechanizmów promowania OZE w  programie MARKAL było przedmiotem rozprawy [6], a metodyka badawcza została opublikowana w pracach [7, 8]. Prace te jednak powstały, zanim wdrożono system wsparcia kogeneracji. Model zakładał istnienie pojedynczej kategorii świadectw pochodzenia energii z  kogeneracji (tzw. czerwonych certyfikatów), ale w  efekcie wprowadzenia zapisów prawnych w ustawie kogeneracja została podzielona na trzy kategorie, mianowicie [26]: 1) wysokosprawna kogeneracja opalana paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW (prawa majątkowe – PMGM) 1a) wysokosprawna kogeneracja opalana metanem uwalnianym i  ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego (PMMET) lub gazem uzyskiwanym z  przetwarzania biomasy w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 2 ustawy o  biokomponentach i  biopaliwach ciekłych (PMBG) 2) inna niż wymieniona w pkt 1 i 1a (PMEC). Dlatego uwzględniono różne świadectwa pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w modelu MARKAL oraz prawa majątkowe do  nich. Według regulaminu Towarowej Giełdy Energii SA [30] podział praw majątkowych do  świadectw pochodzenia jest następujący: • PMOZE – prawa majątkowe do  świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w  świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się przed 1 marca 2009 roku • PMOZE_A – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w  świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się od 1 marca 2009 roku • PMGM – prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW • PMMET – prawa majątkowe do  świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w  kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i  ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w  czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy (dla tych ostatnich planowane wprowadzenie praw majątkowych PMBG)

NO NS NY NV NB

NO1

E30

NO2

E50

NS1 NY1

E60

NV1 NB1

E80

NV2 IMPSPO1 IMPCPB1 IMPCNY1 IMPCNV1 IMPCNB1

Rys. 5.1. Energetyczny System Odniesienia dla mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii i wysokosprawnej kogeneracji, opracowanie własne

Na rys. 5.1 przedstawiono Energetyczny System Odniesienia dla mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii i  wysokosprawnej kogeneracji. Obowiązkowy udział energii z OZE i kogeneracji został wyrażony za pomocą zapotrzebowania na  towar w  postaci praw majątkowych, które uzyskują źródła do tego uprawnione. Dopełnieniem bilansu praw majątkowych jest opłata zastępcza, którą przedstawiono w modelu za pomocą opcji importu. Opłata zastępcza jest uiszczana, jeżeli obowiązek kwotowy, obliczany na podstawie udziału procentowego, nie jest spełniony w wymaganym zakresie. Kategorie Zapotrzebowania (DeMand) NO – kwotowy obowiązek, energia elektryczna z OZE NS – kwotowy obowiązek, energia elektryczna z  wysokosprawnej kogeneracji NY – kwotowy obowiązek, wysokosprawna kogeneracja gazowa lub P<1 MW NV – kwotowy obowiązek, wysokosprawna kogeneracja na  metan uwalniany z  kopalń NB – kwotowy obowiązek, wysokosprawna kogeneracja na  gaz z biomasy ENT – nośniki energii (ang. energy types) SPO – świadectwa pochodzenia energii z OZE (PMOZE)

2015

2020

2025

2030

2035

CPB – świadectwa pochodzenia energii z  wysokosprawnej kogeneracji (PMEC) SPA – świadectwa pochodzenia energii z OZE (PMOZE_A) CNY – świadectwa pochodzenia, kogeneracja na gaz ziemny i dla P<1 MW (PMGM) CNV – świadectwa pochodzenia, kogeneracja na metan uwalniany z kopalń (PMMET) CNB – świadectwa pochodzenia, kogeneracja na gaz z biomasy (PMBG) CON – Technologie przetwarzania energii (ang. conversion technologies) E10 – el. cieplne zawodowe – węgiel kamienny (WK) i brunatny (WB) E30 – el. niezależne – odnawialne źródła energii (OZE) E50 – el. wodne i  szczytowo-pompowe zawodowe E60 – ec. zawodowe i niezależne E80 – ec. przemysłowe SRCENCP – Opcje pozyskania energii (ang. source energy carrier price level) IMPSPO1 – opłata zastępcza, odnawialne źródła energii IMPCPB1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMEC) IMPCNY1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMGM) IMPCNV1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMMET) IMPCNB1 – opłata zastępcza, wysokosprawna kogeneracja (PMBG) W  tab. 5.1 przedstawiono obowiązkowe udziały energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i  wytworzonej w  wysokosprawnej kogeneracji w podziale funkcjonującym na rynku praw majątkowych (RPM), w  ramach Towarowej Giełdy Energii SA. Udziały te opracowano wg rozporządzeń [21, 22] dla lat 2009, 2010 i  2015. Okresy 2020–2060 charakteryzują się prognozowanym, na  podstawie założeń autora, obowiązkowym udziałem poszczególnych typów źródeł. W  modelu założono utrzymanie mechanizmów wsparcia w  całym horyzoncie czasowym. Przyjęto, że do 2050 roku należy osiągnąć 50-procentowy udział energii elektrycznej wytworzonej w  OZE w  całkowitej jej sprzedaży odbiorcom końcowym. Wysokosprawna kogeneracja łącznie powinna mieć udział na  poziomie 38,5% i 40,5% odpowiednio w latach 2050 i 2060.

2040

2045

2050

2055

2060

Stawki opłat zastępczych wg praw majątkowych [PLN(2009)/ MWh]

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Ozj (PMOZE/ PMOZE_A)

240

286

447

481

517

556

598

643

692

744

800

860

Oze (średnia cena energii)

197

199

209

224

241

259

279

300

323

347

373

401

Ozk (PMEC)

30

30

31

34

36

39

42

45

48

52

56

60

Ozg (PMGM)

149

149

157

168

181

195

209

225

242

260

280

301

59

60

63

67

72

78

84

90

97

104

112

120

Ozm (PMMET/ PMBG)

Tab. 5.2. Prognoza wysokości stawek opłat zastępczych, opracowanie własne na podstawie [23, 31, 32]

W tab. 5.2 przedstawiono prognozę wysokości stawek opłat zastępczych. Dane dla 2010 roku opracowano na podstawie informacji prezesa URE [23, 31]. Prognoza obejmuje lata 2015–2060. Obecnie w  ustawie Prawo energetyczne obowiązują ograniczenia wysokości opłat zastępczych w  stosunku do  średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na  rynku konkurencyjnym. Dla opłaty Ozg (kogeneracja PMMET – na  metan uwalniany z kopalń lub pochodzący z biomasy) ograniczenie to wynosi od 15% do 110% średniej ceny sprzedaży, dla opłaty Ozm (PMGM – kogeneracja opalana gazem ziemnym lub o  mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW) – 30–120%, natomiast dla opłaty Ozk (PMEC – pozostałe źródła kogeneracyjne) – 15–40%. Ustalono, że  opłaty zastępcze, w latach prognozy, będą zależne od  ceny energii elektrycznej podawanej

Współczynniki korekcyjne

przez użytkownika modelu, będącej średnią, prognozowaną ceną energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym Oze. Dodatkowo, na podstawie projektu ustawy [32], od roku modelowego 2015 opłata zastępcza dla OZE będzie obliczana na podstawie różnicy stawek opłat Ozj – Oze. Opłata Ozj ma wynosić w 2013 roku 470 PLN(2013)/MWh i będzie podlegać corocznej waloryzacji. Procentowy stosunek opłat zastępczych do cen energii elektrycznej ustalono na  podstawie informacji [23]. Oznaczenia opłat zastępczych pochodzą z ustawy [26]. Oznaczenie średniej ceny energii elektrycznej (Oze) pochodzi z projektu ustawy [32]. W tab. 5.3 przedstawiono prognozę współczynników korekcyjnych dla odnawialnych źródeł energii. Na podstawie tych współczynników określa się, ile świadectw pochodzenia energii przypada na jednostkę energii (1 MWh) wyprodukowaną w źródle

odnawialnym. Przypisano je odpowiednim technologiom w  modelu. Problemem jest liniowy charakter modelu, w  którym nie rozróżnia się mocy jednostek, a  jedynie rodzaje technologii. Dlatego w sposób arbitralny określono, które współczynniki należy traktować jako reprezentatywne dla technologii energetycznych. Dla roku modelowego 2010 przyjęto współczynniki z  2013 roku, zaś dla roku modelowego 2015 – współczynniki z  2017 roku. Wartości z  tych lat pochodzą z projektu ustawy [32]. Pozostałe współczynniki maleją liniowo w kolejnych latach modelu, w  większości przypadków do wartości 1,00. 6. Mechanizmy ograniczania emisji W modelu odwzorowano dwa mechanizmy ograniczania emisji. Pierwszy z nich dotyczy opłat za użytkowanie środowiska, drugi – zakupu uprawnień do  emisji. Opłaty za

2009

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060

Biogaz rolniczy 0,2–0,5 MW

1,00

1,50

1,43

1,35

1,28

1,20

1,13

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Biogaz rolniczy 0,5–1,0 MW

1,00

1,45

1,38

1,30

1,23

1,15

1,08

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Biogaz rolniczy pow. 1,0 MW

1,00

1,40

1,33

1,25

1,18

1,10

1,03

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Biogaz z oczyszczalni ścieków lub składowisk odpadów

1,00

0,75

0,68

0,60

0,53

0,50

0,50

0,50

0,50

0,50

0,50

0,50

Biomasa do 10 MW

1,00

1,70

1,60

1,50

1,40

1,30

1,20

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Biomasa pow. 10 MW

1,00

1,15

1,08

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Współspalanie biomasy z innymi paliwami

1,00

0,30

0,15

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Energia promieniowania słonecznego

1,00

2,85

2,40

1,95

1,60

1,50

1,40

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Energia z wiatru na lądzie 0,2–0,5 MW

1,00

1,20

1,13

1,05

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Energia z wiatru na lądzie pow. 0,5 MW

1,00

0,90

0,83

0,75

0,68

0,60

0,60

0,60

0,60

0,60

0,60

0,60

Energia z wiatru na morzu

1,00

1,80

1,80

1,70

1,50

1,40

1,30

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Hydroenergia 0,075–1 MW

1,00

1,60

1,53

1,45

1,38

1,30

1,23

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

8,7%

10,4%

12,9%

14,0%

20,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

50,0%

50,0%

PMEC

21,3%

21,3%

23,2%

25,0%

25,0%

25,0%

25,0%

25,0%

25,0%

25,0%

25,0%

25,0%

2,00

1,93

1,85

1,78

1,70

1,63

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

0,0%

3,5%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

6,0%

7,0%

7,5%

8,0%

8,5%

Hydroenergia 5–20 MW

1,00

PMGM PMMET/ PMBG

0,0%

0,9%

2,3%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

6,0%

6,5%

7,0%

Hydroenergia pow. 20 MW

1,00

2,30

2,15

2,00

1,85

1,70

1,55

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

Tab. 5.1. Obowiązkowe udziały energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii i wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji wg kategoryzacji rynku praw majątkowych (RPM) na Towarowej Giełdzie Energii SA, opracowanie własne na podstawie [21, 22, 26] (Oznaczenia na podstawie [30])

18

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Tab. 5.3. Prognoza współczynników korekcyjnych dla odnawialnych źródeł energii, opracowanie własne na podstawie [32]

19


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Opłaty za użytkowanie środowiska – ceny stałe [zł (2009)/kg]

2009

Pył

0,2700

0,3122

0,3277

0,3440

0,3611

0,3791

0,3980

0,4178

0,4385

0,4603

0,4832

0,5073

Tlenki siarki

0,4100

0,4683

0,4916

0,5160

0,5417

0,5687

0,5969

0,6266

0,6578

0,6905

0,7249

0,7609

Tlenki azotu

0,4100

0,4683

0,4916

0,5160

0,5417

0,5687

0,5969

0,6266

0,6578

0,6905

0,7249

0,7609

Tlenek węgla

0,1100

0,1073

0,1127

0,1183

0,1241

0,1303

0,1368

0,1436

0,1507

0,1582

0,1661

0,1744

Ditlenek węgla

0,0002

0,0003

0,0003

0,0003

0,0003

0,0003

0,0003

0,0003

0,0004

0,0004

0,0004

0,0004

Pobór wód podziemnych

0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2055

2060 Lp.

Tab. 6.1. Stawki opłat za użytkowanie środowiska, opracowanie własne na podstawie [3]

użytkowanie środowiska naliczane są według stawek ustalanych w Obwieszeniu ministra środowiska [3]. W modelu uwzględnia się opłaty za emisję następujących związków: dwutlenek węgla, tlenek węgla, tlenki azotu, dwutlenek siarki, pył. Pod uwagę wzięto również stawkę opłat za pobór wód podziemnych. Założono, że  stawki opłat w  cenach bieżących będą wzrastać o  20% w  stosunku do  poprzedniego 5-letniego okresu. Przy założeniu wzrostu cen detalicznych przeliczono wartości tych stawek opłat na 2009 rok i podano w cenach stałych w tab. 6.1. Modelowanie systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS) na poziomie regionalnego systemu energetycznego było przedmiotem rozprawy [6]. Uwzględniono ten mechanizm również w  opracowanym modelu dla Polski, jednakże w  sposób zmodyfikowany z uwagi na przewidywaną konieczność zakupu całości uprawnień emisyjnych na  aukcjach [33]. Metodyka, podobnie jak w [6], polega na przypisaniu technologiom energetycznym – reprezentującym elektrownie, elektrociepłownie i  ciepłownie, objęte systemem EU ETS – wskaźników ekwiwalentu emisji CO2. W  modelu MARKAL zakup uprawnień reprezentowany jest jako koszt nałożony na  ekwiwalent emisji. Z  powodu braku alokowanych uprawnień niemożliwa jest sprzedaż uprawnień emisyjnych na rynku. Prognozę cen uprawnień do emisji przedstawiono w tab. 6.2. 7. Baza danych technologii energetycznych Opracowanie bazy danych techniczno-ekonomicznych było kolejnym kluczowym Uprawnienia do emisji – ceny stałe [zł (2009)/kg]

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

2009

2010

elementem modelu rozwoju systemów energetycznych. Dobranie odpowiedniego zestawu technologii wraz z ich właściwym opisem owocuje uzyskaniem wiarygodnych wyników optymalizacji. Bazę zawierającą opis technologii przetwarzania energii opracowano na  podstawie dostępnych źródeł, tj.: baza MARKALMATTER wykonana przez ECN (Holandia) [24], baza MARKAL-Belgium [29], dane technologii wykorzystujących biomasę od Vattenfall AB [25], IIASA CO2DB [28], UK MARKAL [27] oraz na  podstawie własnych badań autora [6]. Dane techniczno-ekonomiczne dla elektrowni jądrowych generacji III+ zaczerpnięto z  pracy autora [34]. Baza danych nowych technologii jest uzupełnieniem zestawu informacji o elektrowniach istniejących, których agregaty technologiczne częściowo opierają się na parametrach pozyskanych ze źródeł wymienionych powyżej. Istotnym mankamentem wspomnianych wyżej baz danych, wyłączając Vattenfall i  IIASA CO2DB, jest brak opisu wskaźników emisji na  jednostkę wyprodukowanej energii. Aby uwzględnić emisje zanieczyszczeń w  energetyce, z  IIASA CO2DB zaczerpnięto wskaźniki emisji na jednostkę energii wsadu. Wskaźniki te opracowano dla każdego paliwa, typu kotła (lub technologii) i instalacji oczyszczania spalin. Dane na  temat planowanych inwestycji w  nowe elektrownie zarówno w  lokalizacjach istniejących, jak i nowych, zaczerpnięto z „Planu rozwoju PSE Operator SA do 2025 roku” [1]. Ograniczenia ilościowe dotyczące importu i eksportu energii elektrycznej sporządzono na podstawie danych

2015

2020

2025

2030

2035

z przeszłości, opublikowanych w statystykach ARE SA [4]. Wskaźnik jednostkowych kosztów eksploatacyjnych stałych (fixed O&M) wyrażony jest w  EUR (2009)/kW/rok i  oznaczony jako TCH_FIXOM. Wskaźniki określono na podstawie danych modelu UK MARKAL, przeliczając je z funtów brytyjskich (GBP) na euro (EUR) wg kursu z dnia 1 stycznia 2009 roku. Podobnie przeliczono wskaźnik jednostkowych nakładów inwestycyjnych, wyrażony w  EUR (2009)/kW i  oznaczony jako TCH_INVCOS, oraz wskaźnik jednostkowych kosztów eksploatacyjnych zmiennych (bez kosztów paliwa – variable O&M costs), wyrażony w EUR (2009)/GJ i oznaczony TCH_VAROM. 8. Podsumowanie W  kolejnej części cyklu artykułów przedstawiona zostanie analiza wyników opracowanych dla dwóch wariantów zapotrzebowania na  energię elektryczną – A  i  B. Zaprezentowane rezultaty dotyczyć będą w szczególności: inwestycji w nowe jednostki wytwórcze wraz z wymaganymi nakładami inwestycyjnymi, struktury mocy zainstalowanej elektrycznej oraz struktury produkcji energii elektrycznej. Dalsze prace badawcze zakładają m.in. rozbudowę modelu systemu elektroenergetycznego, badanie możliwości przyłączenia źródeł wytwórczych wskazanych przez model MARKAL oraz analizę scenariuszy w  zakresie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii i  mechanizmów ograniczania emisji CO2, SOX i NOX.

2040

2045

2050

2055

0,0000

0,0000

0,0662

0,1738

0,1824

0,1915

0,2010

0,2110

0,2215

0,2326

0,2441

0,2563

Uprawnienia do emisji SOX

0,0000

0,0000

4,3115

4,5259

4,7511

4,9874

5,2355

5,4959

5,7693

6,0562

6,3575

6,6737

Uprawnienia do emisji NOX

0,0000

0,0000

4,3115

4,5259

4,7511

4,9874

5,2355

5,4959

5,7693

6,0562

6,3575

6,6737

a

%

Jednostkowe nakłady inwestycyjne

Jednostkowe koszty eksploat. stałe

Jednostkowe koszty eksploat. zmienne (bez paliwa)

%

EUR/ kW

EUR/ kW/a

EUR/ GJ

Udział w pokrywaniu Wskaźnik szczyskojarzenia towego zapotrzebowania

%

GJ/GJ

E11

el. cieplne zawodowe na WK

CEN

BAS

CPD

2005

45

0,879

37%

863

19,7

0,23

1,00

19,06

2

E12

el. cieplne zawodowe na WB

CEN

BAS

CPD

2005

45

0,873

37%

863

19,7

0,23

1,00

36,47

3

E1A

el. cieplne zawodowe na WK – nowe (2010–2025)

CEN

BAS

ELE

2015

50

0,9

43%

981

19,2

0,35

0,90

brak

4

E1B

el. cieplne zawodowe na WB – nowe (2010–2025)

CEN

BAS

ELE

2010

50

0,9

43%

981

19,2

0,35

0,90

brak

5

E1D

IGCC CCS – WK

CEN

BAS

ELE

2020

35

0,9

40%

1365

29,3

0,00

0,90

brak

6

E1E

PF CCS – WK

CEN

BAS

ELE

2020

50

0,9

45%

1537

29,3

0,00

0,90

brak

7

E2A

el. jądrowe nowe z reaktorami PWR (2025–2030)

CEN

BAS

ELE

2025

60

0,83

35%

3529

103,1

0,56

0,90

brak

8

E2B

EJ Gen IV – GTMHR (wzbogacenie U235 19%)

CEN

BAS

ELE

2040

50

0,83

48%

3384

93,1

0,00

0,90

brak

9

E2C

EJ Gen IV – PBR Pebble bed reactor (wzbogacenie U235 9%)

CEN

BAS

ELE

2040

50

0,83

35%

3384

93,1

0,63

0,90

brak

10

E31

el. wodne przepływowe – niezależne

DCN

NBN

ELE

2005

100

0,5

34%

1636

163,6

0,00

0,51

brak

11

E33

el. wiatrowe

DCN

NBN

ELE

2005

25

0,5

40%

1483

50,8

0,00

0,43

brak

12

E34

el. biogazowe

DCN

NBN

ELE

2005

35

0,8

58%

902

7,9

0,63

0,80

brak

13

E35

el. na biomasę

DCN

NBN

ELE

2005

20

0,8

44%

1777

74,4

0,15

0,80

brak

14

E3A

farmy wiatrowe – nowe DCN (2010–2025)

XLM

ELE

2010

25

40%

761

30,5

0,63

0,23

brak

15

E3B

el. wiatrowe – offshore

CEN

XLM

ELE

2020

25

40%

1975

39,5

0,81

0,43

brak

16

E3C

panele fotowoltaiczne PV

CEN

XLM

ELE

2015

30

40%

7135

0,0

0,85

0,00

brak

17

E3D

el. ze zgazowaniem upraw energetycznych (biomasa)

DCN

BAS

ELE

2015

20

0,83

44%

1777

74,4

0,11

0,90

brak

18

E3E

układ gazowo-parowy GTCC ze zgazowaniem biomasy

DCN

BAS

ELE

2020

35

0,83

58%

902

7,9

0,44

0,90

brak

19

E3F

układ gazowo-parowy CCGT ze zgazowaniem CEN biomasy z sekwestracją CO2 (po 2030 roku)

BAS

ELE

2030

35

0,83

34%

2555

111,7

0,00

0,90

brak

20

E3G

el. ze zgazowaniem upraw energetycznych (biomasa) – nowsza

DCN

BAS

ELE

2020

20

0,83

47%

2362

69,9

0,00

0,90

brak

21

E3H

silnik gazowy na biogaz

DCN

BAS

ELE

2015

20

0,57

27%

1105

16,9

0,15

0,90

brak

22

E3J

układ z turbiną parową opalany odpadami komunalnymi

CEN

BAS

ELE

2015

30

0,52

28%

1253

0,0

0,63

1,00

brak

23

E4A

źródła gazowe interwencyjne (2015–2025)

CEN

PEAK

ELE

2015

35

55%

451

7,9

0,81

0,90

brak

24

E4B

el. cieplne zawodowe na GZ – nowe (2010–2025)

CEN

BAS

ELE

2015

35

0,83

55%

451

7,9

0,63

0,90

brak

25

E4C

układ gazowo-parowy GTCC z CCS

DCN

BAS

ELE

2020

35

0,83

47%

778

13,6

23,69

0,90

brak

26

E4E

ogniwa paliwowe na gaz ziemny

DCN

NBN

ELE

2020

25

0,5

40%

1879

0,0

0,00

0,90

brak

27

E52

el. wodne zawodowe pozostałe (z dopływu naturalnego)

CEN

NBN

ELE

2005

80

0,5

40%

1636

163,6

0,00

1,00

brak

28

E53

elektrownie szczytowo-pompowe

CEN

STG

STG

2005

80

0,5

67%

1821

1,5

0,76

1,00

brak

E55

el. z członem pompowym

CEN

NBN

ELE

2005

80

0,5

40%

1636

163,6

0,00

1,00

brak

29

20

Nazwa

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej/ ciepła

1

2060

Uprawnienia do emisji CO2

Tab. 6.2. Ceny uprawnień do emisji CO2, SOx i NOx w Polsce, opracowanie własne na podstawie [33]

Symbol

WspółBAS/ NBN/ Pierwszy ELE/ HPL/ Okres czynnik CEN/ DCN XLM/ STG/ rok CPD/ STG eksploatacji dyspozyPEAK dostępności cyjności

21


M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Lp.

Symbol

Nazwa

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej/ ciepła

Jednostkowe nakłady inwestycyjne

Jednostkowe koszty eksploat. stałe

Jednostkowe koszty eksploat. zmienne (bez paliwa)

%

%

EUR/ kW

EUR/ kW/a

EUR/ GJ

WspółBAS/ NBN/ Pierwszy ELE/ HPL/ Okres czynnik CEN/ DCN XLM/ STG/ rok CPD/ STG eksploatacji dyspozyPEAK dostępności cyjności

a

Udział w pokrywaniu Wskaźnik szczyskojarzenia towego zapotrzebowania

%

GJ/GJ

30

E64

elektrociepłownie zawodowe – EC1

CEN

NBN

CPD

2005

50

0,95

29%

882

14,7

0,81

0,85

0,59

31

E65

elektrociepłownie zawodowe – EC2

CEN

NBN

CPD

2005

45

0,95

33%

882

14,7

0,81

0,85

0,93

32

E66

elektrociepłownie zawodowe – EC3

CEN

NBN

CPD

2005

45

0,95

23%

882

14,7

0,81

0,85

0,48

33

E67

elektrociepłownie zawodowe – EC4

CEN

NBN

CPD

2005

50

0,95

18%

882

14,7

0,81

0,85

0,30

34

E68

elektrociepłownie niezależne – ECN

CEN

NBN

CPD

2005

40

0,95

15%

882

14,7

0,81

0,85

0,31

35

E6A

elektrociepłownie zawodowe na WK – nowe (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0,44

11%

882

14,7

0,35

0,50

0,20

36

E6B

elektrociepłownie zawodowe na GZ – nowe (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0,67

27%

756

0,5

0,35

0,50

0,51

37

E6C

elektrociepłownie zawodowe na BIO – nowe (2010–2025)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0,55

16%

3384

56,4

0,63

0,50

0,27

38

E6D

EC biogaz (nowa)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0,46

35%

1128

0,5

0,00

0,50

0,90

39

E6E

EC ogniwa paliwowe (gaz ziemny)

DCN

NBN

CPD

2020

20

0,9

49%

972

0,0

0,53

0,90

2,46

40

E6F

CHP mikroturbina gazowa (<120 kW)

DCN

NBN

CPD

2015

20

0,7

33%

2792

0,0

0,15

0,50

0,70

41

E81

elektrociepłownie przemysłowe na WK

DCN

NBN

CPD

2005

40

0,95

14%

882

14,7

0,81

0,85

0,20

42

E82

elektrociepłownie przemysłowe na GZ

DCN

NBN

CPD

2005

40

0,95

6%

756

0,5

1,09

0,85

0,18

43

E83

elektrociepłownie przemysłowe na biomasę DCN i biogaz

NBN

CPD

2005

40

0,95

14%

1128

0,5

1,74

0,85

0,19

44

E84

elektrociepłownie przemysłowe na inne paliwa

DCN

NBN

CPD

2005

40

0,95

14%

883

14,7

0,81

0,85

0,21

45

H10

ciepłownie zawodowe

CEN

brak

HPL

2005

20

0,9

80%

100

7

0,00

1,00

brak

46

H20

ciepłownie niezawodowe

DCN

brak

HPL

2005

20

0,9

78%

130

2,6

0,00

1,00

brak

47

H31

przemysł

DCN

brak

HPL

2005

20

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

48

H32

usługi

DCN

brak

HPL

2005

20

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

49

H33

gospodarstwa domowe

DCN

brak

HPL

2005

20

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

50

H34

rolnictwo

DCN

brak

HPL

2005

20

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

51

H40

indywidualne – dla dopełnienia bilansu ciepła

DCN

brak

HPL

2005

15

0,9

80%

130

2,6

0,00

1,00

brak

52

H1A

ciepłownia na gaz ziemny

CEN

brak

HPL

2010

20

0,69

64%

756

2,9

0,00

0,50

brak

53

H1B

ciepłownia geotermalna

CEN

brak

HPL

2020

40

0,64

70%

2387

48,5

0,70

0,63

brak

54

H1C

ciepłownia na kolektory słoneczne

CEN

brak

HPL

2015

20

0,083

25%

620

6,3

1,74

0,00

brak

55

H1D

ciepłownia na biomasę

CEN

brak

HPL

2010

20

0,5

75%

902

18,0

5,89

1,00

brak

Tab. 7.1. Dane techniczno-ekonomiczne technologii energetycznych w modelu MARKAL, opracowanie własne na podstawie [24, 25, 27, 29] CEN – scentralizowane, DCN – zdecentralizowane, BAS – pracujące w podstawie obciążenia, NBN – niepracujące w podstawie obciążenia, niezależne od czynników pogodowych, XLM – zależne od czynników pogodowych, STG – zbiornikowe, PEAK – szczytowe, ELE – elektrownie, HPL – ciepłownie, CPD – elektrociepłownie lub elektrownie przystosowane do oddawania ciepła.

22

M. Jaskólski | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 4–13

Bibliografia 1. Plan rozwoju PSE Operator SA do 2025 roku, PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2010. 2. Zapotrzebowanie mocy w  KSE, PSE Operator SA [online], KonstancinJeziorna 2012, http://www.pse-operator. pl/index.php?dzid=77. 3. Obwieszczenie ministra środowiska z dnia 4 października 2010 roku w sprawie wysokości stawek opłat za korzystanie ze środowiska na rok 2011, Monitor Polski 2010, nr 74, poz. 945. 4. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2001–2009, Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2002–2010. 5. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego 2007–2009, Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2008–2010. 6. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycznych ze  szczególnym uwzględnieniem bioenergii, rozprawa doktorska, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006. 7. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii, Archiwum Energetyki 2007, tom XXXVII, Numer specjalny: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne problemy w  elektronergetyce APE ’07”, Polska Akademia Nauk, Komitet Problemów Energetyki, Gdańsk 2007. 8. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych, Rynek Energii, kwiecień 2007, nr 2(69), s. 41–47, Kaprint. Lublin 2007. 9. Obwieszczenie ministra gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 roku w sprawie raportu oceniającego postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w  wysokosprawnej kogeneracji w  całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej, Monitor Polski 2008, nr 1, poz. 11 i 12. 10. Prognoza ludności na  lata 2008–2035, Główny Urząd Statystyczny, Studia i Analizy Statystyczne, Warszawa 2009. 11. Prognoza gospodarstw domowych na  lata 2008–2035, Główny Urząd Statystyczny, Studia i Analizy Statystyczne, Warszawa 2009. 12. Stan i prognoza koniunktury gospodarczej nr 71, Instytut Badań nad Gospodarką Rynkową, sierpień 2011. 13. Polska – wskaźniki makroekonomiczne (PKD 2007), Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa, 14 września 2011, www.stat.gov.pl.

14. Budownictwo mieszkaniowe 1991–2011, Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa, 16 września 2011, www.stat. gov.pl. 15. Gospodarka mieszkaniowa w 2009 roku, Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa 16 listopada 2010, www.stat. gov.pl. 16. Infrastruktura komunalna w 2009 roku, Główny Urząd Statystyczny [online], Warszawa, 15 listopada 2010, www.stat. gov.pl. 17. Strategia Rozwoju Kraju 2007–2015, Ministerstwo Rozwoju Regionalnego, Warszawa, listopad 2006. 18. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009. 19. World Energy Outlook 2009, OECD/IAE 2009. 20. World Energy Outlook 2010, OECD/IAE 2010. 21. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z  dnia 26 lipca 2011 roku w  sprawie sposobu obliczania danych podanych we  wniosku o  wydanie świadectwa pochodzenia z  kogeneracji oraz szczegółowego obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia tych świadectw, uiszczania opłaty zastępczej i obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji, Dz. U. 2011, nr 176, poz. 1052. 22. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i  ciepła wytworzonych w  odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, Dz. U. 2008, nr 156, poz. 969. 23. Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 15/2012 w sprawie jednostkowych opłat zastępczych dla kogeneracji obowiązujących w 2013 roku. 24. ETSAP, Energy Technology Systems Analysis Programme, MARKAL MATTER Model Database 4.2. Input Data Technologies and Processes [online], Torino 2005, http://www.etsap.org/ markal/matter/data/main.html. 25. Münter M., Hinderson A., Sustainable Energy in Poland – Vattenfall In-Kind Contribution (I), Vattenfall Utveckling AB. Stockholm, Sweden 2003. 26. Prawo energetyczne, ustawa z  dnia 10 kwietnia 1997.

27. U K M A R KA L Mo d e l v 3 . 2 4 : Documentation [online], http://www. ukerc.ac.uk/support/tiki-index.php?page=ES_MARKAL_Documentation_2010. 28. Strubegger M. i  in., CO2DB Manual Version 2.0. IIASA, Laxenburg, Austria 1999. 29. CES KUL, CES KULeuven – VITO, Federal Office for Scientific, Technical and Cultural Affairs, The Belgian Markal Database, Brussels 2001. 30. Regulamin rejestru świadectw pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii SA, Tekst jednolity zatwierdzony uchwałą zarządu nr 142/28/11 z dnia 18 lipca 2011 roku, wszedł w życie 1 sierpnia 2011. 31. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, Informacja 2/2012 w  sprawie jednostkowej opłaty zastępczej, jaką należy stosować w celu obliczenia opłaty zastępczej przy realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 9a ust. 1 i 2 ustawy Prawo energetyczne za 2012 rok, Warszawa, 8 lutego 2012. 32. Ustawa o odnawialnych źródłach energii – projekt z  dnia 20 grudnia 2011 roku, Ministerstwo Gospodarki, Departament Energetyki, Warszawa 2011. 33. Miłek M., Problemy z  pakietem klimatyczno-energetycznym, Krajowa Izba Gospodarcza, Izba Gospodarcza Energetyki i  Ochrony Środowiska, Warszawa 2012. 34. Jaskólski M., Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w  elektrowni jądrowej, XV Międzynarodowa Konferencja „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ’11”, Jurata 2011, Materiały konferencyjne, Gdańsk 2011. 35. (PEP2030, 2011) Agencja Rynku Energii SA, Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030, Warszawa, wrzesień 2011. 36. Dąsal K., Popławski T., Rusek K., Ocena długoterminowych prognoz zużycia energii i  mocy szczytowych w  systemach elektroenergetycznych, Polityka Energetyczna 2011, tom 14, zeszyt 2. 37. (RAPORT2050) Ocena skutków ustanowienia celów głębokiej redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE do roku 2050, ze szczególnym uwzględnieniem skutków dekarbonizacji produkcji energii elektrycznej dla Polski – SYNTEZA, Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, wersja z 14 czerwca 2010, Warszawa, czerwiec 2010.

Marcin Jaskólski dr inż. Politechnika Gdańska e-mail: mjask@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową.

23


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

Power unit impedance and distance protection functions during faults in the external power grid

Author Marcin Lizer

Keywords power unit, power swing, stability, unit impedance protection

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

This protection function determines a  fault loop impedance based on measurements of the three-phase generator current in the generator neutral point and the three-phase generator voltage at the generator terminals (fig. 1a) [1]. Since the generator neutral point is typically isolated from the ground, and the low-voltage winding of the power unit transformer (TB in fig. 1a) is typically connected in a  triangle, protection function 21e is not able to detect a ground fault within the unit or external grid. Therefore, there is no need to calculate the ground fault loop impedance, and the protection function may determine the impedance for each phase separately (after-phase measurements).

Abstract

1. Introduction The rapidly growing industrial and municipal customers’ demand for electricity makes power system components operate close to their allowable load and stability limits – the capacity of power lines and transformers is used to the maximum, and generators maintain their operating points leaving a small stability reserve for the event of a disturbance or fault in the power grid. For these reasons, almost every unplanned outage of a transmission grid component or power plant unit can disrupt the power system stability and initiate a blackout, depriving consumers of electricity supply. In this situation an unwanted operation of a  line’s, transformer’s, or power unit’s under-impedance protection relay becomes even more dangerous. An under-impedance protection relay is exposed to unnecessary operation during a power swing. For such a condition relays are provided with power swing blocking functions that typically operate by checking the rate of change of the impedance seen by a protection relay. This paper presents the operating principles and setting modes of generator impedance (21e) and unit distance (21s) protection functions. It also describes the operating principles of the most common solutions of these power swing blocking functions. It has been noted on the basis of simulation studies that in such a  case there is the risk of an unnecessary operation of 24

a generator’s impedance and/or unit’s distance protection while the generator’s power swings are developing, following the elimination of a  close fault in the external power grid. In addition, it has been also verified in simulation studies that the most common power swing blocking solutions (based on impedance change rate measurement) applied to a unit’s under-impedance protection relay may not be able to properly recognize a developing asynchronous power swing, thus allowing for the relay’s unwanted operation.

2. Power unit under-impedance protection functions

b)

a)

X r1 WBL

21.1

21.1

Z r2

X r2

Z r1

21.2

21.2 Rr1

R [Om]

Rr2

R [Om]

TB TO 21e

WG

U

|Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

WW

G WTO

Siemens

ABB, Kopex, Siemens, etc.

I

Fig. 1. Generator impedance protection function (21e): a) operating diagram b) typical starting characteristics

Protection function 21e typically operates with a dual, non-directional, circular or quadratic starting characteristic. Examples of protection function 21e starting characteristics are shown in fig. 1b [3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]. The circle centre, or the point of the rectangle diagonals’ intersection corresponds to  a  short circuit at the voltage measurement point – directly at the generator terminals. Owing to such a characteristic, the protection 21e operating area can cover both the power unit and feeder line, as well as some part of generator and unit auxiliary transformer windings [2]. The logic of protection function 21e is shown in fig. 2.

I U

21.1 Z<

& WSo

Power units are usually equipped with two under-impedance protections: generator impedance protection function (21e) implemented in power plants’ protection system, and unit distance protection (21s) implemented in the protection terminal of a power plant substation’s unit feeder bay [1, 2]. Generator impedance protection function (21e) A generator impedance protection function is implemented in the protection system in a power plant. This is a backup unit’s and unit feeder’s protection against the effects of a phase-to-phase faults within the unit, unit feeder, or external power grid [2].

X [Om]

X [Om]

Unit feeder line

This paper presents the problem of the risk of an unnecessary tripping of a  generation unit’s underimpedance protection functions in circumstances of generator power swings following elimination of long-lasting fault in the external power grid. The first part describes typical solutions of a generator impedance protection function (21e) and unit distance protection function (21s). Starting characteristics of these protection functions are shown, as well as their typical operating logics and ways of calculating their settings. Then exemplary (the most common) solutions of unit under-impedance relays power swing blocking functions are described. Following this introduction, the issues of the threat of unnecessary operation of fast-tripping protection zones of 21e and 21s protection functions are described, which arises in the circumstances of generator asynchronous power swings occurring after elimination of long-lasting faults in the grid supplied by the power unit. The paper also shows that the available power swing blocking functions may not be able to correctly detect the described conditions, thus allowing the unnecessary operation of under-impedance relays. How an impedance calculation algorithm affects the impedance trajectory seen by a protection relay is also presented.

t1

PPW

t2

≥1 & WBLo I U

t0

21.2 Z<

& WSo

t3

PLK or BLT

t4

PLK or BLT

Fig. 2. Generator impedance protection function (21e) operating logic

Inner protection zone (21.2 in fig. 1b) should not reach beyond the unit transformer – its range is usually set to approximately 70% of the unit transformer impedance. This zone normally operates with a short (t4 = 100÷600 ms) or without any delay with complete shutdown of the unit’s electrical circuit by opening the generator (WG), unit (WBL), excitation (WW), auxiliaries (WTO) circuit breakers, and bringing the unit’s thermo-mechanical part to a BLT state (turbine idle run – reduced steam supply to turbine) or PLK state (boiler idle run – fast emergency valves closed to cut off steam supply to turbine). Outer protection zone (21.2 in fig. 1b) should cover the entire unit transformer and feeder line. This zone should possibly also reach the external grid (the range is severely limited by current supports). Typically, the zone range is selected as at least 120% of the unit transformer reactance. The operation time delay in zone 21.1 of protection function 21e should be longer by the accepted grading of delay time than the longest delay of the backup distance protections relays at the power plant substation (typically t1 = 1.2÷3.8 s). Protection function 21e operation in zone 21.1, delayed by t1, should open the unit circuit breaker (WBL) and bring the unit’s thermo-mechanical element to  a  PPW state (isolated operation – reduced steam supply to turbine). If after this operation zone 21.1 of protection function 21e deactivates, this means that the short circuit occurred in the external grid. If the zone doesn’t deactivate after opening of the unit circuit breaker, this means that the short circuit occurred within the power unit circuits or unit feeder line. To enable protection function 21e zone 21.1 to  eliminate such a  short circuit, a  second time step should be added, which at delay time t2 should trigger a complete shutdown of the power unit circuits, and bring its thermo-mechanical part to the BLT or PLK state. Delay time t2 should be longer than the first step’s delay t1 of protection function 21e zone 21.1 by the accepted grading of delay time. If the unit circuit breaker is open (unit’s isolated operation) before the fault occurrence, a small delay time (t3 = 0 – 0.1 s) of protection function 21e zone 21.1 operation is recommended [13]. Such operation should bring immediate shutdown of the unit’s electrical circuit, and bringing its thermo-mechanical part to the BTL or PLK state. Such operation of the zone 21.1 is also recommended shortly after closing the unit circuit breaker (WBLo [Unit’s on-off switch open] signal retention time t0 = 0.2÷0.5 s), thereby backing up the operation of the unit’s other protections function against the effects of switching it on to a short circuit [13]. Unit distance protection function (21s) The unit distance protection function is implemented in the protection terminal installed in the unit bay of the power plant substation. This is a  unit and unit feeder line backup protection function against the effects of a fault within the unit, unit feeder line, or external power grid [2]. It is also a backup protection function of the power plant substation’s busbars and outgoing lines [2].

25


Z L = RL + jX L RF2

RL

&

RF1

U

RF4 RF3

WG

RF2

RF1

ArgDir = 15°

Unit feeder line

&

t3

&

t4

R [Om]

PPW

21-V Z<

&

RF3 X L4

RF4

G

≥1

&

21-IV Z<

φL

RF3

BLT or PLK

t2

21-III Z<

X L1

I

≥1

≥1

RF1

X L3

TB

t1

21-II Z<

X L2

21s

TO

&

WSo Forward direction (toward power unit)

RF2

21-I Z<

RF4

t5

≥1

WBL

& WW

WBLo

X L5 RF5 Reverse direction (toward power grid)

Fig. 3. Power unit distance protection function (21s) operating diagram

t6

t0

RF5

Fig. 5. Power unit distance protection function (21s) operating logic

ArgNegRes = 25°

b) Protection function 21s usually operates with a four- or five-zone, bidirectional, polygonal starting characteristic. Examples of the protection function 21s starting characteristics are shown in fig. 4a [5] and fig. 4b [9]. The operating logic of protection function 21s is shown in fig. 5. Typically the protection zones I  and II are directed toward the unit (forward direction), and the other zones (III, IV, or possibly V) are directed toward the external power grid (reverse direction).

X [Om] Z L = RL + jX L RL X L2

Forward direction (toward power unit)

Zone 5 additional operating area at non-directional operation X L1B X L1

φ

The reactance reach of zone I should cover the entire unit line and ca. 70÷80% of the unit transformer windings. The resistance reach should be set the same way as the reactance reach. It should include the resistances of the unit feeder line and part of the unit transformer resistance. The extended resistance reach of zone I should be set off from the minimum operating impedance. For the zones of protection function 21s directed toward the power unit (zones I and II) the minimum operating impedance occurs during the auxiliary drives’ self-start, while the drives are supplied from the power system. Protection function 21s zone I should operate instantaneously or be delayed by the minimum time (t1 = 0.1 s). It should shut down the unit’s electrical circuit, and bring its thermo-mechanical part to the BLT or PLK state. Operation in earth-fault loops and phase to phase fault loops should be enabled for zone I of the protection function 21s. The reactance reach of zone II should cover the entire unit feeder line, 100% of the unit transformer windings, and appox. 60% of the auxiliary transformer windings. Only operation in phase to  phase fault loops should be enabled for zone II of the protection function 21s . Its response to  phase-to-earth faults should be disabled due to  the zone II coverage of the unit transformer windings, which are typically Yd11 configured 26

φ

L

LOAD

R5

R4

R3

R1 R1B

R2

RLOAD

R [Om]

X L3 X L4

Reverse direction (toward power grid)

X L5

Fig. 4. Power unit distance protection function (21s), relay a) REL 531 by ABB, b) 7SA522 by SIEMENS starting characteristics

(triangle-connected generator side winding). In this configuration, at a single-phase short circuit at the low-voltage side of the transformer, current will not flow from the system to  the fault, so there will be no conditions for the distance protection’s operation. The resistance reach should be set the same way as the reactance reach. It should include the resistances of the unit feeder line, unit transformer, and part of the auxiliary transformer

windings resistance. The zone’s extended resistance reach should be set off from the minimum operating impedance, as in the case of the protection’s function 21s zone I. Protection function 21s zone II operation should be delayed by the short time t2 (one time step, usually ca. 0.1÷0.6 s). It should shut down the unit’s electrical circuit, and bring its thermo-mechanical part to state BLT or PLK. The other protection function 21s zones (III, IV, and possibly V) should be directed toward the power system which the unit supplies. That zones should have enabled operation in phase-to-phase and single phase fault loops. The reach of zone III should cover the power plant substation busbars and 80% of zone I of the distance protection relay of the shortest line outgoing from the substation. The resistance reach should be set the same way as the reactance reach. It should include 80% of the resistance range of zone I of the distance protection relay of the shortest line outgoing from the substation. The extended resistance reach of zone III should be set off from the minimum operating impedance. For the zones of protection function 21s directed toward the power grid the minimum operating impedance occurs during the maximum unit load. The delay time of zone III should be set off by a one time step from the delay of zone I of the distance protection relays of lines outgoing from the power plant substation. Its operation should open the unit’s circuit breaker (WBL in fig. 3) and bring its thermo – mechanical part to state PPW. Protection function 21s zones IV and V, like its zone III, should be set so that their operation backs up subsequent zones (zone II and III, respectively) of the distance protection relays of the power plant substation’s outgoing feeder bays [13]. Delay times t4 and t5 should be set off by a one time step from the delays of the backed up zones of the distance protection relays of lines outgoing from the power plant substation. Protection function 21s zones IV and

V operation should open the unit’s circuit breaker (WBL in fig. 3) and bring its thermo-mechanical part to state PPW. It is recommended [13] that all protection function 21s zones implement the logic of immediate operation to the unit’s switching on to a fault. This logic should be active for a short time after the unit circuit breaker closing (for WBLo [Unit’s circuit breaker open] signal retention time t0 ≈ 1 s). Owing to  this logic, protection function 21s becomes a back up for the unit’s other protection functions against the effects of switching it on to a short circuit in the system or within its circuits, while its auxiliaries are supplied from the system.

3. Power swing blocking of power unit under-impedance protection functions Just like distance protections in power grids, under-impedance protections of power units are also exposed to  unnecessary operation during power swings. The reason for the generator power swings can be a short circuit in the external grid. During a short circuit in the power grid and shortly after its clearance, the synchronous generator’s rotor accelerates and decelerates in relation to the system frequency. Rotor swings cause oscillations of all power unit electrical parameters, including the impedance measured by the unit’s under-impedance protection relays [10]. Generator rotor swings can be either synchronous or asynchronous. Whether a  generator will swing synchronously or asynchronously upon a short circuit in the grid may be most easily explained with use of the equal area criterion for the generator – rigid grid model (fig. 6) [10, 11]. a)

TB S k"

G K3

b)

c)

EgUs

P(δ) = (Xd'+XTB+XL+XSk) sin(δ)

P

P Permament stable point

Impermament stable point

PT

Deceleration area

X [Om]

RF5

WTO

I U

PT

δp

Acceleration area

a)

Deceleration area

This protection function determines a  fault loop impedance based on measurements of the three phase current and voltage in the power plant substation’s unit bay (fig. 3) [1]. Since the low-voltage winding of the unit generator transformer is typically connected in a  triangle, protection 21s is not able to  detect a  ground fault on the transformer’s low voltage side. It is able to  detect a  ground fault in the unit feeder line, unit generator transformer’s high voltage winding, and in an external power grid. Therefore, the protection function calculates the short circuit impedance in six fault loops (three loops for ground faults and for three loops for phase to phase faults).

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

Acceleration area

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

δzk

δk

δgr

δ

δp

δ tz

t

δzk

δgr

δ δ

tz

t

Fig. 6. Equal area criterion: a) generator- rigid grid model, b) synchronous generator swings, c) asynchronous generator swings 27


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

In the circuit in fig. 6a a close three-phase short circuit occurred at the beginning of the line outgoing from the power plant substation. The short circuit is eliminated by the line’s protection relays. In simple terms, if a  short circuit has been eliminated rapidly (e.g. by the basic line protection), the resulting acceleration area (proportional to the rotor’s acceleration against the system frequency) is smaller than the deceleration area achievable in the conditions before the fault (power angle δ does not exceed limit δgr). In this case, after elimination of the short circuit damped synchronous swings will occur, through which the generator operating point adopts a new steady point of operation. If a fault has been eliminated too slowly (e.g. by a backup time-delay protection), during it the rotor will gain enough acceleration that after elimination of the fault the generator will lose synchronism with the grid (acceleration area is larger than deceleration area, and power angle δ exceeds limit value δgr) and will begin to swing asynchronously in relation to the system voltage frequency (power angle δ will not stop to increasing). How fast the generator rotor speeds up in relation to the system frequency during a fault (how fast power angle δ, and therefore the acceleration area, increase during the fault), depends on the turbo-generator set’s mechanical time constant Tm (proportional to  its moment of inertia) [11]. How large the acceleration area generated during a  fault is depends on the generator’s active load before the fault (PT ) and on the fault type, location, and duration. During power swings following a  fault elimination the impedance trajectories can intersect the under-impedance protection functions starting characteristics. They may activate or operate unnecessarily. Therefore, the operation of such under-impedance protection functions should be blocked during power swings. Swings are detected and protection functions are blocked by power swing blocking functions. The most commonly used power swing blocking solutions are based on measuring a simplified rate of change of impedance (or resistance) seen by the protection relay. Power swings have a low rate of change of the impedance compared to a short circuit in the grid. Therefore, a blocking feature can distinguish between a  power swing and short circuit by checking the impedance vector increments over time. Furthermore, a  power swing is three-phase by its nature (neither a negative sequence nor zero component should occur in the currents and voltages measured by the protection relays during a swing), so, therefore, its blocking is usually triggered by positive impedance component measurement.

4. Transmission system operator requirements for power swing blocking functions Power swing blocking of a generator impedance protection function (21e) is not required by any regulation of polish TSO. Power swing blocking of a unit distance protection function (21s) is required by PSE Operator SA’s Standard Technical Specification ”Distance protection of 400 kV, 220 kV, 110 kV unit feeder lines” [12]. The specification [12] also requires the power swing blocking function capability to  detect both synchronous and 28

asynchronous 0.5 to 5 Hz power swings. In addition, all zones of the protection function 21s should have a  possibility of being blocked by power swing blocking function. The blocking function should also have independent starting characteristic and it should be disabled in the event of any short circuit occurring. Also the blocking function unblocking time must be adjustable, after which it will be disabled regardless of the conditions.

5. Examples of power swing blocking of generator impedance protection function 21e Currently, practically only SIEMENS offers the function of PSB (power swing blocking) for generator impedance protection (21e). The PSB function operating principle is briefly presented below in the example of the 7UM62 protection relay [8]. The PSB function of the 7UM62 relay’s protection function 21e is created as an additional TPOL zone with the range exceeding the furthest reaching starting zone P/SPOL which is subject to blocking (fig. 7). The blocking can cover the protection function 21e 1, 2 or both starting zones. The TPOL zone’s distance from the P/ SPOL zone, and the minimum impedance rate of change (ΔZ/Δt) have to be adjusted.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

(adjustable T-ACTION P/S) has run out, or the impedance vector has left the blocked zones, or the measured impedance change rate has increased over the setpoint, or if in the current measured by the relay a  negative sequence component has appeared, which can mean that an asymmetric short circuit has developed [8].

6. Power swing blocking of power unit distance protection function(21s) The power swing blocking function for power unit distance protections is offered by almost all relay manufacturers. The most commonly used solutions, as in the case of protection function 21e power swing blocking, are those based on measurement of the impedance rate of change or the impedance increments. Two types of PSB functions based on these principles are presented below. X [Om]

a)

KX·X1IN X1IN RL Forward direction (toward power unit)

X L2

X L1

X [Om] R1IN

X r2

Z (t)

-R1IN -KR·R1IN

KR·R1IN

L

X r1

RF5

RF4 RF3

RF1

Reverse direction (toward power grid)

RF2

R [Om]

X L3 X L4

Rr1 Rr2 |Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

R [Om]

(1) (2)

21.1

X L5 -X1IN

21.2

-KX·X1IN

P/SPOL P/SPOL-TPOL

b)

X [Om] PPOL

Fig. 7. PSB blocking characteristic of SIEMENS 7UM62 relay’s protection function 21e

APOL X L2

Forward direction (toward power unit)

X L1

Since the impedance vector’s entry to the TPOL zone the impedance rate of change is calculated in 20 ms intervals [8]. If a short circuit occurs, the impedance rate of change is high – higher than the setpoint, and furthermore the first ΔZ/Δt value is calculated after the impedance vector has entered both the blocking and blocked zones. In this case, the blocking feature cannot be activated till the impedance vector exits the blocked zone. [8] If there are power swings, the impedance rate of change is much lower than during a fault – the determined ΔZ/Δt value should be smaller than the setpoint. In this case, the blocking feature is activated upon the impedance vector’s entry into the blocked zone. To enable the PSB function activation, its conditions must be met for all three phases [8]. The power swing blocking function of 7UM62 relay’s protection function 21e will be deactivated if the unblocking time

R5 = RA RP

ϕL R4

R3

ϕLOAD R1

X L3

R2

RLOAD

R [Om]

RP R5 = RA

X L4

(1) (2) Reverse direction (toward power grid)

X L5

Fig. 8. Starting characteristics of power swing blocking function of power unit distance protection (21s): a) REL 531 by ABB, b) 7SA522 by SIEMENS

ABB in its REL 531 protection relay offers a  PSD (power swing detection) function. Its starting characteristics are shown in fig. 8a [5]. The REL 531 power swing detection function consists in two additional rectangular zones with a range beyond the blocked zones. The function settings determine the inner zone’s resistance and reactance reach, and KR and KX coefficients that denote the outer zone’s reach. From the impedance vector’s entry to the outer PSD zone, time Δt is counted until its entry to the inner PSD zone. If the measured time Δt is shorter than the setpoint, the function recognizes it as a short circuit occurrence. If time Δt is longer than the setpoint, the PSD function is activated [5]. The PSD function of REL 531 relay has two adjustable Δt times: tP1, measured at the impedance trajectory’s first pass through PSD zones, and tP2, measured at subsequent passes. The blocking feature treats a series of PSD zones’ activations as one event if the time interval between them is shorter than tH. If the time interval activations is longer than tH, the PSB function status is reset (at the next activation time tP1 will again be compared with the measured pass time) [5]. The PSD function is deactivated when the unblocking time (primary tR2 or secondary tR1, counted instead of tR2 if a zero current component appears while the blocking feature is on) has expired, or when the impedance vector has left both PSB zones. If prior to PSD activation a zero component has appeared in the current measured by REL 531 relay, the blocking will not be activated [5]. SIEMENS offers a  PSD (power swing detection) function in its 7SA522 protection relay with the starting characteristics shown in fig. 8b [9]. The blocking function consists of an additional PPOL polygonal zone set off from the blocked zone with the largest range (APOL). For the blocking purpose the APOL zone is treated as non-directional. The distance between PPOL and APOL zones is not adjustable and depends on the rated current setting of current transformers (Zdiff = 1 Ω or 5 Ω). From the impedance vector’s entry into the PPOL zone, resistance increments dR and reactance increments dX are calculated in a  5 ms window. On the basis of the determined increments the following blocking criteria are checked [9]: 1. Are the impedances measured in the three phases symmetrical (neither zero, nor negative sequence impedance component)? 2. Is the impedance step changing (or are increments too large compared to to increments measured before)? 3. Is the impedance vector movement direction changing in the R axis (is the movement monotonic)? 4. Is the impedance trajectory situated in the local instability area? The blocking function is activated for each phase individually if all the criteria are met for it for at least six successive measured increments. [9] The blocking activation conditions are checked until the impedance vector leaves the PPOL zone. The blocking activation will be reset after leaving the PPOL zone or when criteria 1 or 2 are no longer met. However, while the blocking function is set and the criteria are no longer met or the impedance vector has 29


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

left the PPOL zone, the function will stay on until the end of the adjustable unblocking time (68 Trip Delay) [9].

7. Danger of unnecessary operation of power unit under-impedance protection after slowly eliminated faults in external grid As noted earlier, following a short circuit in an external grid the generator is exposed to synchronous and asynchronous swings of its rotor relative to  the grid frequency. Whether following a fault the generator loses synchronism and will swing asynchronously relative to  the system depends on the turbo-generator sets inertia, generator load before the fault, and the fault location, type and duration [10, 11]. As shown in the power system model studies [13] and according to  the two-machine model research (like in fig. 6a) [14], synchronous generator rotor swings following a  quickly eliminated short circuit in the power grid (usually with elimination time tz < 125 ms), do not threaten an unnecessary activation and operation of the generator impedance protection function (21e) and unit distance protection function (21s). This situation is illustrated by the following exemplary impedance trajectories seen by protection functions 21e (fig. 9a) and 21s (fig. 9b).

In fig. 9 impedance samples are calculated from samples of RMS currents and voltages, and the phase shift between them. If a short circuit in a grid lasts long enough that after its elimination a generator loses synchronism with the power grid and starts swinging asynchronously, both protection function 21e zones can be activated. Also, an unnecessary tripping of protection 21e zone 21.2 may occur – this zone is operating instantaneously, or with minimal time delay. In this case both zones directed toward power unit of distance protection function 21s may also be activated. Zone I  may unnecessarily trip – it is operating instantaneously, or with a small time delay. Unwanted tripping of the protection functions may occur, especially if the grid’s short circuit power was small before and after the fault. This situation is illustrated by the following exemplary impedance trajectories seen by protection functions 21e (fig. 10a) and 21s (fig. 10b). An unnecessary operation of protection functions 21e or 21s for asynchronous generator swings is bad for the system. As a result of that unnecessary tripping the unit is brought to state BLT or PLK. This extends the unit restart time and creates the risk of blackout due to a power deficit in the system [10]. In this situation, the unit should be cut off from the power grid and brought to  state PPW by a  pole slip protection (78). This action allows

a)

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

a)

b)

Fig. 10. Asynchronous impedance swings developed after a slowly eliminated, close, three-phase short circuit in the power grid (tz = 300 ms), seen by protection functions: a) generator impedance protection function 21e, b) unit distance protection function 21s

quickly restarting the unit after loss of synchronism. In addition, protection 78 sends trip signals at times more convenient to the circuit breakers [3, 4, 6, 7, 8]. In the above situation, the zones of protection function 21e (zone 21.2) and 21s (zone I) exposed to  unnecessary operation should be blocked by a  power swing blocking function. Simulation studies [13, 14] indicate, however, that the available power swing blocking functions based on the impedance rate of change measurement (or rather on calculation of the resistance and reactance increments in specific time intervals, or duration measurement of the impedance vectors’ transition between zones) may not be able to correctly identify starting of asynchronous generator swings after a  long-lasting short circuit in the power grid.

a)

The highest risk of an unnecessary tripping of the aforementioned protection functions 21e and 21s zones is in the first moment after the short circuit elimination, when the impedance vector can abruptly move to the vicinity of point (0, 0) in the impedance plane, and then start asynchronous swinging. In this situation the impedance vector after the short circuit may abruptly move into protection function 21e zone 21.2 or protection function 21s zone I, and stay there long enough to  cause an unwanted operation of these protections. In this part of the circle made by vector Z(t) during asynchronous swings the impedance rate of change is the lowest in the whole asynchronous rotation period (the lower it will be, the smaller in this situation is the difference between the acceleration area generated during the short circuit and the deceleration area available in these conditions after the short circuit) [14].

b)

b)

Fig. 9. Synchronous impedance swings developed after a quickly eliminated, close, three-phase short circuit in the external power grid (tz = 100 ms), seen by protection functions: a) generator impedance protection function 21e, b) unit distance protection function 21s unit distance protection (21s): a) REL 531 by ABB, b) 7SA522 by SIEMENS 30

Fig. 11. Asynchronous swings after slowly eliminated, close, three-phase short circuit in the power grid, seen by protection function 21e: a) step transition to zone 21.2, b) entry to zone 21.2 from zone 21.1 31


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

With regard to PSB function available for protection function 21e, the following two configuration options should be considered. In the first option both 21e zones can be blocked. Upon development of asynchronous swings after the elimination of a short circuit situated in zone 21.1, after the short circuit the impedance vector may not leave zone 21.1, but abruptly move to zone 21.2 (as shown in fig. 11a) or in its vicinity, and enter it during the first asynchronous rotation development (as shown in fig. 11b). In this situation, even if the blocking criteria are met, its response is not possible (after activation of zone 21.1 by a short circuit the impedance vector has not left it after the fault elimination – the blocking feature may conclude that the short circuit persists in zone 21.1) and zone 21.2 may unnecessarily respond after the short circuit disappears. In the other configuration option of protection function 21e blocking by PSB function it covers only the un-delayed zone 21.2. In this case, there is a risk that the blocking conditions are satisfied practically after each three phase short circuit in zone 21.1 lasting for more than 20 ms (duration of ΔZ / DT determining interval [8]), since the impedance rate of change during a short circuit will be practically nil, and the impedance vector will stay inside the blocking zone and outside the blocked zone. In this situation, if a three-phase short circuit develops within the unit’s low voltage circuits while zone 21.1 is activated, zone 21.2 will probably be unnecessarily blocked. This configuration therefore carries the theoretical risk of missing zone 21.2 operation. In a unit distance protection function 21s power swing blocking function based on duration measurement of the impedance trajectory transit between additional under-impedance zones (e.g. REL 531 relay by ABB) while asynchronous generator swings are developing after a  short circuit in the external power grid (in protection zones III, IV or V), the impedance vector may not go beyond the blocking zones, but straight away move to  the

a)

vicinity of the protection’s starting characteristics of zones I and II (fig. 12a). In this situation the blocking feature may not be able to detect asynchronous swings following a long eliminated short circuit until the start of the second asynchronous rotation period – the fast zone I and II of protection function 21s may operate unnecessarily after elimination of the grid fault. This situation is all the more likely, the lower the system’s short circuit power, and the lower the turbo-generator set’s mechanical time constant is. In a  protection 21s power swing blocking function based on measurement of the increments of resistance (dR) and reactance (dX) within specified time intervals (e.g. 5 ms) and checking on this basis the power swing distinguishing criteria (e.g. in 7SA522 relay by SIEMENS) while asynchronous generator swings are developing after a short circuit in the grid (in protection zones III, IV or V), after the fault elimination the impedance vector may move to the protection’s fast zone I quickly enough (abruptly) that the blocking feature will not be able in the meantime to update the dX dR increments (fig. 12b). In this situation the blocking function may not be able to block protection function21s, allowing for an unwanted operation of its zone I after the grid fault is eliminated. Also in this case the discussed situation is all the more likely, the lower the system’s short circuit power, and the lower the turbo generator set’s mechanical time constant is.

8. Influence of impedance calculation algorithm on the risk of generator under-impedance protection functions unnecessary operation in the circumstances of asynchronous power swings

the instrument transformers’ primary side, and, therefore, also before filtration in the relay input circuits, and without taking into account the impedance calculation algorithm. To better understand how a  relay’s under-impedance function ”sees” impedance trajectories, the set of filters installed in the relay and the impedance calculation algorithm implemented there should be modelled in simulation studies. Unfortunately, details of the (analogue and digital) filtration systems installed in a relay, and of the impedance calculation algorithm, significantly exceed the know-how imparted on its recipient in its available technical and operational documentation – in practice they are known only to  its designers and comprise the manufacturer’s trade secret. The impact of the impedance determination algorithm and digital filtering is shown in fig. 13. Fig. 13a shows a  section of the impedance trajectory from fig. 12b as seen by a distance relay operating under a fast A3 Łobos algorithm [15]. This algorithm calculates the samples of resistance and reactance from the last three current and voltage samples. Therefore it allows quickly estimating the impedance samples, but at the expense of strong falsification of its trajectory, resulting from the presence of harmonic and non-periodic components in the input waveforms [15].

a)

In this algorithm, the transition from the short circuit point in the impedance plane to the starting point of the first asynchronous rotation is of a step nature (practically as it is in reality). This algorithm may therefore increase the risk of an unnecessary response of protections 21e and 21s at the start of asynchronous swings following elimination of the grid fault. Fig. 13b shows a  section of the impedance trajectory from fig. 12b as seen by a distance relay operating under the accurate, but slow Phadke/Ibrahim algorithm [15]. This algorithm calculates the resistance and reactance samples on the basis of the number of samples corresponding to the whole cycle of the signals’ basic harmonics (at sampling frequency 1000 Hz the algorithm needs 20 samples of current and voltage signals). Thus, it is much slower than the A3 Łobos algorithm, although the impedance trajectories it produces are smoother and less susceptible to interference from the signal components with different frequencies. The large number of samples it requires acts as a low pass filter, suppressing misrepresentations noticeable in fast impedance calculation methods, and significantly reducing impedance change dynamics. Therefore, under this algorithm the transition from the short circuit point in the impedance plane to the starting point of the first asynchronous rotation is of a much slower nature than

b)

The impedance trajectories shown above were derived (to simplify the analysis) from the samples of RMS currents and voltages, and from the phase shift between them. This approach allows tracking the impedance trajectory seen, so to speak, on

b)

Fig. 12. Protection function 21s power swing blocking function response to asynchronous swings after a slowly switched off close three-phase short circuit in the grid: a) based on duration of impedance transit between additional zones, b) based on dR and dX increments 32

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

Fig. 13. Impedance trajectories as seen by protection function 21s during asynchronous swings after a slowly eliminated, close, three-phase short circuit in the grid, operating under impedance calculation algorithms: a) A3 Łobos, b) Phadke/Ibrahim 33


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

when using the A3 Łobos algorithm (this is a falsification caused by the impedance calculation method). This algorithm may, therefore, decrease the risk of an unwanted operation of protection functions 21e and 21s at the start of asynchronous swings following the grid fault elimination. This is because it provides the opportunity of activation of power swing blocking function based on calculating the resistance and reactance increments (the relay “see” that after a fault the impedance vector doesn’t immediately move to the endangered zones, the algorithm will starch that transient state in time). A  blocking feature based on verification of the transition duration between additional zones will still be exposed to  the failure to  detect swings at the first asynchronous rotation. A  disadvantage of this impedance calculation method is relay tripping self time extension.

9. Summary Power units are protected with the following under-impedance solutions: generator impedance protections function (21e) and unit distance protections function (21s). These are backup protections of a  power unit and unit feeder line against the effects of short circuits within the unit or the line. They are also basic protections of a unit against the effects of short circuits in the power plant substation or external power grid. These protections can interoperate with a power swing blocking function based on, for example, determining the rate of change of the impedance calculated by the relay. The reason for power swing blocking of the under-impedance protections is the risk of their unnecessary operation in the circumstances of power swings following a  short circuit in the external grid. Based on simulation studies [13, 14] it has been found that during synchronous power swings following a quickly eliminated short circuit in the grid there is no risk of unnecessary activation or tripping of protection functions 21e or 21s. If a  short circuit in a  grid has lasted long enough that after its elimination a  generator loses synchronism, there is the risk of unnecessary operation of the protection zones reacting immediately or with minimal delay time, as a result of step-relocation of the end of the impedance vector measured by the relay to the vicinity of these zones or inside them. An unnecessary response of protection functions 21e or 21s for asynchronous generator swings is bad for the system. As a result of such an unnecessary tripping the unit’s electrical and thermo-mechanical parts are completely shut down. This extends the restart time and creates the risk of blackout due to power deficit. In this situation, the unit should be cut off from the power grid by a pole slip protection function (78). There is concern that the power swing blocking solutions currently available for protection functions 21e and 21s may not be able to correctly identify developing asynchronous generator swings following a long-eliminated short circuit in the grid. These blocking functions may not be able to  disable the protections allowing their unnecessary tripping, and in other configurations they may block them unnecessarily. This will be more likely the 34

smaller the system’s short circuit power is and the turbine-generator set’s mechanical time constant is. As shown by the cited simulation results, the impedance calculation algorithm and the signal pre-treatment (analogue and digital fi ltering) have a large impact on under-impedance relay performance in the face of the described situation. Fast algorithms achieve near-real change rate dynamics of the impedance measured by the relay. However, for the same reason they bear the risk of unnecessary response of protection 21e and 21s fast zones at the start of asynchronous swings after too long elimination of a short circuit in the grid. Slower algorithms reduce the change rate dynamics of the impedance measured by the relay, and thus they provide an opportunity for some power swing blocking solutions to correctly detect the onset of asynchronous swings after too long elimination of a fault in the grid, thus reducing the risk of unnecessary operation of protection functions 21e and 21s. A disadvantage of such slow methods is extended relay tripping self time. These issues need to be further verified by as accurate as possible simulation studies, and (if possible) with statistical surveys. Statistical surveys would allow verifying simulation test results and determining whether the problems described here occur theoretically only, or also in reality. Verifying the available protection functions 21e and 21s using digital testers by forcing current and voltage waveforms generated in simulation programs (e.g. in Comtrade format) would be very valuable. This would allow taking into account the input signals pre-processing and impedance calculation algorithm implemented in tested relays. If the results of the above proposed tests will be negative or not fully satisfactory, an attempt should be made to develop a new operating logic and a new power swing blocking algorithm for protection functions 21e and 21s that would allow for the proper performance of unit under-impedance protections while asynchronous generator swings are developing following a  slowly eliminated short circuit in the external power grid.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | 22–33

8. Siemens, SIPROTEC 7UM62 V.4.1 Multifunctional Generator, Motor and Transformer Protection relay, 2002. 9. Siemens, SIPROTEC Distance protection 7SA522 V4.65 and higher – Manual, 2009. 10. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego [Power system control and stability], Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warsaw 2007. 11. Bernas S., Systemy elektroenergetyczne [Power systems], Warsaw, WNT 1982. 12. PSE Operator SA, Standardowe specyfikacje techniczne: Zabezpieczenie odległościowe linii blokowej 400 kV, 220 kV, 110 kV [Standard Technical Specification “Distance protection of 400 kV, 220 kV, 110 kV unit lines”], Warsaw, Match 2008. 13. Dobrzyński K., Dytry H., Klucznik J., Lizer M., Lubośny Z., Szweicer W., Wróblewska S., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowe – Etap I i II [Catalogue of requirements for generator protection systems with regard to their protection functions and their settings coordination

with power grid protection relays – Stage I and II], an Institute of Power Engineering and Gdańsk University of Technology study commissioned by PSE Operator SA, Warsaw, 2010 (Stage I) and 2011 (Stage II). 14. Dytry H., Lizer M., Szweicer W., Wróblewska S., Koordynacja zabezpieczeń elektroenergetycznych od zakłóceń zewnętrznych generatorów przyłączonych do szyn rozdzielni bezpośrednio oraz przez transformator blokowy z zabezpieczeniami sieci [Coordination of protection functions against external faults of generators connected to substation busbars directly or through a unit transformer with grid protection relays, Institute of Power Engineering, statutory study, Warsaw 2011. 15. Nelles D., Opperskalski H., Digitaler Distanzschutz – Verhalten der Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen, DUV, Wiesbaden 1991.

In this paper information contained in the specific protection relays manuals was used.

Marcin Lizer Institute of Power Engineering in Warsaw e-mail: marcin.lizer@ien.com.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2009). Currently works in the Electric Power Engineering Automation Laboratory of the Institute of Power Engineering in Warsaw. His professional and scientific interests include issues related to  protection systems of power units, distributed energy sources and transmission and distribution power grids, as well as issues related to generation stability during disturbances.

REFERENCES

1. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa [Automatic protections for power systems], Warsaw, WNT 1966. 2. Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych [Automatic protections in power systems], Warsaw, WNT 1999. 3. Kopex Electric Systems SA, Biblioteka funkcji przekaźników, logiki, pomiarów [Library of protection functions, operating logic, measurements], Tychy 2006. 4. Kopex Electric Systems SA, , CZAZ-GT: opis zabezpieczeń [CZAZ-GT: protection functions descriptions], Tychy 2006. 5. ABB, Application manual REL 531 – High speed line distance protection terminal, 2003. 6. ABB, Generator protection IED REG 670 – Technical reference manual, issue 1.1, Sweden. 7. ABB, Mikroprocesorowe zabezpieczenie generatora REG 316*4 [REG 316*4 microprocessor generator protection relay], Warsaw, 1997. 35


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 22–33. When referring to the article please refer to the original text. PL

Dzięki zastosowaniu takiej charakterystyki swoim obszarem działania zabezpieczenie 21e będzie w  stanie objąć zarówno transformator blokowy, linię blokową, jak i część uzwojeń stojana generatora i transformatora odczepowego [2]. Logika działania zabezpieczenia 21e pokazana jest na rys. 2.

Impedancyjne i odległościowe zabezpieczenia bloku w czasie zakłóceń w sieci zewnętrznej Autor

I U

Marcin Lizer

Słowa kluczowe

21.1 Z<

& WSo

blok energetyczny, kołysania mocy, stabilność, zabezpieczenia impedancyjne bloku

&

W artykule przedstawiono problem ryzyka zbędnego działania zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostki wytwórczej, w czasie kołysań mocy następujących po długo likwidowanych zwarciach w sieci zewnętrznej. W pierwszej części opisano zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e) i odległościowe bloku (21s). Pokazano charakterystyki rozruchowe, logiki działania i sposób nastawiania tych zabezpieczeń. Następnie opisano przykładowe (najczęściej stosowane) rozwiązania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku. Po powyższym wprowadzeniu opisano problematykę zagrożenia zbędnym działaniem szybkodziałających stref zabezpieczeń 21e i 21s, jakie powstaje w chwili rozwijania się asynchronicznych kołysań generatora, następujących po przedłużającej się likwidacji zwarć w sieci, na którą pracuje blok. W artykule pokazano też, że dostępne blokady kołysaniowe mogą nie być w stanie poprawnie wykryć opisywanej sytuacji, dopuszczając do zbędnego działania powyższych zabezpieczeń. Pokazano też, jak na trajektorię impedancji widzianą przez przekaźnik wpływa zastosowany algorytm wyznaczania impedancji.

2. Zabezpieczenia podimpedancyjne jednostek wytwórczych Bloki energetyczne wyposaża się zwykle w  dwa zabezpieczenia podimpedancyjne: zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e), wchodzące w skład funkcji zabezpieczeniowych zaimplementowanych w zespole zabezpieczeniowym w  elektrowni, oraz zabezpieczenie odległościowe bloku (21s), zaimplementowane w terminalu zabezpieczeniowym w polu blokowym stacji przyelektrownianej [1, 2]. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e) Zabezpieczenie impedancyjne generatora wchodzi w  skład funkcji zabezpieczeniowych zaimplementowanych w  zespole zabezpieczeniowym, zainstalowanym w elektrowni. Jest to rezerwowe zabezpieczenie bloku i  linii blokowej od  skutków zwarć międzyfazowych w  obrębie bloku, linii blokowej i sieci zewnętrznej [2].

a)

Zabezpieczenie to  wyznacza impedancję pętli zwarcia na podstawie pomiaru prądu trójfazowego w punkcie neutralnym generatora oraz napięcia trójfazowego na jego zaciskach (rys. 1a) [1]. Ponieważ punkt neutralny generatora jest odizolowany od  ziemi, a  dolne uzwojenie transformatora blokowego połączone jest zwykle w trójkąt, zabezpieczenie 21e nie jest w  stanie wykrywać zwarć doziemnych w obrębie bloku i sieci zewnętrznej. W  związku z  tym nie ma potrzeby obliczania impedancji w  pętlach zwarć doziemnych, a funkcja zabezpieczeniowa może wyznaczać impedancję dla każdej fazy oddzielnie (pofazowo). Zabezpieczenie 21e pracuje zwykle z dwustrefową, bezkierunkową, kołową lub kwadratową charakterystyką rozruchową. Przykładowe charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia 21e pokazane są na  rys. 1b [3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]. Środkowi okręgu lub punktowi przecięcia się przekątnych prostokąta odpowiada zwarcie w miejscu pomiaru napięcia – bezpośrednio na  zaciskach generatora.

b) X [Om]

X [Om]

X r1 WBL

21.1

Linia blokowa

36

poprawnie rozpoznać rozwijających się asynchronicznych kołysań mocy, zezwalając na zbędne działanie tych zabezpieczeń.

21.1

Z r2

X r2

Z r1

21.2

21.2 Rr1

R [Om]

Rr2

TB TO 21e

WG

U

|Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

WW

G WTO

I

ABB, Kopex, Siemens, itp.

PPW

≥1

Streszczenie

1. Wstęp Szybko rosnące zapotrzebowanie zakładów przemysłowych i odbiorców komunalnych na energię elektryczną sprawia, że elementy systemu elektroenergetycznego pracują blisko granic dopuszczalnego obciążenia i granic stabilności – do maksimum wykorzystywana jest przepustowość linii elektroenergetycznych i  transformatorów, a  generatory utrzymują punkty pracy pozostawiające niewielki zapas stabilności na wypadek zakłóceń i zwarć w sieci. Z tych powodów praktycznie każde nieplanowane wyłączenie elementu sieci przesyłowej lub bloku elektrowni może zaburzyć stabilność systemu elektroenergetycznego i  zainicjować blackout, pozbawiając zasilania odbiorców energii elektrycznej. W tej sytuacji jeszcze groźniejsze stają się zbędne działania zabezpieczeń podimpedancyjnych linii, transformatorów i bloków elektrowni. Zabezpieczenia podimpedancyjne narażone są na  zbędne działanie w  czasie kołysań mocy. Na tę okoliczność wyposaża się je w  blokady kołysaniowe, działające zwykle na  zasadzie sprawdzania szybkości zmian impedancji widzianej przez przekaźnik zabezpieczeniowy. W  artykule przedstawiono zasadę działania i  sposoby nastawiania zabezpieczeń impedancyjnych generatora (21e) i odległościowych bloku (21s). Opisano też zasadę działania najczęściej stosowanych rozwiązań blokad kołysaniowych tych zabezpieczeń. Na podstawie badań symulacyjnych zauważono, że istnieje ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń impedancyjnych generatora i  odległościowych bloku w  czasie rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora, następujących po zlikwidowaniu bliskich zwarć w sieci zewnętrznej. Ponadto w  badaniach symulacyjnych sprawdzono też, że najpopularniejsze rozwiązania blokad kołysaniowych (bazujące na  sprawdzaniu szybkości zmian impedancji) w przypadku zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych mogą nie być w  stanie

t1 t2

Siemens

Rys. 1. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e): a) układ pracy, b) typowe charakterystyki rozruchowe

R [Om]

WBLo I U

t0

21.2 Z<

& WSo

t3

PLK or BLT

t4

PLK or BLT

Rys. 2. Zabezpieczenie impedancyjne generatora (21e): logika działania

Strefa wewnętrzna zabezpieczenia (21.2 na  rys. 1b) nie powinna swoim zasięgiem wykraczać poza transformator blokowy – jej zasięg nastawia się zwykle na ok. 70% reaktancji transformatora blokowego. Strefa ta działa zwykle z niewielkim (t4 = 100÷600 ms) czasem zwłoki lub bezzwłocznie na całkowite wyłączenie części elektrycznej bloku poprzez otwarcie wyłączników: generatorowego (WG), blokowego (WBL), wzbudzenia (WW), potrzeb własnych (WTO) oraz doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu BLT (bieg luzem turbiny – ograniczenie dopływu pary do turbiny) lub PLK (praca luzem kotła – zamknięcie szybkich zaworów awaryjnych, odcinających dopływ pary do turbiny). Strefa zewnętrzna zabezpieczenia (21.1 na rys. 1b) powinna swoim zasięgiem obejmować cały transformator blokowy oraz linię blokową. Strefa ta w miarę możliwości powinna sięgać też w sieć zewnętrzną (zasięg ten jest silnie ograniczony poprzez podparcia prądowe). Zwykle zasięg tej strefy dobiera się co najmniej jako 120% reaktancji transformatora blokowego. Czas zwłoki działania strefy 21.1 zabezpieczenia 21e powinien być dłuższy o  przyjęty czas stopniowania od  najdłuższego czasu zwłoki rezerwowanych zabezpieczeń odległościowych, pracujących w stacji przyelektrownianej (zwykle t1 = 1,2÷3,8 s). Zadziałanie strefy 21.1 zabezpieczenia 21e powinno, z  czasem opóźnienia t1, powodować otwarcie wyłącznika blokowego (WBL) i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu PPW (praca na  potrzeby własne – ograniczenie dopływu pary do turbiny). Jeżeli po tej operacji strefa 21.1 zabezpieczenia 21e odwzbudzi się, będzie to oznaczało, że  zwarcie miało miejsce w  sieci zewnętrznej. Jeżeli strefa nie odwzbudzi się po otwarciu wyłącznika blokowego, będzie to oznaczało, że zwarcie wystąpiło w obrębie bloku lub linii blokowej. Aby strefa 21.1 zabezpieczenia 21e była w  stanie również wyłączać takie zwarcia, należy zastosować drugi stopień czasowy, który z  czasem t2

powinien inicjować całkowite wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej do stanu BLT lub PLK. Czas opóźnienia działania t2 powinien być dłuższy od czasu opóźnienia działania stopnia pierwszego t1 strefy 21.1 zabezpieczenia 21e o przyjęty stopień czasowy. Jeżeli wyłącznik blokowy był otwarty (blok pracuje na  potrzeby własne) przed pojawieniem się zakłócenia, zaleca się [13], aby strefa 21.1 zabezpieczenia 21e działała z  niewielką zwłoką (t3 = 0,1 s) lub bezzwłocznie na całkowite wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej do  stanu BLT lub PLK. Zaleca się, aby w  taki sposób strefa 21.1 działała również krótko po zamknięciu wyłącznika blokowego (przez czas podtrzymania sygnału WBLo [Wyłącznik blokowy otwarty] t0 = 0,2÷0,5 s), rezerwując tym samym działanie innych zabezpieczeń chroniących blok przed skutkami załączenia go na zwarcie [13]. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s) Funkcja zabezpieczenia odległościowego bloku zaimplementowana jest w  terminalu zabezpieczeniowym, zainstalowanym w polu blokowym stacji przyelektrownianej. Jest to  rezerwowa funkcja zabezpieczeniowa bloku i  linii blokowej od  skutków zwarć w obrębie bloku, linii blokowej i sieci zewnętrznej. Stanowi też rezerwę zabezpieczeń szyn i linii odpływowych stacji przyelektrownianej [2]. Zabezpieczenie to  wyznacza impedancję pętli zwarcia na podstawie pomiaru prądu i  napięcia trójfazowego w  polu blokowym stacji przyelektrownianej (rys. 3) [1]. Ponieważ dolne uzwojenie transformatora blokowego połączone jest zwykle w  trójkąt, zabezpieczenie 21s nie jest w  stanie wykrywać zwarć doziemnych po stronie dolnego napięcia transformatora blokowego. Jest ono w  stanie wykrywać zwarcia doziemne w linii blokowej, uzwojeniu górnego napięcia transformatora blokowego i sieci zewnętrznej. W związku z  tym zabezpieczenie oblicza impedancję zwarciową w sześciu pętlach zwarć (trzech dla zwarć doziemnych i  trzech dla zwarć międzyfazowych). Zabezpieczenie 21s pracuje zwykle z czterolub pięciostrefową, dwukierunkową, poligonalną charakterystyką rozruchową. Przykładowe charakterystyki rozruchowe zabezpieczenia 21s pokazane są na rys. 4a [5] i rys. 4b [9]. Logika działania zabezpieczenia 21s pokazana jest na rys. 5. Zwykle strefy I i II zabezpieczenia 21s skierowane są w stronę bloku (w przód), a pozostałe strefy (III, IV i ewentualnie V) w stronę sieci zewnętrznej (w tył). Strefa I powinna obejmować swoim zasięgiem reaktancyjnym całą linię blokową oraz ok. 70÷80% uzwojeń transformatora blokowego. Zasięg rezystancyjny powinien być dobrany analogicznie jak zasięg reaktancyjny. Należy w nim uwzględnić rezystancje linii blokowej i  części uzwojenia transformatora blokowego. Rozszerzony zasięg rezystancyjny strefy I powinien być odstrojony od minimalnej impedancji ruchowej. W  przypadku stref zabezpieczenia 21s patrzących w stronę bloku (strefa I i II) minimalna impedancja ruchowa wystąpi w czasie

WTO

21s

TO

U

TB G

I

Linia blokowa

WG

WBL

WW

Rys. 3. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): układ pracy

a) X [Om] Z L = RL + jX L RF2

RL

RF2

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L2

RF1

RF1

X L1

φL RF5

RF4 RF3

RF1

RF2 ArgDir = 15°

R [Om]

X L3 RF3

RF3 X L4

RF4

RF4

X L5 RF5 Kierunek w tył (w stronę systemu)

RF5 ArgNegRes = 25°

b)

X [Om] Z L = RL + jX L RL X L2

Dodatkowy obszar działania strefy 5 przy pracy bezkierunkowej

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L1B X L1

φ

φ

L

LOAD

R5

R4

R3

R1 R1B

R2

RLOAD

R [Om]

X L3 X L4

Kierunek w tył (w stronę systemu)

X L5

Rys. 4. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): charakterystyki rozruchowe przekaźnika a) REL 531 firmy ABB, b) 7SA522 firmy SIEMENS

I U

21-I Z<

&

t1

WSo 21-II Z<

&

≥1

BLT or PLK

≥1

PPW

t2

≥1 21-III Z<

& &

t3

&

t4

21-IV Z<

21-V Z<

&

t5

≥1 & WBLo

t6

t0

Rys. 5. Zabezpieczenie odległościowe bloku (21s): logika działania

37


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

38

a)

TB S k"

G K3

b)

c)

EgUs

P(δ) = (Xd'+XTB+XL+XSk) sin(δ)

P

Punkt stabilności trwałej

Pole hamowań

Punkt stabilności nietrwałej

Pole hamowań

P

PT Pole przyspieszeń

PT Pole przyspieszeń

samorozruchu napędów potrzeb własnych, w czasie zasilania ich z systemu elektroenergetycznego. Działanie strefy I zabezpieczenia 21s powinno być bezzwłoczne lub opóźnione o minimalny czas zwłoki (t1 = 0,1 s). Powinno ono powodować wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu BLT lub PLK. Dla strefy I w przekaźniku realizującym opisywaną funkcję zabezpieczeniową powinno być aktywne działanie dla pętli zwarć międzyfazowych oraz jednofazowych. Strefa II powinna obejmować swoim zasięgiem reaktancyjnym całą linię blokową, 100% uzwojeń transformatora blokowego oraz ok. 60% uzwojeń transformatora odczepowego. Dla strefy II w przekaźniku realizującym opisywaną funkcję zabezpieczeniową powinno być aktywne działanie tylko dla pętli zwarć międzyfazowych. Działanie dla pętli jednofazowych należy dezaktywować ze względu na obejmowanie strefą II transformatora blokowego, który pracuje zwykle z  grupą połączeń Yd11 (uzwojenia połączone w  trójkąt po stronie generatora). W takiej konfiguracji, przy zwarciu jednofazowym za transformatorem, prąd nie będzie dopływał do  miejsca zwarcia od  systemu, więc nie będzie też warunków do rozruchu zabezpieczenia. Zasięg rezystancyjny powinien być dobrany analogicznie jak zasięg reaktancyjny. Należy w  nim uwzględnić rezystancje linii blokowej, transformatora blokowego i część rezystancji uzwojeń transformatora odczepowego i generatora. Rozszerzony zasięg rezystancyjny strefy powinien być odstrojony od  minimalnej impedancji ruchowej, tak jak w przypadku strefy I zabezpieczenia. Działanie strefy II zabezpieczenia 21s powinno być opóźnione o czas t2 (jeden stopień czasowy zwykle ok. 0,1÷0,6 s). Powinno ono powodować wyłączenie części elektrycznej bloku i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu BLT lub PLK. Pozostałe strefy (III, IV i  ewentualnie V) zabezpieczenia 21s powinny być skierowane w  stronę systemu, na  który pracuje blok. Wszystkie strefy skierowane w stronę systemu powinny mieć aktywne działania dla pętli zwarć międzyfazowych oraz jednofazowych. Strefa III powinna obejmować swoim zasięgiem szyny zbiorcze stacji przyelektrownianej oraz 80% I  strefy zabezpieczenia odległościowego najkrótszej linii odpływowej tej stacji. Zasięg rezystancyjny powinien być dobrany analogicznie jak zasięg reaktancyjny. Należy w  nim uwzględnić 80% zasięgu rezystancyjnego I strefy zabezpieczenia odległościowego najkrótszej linii odpływowej stacji przyelektrownianej. Rozszerzony zasięg rezystancyjny strefy III powinien być odstrojony od  minimalnej impedancji ruchowej. W  przypadku stref zabezpieczenia 21s, patrzących w  stronę sieci, minimalna impedancja ruchowa wystąpi w czasie maksymalnego obciążenia bloku. Opóźnienie działania strefy III zabezpieczenia 21s powinno być czasowo odstrojone o jeden stopień czasowy od opóźnienia działania strefy I zabezpieczeń odległościowych linii odpływowych stacji przyelektrownianej. Jej zadziałanie powinno powodować otwarcie wyłącznika blokowego i doprowadzenie części cieplno-mechanicznej bloku do stanu PPW.

δp

δzk

δk

δgr

δ

δp

t

δgr

δ δ

δ tz

δzk

tz

t

Rys. 6. Metoda równych pól: a) model generator – sieć, b) kołysania synchroniczne, c) kołysania asynchroniczne

Strefy IV i V zabezpieczenia 21s w analogiczny sposób jak strefa III powinny być nastawione tak, aby swoim działaniem rezerwowały kolejne strefy (odpowiednio strefę II i  III) zabezpieczeń odległościowych pól odpływowych stacji przyelektrownianej [13]. Zwłoki czasowe t4 i t5 powinny być czasowo odstrojone o jeden stopień czasowy od opóźnienia działania rezerwowanych stref zabezpieczeń odległościowych linii odpływowych stacji. Zadziałanie stref IV i  V zabezpiecznia 21s powinno powodować otwarcie wyłącznika blokowego i doprowadzenie bloku do stanu PPW. Zaleca się [13], aby wszystkie strefy zabezpieczenia 21s realizowały logikę bezzwłocznego działania w  sytuacji załączenia bloku na  zwarcie. Taki sposób działania powinien być aktywny przez krótki czas od momentu zamknięcia wyłącznika blokowego (przez czas podtrzymania sygnału WBLo [Wyłącznik blokowy otwarty], t0 ≈ 1 s). Dzięki takiej logice zabezpieczenie 21s stałoby się rezerwą innych zabezpieczeń chroniących blok przed skutkami załączenia go na zwarcie w systemie lub w obrębie bloku, w czasie zasilania potrzeb własnych z systemu. 3. Blokady kołysaniowe zabezpieczeń podimpedancyjnych jednostek wytwórczych Podobnie jak zabezpieczenia odległościowe pracujące w  sieci elektroenergetycznej, również zabezpieczenia podimpedancyjne jednostki wytwórczej narażone są na zbędne działanie w czasie kołysań mocy.

Powodem powstawania kołysań mocy w przypadku generatora mogą być zwarcia powstałe w  sieci zewnętrznej. W  czasie zwarć w  sieci oraz krótko po nich wirnik generatora synchronicznego ulega przyspieszeniom i  opóźnieniom względem częstotliwości systemu. Kołysania wirnika wywołują wahania wszystkich parametrów elektrycznych, w  tym również impedancji mierzonej przez przekaźniki podimpedancyjne jednostki wytwórczej [10]. Kołysania generatora mogą mieć charakter synchroniczny lub asynchroniczny. To, czy generator po zwarciu w sieci ulegnie kołysaniom synchronicznym lub asynchronicznym, najłatwiej jest wyjaśnić za pomocą metody równych pól na modelu generator – sieć sztywna (rys. 6) [10, 11]. W układzie z rys. 6a powstaje bliskie zwarcie trójfazowe na  początku linii odpływowej stacji przyelektrownianej. Zwarcie to  jest likwidowane przez zabezpieczenia tej linii. W  uproszczeniu, jeżeli zwarcie zostanie zlikwidowane szybko (np. przez podstawowe zabezpieczenia linii), to  uzyskane w czasie zwarcia pole przyspieszeń (proporcjonalne do  uzyskanego przyspieszenia wirnika względem częstotliwości systemu) będzie mniejsze od możliwego do uzyskania w  danych warunkach przedzwarciowych pola hamowań (kąt mocy δ nie przekroczy wartości granicznej δgr). W takiej sytuacji po likwidacji zwarcia występują tłumione kołysania synchroniczne, poprzez które punkt pracy generator przyjmie nową ustaloną wartość.

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

Jeżeli zwarcie zostanie zlikwidowane zbyt wolno (np. przez rezerwowe, zwłoczne zabezpieczenia), to wirnik nabierze w czasie zwarcia na tyle duże przyspieszenie, że po zlikwidowaniu zwarcia generator utraci synchronizm z  siecią (pole przyspieszeń będzie większe od  pola hamowań, a  kąt mocy δ przekroczy wartość graniczną δgr) i  zacznie się kołysać asynchronicznie względem częstotliwości napięcia systemu (kąt mocy δ nie przestanie wzrastać). To jak szybko wirnik generatora przyspiesza w czasie zwarcia względem częstotliwości systemu (jak szybko zwiększa się w czasie zwarcia kąt mocy δ, a tym samym pole przyspieszeń i pole hamowań), zależy od  mechanicznej stałej czasowej turbozespołu T (proporcjonalnej do jego momentu bezwładności) [11]. To, jak duże będzie pole przyspieszeń uzyskane w  czasie zwarcia, zależy od tego, jakie było obciążenie czynne generatora przed zwarciem (PT) oraz od typu, lokalizacji i czasu trwania zwarcia. Podczas kołysań mocy następujących po likwidacji zwarć trajektorie impedancji mogą przecinać charakterystyki rozruchowe zabezpieczeń podimpedancyjnych. Może dojść do ich zbędnego pobudzenia się lub działania. Działanie zabezpieczeń podimpedancyjnych powinno być w  związku z tym blokowane w czasie kołysań mocy. Do wykrywania kołysań i blokowania przekaźników służą blokady kołysaniowe. Najczęściej stosowane są rozwiązania blokad kołysaniowych bazujące na uproszczonym pomiarze szybkości zmian impedancji lub rezystancji widzianej przez przekaźnik. Kołysania mocy charakteryzują się małą szybkością zmian impedancji w  porównaniu ze zwarciami w sieci. Blokada może zatem rozróżniać kołysania mocy od zwarć poprzez sprawdzanie przyrostów wektora impedancji w  czasie. Ponadto kołysania mocy mają charakter trójfazowy (w prądach mierzonych przez zabezpieczenie w czasie kołysań nie powinna pojawiać się składowa przeciwna lub zerowa), w  związku z tym blokady działają zwykle na podstawie pomiaru składowej zgodnej impedancji. 4. Wymagania operatora sieci przesyłowej odnośnie stosowania blokad kołysaniowych W zabezpieczeniach impedancyjnych generatora (21e) nie jest obecnie wymagane stosowanie blokad kołysaniowych. W zabezpieczeniach odległościowych bloku (21s) stosowanie blokad kołysaniowych jest wymagane przez Standardową Specyfikację Techniczną „Zabezpieczenie odległościowe linii blokowej 400 kV, 220 kV, 110 kV” PSE SA [12]. Specyfikacja [12] wymaga także, aby blokady kołysaniowe były w stanie wykryć zarówno kołysania synchroniczne, jak i asynchroniczne o częstotliwości 0,5÷5 Hz. Ponadto wszystkie strefy zabezpieczenia 21s powinny mieć możliwość aktywacji blokady o niezależnej charakterystyce rozruchowej i  możliwości dezaktywacji w  razie pojawienia się dowolnego zwarcia. Blokada musi mieć też nastawialny czas deblokady, po upływie którego zostanie ona zdjęta niezależnie od panujących warunków.

5. Przykłady blokad kołysaniowych zabezpieczeń impedancyjnych generatora 21e Obecnie praktycznie tylko firma SIEMENS oferuje blokadę kołysaniową (PSB, ang. power swing blocking) zabezpieczeń impedancyjnych generatora (21e). Poniżej przedstawiono pokrótce zasadę działania tej blokady na  przykładzie przekaźnika 7UM62 [8]. Blokadę PSB funkcji 21e przekaźnika 7UM62 tworzy dodatkowa strefa TPOL o  zasięgu większym od  najdalej sięgającej strefy rozruchowej, podlegającej blokowaniu P/SPOL (rys. 7). Blokada może objąć 1, 2 lub obie strefy rozruchowe zabezpieczenia. Nastawiana jest odległość strefy TPOL od  największej strefy P/SPOL oraz minimalna szybkość zmian impedancji (ΔZ/Δt). Od wejścia wektora impedancji do  strefy TPOL obliczana jest szybkość zmian impedancji w  oknie 20 ms [8]. Jeżeli ma miejsce zwarcie, to szybkość zmian impe-

wektor impedancji wejdzie w strefę blokowaną. Aby aktywacja blokady była możliwa, jej warunki muszą być spełnione dla trzech faz [8]. Dezaktywacja blokady kołysaniowej funkcji 21e przekaźnika 7UM62 nastąpi, jeśli upłynie czas deblokady (nastawialny T-ACTION P/S) albo wektor impedancji opuści strefy blokowane lub też zmierzona szybkość zmian impedancji zwiększy się ponad nastawioną wartość albo jeśli w mierzonym przez przekaźnik prądzie pojawi się składowa przeciwna, mogąca świadczyć o powstaniu zwarcia niesymetrycznego [8]. 6. Blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych bloku (21s) W przypadku funkcji zabezpieczenia odległościowego bloku praktycznie wszyscy producenci przekaźników oferują blokady kołysaniowe. Najczęściej stosowanymi rozwiązaniami, podobnie jak w przypadku blokad zabezpieczeń 21e, są te oparte na sprawdzaniu szybkości zmian impedancji lub na sprawdzaniu wielkości jej przyrostów. Poniżej zostaną przedstawione dwa typy blokad oparte na powyższych zasadach. Firma ABB w przekaźniku REL 531 oferuje blokadę kołysaniową PSD (ang. power swing detection). Charakterystyki rozruchowe blokady pokazano na rys. 8a [5].

X [Om]

X r2

Z (t)

X r1

Rr1 Rr2

R [Om]

21.1

|Z r1| = |Rr1| = |X r1| |Z r2| = |Rr2| = |X r2|

Blokadę tworzą dwie dodatkowe prostokątne strefy o  zasięgu większym niż blokowane strefy. W nastawieniach blokady określa się zasięg rezystancyjny i  reaktancyjny strefy wewnętrznej oraz współczynniki KR i KX, określające zasięg strefy zewnętrznej. Od wejścia wektora impedancji do zewnętrznej strefy PSD zliczany jest czas Δt do wejścia w strefę wewnętrzną. Jeżeli zmierzony czas Δt jest krótszy od  nastawionych czasów, blokada uznaje, że ma miejsce zwarcie. Jeśli czas Δt jest większy od nastawionych czasów, blokada jest aktywowana [5]. Blokada PSD przekaźnika REL 531 ma nastawialne dwa czasy Δt: tP1, sprawdzany przy pierwszym przejściu trajektorii impedancji przez strefy PSD, oraz tP2, sprawdzany przy kolejnych przejściach. Blokada traktuje serię pobudzeń stref PSD jako jedno zdarzenie, jeżeli czas przerwy pomiędzy nimi jest krótszy niż czas tH. Jeśli czas przerwy pomiędzy pobudzeniami jest dłuższy od tH, stan blokady jest zerowany

21.2 P/SPOL P/SPOL-TPOL

Rys. 7. Charakterystyka blokady kołysaniowej funkcji 21e przekaźnika 7UM62 firmy SIEMENS

dancji jest duża – większa od nastawionej wartości, a  ponadto pierwsza wartość ΔZ/Δt zostanie obliczona, gdy tylko wektor impedancji znajdować się będzie zarówno w strefie blokady, jak i w strefie blokowanej. W  takiej sytuacji aktywacja blokady nie będzie możliwa do chwili opuszczenia strefy blokowanej  [8]. Jeżeli mają miejsce kołysania mocy, to szybkość zmian impedancji jest znacznie mniejsza niż w  czasie zwarć – wyznaczona wartość ΔZ/Δt powinna być mniejsza niż wartość nastawiona. W takiej sytuacji blokada zostanie aktywowana, kiedy

b)

X [Om]

a)

X [Om] PPOL

KX·X1IN

APOL

X1IN RL

X L2

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L2

R5 = RA RP

R1IN -R1IN -KR·R1IN

Kierunek w tył (w stronę systemu)

KR·R1IN

L

RF5

Kierunek w przód (w stronę bloku)

X L1

X L1

RF4 RF3

RF1

RF2

ϕL R4

R [Om]

X L3

ϕLOAD R1

X L3

R2

RLOAD

R [Om]

RP R5 = RA

X L4

X L4

(1)

R3

(1)

(2)

(2) X L5 -X1IN

-KX·X1IN

Kierunek w tył (w stronę systemu)

X L5

Rys. 8. Charakterystyki rozruchowe blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych bloku (21s): a) REL 531 firmy ABB, b) 7SA522 firmy SIEMENS

39


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

(przy następnym pobudzeniu sprawdzany będzie czas tP1) [5]. Blokada PSD dezaktywowana jest, kiedy upłynie czas deblokady (podstawowy tR2 lub dodatkowy tR1, odliczany zamiast tR2, jeśli w  czasie trwania blokady pojawi się składowa zerowa prądu) lub kiedy wektor impedancji opuści obie strefy blokady. Jeżeli w  prądzie mierzonym przez przekaźnik REL 531 przed pobudzeniem blokady PSD pojawiła się składowa zerowa, blokada nie zostanie aktywowana [5]. Firma SIEMENS w  przekaźniku 7SA522 oferuje blokadę kołysaniową PSD (ang. power swing detection) pracującą z charakterystykami rozruchowymi pokazanymi na rys. 8b [9]. Blokadę tworzy dodatkowa poligonalna strefa PPOL odsunięta od  blokowanej strefy o największym zasięgu APOL. Strefa APOL na  potrzeby blokady traktowana jest jako bezkierunkowa. Odległość strefy PPOL od APOL jest nienastawialna i zależy od nastawienia prądu znamionowego strony wtórnej przekładników prądowych (Zdiff = 1 Ω / 5 Ω). Od wejścia wektora impedancji do strefy PPOL obliczane są przyrosty rezystancji dR i reaktancji dX w oknie 5 ms. Na podstawie wyznaczonych przyrostów sprawdzane są następujące kryteria blokady [9]: 1. Czy impedancje mierzone w trzech fazach są symetryczne (brak składowej zerowej lub przeciwnej impedancji) 2. Czy nie dochodzi do  skokowych zmian impedancji (czy przyrosty nie są zbyt duże) 3. Czy nie zmienia się kierunek ruchu wektora impedancji w osi R (czy ruch jest monotoniczny) 4. Czy trajektoria impedancji lokuje się w obszarze niestabilności lokalnej. Blokada jest aktywowana indywidualnie dla każdej fazy, jeśli spełnione są dla niej wszystkie kryteria [9]. Warunki aktywacji blokady są sprawdzane, dopóki wektor impedancji nie opuści strefy PPOL. Pobudzenie blokady zostanie zresetowane po opuszczeniu strefy PPOL lub kiedy przestanie być spełniane kryterium 1 lub 2. Jeżeli jednak w trakcie trwania blokady kryteria przestaną być spełniane lub wektor impedancji opuści strefę PPOL, blokada pozostanie utrzymywana do  upłynięcia nastawialnego czasu deblokady (68 Trip Delay) [9]. 7. Zagrożenie zbędnym działaniem zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku po długo likwidowanych zwarciach w sieci zewnętrznej Jak napisano wcześniej, w następstwie zwarć w sieci zewnętrznej generator narażony jest na  synchroniczne i  asynchroniczne kołysania jego wirnika względem częstotliwości sieci. To, czy po zwarciu generator utraci synchronizm i będzie kołysał się asynchronicznie względem systemu, zależy od inercji turbozespołu, obciążenia generatora przed zwarciem oraz od lokalizacji, typu i czasu trwania zwarcia [10, 11]. Z przeprowadzonych na potrzeby pracy [13] badań na  modelu sieci KSE oraz z  badań na  modelu dwumaszynowym (rys. 6a), przeprowadzonych na potrzeby pracy [14], wynika, że synchroniczne kołysania wirnika generatora, następujące po szybko zlikwidowanym zwarciu w sieci (zwykle tz < 125 ms), nie zagrażają zbędnym pobudzaniem się i  działaniem zabezpieczenia impedancyjnego generatora (21e) i  odległościowego

40

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

a)

a)

b)

b)

Rys. 11. Kołysania asynchroniczne po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci, widziane przez zabezpieczenia 21e: a) skokowe przejście do strefy 21.2, b) wkroczenie do strefy 21.2 ze strefy 21.1

Rys. 9. Synchroniczne kołysania impedancji powstałe po szybko wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci (tz = 100 ms), widziane przez zabezpieczenia: a) impedancyjne generatora 21e, b) odległościowe bloku 21s

bloku (21s). Powyższą sytuację ilustrują poniższe trajektorie impedancji widziane przez funkcję 21e (rys. 9a) i 21s (rys. 9b). Na rys. 9 wartości chwilowe impedancji zostały określone na podstawie chwilowych wartości skutecznych prądów, napięć oraz chwilowego przesunięcia fazowego między tymi sygnałami. Jeżeli zwarcie w sieci będzie trwało na tyle długo, że  po jego zakończeniu generator utraci synchronizm z siecią i rozpoczną się jego kołysania asynchroniczne, to  pobudzeniu mogą ulec obie strefy zabezpieczenia 21e. Może też dojść do zbędnego zadziałania, w szczególności strefy 21.2 zabezpieczenia 21e działającej bezzwłocznie lub z minimalnym czasem zwłoki. W przypadku zabezpieczenia odległościowego 21s, w  powyższej sytuacji pobudzeniu mogą ulec obie strefy patrzące w  stronę bloku. Może dojść do  zbędnego działania strefy I  działającej bezzwłocznie lub z małym czasem zwłoki, zwłaszcza jeśli a)

moc zwarciowa sieci przed zwarciem była nieduża. Sytuację tę ilustrują poniższe trajektorie impedancji widziane przez funkcję 21e (rys. 10a) i 21s (rys. 10b). Zbędne działanie zabezpieczeń 21e lub 21s w  czasie kołysań asynchronicznych generatora jest niekorzystne dla pracy systemu. W wyniku jego działania blok doprowadzany jest do stanu BLT lub PLK. Wydłuża to czas restartu bloku i stwarza ryzyko powstania blackoutu na  skutek deficytu mocy [10]. W tej sytuacji blok powinien zostać odcięty od  sieci i  doprowadzony do  stanu PPW przez zabezpieczenie od skutków poślizgu biegunów (78). Takie działanie pozwala na szybki restart bloku po utracie synchronizmu. Dodatkowo zabezpieczenie 78 wysyła sygnały sterujące w chwili dogodnej dla wyłącznika [3, 4, 6, 7, 8]. W powyższej sytuacji narażone na zbędne zadziałanie strefy zabezpieczeń 21e (strefa 21.2) i  21s (strefa I) powinny zostać b)

Rys. 10. Asynchroniczne kołysania impedancji powstałe po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci (tz = 300 ms), widziane przez zabezpieczenia: a) impedancyjne generatora 21e, b) odległościowe bloku 21s

zablokowane przez blokady kołysaniowe. Badania symulacyjne [13, 14] wskazują jednak na  to, że  dostępne blokady kołysaniowe opierające się na  sprawdzaniu szybkości zmian impedancji (a w zasadzie na obliczaniu przyrostów rezystancji i reaktancji w określonych oknach czasowych lub sprawdzaniu czasów przejścia wektorów impedancji pomiędzy strefami) mogą nie być w  stanie poprawnie rozpoznać rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora po długotrwałym zwarciu w sieci jako kołysań mocy wymagających zablokowania przekaźnika. Największe ryzyko zbędnego działania wymienionych stref zabezpieczeń 21e i 21s powstaje w  pierwszej chwili po likwidacji zwarcia, kiedy wektor impedancji może skokowo przemieścić w pobliże punktu (0;0) na  płaszczyźnie impedancji, a  następnie rozpocząć kołysania asynchroniczne. W tej sytuacji wektor impedancji może po zwarciu skokowo przemieścić się do wnętrza strefy 21.2 zabezpieczenia 21e lub strefy I zabezpieczenia 21s i  pozostać w  nich na  tyle długo, aby spowodować zbędne działanie tych zabezpieczeń. W  omawianej części koła zataczanego przez wektor Z(t) w czasie kołysań asynchronicznych szybkość zmian impedancji jest najmniejsza w  całym obrocie asynchronicznym (będzie ona tym mniejsza, im mniejsza będzie w zaistniałej sytuacji różnica powierzchni pola przyspieszeń uzyskanego w  czasie zwarcia i  pola hamowań dostępnego w danych warunkach po zwarciu) [14]. W  przypadku dostępnych dla zabezpieczenia 21e blokad PSB należy rozpatrzyć dwa przypadki ich konfiguracji. W  pierwszym blokada obejmuje obie strefy 21e. W razie rozwoju kołysań asynchronicznych po likwidacji zwarcia, które lokowało się w  strefie 21.1, wektor impedancji może po zwarciu nie opuścić strefy 21.1, lecz skokowo przemieścić się do strefy 21.2 (jak na rys. 11a) lub w jej pobliże i wkroczyć do niej w czasie rozwijania się pierwszego obrotu asynchronicznego (jak na  rys. 11b). W  tej sytuacji nawet jeśli kryteria blokady będą spełnione, to  jej aktywacja nie będzie możliwa (po pobudzeniu strefy 21.1 na  skutek zwarcia wektor impedancji nie opuścił jej po zlikwidowaniu zakłócenia – blokada może uznać, że dalej ma miejsce zwarcie w strefie 21.1)

i strefa 21.2 będzie mogła zadziałać zbędnie już po zaniknięciu zwarcia. W  drugiej możliwej konfiguracji blokady PSB zabezpieczenia 21e obejmuje ona tylko bezzwłoczną strefę 21.2. W  takim przypadku istnieje ryzyko, że warunki blokady zostaną spełnione praktycznie po każdym zwarciu trójfazowym w  strefie 21.1, trwającym powyżej 20 ms (czas trwania okna wyznaczania ΔZ/Δt [8]), ponieważ szybkość zmian impedancji w  czasie zwarcia będzie praktycznie zerowa, a wektor impedancji będzie przebywał wewnątrz strefy blokady i  na  zewnątrz strefy blokowanej. W tej sytuacji, jeśli powstanie zwarcie trójfazowe w obrębie obwodów dolnego napięcia bloku, w czasie trwania pobudzenia strefy 21.1, strefa 21.2 zostanie prawdopodobnie zbędnie zablokowana. Taka konfiguracja niesie zatem teoretyczne ryzyko powstania brakującego zadziałania strefy 21.2. W przypadku blokad kołysaniowych zabezpieczeń odległościowych bloku 21s, działających na zasadzie pomiaru czasu przejścia trajektorii impedancji pomiędzy dodatkowymi strefami podimpedancyjnymi (np. w przekaźniku REL 531 firmy ABB), w czasie rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora po zwarciu w sieci (w strefach III, IV lub V zabezpieczenia), wektor impedancji a)

może nie wyjść poza strefy blokady, tylko od razu przemieścić się w pobliże charakterystyk rozruchowych zabezpieczenia (rys. 12a). W tej sytuacji blokada może nie być w  stanie zauważyć kołysań asynchronicznych, następujących po długo likwidowanym zwarciu aż do momentu rozpoczęcia się drugiego obrotu asynchronicznego – szybkodziałająca strefa I  zabezpieczenia 21s może zbędnie zadziałać już po zlikwidowaniu zwarcia w sieci. Ta sytuacja jest tym bardziej prawdopodobna, im mniejsza jest moc zwarciowa w systemie i mniejsza jest mechaniczna stała czasowa turbozespołu. W  przypadku blokad kołysaniowych zabezpieczeń 21s, działających na zasadzie pomiaru przyrostów rezystancji (dR) i reaktancji (dX) w określonym oknie czasowym (np. 5 ms) i sprawdzających na podstawie tych wartości kryteria wyróżniające kołysania mocy (np. w  przekaźniku 7SA522 firmy SIEMENS), w  czasie rozwijania się kołysań asynchronicznych generatora po zwarciu w  sieci (w  strefach III, IV lub V zabezpieczenia), wektor impedancji po wyłączeniu zakłócenia może na tyle szybko (skokowo) przemieścić się do szybkodziałającej strefy I zabezpieczenia, że blokada nie zdąży zaktualizować w tym czasie wartości przyrostów dR i dX (rys. 12b). W tej sytuacji blokada może nie być w stanie zablokować zabezpieczenia 21s, pozwalając na  zbędne zadziałanie strefy I  już po wyłączeniu zwarcia w sieci (w strefach III, IV lub V). Również w  tym przypadku opisywana sytuacja będzie tym bardziej prawdopodobna, im mniejsza będzie moc zwarciowa w systemie i mniejsza będzie mechaniczna stała czasowa turbozespołu. 8. Wpływ algorytmu wyznaczania impedancji na ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń podimpedancyjnych generatora w czasie asynchronicznych kołysań mocy Pokazane powyżej trajektorie impedancji zostały wyznaczone (dla uproszczenia analizy) z chwilowych wartości skutecznych prądów i napięć oraz przy znajomości chwilowego przesunięcia fazowego pomiędzy nimi. Takie podejście pozwala na obserwację trajektorii impedancji widzianych niejako po stronie pierwotnej przekładników, a więc b)

Rys. 12. Zachowanie się blokady kołysaniowej zabezpieczenia 21s w czasie kołysań asynchronicznych po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci: a) blokada wyznaczająca czas przejścia impedancji między dodatkowymi strefami, b) blokada wyznaczająca przyrosty dR i dX

41


M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

a)

b)

Rys. 13. Trajektorie impedancji widziane przez zabezpieczenia 21s w czasie kołysań asynchronicznych po powolnie wyłączonym, bliskim, trójfazowym zwarciu w sieci, przy zastosowaniu algorytmu wyznaczania impedancji: a) A3 Łobosa, b) Phadke/Ibrahima

również przed filtracją w układach wejściowych przekaźnika i  bez uwzględnienia zastosowanego algorytmu wyznaczania impedancji. Aby lepiej zrozumieć, jak trajektorie impedancji „widzi” funkcja podimpedancyjna przekaźnika, należy w  badaniach symulacyjnych odwzorować zastosowany w przekaźniku układ filtrów oraz zaimplementowany algorytm wyznaczania impedancji. Niestety, informacje na  temat zastosowanych w danym przekaźniku układów filtracji (analogowej i cyfrowej) oraz na temat zastosowanego algorytmu wyznaczania impedancji znacząco wykraczają poza wiedzę przekazaną odbiorcy w  dostępnej dokumentacji techniczno-ruchowej zabezpieczenia – informacje te znane są praktycznie tylko konstruktorom urządzenia i stanowią tajemnicę handlową producenta. Wpływ algorytmu wyznaczania impedancji oraz zastosowania filtracji cyfrowej został pokazany na rys. 13. Rys. 13a pokazuje fragment trajektorii impedancji z rys. 12b widzianej przez przekaźnik odległościowy przy zastosowaniu szybkiego algorytmu typu A3 Łobosa [15]. Algorytm ten wyznacza chwilową wartość rezystancji i reaktancji z trzech ostatnich próbek wartości chwilowych prądu i napięcia. Pozwala zatem na szybkie oszacowanie wartości chwilowej impedancji, jednak kosztem mocnego zafałszowania jej trajektorii, wynikającego z obecności składowych harmonicznych i aperiodycznych w przebiegach wejściowych [15]. W  przypadku tego algorytmu przejście z  punktu zwarciowego na  płaszczyźnie impedancji do  punktu rozpoczynającego pierwszy obrót asynchroniczny ma charakter skokowy (praktycznie tak jak ma to miejsce w rzeczywistości). Zastosowanie tego algorytmu może zatem zwiększyć ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń 21e lub 21s w  chwili rozpoczęcia kołysań

42

asynchronicznych po zakończeniu zwarcia w sieci. Rys. 13b pokazuje fragment trajektorii impedancji z  rys. 12b widzianej przez przekaźnik odległościowy przy zastosowaniu dokładnego, lecz wolnego algorytmu Phadke/Ibrahima [15]. Algorytm ten wyznacza chwilową wartość rezystancji i reaktancji na podstawie próbek w liczbie odpowiadającej całemu okresowi podstawowej harmonicznej sygnałów (przy częstotliwości próbkowania równej 1000 Hz algorytm potrzebuje 20 próbek sygnałów prądu i  napięcia). Zatem jest on znacznie wolniejszy w porównaniu z algorytmem A3 Łobosa, ale jednocześnie uzyskane za jego pomocą trajektorie impedancji są gładsze i mniej podatne na zakłócenia od składowych sygnałów o innej częstotliwości. Duża liczba próbek wymagana w algorytmie działa jak filtr dolnoprzepustowy, tłumiący zafałszowania zauważalne w szybkich metodach wyznaczania impedancji i  wprowadzający znaczne obniżenie dynamiki zmian impedancji. W związku z tym przy zastosowaniu tego algorytmu przejście z punktu zwarciowego na płaszczyźnie impedancji do punktu rozpoczynającego pierwszy obrót asynchroniczny ma znacznie wolniejszy charakter w  porównaniu z  metodą A3 Łobosa (jest to zafałszowanie w stosunku do rzeczywistego skokowego przebiegu, wynikające ze sposobu wyznaczania impedancji). Zastosowanie tego algorytmu może zatem obniżyć ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń 21e lub 21s w  chwili rozpoczęcia kołysań asynchronicznych po zakończeniu zwarcia w  sieci. Daje ono bowiem szansę na zadziałanie blokady kołysaniowej, bazującej na  obliczaniu przyrostów rezystancji i  reaktancji (pod warunkiem że  wektor impedancji nie przemieści się po zwarciu bezpośrednio do  zagrożonych stref ). Blokady bazujące na  sprawdzaniu czasu

przejścia pomiędzy dodatkowymi strefami dalej będą narażone na niewykrycie kołysań przy pierwszym obrocie asynchronicznym. Wadą powyższej metody jest wydłużenie czasu własnego przekaźnika. 9. Podsumowanie W skład zabezpieczeń bloków wytwórczych wchodzą zabezpieczenia podimpedancyjne: impedancyjne generatora (21e) i  odległościowe bloku (21s). Są to rezerwowe zabezpieczenia bloku i linii blokowej od skutków zwarć w  obrębie bloku i  linii blokowej. Jednocześnie stanowią one podstawowe zabezpieczenie bloku od  skutków zwarć w  stacji przyelektrownianej i  sieci zewnętrznej. Zabezpieczenia te mogą współpracować z blokadami kołysaniowymi, działającymi np. na  zasadzie określania szybkości zmian impedancji mierzonej przez przekaźnik. Powodem stosowania blokad kołysaniowych zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku jest ryzyko ich zbędnego działania w czasie kołysań mocy występujących w następstwie zwarcia w sieci zewnętrznej. Na podstawie badań symulacyjnych [13, 14] stwierdzono, że  w  czasie synchronicznych kołysań mocy, następujących po szybko wyłączonych zwarciach w  sieci, nie ma zagrożenia zbędnym pobudzeniem się lub zadziałaniem zabezpieczeń 21e lub 21s. Jeżeli zwarcie w  sieci trwa na  tyle długo, że  generator po jego wyłączeniu traci synchronizm, pojawia się zagrożenie zbędnego działania stref zabezpieczeń działających bezzwłocznie lub z minimalnymi zwłokami, na skutek skokowego przemieszczenia się końca wektora impedancji mierzonej przez przekaźnik w pobliże lub do wnętrza tych stref. Zbędne działanie zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku w  czasie kołysań asynchronicznych generatora jest niekorzystne dla pracy systemu. W  wyniku ich zbędnego działania część elektryczna i cieplno-mechaniczna bloku jest całkowicie wyłączana. Wydłuża to  czas restartu i  stwarza ryzyko powstania blackoutu na  skutek deficytu mocy. W tej sytuacji blok powinien zostać odcięty od sieci przez zabezpieczenie od skutków poślizgu biegunów (78). Istnieje obawa, że dostępne obecnie blokady kołysaniowe zabezpieczeń 21e i  21s mogą nie być w  stanie poprawnie rozpoznać rozwijających się asynchronicznych kołysań generatora, następujących po długo likwidowanym zwarciu w sieci. Blokady mogą nie być w  stanie zablokować zabezpieczenia, pozwalając na  jego zbędne zadziałanie, a  w  innych konfiguracjach mogą powodować zbędne blokowanie przekaźnika. Będzie to tym bardziej prawdopodobne, im mniejsza będzie moc zwarciowa w systemie i mechaniczna stała czasowa turbozespołu. Jak pokazują przytoczone wyniki symulacji, duży wpływ na zachowanie się przekaźnika podimpedancyjnego w obliczu opisywanej sytuacji ma zastosowany algorytm wyznaczania impedancji oraz obróbka wstępna sygnałów (filtracja analogowa i  cyfrowa). Algorytmy szybkie pozwalają na osiągnięcie dynamiki zmian impedancji mierzonej przez przekaźnik bliskiej rzeczywistej. Ponoszą one jednak z tego samego powodu ryzyko zbędnego zadziałania szybkich stref zabezpieczeń 21e i  21s w  chwili rozpoczęcia kołysań asynchronicznych, po zbyt

M. Lizer | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 22–33

długiej likwidacji zwarcia w sieci. Algorytmy wolniejsze obniżają dynamikę zmian impedancji widzianej przez przekaźnik, a co za tym idzie, dają szansę na poprawne wykrycie przez niektóre rozwiązania blokad kołysaniowych rozpoczęcia się kołysań asynchronicznych, po zbyt długiej likwidacji zwarcia w  sieci, zmniejszając tym samym ryzyko zbędnego działania zabezpieczeń 21e i 21s. Wadą stosowania wolnych metod jest wydłużenie czasu własnego przekaźnika. Powyższe problemy należy dalej weryfikować za pomocą możliwie dokładnych badań symulacyjnych oraz (w miarę możliwości) za pomocą badań statystycznych. Badania statystyczne pozwoliłyby na zweryfikowanie wyników badań symulacyjnych i określenie, czy opisywane problemy występują tylko teoretycznie, czy również w  rzeczywistości. Bardzo wartościowe byłoby sprawdzenie dostępnych zabezpieczeń 21e i 21s za pomocą cyfrowych testerów, poprzez wymuszenie przebiegów prądów i  napięć wygenerowanych w  programach symulacyjnych (np. w formacie Comtrade). Pozwoliłoby to na uwzględnienie sposobu obróbki wstępnej sygnałów wejściowych oraz algorytmu wyznaczania impedancji zastosowanych w badanym przekaźniku. Jeżeli wyniki powyżej zaproponowanych badań będą negatywne lub nie w pełni satysfakcjonujące, należy podjąć próbę opracowania nowej logiki działania zabezpieczeń 21e i 21s oraz nowego algorytmu działania blokad kołysaniowych, pozwalających

na  poprawną pracę zabezpieczeń podimpedancyjnych bloku w  sytuacji rozwijania się asynchronicznych kołysań generatora w  następstwie powolnie likwidowanych zwarć w sieci zewnętrznej. Bibliografia 1. Żydanowicz J., Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, Warszawa, WNT 1966. 2. Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w  systemach elektroenergetycznych, Warszawa, WNT 1999. 3. Kopex Electric Systems SA, Biblioteka funkcji przekaźników, logiki, pomiarów, Tychy 2006. 4. Kopex Electric Systems SA, CZAZ-GT: opis zabezpieczeń, Tychy 2006. 5. ABB, Application manual REL 531 – High speed line distance protection terminal, 2003. 6. ABB, Generator protection IED REG 670 – Technical reference manual, wersja 1.1, Szwecja. 7. ABB, Mikroprocesorowe zabezpieczenie generatora REG 316*4, Warszawa, 1997. 8. Siemens, SIPROTEC 7UM62 V.4.1 Multifunctional Generator, Motor and Transformer Protection relay, 2002. 9. Siemens, SIPROTEC Distance protection 7SA522 V4.65 and higher – Manual, 2009. 10. Machowski J., Regulacja i  stabilność systemu elektroenergetycznego; Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007.

11. Bernas S., Systemy elektroenergetyczne, Warszawa, WNT 1982. 12. PSE Operator SA, Standardowe specyfikacje techniczne: Zabezpieczenie odległościowe linii blokowej 400 kV, 220 kV, 110 kV, Warszawa, marzec 2008. 13. Dobrzyński K. i in., Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w  zakresie stosowanych funkcji i  koordynacji ich nastaw z  EAZ w  sieci przesyłowe – Etap I  i  II, praca wykonana przez Instytut Energetyki i Politechnikę Gdańską dla PSE Operator SA, Warszawa, 2010 (Etap I) i 2011 (Etap II). 14. Dytry H. i  in., Koordynacja zabezpieczeń elektroenergetycznych od zakłóceń zewnętrznych generatorów przyłączonych do  szyn rozdzielni bezpośrednio oraz przez transformator blokowy z zabezpieczeniami sieci, Instytut Energetyki, praca statutowa, Warszawa 2011. 15. Nelles D., Opperskalski H., Digitaler Distanzschutz – Verhalten der Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen, DUV, Wiesbaden 1991. W  referacie wykorzystano informacje zawarte w  danych katalogowych przekaźników.

Marcin Lizer mgr inż. Instytut Energetyki w Warszawie 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 kwestie związane ze stabilnością pracy jednostek wytwórczych w czasie zakłóceń.

43


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

A Paradigm for HV, MV, LV Distribution Grid Development Planning

Authors Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik

Keywords development problems, distribution grid, energy security

Abstract In the literature, including that relating to businesses in the energy (and power) sector, the concept of these organizations’ operating paradigm may be found. The paper discusses the concept of the paradigm, with a  focus on the power grid development planning paradigm. Against this background, issues related to energy security and power systems development trends and problems are presented. A new paradigm is proposed for distribution grid development planning. This paradigm is an original proposal of the authors.

1. Paradigm 1.1. Definition1 The word ”paradigm” is used in science to  describe different notions. It comes from the Greek words: παράδειγμα [Gr. paradeigma] – a  pattern, model; παραδείκνυμι [gr. paradeiknumi] – to demonstrate, represent, expose; παρά [gr. para] – alongside, beside + δείκνυμι [gr. deiknumi] – to show, indicate. The word παράδειγμα (paradeigma) was first used in a Greek text, the Dialogues of Plato, (Timaios [ 28A ]), as a model or pattern that Demiurge (god) had used to create the universe. In the Merriam-Webster dictionary of 1900 this term referred only to grammar and rhetoric. Currently, this dictionary defines paradigm as ”a  philosophical and theoretical framework of a scientific school or discipline within which theories, laws, and generalizations and the experiments performed in support of them are formulated”. The concept of ”paradigm” was somehow modified as well as refreshed by the philosopher, Thomas Kuhn, in his book ”The Structure of Scientific Revolutions” published in 1962. According to  Kuhn, a  paradigm is a  set of concepts and theories forming the basis of a science or otherwise – it is a set of views shared by scientists, a set of covenants on understanding issues. In the philosophical theory of cognition and methodology paradigm is defined as a generally recognized scientific achievement that provides model solutions in the field of science, which may also induce model solutions in related fields and become an important component of a world view. According to  ”Encyklopedia PWN” paradigm is a  generally

1

recognized scientific achievement (scientific theory), which at one time provides model solutions in the field of science. Examples of paradigms are: the Copernican system, i.e. the heliocentric theory, Newton’s mechanics and Einstein’s relativity theory. No theories and concepts that make up a  paradigm are likely to  be questioned, at least as long as the paradigm is cognitively creative, i.e. can be used to create detailed theories consistent with experimental data (or, possibly, historical data) which science deals with. A paradigm is characterized by the following features (differentiating paradigm from dogma): • It is not given once and for all, but is accepted on the basis of consensus by most researchers. For researchers, the paradigm’s compliance is important here with the existing knowledge, including its meeting of many conditions, such as the existing scientific experimental evidence. • It may periodically be subject to  essential changes leading to profound changes in science. Then we deal with so-called scientific revolution. • It undermines the sense of absolute rightness. The concept of ”absolute rightness” has no scientific relevance. A good paradigm should: • be logically and conceptually consistent • be as simple as possible and include only the concepts and theories that are actually necessary for science • provide the ability to create a detailed theory consistent with the known facts.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

1.2. Paradigm in science As is clear from the above definitions, the concept of a paradigm is quite general. A  paradigm in science in general is a  ”formal creation”, which can and should be treated essentially as positive, because it allows one to focus energy and means (resources) on its central idea. This in turn potentially allows accelerating the development of science in its scope, i.e. in the scope that is central to the paradigm. But besides beneficial aspects associated with the existence of a  paradigm, attention is drawn to  some of its features, which may lead to a reduction, or possibly a slow down, in the development of the science which the paradigm covers. A paradigm once created and adopted can be, and usually is, authenticated by a co-operation of its own kind and co-existence of the following factors: people, organizations and institutions, not necessarily substantively related to science and technology. They may include: • professional social and vocational organizations that legitimate the paradigm • charismatic leaders, who introduce the paradigm, and above all justify its relevance • magazines that endorse the paradigm’s relevance in their publications • exacerbating of government agencies that lend credence to the paradigm through its activities • educators, who promote the paradigm ideas through the learning system in which, for example, schools operate • scientific conferences that focus on issues central to  the paradigm • electronic media that showcase the benefits of taking actions in accordance with the paradigm, and at the same time (or possibly) scare with negative consequences of not taking such actions for different spheres of human activity, e.g. recently for the environment • funds that support development of the areas related to  the paradigm, including those dealing with funding the research related to the paradigm idea • laymen in the field of science or technology, and people grouping around laymen in that field, who are public figures with social recognition, who uncritically accept the paradigm ideas (believe in the paradigm ideas). An example of the above points can be the so called global warming problem and the need to  implement measures to reduce or eliminate this effect (if indeed it occurs), including the reduction of CO2 emission, CO2 capture and storage (CCS) etc. The impact of these factors has led to a mental state of society in which any claim against the binding theory of global warming is being pushed to the margins of substantive dispute. In practice, any such claim is eliminated or blocked. The effects of the foregoing factors stimulate efforts within the paradigm (in the financial, organizational, legal and scientific

sense), while reducing and possibly suppressing any activity characterized by a  different perspective on the problem. This condition is called paradigm paralysis and it means a  practical impossibility (or, possibly, limited chance) to  look beyond the existing way of thinking and perceiving of phenomena. Paradigm paralysis follows from the theorem (Kuhn et al.): ”that typical scientists are not objective and independent thinkers, but they are conservatives, who agree with what they have been taught and apply this learning (knowledge) to solve problems in accordance with the dictate of the theory they have mastered. Most of the scientists in fact only set puzzles, aiming at the discovery of what is already known to them anyway. It is argued here that scientists tend to  ignore research findings that may threaten the existing paradigm and lead to  the development of a new competitive paradigm. Thus, it is concluded that in the course of science development innovations are introduced with difficulty, and with accompanying overt resistance in line with expectations”. At the same time, however, it is stated that ”only young scientists, not so deeply indoctrinated by established theories, can reject the old paradigm”. As examples of scientists, who have clearly and radically changed our perception of the world, Newton, Lavoisier and Einstein are listed. Thus, despite the kind of paradigm conservatism, the development of science by overcoming its limits is possible and is taking place. Therefore, somewhat contrary to the earlier claims, it can be said that this is the normal way of development of a mature science. It consists in subsequent passages in the ”revolution” process from one paradigm to  another. Where there is a  paradigm shift, ”the scientific world changes qualitatively, and is qualitatively enriched by fundamentally new facts and theories alike”. This observation Kuhn formulated as follows: ”Science is not a steady, cumulative acquisition of knowledge. Instead, science is a  series of quiet periods interrupted by violent intellectual revolutions, after which one conceptual outlook is replaced with another. No natural science can be explained without the use of intertwined theoretical and methodological views allowing for selection, evaluation, and criticism”. Scientific revolutions in fact associated with paradigm shifts ”follow long periods of operation of institutional science, traditionally restricted with a framework, within which it (science) had to be contained and engage in research, before it could destroy this framework”. It is also claimed that a crisis of the institutional science, and thus a crisis of the current paradigm ”always implicitly hides in research, because every problem that the institutional science sees as a puzzle, can be seen from a different perspective as a contradiction (breach)” and thus as a source of crisis. A source of the crisis, but at the same time as part of the progress and development of science.

The contents of this section are from “Encyclopedia PWN” and Wikipedia.

44

45


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

1.3. Paradigm in economics In today’s economy two paradigms that have grown out of classical economics are especially popular (fig. 1): • Keynes – ”emphasizing the cyclical volatility of economy left to  the market mechanism and the incremental trend of inflation and unemployment. This becomes the basis for the formulation of a  state’s active economic policy that would seek to prevent or mitigate the effects of adverse economic developments. A key role in stabilizing the economy is attributed to global demand, which determines the level of supply of products, and hence of employment. Under this paradigm many macroeconomic schools have developed, such as Keynesianism, post-Keynesianism and neo-Keynesianism” • neoclassical – referring to the classical economics. ”As its main thesis it takes the view that the market mechanism leads to the optimal allocation of resources, including full employment. The role of economic processes regulator is left to the market, thereby rejecting the need for a  deep state intervention in the economy. Leading schools developing in the neoclassical paradigm include monetarism and neoclassical economics. They try to build macro-economic concepts based on the classic microeconomic analysis”. Other paradigms of contemporary economics include: structuralist, modernising, dependency, and economic policy in developing countries.

Neoinstitutional state

Neoliberal state concepts

Contemporary economics

Neo-mercantile economic trend

National and historical school

Traditional economics

Conventional neoclassical economics

Mercantilism

Alternative visions of state

Catholic concept of state

State and development and dependence

State and regulation

New welfare economics

Analysis of the EU policy (but also those of the other countries of the world), including those formulated by legislation (presented for the power sector in Chapter 2), leads to the conclusion that the ecological economics, and hence the ecological paradigm, are binding in the European Union and thus in Poland.

Keynesian state paradigm

State concepts Neo-mercantile state concept

A relatively new trend in the economy is ecological economics, which has grown on the basis of criticism of neoclassical economics. Ecological economics analyses and describes the economic, social and environmental processes, which are the basis for the implementation of sustainable development. Ecological economics refers to the ecological economic paradigm, and stands in opposition to  the economics of the environment and natural resources based on the environment economization paradigm. Ecological economics as a multidisciplinary field of science draws from such areas as: economics, ecology, urban planning, demography, spatial planning. The main categories of ecological economics include: • natural capital (the natural environment) • equity intragenerational, intergenerational and interspecies • durability (sustainability) • externalities.

NeoKeynesianism

Neoinstitutionalism

Keynesianism

Orthodox development theory

Marxism Leninism state concept

Dependence school

Conventional institutionalism

Contemporary social solidarism

Traditional social solidarism concepts

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

1.4. Paradigm in technology As is known, technology development cannot be reflected on without correlation with the economy, because new technical solutions that do not meet the requirements of economy are not (have not become) utilitarian2. Historians of science, however, split the development of technology and economy. They claim that paradigm shifts in engineering, technology and economics have occurred and still occur faster than in social sciences. Paradigms are often associated here with the development of engineering and technology. An example may be the classification of paradigms set in historical terms, and proposed by R. Edward Freeman. Freeman defines the following paradigms in technology and economics: 1. paradigm of natural forces (particularly human and animal muscles, and then wind and water) 2. paradigm of steam power (from the seventeenth century) 3. paradigm of electric power (from the nineteenth century) 4. paradigm of mass production 5. paradigm of information technology 6. paradigm of environmentally friendly development. Freeman points out at the same time to a sixth, future-oriented, paradigm. In a sense this paradigm can be found as already functioning (binding). On the one hand, the above classification is one of those more general and thus it appears that it is remote from the power or energy sector. Well, yes and no, one might say. This means that, for example, the paradigm according to which the power sector operates, is in fact the ”electric power” paradigm, but at the same time it the ”information technology” paradigm, and – in the last years – it is the paradigm of ”environment friendly development.” On the other hand, a paradigm (or paradigms) is (or are) created, at least in the verbal world, though sometimes (or even often)

System fuel

Neo-Marxism

Classical economics

nuclear fuels Hydro system power

Classical Marxism

Direct, strong relationships and affinities Intermediate, weaker relationships and affinities

Fig. 1. Main directions of modern economics

The energy system is an object consisting of a power system and a  fuel system (fig. 2). In modern energy systems, the core fuel system consists of fossil fuels, such as: coal, natural gas and crude oil, and water (water system), as well as nuclear fuels. Relatively new fuel system components are – not shown in the figure – the sun and wind, and, to a lesser extent now, the earth’s heat (geothermal resources) and biofuels (biogas and biomass). In a  power system, in technical terms, the following basic elements can be distinguished: energy sources (power plants), power grids, and consumers.

Grids Power grids:

nuclear hydro

Consumers

of electricity -transmission -distribution

Heat grids

of heat

Heat system Fig. 2. Power system structure

2

46

Power plants

cogeneration plants

Symbols:

1.5. Paradigm of OSD ENERGA grid development

Power system

steam

Conventional Marx. - Lenin. economics

in the real one as well, closely related to the area of operation of a given entity, or a given discipline of engineering. An example in the energy sector may be the so called paradigm of energy security. This paradigm can be understood as an entity’s operating mode aiming to  ensure, maintain, gain or possibly accomplish the condition known as the state of energy security. Can a task so defined and implemented by a given entity, or its mode of operation, be identified as a paradigm? Literally treating the definitions given in section 1.1., relating to, for example, a ”set of concepts and theories forming the basis of a science”, rather not. On the other hand, the notion of paradigm has been rooted in the technical literature (and not only there), and in the awareness of businesses, changing, expanding, and de facto devaluing its original meaning. In a  sense, it has become an element of promotion of certain activities of these entities. The key password (but is it a paradigm?) is ecology (environmental protection). It can be concluded that the number of so-called paradigms articulated by various entities operating in various branches of engineering, technology, and economy is now abundant.

Now this statement may seem controversial.

47


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

From the ownership point of view, the following can be distinguished here: consumers, power plants, distribution companies, and transmission (TGO) and distribution (DGO) grid operators. A  distribution or transmission grid operator may also be the owner of the grid operated (managed). Also, an energy source and a power grid may be owned by the same entity. The requirements and responsibilities of the above mentioned groups of entities can be defined as follows: 1. Consumers Requirements • Consumers require uninterrupted supply of electricity at preset quality parameters, such as voltage, frequency and sufficiently low voltage harmonic content. • Consumers also require energy prices fixed over suitably long periods of time or, possibly, small and tolerable increases. Responsibility The stakeholders in this group practically are not responsible for the power system’s development and security. 2. Energy sources (power plants) Requirements • Power plants, in their capacity as owners, are interested in uninterruptible access to the grid. • Power plants are interested in a lack of restrictions on power they can output to the grid over time. These requirements result from the energy sources’ objective, which can be defined as the maximum financial effect of their business. Responsibility Formally, except for awareness of the necessary coexistence (more frequent in the case of system sources than small, distributed energy sources), there is no responsibility for the power system’s development and security. 3. Transmission system operator Responsibility Transmission system operators (one operator in the NPS) are practically the only ones who are formally responsible for the proper, i.e. safe and secure, operation of the power systems. This responsibility arises directly from the Energy Law Article 9c, Sect. 2 (The Energy Law, 11 August 2011): “The operator of a  transmission power system, or a  combined power system to  the extent of the transmission system, using objective and transparent rules that ensure equal treatment of these systems’ users, and taking into account environmental protection requirements, shall be responsible for: • security and safety of electricity supply by ensuring safe and secure operation of the power system and sufficient transmission capacity in the power transmission grid (1); • assurance of the power system’s long-term ability to  meet reasonable needs of electricity transmission in domestic and cross-border trading, including the transmission grid’s expansion, and, where appropriate, extension of interconnections with other power systems (4); • demand forecasts for electricity and power in the power system (16); 48

• determination of the transmission grid and interconnection development needs, as well as regards construction of new generation sources (17); • maintenance of an adequate level of the power transmission grid’s safety and security (18)”. 4. Distribution system operator Responsibility Similar to  the responsibility of a  transmission system operator. This responsibility arises directly from the Energy Law Article 9c, Sect. 3: “The operator of a  distribution power system, or a  combined power system to  the extent of the distribution systems, using objective and transparent rules that ensure equal treatment of these systems’ users, and taking into account environmental protection requirements, shall be responsible for: • efficient grid operation management in the distribution grid, subject to  maintaining a  required reliability and quality of electricity supply, and in cooperation with the power transmission system operator, in the area of the coordinated 110 kV grid (1); • operation, maintenance and repair of the distribution grid in a way that ensures the distribution system operation’s reliability (2); • assurance of the distribution grid’s expansion and, where applicable, the expansion of intersystem connectivity in the area of its operation (3); • cooperation with other power systems operators or energy companies to  ensure consistency of the power systems’ operation, and coordination of their development, as well as their reliable and efficient operation (4); • maintenance of an adequate level of the power distribution grid operation’s safety and security, and cooperation with the operator of the power transmission system or the combined power system to  maintain an adequate level of the coordinated 110 kV grid’s safety and security (14)”. As well as from Art. 9c, Sect. 6: ”A power system operator, in the area of its operations, shall be required to ensure all entities priority in the transmission services provision for electricity produced from renewable energy sources and co-generation with heat, while maintaining the national power system’s reliability and safety/security”. As seen above, the power system operation is related to  the assurance energy (power) security. These legal provisions have not been significantly amended since their drafting, i.e. after the political breakthrough in Poland. Only some accents on environmental issues have been added. It can, therefore, be concluded that in the past the power systems operated (and some still operate) based on the paradigm of energy (power supply) security. Although the requirement to ensure energy security was not always called a paradigm. The paradigm currently binding in distribution grid development planning, which is also confirmed by information acquired from the OSD Energa, is energy security of the entities connected or planned for connection to the power grid.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

2. Energy security The basis for the energy sector is the Energy Law. The Act sets development rules for the state’s energy policy, terms and conditions for the supply and use of fuel and energy, including heat, and for energy companies’ operations, and it identifies the authorities responsible for fuel and energy management. The purpose of the Act is to provide conditions for sustainable development of the country, for ensuring energy security, economical and rational use of fuels and energy, development of competition, counteracting negative effects of natural monopolies, integrating environmental protection requirements and obligations under international agreements, and balancing interests of energy companies and fuel and energy consumers. According to  the definition in [3], energy security covers the sphere of rationalization of acquisition and use of energy, and of its delivery to  all three final markets: the electricity market, the heat market, and the liquid fuels market. This definition is consistent with that given in [2], which defines energy security as a condition of the economy that allows covering the current and prospective consumer demand for fuel and energy in a technically and economically justified manner, subject to compliance with environmental protection requirements. Electricity supply security [2] is defined as the power system’s ability to ensure the power grid’s secure operation and electricity supply balanced with demand for this energy. Therefore, the security of electricity supply [3] to end consumers is security (supply reliability, electricity quality) considered in the perspective of an individual customer (in the context of individual consumer’s rights and obligations and possibilities to  influence the security, as well as time preferences with regard to  the consumer’s own security loss risk). Study [3] defines also the market security of electricity supply to end-consumers, and identifies security management mechanisms and tools. The market security of electricity supply to  end consumers is managed through market mechanisms (liquid markets: ancillary services, electricity, and investment in the distributed generation segment), with the use of resources of the universalizing distributed generation segment. Moreover, this security is managed with the use of the insurance market’s products. The following power security management market mechanisms and tools are identified here: • technology’s ability to respond to market signals • reference costs • multi-commodity mechanisms in the electricity market • market liquidity levels • the regulatory/legal (including tax) system’s ability to respond to market signals • municipalities’ ability to respond to electricity supply crises • consumers’ ability to respond to market signals, including loss of energy security • independent investors’ willingness to  invest in the power sector.

At the same time, in addition to electricity supply security, the legislator defines power grid operation security as continuous power grid operation, as well as compliance with electricity quality requirements and customer service quality standards, including acceptable breaks in electricity supply to end consumers, in predictable grid operating conditions. Having regard to  the environmental aspect contained in the energy security definition [2], electricity supply security can also be determined [3] as the availability of energy at all times, in various forms, in sufficient quantities, and at the lowest possible (optimal) price, while maintaining environmental conditions. Thus, the notion has been established of energy and environmental security, defined as energy security, the cost of which includes compliance with regulatory environmental requirements [3]. In the relevant literature there is also the concept of power security. Power security [3] includes electricity supply and the sphere of rationalisation its use, taking into account the cost of meeting regulatory requirements of environmental protection (in the generation and grid areas), including regulatory requirements for safety of people and critical infrastructure (including the energy and fuel supply system) operation. In reflecting upon energy security, the following aspects are differentiated in addition to its technical aspect: • Economic aspect of security – which boils down primarily to the assurance of a price of the usable energy types specified in civil-law contracts or tariffs that is acceptable by endconsumers. Currently, this price also includes the cost of energy supply security. • Ecological aspect of security – that refers to  the concern to  preserve the environment in a  good condition for future generations, and demands compliance with relevant environmental standards and obligations. Also security risks are pointed out [12], broken down by direct and indirect risks. Direct threats include: • Power demand volatility: – predictable variation, depending on the economic development and consumption levels, realized over longer periods of time – random variation, depending on the weather or unexpected events of a different nature, such as failure, realized in short periods of time. • External natural events, of a random nature, such as lightning, storms, floods, drought or frost, which affect the operation of sources and grids. • Various external aggressions: sabotage, terrorism, etc. • Human errors committed at all levels and all types of activities relating to the power system, from planning to operation. Indirect threats can occur in three areas: politics and economics, engineering/technology (system structure and parameters), and operation and management. 49


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

The following threats to  energy security are identified in the realm of politics and economics3: • The state’s energy policy fails to sufficiently consider various needs, demands, and threats. • The state’s policy leads to the maintenance of a broad state ownership and centralized management in the sector. • Power companies do not earn enough to cover all their reasonable costs, and are forced to carry out social functions. • Personnel policy in the boards of state-owned enterprises is subject to political nomenclature. • Training of personnel in the education system does not match the current and future needs of the power industry. • The state assumes requirements and obligations relating to the power sector without creating the appropriate conditions for their implementation. • Politicians and the state administration are lacking interest in the power sector’s current problems and future prospects. The following threats to energy security are identified in the area of power system structure and parameters: • Missed forecasts of demand for electricity • Diagnosis and recovery processes do not meet the needs, no comprehensive assessment of the degree of wear and tear of the power system. • Investments in energy sources and grids do  not cover the needs arising from the technical and moral wear of some sources, and changes in the load distribution. • Data collection, transmission and processing systems and security systems are outdated. Wide computerization of the power system is needed that enables identification of each MV grid node’s operating state, as well as the technical and economic interconnection conditions. Occurrences of these direct and indirect threats can lead to: • breach of the power system’s sufficiency and stability • high energy costs and loss of competitiveness of energy companies • deterioration of energy quality due to increased disturbance rate and extent.

3. Directions of power systems development Power systems are currently undergoing transformations. They result from the development of electricity sources, spreading use of power electronics (impact on electricity receivers, transmission systems, and energy sources) and the potential development of energy storage. It should be assumed that the changes will increase in subsequent years. Issues, or more appropriately tasks, that modern power systems, or more accurately stakeholders in the power sector (including distribution companies and transmission and distribution system operators) will be (are) facing, include: 1. Control of the power subsystem highly saturated with distributed sources, the so-called Smart Grid, including in particular: 3

Selected items are quoted from [12]. Some of the statements are debatable.

• development of the computer grid at the distribution system operator level for the control of distributed sources, distribution grid, and receivers (electricity consumption control service) • development of distributed source control algorithms • development of distribution grid control algorithms, in order to eliminate grid components’ dynamic overloads • development of systems of technical implementation of the electricity demand control service, including electricity meters with two-way communication • development of power engineering specific automatic protections in grids of this type • development of new grid systems • development of WAMS systems for synchronous monitoring of large areas. 2. Storage technologies and applications of energy storage in power systems. 3. Electric cars, including: • development of energy sources for electric vehicles, such as batteries and supercapacitors • the use of electric vehicles as distributed energy storage in the power system • development of the grid of electric vehicle charging stations, and their control algorithms, including the use of electric vehicles as distributed energy storage. 4. Fuel cells, including: • development of fuel cell technologies and their use in the power system • use of fuel cells as an energy storage element • development of ”cogeneration” storage systems: fuel cell + wind turbine, fuel cell + photovoltaic source, and other, e.g. applications in communications • development of control algorithms for fuel cells in various operating configurations for the power system. 5. Protection and restoration of power systems, including: • development of automatic load shedding (ALS) systems • development of automatic undervoltage load shedding (UVLS) systems • development of autonomous distributed power system defence systems at the level of individual customers, which are equivalent to UFLS and UVLS system automatic controls • development of control algorithms for energy sources, including distributed sources, in the processes of power system defence and restoration • development of systems for separation, retention and resynchronisation of islands in distribution grids. 6. Ancillary services at the distribution system level, including: • distribution system operator as the entity that contracts and concentrates ancillary services on the local market (in the local subsystem) • distribution system operator as an ancillary service provider to the transmission system operator.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

7. Integration of power and gas grids as part of the energy security segment, including: • development of gas and biogas sources technology • development of interoperability of power and gas grids in covering demand variations (periodic shortages) • development of algorithms for integrated control of gas and power grids. 8. Monitoring and management of power lines’ load carrying capacity, including: • development of new technologies and methods to increase power line capacity • development of systems and equipment to  monitor power lines’ dynamic load capacity • development of systems for communications of the management centre with measuring systems in power lines • development of algorithms for power line load management. 9. Increased concentration of power demand in small areas due to: • installation of electric car charging stations • construction of high-speed railways, which can be supplied from HV distribution grids • construction of large-area retail and entertainment facilities (supermarkets, shopping malls, sports halls and stadiums) • construction of high-rise residential and office buildings. 10.Development of HVDC grids, even if deployed mainly in the transmission system, but (by their ability to  control power flows) altering the HV distribution grid operating regimes4. Possible paths of the HVDC technology development include: • DC links to high power onshore and offshore wind farms • cross-border DC links, the energy sector’s cooperation with the Baltic countries, but also with Russia, Belarus and Ukraine • construction of multi-node DS grids, so-called Multi Terminal HVDC • significant increase in the share of transistor inverters compared to the current predominance of thyristor systems • use of DC systems for power supply of big cities. The predicted development of the power system, viewed as a  whole, must be followed by power grid development. The above-mentioned likely trends of changes in the power system will force changes in the design, control and operation of HV, MV and LV distribution grids. Depending on the time horizon of their introduction, the expected changes can be divided into short-term, covering a  period of 3-5 years, and long-term, the introduction of which can be expected in 2025 or later. The authors believe, as well as other studies in the field of grid development forecasting [1, 4, 5, 6, 7], that in the near future – in the short-term horizon – neither sudden changes nor revolution should be expected in grid construction and operation. It should be assumed that it will be rather a slow evolution, and operating principles of HV, MV, and LV grids will be similar to the current ones. Such slow changes will be forced mainly by distribution

4 5

50

companies’ financial conditions, and expected small increases in the power and electricity intake by consumers. The most important forecast grid development trends are presented below. HV grids • The vast majority of HV distribution grids will be built as overhead lines with non-insulated conductors. Most of the lines will be converted to  operating temperature 80oC, and only a small part of the line will remain unconverted, adjusted, as at present, to operating temperature 40oC. Line temperature monitoring and systems for determining currently allowable line loads will be deployed at selected line sections. • Only in big cities, in the absence of other options, 110 kV cable lines will be used, or cable inserts in overhead lines. • The typical line pole design will be retained – a truss structure – made of steel, for single and double circuit lines. In newly -built lines spun concrete pole designs will appear. These lines may be built as multi-circuit and multi-voltage. • Automatic line protection will be based on admittance protections, often even without communication link, and on differential protections for short lines. These will be supplemented with zero-current ground fault protections. Switches will be used that allow only 3-phase automatic reclosing. • The currently operated H-type HV/MV substation will remain as predominant. MV grids • MV distribution grids will be 15 kV rated voltage grids5. • Medium-voltage grid will be operated in open systems, with excluded parallel operation of supply substation transformers as to limit fault currents. The level of 12.5 kA is reasonable as the actual standard for MV grid fault current. • In urban and suburban areas cable grid will be typical, and in rural areas – overhead grid with minor share of cables. • The basic system of line sequences in an MV overhead grid will be the current bus/branch configuration with substations in individual branches. A double-sided supply option is recommended for bus lines. • The basic system of line sequences in an MV cable grid will be the current bus configuration. The buses will be capable of double-sided supply. • MV/LV substations should be deployed as close as possible to the load centre, and in such a way as to enable the largest number of outgoing LV lines. • Grids will operate with the neutral point earthed through a resistor, or as compensated grids with a limited earth fault current. • MV switching substations’ automatic protection will be based on analogue and digital protection relays and switches in outgoing bays. As it is now, the outgoing bay protection will consist of: non-directional overcurrent phase-to-phase fault protections and ground fault protections (zero-current,

No HVDC grid construction is currently expected in Poland, but it is listed here as a grid development trend, since it is widely discussed in global publications. This has been adopted by Energa SA as the target voltage level. Other distribution companies may chose other voltage levels, e.g. 20 kV.

51


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

zero-current directional admittance, etc.). The vast majority of MV/LV transformers will be protected by fuses. In selected overhead grid locations radio-controlled switches will be used. In cable grids disconnector switches should be used in every MV/LV substation, remotely controlled if possible. • The vast majority of the overhead lines will be procured as non-insulated (with bare wires), and as insulated or with incomplete insulation [9]. • The grid will be increasingly saturated with distributed generation sources (wind turbines, biogas plants, etc.). LV grids • Most typical for low voltage grids will be open systems, or, in exceptional cases, so-called simplified closed grids6, that improve voltage conditions in the existing grid. • LV overhead grids – regardless of the line conductor used: bare or insulated – the bus/branch configuration will be used with one-sided supplied bus. Incoming and outgoing branches will be connected directly to the line without switches. • For rural areas the basic solution will be a grid with insulated wires, suspended on poles. This solution will be increasingly displacing the existing grids with bare overhead wires. In cities, depending on the development density, will be used: cables laid in the ground or mixed structures, such as cables plus overhead lines with insulated wires. • The grids will be protected with fuses and circuit breakers with electromagnetic and thermo-bimetal triggers. The development of HV, MV and LV grids in the long-term perspective beyond 2025 is undetermined. Despite of the authors’ best efforts and willingness, the following vision of grid development should be regarded as a probable, but not certain, scenario. At the core of this scenario are the system development premises presented at the beginning of this chapter. They indicate the possibility that distribution grids may carry much larger loads than today, mainly due to  the conversion of transport systems supply from the liquid fuel distribution system to  the power sector. This presents difficult challenges for distribution companies, but also great opportunities. As it’s easy to calculate – at the average car mileage 15,000 km per year, fuel consumption 8 litres per 100 km, and current fuel prices – the cost of fuel for a  car is about 500 PLN (125 EUR) per month. The use of electricity to power vehicles will redirect a similar amount from each electric car owner to a distribution company. This may mean a severalfold increase in the volume of electricity sold now. Distribution companies can really benefit, provided that they prepare well in advance their grid infrastructures to enable the delivery of sufficient power and energy. A grid development expected in the long term may be as follows:

6

7

HV grids • HV distribution grids in cities and in areas with high demand for power will be procured as cable lines. This will improve their reliability, and increase resistance to  weather conditions. At the same time reduced will be: electric and magnetic field around lines, and architectural and landscape assets will remain undisturbed. Corridors designed to accommodate the lines will be narrow, which is extremely important in areas of high-density development. • In sparsely developed, rural, and forest areas overhead lines will be built with high-temperature conductors, equipped with systems for determining the actual allowable load. Often, the lines will be procured as multi-circuit and multi-voltage, so more power could be transmitted within their corridors. • The line automatic protection will be based on unit protections using measurements from two ends of the protected line (differential, phase comparison protections). For overhead line circuit breakers will be used that enable single-phase automatic reclosing. • The HV/MV substations currently operated in sparsely populated areas will remain as overhead, while in urban areas the rule will be to procure indoor substations with gas-insulated switchgear, often built underground. • HV grids in very large urban agglomerations may be powered from DC transmission lines through inverter stations7. • HV/MV transformers will be equipped with power-electronic tap changers to enable very fast and in terms of the number of switches unlimited changes of their rations, thus ensuring proper voltage levels in the MV grids. MV grids • MV distribution grids will continue operating at rated voltage of 15 kV, but their saturation in the area will increase. • Some grids in areas with high power consumption density can operate as permanently closed or changing their topologies automatically depending on the actual conditions. Development of monitoring and real-time grid control systems will eliminate any possible problems with circulating currents and disturbance detection. • Closing of grids and their consequently increasing voltage stiffness will undoubtedly result in increased short-circuit powers and, thus, increased short-circuit currents. This can be counteracted with short-circuit current reduction by ultra-fast circuit breakers and short-circuit current limiters. • In urban and suburban areas cable grids will be typical, and in rural areas with low consumption concentration – overhead grids with insulated wires. The use of insulated conductors will virtually eliminate line failures caused by winds and storms, and by snow and hoar-frost on conductors and trees. The use of insulated conductors will significantly reduce the expenditure on periodic felling of trees growing along the lines.

Simplified closed grid is formed when a LV grid is supplied from multiple MV/LV substations connected to one MV bus. Such grid can be operated in an area of high concentration of power (such as a factory), where the whole grid is owned by a single business entity, and is designed for more difficult short-circuit conditions (higher fault currents due to parallel operation). PSE- Operator is not currently planning to build HVDC grids for urban agglomeration supplies.

52

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

• The basic system of line sequences in MV cable grid will be the current bus configuration. • MV/LV substations should be deployed as close as possible to the load centre, and in such a way as to enable the largest number of outgoing LV lines. • Grids will operate with the neutral point earthed through a resistor, with limited earth fault current. • MV switching substations’ automatic protection will be based on digital protection relays and on-off switches in outgoing bays. As it is now, the open grids’ outgoing bay protection will consist of: non-directional overcurrent phase-to-phase fault protections and ground fault protections (zero-current, zero-current directional admittance, etc.). In closed grids central devices may be used, utilising distributed measurements from the grid and acting selectively on selected switches therein. Such protection structure would match the bus protections currently used in HV switching substations, which, owing to the knowledge of the topology (switch status details) and measurements, are able to act quickly and selectively, even in substations with very complex systems. • The vast majority of MV/LV transformers will be protected by fuses, integrated with appropriate protections. • In overhead and cable grids remotely controlled switches will be common, enabling automatic isolation of a damaged grid segment after a disruption or grid topology change, when the need arises. • The grid will be increasingly saturated with distributed generation sources (wind turbines, biogas plants, etc.). LV grids • Low voltage grids will be operated as open systems. • A large number of distributed generation micro-sources can be connected to  a  grid. Such sources (photovoltaic panels, wind micro-turbines) will be connected to  the grid through power-electronic converters. • Cable lines or overhead lines with insulated conductors will be procured, depending on the terrain and consumption density. • The grids will be protected by fuses and on-off switches interoperable with electronic protections installed in Smart Grid measurement and decision-making systems. As follows from the foregoing considerations, the scope of engineering associated with the changes in power systems (grids) can be enormous, which will in turn require very large expenditures. These funds can be obtained from the current operations of distribution companies, and from special purpose funds earmarked for development of specific areas of power grids (or, more broadly, systems). It should be feared that unavailability of additional funding (beyond income from current operations, i.e. from the special purpose funds) to distribution companies will prevent or significantly reduce the required (planned) changes in power grids. In such a case, the issue (and capability) of the development of

8

the existing (especially under-invested) power systems will be de facto an issue of multi-criteria optimization, whereby the social limitation (allowance for an increase in energy price in order to cover the investment in the grid) will be clearly identified as the primary, and the next will be (in fact it already is) the effective legislation (enforcing virtually entire collection of the electricity produced from renewable energy sources, and at the same time significantly interfering with, and sometimes simply rendering impossible, the construction of new power lines8. The social constraint here is indirectly controlled by the government through the Energy Regulatory Office. As is known, the degree of social acceptance depends on a  number of factors, including the events (failures) that have taken place in power systems, energy situation, economic situation, etc. In democratic systems the limited term of office mechanism strengthens the power of society, and therefore a large increase in the energy prices to fund the power grid development is unlikely.

4. Problems of power grid development 4.1. Introduction Power grid development encounters problems regardless of the grid voltage level. Development of HV, MV and LV distribution grids brings about challenges for those managing their development and distribution company operations. The grid development problems can be divided into several categories: • technical problems • economic problems • environmental problems • social problems.

4.2. Technical problems This is the largest set of problems affecting distribution grids at any voltage level. Among the technical problems those associated with grid development and operation predominate. This section characterizes the most important technical problems. Grid capacity problems This problem currently affects mainly 110 kV grids and results from line conductor temperature constraints, which are usually 40oC. The problem shows up in the summer, when the ambient temperatures are higher and an increase in a  conductor’s load significantly increases its temperature. In addition, the trend observed in recent years of line load increasing in summer hot days due to  the increasingly common use of air conditioning devices, increases the load at the ambient conditions most challenging for power lines. The deterioration of 110 kV grids’ working conditions by the load growth is also affected by the grids’ penetration by distributed generation sources, mainly wind farms. The interest in the construction of such facilities caused by the European Union directives, which assume an increase in electricity generation

The law on the public utility corridors is expected to change this.

53


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

from renewable sources, may be reflected in a significant increase in MV grid loads. The environmental impact of a farm connected to a HV line cannot be, however, generalized as it depends not only on the farm’s actual output power. A  farm’s impact will depend on the allocation of customers connected to  the grid, the deployment of other generation sources, and the superior LV grid’s operating mode. In some cases, a farm can effectively relieve the grid load by delivering its output power to  close customers, while reducing power flows from LV grids. In other cases, the flows from farms connected to a distribution grid may accumulate, overloading some segments of the HV grid, or LV/ HV transformers. Thus, distributed generation sources must be generally considered as a  potential threat to  HV grid capacity constraints. In the present legal, technical, and economic conditions the problem of HV grid capacity can be solved by: • reconstruction of the existing HV lines and their upgrade to higher operating temperatures, and in the case of a newly designed line – the requirement of 80o C temperature • large line conductor cross-sections, to  ensure higher continuous current-carrying capacities • monitoring of actual conductor temperatures and maintaining the conductor loads equal to or below those resulting from the actual (real), and not catalogue, continuous current-carrying capacities • extension of grid infrastructure through construction of parallel lines, and two- or multiple-circuit systems • installation of phase-shifters or power-electronic systems in grids to enable power flow control.

maximum currents in its conductors below their current carrying capacity, but also appropriate voltage levels should be ensured for the customers. Because of the LV grid voltage level, even moderate powers connected deep inside the grid can cause large voltage drops and reduce the quality of electricity supplied to consumers below an unacceptable level. A low voltage grid’s capacity should therefore be interpreted not only as a condition of its compliance with the continuous current carrying capacity criterion, but as its ability to deliver the ordered power of appropriate quality to the location specified by the customer. Because of these requirements, an LV grid cannot be too large, and MV/LV transformers must be installed quite close to customers. The MV/LV substation locations resulting from the needs of customers forms the basis of the MV grid design and development. From the capacity point of view an MV grid should supply MV/LV substations in a way that ensures first of all the compliance with the current carrying capacities in its all segments. The voltage levels issue is here a  little less important than in LV grids, due to  adjustable voltages on the busses of the HV/MV substation that supplies the MV grid, as well as setting of the required MV/ LV transformer ratio (non-energized transformer only).

L1 Tr1 L2 L3

54

HV grid

L4

Tr4 Tr2

The main difference between HV grids and MV and LV grids is that the vast majority of HV grids operate as closed and multi-sided supply grids. The result is that no single line’s outage cuts an HV/MV substation supply off, but it leads to a change in the grid load. Then, in spite of the formal need of HV grid components’ compliance with the n-1 reliability criterion, there may occur an overload condition and the need to outage subsequent grid components. The need to  meet the n-1 and n-2 reliability criteria translates into stricter requirements for the adjusting the conductors’ current carrying capacities to various grid conditions. This problem is much smaller for MV and LV grids, which are radial. In this case, a grid designed to supply a specific group of customers is not exposed to significant load increase due to an outage of a segment of the grid. The MV capacity problem is therefore related to the electricity demand increment’s dynamics. The vast majority of consumers are supplied from MV grids through MV/ LV transformers owned by distribution companies, or, as regards larger receivers, the customers themselves. Therefore, an MV grid load originates in an LV grid, and MV grid development is driven by growth in demand for power and electricity in the LV grid. So the MV grid capacity limiting elements are: first – LV grids, then – MV/ LV transformers, and further – MV grid and HV/MV transformers. There are two main constraints of LV grid capacity. At an LV grid’s designing and providing for its future development not only compliance should be ensured with the requirements of the

MV

Tr3

Fig. 3. Schematic diagram of distribution grid development from the capacity perspective

The idea of ”bottom-up” distribution grid development in view of ensuring the capacity and the delivery of expected powers to customers is shown schematically in fig. 3. The figure shows four groups of LV consumers, for whom the installed MV/LV transformer location and power has been so selected as to ensure the delivery of ordered powers and energies. The transformer location with regard to the capacity criterion is derived from the individual customers’ locations and ordered powers. This location can be selected using any optimization technique, subject to the two constraints described above, i.e. the continuous current carrying capacities and the appropriate voltage levels at customers’ installations. The next step in the grid development design is determination of the MV grid shape. From the capacity point of view its structure depends on the existing or planned HV/MV substation locations, and the selected MV/LV transformer locations. The figure shows the connection of Tr1 transformer substation to line

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

L1, and of Tr2, Tr3, and Tr4 substations to line L4. Such deployment should result from minimizing the length of MV lines, and from the planned demand for power in each substation. Condition and wear of equipment Another technical problem is the issue of condition and wear of distribution grid component devices. It should be noted that the development problems analyzed here also include maintenance, upgrade, and restoration of the existing grids. When indicating the development directions, procedures for the aging infrastructure’s restoration should also be specified. A distribution grid comprises many items of various types. The components most noticeable by electricity consumers are power lines, of course. These are first and foremost overhead lines with bare or insulated wires, and cable lines, with all the fittings needed for their operation: from poles, through insulators, heads, joint boxes, etc. Each of these components has its specific service life and requires periodic maintenance, repair, or replacement. When planning grid development, the technical condition of the infrastructure around which the upgrade is planned should be taken into account. Is it correct, for example, to add new transformer substations for the supply of a developed housing project to a worn out MV line requiring extensive repairs? Perhaps the temporary savings resulting from this solution will in the long term result in a  growth of the total cost, which will consist of higher operating costs and then the costs of reconstruction (restoration) of the worn out line. A  power grid consists not only of lines, but also of switchgear, measuring devices, protections, and communication systems. This equipment is also subject to  aging and must be regularly replaced or upgraded. It is important to  optimize its service duration, so that it might be operated as long as possible on the one hand, and on the other hand replaced before the time its reliability rapidly deteriorates, exposing the distribution company to the risk of financial damage, or, worse, its personnel and/or bystanders to a risk to their health and life. Electricity quality The quality of electricity supplied to  customers is yet another technical aspect that must be considered in a distribution grid’s ongoing operation and planning of its development. Energy quality can be considered on two levels: a distribution company’s guarantee of appropriate energy for consumers, and its requirement that the generators, as well as consumers, connected to the grid shall not compromise the quality of electricity supplied to other grid users. Energy quality depends on two factors. First, depending on the distribution company, is the condition of its grid, the grid’s resistance to  disturbances from the generators and customers connected to  it. This condition depends primarily on the grid robustness. The higher the short-circuit powers and the lower the grid impedance, the more difficult it is for a  disturbance to enter to the grid resulting from high variability of the power output from, or input to, the grid, and/or emission of harmonic currents and voltages. In view of the large increase in the power

consumed by various types of non-linear systems: inverters, soft starts, impulse power units, or discharge-type lighting, distribution companies in their grid infrastructure development must also provide the means of counteracting these adverse, and yet inevitable, changes in the load characteristics. Measures to improve energy quality can be carried out not only on the basis of ”strengthening” the grid and installation of passive and active filters in it. The companies should also focus on legal actions with a view to the admission into service of such receivers only, the use of which doesn’t deteriorate the energy quality. Educational activities, similar to the ”Stop burning garbage” campaign, under the headline, for instance, ”Stop littering the electric grid”, should be carried out together with energy conservation promotional campaigns. Smart Grid Smart Grid is a broad concept, pertinent to the aspects of grid measurement and control in order to achieve high reliability and configuration flexibility leading to reduced transmission losses. Smart Grid systems are still in the early stages of development. Distribution companies launch pilot projects to check the potential benefits inherent in this technology. Quite often the currently implemented projects are single-faceted, limited to  collecting information from the grid, with no option of interaction with it. Such systems, known as Smart Metering, are the first step towards the smart grids that adapt to constantly changing grid operating, variable generation, and variable demand for power and energy. Thus in an approach to grid development design in the long term perspective, the current indications should not be ignored that in the future Smart Grid systems will have a significant impact on the grid operation. In order to keep up with the new technical solutions rapidly introduced in recent years in the areas of measurement, control and communication, it is necessary to  systematically update the planned changes in the grid design. Connecting new sources Connecting new sources to a distribution grid brings new challenges for its operation and development. Distributed generation, preferred in many power system development directions setting documents, can be a source of many technical problems for the grid itself, which are costly to  eliminate. Connecting a  source implies the earlier mentioned concerns of a  possible increase in the grid’s load, and the need to  rebuild it in order to improve its continuous current carrying capacities. It should be noted, however, that in radial grids the inclusion of a distributed generation source can contribute to  load reduction in at least some of the grids. The distributed source impact on a grid will depend on the relationship between the source output power and the consumer demand for power, and must be analyzed in each individual case. New generation sources in a grid are also new sources of shortcircuit current, and, consequently, an increase in short-circuit power in the grid’s nodes. This gives rise to new problems, forcing upgrades of the switching substations, and replacement of the 55


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

apparatus and equipment, which were designed for lower shortcircuit currents. Under the current legislation a distribution company may neither require an investor to alter the type or control mode of a source connected to the grid, nor interfere with its design. But it seems reasonable that there should be legal mechanisms in place to enable a grid development designing a distribution company’s influence on the investors. Then, as an alternative to refusing consent to  connect a  source to  a  grid (e.g. due to  short-circuit power excess), the company could offer the investor the use of other alternatives in the connected source’s design. For example, a  wind turbine with a  synchronous machine and inverter is the source of a  short-circuit current several times smaller than a turbine with an asynchronous generator.

4.3. Economic problems Economic problems of grid development are very important and of fundamental relevance to  the power grid upgrade and extension decision making process. Economic effects of a planned capital expenditure project often dictate whether it’ll be implemented or abandoned. A  project’s economics decide on its ranking (in the case of multi-variant project options), the best solution selection. Quite often a similar effect, in economic terms, can be achieved by a  variety of technical means, but at significantly different outlays. An example may be the problem of supply of any consumer, which can be realized in different ways, and at different costs. The question arises whether the fulfilment of a grid extension’s minimum assumed effect, which is the supply of the ordered power to the consumer, is the only condition that should be evaluated while selecting the optimal upgrade option? Whether a short-term policy should be followed looking at short-term expenditures, or looking perspectively not only the investment outlays should be considered, but long-term gains at higher expenditures? In the process of grid development and upgrade designing various groups of economic problems can be distinguished. Economic current density The economic current density issue determines the conductor cross sections to be used in various HV, MV and LV grid elements. This term denotes the current density at which the total annual transmission costs will be minimal. The economic criterion of the minimum costs in a time horizon is based on the one hand on the cost of building a line, the higher, the larger the conductor cross sections used, and on the other hand on the reduction of the losses associated with power transmission in the line. It’s perfectly evident that once the technical requirements are met, concerning current carrying capacities and/or allowable voltage drops, a whole host of solutions remain available to the designer, from which the best solution should be selected. The choice will depend on several factors: line construction costs, average line load, service life, load increase forecast, and current and projected electricity prices.

56

Selection of transformers A similar issue is selection of HV/MV and MV/LV transformers. The selection should be guided not only by matching the power with the current load, but should also consider a load growth forecast in a  time horizon adequate to  the transformer service life. The second aspect of the selection, the choice of transformer, results from transformers’ diversity in terms of idle and load losses. Standard [11] classifies transformers with respect to losses, defining the levels of load and no-load losses. Transformer energy efficiency translates into its price, thereby exacerbating the conditions of selecting the most appropriate transformer. Optimal grid configuration and grid divisions Optimizing grid configuration and grid division reduces power flows and minimizes power losses in the grid. Proper configuration of a grid allows for a measurable decrease in the transmission losses, and increase in savings associated with the grid operation. It should be noted, however, that the grid configuration (topology) that ensures the minimum loss is not constant; it changes with the grid load variations. Therefore, designing a grid, or optimising its performance, should not be limited to  one characteristic case of the grid operation, but it should involve analysing and selecting the right configuration based on a range of possible grid load options. Even more attractive in terms of cost savings appears to  be the development of systems for online control of grid divisions, depending on the actual flows in the grid. However, such grid control requires installation of remotely controlled switches and measuring devices in the grid. The Smart Grid and Smart Metering solutions discussed in recent years should allow in the medium-term perspective the technical feasibility of such systems. It should be noted that Directive 2009/72/ EC of the European Parliament and of the Council encourages EU Member States to deploy and operate smart grids. Reactive power management The issue of reactive power management in distribution grids is yet another example of the economy’s predominance over engineering. A variety of reactive power generation and consumption control modes are available to ensure observance of the energy quality requirements, including required voltage levels, and to ensure the required grid capacity. However, a degree of liberty in setting the rules governing the exchange of reactive power with the grid, technically acceptable, has its extremes defined with a  view to  power loss and associated additional operating costs. This is yet another grid element that requires a deliberate approach in designing the distribution grid structure and operating principles, enabling a reduction in financial losses. An important aspect, which is not always analyzed globally for a grid, is the problem of the optimal deployment of capacitors in an MV grid, and of the modes of their control. While customers connected at the MV and LV levels satisfactorily compensate reactive power, there is still a great potential for change hidden in the grids operated by distribution companies. In planning their development the issues of MV/LV transformers’ idle current compensation should be examined, and the ways to  control

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

reactive power of capacitor banks installed in HV/MV substations, and their interoperation with HV/MV transformers’ regulators. The issue of the optimal deployment of reactive power sources in MV grids takes on a new aspect in the current situation, when the grids are increasingly penetrated with distributed generation sources. Many of these sources can participate in the reactive power control processes, since they are capable of reactive power output to, and input from, the grid alike. It is important that grid development designers are aware of the potential of these sources, and willing to  exploit it. Investors, who connect active power sources capable of reactive power control to a grid, should be encouraged through appropriate tariff pricing to participate in minimizing the grid losses.

Forecasting, uncertainty, risk The problems of forecasting, uncertainty, and risk are difficult threats to identify and determine the stage of distribution grid development planning. There is no doubt that they must be woven into the grid development decision-making process, since in view of the dynamics of the changes taking place in today’s world there is no 100% certain method of predicting how the demand for energy, energy prices, company operating cost, or cost of capital will develop. This means that any developed and implemented HV, MV and LV grid development scenarios need to  be updated more often, the greater the dynamics of changes in the socio-economic sector, on capital markets, and fuel markets.

Tariff pricing Perhaps the most important aspect of the economic problems of grid development is tariff pricing. Tariffs are a source of distribution company revenues. It is important that the tariff provisions correspond to the costs incurred by the distribution company for respective services, while allowing for grid upgrades and extension, and a profit at a reasonable level. Tariffs should be designed in a  way that encourages all entities connected to the grid. The distribution company, including certain provisions in the tariffs, may stimulate certain behaviours of customers (e.g. transfer of a portion of the power consumption outside the load peak, greater use of electricity at weekends, installation of energy-efficient receivers, etc.) and generators (e.g. participation in reactive power control, implementation of technologies of generation of electricity with desired controllability properties, etc.). Tariffs can also serve for penalizing entities connected to  a  grid for certain behaviours (e.g. exceeding the ordered power, large reactive power intake from the grid, electricity quality deterioration, etc.). The tariffs’ division into parts dependent on the consumed energy and the ordered power is justified by the way how distribution companies build their capacity to meet these needs. The part depending on the energy consumption translates into transmission losses in the grid, and should compensate the losses the companies incur at electricity transfer through their grids. On the other hand, there must be a  counterweight, a  mechanism to incentivize the companies to invest in improving the electricity transfer efficiency, rather than charging customers with all the losses, no matter how large they may be. It also seems that with the current trend to reduce greenhouse gas emissions and to care for the environment, the tariffs should promote energy conservation. The other part of the tariff is associated with the grid’s transmission capacity. According to [10] it should be based on the assumption that each consumer or producer connected to a distribution grid is obliged to bear the grid infrastructure development cost in proportion to its usage of it. The provisions currently applicable to  consumers’ and producers’ connections to  HV and MV grids give the impression of an uneven burden with costs, depending on when and where the entity is connected to the grid.

Savings and rationalization of electricity use Saving and rationalization of electricity use is also an aspect of the economic problems associated with power grid development. Because of the dwindling fossil fuel resources, the will to reduce the output of carbon dioxide and other pollutants as electricity generation by-products, and the increasing demand for electricity, distribution companies in their grid development strategies should plan also information activities and campaigns to  promote consumers’ pro-environmental actions. Seemingly, this can be perceived as disadvantageous for the company, because it inhibits the electricity market growth, and therefore its primary source of income, i.e. revenues from tariffs, is reduced. However, cost savings and rationalization of energy use by consumers decrease the company’s operating costs by reducing transmission losses and the capital costs associated with the need to expand and upgrade the grid. The overall financial effect may therefore be better than at a large volume of sold energy, but at the same time the need to extend the grid.

4.4. Environmental problems The environmental issues concern the interface between the power grid infrastructure and the environment. The environment is defined as a collection of animate and inanimate elements of nature. In other words, it’s the whole setting in which humans live, including, of course, humans themselves. A  power grid, and the whole power system in general, have an impact on the environment. While serving people by providing electricity, now necessary for functioning, they also have a negative impact on the environment, including living organisms. In an approach to the issue of distribution grid development, both aspects must be balanced – the energy supply with reduced environmental impact. This is the message of the already mentioned Directive 2009/72/EC addressing distribution companies’ need to  meet the legitimate energy demand, ”with due regard for the environment”. This chapter discusses the main environmental risks associated with grid development, as well as methods of mitigating them.

57


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

Emissions from generation sources9 A  generation source’s emissions are related to  the electricity generation process. Its environmental impact can be analysed on two levels: local – in the vicinity of the source itself, and global – on a planetary scale. Combustion of fossil fuels – coal, oil, gas – is associated with air emissions of carbon dioxide, sulphur compounds, nitrogen oxides and particulates. All these affect the source’s immediate surroundings, but also affect the entire planet globally, causing, according to  the published research results, climate changes. Economic and political requirements imposed by the EU result in pressure on the use of certain electricity generation technologies that reduce the environmental burden. The policy of awards for clean energy generation – green certificates and CO2 emission limits – quite effectively forces investors to  build renewable and low-emission energy sources. Distribution grid development planners must track these trends to  be able to  prepare the grid in advance for the possibility of connecting new sources, particularly distributed generation sources. Impact of electromagnetic fields, noise, and vibration Perhaps the impact of the electromagnetic fields, noise, and vibration associated with power grid operation is not a  very significant grid development problem, but it must be taken into account in designing corridors for power lines, especially of a 110 kV grid. The strength of a  field generated by any operated or newly built facility in any area where people are present, must be less than that stipulated in the relevant regulations. In this context the trend to extend the share of cable grids, also in HV systems, seems advantageous. Fire and electric shock hazards Fire and electric shock hazards is yet another area where power infrastructure can have an impact on the environment. In contrast to  other problems, this virtually doesn’t occur in the case of properly operating devices, but it can occur due to a failure in the distribution system. The relevant legal regulations require certain fire and shock protection measures, and a distribution company must adhere to them when designing its power grid’s development. It may be noted, however, that some technical solutions, even though legally permitted, will constitute a  greater risk of fire or electric shock than others. Examples are oil-immersed type transformers as opposed to  dry-type transformers, overhead grids as opposed to cable grids, low-oil circuit breakers as opposed to  vacuum circuit breakers, etc. When planning infrastructure development, this has to be kept in mind, and new and safer technologies should be utilised. Protection of landscape Protection of the landscape is required from the grid infrastructure by the Environmental Protection Act. This Act must be adhered to when planning power line routes, and procurement of other distribution grid components. Some areas are totally

9

unavailable for grid construction, and there are constraints in place in some others. This is governed by provisions of the Nature Conservation Act. Landscape can be protected, and residential areas’ industrialisation can be constrained by a number of means, such as: construction of HV, MV and LV cable lines, construction of SF6 insulated HV/MV substations, construction of underground substations, and interesting architecture of urban MV/LV substations, stylistically compatible with the surrounding buildings.

problems, but more attention should be paid to  the customer – distribution company relationship. These days electricity is a commodity which should be commonly available. It is not and should not be in the future a  luxury commodity not available to all. Therefore, a distribution company should ensure the basic (minimum) level availability of electricity for everyone, even the poorest. A  properly developed pricing policy for households consuming very little electricity, discount systems, or pre-paid systems that have been in place already, should be included in a distribution company’s commercial policy.

In direct relation to  distribution grids, these documents use the following notions: improving energy efficiency (including through electricity demand management), development of generation capacities connected to  the distribution grid, reducing grid losses in line sequences and transformers, reducing reactive power flows, flattening annual load variation, competitive energy delivery (prices), environmental protection from electromagnetic fields (for 110 kV and higher voltage lines), smart grids, smart metering, and decentralized power generation (including cogeneration).

5. A new paradigm of distribution grid development planning

With this in mind, still using the so-called Occam’s razor, it can be said that energy security still remains the distribution grid development planning paradigm. Other requirements set out in the regulations in relation to power grids, including distribution grids, are in fact complementary requirements of uncertain durability. This should be understood as follows: 1. The requirement to ensure energy security, and energy supply security, etc. is permanent. It is impossible to  imagine the abandonment of this requirement in a developed society. 2. Other requirements contained in the legislation do  not currently have a  timeless character. For example, environmental requirements, or concerning renewable energy sources, are appreciated or not, depending on the country’s wealth. Wealthy, and at the same time so called developed, countries, for example, some European Union countries, USA and Canada, push the environmental aspect. However, developing countries strive not to  introduce the legal requirements that enforce legal regulations relating to  environmental protection, mainly due to the cost of activities resulting from these regulations. In general, therefore, depending on changes in the economic outlook, environmental requirements, requirements for renewable energy sources, etc. may be subject to change.

4.5. Social problems The last group of problems associated with distribution grid operation, upgrade, and extension relates to distribution companies’ possible conflicts with society. The following issues are the most important in this group. Ownership issues and corridors for line construction For many years the ownership issues and corridors for line construction have been the grounds for disputes between landowners and distribution companies that route or want to route power lines on land not belonging to them. The problem is more pronounced, the higher the operated or planned grid’s voltage is. This results in a  very long process of building the line. It may take several years from design to  operation, even though the actual building time is not too long. Cooperation between distribution companies and land owners should be based on equal partnership, with no advantage to either party. Landowners should be reasonably compensated for making their land available to distribution companies, while having no ability to block the grid extension process. Location of grid components near residential buildings This matter is somewhat consistent with the requirements of environmental protection, but with a focus on people. The law governs the requirements to be met by electricity transmission facilities, and in which locations they may be built. Especially mitigated should be noise, vibration, and electromagnetic fields. It is clear that all capex projects in the power sector must comply with municipal development plans and correspond with respective local zoning plans, but at the same time the location of some power facilities at the minimum distances from human settlements formally required by law is often questionable and may give rise to conflicts. It seems that as far as is possible, any facility perceived by society as burdensome (HV lines, substations) should be sited at a distance greater than the minimum required by law. Such action, though not always economically justified, has a positive effect on the image of the distribution company, resulting in increased confidence of its customers. Pricing policy A  distribution company builds its pricing policy based on the tariffs of services, as reported in the chapter on economic

Emissions from generation sources are not distribution companies’ direct problem, because they do not own generation sources. However, due to the electricity generation technology development trends, conditioned by the emissivity of various source types, a distribution company in its grid development planning must take into account whether, and what areas of, its business can raise the interest of investors in generation sources.

58

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

As shown in section 1.5, the current paradigm of distribution grid development planning at the DSO (Energa Operator SA) is energy security of the entities connected, or planned for connection, to the grid. This paradigm is somewhat obvious, and its simplicity (brevity) follows directly from the application to  its formulation of the so-called Occam’s razor10, whereby ”entities must not be multiplied beyond necessity” (Latin: Entia non sunt multiplicanda praeter necessitatem). Analysis of the acts described in Chapter 2, including international (EU Directives) and national regulations (The Energy Law, Regulation of the Minister of Economy on the Specific Operating Conditions of the Power System, The Transmission Grid Code, The Distribution Grid Code, The Act on Spatial Planning and Land Use, The Energy Efficiency Act, The Environmental Protection Law, The Act on the Availability of Environmental and Environmental Protection Information, Public Participation in Environmental Protection, and Environmental Impact Assessment, The Act on Nature Preservation), and documents (Polish Energy Policy until 2030, Strategy ”Energy Security and the Environment”, Perspective 2020, and drafts: National Spatial Development Concept 2030, The Act on Public Utility Corridors, The Act on Renewable Energy Sources, The Smart Grids Act) permits the conclusion that the energy, including power system, security requirement is the overriding requirement, formulated in all documents that relate to energy, including power, system operation. Energy security is somehow directly related to  energy supply reliability, energy quality, maintenance of proper technical grid condition, grid extension, cooperation with the transmission system operator and other distribution grid operators, and reliable performance under energy sale contracts. Other conceptual elements occurring in these documents and related to  the power systems are: environmental protection, energy efficiency, renewable energy sources (including their privileged access to the grid), decentralized energy generation, smart grids, smart metering, cogeneration of electricity and heat, and multi-stakeholder co-ordination of development plans.

10

On the other hand, if we agree to the Freeman classification of technological and economic development paradigms (section 1.4), we thereby also agree to conclude that in our economic and cultural area the currently binding paradigm is that of environmentally friendly development. In this case it can be concluded that the new distribution grid development planning paradigm should be (and in fact already is) environmentally sustainable energy security. Some other formulations of this paradigm may be offered here, such as: • energy and environmental security • energy security in a safe environment • environmentally friendly energy security • environmentally favourable energy security • environmentally compatible energy security • sustainable power system development.

Occam’s razor, also known as principle of economy or principle of the economy of thought, it is a principle, according to which the explanation of phenomena should strive for simplicity, choosing such explanations which are based on a minimum number of assumptions and concepts. As the principle of the economy of thought it has become the basis of a modern methodology of science. In line with this, no new notions and assumptions should be introduced unless there are strong grounds for doing so, and the simplest theoretical solutions that adopt the smallest number of assumptions are considered the best (Wikipedia).

59


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

The last of these terms is associated with a kind of fashion for the word sustainable. The word has been conceptually derived from the context of renewable sources, expanding their meaning. With regard to  a  power system it means (subject to  certain simplification) a system that warrants energy security, and at the same time includes renewable energy sources and so-called smart grids. Despite such a broad meaning of the word ”sustainable”, in fact also describing the requirement for the grid, it is proposed to  use the term ”security” in determining the distribution grid development planning paradigm. This notion directly describes a  requirement for the grid, without introducing any excessive, and as such unnecessary, interpretation areas. A power grid with objects connected to it, such as sources and receivers, is essentially of a purely technical nature. It must, therefore, meet some specific (defined by the legislature and grid operators) technical requirements. Grid development (grid development planning) obviously must take these requirements into account. Technical requirements define certain limits, which cannot be exceeded (without consequences for the relevant device). In the systematic reality (the power system) power grids operate at some margins with regard to the required limits. A device’s failure to comply with the requirements should lead to its elimination (permanent or temporary, i.e. until the required functionality’s recovery) from the grid. When planning the development of a power grid, as of any other technical system, the desired (required) condition, i.e. the desired functionality, can be accomplished in a variety of ways, in technical terms and in terms of their financial and non- financial costs. Thus the issue of power grid development planning becomes (can become) a  much wider issue, i.e. covers the technical, economic, environmental, and social problems reported in Chapter 4. Power grid development can be implemented in many ways, including as follows: 1. The aim is to achieve a specific power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfilling the requirements of the energy (power supply) security paradigm. The problem’s solution is purely technical, which sets technical requirements for the designed objects (grid components), such as power substations, power lines, etc. Other factors, such as the grid components’ durability (reliability), equipment manufacturer, contractor, capital costs, operating costs, etc., are not considered here. In this case energy security is ensured on a different level than, say, the assurance of proper performance of the distribution or the distribution system operator. The distribution grid development planning paradigm is not the same here as the distribution company development paradigm. 2. The aim is to achieve a specific power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfilling the requirements of the energy (power supply) security paradigm. The problem’s 60

solution is techno-economic, which sets technical requirements for the designed objects (grid components), such as power substations, power lines, etc. Also considered are elements that affect the project implementation cost, including: the grid components’ durability (reliability), power equipment’s type and make (equipment manufacturer), capital costs (contractor) and operating costs (resulting from organization of the works). In this case energy security is ensured at the same level as proper performance of the distribution company or distribution system operator. Therefore, the distribution grid development planning paradigm is here the same as the proper functioning of the distribution company or distribution grid operator. In this case, the overriding goal of the distribution company (distribution grid operator) is grid operation security rather than maximum profit. 3. The aim is to achieve a specific power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfilment of the requirements of the energy (power supply) security paradigm, and at the same time the maximum profit of the distribution company or distribution grid operator. In this case, the overriding goal of the company is its maximum profit, and the requirement to ensure energy security is a constraint. In this case, the distribution company development paradigm is the same as the distribution grid development planning paradigm. Implementing the power grid development in the scope specified in the third of the above points requires the use of complex methods, algorithms, and techno-economic analyzes. In fact, it requires a functional model of the distribution company. No such models are usually formalized. They are usually verbal, and only partial models happen to be formalised. Implementing the power grid development in the scope specified in the first of the above points is so purely technical, that it has no practical use for businesses operating in the market. In fact, technology applications are inextricably linked to  the economy. This linkage occurs, for example, by adopting certain assumptions about proposed technical solutions, and results from: • grid structure (closed – open), resulting also in the required automation protection functionality • power line type (overhead – cable) • overhead conductor type wires (bare – insulated) • switchgear type (e.g. pole mounted – container) • switchgear design (single bus – multi bus, sectioned – not sectioned) • grid metering systems (measurement and measurement data transmission from nodes on a given voltage level or lack thereof) • grid component control systems (in nodes of a specific type [voltage] or lack thereof). Therefore, the selection of a  specific technical solution affects the cost of ensuring security, but it also affects the grid functionality, reliability (durability), capital costs, and operating costs. Considerations on the technical level are not always part

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

of the global optimization, and quite often they result from the operating habits and engineering practice used in the operator’s grid (e.g. grid neutral grounding), and the need for unification of devices and structures, etc. At the same time – through the equipment cost and other kinds of costs – they are closely related, however, to the distribution company’s economics.

In this sense, the distribution grid development planning paradigm: environmentally sustainable energy security, is a  technical paradigm with an environmental constraint, which can be described to  a  certain extent as independent of the distribution company’s economics, or to a certain extent dependent on the distribution company’s economics. Both statements are

Idenfied need of grid development

Is abandonment of the project acceptable?

No Technical knowledge, applied soluons, exisng and new technologies

Yes

Engineering design Yes No No Does it meets the technical requirements?

Has the project been already adjusted?

No

Has consent been acquired? Yes Yes Yes

Does it meet the environmental requirements?

Regulaons, materials, contracng pares

Determinaon of project Tak implementaon costs

Own and external funds

Idenfying sources of financing

Structure and organizaon of work

Determinaon of operang costs

Is the project implementaon economically viable?

No

May the environmental requirements remain unfulfilled?

Applicaon for consent for noncompliance with the environmental requirements Yes

No Has the project already been adjusted in economic terms? No Yes

Yes

Yes

Do non-economic consideraons force implementaon of the project? Yes

Does the project ensure energy security?

No

Is another technical soluon looked for?

Yes

No

Project implementaon

The project is not implemented

Yes

Fig. 4. Block diagram of distribution grid development project 61


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 42–60. When referring to the article please refer to the original text.

true, because they indicate the relationship of technology and economics (different, that is in fact its perception can be individual). This relationship in the form of a grid development project implementation diagram, resulting from the need to identify the development, is shown in fig. 4. Underlying the scheme is the assumption of the lack of technical constraints as to the feasibility of a technical project in a power grid. Therefore, there is an element named: technically non-feasible project. A project can be non-feasible only because of its cost, and/or possibly because of political considerations. REFERENCES

1. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych [Selected problems of rural power grid development], INPE 2009, issue 122–123. 2. The Energy Law, 10 April 1997, codified at the Law Office of URE Energy regulatory Office of 1 October 2011. 3. Popczyk J., A definition of security in relation to the elements of the system and its structure [Definitions related to security with regard to system components and structure], commissioned research project No. PBZ-MEiN-1/2/2006 ”Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju””The national energy security”, Silesian University of Technology, Gliwice, December 2007. 4. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych [Selected problems of distribution grid development], Przegląd Elektrotechniczny 2008, issue 9.

5. Marzecki J., Terenowe sieci elektroenergetyczne [Territorial power grids], ITE Publishers, Warsaw 2007. 6. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych [Selected problems of distribution grid development], Proceedings of IX International Scientific Conference “Forecasting in power sector”, Wisła 2008. 7. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia [Modernization of low and medium voltage territoral power grids], Proceedings of IX International Scientific Conference “Forecasting in the power sector”, Wisła 2008. 8. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN) [Programming Guidelines for the development of distribution grids (110 kV, MV and LV )], Institute of Power Engineering, Distribution Grids Department, Warsaw-Katowice 1986. 9. Rakowska A., Grzybowski A., 15 lat napowietrznych linii izolowanych [15 years of insulated overhead power lines] [online], Poznan University of Technology, http://www.stelen.home.pl/gfx/aktualnosci/referat_04.pdf. 10. Szpyra W. et al., Problemy rozwoju i eksploatacji sieci dystrybucyjnych [Problems of distribution grid development and operation], Seminar of the Power Engineering Department of the Technical University of Gdańsk, Rekowo 2011. 11. EN 5046-1, Three phase oil immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not exceeding 36 kV, Part 1, General requirements, Cenelec 2005. 12. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne [Energy policy and energy security], Federation of Scientific and Technical Associations Energy and The Environment, Warsaw 2008.

Zbigniew Lubośny Gdańsk University of Technology e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl A graduate of the Technical University of Gdańsk. Since 2004 a professor of engineering at his alma mater. His 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. Editor in Chief of Acta Energetica.

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 Gdańsk University of Technology. His areas of interest include control systems for generators and turbines, wind power generation, and power system automatic protections.

PL

Paradygmat do tworzenia planów rozwoju sieci dystrybucyjnej WN, SN, nN Autorzy

Zbigniew Lubośny Jacek Klucznik

Słowa kluczowe

problemy rozwoju, sieć dystrybucyjna, bezpieczeństwo energetyczne

Streszczenie

W literaturze, w tym odnoszącej się do przedsiębiorstw działających w sektorze energetyki (i elektroenergetyki), znaleźć można pojęcie paradygmatu funkcjonowania tych organizacji. W artykule omówiono pojęcie paradygmatu, z ukierunkowaniem na paradygmat planowania rozwoju sieci elektroenergetycznych. Na tym tle przedstawiono zagadnienia związane z bezpieczeństwem energetycznym oraz kierunkami i problemami rozwoju systemów elektroenergetycznych. Zaproponowano nowy paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Paradygmat ten jest propozycją autorów artykułu.

1. Paradygmat 1.1. Definicja1 Słowo „paradygmat” jest używane w  nauce do  opisywania różnych pojęć. Pochodzi z języka greckiego od słów: παράδειγμα [gr. paradeigma] – wzór, przykład; παραδείκνυμι [gr. paradeiknumi] – wykazywać, reprezentować, wystawiać; παρά [gr. para] – obok, poza + δείκνυμι [gr. deiknumi] – pokazać, wskazać. Słowo παράδειγμα (paradeigma) zostało po raz pierwszy użyte w  greckim tekście, w dialogach Platona (Timaios [28A]), jako model lub wzór, który Demiurg (bóg) użył do stworzenia kosmosu. W  słowniku „Merriam-Webster” z  1900 roku termin ten miał odniesienie tylko do gramatyki lub retoryki. Obecnie słownik ten definiuje paradygmat jako „filozoficzne i  teoretyczne ramy szkoły naukowej lub dyscypliny, których teorie, prawa i  uogólnienia oraz eksperymenty przeprowadzone na ich poparcie są szeroko formułowane”. Pewną modyfikację, a  zarazem odświeżenie pojęcia „paradygmat”, wprowadził filozof Thomas Kuhn w książce „Struktura rewolucji naukowych” (ang. „The Structure of Scientific Revolutions”), opublikowanej w 1962 roku. Według Kuhna „paradygmat to zbiór pojęć i teorii tworzących podstawy danej nauki” lub inaczej – „to zbiór poglądów podzielanych przez naukowców, zestaw porozumień o pojmowaniu zagadnień”. Paradygmat w filozoficznej teorii poznania i  metodologii definiuje się natomiast jako ogólnie uznane osiągnięcie naukowe, które dostarcza modelowych rozwiązań w danej dziedzinie nauki, mogące też pociągać za sobą modelowe rozwiązania w dziedzinach pokrewnych i stawać się istotnym składnikiem poglądu na świat. Z kolei według „Encyklopedii PWN” paradygmat to  ogólnie uznane osiągnięcie naukowe (teoria naukowa), które w pewnym okresie dostarcza modelowych rozwiązań w danej dziedzinie nauki. Przykładami paradygmatów są np.: system Kopernikański, tj. teoria heliocentryczna, mechanika Newtona oraz teoria względności Einsteina. 1

62

Teorii i pojęć tworzących paradygmat raczej się nie kwestionuje, przynajmniej do czasu, kiedy paradygmat jest twórczy poznawczo, tzn. gdy za jego pomocą można tworzyć teorie szczegółowe, zgodne z  danymi doświadczalnymi (ewentualnie danymi historycznymi), którymi zajmuje się dana nauka. Paradygmat charakteryzuje się następującymi cechami (odróżniającymi paradygmat od dogmatu): • Nie jest on dany raz na zawsze, lecz jest przyjęty na  zasadzie konsensusu przez większość badaczy. Dla badaczy istotna jest tu zgodność paradygmatu z dotychczasową wiedzą, a  w  tym spełnienie przez paradygmat wielu warunków, np. w zakresie istniejących dowodów naukowych doświadczalnych. • Może okresowo ulec zasadniczym przemianom prowadzącym do  głębokich zmian w  nauce. Mamy wówczas do czynienia z tzw. rewolucją naukową. • Podważa sens absolutnej słuszności. Pojęcie „absolutnej słuszności” nie ma charakteru naukowego. Dobry paradygmat powinien: • być spójny logicznie i pojęciowo • być jak najprostszy i  zawierać tylko te pojęcia oraz teorie, które są dla danej nauki rzeczywiście niezbędne • dawać możliwość tworzenia teorii szczegółowych zgodnych ze znanymi faktami. 1.2. Paradygmat w nauce Jak wynika z powyższych definicji, pojęcie paradygmatu jest definicją dość ogólną. Paradygmat w  nauce w  ogólności jest „tworem formalnym”, który można i należy traktować w  istocie jako pozytywny, ponieważ pozwala koncentrować siły i środki (zasoby) na swojej centralnej idei. A to z kolei potencjalnie pozwala na przyspieszanie rozwoju nauki w danym zakresie, tj. w zakresie centralnym dla paradygmatu. Jednak oprócz pozytywów związanych z istnieniem paradygmatu zwraca się uwagę na pewne jego cechy, które mogą prowadzić

do ograniczenia, ewentualnie spowolnienia rozwoju dziedziny nauki, którą dany paradygmat obejmuje. Otóż raz stworzony i przyjęty paradygmat może być, i zazwyczaj jest, uwiarygadniany przez swego rodzaju współdziałanie i  współistnienie następujących czynników: ludzi, organizacji oraz instytucji, niekoniecznie merytorycznie związanych z  nauką lub techniką. Można do nich zaliczyć: • profesjonalne organizacje społeczne i zawodowe legitymujące paradygmat • charyzmatycznych liderów wprowadzających, a przede wszystkim uzasadniających istotność paradygmatu • czasopisma podtrzymujące znaczenie paradygmatu w swoich publikacjach • agencje rządowe uwiarygodniające paradygmat poprzez swoje działania • edukatorów propagujących idee paradygmatu przez system nauki, w którym operują np. szkoły • konferencje naukowe skupiające się na  problemach centralnych dla danego paradygmatu • media elektroniczne uwydatniające korzyści wynikające z  podejmowania działań zgodnych z  paradygmatem i  równocześnie (lub ewentualnie) straszące negatywnymi skutkami niepodejmowania takich działań dla różnych sfer działalności ludzkiej, np. ostatnio dla środowiska • fundusze działające na  rzecz rozwoju dziedzin związanych z  danym paradygmatem, a  w  tym zajmujące się finansowaniem badań związanych z ideą danego paradygmatu • laicy w danej dziedzinie nauki lub techniki oraz osoby grupujące się wokół laików w  danej dziedzinie, będących osobami publicznymi, mających uznanie społeczne, którzy bezkrytycznie przyjmują idee paradygmatu (wierzą w  idee paradygmatu). Przykładem powyższych tez może być tzw. problem globalnego ocieplenia i  konieczność realizacji działań mających na  celu ograniczenie bądź eliminację powyższego

Treści zawarte w niniejszym rozdziale pochodzą z „Encyklopedii PWN” i Wikipedii.

63


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

efektu (jeżeli rzeczywiście ma on miejsce), a w tym redukcja emisji CO2, składowanie CO 2 (CCS) itp. Wpływ wymienionych czynników doprowadził do  stanu mentalnego społeczeństwa, w którym twierdzenia sprzeczne z obowiązującą teorią globalnego ocieplenia spychane są na margines merytorycznej dyskusji. Praktycznie są one eliminowane lub blokowane.

i  radykalnie zmienili nasze postrzeganie świata, podaje się Newtona, Lavoisiera i Einsteina. Zatem, pomimo swego rodzaju konserwatyzmu paradygmatu, rozwój nauki poprzez przekraczanie jego granic jest możliwy i  ma miejsce. Tym samym, niejako wbrew wcześniejszym tezom, można stwierdzić, że jest to typowa droga rozwojowa dojrzałej nauki. Polega ona na kolejnym przechodzeniu w procesie „rewolucji” od  jednego do  innego paradygmatu. Gdy ma miejsce zmiana paradygmatu, „świat naukowy zmienia się jakościowo i  jest jakościowo wzbogacany przez fundamentalnie nowe zarówno fakty, jak i teorie”. Powyższe spostrzeżenie Kuhn formułuje następująco: „Nauka nie jest jednostajnym, kumulatywnym pozyskiwaniem wiedzy. Zamiast tego nauka jest serią spokojnych okresów przerywanych przez gwałtowne intelektualne rewolucje, po których jeden koncepcyjny światopogląd jest zamieniany przez inny. Żadna nauka przyrodnicza nie może być wyjaśniana bez zastosowania splecionych teoretycznych i metodologicznych poglądów pozwalających na  wybór, ocenę i krytykę”. Rewolucje naukowe związane w  istocie ze  zmianą paradygmatu następują „po długich okresach funkcjonowania nauki instytucjonalnej, tradycyjnie ograniczonej ramami, w których musiała się ona [nauka] znajdować i zajmować się badaniami, zanim mogła te ramy zniszczyć”. Twierdzi się również, że kryzys nauki instytucjonalnej i tym samym kryzys obowiązującego paradygmatu „zawsze niejawnie tai się w badaniach, ponieważ każdy problem, który nauka instytucjonalna postrzega jako łamigłówkę, może być ujrzany z innej perspektywy jako sprzeczność (wyłom)” i tym samym jako źródło kryzysu. Źródło kryzysu, ale równocześnie jako element postępu i rozwoju nauki.

Działania wymienionych powyżej czynników stymulują prace w  ramach paradygmatu (w sensie finansowym, organizacyjnym, prawnym i naukowym), redukując i ewentualnie tłumiąc działania charakteryzujące się innym spojrzeniem na problem. Taki stan nazywany jest paraliżem paradygmatu i oznacza on praktyczną niemożność (ew. ograniczoną szansę) spojrzenia poza obowiązujący sposób myślenia i  postrzegania zjawisk. Paraliż paradygmatu wynika z twierdzenia (Kuhn i inni): „że typowi naukowcy nie są obiektywnymi i niezależnymi myślicielami, a  są konserwatystami, którzy godzą się z tym, czego ich nauczono i stosują tę naukę (wiedzę) do  rozwiązywania problemów zgodnie z dyktatem wyuczonej przez nich teorii. Większość z  naukowców w  istocie jedynie składa układanki, celując w odkrywaniu tego, co i  tak już jest im znane. Twierdzi się tu, że naukowcy mają tendencję do ignorowania odkryć badawczych, które mogą zagrażać istniejącemu paradygmatowi i spowodować rozwój nowego, konkurencyjnego paradygmatu. Tym samym stwierdza się, że  w  trakcie rozwoju nauki nowości wprowadzane są z trudem i z towarzyszącym mu, zgodnym z oczekiwaniami, jawnym oporem”. Równocześnie jednak stwierdza się, że „tylko młodzi uczeni, nie tak głęboko indoktrynowani przez uznane teorie, mogą dokonać odrzucenia starego paradygmatu”. Jako przykłady naukowców, którzy ewidentnie

Neoinstytucjonalne państwo

Neoliberalne koncepcje państwa

Keynesowski paradygmat państwa

Koncepcja państwa

Współczesna ekonomia

Neomerkantylistyczny nurt ekonomii

Szkoła narodowa i historyczna

Tradycyjna ekonomia

Nowa ekonomia dobrobytu

Neokeynesizm

Konwencjonalna ekonomia neoklasyczna

• keynesowski – „podkreślający cykliczną niestabilność gospodarki pozostawionej mechanizmowi rynkowemu oraz tendencję do wzrostu inflacji i bezrobocia. Staje się to  podstawą do  formułowania aktywnej polityki gospodarczej państwa, której celem miałoby być zapobieganie lub łagodzenie skutków niekorzystnych zjawisk gospodarczych. Kluczową rolę w  stabilizowaniu gospodarki przypisuje popytowi globalnemu, który wyznacza poziom podaży produkcji, a  co za tym idzie zatrudnienia. W ramach tego paradygmatu rozwija się wiele szkół makroekonomicznych, jak keynesizm, postkeynesizm i neokeynesizm” • neoklasyczny – nawiązujący do ekonomii klasycznej. „Jako główną tezę prezentuje pogląd, że mechanizm rynkowy prowadzi do optymalnej alokacji zasobów, w tym pełnego zatrudnienia. Rolę regulatora procesów gospodarczych pozostawia rynkowi, tym samym odrzucając konieczność głębokiej interwencji państwa w  gospodarkę. Wiodącymi szkołami rozwijającymi się w  ramach paradygmatu neoklasycznego są monetaryzm oraz ekonomia neoklasyczna. Starają się one budować koncepcje makroekonomiczne bazujące na  klasycznej analizie mikroekonomicznej.” Do innych paradygmatów współczesnej ekonomii należą: strukturalistyczny, modernizacyjny, zależności oraz polityki gospodarczej krajów rozwijających się. Względnie nowym nurtem w  ekonomii jest ekonomia ekologiczna, która wyrosła na gruncie krytyki ekonomii neoklasycznej. Ekonomia ekologiczna jest nauką analizującą

Alternatywne wizje państwa

Neoinstytucjonalizm

Keynesizm

Ortodoksyjna teoria rozwoju

Analizując politykę Unii Europejskiej (ale też części innych krajów świata), w tym formułowaną poprzez akty prawne (przedstawione dla sfery energetyki w rozdziale 2), można stwierdzić, że ekonomia ekologiczna i tym samym paradygmat ekologiczny są obowiązującymi w krajach Unii Europejskiej i tym samym w Polsce. 1.4. Paradygmat w technice Jak wiadomo, nie sposób rozważać rozwoju techniki bez korelacji z ekonomią, ponieważ nowe rozwiązania techniczne niespełniające szeroko pojętych wymogów ekonomii nie stają się (nie stały się) utylitarnymi2. Historycy nauki rozdzielają jednak rozwój techniki i ekonomii. Twierdzą oni, że  zmiany paradygmatu w  technice, technologii i  gospodarce następowały i  następują szybciej niż w  naukach społecznych. Paradygmaty wiąże się tu często z rozwojem techniki i  technologii. Przykładem może być klasyfikacja paradygmatów ujęta w  sensie historycznym, a  zaproponowana przez R. Edwarda Freemana. Definiuje on

System paliw Marksistowskolenin. konc. państwa

Szkoła zależności

Instytucjonalizm konwencjonalny

Koncepcje tradycyjnego solidaryzmu społecznego

Współczesny solidaryzm społeczny

następujące paradygmaty w  technologii i gospodarce: 1. paradygmat sił przyrody (w szczególności mięśni ludzkich, zwierzęcych, a później wiatru i wody) 2. paradygmat siły parowej (od XVII wieku) 3. paradygmat siły elektrycznej (od  XIX wieku) 4. paradygmat masowej produkcji 5. paradygmat technologii informacyjnych 6. paradygmat rozwoju przyjaznego środowisku. Freeman wskazuje przy tym paradygmat szósty jako przyszłościowy. W  pewnym sensie można stwierdzić, że  paradygmat ten jest już paradygmatem funkcjonującym (obowiązującym). Z  jednej strony powyższa klasyfikacja jest jedną z  bardziej ogólnych i  tym samym wydaje się, że jest ona odległa od elektroenergetyki czy też energetyki. Można stwierdzić, że  i  tak, i  nie. Oznacza to, że  przykładowo paradygmat, według którego funkcjonuje elektroenergetyka, to w istocie paradygmat „siły elektrycznej”, ale równocześnie jest to  paradygmat „technologii informacyjnych”, a także – w ostatnich latach – jest to paradygmat „rozwoju przyjaznego środowisku”. Z  drugiej strony tworzy się, przynajmniej w  warstwie werbalnej, chociaż czasem (a  nawet często) również realnej, paradygmat (lub paradygmaty) blisko związane z  obszarem funkcjonowania danego podmiotu lub danej dziedziny techniki. Przykładem w sferze energetyki może być tu tzw. paradygmat bezpieczeństwa energetycznego. Paradygmat ten można rozumieć jako sposób działania podmiotu mający na celu zapewnienie, utrzymanie, uzyskanie lub ewentualnie dojście do  stanu określanego jako stan bezpieczeństwa energetycznego. Czy tak zdefiniowane i  realizowane przez dany podmiot zadanie, czy też sposób funkcjonowania, można określić jako

Neomarksizm

paradygmat? Traktując literalnie definicje przedstawione w  rozdziale 1.1, mówiące przykładowo o  „zbiorze pojęć i  teorii tworzących podstawy danej nauki”, raczej nie. Z drugiej strony pojęcie paradygmatu zakorzeniło się w  piśmiennictwie technicznym (i  nie tylko) i  w  świadomości podmiotów gospodarczych, zmieniając, poszerzając, a  de facto dewaluując swoje oryginalne znaczenie. W  pewnym sensie stało się ono elementem promocji pewnych działań realizowanych przez podmioty. Hasłem kluczem (ale czy paradygmatem?) jest ekologia (ochrona środowiska). Można stwierdzić, że  liczba tzw. paradygmatów artykułowanych przez różne podmioty operujące w  różnych dziedzinach techniki, technologii, gospodarki jest obecnie duża. 1.5. Paradygmat rozwoju sieci OSD Energa System energetyczny jest obiektem składającym się z  systemu elektroenergetycznego oraz systemu paliw (rys. 2). We współczesnych systemach energetycznych podstawowy system paliw stanowią paliwa kopalne, takie jak: węgiel, gaz ziemny i ropa naftowa oraz woda (system wodny), a także paliwa jądrowe. Stosunkowo nowymi elementami systemu paliw są – nieprzedstawione na  rysunku – słońce i  wiatr, a także, obecnie na mniejszą skalę, ciepło ziemi (zasoby geotermalne) oraz biopaliwa (biogaz i biomasa). W  systemie elektroenergetycznym, w  sensie technicznym, wyróżnić można trzy podstawowe elementy: źródła energii (elektrownie), sieci elektroenergetyczne oraz odbiorców. Z własnościowego punktu widzenia można wyróżnić tu odbiorców, elektrownie, spółki dystrybucyjne oraz operatorów sieci: przesyłowej (OSP) i  rozdzielczych (OSD). Operatorzy sieci rozdzielczych

System elektroenergetyczny Elektrownie parowe

paliwa jądrowe

jądrowe

System hydroenergetyczny

wodne

Konwencjonalna ekonomia marks -lenin.

Ekonomia klasyczna

Merkantylizm

i opisującą procesy gospodarcze, społeczne i  ekologiczne, będące podstawą realizacji zrównoważonego rozwoju. Ekonomia ekologiczna odwołuje się do ekologicznego paradygmatu ekonomii i  stoi w  opozycji do ekonomii środowiska i zasobów naturalnych opierającej się na paradygmacie ekonomizacji środowiska. Ekonomia ekologiczna jako wielodyscyplinarna dziedzina nauki czerpie m.in. z takich dziedzin jak: ekonomia, ekologia, urbanistyka, demografia, planowanie przestrzenne. Podstawowymi kategoriami ekonomii ekologicznej są: • kapitał naturalny (przyrodniczy) • sprawiedliwość wewnątrzpokoleniowa, międzypokoleniowa i międzygatunkowa • trwałość (samopodtrzymywanie się, ang. sustainablity) • efekty zewnętrzne.

Katolicka koncepcja państwa

Państwo a rozwój i zależność

Państwo a regulacja

Neomerkantylistyczna konc. państwa

1.3. Paradygmat w ekonomii We współczesnej ekonomii szczególnie popularne są dwa paradygmaty, które wyrosły z ekonomii klasycznej (rys. 1):

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

elektrociepłownie

Sieci

Odbiorcy

sieci elektryczne: -przes yłowe -rozdzielcze

energii elektrycznej

ciepłownicze

energii cieplnej

System ciepłowniczy Klasyczny marksizm

Rys. 2. Struktura systemu elektroenergetycznego Oznaczenia:

Bezpośrednie, silne związki i powinowactwa

Rys. 1. Główne kierunki współczesnej ekonomii

64

Pośrednie, słabsze związki i pokrewieństwa 2

Obecnie stwierdzenie to może budzić kontrowersje.

65


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

i  przesyłowych czasami bywają również właścicielami sieci, którymi sterują (zarządzają). Zdarza się, że  występuje również współwłasność źródeł energii i  sieci elektroenergetycznych. Wymagania i odpowiedzialność w powyżej wymienionych grupach podmiotów można określić następująco: 1. Odbiorcy Wymagania • Odbiorcy wymagają bezprzerwowego dostępu do  energii elektrycznej o  określonych parametrach jakościowych, tj. poziomie napięcia, wartości częstotliwości oraz odpowiednio niskiej zawartości harmonicznych napięcia. • Odbiorcy wymagają również utrzymania cen energii na  niezmiennym poziomie, w  odpowiednio długich okresach czasu lub ewentualnie akceptowalnego małego wzrostu. Odpowiedzialność W tej grupie podmiotów odpowiedzialność za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego praktycznie nie występuje. 2. Źródła energii (elektrownie) Wymagania • Elektrownie, rozumiane jako właściciele, są zainteresowane bezprzerwowym dostępem do sieci elektroenergetycznej. • Elektrownie zainteresowane są brakiem ograniczeń co do  wartości mocy, jaką mogą wprowadzać do sieci elektroenergetycznej w czasie. Powyższe wymagania wynikają z celu realizowanego przez źródła energii, który można określić jako maksymalizację efektu finansowego prowadzonej działalności. Odpowiedzialność Formalnie, pomijając świadomość niezbędności współistnienia (częściej występującego w przypadku źródeł systemowych niż małych, rozproszonych źródeł energii), brak odpowiedzialności za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. 3. Operator systemu przesyłowego Odpowiedzialność Operatorzy systemów przesyłowych (w KSE jeden operator) są praktycznie jedynymi podmiotami, które formalnie są odpowiedzialne za właściwą, tj. bezpieczną pracę systemów elektroenergetycznych. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego z art. 9c, ust. 2 (Prawo energetyczne, 11.08.2011): „Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemu przesyłowego, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za: • bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej w  sieci przesyłowej elektroenergetycznej (1); • zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w  celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym,

66

w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi (4); • opracowywanie prognoz zapotrzebowania na  energię elektryczną i  moc w systemie elektroenergetycznym (16); • określanie potrzeb rozwoju sieci przesyłowej i  połączeń międzysystemowych, a także w zakresie budowy nowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej (17); • utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci przesyłowej elektroenergetycznej (18)”. 4. Operator systemu dystrybucyjnego Odpowiedzialność Zbliżona jest do odpowiedzialności operatora systemu przesyłowego. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego z art. 9c, ust. 3: „Operator systemu dystrybucyjnego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemów dystrybucyjnych, stosując obiektywne i  przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za: • prowadzenie ruchu sieciowego w  sieci dystrybucyjnej w  sposób efektywny, z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz we współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w obszarze koordynowanej sieci 110 kV (1); • eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w  sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego (2); • zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a  tam gdzie ma to  zastosowanie, rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania (3); • współpracę z  innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w  celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów (4); • utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w utrzymaniu odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy koordynowanej sieci 110 kV (14)”. A także z art. 9c, ust. 6: „Operator systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany zapewnić wszystkim podmiotom pierwszeństwo w  świadczeniu usług przesyłania energii elektrycznej wytworzonej w  odnawialnych źródłach energii oraz w  skojarzeniu z  wytwarzaniem ciepła, z  zachowaniem niezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego”. Jak wynika z  powyższego, funkcjonowanie systemów elektroenergetycznych związane jest z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Powyższe zapisy prawne w  okresie

od  momentu ich sformułowania, tj. po zmianie ustroju w Polsce, nie ulegały zasadniczym zmianom. Nastąpiło tylko położenie pewnych akcentów na  zagadnienia ekologiczne (środowiskowe). Można zatem stwierdzić, że  w  przeszłości systemy elektroenergetyczne funkcjonowały (a  część funkcjonuje nadal), opierając się na  paradygmacie bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Chociaż nie zawsze wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego był określany paradygmatem. Obecnie obowiązującym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej, co potwierdza również informacja pozyskana od OSD Energa, jest bezpieczeństwo energetyczne przyłączonych lub planowanych do  przyłączenia do  sieci elektroenergetycznej podmiotów. 2. Bezpieczeństwo energetyczne Podstawą dla energetyki jest ustawa Prawo energetyczne. Ustawa określa zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i  energii, w  tym ciepła, oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych, a także określa organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią. Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i  racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z  umów międzynarodowych oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii. Według definicji zawartej w [3] bezpieczeństwo energetyczne obejmuje sferę racjonalizacji pozyskiwania i użytkowania energii oraz jej dostawy na  wszystkie trzy rynki końcowe: na  rynek energii elektrycznej, rynek ciepła oraz rynek paliw płynnych. Jest to definicja zgodna z zawartą w [2], określającą bezpieczeństwo energetyczne jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na  paliwa i  energię w  sposób technicznie i  ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska. Z  kolei bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej [2] definiuje się jako zdolność systemu elektroenergetycznego do  zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z  zapotrzebowaniem na  tę energię. Tym samym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej [3] do  odbiorców końcowych to  bezpieczeństwo (niezawodność zasilania, jakość energii elektrycznej) rozpatrywane w  perspektywie indywidualnego odbiorcy (w kontekście indywidualnych praw i  obowiązków odbiorcy oraz możliwości jego wpływania na  to  bezpieczeństwo, a  także preferencji czasowych dotyczących własnego ryzyka utraty bezpieczeństwa). W pracy [3] definiuje się również rynkowe bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do  odbiorców końcowych oraz określa się mechanizmy i  narzędzia zarządzania bezpieczeństwem.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

Bezpieczeństwo rynkowe dostaw energii elektrycznej do  odbiorców końcowych jest zarządzane za pomocą mechanizmów rynkowych (płynnych rynków: usług systemowych, energii elektrycznej oraz inwestycyjnego w  segmencie energetyki rozproszonej), z wykorzystaniem zasobów uniwersalizującej się energetyki rozproszonej. Ponadto jest to  bezpieczeństwo zarządzane z  wykorzystaniem produktów rynkowego systemu ubezpieczeń. Jako rynkowe mechanizmy i  narzędzia zarządzania bezpieczeństwem elektroenergetycznym wskazuje się tu: • zdolność technologii do  odpowiedzi na sygnały rynkowe • koszty referencyjne • mechanizmy wielotowarowe na  rynku energii elektrycznej • poziom płynności rynków • zdolność systemu regulacyjnego/prawnego (w  tym podatkowego) do  odpowiedzi na sygnały rynkowe • zdolność gmin do  reagowania w  sytuacjach kryzysowych w  zakresie dostaw energii elektrycznej • zdolność odbiorców do  odpowiedzi na  sygnały rynkowe, w  tym na  utratę bezpieczeństwa energetycznego • podatność niezależnych inwestorów do inwestowania w elektroenergetyce. Równocześnie, oprócz bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, ustawodawca definiuje bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej jako nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w  zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w  tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy sieci. Uwzględniając zawarty w  definicji [2] bezpieczeństwa energetycznego element środowiskowy, bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej można również określić [3] jako dostępność energii w każdym czasie, w różnych formach, w wystarczającej ilości i po możliwie najniższej (optymalnej) cenie, przy zachowaniu warunków ochrony środowiska. Tym samym można mówić o  bezpieczeństwie energetyczno-ekologicznym, definiowanym jako bezpieczeństwo energetyczne, którego koszt uwzględnia spełnienie normatywnych wymagań ochrony środowiska [3]. W literaturze przedmiotu występuje również pojęcie bezpieczeństwa elektroenergetycznego. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne [3] obejmuje dostawę energii elektrycznej oraz sferę racjonalizacji jej użytkowania i  uwzględnia koszt spełnienia normatywnych wymagań ochrony środowiska (w  obszarach: wytwórczym i  sieciowym), w  tym normatywnych wymagań dotyczących bezpieczeństwa ludzi oraz funkcjonowania infrastruktury krytycznej (m.in. systemu zaopatrzenia w energię i paliwa). Rozważając bezpieczeństwo energetyczne, wyróżnia się, poza technicznym aspektem bezpieczeństwa, następujące aspekty: 3

• Aspekt ekonomiczny bezpieczeństwa – sprowadzający się przede wszystkim do  zapewnienia akceptowalnej przez odbiorców końcowych ceny użytecznych nośników energii, określonych w umowach cywilnoprawnych lub w taryfach. Obecnie cena ta uwzględnia również koszt bezpieczeństwa dostaw energii. • Aspekt ekologiczny bezpieczeństwa – wiążący się z troską o zachowanie w należytym stanie środowiska naturalnego dla przyszłych pokoleń i  wymagający spełnienia odpowiednich standardów i zobowiązań ekologicznych. Wskazuje się również na zagrożenia bezpieczeństwa [12], wśród nich rozróżnia się zagrożenia bezpośrednie i pośrednie. Do zagrożeń bezpośrednich zalicza się: • Zmienność zapotrzebowania mocy: – zmienność przewidywalną, zależną od  rozwoju gospodarki i  poziomu konsumpcji, realizowaną w dłuższych okresach czasu – zmienność losową, zależną od zmiany pogody czy nieoczekiwanych zdarzeń o różnym charakterze, np. awarii, realizowaną w krótkich okresach czasu. • Zdarzenia zewnętrzne ze  strony środowiska, o charakterze losowym, np. wyładowania atmosferyczne, burze, powodzie, susze lub mrozy, wpływające na  pracę źródeł i sieci. • Agresje zewnętrzne różnego rodzaju: sabotaż, terroryzm, itp. • Błędy ludzi popełniane na  wszelkich poziomach, przy wszystkich rodzajach czynności dotyczących systemu elektroenergetycznego, od  fazy planowania do eksploatacji. Zagrożenia pośrednie mogą wystąpić w  trzech obszarach: polityki i  ekonomii, techniki (struktury i parametrów systemu) oraz eksploatacji i zarządzania. W sferze polityki i ekonomii wyróżnia się następujące zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego3: • Polityka energetyczna państwa nie uwzględnia wystarczająco różnych potrzeb, wymagań i zagrożeń. • Polityka państwa prowadzi do utrzymania szerokiej własności państwowej i centralnego zarządzania w sektorze. • Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne nie osiągają przychodów umożliwiających pokrycie wszystkich racjonalnych kosztów i  zmuszane są do  realizacji funkcji socjalnych. • Polityka kadrowa w zarządach przedsiębiorstw państwowych podlega nomenklaturze politycznej. • Kształcenie personelu w systemach szkolnictwa nie odpowiada obecnym i  przyszłym potrzebom elektroenergetyki. • Państwo przyjmuje wymagania i  zobowiązania dotyczące sektora elektroenergetycznego bez tworzenia warunków odpowiednich do ich realizacji. • Występuje brak zainteresowania polityków i  administracji państwowej bieżącymi problemami i  przyszłością elektroenergetyki.

W  sferze struktury i  parametrów systemu elektroenergetycznego wyróżnia się następujące zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego: • Nietrafione prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną. • Procesy diagnostyki i odnowy nie odpowiadają potrzebom; brak kompleksowej oceny stopnia zużycia elementów systemu elektroenergetycznego. • Inwestycje w  zakresie źródeł energii elektrycznej i sieci nie obejmują potrzeb wynikających ze  zużycia technicznego i moralnego części źródeł, a także zmian w rozmieszczeniu odbiorów. • Systemy zbierania, przesyłu i  przetwarzania danych, a  także systemy zabezpieczeń są przestarzałe. Konieczna jest szeroka informatyzacja systemu elektroenergetycznego umożliwiająca identyfikację stanu pracy każdego węzła sieci SN, a także warunków technicznych i ekonomicznych przyłączenia. Występowanie powyższych zagrożeń bezpośrednich i pośrednich może prowadzić do: • naruszenia wystarczalności i stabilności systemu elektroenergetycznego • wysokich kosztów energii i  utraty konkurencyjności przedsiębiorstw energetycznych • pogorszenia jakości energii, m.in. na  skutek wzrostu częstości i  zasięgu zakłóceń. 3. Kierunki rozwoju systemów elektroenergetycznych W  systemach elektroenergetycznych zachodzą obecnie przemiany. Wynikają one z rozwoju źródeł energii elektrycznej, upowszechniania się energoelektroniki (wpływ na  odbiory energii, systemy przesyłu oraz źródła energii) oraz z potencjalnego rozwoju zasobników energii. Zakładać należy, że  przemiany będą się pogłębiać w kolejnych latach. Do problemów, a  właściwie zadań, przed którymi staną (stają) współczesne systemy elektroenergetyczne, a dokładniej podmioty działające w  obszarze elektroenergetyki (w  tym spółki dystrybucyjne oraz operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych), należy zaliczyć: 1. Sterowanie podsystemem elektroenergetycznym z dużym nasyceniem źródłami rozproszonymi, tzw. sieci inteligentne (Smart Grid), a w tym: • rozwój sieci informatycznej na szczeblu operatora systemu dystrybucyjnego na potrzeby sterowania źródłami rozproszonymi, siecią rozdzielczą i  odbiorami (usługa sterowania poborem energii elektrycznej) • rozwój algorytmów sterowania źródłami rozproszonymi • rozwój algorytmów sterowania siecią rozdzielczą, w tym w celu eliminacji przeciążeń dynamicznych elementów sieci • rozwój systemów technicznej realizacji usługi sterowania zapotrzebowaniem na  energię elektryczną, w  tym liczniki energii z komunikacją dwukierunkową • rozwój elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w sieciach tego typu • rozwój nowych układów sieciowych

Podano wybrane elementy z pozycji [12]. Niektóre ze stwierdzeń są dyskusyjne.

67


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

• rozwój systemów WAMS do synchronicznego monitoringu dużych obszarów. 2. Technologie zasobnikowe i zastosowania zasobników energii elektrycznej w systemach elektroenergetycznych. 3. Samochody elektryczne, a w tym: • rozwój źródeł energii dla samochodów elektr ycznych, tj. akumulatorów i superkondensatorów • wykorzystanie samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasobnika energii elektrycznej w  systemie elektroenergetycznym • rozwój sieci stacji na potrzeby ładowania samochodów elektrycznych oraz algorytmy ich sterowania, również w  przypadku wykorzystywania samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasobnika energii. 4. Ogniwa paliwowe, a w tym: • rozwój technologii ogniw paliwowych i  możliwości ich wykorzystania w systemie elektroenergetycznym • wykorzystanie ogniw paliwowych jako elementu zasobnika energii • rozwój układów „kogeneracyjnych” zasobnikowych typu: ogniwo paliwowe + elektrownia wiatrowa, ogniwo paliwowe + źródło fotowoltaiczne oraz innych, np. zastosowania w komunikacji • rozwój algorytmów sterowania ogniwami paliwowymi w  różnych konfiguracjach pracy na  potrzeby systemu elektroenergetycznego. 5. Obrona i  odbudowa systemów elektroenergetycznych, a w tym: • rozwój automatyki samoczynnego częstotliwościowego odciążania – SCO • rozwój automatyki samoczynnego napięciowego odciążania – SNO • rozwój rozproszonych autonomicznych układów obrony systemu elektroenergetycznego na  poziomie odbiorców indywidualnych, będących odpowiednikami automatyki SCO i SNO systemowych • rozwój algorytmów sterowania źródłami energii, w tym źródłami rozproszonymi w procesach obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego • rozwój systemów wydzielania, utrzymywania i resynchronizacja wysp w sieciach dystrybucyjnych. 6. Usługi systemowe na poziomie systemów dystrybucyjnych, a w tym: • operator systemu dystrybucyjnego jako podmiot kontraktujący i  koncentrujący usługi systemowe na  rynku (w  podsystemie) lokalnym • operator systemu dystrybucyjnego jako dostawca usług systemowych operatorowi systemu przesyłowego. 7. Integracja sieci elektroenergetycznych i  gazowych jako element segmentu bezpieczeństwa energetycznego, a w tym: • rozwój technologii źródeł gazu i biogazu • rozwój zdolności współpracy sieci elektroenergetycznych i gazowych w zakresie pokrywania wahań (okresowego niedoboru) zapotrzebowania • rozwój algorytmów zintegrowanego sterowania sieci gazowej i elektroenergetycznej. 8. Monitorowanie i zarządzanie obciążalnością linii elektroenergetycznych, a w tym:

4 5

68

• rozwój nowych technologii i  metod zwiększania przepustowości linii elektroenergetycznych • rozwój systemów i urządzeń do monitorowania obciążalności dynamicznej linii elektroenergetycznych • rozwój systemów komunikacji centrum zarządzania z  układami pomiarowymi na liniach elektroenergetycznych • rozwój algorytmów zarządzania obciążeniem linii elektroenergetycznych. 9. Wzrost koncentracji zapotrzebowania mocy na  niewielkich obszarach powodowany: • instalacjami stacji ładowania samochodów elektrycznych • budową kolei dużych prędkości, która może być zasilana z sieci dystrybucyjnej WN • budową wielkopowierzchniowych obiektów handlowych i  rozrywkowych (hipermarkety, galerie handlowe, hale i stadiony sportowe) • budową budynków wysokościowych o przeznaczeniu mieszkalno-biurowym. 10. Rozwój sieci prądu stałego, lokowanego co prawda głównie w  systemie przesyłowym, ale (poprzez możliwość sterowania przepływami mocy) zmieniający warunki pracy sieci dystrybucyjnej WN4. Wśród możliwych ścieżek rozwoju technologii HVDC są: • łącza prądu stałego do farm wiatrowych dużych mocy, lądowych i morskich • transgraniczne łącza prądu stałego, współpraca energetyczna z krajami nadbałtyckimi, ale i Rosją, Białorusią i Ukrainą • budowa sieci wielowęzłowych prądu stałego, tzw. Multi Terminal HVDC • znaczące zwiększenie udziału przekształtników tranzystorowych względem obecnej przewagi układów tyrystorowych • wykorzystanie układów prądu stałego w zasilaniu wielkich metropolii. Za prognozowanym rozwojem systemu elektroenergetycznego, widzianego jako całość, musi postępować rozwój sieci elektrycznej. Wymienione powyżej prawdopodobne kierunki zmian w  systemie elektroenergetycznym wymuszać będą wprowadzanie zmian w  strukturze, sposobie sterowania i eksploatacji sieci dystrybucyjnych WN, SN i nN. Przewidywane zmiany można podzielić, w  zależności od  horyzontu czasowego ich wprowadzania, na  krótkoterminowe, obejmujące okres najbliższych 3–5 lat, oraz długoterminowe, których wprowadzenia można się spodziewać w  perspektywie 2025 roku lub później. W ocenie autorów pracy, a także na podstawie innych opracowań z  dziedziny prognozowania rozwoju sieci [1, 4, 5, 6, 7], można sformułować wnioski, że w najbliższej przyszłości – w horyzoncie krótkoterminowym – nie należy spodziewać się gwałtownych zmian czy rewolucji w  budowie i  funkcjonowaniu sieci. Należy przyjąć, że  będzie to  raczej powolna ewolucja, a  pryncypia funkcjonowania sieci WN, SN i  nN będą zbliżone do obecnych. Sytuacja powolnych zmian wymuszana będzie głównie przez kondycję finansową spółek dystrybucyjnych

i  spodziewane niewielkie przyrosty mocy i energii pobieranej przez odbiorców. Poniżej przedstawiono najważniejsze prognozowane kierunki rozwoju sieci. Dla sieci WN • Sieci dystrybucyjne WN będą w znakomitej większości budowane jako linie napowietrzne z  przewodami nieizolowanymi. Większa część linii zostanie przebudowana do temperatury roboczej 80oC, a tylko niewielka część linii pozostanie nieprzebudowana, dostosowana, jak obecnie, do  temperatury roboczej 40 oC. Monitoring temperatury linii i  systemy określania bieżącej dopuszczalnej obciążalności będą stosowane na wybranych odcinkach linii. • Jedynie w  dużych miastach, przy braku innych możliwości, stosowane będą kablowe linie 110 kV bądź wstawki kablowe w liniach napowietrznych. • Zachowana zostanie typowa struktura słupów linii – jako konstrukcje kratownicowe – stalowe, przeznaczone pod linie jedno- i dwutorowe. W nowo budowanych liniach pojawią się konstrukcje słupów oparte na żerdziach wirowanych. Linie te będą mogły być budowane jako wielotorowe i wielonapięciowe. • Automatyka zabezpieczeniowa linii będzie bazowała na  zabezpieczeniach podimpedancyjnych, często jeszcze bez łącza komunikacyjnego oraz na  zabezpieczeniach różnicowych dla linii krótkich. Uzupełniające będą zabezpieczenia zerowoprądowe od  zwarć doziemnych. Stosowane będą wyłączniki umożliwiające jedynie 3-fazowy SPZ. • Eksploatowane obecnie stacje WN/SN w układzie H pozostaną jako dominujące. Dla sieci SN • Sieci rozdzielcze SN będą sieciami o napięciu znamionowym 15 kV5. • Sieci średniego napięcia będą pracować w  układach otwartych, przy jednoczesnym niedopuszczaniu do pracy równoległej transformatorów w stacjach zasilających, tak aby ograniczać wartości prądów zwarciowych. Jako standardowe prądy zwarcia dla sieci SN uzasadniony jest stosowany obecnie poziom 12,5 kA. • W  obszarach miejskich i  podmiejskich typowym rozwiązaniem będzie sieć kablowa, a  w  strefach wiejskich – sieć napowietrzna, z  niewielkim udziałem kabli. • Podstawowym układem ciągów liniowych w  sieci napowietrznej SN będzie stosowany obecnie układ magistralno-odgałęźny ze stacjami na pojedynczych odczepach. Wskazane jest, by magistrala miała możliwość drugostronnego zasilania. • Podstawowym układem ciągów liniowych w  sieci kablowej SN będzie stosowany obecnie układ magistralny. Magistrala będzie miała możliwość drugostronnego zasilania. • Stacje SN/nN powinny być lokalizowane możliwie blisko środka obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nN.

Obecnie nie przewiduje się w Polsce budowy sieci prądu stałego, niemniej jednak w zestawieniu kierunków rozwoju sieci wskazuje się powyższą problematykę, ponieważ jest ona szeroko rozważana w ogólnoświatowych publikacjach. Jest to poziom napięcia przyjęty jako docelowy w koncernie Energa SA. W innych spółkach dystrybucyjnych mogą być stosowane inne poziomy napięcia, np. 20 kV.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

• Sieci będą pracowały z  punktem neutralnym uziemionym przez rezystor lub jako sieci kompensowane z  ograniczonym prądem zwarcia doziemnego. • Automatyka zabezpieczeniowa rozdzielni SN będzie oparta na analogowych i cyfrowych układach EAZ i  wyłącznikach w  polach odejściowych. Na zabezpieczenia pól odejściowych będą się składać, jak obecnie: zabezpieczenia nadprądowe bezkierunkowe od zwarć międzyfazowych oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe (zerowoprądowe, zerowoprądowe kierunkowe, admitancyjne itp.). Transformatory SN/nN zabezpieczane będą w znakomitej większości bezpiecznikami. W  sieciach napowietrznych, w  wybranych miejscach będą stosowane łączniki sterowane radiowo. W sieciach kablowych powinny być stosowane rozłączniki w każdej stacji SN/nN, w  miarę możliwości zdalnie sterowane. • Napowietrzne linie w  znakomitej większości będą wykonywane jako nieizolowane (z  przewodami gołymi) oraz jako izolowane lub z izolacją niepełną [9]. • Będzie następowała penetracja sieci przez źródła generacji rozproszonej (elektrownie wiatrowe, biogazownie itp.). Dla sieci nN • Dla sieci niskiego napięcia będą stosowane najczęściej układy otwarte lub w wyjątkowych sytuacjach tzw. uproszczone sieci zamknięte6, poprawiające warunki napięciowe w istniejącej sieci. • W sieciach napowietrznych nN – niezależnie od  rodzaju stosowanych przewodów linii: gołe czy izolowane – będzie stosowany układ magistralno-odgałęźny z  magistralą zasilaną jednostronnie. Przyłącza i odgałęzienia będą przyłączone bezpośrednio do  linii, bez stosowania łączników. • Dla obszarów wiejskich podstawowym rozwiązaniem będzie sieć z przewodami izolowanymi, zawieszonymi na słupach. Rozwiązanie to będzie wypierało istniejące do tej pory sieci napowietrzne z przewodami gołymi. W miastach, w zależności od  gęstości zabudowy, będą stosowane: kable układane w  ziemi lub struktura mieszana, tj. kable i  linie napowietrzne z przewodami izolowanymi. • Sieci będą zabezpieczane bezpiecznikami oraz wyłącznikami współpracującymi z  wyzwalaczami elektromagnetycznymi i termobimetalowymi. Rozwój sieci WN, SN i  nN w  dłuższej perspektywie czasowej, poza 2025 rok, nie jest określony. Podawaną poniżej wizję rozwoju sieci, mimo jak najlepszych starań i chęci autorów, należy uznać za prawdopodobny, ale nie pewny scenariusz rozwoju. U podstaw tego scenariusza leżą przesłanki rozwoju systemu przedstawione na początku niniejszego rozdziału. Wskazują one na możliwość, że sieć dystrybucyjna może przenosić znacznie większe obciążenia niż obecnie, głównie dzięki zamianie zaopatrywania systemów transportowych z systemu dystrybucji paliw płynnych na  sektor

6

7

elektroenergetyki. Stawia to przed spółkami dystrybucyjnymi trudne wyzwania, ale i wielkie możliwości. Jak łatwo policzyć – przyjmując średni przebieg samochodu osobowego jako 15 tys. km rocznie, spalanie na poziomie 8 litrów na 100 km i  obecne ceny paliw – koszty paliwa dla jednego auta to ok. 500 zł na miesiąc. Zastosowanie energii elektrycznej do napędu pojazdów spowoduje, że  podobna kwota trafi od  każdego posiadacza samochodu elektrycznego do  spółki dystrybucyjnej. Oznaczać to może kilkukrotny wzrost wolumenu sprzedawanej obecnie energii elektrycznej. Spółki dystrybucyjne mogą bardzo zyskać, o ile z odpowiednim wyprzedzeniem przygotują infrastrukturę sieciową, zdolną dostarczyć właściwe ilości mocy i  energii. Przewidywany rozwój sieci w perspektywie długoterminowej może być następujący: Dla sieci WN • Sieci dystrybucyjne WN w  miastach i  na  terenach o  dużym zapotrzebowaniu na moc będą budowane jako linie kablowe. Podniesie to ich niezawodność, zwiększy odporność na warunki atmosferyczne. Jednocześnie redukcji będą ulegały: pole elektryczne i magnetyczne wokół linii, a  także niezakłócone pozostaną walory architektoniczne i krajobrazowe. Szerokość korytarza, przeznaczonego na  przeprowadzenie linii, będzie niewielka, co przy dużym zagęszczeniu budownictwa jest niezmiernie istotne. • Na terenach o rzadkiej zabudowie, na terenach wiejskich, leśnych, będą budowane linie napowietrzne z przewodami wysokotemperaturowymi, wyposażone w systemy określania bieżącej dopuszczalnej obciążalności. Często linie będą budowane jako wielotorowe i  wielonapięciowe, tak aby w wyznaczonym dla linii korytarzu móc przesyłać jak największą moc. • Automatyka zabezpieczeniowa linii będzie bazowała na  zabezpieczeniach odcinkowych, wykorzystujących pomiary z  dwóch końców zabezpieczanej linii (zabezpieczenia różnicowe, porównawczo-fazowe). Dla linii napowietrznych stosowane będą wyłączniki umożliwiające 1-fazowy SPZ. • Eksploatowane obecnie stacje WN/SN na terenach o małym zaludnieniu pozostaną budowane jako napowietrzne, natomiast na  terenach miejskich regułą będą stacje wnętrzowe, z izolacją gazową, często budowane pod ziemią. • W  bardzo dużych aglomeracjach miejskich sieć WN miasta może być zasilana z linii przesyłowych prądu stałego przez stacje przekształtnikowe7. • Transformatory WN/SN wyposażane będą w  energoelektroniczne przełączniki zaczepów, umożliwiające bardzo szybkie i nielimitowane w sensie liczby przełączeń zmiany przekładni, zapewniając tym samym właściwe poziomy napięcia w sieci SN. Dla sieci SN • Sieci rozdzielcze SN pozostaną jako pracujące przy napięciu znamionowym 15 kV, lecz zwiększy się ich nasycenie w terenie.

• Część sieci, na terenach o dużym zagęszczeniu pobieranej mocy, może pracować jako sieci trwale zamknięte lub zmieniające samoczynnie topologię, w zależności od  bieżących warunków. Rozwój monitoringu i  systemów sterowania siecią w czasie rzeczywistym pozwoli wyeliminować ewentualne problemy z  prądami wyrównawczymi i problemy wykrywania zakłóceń. • Zamykanie sieci i jednoczesny wzrost jej sztywności napięciowej będą skutkowały bez wątpienia wzrostem mocy zwarciowych i, co za tym idzie, wzrostem wartości prądów zwarciowych. Przeciwdziałanie temu może być realizowane ograniczaniem prądów zwarciowych przez wyłączniki ultraszybkie i  ograniczniki prądów zwarciowych. • W  obszarach miejskich i  podmiejskich typowym rozwiązaniem będzie sieć kablowa, a  w  strefach wiejskich o niewielkim zagęszczeniu odbiorców – sieć napowietrzna z przewodami izolowanymi. Zastosowanie przewodów izolowanych praktycznie całkowicie wyeliminuje awarie linii spowodowane przez wiatr i  burze, śnieg i  szadź na  przewodach i  drzewach. Zastosowanie przewodów izolowanych znacznie zmniejszy nakłady na  okresowe wycinki drzew rosnących wzdłuż linii. • Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci kablowej SN będzie obecnie układ magistralny. • Stacje SN/nN powinny być lokalizowane możliwie blisko środka obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nN. • Sieci będą pracowały z  punktem neutralnym, uziemionym przez rezystor, z  ograniczonym prądem zwarcia doziemnego. • Au t o m a t y k a z a b e z p i e c z e n i o w a w rozdzielni SN będzie oparta na cyfrowych układach EAZ i  wyłącznikach w polach odejściowych. Na zabezpieczenia pól odejściowych sieci otwartych będą się składać, jak obecnie: zabezpieczenia nadprądowe bezkierunkowe od  zwarć międzyfazowych oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe (zerowoprądowe, zerowoprądowe kierunkowe, admitancyjne itp.). W przypadku sieci zamkniętych stosowane mogą być urządzenia centralne, wykorzystujące rozproszone pomiary z  sieci i  działające selektywnie na wybrane wyłączniki w sieci. Struktura takiego zabezpieczenia odpowiadałaby stosowanym obecnie w  rozdzielniach NN i  WN zabezpieczeniom szyn, które dzięki znajomości topologii (stany łączników) i  pomiarów są w  stanie szybko i selektywnie działać, nawet w przypadku bardzo złożonych układów stacji. • Transformatory SN/nN zabezpieczane będą w  znakomitej większości wyłącznikami zintegrowanymi z  właściwymi zabezpieczeniami. • W sieciach kablowych i napowietrznych będą stosowane powszechnie łączniki sterowane zdalnie, umożliwiające automatyczne wyizolowanie uszkodzonego

Układ uproszczonej sieci zamkniętej powstaje, gdy sieć nN zasilana jest z kilku stacji SN/nN, przyłączonych do jednej magistrali SN. Sieci takie mogą być użytkowane na terenie o dużej koncentracji mocy (np. w zakładach przemysłowych), gdy cała sieć należy do jednego podmiotu gospodarczego i gdy sieć jest przystosowana do trudniejszych warunków zwarciowych (większe wartości prądów zwarciowych na skutek pracy równoległej). PSE-Operator nie planuje obecnie budowy sieci prądu stałego do zasilania aglomeracji miejskich.

69


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

fragmentu sieci po wystąpieniu zakłócenia lub zmianę jej topologii, gdy zajdzie taka potrzeba. • Będzie następowała dalsza penetracja sieci przez źródła generacji rozproszonej (elektrownie wiatrowe, biogazownie itp.). Dla sieci nN • Dla sieci niskiego napięcia będą stosowane układy otwarte. • Do sieci może zostać przyłączona duża liczba mikroźródeł generacji rozproszonej. Źródła takie (fotowoltaika, mikroturbiny wiatrowe) przyłączane będą do sieci przez przekształtniki energoelektroniczne. • Linie będą budowane jako kablowe lub napowietrzne z  przewodami izolowanymi, w  zależności od  rodzaju terenu i zagęszczenia odbiorców. • Sieci będą zabezpieczane bezpiecznikami oraz wyłącznikami współpracującymi z  zabezpieczeniami elektronicznymi, włączonymi w układy pomiarowo-decyzyjne Smart Grid. Jak wynika z  przedstawionych rozważań, zakres działań technicznych, związanych z  przemianami w  systemach (sieciach) elektroenergetycznych, może być ogromny, co będzie z kolei wymagało bardzo dużych nakładów finansowych. Środki finansowe mogą zostać pozyskiwane z  bieżącej działalności spółek dystrybucyjnych oraz z  funduszy celowych, przeznaczonych na rozwój określonych obszarów sieci (bądź szerzej systemów) elektroenergetycznych. Należy sądzić, że brak dodatkowych środków (spoza bieżącej działalności, tj. z funduszy celowych) dla spółek dystrybucyjnych uniemożliwi lub bardzo istotnie ograniczy wymagane (planowane) przemiany w sieciach elektroenergetycznych. W takim bowiem przypadku problem (i  zarazem zdolność) rozwoju współczesnych (szczególnie niedoinwestowanych) systemów elektroenergetycznych stanie się de facto problemem optymalizacji wielokryterialnej, w którym ograniczenie społeczne (zezwolenie na wzrost ceny energii w celu pokrycia inwestycji w  sieci) będzie się jawiło jako podstawowe, a kolejnym będzie (w istocie jest) obowiązujący stan prawny (wymuszający praktycznie odbiór całej wyprodukowanej energii elektrycznej z OZE i równocześnie znacząco utrudniający, a  czasami wręcz uniemożliwiający budowę nowych linii elektroenergetycznych8. Ograniczenie społeczne jest tu ograniczeniem kontrolowanym pośrednio przez rząd poprzez Urząd Regulacji Energetyki. Jak wiadomo, stopień przyzwolenia społecznego zależy od  dużej liczby czynników, a w tym od zdarzeń (awarii), jakie miały miejsce w systemach elektroenergetycznych, sytuacji energetycznej, sytuacji ekonomicznej itd. W systemach demokratycznych kadencyjność władzy wzmacnia siłę społeczeństwa, dlatego też duży wzrost ceny energii jako element pokrycia kosztów rozwoju sieci elektroenergetycznych jest mało prawdopodobny.

8

70

Ma to zmienić ustawa o korytarzach celu publicznego.

4. Problemy rozwoju sieci elektroenergetycznych

4.2. Problemy techniczne To największy zbiór problemów dotykających sieci dystrybucyjnych na  każdym poziomie napięcia. Wśród problemów technicznych dominują problemy związane z rozwojem oraz z eksploatacją sieci. W niniejszym rozdziale scharakteryzowano najważniejsze problemy techniczne.

dystrybucyjne muszą się kierować, może być realizowane przez: • przebudowę istniejących linii WN i dostosowywanie ich do  wyższej temperatury roboczej, a  w  przypadku nowo projektowanych linii wymaganie temperatury roboczej 80oC • stosowanie dużych przekrojów przewodów roboczych, zapewniających większe wartości prądów dopuszczalnych długotrwale • monitorowanie faktycznej temperatury pracy przewodów i  utrzymywanie obciążenia przewodów nie większego niż wynika to  z  aktualnych (rzeczywistych), a nie katalogowych wartości prądu dopuszczalnego długotrwale • rozbudowę infrastruktury sieciowej, poprzez budowę linii równoległych, układów dwu- i wielotorowych • instalowanie w sieci przesuwników fazowych lub układów energoelektronicznych umożliwiających sterowanie przepływami mocy.

Problemy przepustowości sieci Problem ten dotyka obecnie głównie sieci 110 kV i  wynika z  ograniczeń temperaturowych przewodów linii, które wynoszą najczęściej 40oC. Problem uwidacznia się latem, gdy temperatury otoczenia są wyższe i  wzrost obciążenia przewodów powoduje istotny wzrost ich temperatury. Dodatkowo obserwowana w ostatnich latach tendencja do  wzrostu obciążenia w  letnie, gorące dni, związana z  coraz powszechniejszym użyciem urządzeń klimatyzacyjnych, powoduje wzrost obciążeń w najtrudniejszych dla linii warunkach otoczenia. Na pogorszenie warunków pracy sieci 110 kV przez wzrost obciążenia ma także wpływ penetracja tej sieci przez źródła generacji rozproszonej, głównie farmy wiatrowe. Spowodowane dyrektywami Unii Europejskiej, zakładającymi wzrost ilości energii pozyskiwanej ze źródeł odnawialnych, zainteresowanie budową takich obiektów może się przekładać na istotny wzrost obciążenia sieci WN. Sposób, w jaki farma przyłączona do danej linii WN będzie oddziaływać na swoje otoczenie, nie jest jednak możliwy do uogólnienia, gdyż zależy nie tylko od aktualnej mocy generowanej z  danej farmy wiatrowej. Oddziaływanie farmy uzależnione będzie od  alokacji odbiorców przyłączonych do sieci, rozmieszczenia innych źródeł wytwórczych oraz sposobu pracy nadrzędnej sieci NN. W  pewnych przypadkach farma może skutecznie odciążać sieć, powodując dostarczanie generowanej mocy do bliskich odbiorców, jednocześnie ograniczając przepływy mocy z sieci NN. W innych przypadkach przepływy od  przyłączonych do  sieci dystrybucyjnej farm mogą się kumulować, powodując przeciążenia fragmentów sieci WN lub transformatorów NN/WN. Zatem źródła generacji rozproszonej muszą być ogólnie rozważane jako potencjalne zagrożenie dla ograniczenia przepustowości sieci WN. Rozwiązanie problemu przepustowości sieci WN w obecnym stanie prawno-techniczno-ekonomicznym, którym spółki

Zasadniczą różnicą pomiędzy sieciami WN oraz SN i  nN jest fakt, że  sieci WN pracują w  znakomitej większości jako sieci zamknięte, zasilane wielostronnie. Powoduje to, że  jakiekolwiek wyłączenie pojedynczej linii nie pozbawia zasilania stacji WN/SN, ale prowadzi do  zmiany obciążeń w sieci. Wówczas, mimo formalnej konieczności spełnienia przez elementy sieci WN kryterium niezawodnościowego n-1, może wystąpić stan przeciążenia i konieczność wyłączenia kolejnych elementów sieci. Konieczność spełniania kryteriów niezawodnościowych, n-1 oraz n-2, przekłada się na ostrzejsze wymagania dotyczące dostosowania dopuszczalnej obciążalności przewodów do różnych warunków pracy sieci. Problem ten jest dużo mniejszy dla sieci SN i nN, które są sieciami promieniowymi. W  takim wypadku sieć zaprojektowana do zapewnienia zasilania określonej grupy odbiorców nie jest narażona na  istotny wzrost obciążenia na  skutek wyłączenia części sieci z pracy. Problem przepustowości sieci SN związany jest zatem z  dynamiką przyrostu zapotrzebowania na energię elektryczną. Znakomita większość odbiorców korzysta z zasilania z sieci SN poprzez transformatory SN/nN, których właścicielami są spółki dystrybucyjne lub w przypadkach większych odbiorników sami odbiorcy. Wynika z tego, że obciążenie sieci SN rodzi się w sieci nN i rozwój sieci SN napędzany jest wzrostem zapotrzebowania na  moc i energię w sieci nN. Elementami ograniczającymi przepustowość są zatem w pierwszej kolejności sieci nN, następnie transformatory SN/nN, dalej sieć SN i transformatory WN/SN. Sieć nN ma dwa główne ograniczenia co do  ilości przesyłanej mocy. Projektując sieć nN i  przewidując jej rozwój w  przyszłości, należy zapewnić nie tylko spełnienie warunku zachowania prądów płynących w  sieci mniejszych od  wartości dopuszczalnych, wykorzystywanych przewodów czy kabli, ale także zapewnić odpowiedni poziom napięcia odbiorcom. Poziom

4.1. Wstęp Rozwój sieci elektroenergetycznych napotyka na problemy niezależnie od poziomu napięcia sieci. Rozwój sieci dystrybucyjnych WN, SN czy nN niesie ze sobą wyzwania dla zarządzających ich rozwojem i eksploatacją spółek dystrybucyjnych. Problemy rozwoju sieci można podzielić na kilka kategorii: • problemy techniczne • problemy ekonomiczne • problemy środowiskowe • problemy społeczne.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

napięcia w sieci nN sprawia, że nawet niezbyt duże moce przyłączane w głębi sieci mogą powodować powstawanie dużych spadków napięcia i  obniżenie jakości dostarczanej odbiorcom energii do poziomu nie do zaakceptowania. Dla sieci niskiego napięcia przepustowość powinna być zatem rozumiana nie tylko jako warunek spełniania kryterium prądów dopuszczalnych długotrwale, a jako możliwość dostarczenia zamówionej mocy o właściwej jakości, do lokalizacji wskazanej przez odbiorcę. Powyższe warunki powodują, że sieć nN nie może być zbyt rozległa i transformatory SN/nN muszą być instalowane dość blisko odbiorców. Lokalizacja stacji SN/nN, wynikająca z  potrzeb odbiorców, leży u  podstaw projektowania i rozwoju sieci SN. Z punktu widzenia przepustowości sieć SN powinna zasilać stacje SN/nN w sposób zapewniający przede wszystkim zachowanie dopuszczalnych wartości prądów we wszystkich odcinkach sieci. Problematyka poziomów napięć jest tu nieco mniej istotna niż w  sieciach nN, z racji możliwości regulacji poziomów napięć na szynach stacji WN/SN zasilającej sieć, a  także ustawienia wymaganej przekładni transformatorów SN/nN (w  stanie beznapięciowym). Ideę rozwijania sieci dystrybucyjnej, ukierunkowaną „od dołu do góry” pod kątem zapewnienia przepustowości i dostarczenia odbiorcom oczekiwanej mocy, przedstawiono schematycznie na  rys. 3. Rysunek

L1 Tr1 L2

SN

L3

WN

L4

Tr4 Tr2

Tr3

Rys. 3. Ogólny schemat rozwoju sieci dystrybucyjnej z punktu widzenia przepustowości

przedstawia cztery grupy odbiorców nN, dla których dobrano lokalizację oraz moc zainstalowanego transformatora SN/nN, zapewniającego dostarczenie zamówionej mocy i energii. Wybór lokalizacji transformatora w przypadku kryterium przepustowości jest pochodną lokalizacji i mocy zamówionych poszczególnych odbiorców. Wybór miejsca zainstalowania transformatora może być wykonany dowolną techniką optymalizacyjną, przy zachowaniu dwóch opisywanych wyżej ograniczeń, tj. wartości prądów dopuszczalnych długotrwale i  właściwych poziomów napięć u  odbiorców. Dalszym krokiem w projekcji rozwoju sieci jest ustalenie kształtu sieci SN. Jej struktura z punktu widzenia przepustowości zależy od lokalizacji istniejących bądź planowanych stacji WN/SN oraz ustalonych miejsc instalacji transformatorów SN/nN. Na rysunku pokazano wpięcie stacji transformatorowej Tr1 do linii L1, zaś stacji Tr2, Tr3, Tr4 do linii L4. Podział taki wynikać powinien z minimalizacji długości linii SN i  planowanego zapotrzebowania na moc w poszczególnych stacjach.

Stan i stopień zużycia urządzeń Kolejny problem techniczny to kwestia stanu i stopnia zużycia urządzeń tworzących sieć dystrybucyjną. Należy zauważyć, że analizowane w pracy problemy rozwoju to także utrzymanie, modernizacja czy otworzenie sieci istniejących. Wskazując kierunki rozwoju, należy również wskazać procedury odbudowy starzejącej się infrastruktury. Na sieć dystrybucyjną składa się bardzo wiele różnego typu elementów. Część najbardziej zauważalna przez odbiorców energii elektrycznej to oczywiście linie elektroenergetyczne. Są to  przede wszystkim linie napowietrzne o  przewodach gołych lub izolowanych oraz linie kablowe, wraz z  całym osprzętem potrzebnym do  ich funkcjonowania: począwszy od  słupów, przez izolatory, głowice, mufy itp. Każdy z  tych elementów ma określony czas życia i  wymaga okresowych przeglądów, remontów czy wymian. Planując rozwój sieci, należy mieć na uwadze, jaki jest stan techniczny infrastruktury, wokół której planowana jest modernizacja. Czy przykładowo dołączenie nowych stacji transformatorowych zasilających powstające osiedle mieszkaniowe do wyeksploatowanej, wymagającej gruntownego remontu linii SN jest właściwe? Czy chwilowe oszczędności, wynikające z takiego rozwiązania, nie spowodują w  perspektywie czasu wzrostu łącznych kosztów, na które złożą się wyższe koszty eksploatacji, a następnie koszty przebudowy (odbudowy) wyeksploatowanej linii. Sieć elektroenergetyczna to nie tylko linie, ale również aparatura łączeniowa, pomiarowa, zabezpieczeniowa, czy systemy łączności. Te urządzenia również podlegają procesom starzenia i  muszą być systematycznie wymieniane lub modernizowane. Ważne, aby optymalizować ich czas wykorzystania, tak aby z  jednej strony eksploatować je możliwie długo, a z drugiej strony wymienić przed okresem, w  którym ich zawodność gwałtownie wzrasta, narażając spółkę dystrybucyjną na straty materialne bądź, co gorsza, narażając pracowników lub przypadkowe osoby na zagrożenie zdrowia i życia. Jakość energii elektrycznej Jakość energii elektrycznej dostarczanej do  odbiorców jest kolejnym z  aspektów technicznych, jakie muszą być rozważane w  bieżącej eksploatacji i  planowaniu rozwoju sieci dystrybucyjnej. Jakość energii można rozważać na dwóch płaszczyznach: gwarantowania przez spółkę dystrybucyjną właściwej energii dla odbiorców oraz wymagania przez spółkę dystrybucyjną, aby przyłączeni do sieci wytwórcy, a także odbiorcy energii, nie pogarszali jakości dostarczanej innym użytkownikom sieci energii. Jakość energii zależy od dwóch czynników. Pierwszy, zależny od  spółki dystrybucyjnej, to stan sieci, jej odporność na zakłócenia wprowadzane przez wytwórców i  odbiorców przyłączonych do  sieci. Stan ten zależy przede wszystkim od sztywności sieci. Im wyższe moce zwarciowe, a impedancja sieci niższa, tym trudniej wprowadzić do sieci zakłócenia będące wynikiem dużej zmienności mocy pobieranej czy oddawanej do sieci, czy też emisją harmonicznych prądów i  napięć. Wobec dużego przyrostu mocy, pobieranego przez różnego

typu układy nieliniowe: falowniki, soft-starty, zasilacze impulsowe czy oświetlenie typu wyładowczego, spółki dystrybucyjne muszą przewidywać również w  planach rozbudowy infrastruktury sieciowej, jak przeciwdziałać tym negatywnym, a  nieuniknionym zmianom charakteru obciążenia. Działania w kierunku poprawy jakości energii mogą być realizowane nie tylko na  gruncie „wzmacniania” sieci czy instalacji pasywnych i  aktywnych filtrów w sieci. Spółki powinny skoncentrować się również na  działaniach prawnych, mających na celu dopuszczanie do użytkowania jedynie odbiorników charakteryzujących się niepogarszaniem jakości energii na skutek ich użytkowania. Działania o  charakterze edukacyjnym, na wzór akcji „Nie pal śmieci”, pod hasłem np. „Nie zaśmiecaj sieci elektrycznej”, powinny być prowadzone razem z  kampaniami promującymi oszczędzanie energii elektrycznej. Smart Grid Smart Grid (sieć inteligentna) to  pojęcie szeroko rozumiane, dotykające aspektów pomiarów i  sterowania siecią w  celu uzyskania dużej niezawodności, elastyczności konfiguracji prowadzącej między innymi do ograniczenia strat przesyłowych. Obecnie instalacje Smart Grid są w początkowej fazie rozwoju. Spółki dystrybucyjne uruchamiają projekty pilotażowe pozwalające na sprawdzenie potencjalnych korzyści tkwiących w  tej technologii. Dość często obecnie wdrażane projekty są jednostronne, ograniczone do zbierania z sieci informacji, bez możliwości interakcji z siecią. Systemy takie, określane jako Smart Metering, są pierwszym krokiem w kierunku sieci inteligentnych, adaptujących się do zmieniających się nieustannie warunków pracy sieci, zmiennej generacji i zmiennego zapotrzebowania na moc i energię. Podchodząc zatem do projektowania rozwoju sieci w perspektywie długoterminowej, nie należy ignorować obecnych przesłanek wskazujących, że w przyszłości systemy Smart Grid będą miały istotny wpływ na pracę sieci. W celu nadążania za wprowadzanymi bardzo szybko w ostatnich czasach nowymi rozwiązaniami technicznymi w zakresie pomiarów, sterowania i łączności konieczne jest systematyczne uaktualnianie planowanych zmian w budowie sieci. Przyłączanie nowych źródeł Przyłączanie nowych źródeł do sieci dystrybucyjnej niesie nowe wyzwania dla funkcjonowania i rozwijania pracy sieci. Generacja rozproszona, wskazywana w  wielu dokumentach kierunkujących rozwój systemów elektroenergetycznych jako preferowana, może być źródłem wielu problemów technicznych dla samej sieci, których eliminacja wiąże się z nakładami finansowymi. Przyłączanie źródeł rodzi, wspominane wcześniej, obawy o możliwość zwiększenia obciążeń sieci i  konieczność ich przebudowy w  celu zwiększenia obciążalności dopuszczalnej długotrwale. Warto jednak zauważyć, że  w  sieciach promieniowych włączenie źródła generacji rozproszonej może przyczyniać się do  odciążenia przynajmniej części sieci. Sposób oddziaływania źródła rozproszonego na sieć zależeć będzie od  relacji pomiędzy mocą generowaną przez źródło a  zapotrzebowaniem

71


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

na moc odbiorców i musi być każdorazowo analizowany. Nowe źródła energii w sieci to także nowe źródła prądu zwarciowego, a  w  konsekwencji wzrost mocy zwarciowej w węzłach sieci. Rodzi to nowe problemy, wymuszając przebudowę rozdzielni, wymianę aparatów i  urządzeń, które były projektowane na mniejsze wartości prądów zwarciowych. W obecnym stanie prawnym spółki dystrybucyjne nie mają możliwości wymagania od inwestora zmiany typu, sposobu sterowania, czy ingerencji w projekt przyłączanego do  sieci źródła. Wydaje się jednak zasadne, aby istniały mechanizmy prawne umożliwiające spółkom dystrybucyjnym, projektującym rozwój sieci, wpływanie na  inwestorów. Wówczas, jako alternatywę dla niewydania zgody na przyłączenie źródła do sieci (np. z powodu przekroczenia mocy zwarciowych), spółka mogłaby zaproponować inwestorowi wykorzystanie innych alternatywnych rozwiązań w projekcie przyłączanego źródła. Przykładowo elektrownie wiatrowe z  maszynami synchronicznymi i przekształtnikiem są źródłem kilkakrotnie mniejszych wartości prądu zwarciowego niż układy z generatorami asynchronicznymi.

dopuszczalnych wartości prądu czy dopuszczalnych wartości spadków napięcia, zostaje do dyspozycji projektanta cała masa rozwiązań, spośród których należy wybrać rozwiązanie najlepsze. Wybór będzie uzależniony od wielu czynników: kosztów budowy linii, średniego obciążenia linii, czasu eksploatacji, prognozy wzrostu obciążenia oraz cen obecnych i prognozowanych energii elektrycznej.

4.3. Problemy ekonomiczne Problematyka ekonomiczna rozwoju sieci jest niezmiernie ważna i  leży u  podstaw procesu decyzyjnego modernizacji i rozbudowy sieci elektroenergetycznych. Efekty ekonomiczne planowanych inwestycji są często wyznacznikiem, czy dany projekt będzie realizowany. To ekonomia decyduje o  rankingu inwestycji (przypadku możliwości wielowariantowych) i wyborze najlepszego rozwiązania. Dość często podobny efekt, z  punktu widzenia ekonomicznego, można osiągnąć różnymi środkami technicznymi, za to przy różniących się znacznie nakładach finansowych. Jako przykład może posłużyć problem dostarczenia zasilania do  dowolnego odbiorcy, które może być zrealizowane na różne sposoby, różnym kosztem. Pojawia się pytanie, czy spełnienie minimalnego zakładanego efektu rozbudowy sieci, jakim jest dostarczenie zamówionej mocy odbiorcy, jest jedynym warunkiem, który należy oceniać, wybierając wariant optymalny modernizacji? Czy stosować politykę krótkoterminową, patrząc na doraźne nakłady, czy patrząc perspektywicznie, oceniać nie tylko i wyłącznie poniesione nakłady na inwestycje, ale zyski długookresowe przy większych nakładach? W procesie projektowania rozwoju i modernizacji sieci można wyróżnić różne grupy problemów ekonomicznych.

Optymalizacja konfiguracji sieci i podziały sieci Dzięki optymalizacji konfiguracji sieci i  podziału sieci możliwe jest ograniczenie przepływów mocy w  sieci i  minimalizacja strat mocy. Właściwa konfiguracja sieci pozwala na  wymierne zmniejszenie strat przesyłowych i  wzrost oszczędności związanych z  eksploatacją sieci. Należy jednak zauważyć, że  konfiguracja (topologia sieci) zapewniająca minimum strat nie jest stała, że zmienia się wraz ze zmiennością obciążeń w sieci. Zatem projektując sieć, czy optymalizując jej działanie, nie należy ograniczać się do jednego charakterystycznego przypadku pracy sieci, a trzeba przeanalizować i  wybrać właściwą konfigurację na  podstawie pewnego spektrum możliwych wariantów obciążenia w  sieci. Jeszcze bardziej atrakcyjna pod względem oszczędności wydaje się budowa systemów sterowania podziałami sieci online, zależna od bieżących przepływów w sieci. Jednakże, aby możliwe było zrealizowanie sterowania taką siecią, należy instalować w sieci zdalnie sterowane łączniki oraz opomiarować sieć. Podnoszona w  ostatnich latach tematyka sieci Smart Grid i systemów Smart Metering powinna w  niezbyt odległej perspektywie czasu pozwolić na  techniczne możliwości realizacji takich systemów. Warto zauważyć, że  dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE zachęca państwa członkowskie UE do  wprowadzania do  eksploatacji sieci inteligentnych.

Ekonomiczna gęstość prądu Problematyka ekonomicznej gęstości prądu decyduje o tym, jakie przekroje przewodów należy stosować w poszczególnych elementach sieci WN, SN i  nN. Pod tym pojęciem rozumie się taką gęstość prądu, przy której całkowite roczne koszty przesyłu będą minimalne. Ekonomiczne kryterium minimalizacji kosztów w  pewnym horyzoncie czasowym oparte jest z jednej strony na  koszcie budowy linii, tym większym, im większe przekroje przewodów są stosowane, a  z  drugiej strony na  zmniejszaniu strat związanych z  przesyłaniem energii daną linią. Doskonale tu widać, że po spełnieniu wymagań technicznych, dotyczących

72

Dobór transformatorów Podobnym zagadnieniem jest dobór transformatorów WN/SN i SN/nN. Przy doborze należy kierować się nie tylko dostosowaniem mocy do  bieżącego obciążenia, lecz trzeba przyjąć prognozę wzrostu obciążenia w  horyzoncie czasowym, adekwatnym do  okresu eksploatacji transformatora. Drugi aspekt doboru, wybór transformatora, wynika ze zróżnicowania transformatorów pod względem strat jałowych i obciążeniowych. Norma [11] klasyfikuje transformatory pod względem strat, definiując poziomy strat obciążeniowych i jałowych. Sprawność energetyczna transformatorów przekłada się na ich cenę, zaostrzając tym samym warunki wyboru najwłaściwszego transformatora.

Gospodarka mocą bierną Problematyka gospodarki mocą bierną w  sieciach dystrybucyjnych jest kolejnym przykładem płaszczyzny, na  której nad kwestiami technicznymi góruje ekonomia. Możliwe jest bowiem różne sterowanie generacją i poborem mocy biernej w sieci, zapewniające dotrzymanie warunków jakości energii, w  tym wymaganych poziomów napięcia, i  zapewniające pożądaną przepustowość sieci. Jednak pewien stopień swobody w ustalaniu zasad wymiany mocy biernej z siecią, akceptowalny technicznie,

ma określone ekstrema z punktu widzenia strat mocy i związanych z tym dodatkowych kosztów eksploatacyjnych. Jest to  kolejny element sieci wymagający przemyślanego podejścia przy projektowaniu struktury i  zasad funkcjonowania sieci dystrybucyjnej, dający możliwości ograniczania strat finansowych. Ważnym aspektem, a  nie zawsze analizowanym globalnie dla sieci, jest problem optymalnego rozmieszczenia kondensatorów w  sieci SN i  sposobów sterowania nimi. O ile odbiorcy przyłączani na poziomie SN i  nN realizują kompensację mocy biernej w  sposób zadowalający, to  w  sieci leżącej w  gestii spółek dystrybucyjnych kryje się spory potencjał do  wprowadzenia zmian. W  planach rozwoju powinno się poddać analizie problematykę kompensacji prądu biegu jałowego transformatorów SN/nN oraz sposoby sterowania mocą bierną baterii kondensatorów, instalowanych w  stacjach WN/SN i  ich współpracę z  regulatorami transformatorów WN/SN. Problematyka optymalnego lokowania źródeł mocy biernej w sieciach SN nabiera nowego aspektu w  obecnej sytuacji, gdy następuje coraz większa penetracja tej sieci źródłami generacji rozproszonej. Duża część tych źródeł ma możliwości uczestniczenia w procesach regulacji mocy biernej, wobec zdolności zarówno generacji i pobierania mocy biernej z  sieci. Ważne jest, aby projektujący rozwój sieci dostrzegali i  chcieli wykorzystywać potencjał tkwiący w  tych źródłach. Inwestorzy przyłączający źródła mocy czynnej, dające możliwości regulacji mocy biernej, powinni być zachęcani poprzez właściwe kształtowanie taryf do uczestnictwa w minimalizacji strat w sieciach. Kształtowanie taryf Być może najważniejszym aspektem związanym z  ekonomicznymi problemami rozwoju jest kształtowanie taryf. To one są źródłem przychodów spółek dystrybucyjnych. Istotne jest, aby zapisy w taryfach odpowiadały kosztom ponoszonym przez spółkę dystrybucyjną za określone usługi, pozwalając równocześnie na  modernizowanie i  rozbudowę sieci, oraz pozwalały na  wypracowanie zysku na  rozsądnym poziomie. Taryfy powinny być konstruowane w sposób zachęcający wszystkie podmioty przyłączone do  sieci. Spółka dystrybucyjna, wprowadzając w  taryfach pewne zapisy, może stymulować określone zachowania odbiorców (np. przeniesienie części poboru mocy poza szczyty obciążenia, większe wykorzystanie energii elektrycznej w weekendy, instalacja energooszczędnych odbiorników itp.) oraz wytwórców (np. udział w  regulacji mocy biernej, instalacja technologii wytwarzania energii o określonych własnościach sterowania itp.). Taryfy mogą być też narzędziami karania podmiotów przyłączonych do sieci za określone zachowania (np. przekraczanie mocy zamówionej, pobór z sieci znacznej mocy biernej, pogorszenie jakości energii elektrycznej itp.). Obowiązujący w taryfach podział na część zależną od zużywanej energii i część zależną od  zamówionej mocy ma uzasadnienie związane ze sposobem zapewnienia możliwości pokrywania tych potrzeb przez spółki dystrybucyjne.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

Część zależna od  zużywanej energii przekłada się na  straty przesyłowe w  sieci i powinna rekompensować straty, jakie spółki ponoszą podczas przesyłu energii przez swoją sieć. Z  drugiej jednak strony musi istnieć przeciwwaga, mechanizm zachęcający spółki do  inwestowania w  poprawę sprawności przesyłania energii, a nie obciążania odbiorców wszystkimi kosztami strat, niezależnie jak duże one by były. Wydaje się również, że przy obowiązujących tendencjach do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych i  poszanowania środowiska naturalnego, taryfy powinny promować oszczędzanie energii elektrycznej. Druga część taryfy związana jest ze zdolnościami przesyłowymi sieci. Zgodnie z pracą [10] powinna bazować ona na  założeniu, że  każdy odbiorca czy wytwórca przyłączony do sieci dystrybucyjnej jest zobowiązany ponosić koszty rozwoju infrastruktury sieciowej w  stopniu proporcjonalnym do  tego, jak ją wykorzystuje. Stosowane obecnie zapisy przyłączania do sieci WN i SN odbiorców i wytwórców stwarzają wrażenie nierównomiernego obciążenia kosztami, w zależności od tego, kiedy i w jakim miejscu podmiot jest przyłączany do sieci. Prognozowanie, niepewność, ryzyko Problemy prognozowania, niepewność i  ryzyko to  zagrożenia trudne do  zidentyfikowania i  określenia na  etapie planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Nie ulega wątpliwości, że muszą być one wplecione w  proces decyzyjny rozwoju sieci, gdyż wobec dynamiki zmian zachodzących we współczesnym świecie nie ma w 100% pewnej metody pozwalającej przewidzieć, jak będą się kształtowały zapotrzebowanie na  energię, ceny energii, koszty funkcjonowania spółki, czy koszty kapitałowe. Powyższe powoduje, że  tworzone i  wdrażane scenariusze rozwoju sieci WN, SN i nN muszą być uaktualniane tym częściej, im większą dynamikę zmian obserwuje się w  sektorze społeczno-gospodarczym, na rynkach kapitałowych czy rynkach paliw. Oszczędności i racjonalizacja użytkowania energii elektrycznej Oszczędności i racjonalizacja użytkowania energii elektrycznej to też aspekt problemów ekonomicznych, związanych z  rozwojem sieci elektroenergetycznych. Kurczące się zapasy paliw kopalnych, chęć redukcji wytwarzanego przy produkcji energii elektrycznej dwutlenku węgla i  innych zanieczyszczeń, a jednocześnie rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną powodują, że spółki dystrybucyjne powinny planować w  swojej strategii rozwoju sieci również działania informacyjne i kampanie promujące działania proekologiczne odbiorców. Pozornie takie działania mogą być odbierane jako niekorzystne dla spółki, bo hamowany jest wzrost obrotu energią elektryczną, zatem podstawowe źródło dochodu, jakim są wpływy z taryf, jest ograniczane. Jednakże oszczędności i  racjonalizacja użytkowania energii przez odbiorców powodują, że  maleją koszty funkcjonowania spółki poprzez ograniczanie strat przesyłowych

9

i redukcję nakładów związanych z koniecznością rozbudowy i  modernizacji sieci. Sumaryczny efekt finansowy może być zatem lepszy niż przy dużym wolumenie sprzedawanej energii, ale i  jednoczesnej konieczności rozbudowy sieci. 4.4. Problemy środowiskowe Problematyka środowiskowa dotyczy styku infrastruktury sieci elektroenergetycznych i  środowiska naturalnego. Definicja środowiska naturalnego mówi o  nim jako o  zbiorze ożywionych i  nieożywionych składników przyrody. Innymi słowy, jest to całe otoczenie, w którym żyje człowiek, włączając w  to  oczywiście człowieka. Sieć elektroenergetyczna, a  w  ogólności cały system elektroenergetyczny oddziałuje na  środowisko naturalne. Służąc ludziom, poprzez dostarczanie niezbędnej w  obecnych czasach do  funkcjonowania energii elektrycznej, wywiera jednocześnie niekorzystny wpływ na  otoczenie, w  tym organizmy żywe. Podchodząc do  problematyki rozwoju sieci dystrybucyjnych, należy wyważyć oba aspekty – dostarczania energii, przy jednoczesnym ograniczeniu negatywnego wpływu na  środowisko. Takie przesłanie niesie wspominana już dyrektywa 2009/72/WE, mówiąca o  konieczności zaspokajania przez spółki dystrybucyjne uzasadnionego zapotrzebowania na energię „z należytym poszanowaniem środowiska”. W niniejszym rozdziale omówione zostały podstawowe zagrożenia środowiska, związane z rozwojem sieci, a także metody ich ograniczania. Emisyjność źródeł wytwórczych9 Emisyjność źródeł wytwórczych związana jest ze sposobem wytwarzania energii elektrycznej. Jej oddziaływanie na środowisko można rozważać na dwóch płaszczyznach: lokalnej – w  otoczeniu miejsca zainstalowania samego źródła oraz globalnej – w skali całej planety. Spalanie paliw kopalnych – węgla, ropy, gazu – związane jest z emisją do  atmosfery dwutlenku węgla, związków siarki, tlenków azotu i  py��ów. Wszystko to  oddziałuje na  otoczenie bezpośrednie źródła, ale wpływa również globalnie na całą planetę, powodując, zgodnie z  publikowanymi wynikami badań, zmiany klimatyczne. Wymagania gospodarczo-polityczne wprowadzane przez UE powodują naciski na  stosowanie w  produkcji energii elektrycznej określonych technologii, zmniejszających obciążenie środowiska naturalnego. Polityka nagród za wytwarzanie czystej energii – zielone certyfikaty czy limity emisji CO2 – dość skutecznie zmusza inwestorów do budowy odnawialnych, niskoemisyjnych źródeł energii. Te trendy muszą być śledzone przez osoby planujące rozwój sieci dystrybucyjnych, tak aby z wyprzedzeniem przygotowywać sieć w kierunku możliwości przyłączania nowych źródeł, zwłaszcza generacji rozproszonej. Wpływ pól elektromagnetycznych, hałasu, wibracji Wpływ pól elektromagnetycznych, hałasu i  wibracji, związanych z  eksploatacją sieci

elektroenergetycznej, nie jest może mocno istotnym problemem w  rozwoju sieci, ale projektując korytarze dla linii elektroenergetycznych, zwłaszcza sieci 110 kV, musi być on brany pod uwagę. Natężenie pól wytwarzanych przez wszystkie eksploatowane i nowo budowane instalacje w  miejscach, gdzie przebywają ludzie, musi być mniejsze, niż przewidują to właściwe przepisy. Na tym tle dobra wydaje się tendencja do przechodzenia na sieci kablowe, również dla sieci WN. Zagrożenia pożarowe i porażeniowe Zagrożenia pożarowe i  porażeniowe to  kolejny obszar, na  którym infrastruktura elektroenergetyczna może oddziaływać na  środowisko. W  przeciwieństwie do  innych problemów, ten nie występuje praktycznie we właściwie działających urządzeniach, może jednak wystąpić na skutek awarii w systemie dystrybucyjnym. Środki ochrony przeciwporażeniowej i  ochrony przeciwpożarowej wymagane są właściwymi przepisami prawa i projektując rozbudowę sieci elektroenergetycznej, spółka dystrybucyjna musi ich przestrzegać. Można zauważyć jednak, że  pewne rozwiązania techniczne, mimo że prawnie dopuszczone, będą stwarzały większe zagrożenie pożarowe czy porażeniowe niż inne. Przykładem mogą być transformatory olejowe w przeciwieństwie do  transformatorów suchych, sieci napowietrzne w  przeciwieństwie do sieci kablowych, wyłączniki małoolejowe w  przeciwieństwie do  wyłączników próżniowych itp. Planując rozwój infrastruktury, należy mieć powyższe na uwadze i korzystać z nowych, bezpieczniejszych technologii. Ochrona walorów krajobrazowych Ochrona walorów krajobrazowych jest wymagana przez ustawę Prawo ochrony środowiska w  stosunku do  infrastruktury sieciowej. Prawo to musi być przestrzegane przy planowaniu tras linii elektroenergetycznych i  budowie innych elementów sieci dystrybucyjnej. Część obszarów jest zupełnie wyłączona z  możliwości budowy sieci, a  w  części wprowadzane są ograniczenia. Jest to  regulowane zapisami w Ustawie o ochronie przyrody. Ochronę walorów krajobrazowych, ograniczanie industrializacji terenów mieszkalnych można realizować przez wiele sposobów, np.: budowę linii kablowych WN, SN i nN, budowę stacji WN/SN w technologii izolacji SF6, budowę stacji podziemnych, ciekawą, zgodną ze  stylem zabudowy architekturę miejskich stacji SN/nN. 4.5. Problemy społeczne Ostatnia grupa problemów związanych z  eksploatacją, modernizacją i  rozbudową sieci dystrybucyjnej związana jest z możliwymi konfliktami na linii spółka dystrybucyjna – społeczeństwo. Najważniejsze w tej grupie są następujące zagadnienia. Problemy własnościowe do budowy linii Problemy własnościowe do  budowy linii stanowią podłoże do  sporów między

i  korytarze i  korytarze od  wielu lat właścicielami

Emisyjność źródeł wytwórczych nie jest bezpośrednim problemem spółki dystrybucyjnej, gdyż źródła wytwórcze nie są jej własnością. Jednakże trendy w rozwoju technologii wytwarzania energii elektrycznej, uwarunkowane emisyjnością różnych typów źródeł, sprawiają, że planując rozwój sieci, należy brać pod uwagę, czy i jakie tereny objęte działalnością spółki dystrybucyjnej mogą budzić zainteresowanie inwestorów źródeł wytwórczych.

73


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

gruntów a spółkami dystrybucyjnymi, które korzystają bądź chcą korzystać z lokowania tras linii elektroenergetycznych na  nienależącej do  nich ziemi. Problem jest tym wyraźniejszy, im wyższe są napięcia eksploatowanej czy planowanej sieci. Efektem tego jest bardzo długi proces budowy linii. Od projektu do uruchomienia minąć może kilkanaście lat, mimo że czas samej budowy nie jest przesadnie długi. Współpraca pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi a właścicielami gruntów powinna być oparta na równoprawnym partnerstwie, bez przewagi żadnej ze stron. Właściciele gruntów powinni otrzymywać rozsądnej wartości rekompensatę za możliwość korzystania przez spółkę dystrybucyjną z gruntów, nie mając jednocześnie możliwości blokowania procesu rozbudowy sieci. Lokowanie elementów sieciowych w pobliżu budynków mieszkalnych Tematyka ta jest nieco zbieżna z wymaganiami dotyczącymi ochrony środowiska, jednakże z  ukierunkowaniem na  ludzi. Przepisy prawa regulują wymagania, jakie muszą spełniać instalacje przesyłania energii elektrycznej i w jakich lokalizacjach mogą być budowane. Redukowane powinny być zwłaszcza hałas, wibracje, pola elektromagnetyczne. Oczywiste jest, że wszystkie inwestycje dotyczące elektroenergetyki muszą być zgodne z planami rozwojowymi gminy i  odpowiadać planom zagospodarowania przestrzennego, ale jednocześnie lokalizacja pewnych instalacji energetycznych w minimalnych, formalnie wymaganych prawem odległościach od siedzib ludzkich jest często dyskusyjna i  może rodzić konflikty. Wydaje się, że o ile jest to możliwe, instalacje postrzegane społecznie za uciążliwe (linie WN, stacje elektroenergetyczne) powinny być umieszczane w odległościach większych niż minimalne, wymagane prawem. Działanie takie, choć nie zawsze ekonomicznie uzasadnione, wpływa pozytywnie na wizerunek spółki dystrybucyjnej, skutkując wzrostem zaufania jej klientów. Polityka cenowa Polityka cenowa spółki dystrybucyjnej budowana jest na podstawie taryf usług, co zostało przedstawione w rozdziale poświęconym problemom ekonomicznym, ale warto zwrócić większą uwagę na  relację klient – spółka dystrybucyjna. Energia elektryczna jest w  obecnych czasach towarem handlowym, który powinien być powszechnie dostępny. Nie jest i nie powinien być w  przyszłości towarem luksusowym, niedostępnym dla wszystkich. Spółki dystrybucyjne powinny zatem, na poziomie podstawowym (minimalnym), zapewnić wszystkim dostęp do  energii elektrycznej, również najuboższym. Właściwie kształtowana polityka cenowa dla gospodarstw domowych, pobierających bardzo niewielkie ilości energii elektrycznej, systemy bonifikat, czy stosowane już obecnie systemy pre-paid powinny być wpisane w politykę handlową spółki dystrybucyjnej.

10

74

5. Nowy paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej Jak pokazano w  rozdziale 1.5, obecnie obowiązującym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej w OSD (Energa Operator SA) jest bezpieczeństwo energetyczne przyłączonych lub planowanych do przyłączenia podmiotów. Powyższy paradygmat jest niejako oczywisty, a  jego prostota (zwięzłość) wynika wprost z  zastosowania do  jego formułowania tzw. brzytwy Ockhama10, zgodnie z  którą „nie należy mnożyć bytów ponad potrzebę” (łac. Entia non sunt multiplicanda praeter necessitatem). Analiza aktów prawnych przedstawiona w rozdziale 2, obejmująca regulacje międzynarodowe (dyrektywy unijne) i  krajowe (Prawo energetyczne, Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Instrukcja ruchu i  eksploatacji sieci przesyłowej, Instrukcja ruchu i  eksploatacji sieci rozdzielczej, Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, Ustawa o  efektywności energetycznej, Prawo ochrony środowiska, Ustawa o udostępnianiu informacji o  środowisku i  jego ochronie, udziale społeczeństwa w  ochronie środowiska oraz o  ocenach oddziaływania na  środowisko, Ustawa o  ochronie przyrody) oraz dokumenty (Polityka energetyczna Polski do  2030 roku, Strategia „Bezpieczeństwo energetyczne i  środowisko”. Perspektywa 2020 roku) i projekty (Projekt przestrzennego zagospodarowania kraju 2030, Ustawa o  korytarzach celu publicznego, Ustawa o  odnawialnych źródłach energii, Ustawa o  inteligentnych sieciach) pozwalają na stwierdzenie, że wymóg bezpieczeństwa energetycznego, w  tym elektroenergetycznego, jest wymogiem nadrzędnym, formułowanym we wszystkich dokumentach, które odnoszą się do pracy systemu energetycznego, w tym elektroenergetycznego. Z  bezpieczeństwem energetycznym wiąże się niejako wprost niezawodność dostawy energii, jakość energii, utrzymanie odpowiedniego stanu technicznego sieci, rozbudowa sieci, współpraca z operatorem sieci przesyłowej i  z  innymi operatorami sieci dystrybucyjnych, niezawodna realizacja umów sprzedaży energii. Innymi elementami pojęciowymi występującymi w  tych dokumentach, związanymi z  systemami elektroenergetycznymi, są: ochrona środowiska, efektywność energetyczna, odnawialne źródła energii (w  tym uprzywilejowany dostęp tych źródeł do sieci elektroenergetycznej), zdecentralizowane wytwarzanie energii, sieci inteligentne, inteligentne systemy pomiarowe, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu, wielopodmiotowa koordynacja planów rozwoju. Natomiast w  bezpośrednim odniesieniu do  sieci dystrybucyjnych, w  powyższych dokumentach operuje się pojęciami: poprawa efektywności energetycznej (w tym poprzez zarządzanie popytem na  energię

elektryczną), rozwój mocy wytwórczych przyłączonych do  sieci dystrybucyjnej, zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w  ciągach liniowych i  transformatorach, ograniczenie przepływów mocy biernej, spłaszczenie rocznej zmienności obciążeń, konkurencyjność dostawy (ceny) energii, ochrona środowiska przed m.in. polami elektromagnetycznymi (dotyczy linii o napięciu nie mniejszym niż 110 kV), sieci inteligentne, inteligentne systemy pomiarowe, zdecentralizowane wytwarzanie energii (w tym w skojarzeniu). Mając powyższe na uwadze, stosując nadal tzw. brzytwę Ockhama, można stwierdzić, że  paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej nadal jest bezpieczeństwo energetyczne. Pozostałe wymienione w  przepisach wymagania, odnoszące się do sieci elektroenergetycznych, a w tym sieci dystrybucyjnych są w istocie wymaganiami uzupełniającymi o nieokreślonej trwałości. Powyższe należy rozumieć następująco: 1. Wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, bezpieczeństwa dostaw energii itd. jest wymogiem czasowo trwałym. Nie sposób wyobrazić sobie rezygnacji z tego wymogu w społeczeństwie rozwiniętym. 2. Inne wymagania zawarte w aktach prawnych nie mają obecnie charakteru ponadczasowego. Przykładowo wymagania środowiskowe, czy też dotyczące odnawialnych źródeł energii, znajdują uznanie bądź nie, w  zależności od  zasobności kraju. Kraje bogate i zarazem tzw. rozwinięte, np. niektóre kraje Unii Europejskiej, USA czy Kanada, forsują aspekt środowiskowy. Natomiast kraje rozwijające się starają się nie wprowadzać uwarunkowań prawnych wymuszających regulacje związane z ochroną środowiska, głównie ze  względu na  koszt działań wynikających z tych regulacji. W ogólności zatem, w  zależności od  zmian koniunktury, wymagania środowiskowe, wymagania dotyczące odnawialnych źródeł energii itp. mogą ulegać zmianom. Z  drugiej jednak strony, jeżeli zgadzamy się na freemanowską klasyfikację paradygmatów rozwoju w technologii i gospodarce (rozdział 1.4), to  zgadzamy się również na  stwierdzenie, że  w  naszym obszarze ekonomiczno-kulturowym obowiązującym paradygmatem jest obecnie paradygmat rozwoju przyjaznego środowisku. W takim przypadku można stwierdzić, że  nowym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej powinno być (a w rzeczywistości już jest) bezpieczeństwo energetyczne uwarunkowane środowiskowo. Można tu również zaproponować inne określenia powyższego paradygmatu, jak: • bezpieczeństwo energetyczno-środowiskowe • bezpieczeństwo energetyczne w bezpiecznym środowisku • bezpieczeństwo energetyczne przyjazne środowisku • bezpieczeństwo energetyczne sprzyjające środowisku

Brzytwa Ockhama, nazywana także zasadą ekonomii lub zasadą ekonomii myślenia, to zasada, zgodnie z którą w wyjaśnianiu zjawisk należy dążyć do prostoty, wybierając takie wyjaśnienia, które opierają się na jak najmniejszej liczbie założeń i pojęć. Jako zasada ekonomii myślenia stała się podstawą nowożytnej metodologii nauki. Zgodnie z tym ujęciem nie należy wprowadzać nowych pojęć i założeń, jeśli nie ma się ku temu mocnych podstaw, a najprostsze rozwiązania teoretyczne, przyjmujące najmniejszą liczbę założeń, uważane są za najlepsze (Wikipedia).

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

• bezpieczeństwo energetyczne kompatybilne środowiskowo • zrównoważony rozwój systemu elektroenergetycznego. Ostatnie z  powyższych określeń związane jest ze swego rodzaju modą na słowo „zrównoważony” (ang. sustainable). Słowo to  wywodzi się pojęciowo ze  środowiska źródeł odnawialnych, poszerzając ich znaczenie. W odniesieniu do systemu elektroenergetycznego oznacza (w  pewnym uproszczeniu) system gwarantujący bezpieczeństwo energetyczne, a w tym zawierający odnawialne źródła energii i tzw. sieci inteligentne. Pomimo tak szerokiego znaczenia słowa „zrównoważony”, w istocie też opisującego wymaganie dla sieci, proponuje się w  określeniu paradygmatu planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej używać określenia „bezpieczeństwo”. Pojęcie to w sposób bezpośredni opisuje wymaganie dla sieci, nie wprowadzając równocześnie nadmiernych i  tym samym zbędnych obszarów interpretacyjnych. Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej obiektami, tj. źródłami i odbiorami, ma w  swej istocie charakter czysto techniczny. Musi tym samym spełniać określone (zdefiniowane przez prawodawcę oraz operatorów sieci) wymagania techniczne. Rozwój sieci (planowanie rozwoju sieci) w  oczywisty sposób te wymagania musi uwzględniać. Wymagania techniczne określają pewne wartości graniczne, których przekroczenie nie może (bez konsekwencji dla urządzenia je powodującego) mieć miejsca. W rzeczywistości systemowej sieci elektroenergetyczne (system elektroenergetyczny) pracują z pewnym zapasem co do wartości granicznych wymaganych wielkości. Niespełnienie wymagań przez urządzenie powinno prowadzić do jego eliminacji (trwałej lub czasowej, tj. do chwili uzyskania wymaganej funkcjonalności) z pracy w sieci. Planując rozwój sieci elektroenergetycznej, tak jak dowolnego innego systemu technicznego, można pożądany (wymagany) stan, tj. wymaganą funkcjonalność, uzyskać w różny sposób, w sensie technicznym oraz w sensie ponoszonych kosztów finansowych i pozafinansowych. Tym samym problem planowania rozwoju sieci elektroenergetycznej staje się (może się stać), problemem znacznie szerszym, tj. obejmującym rozważane w  rozdziale  4 zagadnienia techniczne, ekonomiczne, środowiskowe i społeczne. Rozwój sieci elektroenergetycznej może być realizowany wielorako, a  w  tym w  sposób następujący: 1. Celem jest uzyskanie określonej funkcjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i  pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogów paradygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Rozwiązanie problemu ma charakter czysto techniczny, w  którym określone są wymagania techniczne dotyczące projektowanych obiektów (elementów sieci), np. stacji elektroenergetycznych, linii elektroenergetycznych itd. Pozostałe czynniki, takie jak np. trwałość elementów sieci

(niezawodność), producent urządzeń, wykonawca, koszty inwestycyjne, koszty eksploatacyjne itp. nie są tu rozważane. W takim przypadku zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego realizowane jest na  innym poziomie niż np. zapewnienie właściwego funkcjonowania spółki dystrybucyjnej czy operatora systemu dystrybucyjnego. Paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej nie jest tu tożsamy z paradygmatem rozwoju spółki dystrybucyjnej. 2. Celem jest uzyskanie określonej funkcjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i  pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogów paradygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Rozwiązanie problemu ma charakter techniczno-ekonomiczny, w  którym określone są wymagania techniczne dotyczące projektowanych obiektów (elementów sieci), np. stacji elektroenergetycznych, linii elektroenergetycznych. Elementami uwzględnianymi są również elementy wpływające na koszt realizacji projektu, a w tym: trwałość elementów sieci (niezawodność), typ i rodzaj urządzeń elektroenergetycznych (producent urządzeń),

koszty inwestycyjne (wykonawca) i koszty eksploatacyjne (wynikające z organizacji pracy). W takim przypadku zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego realizowane jest na  tym samym poziomie, co zapewnienie właściwego funkcjonowania spółki dystrybucyjnej czy operatora systemu dystrybucyjnego. Paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej jest tu zatem tożsamy z właściwym funkcjonowaniem spółki dystrybucyjnej lub operatora sieci dystrybucyjnej. W  tym przypadku celem nadrzędnym spółki dystrybucyjnej (operatora sieci dystrybucyjnej) jest bezpieczeństwo pracy sieci, a nie maksymalizacja zysku. 3. Celem jest uzyskanie określonej funkcjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i  pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogu paradygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego) oraz równocześnie maksymalizacja zysku spółki dystrybucyjnej lub operatora sieci dystrybucyjnej. W takim przypadku nadrzędnym celem działania spółki jest maksymalizacja zysku, a  ograniczeniem wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. W  tym przypadku paradygmat

Zidentyfikowana potrzeba rozwoju sieci

Czy dopuszczalne jest zaniechanie realizacji projektu?

Nie

Wiedza techniczna, stosowane rozwiązania, Istniejące oraz nowe technologie

Tak

Projekt techniczny Tak Nie Nie Czy spełnia wymagania techniczne?

Czy jest to projekt już korygowany?

Tak

Nie

Czy uzyskano zgodę? Tak Nie Wystąpienie o zgodę na niespełnienie wymagań środowiskowych

Czy spełnia wymagania środowiskowe?

Nie

Czy wymagania środowiskowe mogą pozostać niespełnione?

Nie

Czy projekt już korygowano w zakresie ekonomii?

Tak

Tak Przepisy, materiały kontrahenci

Określenie kosztów realizacji projektu

Fundusze własne i zewnętrzne

Określenie źródeł finansowania

Struktura i organizacja pracy

Określenie kosztów eksploatacji Nie

Tak

Czy realizacja projektu jest ekonomicznie uzasadniona?

Tak

Tak

Czy względy nieekonomiczne wymuszają realizację danego projektu? Nie

Czy realizacja projektu zapewnia bezpieczeństwo energetyczne?

Nie

Czy poszukiwane jest inne rozwiązanie techniczne?

Tak

Nie

Realizacja projektu

Projekt nie jest realizowany

Tak

Rys. 4. Schemat blokowy realizacji projektu rozwojowego sieci dystrybucyjnej

75


Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

rozwoju spółki dystrybucyjnej jest tożsamy z  paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Realizacja rozwoju sieci elektroenergetycznych w zakresie wymienionym w trzecim z powyższych punktów wymaga zastosowania złożonych metod, algorytmów i analiz techniczno-ekonomicznych. W istocie wymagany jest tu model funkcjonowania spółki dystrybucyjnej. Modele takie nie są zazwyczaj sformalizowane. Mają one najczęściej charakter werbalny, a w postaci sformalizowanej można spotkać tylko modele cząstkowe. Realizacja rozwoju sieci elektroenergetycznych w  zakresie wymienionym w  pierwszym z powyższych punktów ma charakter na  tyle czysto techniczny, że  nie znajduje praktycznego zastosowania dla podmiotów gospodarczych działających na  rynku. W rzeczywistości bowiem rozwiązania techniczne w realizacjach praktycznych są nierozerwalnie związane z  ekonomią. Związek ten występuje na przykład przez przyjęcie określonych założeń co do projektowanych rozwiązań technicznych, wynikając przede wszystkim z: • struktury sieci (zamknięte – otwarte), co skutkuje również wymaganą funkcjonalnością automatyki zabezpieczeniowej • rodzaju linii elektroenergetycznych (napowietrzne – kablowe) • rodzaju przewodów linii napowietrznych (gołe – izolowane) • typów rozdzielnic elektroenergetycznych (np. słupowe – kontenerowe) • rodzajów rozdzielnic (jedno- – wieloszynowe, sekcjonowane – niesekcjonowane) • systemów opomiarowania sieci (pomiar i transmisja danych pomiarowych z węzłów o danym poziomie napięcia lub jej brak) • systemów sterowania elementami sieci (istnienie dla węzłów określonego typu [napięcia] lub ich brak). Wybór określonego rozwiązania technicznego wpływa zatem na  koszt zapewnienia bezpieczeństwa, ale równocześnie wpływa na funkcjonalność, niezawodność

(trwałość), koszty inwestycyjne czy koszty eksploatacji sieci. Rozważania na poziomie technicznym nie zawsze są elementem globalnej optymalizacji, a dość często wynikają z  przyzwyczajeń eksploatacyjnych, praktyki inżynierskiej stosowanej w  sieci danego operatora (np. sposób uziemienia punktu neutralnego sieci), potrzeby unifikacji urządzeń i struktur itp. Równocześnie – poprzez ceny urządzeń i różnego rodzaju koszty – są one jednak ściśle związane z ekonomiką spółki dystrybucyjnej. W  tym sensie paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej: bezpieczeństwo energetyczne uwarunkowane środowiskowo jest paradygmatem technicznym z  ograniczeniem środowiskowym, który można określić jako w  pewnym stopniu niezależny od  ekonomiki spółki dystrybucyjnej lub jako w  pewnym stopniu zależnym od  ekonomiki spółki dystrybucyjnej. Obydwa stwierdzenia są prawdziwe, ponieważ wskazują na  związek techniki i ekonomii (różny, tj. w istocie indywidualny może być ich odbiór). Związek ten w postaci schematu realizacji projektu rozwoju sieci, wynikający z  identyfikacji potrzeby jej rozwoju, przedstawia rys. 4. U  podłoża schematu leży założenie o braku ograniczeń technicznych co do  możliwości realizacji projektu technicznego w sieci elektroenergetycznej. W związku z tym nie występuje tu element o nazwie: projekt nierealizowalny technicznie. Projekt może być nierealizowalny tylko ze  względu na  koszty, ewentualnie ze  względu na  uwarunkowania polityczne. Bibliografia 1. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE 2009, nr 122–123. 2. Ustawa Prawo energetyczne, 10 kwietnia 1997, tekst ujednolicony w  Biurze Prawnym URE na dzień 1 października 2011.

3. Popczyk J., Opracowanie definicji związanych z bezpieczeństwem w odniesieniu do  elementów systemu i  jego struktury, projekt badawczy zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, Politechnika Śląska, Gliwice, grudzień 2007. 4. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych, Przegląd Elektrotechniczny 2008, nr 9. 5. Marzecki J., Terenowe sieci elektroenergetyczne, Wyd. ITE, Warszawa 2007. 6. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych, Materiały IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej pt. „Prognozowanie w Elektroenergetyce”, Wisła 2008. 7. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia, materiały IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej pt. „Prognozowanie w Elektroenergetyce”, Wisła 2008. 8. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN), Instytut Energetyki, Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa-Katowice 1986. 9. Rakowska A., Grzybowski A., 15 lat napowietrznych linii izolowanych [online], Politechnika Poznańska, http://www.stelen.home.pl/gfx/aktualnosci/referat_04.pdf. 10. Szpyra W. i  in., Problemy rozwoju i  eksploatacji sieci dystrybucyjnych, Seminarium Katedry Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej, Rekowo 2011. 11. EN 5046-1, Three phase oil immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not exceeding 36 kV, Part 1, General requirements, Cenelec 2005. 12. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i  bezpieczeństwo energetyczne, Wydawnictwo Federacji Stowarzyszeń Naukowo-Technicznych Energetyka i  Środowisko, Warszawa 2008.

Zbigniew Lubośny prof. dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: z.lubosny@ely.pg.gda.pl Absolwent Politechniki Gdańskiej. Od 2004 roku jest profesorem nauk technicznych, pracuje na swojej macierzystej uczelni. Obszar zainteresowań to modelowanie matematyczne, stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do sterowania systemem elektroenergetycznym, modelowanie i sterowanie elektrowniami wiatrowymi. Redaktor naczelny Acta Energetica.

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.

76

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

Performance analysis of power swing blocking feature in ABB 670 series impedance relays

Authors Maciej Łosiński Jacek Klucznik

Keywords electric power system, power swing detection, distance relay

Abstract This paper presents test results of a  distance protection’s PSD power swing detection feature in ABB 670 series relays. A RED670 relay was tested, which is part of the hydroelectric set protection in Żarnowiec Pumped Storage Plant. The power swing blocking feature’s performance was analysed on the basis of the results of object tests made with an Omicron digital tester. Also presented are simulation results that illustrate the PSD feature’s response to power swings caused by a disturbance in the power system. It is also shown how a distance protection may react to the same fault, depending on its settings.

1. Introduction An impedance protection relay installed in a  power system is exposed to  unnecessary activation and tripping in response to  power swings. The most common cause of power swings are disturbances in the form of a  short circuit in the transmission grid. Depending on the short circuit location and duration, power swings may be synchronous or asynchronous. If a short circuit occurs near a generation node, and the time of its elimination is not too long, then it should cause no loss of a generators’ synchronism. In such a case some strong power swings may appear, accompanied by large changes in currents and voltages in transmission and unit output lines. These changes mean a decrease in the impedance seen by distance protection. When the impedance seen by a relay is reduced to a value corresponding to the relay’s measuring zones, it can lead to its unnecessary response and tripping of a generator or a line. Such tripping can lead to loss of synchronism of the other generators, or overload of lines, which in turn may lead to a profound failure of the power system (black-out). In the case of a short circuit that lasts too long and has occurred close to a power plant, the power system also may lose synchronism by the plant generators’ falling out of step and transition to  asynchronous operation. This asynchronous operation phenomenon is accompanied also by very significant changes in currents and voltages, which leads to  rapid changes in the impedance seen by a  distance protection. Also in this situation, the protection may unnecessarily respond and switch off

a transmission line. Generators, which have assumed asynchronous operation, should be selectively tripped by dedicated PSP pole slip protections. In order to reduce the risk of a distance protection’s unnecessary response to  power swings, the protection is provided with a  so called PSD power swing detection feature. The feature distinguishes between an impedance change caused by power swings from that caused by a short circuit, and in the case of power swings developing it should block the protection’s impedance functions. It is important that the power swing blocking feature of a distance protection performs correctly, i.e. properly recognizes synchronous and asynchronous swings. A very important issue is the right choice of a PSD feature’s settings. In this paper the operating principle of the power swing blocking feature for the distance protection functions of ABB 670 series relays is presented. Also presented are results of, and conclusions from, object and simulation tests that illustrate the PSD feature performance in the relays installed in Żarnowiec Pumped Storage Power Plant.

2. Operating principle of PSD power swing detection feature in ABB 670 series relays The distance protection in an ABB 670 series relay is a  multizone protection (RED670 – 3 zones, RET670 – 4 zones, REL670 – 5 zones), with the option of individual settings of resistance and reactance ranges, and response direction, for each zone. Impedance is measured independently for each of the possible

77


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

400kV Substation jX

Forward direction (toward unit)

ZL PSD characteristic (outer)

X1OutFw

R1Lin ΔFw

PSD characteristic (inner)

ZR

X1InFw ZM Zone (Fw)

ΔRv

ΔFw

⎛ X1InFw ϕ = arctan ⎜ ⎝ R1Lin

ϕL R1OutRv

R1InRv

R1InFw

R1OutFw

⎞ ⎟ ⎠

R

ϕ ΔRv

ZM Zone (Rv)

ΔFw

X1InRv

ΔRv

X1OutRv

Reverse direction (toward system)

Fig. 1. Available options of PSD power swing blocking characteristic in ABB REx670 relays (ΔFw = RLdOutFw*(1-kLdRFw), ΔRv = RLdOutRv*(1-kLdRRv), X1OutFw = X1InFw + ΔFw, R1OutFw = R1InFw + ΔFw, X1OutRv = X1InFw + ΔRv, R1OutRv = R1InFw + ΔRv)

short circuit loops: three phase-to-phase fault loops, and three phase-to-ground fault loops. Fig. 1. shows the PSD feature’s inner and outer polygonal impedance characteristic with parameters by which it can be shaped. In tab. 1 the PSD feature’s settings are specified with their ranges and descriptions. The impedance measurement used by the PSD feature is based on the same algorithm that is used by the distance protection’s measuring zones, and is performed independently for each of L1, L2, L3 phases. The power swing detection feature can operate in two modes: 1 of 3 or 2 of 3. In the 1 of 3 mode the feature responds upon detecting power swings in any of the three phases. In the 2 of 3 mode the blocking feature is activated upon detecting swings in at least two phases. The swing detection mode can be set permanently in the relay’s logic, or can be made on the basis of an external signal applied to the appropriate binary input. The power swing blocking feature’s performance consists in measuring its inner and outer impedance characteristics. If an impedance transit duration between the PSD feature’s zones measured is longer than time tP1 set in the time element, then selected distance zones are blocked. Power swings are recognized as consecutive if the measured impedance leaves the PSD outer characteristic for a  period of time shorter than tW set in the time element. In such a case, time element tP2 is

WB

DLF420

500/1 A/A

87L

energy measurement energy measurement

TU17-19 400

0,1

3

3

kV kV

TJ24-26 400/5 A/A

87L +Rej I

energy measurement

II

energy measurement disturbance rec.

III

I9-A

IV

I

TJ10-12 400/1 A/A

87L

II

thermal model

III

I10-B

IV

TB 240MVA 420/15,75kV Yd11, uz=13,6% I

energy measurement

I

TJ7-9 10000/5 A/A

Parameter Operation X1InFw R1FInFw

Scope

Default setting

Unit

On Off

Off

PSD feature: ON – enabled, OFF – disabled

0.10–3000.00

30.00

Ω

Positive sequence reactance component defining reactance range of inner "forward" characteristic

0.10–1000.00

30.00

Ω

III

I7-A

IV

I8-B

30.00

Ω

Line resistance for determining angle of inner resistance "forward" characteristic

X1InRv

0.10–3000.00

30.00

Ω

Positive sequence reactance component defining reactance range of inner "reverse" characteristic

0.10–1000.00

30.00

Ω

Positive sequence resistance component defining resistance range of inner "reverse" characteristic

Operation LdCh

On Off

On

Load cut-off

RLdOutFw

0.10–3000.00

30.00

Ω

Resistance determining inner resistance limit for "forward" load

RLdOutRv

5–70

25

o

U6-A +Rej U5-B +Rej

0,1 kV 3 kV

WG

6kV auxiliaries substation

30.00

Ω

Resistance determining outer resistance limit for "reverse" load

0.50–0.90

0.75

Multiplier for determining inner resistance limit for "forward" load

15

0,1

3

3

energy measurement 0,1 kV 3 kV

TU4-6 15

0,1

3

3

I

TJ14-16 1000/5 A/A

II

I14-B

III

I13-A

U4-A/B +Rej U3-B +Rej

0,1 kV 3 kV

Od1

Od2

ADG24

Ł1

1600kVA 15,75/0,6 kV Dy5 uz=6%

I

TJ4-6 10000/5 A/A

II III

FG2

WSR

Ł2

TW

Angle determining load impedance area

0.10–3000.00

HEK3

TU7-9

Positive sequence resistance component defining resistance range of inner "forward" characteristic

0.10–1000.00

ArgLd

3

I11-A +Rej I12-B

Description

R1Lin

R1FInRv

0,1

3

II

disturbance rec.

II

TU14-16 15

TJ13 500/5 A/A

voltage controller speed governor

I5-B

TJ1-3 2000/5 A/A

I II III

dist. rec. REF

I2

TU1-3 6 3

0,1

U1 +dist. rec. U2 +dist. rec.

0,1 kV 3 kV

3

IV

kLdRFw kLdRRv

0.50–0.90

0.75

Multiplier for determining inner resistance limit for "reverse" load

TU11-13

TJ17-19 2000/5 A/A TJ20-22 2000/5 A/A 1

IMinOpPE

5–30

10

%IB

Minimum PSD activation current

1–99999

3000

D

Base current for current settings

tP1

0.000–60.000

0.045

s

Time setting for detection of the first (slow) power swing

tP2

0.000–60.000

0.015

s

Time setting for detection of successive (faster) power swings

s

Waiting time until activation of time element tP2 (instead of tP1) responsible for identification of successive faster power swings. Time tW is counted from the impedance's exit from the outer PSD characteristic during swings until it re-enters the PSD zone

IBase

tW

0.000–60.000

0.250

tH

0.000–60.000

0.500

s

Hold time of PSD output signal after impedance's exit from PSD_out zone

tEF

0.000–60.000

3.000

s

Time delay to wait out the dead time in a single-phase auto-reclose cycle

TJ23 2000/5 A/A

0.000–60.000

0.300

s

Time setting for delay of PSD feature's blocking response (INHIBIT blocking signal) to ground fault (zero sequence current component) detection during power swing

tR2

0.000–60.000

2.000

s

Time setting for resetting PSD output signal at very slow power swings (unblocking time). The PSD feature is blocked (power swing blocking deactivation) when the measured impedance remains in PSD_in area for set time tR2

Tab. 1. PSD settings in ABB 670 series relays 78

0,1

3

3

voltage controller

0,1 kV 3 kV

Od3

TU1-3

I15-B

15

0,1

3

3

Od4

U2-A/B 0,1 kV 3 kV

RC

SRRH

G/S

WW

228MVA/209MVA 210/179 MW 15,75kV+/- 7,5% 2x1 Ω

SR

13MW 6kV

I

2x2μF

TJ1-3 10000/5 A/A Uw

tR1

15

REr 1000Ω RPr 100Ω

II

I

disturbance rec.

III

I2-B

IV

I1-A

TJ4-6 2000/5 A/A

II III

TJ7-9 2000/5 A/A energy measurement SRRH

I1

I

SRRH

II

SRRH

TJ10-12 1500/5 A/A

I3

dist. rec.

III

TU4 6/0,1 kV/kV

dist.rec.

M

TU10 10/0,1 kV/kV

U1-A +Rej

0,4kV REs 1250Ω

350 

OR

RPs 150Ω

Fig. 2. Żarnowiec hydro electric set’s power output diagram 79


used to determine whether these are consecutive, faster swings. If an impedance transits between PSD zones in a period longer than tP2, then such swings are treated as just consecutive in the same event. Owing to the ability to set individual detection times for the first and subsequent swings, subsequent swings can be detected with an impedance change rate (dZ/dt) much higher than that of the first swing. Setting too short a time tP1 for the impedance’s first-pass through the PSD characteristic could result in the blocking feature not distinguishing between a swing and a short circuit. The power swing blocking feature remains activated until the impedance leaves its outer characteristic. The activation may be extended by the tH setting, counted after the impedance has left the PSD outer zone. If a power swing has been detected and the measured impedance remains in the blocking feature’s active characteristic area for a time longer than the setting tR2 (so called unblocking time), then the PSD feature is disabled. A swing blocking feature may be disabled also if a ground fault (zero sequence component current) occurs during power swings. In such a  case, after delay time tR1, counted from the time of fault detection, the distance zones are unblocked (PSD feature disabled). The PSD power swing detection feature in ABB 670 series relays can be supplemented by additional so-called PSL – power swing logic. This additional feature enables rapid and selective elimination of various fault lines in the protected line during power swings in the power system.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

3. Power swing blocking tests in RED670 relay The ABB RED670 relay was tested, which is part of the hydroelectric set protection in Żarnowiec Pumped Storage Plant. The hydro electric set’s power output diagram is shown in fig. 2. This relay’s primary function is differential current protection of the unit line (87L). The protection consists of two half-sets (relays): one is deployed in Żarnowiec 400 kV substation, the other in the unit protection cabinets in Żarnowiec hydro plant. The two half-sets communicate digitally over a fibre optic link. The RED670 relay in the hydro plant is additionally provided with distance protection functionality. The relay measures the impedance seen from the unit generator transformer’s high voltage side. Two distance zones ZM02 ZM01 have been activated that cover the generator unit transformer and generator. The first zone covers 70% of the transformer windings, while the other zone entirely protects the generator unit transformer and generator. The distance protection is a back up for the REG216 relays’ basic protections against the unit’s internal fault. For the tests of the ERD670 relay’s power swing blocking feature a digital CMC 256-6 Omicron relay tester was used. In addition, to  generate from the relay tester currents and voltages that reflect power swings the State Sequencer software was used, which is part of Test Universe package supplied by Omicron. The tester generated three-phase symmetrical power swings. Further in the paper test results are presented showing the swing blocking feature’s and distance zones’ response to changes in the

impedance seen by the relay, running along trajectories occurring during synchronous and asynchronous power swings. Exemplary waveforms of signals generated by the tester during power swings and the tested relay’s response are shown in fig. 3. The voltages, currents and impedances in the presented waveforms and characteristics relate to  the set generator transformer’s high voltage side (400 kV).

feature’s impedance measuring zones defined in the relay. In each test three synchronous swings were generated with specific angle φ of the impedance trajectory’s inclination to  real axis R and defined impedance change rate dZ/dt. Moreover, during subsequent swings the time of the measured impedance’s stay outside the outer PSD feature zone was changed in order to show the impact of parameter tW (waiting time until activation of time element tP2) on the swing blocking feature’s performance. All tests were performed at zero value of the PSD feature’s parameter tH (tH – hold time of PSD output signal after impedance’s exit from the outer zone). For angles φ from 0o to  90o range the impedance trajectory was running as in fig. 4. During each swing the impedance was decreasing from the start point

3.1. Synchronous swings Fig. 4 and 5 present a  waveform of the impedance trajectory measured by RED670 relay while synchronous swings are generated by Omicron CMC 256-6 microprocessor tester. The figures illustrate the distance protection’s and power swing blocking 700

600

500

start

400

end X [Ω/phase]

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

300

PSD in PSD out

200

ZM01 zone

ϕ=45°

ZM02 zone

100

Impedance ZR

0

-100

-200

-300 -500

IL1

-400

-300

-200

-100

0

IL1/A

100

200

300

400

500

R [Ω/ phase]

2000 1000 0 -0.75

-1000

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

Fig. 4. Impedance vector Zr trajectory at synchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02 (trajectory inclination angle: φ 45o)

-2000 -3000 700

UL1 UL1/ V

600

200000 100000

start

500

0 -0.75

-100000

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

X [Ω/phase]

-200000

400

-300000 Option A ZM01-START ZM02-START ZM02-TRIP ZM03-TRIP PSD1-START

end

300

PSD in PSD out

2

200

ZM01 zone

ϕ=15 3 °

100

ZM02 zone Impedance ZR

3

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

t/s

Option B

0

1

-100

ZM01-START ZM01-TRIP ZM02-START ZM02-TRIP PSD1-START

-200

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

t/s

-300 -500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

R [Ω/ phase]

Fig. 3. An example of voltage and current waveform recorded by RED670 relay during three-phase synchronous power swings generated by an Omicron CMC256 -6 tester. Three entries of impedance trajectory to distance measuring zone ZM01 and ZM02 (tZM01 = 50 ms, tZM02 = 100 ms). Impedance change rate: dZ1/dt = 1500 Ω/s, dZ2/dt = 2000 Ω/s, dZ3/dt = 2500 Ω/s. Option A: PSD enabled – distance zones blocked, Option B: PSD disabled – visible activation and response of distance zones 80

Fig. 5. Impedance vector Zr trajectory at synchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02 (trajectory inclination angle: φ 135o) 81


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

Test

1

2

3

4

5

6

7

8

φ [o]

45

45

45

90

90

135

135

225

swing

dZ/dt [Ω/s]

Δt PSD [ms]

t PSD set [ms]

t ZM01 set [ms]

t ZM02 set [ms]

t PSD out [ms]

I

1500

56 > tP1

114 (118)

198 (202)

320 < tW

II

2000

42 > tP2

87 (88)

150 (152)

III

2500

34 > tP2

69 (71)

117 (121)

I

1500

56 > tP1

429 (427)

– (118)

– (202)

II

2000

42 > tP2

321 (320)

– (88)

– (152)

III

2500

34 > tP2

258 (256)

– (71)

– (121)

I

1500

56 > tP1

430 (427)

– (118)

– (202)

II

2000

42 > tP2

322 (320)

– (88)

– (152)

III

2500

34 < tP1

69 (71)

120 (121)

I

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

II

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

1600

37 > tP2

597 (593)

– (74)

– (443)

I

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

II

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

2100

28 < tP2

60 (57)

345 (228)

I

1500

56 > tP1

530 (532)

– (200)

II

2000

42 > tP2

446 (449)

– (200)

III

2500

34 < tP1

187 (200)

I

1500

56 > tP1

530 (532)

– (200)

42 > tP2

446 (449)

– –

II

225

2000

– (200)

III

3000

28 < tP2

I

1500

56 > tP1

435 (438)

– (200)

II

2000

42 > tP2

381 (379)

– (200)

III

2500

34 > tP2

339 (343)

– (200)

1500

56 > tP1

436 (438)

– (200)

2000

42 > tP2

380 (379)

– (200)

3000

28 < tP2

176 (200)

I 9

as follows: between the start point and point 1 the impedance was changing at a  specific rate dZ/dt, from point 1 to  point 2 the impedance was step-changing, in point 2 the impedance stayed for a specified time (200 ms), and then it was step-moving to point 3 and increasing at rate dZ/dt to the end point. Sample test results showing RED670 relay’s PSD response to synchronous power swings are presented in tab. 2.

II III

188 (200)

240 < tW

Remarks

PSD disabled During each swing the distance zones are activated and respond

320 < tW PSD enabled 240 < tW 320 < tW 640 > tW

During each swing PSD is activated, no distance zones are activated

PSD enabled Between the second and third swings the time of the impedance's stay outside of PSD characteristic was extended. At the third swing PSD is not activated (tPSDout > tW – active tP1 timer)

220 < tW PSD enabled 170 < tW 220 < tW 150 < tW 400 < tW 710 > tW 400 < tW

During each swing PSD is activated.

PSD enabled During the third swing ΔtPSD < tP2 – no PSD response to the third swing

It can be concluded based on results of the RED670 relay tests during synchronous swings that its PSD feature performs as described in the manufacturer’s documentation. At the impedance trajectory’s transit through PSD characteristic in a  time longer than set point (tP1, tP2) the PSD feature was activated and the distance zones blocked. During the PSD feature’s stimulation and impedance vector’s stay in distance zones for a time longer for the zones’ set points the relay didn’t respond and generated no trip signal. Also timer tP2 was properly activated at subsequent swings, if the impedance returned to PSD zone in a time shorter than tW set point. If this time was exceeded, then

3.2. Asynchronous swings Impedance trajectory during the tests of RED670 relay’s performance at asynchronous swings is presented in Fig. 7. The figure also shows the defined distance zones and PSD feature’s impedance characteristics. In each test asynchronous rotations were generated with a given rate of change of the impedance’s real part dR/dt. The trajectory between the start and end points, which the impedance vector seen by the relay moves along, has an elliptical shape.

PSD enabled 600

Between the second and third swings the time of the impedance's stay outside of PSD characteristic was extended. At the third swing PSD is not activated (tPSDout > tW – active tP1 timer)

500

PSD enabled

300

During the third swing ΔtPSD < tP2 – no PSD response to the third swing

200

400

start

end

3

280 < tW 480 < tW

PSD in PSD out

100

ϕ=2 25°

ZM01 zone

2

0

ZM02 zone Impedance ZR

PSD enabled 370 < tW

1

-100

During each swing PSD is activated. -200

480 < tW 340 < tW

PSD enabled

-300

During the third swing Δt PSD < tP2 – no PSD response to the third swing

-400 -600

Tab. 2. Test results of RED670 relay’s PSD response to synchronous power swings PSD settings: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 150 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0 s, tR2 = 4 s. 82

tP1 timer re-activated, and PSD didn’t respond to faster swings. It should be noted that the PSD activation times and the durations of impedance stays in distance zones recorded by RED670 relay were consistent with the times calculated on the basis of parameters of the impedance characteristic and of the trajectory generated by the relay tester. PSD performance at the impedance vector’s step-entry to  PSD zone was also tested. The impedance trajectory versus relay impedance characteristics during these tests is shown in fig. 6. After starting the test the impedance stayed for a  specified period in the start point. Then the impedance step-changed to point 1 between the outer and inner PSD characteristics. After the step change the impedance vector began to move along the trajectory between points 1 and 2 at set rate dZ/dt. After reaching point 2 the impedance value step-changed to point 3 in distance zone ZM02. In point 3 the impedance vector stayed longer than the setting for the ZM02 zone, followed by another step transfer to the end point. This test showed that PSD properly responds to  the impedance’s step-entry to its zone. If the impedance vector has stayed in the PSD characteristic zone longer than set point tP1, the PSD responds and the relay’s impedance zones are blocked.

Designations in the table: φ – angle of impedance trajectory inclination to  real axis R dZ/dt – rate of impedance change during swing Δt PSD – duration of impedance transit through PSD characteristic (determined on the basis of dZ/dt and angle φ t PSD set – PSD activation time recorded by RED670 relay (in parentheses the PSD activation time calculated on the basis of dZ/dt and angle φ) t ZM01 set – ZM01 zone activation time recorded by RED670 relay (in parentheses the duration of impedance vector stay in ZM01 zone calculated on the basis of dZ/dt and angle φ) t ZM02 set – ZM02 zone activation time recorded by RED670 relay (in parentheses the duration of impedance vector stay in ZM02 zone calculated on the basis of dZ/dt and angle φ) t PSD out – duration of impedance stay outside PSD characteristic (time between subsequent swings determined on the basis of dZ/dt and angle φ).

X [Ω/phase]

up to the minimum, near point (0,0) in RX plane, at a certain rate dZ/dt. After reaching the minimum the situation reversed – the impedance was increasing the same rate up to  the end point. The subsequent swing could be delayed by leaving the impedance vector in the end point for a preset time. The test impedance trajectories at angles φ over 90o are presented in fig. 5. In this case, the impedance was changing during a specific swing

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

R [Ω/phase]

Fig. 6. Impedance vector Zr trajectory at synchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02 (Zr vector step-enters PSD zone, trajectory inclination angle: φ 225o) 83


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

DUN415

800

700

CHL115 BPL115

Designations in the table: dR/dt – rate of change of impedance’s real part R during swing other designations as in tab. 2.

ZRC 115

SLK 415

500

end

start

400 PSD out

300

ZRC125

200

Impedance ZR

-100

-200 -500

-400

-300

-200

-100

0 R [Ω/ phase]

100

200

300

400

500

Fig. 7. Impedance vector Zr trajectory at asynchronous power swings generated by CMC-256-6 tester versus characteristics of PSD and distance zones ZM01, ZM02

As at the synchronous swings generation, also here the impact of the duration of impedance vector stay outside the PSD zone on tP2 timer activation for subsequent faster swings was examined. All tests were performed at zero value of parameter tH. After the test launch the impedance vector started its journey from the start point to the end point, along the elliptical trajectory, at a specific rate of change of the impedance’s real part dR/

Asynch. rotation

4

dR/dt [Ω/s]

Δt PSD [ms]

t PSD set [ms]

t ZM02 set [ms]

I

800

75 > tP1

II

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 > tP2

351 (345)

– (168)

I

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

II

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 < tP1

171 (168)

I

890

67 < tP1

258 (252)

1000

60 < tP1

231 (224)

III

1330

45 < tP1

174 (168)

I

800

75 > tP1

582 (575)

– (280)

II

TR2 250 MVA

ZRC415

ZRC 425

400 kV 4x 179 MW 4x -200 MW

G1

G2

G3

G4 GBL 415

ZM02 zone

0

3

TR1 250 MVA

Żarnowiec PSP

ZM01 zone

100

2

Based on the results of the tests carried out for asynchronous swings, performance of the RED670 relay’s PSD feature should be assessed positively. The PSD feature performed consistently with expectations for its characteristic’s defined parameters.

585 (575)

– (280)

II

1070

53 < tP1

198 (196)

III

800

75 > tP1

581 (575)

– (280)

dt. The impedance step-moved from the end point to the start point. From then the impedance vector started again to  move to  the end point along the elliptical trajectory at a  different dR/dt rate. The subsequent asynchronous rotation could be delayed by leaving the impedance vector in the start point for a  specified time. Sample results of the tests for asynchronous swings are presented in tab. 3.

t PSD out [ms]

Remarks

506 < tW

PSD enabled

438 < tW

During each synchronous rotation PSD is activated, no distance zones are activated

506 < tW

PSD enabled

738 > tW

Time between the second and third asynchronous rotations exceeds tW. No PSD response and distance zone tripping

490 < tW

PSD enabled

438 < tW

At the first swing Δt PSD < tP1 – no PSD response to any swing

790 > tW

PSD enabled

790 > tW

Time between the first and second asynchronous rotations exceeds tW. No PSD response to the second asynchronous rotation (ΔtPSD < tP1)

4. Tests of PSD response to power swings caused by disturbances in the power system in the example of Żarnowiec node

GBL 425

OLM 415 GRU 415

One of the possibilities to  analyze an automatic protection system’s response to  disturbances in a  power system is time-domain simulation testing. For this purpose a  simulation software is required that allows calculating power flows and to  make dynamic calculations. With such tools and a  power system’s exact flow and dynamic model, tests can be performed that will verify the impedance relay response to short circuits and power swings. Therefore, simulation tests were performed for Żarnowiec generation node (fig. 8). For the simulation the national power system’s model was used, which included static and dynamic parameters of all 400, 220 and 110 kV nodes and lines, transformers and generation units in system power plants. Before the disturbance there were two units operated in Żarnowiec Hydro Plant, each generating 24 Mvar and 179 MW. The simulation results presented here illustrate the trajectories of the impedance Zr seen by the distance protection in RED670 relay during power swings caused by three-phase short-circuits in the nearby power lines and nodes. These trajectories are set against distance zones’ and PSD feature’s characteristics. Each figure shows operating impedance Zr prior to  the disturbance

Fig. 8. Żarnowiec node diagram (based on the national power system model used in the simulation programme)

(green – “Zr before SC”), and Zr trajectories during the short circuit (purple – “Zr during SC”) and after short-circuit clearing (brown – “Zr after SC”). Fig. 9 and 10 show impedance trajectories caused by a threephase short-circuit on SLK415 substation bus bars, lasting 0.6 s. The resulting power swings were synchronous and its trajectory enters zone ZM02 of the distance protection for 580 ms. The activation time exceeds the release time set at 100 ms. In this case, the relay’s distance zones should be blocked by the PSD feature. In the case shown in fig. 9 the PSD feature is activated, because the duration of impedance transit through its zone during the fault is 110 ms and exceeds tP1 = 50 ms. Fig. 10 shows a situation where the PSD feature is not activated, because the impedance vector step-passes its impedance zone. The X1lnRv setting was too high.

800

600

400

X [Ω/phase]

X [Ω/phase]

PSD in

1

OPI115

110 kV

600

Test

GNZ115

WEJ115

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

0

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

R [Ω/phase]

Tab. 3. Test results of RED670 relay’s PSD response to asynchronous power swings PSD settings: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 200 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0 s, tR2 = 4 s.

84

Fig. 9. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during synchronous power swings caused by three-phase short circuit on SLK415 bus bars; fault duration 0.6 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 110 ms > tP1, tZM02_set = 580 ms > tZM02_trip = 100 ms (PSD activation and distance zones blocking) 85


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

800

800

600

600

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

0

PSD out

X [Ω/phase]

X [Ω/phase]

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

0

PSD out ZM01

ZM01

ZM02

ZM02

-200

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

0

200

-400 -1000

400

-800

-600

-400

-200

0

200

400

R [Ω/phase]

R [Ω/phase]

Fig. 10. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during synchronous power swings caused by three-phase short circuit on SLK415 bus bars; fault duration 0.6 s; X1lnRv = 200 Ω, ΔtPSD = 0 ms > tP1, tZM02_set = 580 ms > tZM02_trip = 100 ms (no PSD activation and ZM02 distance zone tripping)

Fig. 12. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during asynchronous power swings caused by three-phase fault in a circuit of ZRC-GBL line (fault at 20% distance from ZRC node); fault duration 0.4 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 0 ms > tP1, tZM02_set = 200 ms > tZM02_trip = 100 ms (PSD not activated and ZM02 distance zones tripped)

Fig. 11 shows the impedance trajectory caused by a three-phase short-circuit in the middle of the 400 kV line between ZRC and SLK nodes. The fault was cleared after 0.6 s by switching off the faulty line. In this case asynchronous power swings developed – Żarnowiec Hydro Plant’s units assumed asynchronous operating mode. The impedance vector stayed in the PSD zone for 240 ms, i.e. longer than tP1 setting, which activated the PSD and blocked

Another example of asynchronous swings caused by a  threephase short-circuit is shown in fig. 12. In this case a circuit of ZRC – GBL 400 kV line was short-circuited. The fault was cleared after 0.4 s by switching off the faulty line. Here, however, PSD didn’t react, because during the fault the impedance step-crossed the PSD characteristic. Since PSD wasn’t activated, the distance zone responded and sent a tripping pulse before the pole swing protection. Such a situation should be considered inappropriate. If the X1lnRv parameter was set to  a  lower value, then during the fault the impedance would reach the PSD zone, and the PSD would block the tripping.

the distance zones. The distance protection’s disabling by PSD activation should be regarded as legitimate, because if there is an asynchronous swing (loss of generators’ synchronism) the units should be switched off by a dedicated poles slip protection. This protection sends a pulse to open the unit’s on-off switch at the right and most favourable power angle δ, after a preset number of asynchronous rotations.

800

600

5. Summary and conclusions

X [Ω/phase]

400

Zr after SC

200

Zr during SC Zr before SC PSD in

0

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

R [Ω/phase]

Appropriate selection of power swing blocking parameters in distance protection relays is important for power system operation safety. The test results presented in the paper show that during power swings the power system protection relays may react differently to the same fault, depending on the relay settings. A protection device’s inappropriate response to power swings can cause a  system failure with grave consequences. Settings for impedance protection relays should be selected for each power unit and node independently, taking into account different possible grid configurations and control system parameters. Analyses of this type are easiest and cheapest when based on time-domain simulation tests. The conclusion may also be drawn from the completed tests that distance relays should be able to define power swing blocking

characteristics for forward and reverse distance zones independently. In the currently operated impedance relays, such as those installed in unit feeder bays in HV power plant substations, the relays’ measuring zones are nondirectional, facing the power system, as well as the plant. In such a  case the power swing blocking characteristic covers all zones. The simulation results presented above show that in the case of a  fault in the power system the impedance vector step enters where the system facing zones are defined (reverse zones III, IV and V). During an extended three-phase short-circuit the impedance trajectory passes to the first and second quadrants in the R-X plane in less than 0.5 seconds, and thus may activate the unit facing (forward) distance zones. Since the impedance vector has step-crossed the PSD characteristic, the PSD is not activated, and as a result the unit may be switched off by the forward zones I and II, even if the fault occurred in the system. Such an unnecessary distance relay tripping might be avoided if the PSD could be defined independently for the unit and system facing zones. With this option, the PSD characteristic’s parameters should be selected so that it adheres as closely as possible to the distance zone facing the given direction. It should also be noted that the object tests of ABB RED670 relay showed its distance features appropriate response to the generated power swings. The PSD power swing blocking feature activated as expected at given settings and swing parameters. No deviations were ascertained from the PSD algorithm declared by the manufacturer.

Fig. 11. Trajectory of impedance measured on Żarnowiec Hydro Plant unit generator transformer’s high voltage side during asynchronous power swings caused by a three-phase short circuit on ZRC-SLK line (fault at 50% distance from ZRC node); fault duration 0.6 s; X1lnRv = 70 Ω, ΔtPSD = 240 ms > tP1, tZM02_set = 140 ms > tZM02_trip = 100 ms (PSD activated and distance zones blocked)

86

87


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 75–86

REFERENCES 1. ABB, Technical reference manual. Line differential protection IED RED 670, Document ID: 1MRK505183-UEN, Issued: December 2007. 2. ABB, Application manual. Line differential protection IED RED 670, Document ID: 1MRK505186-UEN, Issued: January 2008. 3. ABB, Technical reference manual. Line distance protection IED REL 670, Document ID: 1MRK506275-UEN, Issued: December 2007. 4. ABB, Application manual. Line distance protection IED REL 670, Document ID: 1MRK506278-UEN, Issued: December 2007. 5. Bakoń T. et. al. Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej, Etap I, [Catalogue of requirements for generator protection relay systems with regard to their features, and coordination of their settings with transmission grid protection relay systems, Stage I], Institute of Power Engineering, Warsaw 2010. 6. Dobrzyński K., Klucznik J., Lubośny Z., Zabezpieczenia impedancyjne bloków energetycznych przy zwarciach bliskich [Impedance protections of power units at close faults], proceedings of XIV National Conference “Relay Protections in Power Engineering”, WarsawJózefów, 19–21 October 2011.

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 75–86. When referring to the article please refer to the original text.

7. Dytry H. et. al. Opracowanie katalogu wymagań dla systemów zabezpieczeń elektrycznych generatorów w zakresie stosowanych funkcji i koordynacji ich nastaw z EAZ w sieci przesyłowej, Etap II, [Catalogue of requirements for generator protection relay systems with regard to their features, and coordination of their settings with transmission grid protection relay systems, Stage II], Institute of Power Engineering and Gdańsk University of Technology, Warsaw 2011. 8. Machowski J., Smolarczyk A., Brzeszczak L., Opracowanie zasad nastaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kątem odbudowy systemu [Setting principles for protection relays’ power swing blocking feature with a view to system recovery, Institute of Power Engineering of Warsaw University of Technology, Warsaw 2005. 9. Smolarczyk A., Sposoby nastawiania impedancyjnych blokad przeciwkołysaniowych stosowanych w zabezpieczeniach odległościowych, materiały [Setting of impedance power swing blocking features for distance protection relays], proceedings of XV International Scientific Conference ”Present-day Problems of Power Engineering”, Gdańsk-Jurata, 8–10 June 2011.

Maciej Łosiński Żarnowiec Hydro Power Plant e-mail: m.losinski@ewz.pl After graduating from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology he was employed at Żarnowiec Hydro Power Plant (1998). He is currently the manager of the plant’s Automation and Relay Protections Department. He obtained his doctor of engineering degree at this faculty (2005). His research interests focus on issues related to power system relay protections, and to modelling and analysis of power system operation, with particular emphasis on the problems of voltage and reactive power flow control.

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 Gdańsk University of Technology. His areas of interest include control systems for generators and turbines, wind power generation, and power system automatic protections.

88

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

PL

Analiza działania blokady kołysaniowej zabezpieczenia odległościowego w przekaźnikach serii 670 produkcji firmy ABB Autorzy

Maciej Łosiński Jacek Klucznik

Słowa kluczowe

system elektroenergetyczny, zabezpieczenie odległościowe, blokada kołysaniowa

Streszczenie

Autorzy prezentują w artykule wyniki badań blokady kołysaniowej PSD zabezpieczenia odległościowego w przekaźnikach serii 670, produkcji firmy ABB. Badaniom poddano przekaźnik RED670, który wchodzi w skład zabezpieczeń hydrozespołu w Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. Analiza działania blokady kołysaniowej została przeprowadzona na podstawie wyników badań obiektowych, wykonanych za pomocą cyfrowego testera zabezpieczeń firmy Omicron. Zaprezentowane zostały także wyniki badań symulacyjnych, które obrazują działanie blokady PSD w trakcie kołysań mocy wywołanych zakłóceniami w systemie elektroenergetycznym. Pokazano, jak zabezpieczenia odległościowe mogą reagować na to samo zakłócenie w zależności od przyjętych nastawień.

1. Wstęp Zabezpieczenia impedancyjne, zainstalowane w systemie elektroenergetycznym, są narażone na zbędne pobudzanie się i działanie w  trakcie kołysań mocy. Najczęstszą przyczyną powstawania kołysań mocy są zakłócenia w  postaci zwarć w  sieci przesyłowej. W  zależności od  miejsca i  czasu trwania zwarcia kołysania mogą mieć charakter synchroniczny lub asynchroniczny. Jeżeli zwarcie wystąpi w  pobliżu węzła wytwórczego, a  czas jego likwidacji nie jest zbyt długi, wtedy nie powinno dojść to utraty synchronizmu generatorów. W takim przypadku mogą pojawić się silne kołysania, którym towarzyszą duże zmiany prądów i  napięć w  liniach przesyłowych i blokowych. Zmiany te oznaczają zmniejszanie się impedancji widzianej przez zabezpieczenia odległościowe. Gdy impedancja widziana przez przekaźnik zmniejszy się do wartości odpowiadającej strefom pomiarowym, wtedy może dojść do  zbędnego zadziałania zabezpieczenia i  wyłączenia generatorów lub linii. Takie wyłączenie może doprowadzić do utraty synchronizmu pozostałych generatorów lub przeciążeń linii, co w konsekwencji może doprowadzać do głębokiej awarii SEE (black-out) [8]. W przypadku zwarć trwających zbyt długo i powstałych blisko elektrowni może także dojść do  utraty synchronizmu systemu elektroenergetycznego przez wypadnięcie z  synchronizmu generatorów danej elektrowni i  przejście ich do  pracy asynchronicznej. Zjawisku pracy asynchronicznej towarzyszą także bardzo znaczne zmiany prądów i  napięć, co powoduje szybkie zmiany impedancji widzianej przez zabezpieczenia odległościowe. W  tej sytuacji może także dojść do  zbędnego działania tych zabezpieczeń i  wyłączenia linii przesyłowych. Generatory, które znalazły się w  stanie pracy asynchronicznej, powinny zostać selektywnie wyłączone przez dedykowane do tego zabezpieczenia od poślizgu biegunów (PSP, ang. pole slip protection). W  celu zmniejszenia ryzyka zbędnego działania zabezpieczeń odległościowych

w trakcie kołysań mocy stosuje się w nich tzw. blokady kołysaniowe (PSD, ang. power swing detection). Działanie blokady polega na rozróżnianiu zmian impedancji wywołanych kołysaniem mocy od zmiany impedancji wywołanej zwarciem i w przypadku powstania kołysań mocy blokada powinna doprowadzić do zablokowania funkcji impedancyjnych zabezpieczenia. Istotne jest, aby blokady kołysaniowe zabezpieczeń odległościowych działały w sposób prawidłowy, tzn. właściwie rozpoznawały kołysania synchroniczne i asynchroniczne. Bardzo ważną kwestią jest także właściwy dobór nastawień dla blokad PSD. W niniejszym artykule został przedstawiony opis zasady działania blokady kołysaniowej dla funkcji zabezpieczeń odległościowych, w przekaźnikach serii 670, produkcji ABB. Przedstawione zostały także wyniki i wnioski z badań obiektowych oraz symulacyjnych, obrazujących zachowanie się blokady PSD w przekaźnikach zainstalowanych w  Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. 2. Zasada działania blokady kołysaniowej PSD w przekaźnikach serii 670 (ABB) Zabezpieczenia odległościowe w  przekaźnikach serii 670, produkcji ABB, są zabezpieczeniami wielostrefowymi (RED670 – 3 strefy, RET670 – 4 strefy, REL670 – 5 stref), z możliwością indywidualnego określania zasięgu rezystancyjnego i reaktancyjnego oraz kierunku działania każdej ze stref. Pomiar impedancji realizowany jest niezależnie dla każdej z możliwych pętli zwarcia: trzy pętle zwarcia dla zwarć faza-faza i trzy pętle dla zwarć faza-ziemia. Na rys. 1 pokazano zewnętrzną i wewnętrzną impedancyjną wieloboczną charakterystykę funkcji PSD wraz z parametrami, za pomocą których można ją kształtować. W  tab. 1 podane zostały nastawienia funkcji PSD wraz z ich zakresami i opisem. Pomiar impedancji wykorzystywany przez funkcję PSD opiera się na tym samym algorytmie, który jest wykorzystywany przez strefy pomiarowe funkcji zabezpieczenia

odległościowego i jest wykonywany niezależnie dla każdej z faz L1, L2, L3. Funkcja detekcji kołysań mocy może działać w dwóch trybach: 1 z 3 lub 2 z 3. W trybie 1 z  3 zadziałanie blokady następuje przy wykryciu kołysania w dowolnej z trzech faz. W trybie 2 z 3, aby doszło do pobudzenia blokady, kołysanie musi zostać wykryte w co najmniej dwóch fazach. Wybór trybu detekcji kołysań może być na trwałe określony w  logice przekaźnika lub może być dokonywany na  podstawie zewnętrznego sygnału podawanego na  odpowiednie wejście binarne. Działanie funkcji blokady kołysaniowej polega na  pomiarze czasu przejścia impedancji przez obszar pomiędzy zewnętrzną i  wewnętrzną charakterystyką impedancyjną funkcji PSD. Jeżeli zmierzony czas przejścia impedancji pomiędzy strefami funkcji PSD jest dłuższy od nastawionego w członie czasowym tP1, wtedy następuje zablokowanie wybranych stref odległościowych. Kołysania mocy są rozpoznawane jako kolejne, jeżeli mierzona impedancja opuści zewnętrzną charakterystykę PSD na czas krótszy od nastawionego w  członie czasowym tW. W  takim przypadku do określenia, czy są to kolejne, szybsze kołysania, wykorzystuje się człon czasowy tP2. Jeżeli impedancja pomiędzy strefami PSD przejdzie w czasie dłuższym od tP2, wtedy kołysania są traktowane jako kolejne w  ramach tego samego zdarzenia. Dzięki możliwości nastawienia osobnych czasów detekcji dla pierwszego i kolejnych kołysań można wykryć kolejne kołysania o znacznie większej szybkości zmian impedancji (dZ/dt) niż przy pierwszym kołysaniu. Nastawienie zbyt krótkiego czasu tP1 dla pierwszego przejścia impedancji przez charakterystykę PSD mogłoby spowodować, że  funkcja blokady nie rozróżni kołysania od zwarcia. Funkcja blokady kołysaniowej pozostaje pobudzona do  momentu opuszczenia przez impedancję zewnętrznej charakterystyki PSD. Pobudzenie może zostać wydłużone o wartość nastawy tH, odliczanej po

89


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

jX

kierunek do przodu (w stronę bloku)

ZL Charakterystyka PSD (zewn.)

R1Lin ΔFw

X1OutFw

Charakterystyka PSD (wewn.)

ZR

X1InFw Strefa ZM (Fw)

ΔFw

ΔRv

⎛ X1InFw ϕ = arctan ⎜ ⎝ R1Lin

ϕL R1OutRv

R1InRv

R1InFw

R1OutFw

⎞ ⎟ ⎠

R

ϕ ΔRv

Strefa ZM (Rv)

ΔFw

X1InRv

ΔRv

X1OutRv

kierunek do tyłu (w stronę systemu)

Rys. 1. Możliwości formowania charakterystyki blokady kołysaniowej PSD w przekaźnikach serii REx670 (ΔFw = RLdOutFw*(1-kLdRFw), ΔRv = RLdOutRv*(1-kLdRRv), X1OutFw = X1InFw + ΔFw, R1OutFw = R1InFw + ΔFw, X1OutRv = X1InFw + ΔRv, R1OutRv = R1InFw + ΔRv)

Parametr Operation

Zakres On Off

Nastawienie domyślne Off

opuszczeniu przez impedancję zewnętrznej strefy PSD. Jeżeli kołysanie mocy zostanie wykryte i  impedancja mierzona będzie pozostawać w obszarze charakterystyki działania blokady przez czas dłuży od nastawy tR2 (tzw. czas deblokady), wtedy funkcja PSD zostaje zablokowana. Istnieje także możliwość zablokowania funkcji blokady kołysaniowej, jeżeli w trakcie kołysań pojawi się zwarcie doziemne (składowa zerowa prądu). W takim przypadku po czasie opóźnienia tR1, odliczonym od chwili wykrycia zwarcia, następuje odblokowanie stref odległościowych (zablokowanie funkcji PSD). Funkcja blokady kołysaniowej PSD w zabezpieczeniach serii 670 może zostać uzupełniona o  tzw. dodatkową logikę kołysań mocy (PSL, ang. power swing logic). Dzięki tej dodatkowej funkcji możliwe jest szybkie i  selektywne likwidowanie różnych zwarć w  zabezpieczanej linii podczas trwania kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym. 3. Badanie blokady kołysaniowej w przekaźniku RED670 Badaniom został poddany przekaźnik RED670 produkcji ABB, który wchodzi w  skład zabezpieczeń hydrozespołu w  Elektrowni Szczytowo-Pompowej Żarnowiec. Schemat wyprowadzenia mocy hydrozespołu pokazano na  rys.  2. Podstawową funkcją tego przekaźnika jest

Opis Funkcja PSD: ON – załączona, OFF – wyłączona

0,10–3000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna reaktancji określająca zasięg reaktancyjny charakterystyki wewnętrznej „do przodu”

R1FInFw

0,10–1000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna rezystancji określająca zasięg rezystancyjny charakterystyki wewnętrznej „do przodu” Rezystancja linii dla określenia kąta wewnętrznej charakterystyki rezystancyjnej „do przodu”,

0,10–1000,00

30,00

realizacja zabezpieczenia różnicowoprądowego linii blokowej (87L). Zabezpieczenie składa się z dwóch półkompletów (przekaźników): jeden umieszczony jest na  terenie stacji 400 kV Żarnowiec, drugi zabudowany został w szafach zabezpieczeń bloku na ternie ESP Żarnowiec. Komunikacja między dwoma półkompletami zabezpieczenia odbywa się drogą cyfrową za pośrednictwem łącza światłowodowego. Przekaźnik RED670 na terenie elektrowni został wyposażony dodatkowo w funkcję zabezpieczenia odległościowego. Zabezpieczenie mierzy impedancję widzianą od strony górnego napięcia transformatora blokowego. Uruchomione zostały w  nim dwie strefy odległościowe ZM01 i  ZM02, obejmujące swym działaniem transformator blokowy i  generator. Strefa pierwsza obejmuje swym zasięgiem 70% uzwojeń transformatora blokowego, zaś strefa druga w całości chroni transformator blokowy oraz generator. Zabezpieczenie odległościowe stanowi rezerwę dla zabezpieczeń podstawowych od zwarć wewnętrznych bloku w przekaźnikach REG216. Do przeprowadzenia badań blokady kołysaniowej w przekaźniku RED670 wykorzystany został cyfrowy tester zabezpieczeń CMC 256-6, firmy Omicron. Ponadto do wygenerowania prądów i napięć z testera zabezpieczeń, odzwierciedlających kołysania mocy, użyto programu State Sequencer, który wchodzi w  skład pakietu Test Universe, dostarczonego przez firmę Omicron. Wygenerowane kołysania mocy za pomocą testera miały charakter 3-fazowy symetryczny.

Rozdzielnia 400kV Pole 16

Ω

X1InRv

0,10–3000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna reaktancji określająca zasięg reaktancyjny charakterystyki wewnętrznej „do tyłu”

R1FInRv

0,10–1000,00

30,00

Ω

Składowa zgodna rezystancji określająca zasięg rezystancyjny charakterystyki wewnętrznej „do tyłu ”

Operation LdCh

On Off

On

Działanie odcięcia od obciążenia

RLdOutFw

0,10–3000,00

30,00

Ω

Rezystancja określająca zewnętrzną rezystancyjną granicę dla obciążenia „do przodu”

5–70

25

°

Kąt określający obszar impedancji obciążenia

W  dalszej części artykułu przedstawione zostały wyniki badań obrazujące zachowanie się blokady kołysaniowej oraz stref odległościowych w  trakcie zmian impedancji widzianej przez przekaźnik, przebiegającej po trajektoriach występujących w trakcie synchronicznych i asynchronicznych kołysań mocy. Przykładowe przebiegi sygnałów generowanych przez tester w  trakcie kołysań mocy i  zachowanie się badanego przekaźnika pokazano na rys. 3. Wartości napięć, prądów i  impedancji na  przedstawionych przebiegach i  charakterystykach odnoszą się do strony górnego napięcia transformatora blokowego (400 kV).

WB

DLF420

500/1 A/A

87L

pomiar energii pomiar energii

TU17-19 400

0,1

3

3

kV kV

87L +Rej pomiar energii

I

TJ24-26 400/5 A/A

pomiar energii

II

rejestrator

III

I9-A

IV

I

TJ10-12 400/1 A/A

87L

II

model. ciepl. TB

III

I10-B

IV

TB 240MVA 420/15,75kV Yd11, uz=13,6% I

pomiar energii

I

TJ7-9 10000/5 A/A

15

0,1

3

3

I7-A I8-B

3

3

Rozdzielnia 6kV potrzeby własne pomiar energii

I II

I14-B

III

I13-A

15

0,1

3

3

Pole 31

0,1 kV 3 kV

TU4-6 TJ14-16 1000/5 A/A

I11-A +Rej I12-B

HEK3

TU7-9 0,1

II

U6-A +Rej U5-B +Rej

0,1 kV 3 kV

WG

15

TJ13 500/5 A/A

rejestrator

II III IV

TU14-16

U4-A/B +Rej U3-B +Rej

0,1 kV 3 kV

Od1

Od2

ADG24

Ł1

1600kVA 15,75/0,6 kV Dy5 uz=6%

I

TJ4-6 10000/5 A/A

II III

FG2

WSR

Ł2

TW

TJ1-3 2000/5 A/A

reg. napięcia

I II III

reg. obrotów

Rej REF

I2

TU1-3

I5-B

6 3

0,1

U1 +Rej U2 +Rej

0,1 kV 3 kV

3

IV

TU11-13

TJ17-19 2000/5 A/A

Jednostka

X1InFw

R1Lin

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

TJ20-22 2000/5 A/A 1

TJ23 2000/5 A/A

15

0,1

3

3

reg. napięcia 0,1 kV 3 kV

Od3

TU1-3

I15-B

Od4

U2-A/B

15

0,1

3

3

0,1 kV 3 kV

RC

SRRH

G/S

WW

228MVA/209MVA 210/179 MW 15,75kV+/- 7,5% 2x1 Ω

I

2x2μF

TJ1-3 10000/5 A/A Uw

SR

13MW 6kV

REr 1000Ω RPr 100Ω

II

I

TJ4-6 2000/5 A/A

Rej

III

I2-B

IV

I1-A

II III

TJ7-9 2000/5 A/A pomiar energii SRRH

I1

I

SRRH

II

SRRH

TJ10-12 1500/5 A/A

I3

Rej.

III

TU4 6/0,1 kV/kV

Rej.

M

TU10 10/0,1 kV/kV

U1-A +Rej

Zasilanie z rozdzielni 0,4kV REs 1250Ω

350 Ω

OR

RPs 150Ω

Rys. 2. Schemat wyprowadzenia mocy hydrozespołu w ESP Żarnowiec

IL1

ArgLd RLdOutRv kLdRFw kLdRRv IMinOpPE IBase tP1 tP2 tW

0,10–3000,00

30,00

Ω

Rezystancja określająca zewnętrzną rezystancyjną granicę dla obciążenia „do tyłu”

0,50–0,90

0,75

Mnożnik dla określenia wewnętrznej rezystancyjnej granicy dla obciążenia „do przodu”

0,50–0.90

0,75

5–30

10

%IB

Minimalny prąd działania funkcji PSD

1–99999

3000

A

Prąd bazowy dla nastaw prądowych

0,000–60,000

0,045

s

Nastawa dla członu czasowego detekcji pierwszego (wolnego) kołysania mocy

0,000–60,000 0,000–60,000

0,015 0,250

s s

Nastawa dla członu czasowego detekcji następnych (szybszych) kołysań mocy Czas oczekiwania do aktywacji członu czasowego tP2 (zamiast tP1) odpowiedzialnego za identyfikację kolejnych szybszych kołysań mocy. Czas tW jest liczony od momentu opuszczenia przez impedancję charakterystyki zewnętrznej PSD podczas kołysania do ponownego jej wejścia do strefy PSD

tH

0,000–60,000

0,500

s

Czas podtrzymania sygnału wyjściowego funkcji PSD po opuszczeniu przez impedancję strefy PSD_out

tEF

0,000–60,000

3,000

s

Zwłoka czasowa na przeczekanie czasu przerwy bezprądowej w cyklu SPZ jednofazowego

tR1

0,000–60,000

0,300

s

Człon czasowy do opóźnienia blokowania (sygnału blokującego INHIBIT) funkcji PSD po wykryciu zwarcia doziemnego (składowej zerowej prądu) w trakcie trwania kołysań

tR2

0,000–60,000

2,000

s

Człon czasowy do zerowania sygnału wyjściowego funkcji PSD przy bardzo wolnych kołysaniach mocy (czas deblokady). Funkcja PSD jest blokowana (dezaktywacja blokady kołysaniowej) gdy mierzona impedancja będzie przebywać ciągle w obszarze PSD_in przez nastawiony czas tR2

Tab. 1. Nastawienia funkcji PSD w przekaźnikach serii 670 (ABB)

90

Mnożnik dla określenia wewnętrznej rezystancyjnej granicy dla obciążenia „do tyłu”

IL1/A

3.1. Kołysania synchroniczne Na rys. 4 i 5 przedstawiono przebieg trajektorii impedancji mierzonej przez przekaźnik RED670 w  trakcie generowania kołysań synchronicznych, za pomocą mikroprocesorowego testera CMC 256-6 Omicron. Na rysunkach zilustrowano zdefiniowane w  przekaźniku pomiarowe strefy impedancyjne zabezpieczenia odległościowego i  blokady kołysaniowej. W  każdym teście generowane były trzy kołysania synchroniczne o  określonym kącie nachylenia φ trajektorii impedancji do osi rzeczywistej R i  określonej szybkości zamian impedancji dZ/dt. Ponadto w trakcie kolejnych kołysań zmieniano czas przebywania impedancji mierzonej poza strefą zewnętrzną funkcji PSD w celu pokazania wpływu parametru tW (czas oczekiwania do aktywacji członu czasowego tP2) na działanie blokady kołysaniowej. Wszystkie badania wykonano przy zerowej wartości parametru tH funkcji PSD (tH – czas podtrzymania sygnału wyjściowego funkcji PSD po opuszczeniu

2000 1000 0 -1000

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75 t/s

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

-2000 -3000 UL1 UL1/ V 200000 100000 0 -100000 -200000 -300000 Option A ZM01-START ZM02-START ZM02-TRIP ZM03-TRIP PSD1-START t/s

Option B ZM01-START ZM01-TRIP ZM02-START ZM02-TRIP PSD1-START t/s

Rys. 3. Przykładowy przebieg prądu i napięcia zarejestrowany przez przekaźnik RED670 w trakcie synchronicznego 3-fazowego kołysania mocy wygenerowanego za pomocą testera Omicron CMC256-6. Trzykrotne wejście trajektorii impedancji w odległościową strefę pomiarową ZM01 i ZM02 (tZM01 = 50 ms, tZM02 = 100 ms). Szybkość zmian impedancji: dZ1/dt = 1500 Ω/s, dZ2/dt = 2000 Ω/s, dZ3/dt = 2500 Ω/s. Wariant A: załączona funkcja PSD – blokowanie stref odległościowych, Wariant B: wyłączona funkcja PSD – widoczne pobudzenie i zadziałanie stref odległościowych

91


Test

1

φ [o]

45

kołysanie

dZ/dt [Ω/s]

Δt PSD [ms]

I

1500

56 > tP1

II

2000

42 > tP2

45

45

4

5

6

90

90

135

135

225

150 (152) 117 (121)

I

1500

– (118)

– (202)

II

2000

42 > tP2

321 (320)

– (88)

– (152)

2500

34 > tP2

258 (256)

– (71)

– (121)

I

1500

56 > tP1

430 (427)

– (118)

– (202)

II

2000

42 > tP2

322 (320)

– (88)

– (152)

2500

34 < tP1

69 (71)

120 (121)

I

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

II

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

1600

37 > tP2

597 (593)

– (74)

– (443)

I

1000

60 > tP1

954 (949)

– (119)

– (709)

II

1400

42 > tP2

681 (678)

– (85)

– (507)

III

2100

28 < tP2

60 (57)

345 (228)

I

1500

56 > tP1

530 (532)

– (200)

II

2000

42 > tP2

446 (449)

– (200)

2500

34 < tP1

187 (200)

I

1500

56 > tP1

530 (532)

– (200)

II

2000

42 > tP2

446 (449)

– (200)

3000

28 < tP2

I

1500

56 > tP1

435 (438)

II

2000

42 > tP2

381 (379)

2500

34 > tP2

339 (343)

1500

56 > tP1

2000

42 > tP2

3000

28 < tP2

I 225

87 (88)

III

9

429 (427)

III

8

198 (202)

56 > tP1

III

7

114 (118)

2500

III

II III

188 (200) – (200)

– (200)

– (200)

436 (438)

– (200)

380 (379)

– (200)

176 (200)

Przykładowe wyniki przeprowadzonych badań, obrazujące działanie blokady PSD w przekaźniku RED670 w trakcie kołysań synchronicznych, przedstawiono w tab. 2.

320 < tW 240 < tW 320 < tW 240 < tW 320 < tW 640 > tW

Uwagi

Wyłączona funkcja PSD W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie i zadziałanie stref odległościowych

Załączona funkcja PSD W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie blokady PSD, brak pobudzeń stref odległościowych Załączona funkcja PSD. Pomiędzy II i III kołysaniem wydłużono czas przebywania impedancji poza charakterystyką PSD. Przy trzecim kołysaniu nie pobudza się blokada PSD (tPSDout > tw – aktywny timer tP1)

220 < tW Załączona funkcja PSD 170 < tW

Załączona funkcja PSD

150 < tW

W trackie trzeciego kołysania ΔtPSD < tP2 – brak działania blokady PSD w trakcie trzeciego kołysania

400 < tW

Załączona funkcja PSD

710 > tW

Pomiędzy II i III kołysaniem wydłużono czas przebywania impedancji poza charakterystyką PSD. Przy trzecim kołysaniu nie pobudza się blokada PSD (tPSDout > tW – aktywny timer tP1)

280 < tW

Załączona funkcja PSD W trackie trzeciego kołysania ΔtPSD < tP2 - brak działania blokady PSD w trakcie trzeciego kołysania

480 < tW Załączona funkcja PSD 370 < tW

700

600

500

start

400

koniec 300

PSD in PSD out

200

Strefa ZM01

ϕ=45°

Strefa ZM02

100

Impedancja ZR

0

-100

-200

-300 -500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

R [Ω/fazę]

Rys. 4. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy synchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02 (kąt nachylenia trajektorii: φ 45o)

700

600

start

500

400

koniec

300

PSD in PSD out

2

200

Strefa ZM01

ϕ=13 5 °

100

Strefa ZM02 Impedancja ZR

3 0

1

-100

-200

W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie blokady PSD

220 < tW

400 < tW

Oznaczenia w tabeli: φ – kąt nachylenia trajektorii impedancji do  osi wartości rzeczywistych R dZ/dt – szybkość zmian impedancji w trakcie kołysania Δt PSD – czas przejścia impedancji przez charakterystykę PSD (wyznaczony na  podstawie dZ/dt i kąta φ) t PSD set – czas pobudzenia blokady PSD odczytany z  rejestratora przekaźnika RED670 (w  nawiasie podano czas pobudzenia blokady PSD, obliczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t ZM01 set– czas pobudzenia strefy ZM01 odczytany z  wewnętrznego rejestratora przekaźnika RED670 (w nawiasie podano czas przebywania wektora impedancji w  strefie ZM01 obliczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t ZM02 set– czas pobudzenia strefy ZM02 odczytany z  wewnętrznego rejestratora przekaźnika RED670 (w nawiasie podano czas przebywania wektora impedancji w  strefie ZM02, obliczony na podstawie dZ/dt i kąta φ) t PSD out – czas przebywania impedancji poza charakterystyką PSD (czas pomiędzy kolejnymi kołysaniami wyznaczony na podstawie dZ/dt i kąta φ).

X [Ω/fazę]

wartość skokowo, w punkcie 2 impedancja przebywała przez określony czas (200 ms), następnie skokowe przejście do  punktu 3 i wzrost wartości impedancji z prędkością dZ/dt do punktu koniec.

t ZM01set t ZM02set t PSD out [ms] [ms] [ms]

69 (71)

III

3

t PSD set [ms]

34 > tP2

III

2

Rozpoczynanie kolejnego kołysania mogło być opóźnione przez pozostawienie wektora impedancji w  punkcie koniec na  zadany czas. Przy badaniach dla kątów φ większych od 90o przebieg trajektorii impedancji pokazano na rys. 5. W tym przypadku zmiany impedancji w  trakcie konkretnego kołysania wyglądały następująco: pomiędzy punktem start i  1 następowała zmiana impedancji z  określoną szybkością dZ/dt, od  punktu 1 do  2 impedancja zmieniała

W trakcie każdego kołysania następuje pobudzenie blokady PSD

480 < tW

Załączona funkcja PSD

340 < tW

W trackie trzeciego kołysania Δt PSD < tP2 – brak działania blokady PSD w trakcie trzeciego kołysania

Na podstawie wyników z  przeprowadzonych badań przekaźnika RED670 w trakcie kołysań synchronicznych można stwierdzić, że funkcja blokady kołysaniowej PSD zachowuje się zgodnie z opisem zawartym w dokumentacji producenta. Przy przejściu trajektorii impedancji przez charakterystykę PSD w  czasie dłuższym od  nastawionego (tP1, tP2) następowało pobudzanie blokady kołysaniowej i blokowanie stref odległościowych. W trakcie pobudzenia blokady PSD i przebywania wektora impedancji w strefach odległościowych przez czas dłuższy od  nastawień dla tych stref nie następowało zadziałanie przekaźnika i  wygenerowanie impulsu wyłączającego. Prawidłowo następowało także uaktywnianie timera tP2 w przypadku kolejnych kołysań, jeżeli powrót impedancji do  strefy PSD następował w czasie krótszym od nastawionego tW. Jeżeli czas ten został przekroczony, wtedy ponownie aktywował się timer tP1 i  przy szybszych kołysaniach nie następowało zadziałanie blokady kołysaniowej. Należy podkreślić, że czasy pobudzeń blokady kołysaniowej i  czasy przebywania impedancji w  strefach odległościowych, odczytywane z  wewnętrznego rejestratora przekaźnika RED670, były zbieżne z  czasami obliczonymi na podstawie parametrów charakterystyk impedancyjnych i parametrów trajektorii impedancji generowanej przez tester zabezpieczeń. Sprawdzono także działanie blokady kołysaniowej przy skokowym wejściu wektora

-300 -500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

R [Ω/fazę]

Rys. 5. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy synchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02 (kąt nachylenia trajektorii: φ 135o)

600

500

400

start

koniec

300

3 200

X [Ω/fazę]

przez impedancję strefy zewnętrznej). Dla kątów φ z przedziału od 0o do 90o przebieg trajektorii impedancji odbywał się zgodnie z rys. 4. W trakcie każdego kołysania następowało zmniejszanie impedancji od punktu start do  wartości minimalnej w  pobliżu punktu (0,0) płaszczyzny R-X, z  określoną prędkością dZ/dt. Po osiągnięciu wartości minimalnej następowała sytuacja odwrotna – wzrost impedancji z  tą samą prędkością do  osiągnięcia punktu koniec.

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

X [Ω/fazę]

M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

PSD in PSD out

100

ϕ=22 5 °

Strefa ZM01

2

0

Strefa ZM02 Impedancja ZR

1

-100

-200

-300

-400 -600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

R [Ω/fazę]

Rys. 6. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy synchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02 (skokowe wejście Zr w strefę PSD, kąt nachylenia trajektorii: φ 225o)

Tab. 2. Wyniki badań blokady PSD w zabezpieczeniu RED670 w trakcie kołysań synchronicznych. Nastawienia funkcji PSD: X1InFw = 450 Ω, R1InFw = 200 Ω, ΔFw = 60 Ω, X1InRv = 100 Ω, R1InRv = 150 Ω, ΔRv = 60 Ω, tP1 = 50 ms, tP2 = 30 ms, tW = 600 ms, tH = 0s, tR2 = 4 s.

92

93


M. Łosiński, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 75–86

700

600

koniec

start

X [Ω/fazę]

400 PSD in PSD out

300

Strefa ZM01 Strefa ZM02

200

Impedancja ZR

100

0

-100

-200 -500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

R [Ω/ fazę]

Rys. 7. Przebieg trajektorii wektora impedancji Zr przy asynchronicznych kołysaniach mocy generowanych za pomocą testera CMC-256-6 na tle charakterystyki PSD i stref odległościowych ZM01, ZM02

impedancji w strefę blokady PSD. Przebieg trajektorii impedancji na  tle charakterystyk impedancyjnych przekaźnika w trakcie tych badań przedstawiono na  rys. 6. Po uruchomieniu testu przez określony czas impedancja pozostawała w  punkcie start. Następnie wartość impedancji ulegała skokowej zmianie do  pkt 1, leżącego pomiędzy zewnętrzną i wewnętrzną charakterystyką funkcji PSD. Po skokowej zmianie wartości wektor impedancji zaczynał przemieszczać się po trajektorii pomiędzy pkt 1 i 2 z zadaną szybkością dZ/dt. Po osiągnięciu pkt 2 następowała skokowa zmiana wartości impedancji do  pkt 3, leżącego w  strefie odległościowej ZM02. W  pkt 3 wektor impedancji przebywał przez czas dłuższy od  nastawienia dla strefy ZM02 i  po tym czasie następowało kolejne skokowe przejście do punktu koniec. Badanie to  wykazało, że  blokada kołysaniowa zachowuje się poprawnie przy Test

1

dR/dt [Ω/s]

Δt PSD [ms]

I

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

II

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

1330

45 > tP2

351 (345)

– (168)

800

75 > tP1

585 (575)

– (280)

II

1000

60 > tP2

468 (460)

– (224)

III

1330

45 < tP1

171 (168)

I

890

67 < tP1

258 (252)

I

3

II III I

4

3.2. Kołysania asynchroniczne Przebieg trajektorii impedancji w  trakcie badań zachowania się przekaźnika RED670 przy kołysaniach asynchronicznych przedstawiono na rys. 7. Na rysunku widać także zdefiniowane strefy odległościowe oraz charakterystykę impedancyjną blokady PSD. W  każdym teście generowane były trzy obroty asynchroniczne, które miały określoną szybkość zmian części rzeczywistej impedancji dR/dt. Trajektoria pomiędzy punktami start i koniec, po której porusza się wektor impedancji widzianej przez przekaźnik, ma kształt eliptyczny.

Obrót asynchr.

III

2

skokowym wejściu impedancji w  strefę PSD. Jeżeli czas przebywania wektora impedancji w  strefie charakterystyki PSD był dłuższy od nastawionej wartości tP1, wtedy następowało uruchomienie blokady kołysaniowej i zablokowanie stref impedancyjnych przekaźnika.

II III

1000

60 < tP1

t PSD set t ZM02 set [ms] [ms]

231 (224)

1330

45 < tP1

174 (168)

800

75 > tP1

582 (575)

– (280)

1070

53 < tP1

198 (196)

75 > tP1

581 (575)

800

– (280)

t PSD out [ms] 506 < tW 438 < tW

Oznaczenia w tabeli: dR/dt – szybkość zmian części rzeczywistej R impedancji w trakcie kołysania pozostałe oznaczenia jak w tab. 2.

4. Badanie działania blokady PSD w trakcie kołysań mocy wywołanych zakłóceniami w SEE na przykładzie węzła Żarnowiec Jedną z możliwości przeanalizowania zachowania się układów EAZ w trakcie zakłóceń w systemie elektroenergetycznym jest wykonanie badań symulacyjnych. Do tego celu trzeba wykorzystać program symulacyjny, Uwagi

Załączona funkcja PSD

CHL115 BPL115

GNZ115

WEJ115

ZRC 115

SLK 415

OPI115

ZRC125 110 kV

TR1

TR2

250 MVA

250 MVA

Żarnowiec PSP

ZRC415

ZRC 425

400 kV 4x 179 MW 4x -200 MW

G1

G2

G3

G4 GBL 415

GBL 425

OLM 415 GRU 415

Rys. 8. Schemat węzła elektroenergetycznego Żarnowiec (na podstawie modelu KSE użytego w programie symulacyjnym)

Na podstawie wyników z  przeprowadzonych testów dla kołysań asynchronicznych zachowanie się blokady kołysaniowej PSD w przekaźniku RED670 należy ocenić pozytywnie. Działanie blokady odbywało się zgodnie z  oczekiwaniami dla zdefiniowanych parametrów charakterystyki PSD.

800

600

400

Zr po ZW

200

Zr ZW Zr przed ZW PSD in

0

PSD out ZM01 ZM02

-200

-400 -1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

R [Ω/fazę]

Rys. 9. Przebieg trajektorii impedancji, mierzonej po stronie GN transformatora bl