Acta Energetica Power Engineering Quarterly 4/21 (December 2014)

1

Power EngineeringQuarterly

YEAR 64/21 (December 2014) ISSN 2300-3022

4/21

(20

14)

Act

a E

nerg

etic

a

R&D | technology | economy | law | management

2

Publisher ENERGA SA

Patronage 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 Kazimierkowski| Jan Kiciński | Kwang Y. Lee Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Jan Majewski | Om Malik | Jovica Milanovic Jan Popczyk | Mariusz Swora | Zbigniew Szczerba | Marcin Szpak | G. Kumar Venayagamoorthy | Jacek Wańkowicz | Henryk Woźniak| Ryszard Zajczyk

Reviewers Stanisław Czapp | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko | Jan KicińskiZbigniew Lubośny | Jan Machowski | Józef Paska | Jan Popczyk Désiré Dauphin Rasolomampionona | Sylwester Robak | Marian Sobierajski Paweł Sowa | Zbigniew Szczerba | Artur Wilczyński | Ryszard Zajczyk

Editor-in-Chief Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief Rafał Hyrzyński

Copy Editors Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

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

Statistical Editor Sebastian Nojek

Editorial assistant Jakub Skonieczny

Proofreading Mirosław Wójcik

Graphic design and typesetting Art Design Maciej Blachowski

Translation Skrivanek Sp. z o.o.

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: [email protected] www.actaenergetica.org

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

Information aboutthe oryginal version

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

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

Energa-ActaEn-212x297+3mm-PLANETA ENERGii<•>druk<•>.indd 1 03.10.2014 14:06

3

tu znowu reklama


4

From the Chief Editor

Power system protective equipment ensure automated fault prevention and clearance. The protective equipment can be divided into the following groups: clearing (e.g. overcurrent, under- and overvoltage, differential, etc.), restitution (e.g. automatic reclosing) and prevention (e.g. underfrequency load shedding), where each group’s name explains the applications. Additionally, protective equipment may be classified according to their range of influence, i.e. into local, affecting one or several interconnected elements of a grid (e.g. generator, transformer, transmission line, busbars) and global, which is supposed to affect an entire power system.Criterion values used by the protective equipment are parameters directly related with the physics of phenomena occurring within the power system, particularly current, voltage, frequency, rotational speed, and their functions, e.g. impedance. Other parameters may also be used to detect a fault: the amount of gas, gas flow through trans-former protection systems or electric arc flash in switchgear short-circuit protection solutions. The number and type of protective equipment used to protect elements of a power system is determined mainly by regulations, especially the regulation of the Minister of Economy, as well as the Transmission Grid Code and Distribution Grid Codes, which essentially follow requirements stipulated in the ministerial regulation.The number and type of protective equipment required to protect certain grid elements depends on the type of element, its power rating, rated voltage, location within the power grid, configuration of that grid and significance of the element for the system.Requirements for protective equipment concerning the type of protection needed for certain power grid elements have not changed in years.

The development of protective equipment in the future will not involve a change of critical values used by indi-vidual relays. This is because the relays already utilise information related to physics of the phenomena occurring in the system and finding alternative parameters would be virtually impossible or at least extremely difficult.Development will proceed differently for transmission and distribution grids, due to differences in the initial condi-tion and change of operating characteristics of those systems. Yet in both cases development will be related to the development of communication systems.

In the case of the transmission grid, new elements will include systems based on measuring current and voltage phasors in grid nodes and in power system components, so-called Wide Area Measurement Systems (WAMS). In many grids WAMS solutions have already been installed and are being enhanced. Currently the information collected by WAMS is used mainly for post mortem analyses, i.e. post-fault investigations. However, a genuine challenge for power grids is created by the Wide Area Protection Systems and Wide Area Control Systems which would use global system information. The development of remote communication and control systems will lead to the development of protective equipment on the system level. This kind of automation will utilise relays like underfrequency relays do today, but will also be able to influence energy sources (connected to the grid through electronic power converters) and possibly also consumers.

It may be expected that protection functions will be integrated within substations, thus changing the struc-ture of protective equipment. In extreme cases this could lead to the elimination of relays dedicated for specific individual elements (or ones carrying out just one protective function), which would be phased out by an inte-grated centralised and redundant computer system (controller). Protection systems development will indirectly lead to hierarchically-structured protective devices, where simple protection functions will be carried out at the basic site level, while higher-level functions would involve coordinated influence on an object consisting of many components, e.g. substation.Along with the development of hierarchic protection structures, also the development of adaptive automation may be anticipated. In such solutions protection settings would automatically adapt to a changing grid struc-ture and possibly to changing operating conditions as well. Development of local adaptive protective equipment cannot be ruled out either.

In the case of distribution grids, the development of protection systems will be similar to that expected for trans-mission systems. Thus, on the one hand there will be increased saturation with classic protective equipment (with

5

functions and structures known from the transmission system solutions), and on the other, thanks to IT develop-ment, global protection, control and regulation techniques will be implemented. Global in this case should be understood as referring to a certain part of a power grid.

The results will depend on the effort of engineers working in all disciplines of the power industry, which are covered by publications in Acta Energetica. Enjoy reading!

Zbigniew LubośnyEditor-in-Chief of Acta Energetica

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) jest częścią systemów elektroenergetycznych realizującą w tych systemach funkcje samoczynnego zapobiegania i likwidacji zakłóceń. Dzieli się ona na EAZ eliminacyjną (np. zabezpieczenia >I, >>I, >U, <U, >f, <f, >J), restytucyjną (np. SPZ, SZR) oraz prewencyjną (np. SCO, APKO), gdzie nazwy tych grup automatyki określa ich zastosowanie. Ponadto układy EAZ można podzielić ze względu na obszar oddziaływania, tj. na automatykę lokalną, której zadaniem jest oddzia-ływanie na jeden lub kilka powiązanych z sobą elementów sieci elektroenergetycznej (np. generator, transformator, linię elektroener-getyczną, szyny), oraz na automatykę systemową, której zadaniem jest oddziaływanie na cały system elektroenergetyczny (np. SCO).Wielkościami kryterialnymi wykorzystywanymi przez układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej są wielkości bezpośrednio związane z fizyką zjawisk zachodzących w systemie elektroenergetycznym, tj. przede wszystkim: prąd, napięcie, często-tliwość, prędkość kątowa i temperatura, oraz ich funkcje, jak np. impedancja (iloraz napięcia i prądu). Wykorzystywane są również inne miary detekcji stanu zakłóceniowego, jak ilość wydzielonego gazu lub jego przepływ w zabezpieczeniach transformatorów, czy błysk łuku elektrycznego w zabezpieczeniach zwarciowych rozdzielnic. Liczba i rodzaj układów EAZ stosowanych do zabezpieczenia elementów systemu elektroenergetycznego wynika z przepisów: głównie rozporządzenia ministra gospodarki oraz IRiESP i IRiESD operatorów sieci, które w istocie przenoszą wymagania zawarte w rozporządzeniu.Rodzaj oraz liczba układów EAZ wymaganych dla ochrony danego elementu sieci zależy od rodzaju zabezpieczanego elementu, mocy znamionowej, napięcia znamionowego, lokalizacji w systemie elektroenergetycznym, konfiguracji sieci oraz istotności dla tego systemu.Wymagania co do automatyki zabezpieczeniowej, w sensie przypisania rodzaju zabezpieczeń do elementów systemu elektroenerge-tycznego, nie ulegają zmianie od lat.

Rozwój elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w przyszłości nie będzie związany ze zmianą wielkości kryterialnych stosowanych przez poszczególne zabezpieczenia. Wynika to z faktu, że automatyka zabezpieczeniowa już wykorzystuje informacje związane z fizyką zjawisk w systemie i znalezienie innych jest praktycznie niemożliwe, a przynajmniej skrajnie trudne.Rozwój będzie przebiegał w sposób różny dla systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych, wynikając bezpośrednio z różnicy stanu początkowego oraz ze zmiany funkcjonowania tych systemów. W jednym i drugim przypadku będzie jednak związany z rozwojem systemów komunikacji.

W przypadku systemu przesyłowego elementem nowym będą systemy oparte na pomiarze fazorów napięć i prądów w węzłach oraz elementach systemu elektroenergetycznego, tzw. WAMS (Wide Area Measurement Systems). W wielu systemach systemy WAMS są już zainstalowane i rozbudowywane. Obecnie informacja zbierana przez systemy WAMS wykorzystywana jest głównie do analiz post mortem, tj. analiz po awarii. Wyzwaniem dla systemów elektroenergetycznych są natomiast systemy zabezpieczeń (Wide Area Protection Systems) i regulacji (Wide Area Control Systems), wykorzystujące informacje globalne o systemie. Rozwój systemów teleinformatycznych będzie prowadził do rozwoju automatyki zabezpieczeniowej o charakterze ogólnosyste-mowym. Automatyka tego typu będzie wykorzystywała łączniki, jak automatyka SCO obecnie, ale również będzie mogła oddziaływać na źródła energii (przyłączone do sieci poprzez przekształtniki energoelektroniczne) oraz ewentualnie na odbiory.

Należy się również spodziewać integracji funkcji zabezpieczeniowych i tym samym zmiany struktury EAZ w stacjach elektroener-getycznych. W skrajnych przypadkach może to prowadzić do eliminacji zabezpieczeń dedykowanych poszczególnym pojedynczym obiektom (lub realizujących pojedyncze funkcje zabezpieczeniowe) przez jeden zredundowany centralny system komputerowy (sterownik). W formie pośredniej rozwój zabezpieczeń będzie się odbywał w kierunku zabezpieczeń o strukturze hierarchicznej, gdzie na poziomie podstawowym (obiektu) będą realizowane proste funkcje zabezpieczeniowe, a wyżej funkcje związane ze skoor-dynowanym oddziaływaniem na obiekt składający się z wielu elementów, np. na stację elektroenergetyczną.Wraz z rozwojem hierarchicznych struktur EAZ należy się spodziewać rozwoju automatyki o charakterze adaptacyjnym, tj. dostoso-wywania się nastaw zabezpieczeń do zmieniającej się struktury sieci oraz ewentualnie do zmieniającego się jej stanu pracy. Nie można również wykluczyć rozwoju EAZ adaptacyjnych lokalnych.

W przypadku systemów dystrybucyjnych rozwój EAZ będzie przebiegał w sposób zbliżony do prognozowanego w systemach przesy-łowych. Zatem z jednej strony będzie następować nasycanie sieci klasycznymi układami zabezpieczeń (realizującymi funkcje i mające struktury znane z systemu przesyłowego), a z drugiej strony, jako wynik rozwoju infrastruktury teleinformatycznej, wprowadzane będą funkcje zabezpieczeń, sterowania i regulacji o charakterze globalnym. Charakter globalny należy rozumieć tu jako odnoszący się do pewnego fragmentu systemu elektroenergetycznego.

Efekty będą zależały od działań inżynierów we wszystkich obszarach elektroenergetyki, co prezentuje Acta Energetica. Zapraszam do lektury.

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośnyredaktor naczelny Acta Energetica

Od redaktora naczelnego

6

Table of contents

POWER ELECTRONICS BUILDING BLOCKS FOR IMPLEMENTING SMART MV/LV DISTRIBUTION TRANSFORMERS FOR SMART GRID Marek Adamowicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

IDEA OF MGRID SYSTEM FOR MULTICARRIER ENERGY MICROGRID DESIGNING AND CONTROLDariusz Baczyński, Piotr Helt, Marek Maniecki, Jacek Wasilewski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20

IMPORTANCE OF DISTRIBUTED GENERATION IN THE NATIONAL POWER SYSTEM BASED ON THE EXAMPLE OF GIERAŁTOWICE COMMUNEJoachim Bargiel, Bogdan Mol, Katarzyna Łuszcz, Paweł Sowa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31

IN-HOME DISPLAY – A REVIEW OF EXPERIENCES FROM RESEARCH PROJECTSKrzysztof Billewicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43

IMPROVING ENERGY EFFICIENCY OF MICRO-NETWORKS CONNECTED TO A SMART GRIDGrzegorz Błajszczak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56

THERMAL AND ELECTRODYNAMICS RISK OF RESIDUAL CURRENT DEVICES IN THE CASE OF BACK-UP PROTECTION BY OVERCURRENT CIRCUIT BREAKERSStanisław Czapp, Daniel Kowalak, Kornel Borowski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67

DISTRIBUTION MV AND LV NETWORK OPTIMAL RECONFIGURATIONPiotr Helt, Piotr Zduńczyk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .79

THE HEL PENINSULA – SMART GRID PILOT PROJECTSławomir Noske, Marek Wawrzyniak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91

ESTIMATING VOLTAGE ASYMMETRY MAKING BY ONE PHASE MICRO-GENERATOR IN LOW VOLTAGE NETWORKMarian Sobierajski, Wilhelm Rojewski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

TECHNICAL CONDITIONS OF MICROGENERATOR CONNECTION TO A LOW VOLTAGE NETWORK TAKING INTO ACCOUNT VALID RULES AND PRACTICES APPLIED IN EUROPE AND POLANDMarian Sobierajski, Wilhelm Rojewski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

SMART GRID – A SLOGAN OR A NECESSITY?Zbigniew Szczerba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

OPTIMIZATION CRITERIA FOR REACTIVE POWER COMPENSATION IN DISTRIBUTION NETWORKSWaldemar Szpyra, Wojciech Bąchorek, Aleksander Kot, Andrzej Makuch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

AUTONOMOUS OPERATION OF LOW VOLTAGE MICROGRIDSIrena Wasiak, Ryszard Pawełek, Paweł Kelm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

SENSITIVITY OF POWER STATION AUXILIARY NETWORK TO THE POSSIBILITY OF FERRORESONANCE OCCURRENCEJózef Wiśniewski, Edward Anderson, Janusz Karolak . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171

7

Spis treści

ENERGOELEKTRONICZNE MODUŁY FUNKCJONALNE DLA REALIZACJI INTELIGENTNYCH TRANSFORMATORÓW DYSTRYBUCYJNYCH SN/NN DLA SIECI SMART GRIDMarek Adamowicz ................................................................................................................................................................................................................14

KONCEPCJA SYSTEMU MGRID DO WSPOMAGANIA, PROJEKTOWANIA I STEROWANIA PRACĄ WIELONOŚNIKOWYCH MIKROSIECI ENERGETYCZNYCHDariusz Baczyński, Piotr Helt, Marek Maniecki, Jacek Wasilewski ..............................................................................................................................26

ROLA GENERACJI ROZPROSZONEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM NA PRZYKŁADZIE GMINY GIERAŁTOWICEJoachim Bargiel, Bogdan Mol, Katarzyna Łuszcz, Paweł Sowa ......................................................................................................................................38

WYŚWIETLACZ DOMOWY IHD – PRZEGLĄD DOŚWIADCZEŃ Z PROJEKTÓW BADAWCZYCHKrzysztof Billewicz ................................................................................................................................................................................................................50

POPRAWA EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ PRZY INTEGROWANIU MIKROSIECI Z INTELIGENTNYMI SIECIAMI KRAJOWYMIGrzegorz Błajszczak ..............................................................................................................................................................................................................62

NARAŻENIA CIEPLNE I ELEKTRODYNAMICZNE WYŁĄCZNIKÓW RÓŻNICOWOPRĄDOWYCH PRZY ICH DOBEZPIECZANIU WYŁĄCZNIKAMI NADPRĄDOWYMI INSTALACYJNYMIStanisław Czapp, Daniel Kowalak, Kornel Borowski .......................................................................................................................................................74

OPTYMALIZACJA KONFIGURACJI DLA SIECI ROZDZIELCZYCH SN I NNPiotr Helt, Piotr Zduńczyk ...................................................................................................................................................................................................86

PÓŁWYSEP HELSKI – PILOTAŻOWY PROJEKT SIECI INTELIGENTNYCHSławomir Noske, Marek Wawrzyniak ................................................................................................................................................................................97

SZACOWANIE ASYMETRII NAPIĘĆ W SIECI NISKIEGO NAPIĘCIA WPROWADZANEJ PRZEZ JEDNOFAZOWĄ MIKROGENERACJĘMarian Sobierajski, Wilhelm Rojewski ............................................................................................................................................................................110

UWARUNKOWANIA TECHNICZNE PRZYŁĄCZANIA MIKROGENERACJI DO SIECI NISKIEGO NAPIĘCIA W ŚWIETLE OBOWIĄZUJĄCYCH PRZEPISÓW ORAZ PRAKTYK KRAJOWYCH I EUROPEJSKICHMarian Sobierajski, Wilhelm Rojewski ............................................................................................................................................................................125

SMART GRID – REKLAMA CZY KONIECZNOŚĆ?Zbigniew Szczerba ...............................................................................................................................................................................................................137

KRYTERIA OPTYMALNEJ KOMPENSACJI MOCY BIERNEJ W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCHWaldemar L. Szpyra, Wojciech Bąchorek, Aleksander Kot, Andrzej Makuch ..........................................................................................................149

PRACA AUTONOMICZNA MIKROSYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH NISKIEGO NAPIĘCIAIrena Wasiak, Ryszard Pawełek, Paweł Kelm ..................................................................................................................................................................164

WRAŻLIWOŚĆ SIECI POTRZEB WŁASNYCH ELEKTROWNI NA MOŻLIWOŚĆ WYSTĄPIENIA FERROREZONANSUJózef Wiśniewski, Edward Anderson, Janusz Karolak ...................................................................................................................................................178

6

Power Electronics Building Blocks for implementing Smart MV/LV Distribution Transformers for Smart Grid

AuthorMarek Adamowicz

KeywordsSmart Grid, distribution transformer, power electronics

AbstractWith an observed increase in the involvement of active consumers in activities aimed at improving energy efficiency and increasing interest in producing energy from renewable sources, there is a need for the development of new technologies enabling the distribution network operators to offer new services and functionalities. Smart MV/LV distribution transformers are character-ized by a compact three-stage design, including an input stage in the form of a controlled power electronic AC-DC converter on the MV side, intermediate stage in the form of a DC-DC converter with isolation implemented at high frequency and an output stage in the form of controlled power electronic DC-AC converter on the LV side. Topologies and functionalities of basic subsys-tems of smart distribution transformer are discussed in the paper using the Power Electronics Building Blocks concept. The recent results of investigations carried out at Gdańsk University of Technology are also presented.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014401

1. IntroductionIn recent years power electronics has become one of the most modern development directions in electrical engineering [1]. The scale of development of this field of science and technology, otherwise known as high-power electronics and digital power processing, can be compared only with the rapid development of computer technology at the end of the 1990s, and continued in the past decade. There are three main reasons for this rapid development of power electronic devices:• growing demand from the industry and power sectors [2, 3]• increasing level of the technological development of semi-

conductor and magnetic materials [4–8] • development of microprocessor technology, particularly the

engineering of high-speed signal processors and develop-ment of new topologies and control methods for semicon-ductor devices and circuits [9, 10].

The growing demand for power electronic systems also results from the increasingly active involvement of consumers, both large enterprises and small consumers, i.e. prosumers, primarily in activities aimed at improving energy use efficiency. The contin-uously growing interest in electricity generation from renewable energy sources (RES) also has some impact.In smart grids, through the use of power electronic devices, RES systems, as well as interoperable with power grids charging systems for electric vehicles, the so called V2G vehicle to grid systems may become new elements of the voltage and reactive

power control system. The smart MV/LV distribution transformer with a modular design [9, 11] shown in Fig. 1 is an example of a power electronic interface with unprecedented capabilities of power flow control in conventional transformers and smooth adjustment of grid voltage parameters.

The smart MV/LV distribution transformer solution with a modular three-stage structure shown schematically in Fig.1a and in detail in Fig. 1b–1d, is oriented especially for connecting prosumers and RES owners [3]. Every stage of the multi-level, 3-phase AC-DC converter described in Fig. 1b comprises cascaded transistor H-bridges, and allows generation of sinusoidal voltage on the MV side, at a relatively small size of the passive filter. The interme-diate stage DC-DC converter shown in Fig. 1c is used to connect each transistor H-bridge on the MV side with the common inter-mediate circuit of DC-AC converter on LV side. Dual active bridge (DAB) DC-DC converter, consisting of two IGBT H-bridges and the high-frequency transformer, is the key component of the smart distribution transformer. Properly controlled it provides galvanic isolation between MV and LV sides, voltage transforma-tion, and two-way energy flow controllability. The latter property fulfils the basic requirement for active distribution networks. The high-frequency switching of the DC-DC converter’s transformer allows obtaining a small size of the transformer cores and related magnetic elements. Owing to the capacitor energy storages in the intermediate circuits, the active stages, AC-DC on the MV side and DC-AC on the LV side, enable reactive power compensation

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 6–13

7

b)

a)

c)

d)

Fig. 1. Smart MV/LV distribution transformer: diagram (a), AC-DC phase branch on MV side consisting of series-connected transistor H-bridges (b) intermediate DC-DC stage with high frequency transformer connected on one side to each bridge of MV phase branch, and on the other side to a common DC-AC converter on LV side (c), DC-AC converter on LV side (d)


8

and continuous adjustment of voltage parameters in the event of load changes, as well as changes in the connected RES units’ output power. With its controllable power electronic systems, the smart MV/LV distribution transformer can therefore be used as the basic actuator in the process of active and reactive power control and adjustment in passive of distributed generation systems. At the same time the smart distribution transformer provides protection of connected loads and RES sources against grid faults, especially quick, deep voltage sags.

2. Basic topologies of functional modules

2.1. Modular concept of power electronic converter designBasic requirements for power electronic devices proposed for new applications in the energy sector include reliability of opera-tion, and high efficiency of energy conversion. The need for unifi-cation and standardization of new devices that would be installed in active power grids has become another open problem in the face of huge diversity of voltage and/or active and reactive output power levels. This refers not only to connected RES systems, but also the unexpected extent of changes in loads of appliances with two-way energy flow, such as V2G charging stations. A solu-tion may be the concept of appliances with different power and voltage levels, made up of uniform power electronic functional modules, the so called Power Electronics Building Blocks, PEBB [12, 13]. Such an approach, however, requires careful analysis and consideration of a number of aspects relating to require-ments, functionality and the current state of technology. One of the technological aspects of the smart distribution transformers design is to provide a sufficiently high frequency of semicon-ductor devices switching that allows to use modern magnetic materials with small size cores, and a sufficiently high efficiency of the voltage transformation process. Due to advances in the silicon based (Si) semiconductor technology high-speed IGBT transistors, e.g. NPT IGBT, with blocking voltages up to 4 kV and switching frequency 20 kHz and higher are now commercially available [7]. In turn, commercially available high-performance semiconductor devices made of silicon carbide (SiC), a new semi-conductor material with a much better specification than silicon, are now available with blocking voltage 1.7 kV. Development of power electronic devices for new applications in the power sector is also associated with the selection of control systems and circuits, communication systems, insulation materials, and passive components, capacitors especially, for high voltages, capable of operation with high-rate variable currents of large amplitudes. The unification and uniform description of PEBB functionality have been attempted in some studies, such as [12–15]. PRBB modules integrate in their structures:• power semiconductor devices • passive components, e.g. capacitors and filters • magnetic elements, e.g. high-frequency transformers and

reactors • gate control circuits• control cards with DSPs, ARM processors • electronics interfaces

• measuring systems • communication systems• other configurations, depending on the designed functionality. The various subsystems of a PEBB module with power semi-conductor devices made of silicon, can be grouped, in terms of requirements for the control, signal changes dynamics, and required functionality, in five separate groups, with corre-sponding control and adjustment layers [13–15]:• system layer – its functions are closely related a PEBB module’s

intended application, i.e. the system in which it will operate, or a device pf which it will be a component. It is responsible for slow – variable processes with transient durations over 10 ms (grid voltage half-cycle). In the case of a smart MV/LV distri-bution transformer these processes are: transformation of MV distribution grid to the level at prosumer or RES interconnec-tion point, improvement of voltage quality on the MV side, and, optionally, management of external systems connected to DC bus (storages, RES, V2G)

• supervisory control layer – responsible for processes with durations ranging from 1 ms to 1 s. As regards smart distri-bution transformers they include: adjustable amplitude and frequency control (MV and LV sides) of the 3-phase voltage, voltage symmetrisation (MV side), reactive power compen-sation (MV side), compensation or active filtration of higher harmonics in the grid (MV side), and optional energy storage management

• voltage conversion control layer – responsible for processes with durations ≈ 10 μs–1 ms. The lower duration limit is related to the control processor rate, including primarily the programme execution time at interrupt. This time will vary depending on whether the voltage conversion is single-stage (AC-DC, DC-DC, DC-AC, AC-AC) or multi-stage (e.g. AC-DC-DC), and whether at the interrupt any advanced algorithms, such as differential equations of grids’ electromotive force observer, are executed. The layer includes phase locked loop (PLL), output voltage and current control (controller equations), and control of the offset angle between primary and secondary transformer voltages (in DC-DC isolated converter)

• semiconductor devices switching control layer – for processes with durations in the range ≈ 1 μs–10 ms. This includes calculation of semiconductor devices’ duty cycles, determination of switching times using pulse width modula-tion (in 3-phase AC-DC and DC-AC converters)

• hardware control layer – for dynamic processes with the shortest transient durations in range ≈ 100 ns–1μs. It is related to the transistor control gate signals formation processes by way of safe switching assurance (reduction of current and voltage rise rates di/dt and dv/dt), semiconductor devices protection from damage, fault signals support, and measure-ment signals formation.

Where a PEEB module includes silicon carbide transistors, the hardware control layer covers much shorter transient durations – of tens ns [16]. A PEEB module design should also provide communication between the layers, using appropriate commu-nication interfaces. Communication signals within the PEEB module can be divided into [14]:


9

• control signals and fault marker service marks related to the layer’s basic tasks and functionalities

• setpoint signals and state variable status signals, related to the subsystem described by the layer, or the power electronic device as a whole

• measurement signals generated in analogue-digital conver-sion processing.

Information within the PEEB module can circulate in a hierar-chical manner, e.g. from the lowest to highest layer, or bidirec-tionally between pairs of layers.

2.2. Half-bridge module with fast IGBT 2.4 kV transistorsIn the reference literature the PEEB concept is used to describe phase branches with controlled power semiconductor devices – transistors with integrated gate control circuits, and with free-wheeling diodes. A single phase leg in the form of IGBT half-bridge with specific parameters, such as blocking voltage, rated current, switching frequency, may provide the basis for a number of power electronic converters, such as:• transistor H-bridge (Fig. 1b) – for, inter alia, AC-DC and DC-AC

multi-level converters, isolated DC-DC converters (Fig. 1c)• 3-phase, bi-directional DC-AC converter (inverter/rectifier),

four-leg (Fig. 1d) or three-leg• DC-DC converter – boosting or bucking voltage, for example

in connected additional energy storages.

Fig. 2 schematically shows the IGBT 2.4 kV, 20 A half-bridge module together with integrated gate control circuits developed in the author’s team as the smallest basic PEEB module for the

implementation of smart distribution transformer subsystems on the MV side.

Fig. 2. Diagram of the IGBT 2.4 kV, 20 A half-bridge with silicon carbide (SiC) Schottky freewheeling diodes developed as the smallest basic PEEB module for the implementation of a smart distribution transformer’s MV side

a)

b)

Fig. 3. View of the IGBT 2.4 kV, 20 A half-bridge with silicon carbide (SiC) Schottky freewheeling diodes and integrated gate control circuits (with heat sink removed)


10

To form the voltage signal to control IGBTs in the hardware control layer a standard TC4429 driver was used. It is a driver with an output current of 6 A that reverses the sign of the control signal (SIGN_IN1, SIGN_IN2), because of the applied fibre optic communication system as the HFBR2528Z fibre-optic receivers also reverse the control signal phase. The TC4429 driver’s input is in TTL standard and matched to the fibre-optic receiver output. The driver propagation delay is only 55 ns, and the control signal’s dynamic change times are in the order of 25 ns. Fig. 3 shows a view of the IGBT half-bridge with fast recovery silicon carbide (SiC) Schottky freewheeling diodes and integrated gate control circuits. Its high voltage IXLF19N250A-type NPT IGBT transistors with a very low total charge accumulated at the gate (QG = 142 nC at switching 1.5 kV), feature a short switching-on time td(on) + tr = 150 ns and relatively short switching-off time td(of) = 600 ns and tf = 250 ns.The energy loss at switching the transistor on depends on the charge accumulated in the freewheeling diode. The two serially connected 1.2 kV silicon carbide Schottky diodes with almost zero total charge, used as the IGBT transistor’s freewheeling diodes allow switching it on with no loss. Switching losses will therefore depend only on the energy loss at switching the IGBT off. To reduce these losses the transistors are switched off with

negative gate voltage. Power PGATE(on) loss in the IGBT gate at switching-on voltage UG(on) = 15 V and switching frequency fs = 20 kHz is:

(1)

By using two-sided FR4 laminate with thickened 70 micron copper layer for connections between the transistors and diodes, a high degree of the IGBT half-bridge’s integration was achieved. Fig. 3a shows 16-pin high-current output terminals. Fig. 4 shows an example of the waveforms at switching the IGBT on and off in the developed half-bride at 1.5 kV and 10 A. It should be noted that during laboratory tests satisfactory results were obtained also at switching 2 kV voltage.

2.3. Isolated DC-DC converter module with high frequency transformerThe basic half-bridge IGBT module discussed above does not have the feature of galvanic isolation of the input and output voltages. This function is performed by the isolated DC-DC converter as a PEEB module.The isolated DC-DC converter’s essential components, which determine its performance and size, are transistor H-bridges, each consisting of two IGBT half-bridges, and a 20 kHz transformer. The dual active bridge (DAB) DC-DC converter, as has already been indicated in the introduction, enables bi-directional power flow control by appropriate shaping of voltages and currents in the transistor bridges on primary and secondary sides. The transformer voltage and current waveforms, which will deter-mine the whole device’s design, result from the adopted method of transistor control in the voltage conversion control layer. In each of the DC-DC converter’s two bridges (Fig. 1c) DC voltage U1 at the input of the bride on the converter’s primary side, or U2 on secondary side, is converted into a rectangular pulse train with frequency of 20 kHz and, depending on the control, with constant or modulated width. The transferred power depends on the mutual phase shift between voltages of the side transistor bridges on primary and secondary sides. In the simplest case, when the voltage pulse duty cycle is fixed at 50%, the converter power can be described by the relation:

(2)

where: f [rad] – offset angle between rectangular bridge voltages on primary and secondary sides, n – transformer ratio, fs – transistor switching frequency.Additional inductances L1 and L2 connected in series in the trans-former circuit on primary and secondary sides, while accumu-lating energy allow controlling the power flow on the one hand, and on the other hand they reduce the rise rate of currents in the transformer windings.

a)

b)

Fig. 4. Waveforms obtained for the IGBT half-bridge at switching-on (1 ms/div) (a) and switching-off (2 ms/div) (b) the high-voltage IXLF19N250A transistor From top: current (2.5 A/div), transistor voltage (500 V/div), and gate voltage at the (20 V/div)


11

The DC-DC converter control should preclude saturation of the transformer core. Core magnetisation is a function of the volt – second applied to the transformer windings, which for rect-angular voltage waveforms can be easily determined by multi-plying the transformer winding voltage amplitude by the voltage rectangle duration. Depending on the DC-DC converter transis-tor’s operating frequency and the applied control methods (with or without width modulation of rectangular voltage pulses), the core material is selected from the following [17]:• ferrite core – relatively the cheapest• amorphous core – with the highest saturation flux density Bsat• nanocrystalline core – with the relatively smallest losses. In cheaper ferrite cores saturation is avoided by gluing multiple cores together (to increase the resultant cross-sectional area), and by increasing the number of turns in accordance with the relation:

(3)

where: ∆B – amplitude of magnetic flux density changes, λ – volt-second [V∙s], N – number of turns, Ac – core cross-sectional area.

On a laboratory bench a DC-DC converter was tested, with a 40 kW 1100 V high frequency transformer with a N97-type nanoceystalline core [18 ] made up of four cores with cross-sections Ae = 840 mm2 and resultant rated flux density Bmax = 250 mT that occurs at volt-second 0.037 Vs.For the tested core the rated magnetisation occurred when supplied with rectangular voltage with an amplitude of 1100 V and frequency of 30 kHz, at rectangular pulse duty cycle D = 1. Lowering of the transistors’ operating frequency, which allows, for example, reducing the losses where heat dissipa-tion is obstructed, for the tested core requires voltage pulse width modulation. For example, at 20 kHz the tested core’s rated magnetisation was obtained for rectangular voltage pulse duty cycle D = 0.667.

Fig. 5 shows the effect of lowering the transistors’ operating frequency on volt-second increase, and thus on increase in the tested transformer core magnetisation. In the test the voltage on the DC-DC converter secondary side was 550 V. The transformer was unloaded, which confirms the lack of relationship between load current and saturation occurrence. At a given constant DC voltage, with decreasing frequency increases the volt-second applied to the transformer windings. At transformer transistors operating frequency fs = 10 kHz Fig. 5a shows an almost linear transformer current slope, whereas at frequency 6.67 kHz Fig. 5b shows the characteristic bend of the transformer secondary current curve, which evidences the transformer core’s saturation.In order to minimize the losses and optimally utilise the trans-former core, transistor control may be implemented in the isolated DC-DC converter with switching frequency changes in function of the load and concurrent duty cycle D control of the rectangular voltage pulses. Operating frequency of the transistors as a function of the load can then be determined in the supervi-sory control layer. As with increasing frequency grow losses in the DC-DC converter’s transistor bridges, at the transformer nominal load the switching frequency cannot be too high. It should be borne in mind that in the isolated DC-DC converter connected in series to the transformer windings are additional inductances that store energy and enable power transmission. Under heavy load, the current in the transformer also causes voltage drops on the additional inductances L1 and L2, connected in series to the transformer windings. At the rated load the voltage drops on the additional inductances significantly reduce the volt-second applied to the transformer windings.

Fig. 6 shows waveforms of the voltage on the inverter’s secondary side bridge and the transformer’s secondary winding, and of the secondary current, for two voltage phase shift angles: f = 0.5 rad and f = 0.62 rad, at DC voltage on LV side 700 V and transistor operating frequency 20 kHz.As shown in the waveforms, with increasing offset angle f between voltages of the DC-DC converter’s primary and

Fig. 5. Waveforms of current (1 A/div) and voltage (500 V/div) on secondary side of the DC-DC converter’s transformer during idling at frequency 10 kHz (20 ms/div) (a) and frequency 6.67 kHz, with visible transformer saturation (40 ms/div) (b)

a) b)


12

secondary side bridges, increases also the transformer current and transmitted power. Also increases the voltage drop on the secondary side inductance L2 = 70 µH, thereby reducing the volt-second applied to the transformer windings. In the test shown in Fig. 5 the phase shift angle increase of 0.12 rad has caused the increase in the secondary-side current amplitude of more than 3.5 A, and the volt-second decrease of 0.014 V s, i.e. 11%.

3. ConclusionsIt would be beneficial if the now developed smart MV/LV distri-bution transformers were of modular design. Implementation of the power electronics building blocks concept proposed in recent years in the reference literature for a description of smart MV/LV distribution transformer’s various subsystems may facilitate its engineering, and, in the future, unification and standardization for the purposes of distribution network operators. The paper presents a smart MV/LV distribution transformer’s two elemen-tary subsystems: IGBT 2.5 kV, 20 A half-bridge module with fast recovery SiC Schottky freewheeling diodes and integrated gate control circuits, and DC-DC converter module that ensures

isolation and bi-directional power flow control. To describe the two subsystems the power electronics building blocks concept was used.

REFERENCES

1. Benysek G. et al., Power Electronic Systems as a Crucial Part of Smart Grid Infrastructure – A Survey, Bulletin of the Polish Academy of Sciences, Vol. 59, No. 4, Dec. 2011, pp. 455–473.

2. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Smart grids – selected objec-tives and directions of distribution system operator actions, Acta Energetica 2011, No. 8, pp. 31–35.

3. She X. et al., On Integration of Solid-State Transformer with Zonal DC Microgrid, IEEE Transactions On Smart Grid, Vol. 3, No. 2, June 2012, pp. 975–985.

4. Aggeler D., Biela J., Kolar J.W., Solid-State Transformer Based on SiC JFETs for Future Energy Distribution Systems, Proceedings of the Smart Energy Strategies Conference (SES ’08), Zurich, Switzerland, Sep. 8–10, 2008

5. Wang J. et al., Smart Grid Technologies. Development of 15-kV SiC IGBTs and Their Impact on Utility Applications, IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, pp. 16–25.

6. Adamowicz M. et al., Performance Comparison of SiC Schottky Diodes and Silicon Ultra-Fast Recovery Diodes, Proc. IEEE Conf. CPE (2011), June 1–3 [CD-ROM].

7. Discrete IGBTs, Very High Voltage NPT IGBTs (2500 V – 4000 V) [on-line], http://ixdev.ixys.com/.

8. Mühlethaler J.M. et. al., Improved Core-Loss Calculation for Magnetic Components Employed in Power Electronic Systems, IEEE Transactions on Power Electronics 2012, Vol. 27, No. 2, pp. 964–973.

9. Zhao T. et al., Voltage and Power Balance Control for a Cascaded H-Bridge Converter-Based Solid-State Transformer, IEEE Transactions on Power Electronics 2013, Vol. 28, No. 4, pp. 1523–1532.

10. Jain A.K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verifcation, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, pp. 1215–1227.

11. Adamowicz M., Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation, Acta Energetica 2012, No. 3, pp. 4–9.

12. Ericsen T. et al., PEBB – Power Electronics Building Blocks, from Concept to Reality, Proc. IET Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, 2006, pp. 12–16.

13. Adamowicz M., Strzelecki R., Krzemiński Z., Hybrid High-frequency-SiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. 38th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society IECON (2012), Montreal, Canada.

14. IEEE Guide for Control Architecture for High Power Electronics (1 MW and Greater) Used in Electric Power Transmission and Distribution Systems IEEE Std 1676-2010, 2011, pp. 1–47.

15. Monti A., Ponci F., PEBB Standardization for High-Level Control: A Proposal, IEEE Transactions on Industrial Electronics 2012, Vol. 59, No. 10, pp. 3700–3709.

a)

b)

Fig. 6. Waveforms of voltages on secondary side bridge (500 V/div), and on transformer secondary windings (500 V/div), and of trans-former secondary current (10 A/div) of loaded DC-DC converter, operating at frequency 20 kHz and phase shift angles: f = 0.5 rad (a) and f = 0.62 rad (b)


13

16. Adamowicz M. i in., Układy sterowania bramkowego tranzystorów z węglika krzemu SiC JFET w falownikach napięcia [Gate control circuits for SiC JFETsilicon carbide transistors in voltage inverters], Przegląd Elektrotechniczny 2012, Vol. 88, No. 4B, pp. 1–6.

17. Ortiz G., Biela J., Kolar J.W., Optimized design of medium frequency transformers with high isolation requirements, Conference on IEEE Industrial Electronics Society IECON 2010, pp. 631–638.

18. Stadler A., Gulden C., Improved thermal design of a high frequency power transformer, European Conf. on Power Electronics and Applications EPE 2011, pp. 1–9.

ACKNOWLEDGEMENTSThis study was partially completed under a Research Grant funded by Energa SA.The author also wishes to express special thanks to Mr. Jędrzej Pietryka, MSc. Eng., a PhD student of Gdańsk University of Technology, Department of Electrical and Control Engineering, for his contribution to, and assistance in, the laboratory research.

Marek AdamowiczGdańsk University of Technology

e-mail: [email protected]

An assistant professor in the Department of Mechatronics and High Voltage Engineering, Gdańsk University of Technology. He managed the LIDER project concerning

AC-AC converters with silicon carbide power semiconductor devices for wind power plants in the first program for the development of young researchers of the

National Centre for Research and Development (2010–2012). The winner of the Energa SA competition for a research grant awarded to the study on a solution of smart

MV/LV distribution transformer for smart grid (2012). His research interests include: development of new converter systems for MV distribution grids, control methods

for wind power plants and MV electric drives with bidirectional energy flow.


14

Energoelektroniczne moduły funkcjonalne dla realizacji inteligentnych transformatorów dystrybucyjnych SN/nn dla sieci Smart Grid

AutorMarek Adamowicz

Słowa kluczoweinteligentne sieci energetyczne, transformator dystrybucyjny, energoelektronika

StreszczeniePrzy coraz większym zaangażowaniu aktywnych odbiorców w działania mające na celu poprawę efektywności wykorzystania energii oraz wzroście zainteresowania wytwarzaniem energii z odnawialnych źródeł konieczne staje się opracowanie rozwiązań technolo-gicznych, które umożliwią operatorom sieci dystrybucyjnych rozwój nowych usług i funkcjonalności. W odróżnieniu od konwen-cjonalnych transformatorów, inteligentne transformatory dystrybucyjne, będące w fazie opracowań, wykorzystują w swej budowie szybkie przyrządy półprzewodnikowe dużej mocy i obwody magnetyczne wysokiej częstotliwości, zapewniając sterowanie dwukie-runkowym przepływem energii oraz płynną regulację parametrów napięcia sieci. Z założenia inteligentne transformatory dystry-bucyjne charakteryzują się budową modułową. W artykule autor omówił podstawowe energoelektroniczne moduły funkcjonalne, z których realizowane są inteligentne transformatory dystrybucyjne, oraz przedstawił wyniki badań prowadzonych na Politechnice Gdańskiej nad budową modelu inteligentnego transformatora.

1. WstępW ostatnich latach jednym z najnowocze-śniejszych kierunków rozwoju elektrotech-niki stała się energoelektronika [1]. Skalę rozwoju tej dziedziny nauki i techniki, nazy-wanej inaczej elektroniką wielkich mocy oraz cyfrowym przetwarzaniem energii (ang. power processing), można porównać jedynie z burzliwym rozwojem technologii komputerowej w końcówce lat 90. ubie-głego wieku, kontynuowanym w minionej dekadzie. Wśród głównych przyczyn tak szybkiego rozwoju urządzeń energoelektronicznych można wskazać trzy podstawowe:• rosnące zapotrzebowanie ze strony prze-

mysłu i energetyki [2, 3]• rosnący poziom rozwoju technologii

materiałów półprzewodnikowych oraz magnetycznych [4–8]

• rozwój technologii mikroprocesorowej, zwłaszcza opracowanie szybkich proce-sorów sygnałowych oraz nowych topo-logii i metod sterowania przyrządami i układami półprzewodnikowymi [9, 10].

Rosnące zapotrzebowanie na układy ener-goelektroniczne wynika również z coraz większego zaangażowania aktywnych odbiorców energii, zarówno dużych przed-siębiorstw, jak i małych odbiorców, prosu-mentów, przede wszystkim w działania mające na celu poprawę efektywności wykorzystania energii. Wpływ ma również nieustanny wzrost zainteresowania wytwa-rzaniem energii z odnawialnych źródeł (OZE). W inteligentnych sieciach energetycznych (ang. Smart Grid) dzięki zastosowaniu urzą-dzeń energoelektronicznych układy OZE, a także współpracujące z siecią systemy ładowania pojazdów elektrycznych V2G (ang. vehicle to grid) mogą stać się nowymi elementami systemu sterowania pozio-mami napięć i rozpływem mocy biernej. Przedstawiony na rys. 1 inteligentny trans-formator dystrybucyjny SN/nn o budowie modułowej [9, 11] jest przykładem interfejsu

energoelektronicznego o niespotykanej dotąd w konwencjonalnych transformato-rach możliwości sterowania przepływem mocy oraz płynnej regulacji parametrów napięcia sieci.

Przedstawione schematycznie na rys. 1a rozwiązanie inteligentnego transforma-tora dystrybucyjnego SN/nn, o budowie modułowej i trójstopniowej strukturze pokazanej w szczegółach na rys. 1b–1d, jest zorientowane zwłaszcza na przyłączanie prosumentów oraz właścicieli układów OZE [3]. Udokumentowany na rys. 1b wielopoziomowy, 3-fazowy przekształtnik AC-DC składa się w każdej fazie z połą-czonych kaskadowo mostków tranzysto-rowych typu H i pozwala na kształtowanie sinusoidalnego napięcia po stronie SN, przy stosunkowo niewielkich rozmia-rach filtra pasywnego. Pokazany na rys. 1c przekształtnik DC-DC stopnia pośredniego służy do połączenia każdego z mostków tranzystorowych H po stronie SN ze wspólnym obwodem pośredniczącym przekształtnika sieciowego DC-AC po stronie nn. Izolowany przekształtnik DC-DC (ang. dual active bridge, DAB), zawierający dwa mostki tranzystorowe typu H oraz trans-formator wysokiej częstotliwości, stanowi kluczowy element inteligentnego transfor-matora dystrybucyjnego. Odpowiednio sterowany zapewnia izolację galwaniczną pomiędzy stronami SN i nn, transfor-mację napięcia oraz możliwość sterowania przepływem energii w dwóch kierunkach. Ta ostatnia właściwość jest spełnie-niem podstawowego wymogu stawia-nego aktywnym sieciom dystrybucyjnym. Zastosowanie wysokiej częstotliwości przełączania tranzystorów przekształtnika DC-DC pozwala na uzyskanie małych rozmiarów rdzeni transformatorowych i powiązanych elementów magnetycznych. Stopnie aktywne AC-DC po stronie SN oraz DC-AC po stronie nn, dzięki maga-zynom energii w postaci kondensatorów

w obwodach pośredniczących, dają możli-wość kompensacji mocy biernej oraz płynnej regulacji parametrów napięcia zarówno w przypadku zmian obciążenia w szerokim zakresie, jak i w przypadku zmian mocy generowanej przez przyłączane źródła OZE. Dzięki zastosowaniu sterowa-nych układów energoelektronicznych inteli-gentny transformator dystrybucyjny SN/nn może być zatem wykorzystany jako podsta-wowy element wykonawczy w procesie kontroli i sterowania mocą czynną oraz bierną w systemach generacji rozproszonej. Inteligentny transformator dystrybucyjny zapewnia jednocześnie ochronę przyłącza-nych odbiorów i źródeł OZE przed występu-jącymi w sieci zakłóceniami, zwłaszcza krót-kotrwałymi, głębokimi zapadami napięcia.

2. Podstawowe topologie modułów funkcjonalnych2.1. Koncepcja budowy modułowej przekształtników energoelektronicznychPodstawowymi wymogami stawianymi urządzeniom energoelektronicznym, proponowanym do nowych zastosowań w energetyce, są: niezawodność działania oraz wysoka sprawność przekształcania energii. Otwartym problemem staje się również konieczność unifikacji i standary-zacji nowych urządzeń, które miałyby być instalowane w aktywnych sieciach ener-getycznych przy występowaniu ogrom-nego zróżnicowania poziomów napięć czy poziomów generowanej mocy czynnej i biernej. Dotyczy to nie tylko przyłącza-nych układów OZE, a także nieprzewidy-wanego zakresu zmian mocy odbiorów o dwukierunkowym przepływie energii, m.in. stacji ładowania V2G. Rozwiązaniem może być zastosowanie koncepcji budowy urządzeń o różnych mocach i poziomach napięć z ujednoliconych energoelektronicz-nych modułów funkcjonalnych (ang. Power Electronics Building Blocks, PEBB) [12, 13]. Takie podejście wymaga jednak wnikliwej analizy i rozpatrzenia szeregu aspektów

PL

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 6–13. When referring to the article please refer to the original text.

M. Adamowicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 6–13

15

dotyczących wymagań, funkcjonalności i aktualnego stanu technologii. Jednym z aspektów technologicznych, związanych z budową inteligentnych trans-formatorów dystrybucyjnych, jest zapew-nienie odpowiednio wysokiej częstotliwości przełączania przyrządów półprzewod-nikowych, umożliwiającej zastosowanie nowoczesnych materiałów magnetycznych o małych rozmiarach rdzeni, oraz odpo-wiednio wysokiej sprawności procesu transformacji napięcia. Postęp w technologii półprzewodnikowej opartej na krzemie (Si) pozwala obecnie na stosowanie dostępnych na rynku szybkich tranzystorów IGBT, np. typu NPT IGBT, o napięciach blokowania do 4 kV oraz częstotliwości przełączania 20 kHz i większej [7]. Z kolei dostępne

na rynku wysokosprawne przyrządy półprzewodnikowe z nowego materiału półprzewodnikowego – węglika krzemu (SiC), o znacznie lepszych parametrach niż krzem, są obecnie dostępne na napięcia blokowania do 1,7 kV. Opracowanie urzą-dzeń energoelektronicznych dla nowych zastosowań w energetyce wiąże się również z doborem systemów i układów sterowania, układów komunikacji, materiałów izolacyj-nych oraz elementów pasywnych, zwłaszcza kondensatorów na wysokie napięcia, zdol-nych do pracy z szybkozmiennymi prądami o dużej amplitudzie.Próby unifikacji i ujednoliconego opisu funkcjonalności energoelektronicz-nych modułów funkcjonalnych zostały podjęte m.in. w pracach [12–15].

Energoelektroniczny moduł funkcjonalny integruje w swojej strukturze: • przyrządy półprzewodnikowe mocy• elementy bierne, m.in. kondensatory

i filtry• elementy magnetyczne, m.in. transforma-

tory wysokiej częstotliwości i dławiki• układy sterowania bramkowego• karty z procesorami sygnałowymi, proce-

sorami ARM• elektroniczne układy interfejsów• układy pomiarowe• układy komunikacyjne• pozostałe układy w zależności od zapro-

jektowanej funkcjonalności.Poszczególne podsystemy energoelektro-nicznego modułu funkcjonalnego, wykona-nego z przyrządami półprzewodnikowymi mocy, wytworzonymi z krzemu, można pogrupować pod kątem wymagań dotyczą-cych sterowania, dynamiki zmian sygnałów oraz wymaganej funkcjonalności w pięć oddzielnych grup, wraz z odpowiadającymi im warstwami sterowania i kontroli [13–15]:• warstwa systemowa – jej funkcje są

ściśle związane z przeznaczeniem ener-goelektronicznego modułu funkcjonal-nego, w jakim systemie będzie pracował bądź w skład jakiego urządzenia będzie wchodził. Odpowiada za wolnozmienne procesy o czasach trwania stanów przej-ściowych powyżej 10 ms (półokres napięcia sieci). W przypadku inteligent-nego transformatora dystrybucyjnego SN/nn są to: proces transformacji napięcia sieci dystrybucyjnej SN do poziomu w punkcie przyłączenia prosumenta bądź układu OZE, poprawa jakości napięcia po stronie SN oraz opcjonalnie zarządzanie układami zewnętrznymi przyłączonymi do szyny DC (zasobniki, OZE, V2G)

• warstwa sterowania nadrzędnego – odpowiada za procesy o czasach trwania rzędu od 1 ms do 1 s. W odnie-sieniu do inteligentnego transformatora dystrybucyjnego będą to m.in.: regu-lacja amplitudy i częstotliwości napięcia 3-fazowego (po stronie SN oraz nn), symetryzacja napięcia (po stronie SN oraz nn), kompensacja mocy biernej (po stronie SN), kompensacja bądź aktywna filtracja wyższych harmonicznych sieci (po stronie SN), a także opcjonalnie zarządzanie zasobnikiem energii

• warstwa sterowania przekształca-niem napięcia – odpowiada za procesy o czasach trwania . Dolna granica okresu czasu jest związana z szyb-kością procesora sterującego, w tym przede wszystkim czasem wykonania programu w przerwaniu. Czas ten będzie się zmieniał w zależności od tego, czy będzie to jedno-stopniowe przekształcanie napięcia (AC-DC, DC-DC, DC-AC, AC-AC), czy wielostopniowe (np. AC-DC-DC), a także czy w przerwaniu są liczone zawansowane algorytmy, np. równania różniczkowe obserwatora siły elektromotorycznej sieci. Warstwa obejmuje m.in. pętlę synchroni-zacji fazowej (PLL), sterowanie napięciem i prądem wyjściowym (równania regu-latorów), sterowanie kątem przesunięcia napięć strony pierwotnej i wtórnej trans-formatora (w przekształtniku izolowanym DC-DC)

• warstwa sterowania przełączaniem przyrządów półprzewodnikowych – dotyczy procesów o czasach trwania

a)

b)

c)

d)

Rys. 1. Inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn: schemat (a), gałąź fazowa AC-DC po stronie SN złożona z połączonych szeregowo mostków tranzystorowych (b), stopień pośredni DC-DC z transformatorem wysokiej częstotliwości dołączany z jednej strony do każdego mostka gałęzi fazowej SN, a z drugiej połączony ze wspólnym przekształtnikiem DC-AC po stronie nn (c), przekształtnik DC-AC po stronie nn (d)


16

z zakresu . Obejmuje wyli-czenie czasów wypełnienia impulsu (ang. duty cycle) przyrządów półprzewodni-kowych, wyznaczanie czasów załączeń metodą modulacji szerokości impulsów (w 3-fazowych przekształtnikach AC-DC i DC-AC)

• warstwa sterowania sprzętowego – obej-muje procesy dynamiczne o najkrótszych czasach trwania stanów przejściowych rzędu . Związana z proce-sami formowania sygnałów bramkowych sterujących tranzystorami, zapewnieniem bezpiecznej komutacji (ograniczenie stro-mości narastania prądów i napięć di/dt oraz dv/dt), zabezpieczeniem przyrządów półprzewodnikowych przed uszkodze-niem, obsługą sygnałów awarii (fault) oraz formowaniem sygnałów pomiarowych.

W przypadku zastosowania w energoelek-tronicznym module funkcjonalnym tran-zystorów z węglika krzemu warstwa stero-wania sprzętowego będzie obejmowała znacznie krótsze czasy trwania stanów przej-ściowych – rzędu dziesiątek ns [16]. Projekt energoelektronicznego modułu funkcjonal-nego powinien ponadto zapewniać komuni-kację pomiędzy poszczególnymi warstwami, z zastosowaniem odpowiednich interfejsów komunikacyjnych. Sygnały komunikacyjne w obrębie modułu funkcjonalnego można podzielić na [14]:• sygnały sterujące oraz sygnały obsługi

znaczników awarii, związane z podsta-wowymi zadaniami i funkcjonalnościami danej warstwy

• sygnały zadane i sygnały statusu zmien-nych stanu, związane z podsystemem opisanym daną warstwą bądź też urządze-niem energoelektronicznym jako całością

• sygnały pomiarowe generowane w procesie przetwarzania analogowo- -cyfrowego.

Obieg informacji w obrębie energoelektro-nicznego modułu funkcjonalnego może

Rys. 3. Widok opracowanego półmostka IGBT 2, 5 kV, 20 A z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika oraz zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego (na fotografii zdjęty radiator chłodzący)

a)

a)

b)

b)

Rys. 2. Schemat opracowanego półmostka IGBT 2,4 kV, 20 A z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika krzemu, jako najmniejszego podstawowego energoelektronicznego modułu funkcjonalnego do realizacji strony SN transformatora inteligentnego

Rys. 4. Przebiegi uzyskane dla opracowanego półmostka IGBT w czasie załączania (1 µs/dz) (a) oraz wyłączania (2 µs/dz) (b) wysokonapięciowego tranzystora IXLF19N250A. Od góry: prąd (2,5 A/dz), napięcie na tranzystorze (500 V/dz) oraz napięcie na bramce (20 V/dz)


17

się odbywać w sposób hierarchiczny, np. od warstwy najniższej do najwyższej, bądź dwukierunkowo pomiędzy poszczególnymi parami warstw.

2.2. Moduł półmostka z szybkimi tranzystorami IGBT 2,4 kVKoncepcja energoelektronicznych modułów funkcjonalnych jest w literaturze stoso-wana do opisu gałęzi fazowej zawierającej sterowane przyrządy półprzewodnikowe mocy – tranzystory wraz ze zintegrowa-nymi obwodami sterowania bramkowego oraz z diodami zwrotnymi. Pojedyncza gałąź fazowa w postaci półmostka IGBT o okre-ślonych parametrach, m.in. napięciu bloko-wania, znamionowym prądzie, częstotli-wości przełączeń, może stanowić podstawę wielu przekształtników energoelektronicz-nych, m.in.:• mostka tranzystorowego typu H (rys. 1b)

– do zastosowania m.in. w przekształt-nikach AC-DC i DC-AC wielopozio-mowych, izolowanych przekształtnikach DC-DC (rys. 1c)

• 3 - f a z owe go, dw u k i e r u n kowe go przekształtnika DC-AC (falownik prostownik) czterogałęziowego (rys. 1d)bądź trójgałęziowego

• przekształtnika DC-DC, tzw. choppera – podwyższającego bądź obniżającego napięcie, np. przyłączonych dodatkowych zasobników energii.

Na rys. 2 przedstawiony został w sposób schematyczny moduł półmostka IGBT 2,4 kV, 20 A wraz ze zintegrowanymi obwo-dami sterowania bramkowego, opracowany w zespole autora artykułu jako najmniejszy podstawowy energoelektroniczny moduł funkcjonalny do realizacji podsystemów inteligentnego transformatora dystrybucyj-nego po stronie SN.

W warstwie sterowania sprzętowego do formowania sygnału napięciowego, sterującego tranzystorami IGBT, wyko-rzystano standardowy driver TC4429. Jest to driver o wydajności prądowej 6 A, odwra-cający znak sygnału sterującego (SIGN_IN1, SIGN_IN2) ze względu na zastosowany światłowodowy system komunikacji, wyko-rzystane odbiorniki światłowodowe nowej generacji typu HFBR2528Z również odwra-cają fazę sygnału sterującego. Driver TC4429 posiada wejście w standardzie TTL dopaso-wane do wyjścia odbiornika światłowodo-wego. Czas propagacji drivera wynosi tylko 55 ns, a czasy zmian dynamicznych sygnału sterującego są rzędu 25 ns. Na rys. 3 poka-zano widok opracowanego półmostka IGBT z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika oraz zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego.Zastosowane wysokonapięciowe tranzystory NPT IGBT typu IXLF19N250A o bardzo małym ładunku całkowitym, gromadzonym w bramce (QG = 142 nC przy przełączaniu 1,5 kV), charakteryzują się krótkim czasem załączenia td(on) + tr = 150 ns i relatywnie krót-kimi czasami wyłączania td(off) = 600 ns oraz tf = 250 ns. Ilość energii traconej na załączanie tran-zystora zależy od ładunku zgromadzo-nego w diodzie zwrotnej. Zastosowanie w proponowanym rozwiązaniu dwóch szeregowo połączonych diod Schottky’ego 1,2 kV z węglika krzemu, o blisko zerowym ładunku całkowitym, jako diod zwrotnych

tranzystora IGBT pozwala na bezstratne załączanie tranzystora. Straty na prze-łączanie będą zależały zatem wyłącznie od energii traconej na wyłączanie tranzy-stora IGBT. Dla zmniejszenia tych start zastosowano wyłączanie tranzystorów z ujemnym napięciem bramki. Moc PGATE(on) tracona w bramce tranzystora IGBT przy napięciu załączania UG(on) = 15 V i częstotliwości przełączania fs = 20 kHz wynosi:

(1)

Dzięki wykorzystaniu do realizacji połą-czeń pomiędzy tranzystorami i diodami dwustronnego laminatu FR4, o pogru-bionej warstwie miedzi 70 µm, uzyskano wysoki stopień integracji opracowanego półmostka IGBT. Na rys. 3a widoczne są 16-pinowe wyprowadzenia silnoprądowe. Na rys. 4 pokazano przykładowe przebiegi załączania i wyłączania tranzystora IGBT w opracowanym półmostku przy napięciu 1,5 kV oraz prądzie 10 A. Należy nadmienić, że w czasie badań laboratoryjnych uzyskano również zadowalające wyniki przy przełą-czaniu napięcia 2 kV.

2.3. Moduł izolowanego przekształtnika DC-DC z transformatorem wysokiej częstotliwościOmówiony powyżej podstawowy moduł półmostka IGBT nie posiada funkcji izolacji galwanicznej napięć wejściowego i wyjściowego. Funkcję tę spełnia natomiast energoelektroniczny moduł funkcjonalny w postaci izolowanego przekształtnika DC-DC. Zasadniczymi elementami izolowa-nego przekształtnika DC-DC, decydują-cymi o sprawności i gabarycie, są mostki tranzystorowe typu H, każdy złożony z dwóch półmostków IGBT oraz transfor-mator pracujący z częstotliwością 20 kHz. Przekształtnik DC-DC, jak zostało już nadmienione we wstępie, daje możliwość sterowania dwukierunkowym przepływem mocy poprzez odpowiednie kształtowanie napięć i prądów mostków tranzystoro-wych strony pierwotnej i wtórnej. Przebiegi napięć i prądów transformatora, które będą decydowały o projekcie całego urzą-dzenia, wynikają z przyjętej metody stero-wania tranzystorami w warstwie sterowania przekształcaniem napięcia. W każdym z dwóch mostków przekształtnika DC-DC (rys. 1 c) napięcie stałe U1 na wejściu mostka po stronie pierwotnej bądź U2 po stronie wtórnej przekształtnika jest przekształcane w ciąg impulsów prostokątnych o częstotli-wości 20 kHz oraz, w zależności od stero-wania, o stałej bądź modulowanej szero-kości. Przesyłana moc zależy od wzajemnego przesunięcia fazowego przebiegu napięcia mostka tranzystorowego strony pierwotnej względem napięcia mostka strony wtórnej. W najprostszym przypadku, gdy wypeł-nienie impulsów napięcia jest stałe i wynosi 50%, moc przekształtnika można opisać zależnością:

(2)

gdzie: f [rad] – kąt przesunięcia względem siebie napięć prostokątnych mostka strony pierwotnej i mostka strony wtórnej, n – przekładnia transformatora, fs – często-tliwość przełączania tranzystorów.

Włączone szeregowo w obwód transforma-tora, po stronie pierwotnej i wtórnej, dodat-kowe indukcyjności L1 oraz L2, gromadząc w sobie energię, umożliwiają z jednej strony sterowanie przesyłaniem mocy, a z drugiej strony ograniczają stromości narastania prądów w uzwojeniach transformatora.Układ sterowania przekształtnikiem DC-DC powinien zapewnić nienasycanie się rdzenia transformatora. Namagnesowane rdzenia jest funkcją przyłożonej do uzwojeń trans-formatora całki napięcia (ang. volt - second), którą dla przebiegów prostokątnych napięcia można w prosty sposób wyznaczyć, prze-mnażając amplitudę napięcia na uzwojeniu transformatora przez czas trwania prosto-kąta napięcia. W zależności od częstotli-wości pracy tranzystorów przekształtnika DC-DC oraz zastosowanej metody stero-wania (z modulacją lub bez modulacji szero-kości impulsów prostokątnych napięcia) wybierany jest materiał rdzenia transforma-tora spośród następujących [17]:• rdzeń ferrytowy – charakteryzujący się

relatywnie najniższą ceną• rdzeń amorficzny – o największej indukcji

nasycenia Bsat• rdzeń nanokrystaliczny – charaktery-

zujący się relatywnie najmniejszymi stratami.

W tańszych rdzeniach ferrytowych unik-nięcie nasycenia uzyskuje się przez sklejanie ze sobą wielu rdzeni (zwiększenie wypad-kowej powierzchni przekroju) oraz zwięk-szenie liczby zwojów zgodnie z zależnością:

(3)

gdzie:B∆ – amplituda zmian indukcji magne-

tycznej, λ – całka napięcia wyrażona w [V ∙ s], N – liczba zwojów, Ac – przekrój powierzchni rdzenia.Na stanowisku laboratoryjnym badano przekształtnik DC-DC z transformatorem wysokiej częstotliwości o mocy 140 kW i napięciu znamionowym 1100 V z rdze-niem nanokrystalicznym typu N97 [18], złożonym z czterech rdzeni o przekroju Ae = 840 mm2 o wypadkowej znamionowej indukcji Bmax = 250 mT występującej przy całce napięcia równej 0,037 V ∙ s. Dla badanego rdzenia znamionowe warunki namagnesowania występowały przy zasi-laniu napięciem prostokątnym o ampli-tudzie 1100 V i częstotliwości 30 kHz, przy współczynniku wypełnienia impulsu prostokątnego D = 1. Obniżenie częstotli-wości pracy tranzystorów, pozwalające np. na zmniejszenie strat w warunkach, gdzie utrudnione jest odprowadzanie ciepła, wymaga dla badanego rdzenia zastoso-wania modulacji szerokości impulsów napięcia. Przykładowo, przy częstotliwości 20 kHz znamionowe namagnesowania badanego rdzenia uzyskano dla współczyn-nika wypełnienia impulsów napięcia prosto-kątnego D = 0,667.


18

Na rys. 5 pokazano wpływ zmniejszania częstotliwości pracy tranzystorów na wzrost całki napięcia, a tym samym na wzrost namagnesowania rdzenia badanego trans-formatora. Podczas badań napięcie po stronie wtórnej przekształtnika DC-DC wynosiło 550 V. Transformator pracował nieobciążony, co potwierdza brak zależ-ności pomiędzy prądem obciążenia a występowaniem nasycenia. Przy okre-ślonym stałym napięciu DC, ze zmniejsza-niem częstotliwości, rośnie całka napięcia przyłożona do uzwojeń transformatora. Przy częstotliwości pracy tranzystorów fs = 10 kHz na rys. 5a widać prawie liniowy kształt zboczy prądu transformatora, nato-miast przy częstotliwości 6,67 kHz, na rys. 5b, widoczne jest charakterystyczne zagięcie krzywej prądu strony wtórnej trans-formatora świadczące o nasyceniu rdzenia transformatora.W celu uzyskania minimalizacji strat przy jednoczesnym optymalnym wykorzystaniu rdzenia transformatora w izolowanym przekształtniku DC-DC można zasto-sować sterowanie tranzystorami ze zmianą częstotliwości przełączeń w funkcji obcią-żenia z jednoczesnym sterowaniem współ-czynnikiem wypełnienia D prostokątnych impulsów napięcia. Częstotliwość pracy tranzystorów w funkcji obciążenia może być wówczas wyznaczana w warstwie stero-wania nadrzędnego. Ponieważ ze wzrostem częstotliwości rosną straty w mostkach tranzystorowych przekształtnika DC-DC, przy znamionowym obciążeniu trans-formatora częstotliwość przełączania nie może być zbyt wysoka. Należy jednak mieć na uwadze, że w izolowanym przekształt-niku DC-DC do uzwojeń transformatora dołączone są szeregowo indukcyjności dodatkowe, magazynujące energię i umoż-liwiające przesyłanie mocy. Przy dużym obciążeniu prąd płynący przez transfor-mator powoduje również spadki napięcia na indukcyjnościach dodatkowych L1 i L2, dołączonych szeregowo do uzwojeń trans-formatora. Przy obciążeniu znamionowym spadki napięcia na indukcyjnościach dodatkowych zmniejszają w sposób istotny całkę napięcia, przyłożoną do uzwojeń transformatora.

Na rys. 6 pokazano przebiegi napięcia na mostku strony wtórnej przekształtnika i uzwojeniu strony wtórnej transformatora oraz prąd strony wtórnej, dla dwóch kątów przesunięcia fazowego napięć: f = 0,5 rad

oraz f = 0,62 rad, przy napięciu DC po stronie nn równym 700 V i częstotliwości pracy tranzystorów 20 kHz. Jak widać na przebiegach, ze wzrostem kąta f wzajemnego przesunięcia napięć mostków

Rys. 5. Przebiegi prądu (1 A/dz) i napięć (500 V/dz) strony wtórnej transformatora przekształtnika DC-DC w czasie pracy jałowej z częstotliwością 10 kHz (20 µs/dz) (a) oraz z częstotliwoscią 6,67 kHz, z widocznym nasyceniem transformatora (40 µs/dz) (b)

a)

a)

b)

b)

Rys. 6. Przebiegi napięcia mostka strony wtórnej (500 V/dz) oraz napięcia na uzwojeniach strony wtórnej transforma-tora (500 V/dz) i prądu strony wtórnej transformatora (10 A/dz) obciążonego przekształtnika DC-DC, pracującego z częstotliwością 20 kHz i kątami przesunięcia fazowego: f = 0,5 rad (a) oraz f = 0,62 rad (b)


19

strony pierwotnej i wtórnej przekształt-nika DC-DC rośnie prąd transformatora i przesyłana moc. Rośnie również spadek napięcia na indukcyjności strony wtórnej L2 = 70 µH, zmniejszając tym samym całkę napięcia przyłożoną do uzwojeń transfor-matora. W badaniu pokazanym na rys. 5 wzrost kąta przesunięcia fazowego o 0,12 rad spowodował wzrost amplitudy prądu strony wtórnej o ponad 3,5 A i zmniejszenie całki napięcia o 0,014 V ∙ s, tzn. o 11%.

3. WnioskiKorzystnym jest, aby będące obecnie w fazie opracowań inteligentne transfor-matory dystrybucyjne SN/nn dla sieci Smart Grid charakteryzowały się budową modułową. Zastosowanie proponowanej w ostatnich latach w literaturze koncepcji energoelektronicznych modułów funkcjo-nalnych do opisu poszczególnych podsys-temów inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn może ułatwić jego projektowanie, a w przyszłości unifikację i standaryzację na potrzeby operatorów sieci dystrybucyjnych. W artykule przed-stawiono dwa elementarne podsystemy inteligentnego transformatora dystrybu-cyjnego SN/nn: moduł pólmostka IGBT 2,5 kV, 20 A z szybkimi diodami zwrotnymi z węglika krzemu oraz ze zintegrowanymi obwodami sterowania bramkowego oraz moduł przekształtnika DC-DC zapew-niający izolację i sterowanie dwukierun-kowym przepływem mocy. Do opisu obydwu podsystemów zastosowano koncepcję energoelektronicznych modułów funkcjonalnych.

Bibliografia

1. Benysek G. i in., Power Electronic Systems as a Crucial Part of Smart Grid Infrastructure – a Survey, Bulletin of the Polish Academy of Sciences, Vol. 59, No. 4, Dec. 2011, s. 455–473.

2. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Sieci inteligentne – wybrane cele i kierunki dzia-łania operatora systemu dystrybucyjnego, Acta Energetica 2011, nr 8, s. 31–35.

3. She X. i in., On Integration of Solid-State Transformer with Zonal DC Microgrid, IEEE Transactions On Smart Grid, Vol. 3, No. 2, June 2012, s. 975–985.

4. Aggeler D., Biela J., Kolar J.W., Solid-State Transformer Based on SiC JFETs for Future Energy Distribution Systems, Proceedings of the Smart Energy Strategies Conference (SES ’08), Zurich, Switzerland, Sep. 8–10 2008.

5. Wang J. i in. Smart Grid Technologies. Development of 15-kV SiC IGBTs and Their Impact on Utility Applications, IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, s. 16–25.

6. Adamowicz M. i in., Performance Comparison of SiC Schottky Diodes and Silicon Ultra-Fast Recovery Diodes, Proc. IEEE Conf. CPE (2011), June 1–3 [CD-ROM].

7. Discrete IGBTs, Very High Voltage NPT IGBTs (2500 V – 4000 V) [online], http://ixdev.ixys.com/.

8. Mühlethaler J.M. i in., Improved Core-Loss Calculation for Magnetic Components Employed in Power Electronic Systems, IEEE Transactions on Power Electronics 2012, Vol. 27, No. 2, s. 964–973.

9. Zhao T. i in., Voltage and Power Balance Control for a Cascaded H-Bridge Converter-Based Solid-State Transformer, IEEE Transactions on Power Electronics 2013, Vol. 28 , No. 4, s. 1523–1532.

10. Jain A.K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verification, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, s. 1215-1227.

11. Adamowicz M., Smart MV/LV distri-bution transformer for Smart Grid with active prosumer participation, Acta Energetica 2012, nr 3, s. 4–9.

12. Ericsen T. i in., PEBB – Power Electronics Building Blocks, from Concept to Reality, Proc. IET Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, 2006, s. 12–16.

13. Adamowicz M., Strzelecki R., Krzemiński Z., Hybrid High-frequency-SiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. 38th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society IECON (2012), Montreal, Canada.

14. IEEE Guide for Control Architecture for High Power Electronics (1 MW and Greater) Used in Electric Power Transmission and Distribution Systems IEEE Std 1676-2010, 2011, s. 1–47.

15. Monti A., Ponci F., PEBB Standardization for High-Level Control: A Proposal, IEEE Transactions on Industrial Electronics 2012, Vol. 59, No. 10, s. 3700–3709.

16. Adamowicz M. i in., Układy sterowania bramkowego tranzystorów z węglika krzemu SiC JFET w falownikach napięcia, Przegląd Elektrotechniczny 2012, r. 88, nr 4B, s. 1–6.

17. Ortiz G., Biela J., Kolar J.W., Optimized design of medium frequency transfor-mers with high isolation requirements, Conference on IEEE Industrial Electronics Society IECON 2010, s. 631–638.

18. Stadler A., Gulden C., Improved thermal design of a high frequency power trans-former, European Conf. on Power Electronics and Applications EPE 2011, s. 1–9.

PODZIĘKOWANIABadania w części zostały wykonane w ramach grantu badawczego ufundowa-nego przez ENERGA SA.Autor pragnie złożyć również specjalne podziękowania panu mgr. inż. Jędrzejowi Pietryce, doktorantowi Politechniki Gdańskiej, Wydziału Elektrotechniki i Automatyki, za włożoną pracę i pomoc w badaniach laboratoryjnych.

Marek Adamowiczdr inż. Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] na stanowisku adiunkta w Katedrze Mechatroniki i Inżynierii Wysokich Napięć Politechniki Gdańskiej. Był kierownikiem projektu LIDER, dotyczą-cego przekształtników AC-AC z przyrządów półprzewodnikowych z węglika krzemu dla elektrowni wiatrowych, w ramach pierwszego programu rozwoju młodej kadry naukowej Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (2010–2012). Laureat konkursu na grant badawczy ENERGA SA za pracę traktującą o rozwiązaniu inteligentnego transformatora dystrybucyjnego SN/nn dla sieci Smart Grid (2012). Zainteresowania naukowe, m.in.: opracowanie nowych układów przekształtnikowych dla sieci dystrybucyjnych SN, metod sterowania elektrowniami wiatrowymi oraz napędami elektrycznymi średniego napięcia o dwukierunkowym przepływie energii.


20

Idea of MGrid System for Multicarrier Energy MicroGrid Designing and Control

AuthorsDariusz BaczyńskiPiotr HeltMarek ManieckiJacek Wasilewski

Keywordsmicrogrids, optimisation, designing

AbstractThe idea of the MGrid system for multicarrier energy microgrid designing and control is presented in the article. The first part of the work contains reasons for undertaking the problem of complex optimisation of utilising various energy forms on the operation area of a typical microgid. The planned system functionality and architecture is also presented. Conclusions concerning expected advantages as a consequence of using the proposed system are discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014402

1. IntroductionThe power sector’s development is derived from a number of factors relating to the development of technologies themselves, as well as the development of societies in terms of economy and of social and environmental awareness. The original model of the connection between a local electricity generator and consumers in the neighbourhood turned into extensive power grids connecting multiple generators and consumers in large areas. The grids have grown, covering entire countries and later continents. The current microgrid paradigm somehow recalls the concept of electricity generation close to consumers connected to the local grid [1, 2, 3, 4]. There are three areas of benefits from this approach. The first area represents benefits for customers connected to the microgrid, and microgrid owners:• reduced electricity use costs• increased power supply reliability • utilisation of available primary energy carriers.

The second area represents benefits for distribution grid and transmission operators: • reduced electricity transmission losses and postponed capital

expenditures for generation, transmission, and distribution subsystems

• improved stability of the power system as a whole• availability of ancillary services provided by microgrids.

Finally, the third area concerns the whole of society:• increased energy security through partial diversification of

fuels, and reduced dependence on a single fuel

• increased capital expenditures for generation subsystem, and hence reduced unemployment, the more units are manufac-tured in the country, the greater the effect

• reduced harmful emissions into the environment (especially in the case of renewable energy sources), improved utilisation of primary energy carriers.

Doubts are often raised about the economic rationale for devel-opment of distributed electricity sources, renewable energy sources in particular. It is obvious that electricity generation in large conventional sources is much cheaper (and more conve-nient) than in small, often complex, expensive and unpredictable renewable sources. Apart from the depletion of countries’ major energy resources, the question arises of which direction the economy should follow as a whole. Will the technological devel-opment contribute to the formation of large groups excluded from the labour market? Which resource will be the most in demand in the coming decades? Shouldn’t we start manufac-turing appliances that utilise even small energy resources at the local level, rather than extract minerals and use them as fuel? Will another collapse of the financial markets revive trading in real commodities, rather than virtual ones?These questions cast doubt on the simple economic calculation, which answers only one question: which is cheaper? In thinking of the energy sector development, economic aspects should be considered along with social and environmental decision factors.The microgrid concept is not a remedy for all socio-economic problems that may arise in the future, but these authors believe that its implementation may to some extent contribute to sustainable development.

D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 20–25

21

2. Multi-carrier microgrid

2.1. IdeaThe main economic advantage of microgrid development, including connecting local energy sources to the grids, is higher efficiency of the use of primary resources (including fuels), also owing to cogeneration, and source deployment close to loads [5, 6]. Just the issue of concurrent cost optimisation of all energy carriers available in a grid should provide significant synergies. Energy supply system should therefore be considered as a multi-carrier system, i.e. taking into account distribution of electricity, heat and cool (EHC energy). Hence, the following multi-carrier multigrid definition may be offered: a kind of local energy distri-bution system, which includes loads, sources and reservoirs of various different energy forms.

2.2. RequirementsMost research studies and commercial solutions focus primarily on the aspect of a microgrid’s electrical operation. Despite taking into account subsystems associated with other energy carriers, the issue of production and consumption of various media across the microgrid has not been comprehensively analysed. This is particularly evident at the microgrid design stage, when the main attention is focused on one major carrier, while the form of the other subsystems is derived from and subordinated to the major medium. Such an approach is applied despite the lack of valid, objective reasons for preferring a specific energy carrier.A balanced multi-carrier microgrid meets the following general requirements:• to meet the demand for various energy carriers, when the

microgrid is connected with energy systems• to meet the assumed demand for individual energy carriers,

when the microgrid is not connected to energy systems, i.e. operates in islanding

• to implement a specific objective function, for example the minimum total cost of its use Ktot in its predetermined life-time (1)

(1)

where: Kinw,i – fixed costs of energy sources and storage, and grid infra-structure of the carrier “i”, Kzmi,i – variable costs of energy sources and storage, and grid infrastructure of the carrier “i”, Kzaw,i – costs of the unreliability of energy sources and storage, and grid infra-structure of the carrier “i”, Dsp, i – revenues from sale of energy of the carrier “i” (including bonuses for energy generation from RES renewable sources), Dus,i – income from the provision of ancillary services to the “i” carrier grid operator.The objective function represented by formula (1) refers generally to the microgrid design stage. However, the later adopted objec-tive function relating to the grid operation, i.e. the optimisation

of its functioning, should be based on the same assumptions, and adopt similar forms of the criterion functions relating to various aspects of its operation. Adoption of other qualitative criteria during operation may cause the designed microgrid structure to be sub-optimal.When meeting the said postulate it is crucial to maintain a stable situation of the energy sector per se. Unless no fixed prices of fuels can be assured, the countries that care for the development of microgrids should pay attention to stabilisation of their energy policies. A clear example may be the terms and conditions of bonuses for RES energy generation.Another element that may affect the spread of microgrids is a change in the terms and conditions of small players’ participa-tion in the energy market. Particularly important may be more dynamic electricity tariffs, and solving the issue of energy price information transfer by trade companies to distribution or transmission grid operators [7]. In this way the issue of ancillary services provision by microgrids can be solved. Perhaps a greater saturation with renewable energy sources, which fear transmis-sion system operators, will force the development of local energy markets [8], on which microgrids will adopt the stabilising function.

3. IT system idea

3.1. Supported processesThe requirements for a microgrid lead to the conclusion that the IT system should support:• multi-carrier microgrid design with optimisation of an

adopted criterion function• multi-carrier microgrid control with optimisation of an

adopted criterion function.

3.2. Assumed functionalityThe IT system should take into account the following information:• details of energy facilities, including mapping of energy grids• technical and economic profiles of energy sources, energy

storage and controllable loads• data from measuring devices (energy consumption, switches

states, etc.)• additional information: weather conditions, production

processes, repairs.

This information will be used by:• methods of simulation, analysis, and optimisation for the

purpose of microgrid design process• methods of short- and ultra-short output forecasting in small

EHC energy sources using weather information, process data, and other parameters

• methods of optimal planning of energy storage operation, and scheduling of demand for electricity, heat and cooling of selected consumers, such as technological loads

• methods of microgrid’s ongoing optimal control, in normal operation with connections with the power system, and in island operation alike.


22

3.3. System architectureDue to its assumed functionality, the system should consist of two main (in some way separable) subsystems: microgrid designing aid and power management in a microgrid.Additionally, due to the need for a large number of forecasts, it is proposed to introduce a third ancillary subsystem – a prognostic subsystem (Fig. 1).The subsystems’ separability is governed by their different intended uses. The microgrid designing aid subsystem is used to perform analyses and optimisation, in which the most crucial is the microgrid structure optimisation effect decisive for the microgrid investment’s economic outcome, while the time of calculation duration is less crucial. This means that the subsystem should have a high offline performance. In addition, it should allow for variant analysis and simulation with the option of recording alternative solutions.The microgrid power management subsystem should feature high online type performance, especially as regards tasks related to microgrid ongoing control and isolated operation. For the same reasons, the system’s database should have a dual structure, suitable for the envisaged tasks. And so, as regards the designing aid subsystem, it should be a database of an analytical type with data warehouse elements. In terms of the power management subsystem, its main database should be operational, and data for analyses (e.g. records of generation, demand, etc.) should come from the main database of the system.

4. Elements of MGrid system

4.1. Microgrid designing aid subsystemThe microgrid designing aid subsystem is designed as a set of simulation, analytical and optimisation tools. This set should allow one not only to design a new microgrid, but also to study

a number of its development options. The process of designing development options of an existing microgrid should also enable taking into account collected measurement data. The subsys-tem’s following modules are provided for:• grid simulation module (grid modelling using graphical tools,

flow calculations, simulation of grid operation over time)• measurement data analysis module • optimisation module.

4.2. Microgrid power management subsystemIt is assumed that the microgrid will be a set of electricity, heat, and cool generation elements and an energy distribution infra-structure. Since the elements of this set will belong to a single entity, it is proposed to use a central mechanism for allocation of the energy generation in microsources, and the demand for groups of consumers, and the microgrid’s distribution subsystem. Therefore MGrid will act as an arbitrator with the mandate to optimise the overall economic performance asso-ciated with the demand for, and generation of, energy. These goals can be achieved only with complete observation of the microgrid, as well as unlimited capabilities to solve complex decision problems. MGrid will have to ensure optimal operation of the microgrid in ultrashort -, short- and medium-term time horizons alike.The following power management subsystem modules are provided for the MGrid system:• module of micro-sources, energy storages and loads opera-

tions scheduling and control • module of microgrid isolated operation management.In addition, a module is contemplated for supporting the microgrid’s participation in the energy market and ancillary services in virtual power plants (aggregators).

Fig. 1. Concept of IT system architecture

Load and generation forecasts

Energy grids model/mapping

Forecasting subsystem

Additional data: - operation schedules - weather data

Technical and economic parameters of energy sources and storages

Measurement data: - consumption - generation - switch states

Main database

Designing aid

subsystem Analytical database

Energy management

subsystem Operational database

Controllable loads parameters


23

MGrid will be interoperable with specific real-time communi-cation standards, such as Ethernet Powerlink. A very short data transfer duration will be required to ensure the MGrid appli-cation’s immediate response to the microgrid components’s current operating conditions. The optimal set of communication standards will be a result of research efforts.Local micro-source and energy storage controllers will have to include appropriate inputs and outputs (both digital and analogue), necessary for local control of inverters and fuel valves. As local load controllers actuators and control devices (e.g. room temperature) will be used as parts of BMS Building Management Systems. Also envisaged is control of switches in electrical switch-boards, to ensure the necessary power dump in selected circuits. An example of the MGrid power management subsystem is shown in Fig. 2.

A. Module of micro-sources, energy storages, and loads operations scheduling and controlAccording to the assumptions, MGrid will provide – under given circumstances – the optimal operation plans for controllable and schedulable loads, and controllable electricity, heat, and cool storages and sources. They will be optimised based on a selected objective function, such as minimum total variable costs of obtaining power, or profit from electricity sales, depending on the current energy balance in the microgrid [7, 9, 10, 11], a set of constraints of a technical nature, and of state variables adopted on the basis of previous forecasts and blocked event declarations. The optimisation result will be used to determine set points for adaptive or predictive systems of energy sources, storages, and loads control.

Fig. 2. Physical structure concept of MGrid power management subsystem


24

B. Module of microgrid isolated operation managementThe purpose of this module is current balancing of power in a microgrid, which is disconnected from the power, heat, and/or gas distribution grid and operates in part or in whole (no access to external energy carriers except for local resources) in islanding mode. This type of operation will require a completely different way of microgrid optimisation. As it is known, some loads must be powered with the highest (guaranteed) continuity of supply (e.g. emergency lighting, fire pumps and fans, and assurance of certain production processes’ continuity) [12]. Other loads will be powered conditionally, if the local energy resources in the specific time horizon allow for it. Demand can be managed in a “soft” way, for example by lowering temperature or light intensity controller settings, as well as hard way, for example by providing a shut-down signal to lighting, heating, or air conditioning actuators, or to the tripping coil of a disconnector at the inflow of a selected electrical load section.In the island operation, MGrid will still allow for the microgrid operation that is optimal under given circumstances, but the role of costs resulting from the loss of undelivered energy in the crite-rion function will be more significant. In the absence of relevant cost data, operation priorities of the respective consumer groups may be determined in advance.

C. Energy trading moduleThe possibility of competitive trading in energy and ancillary services is the basic premise of the paradigm of a micro – energy grid as part of the Smart Grid concept [13, 4]. It is contemplated to develop in the MGrid system a module enabling support for hourly scheduling of electricity and heat sales and purchases, and forwarding such schedules to the respective contract parties, as well as to companies responsible for trade balancing (for electricity). The person responsible for energy trading on the market will be assisted by microgrid operation plans developed by MGrid based on medium- and short-term forecasts of energy demand and generation.

The Smart Grid concept assumes that microgrids may be control-lable sources/loads, which are elements of a virtual power plant, acting as an aggregator of ancillary services. Microgrids, subject to technical requirements for the available generation capaci-ties and appropriate control systems, will be able to provide through aggregators ancillary services for grid operators (TSOs and DSOs), such as:• operational or intervention power reserve• participation in the primary control• participation in the secondary control• participation in the automatic voltage and reactive power control• generation enforced by grid considerations.In the future, when real-time energy markets develop, a module supporting microgrid participation in the energy and ancillary services market will be required to make quick and optimal decisions. In such a case, implementation of an advanced agent system in the MGrid system is expected. The task of such an auto-matic agent will be concluding contracts in local energy markets through smart strategies, market game, and negotiations with

the contractual parties in order to strive to meet the adopted goals. An interesting proposal is to establish an open multi-agent platform acting on local energy markets. To achieve this objec-tive, an appropriate standard, such as M3 [14], must be applied to communication between agents.

4.3. Forecasting subsystemTypical (natural) demand for electricity, heat and cooling, and local energy generation should be forecast according to opti-mised energy generation, purchase, and consumption plans:• several weeks in advance, at a daily time interval (medium

term forecasting)• two days in advance, at an hourly time interval (short-term

forecasting)• a few hours in advance, at a few minutes time interval (ultra

short-term forecasting).To this end MGrid will use predictive techniques of different kinds, based on statistical regression, time series models, econo-metric models, and artificial intelligence techniques, such as artificial neural network and fuzzy logic. The process of energy demand forecasting will be supported by inventory and declared operating programs of selected energy consumers. In turn, in the process of energy generation forecasting for local RES sources numerical weather forecasts and measurements from local meteo stations will have to be utilised.The energy demand for selected events, such as those related to industrial processes, participation in events, conferences, and use of hotel rooms, will be reported (declared) by the personnel of relevant entities. Any such notice can be either:• locked – at a fixed event date• unlocked – a preferred event date will be suggested by the

MGrid system.

5. Final conclusionsImplementation of the assumed MGrid system concept should enable a comprehensive solution supporting various kinds of operation of a microgrid. From the proposed solution not only will microgrid owners benefit but also grid operators and, indi-rectly, society as a whole.The “MGrid” project implemented by Globema sp. z o.o. in coop-eration with the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology, is co-funded by the European Union under the Operational Programme Innovative Economy, Measure 1.4.

REFERENCES

1. Biczel P., Wytwarzanie energii w mikrosieciach [Energy generation in microgrids], Automatyka – Elektryka – Zakłócenia 2011, issue 4.

2. Olszowiec P., Autonomiczne systemy elektroenergetyczne małej mocy. Mikrosieci [Autonomous low power systems. Microgrids], Energia Gigawat 2009, issues 7–8.

3. Hatziargyriou N.D. et al., Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine 2007, Vol. 5, No. 4, pp. 78–94.

4. Lasseter R. et al., White Paper on Integration of Distributed Energy


25

Dariusz BaczyńskiWarsaw University of Technology


A graduate of Warsaw University of Technology. An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. He deals

with issues of distribution grids, forecasting, optimisation, artificial intelligence methods, and application of IT systems in the power engineering.

Piotr HeltWarsaw University of Technology


A graduate of Warsaw University of Technology. Since 2009 with his alma mater, where he directs postgraduate studies ”Modern Methods of Analysis in Power

Engineering”. A Smart Grid consultant at Globema sp. z o.o. Area of professional interest: geographical information systems, in particular its applications in power

engineering, power grids and systems, especially distribution grids, artificial intelligence methods and their application in optimisation problems.

Author of numerous articles and publications on national and international conferences. He has completed numerous research projects, grants and expert opinions,

primarily in power engineering.

Marek ManieckiGlobema sp. z o.o.


A graduate of Warsaw University of Technology. Since 1999 vice chairman of the board of Globema sp. z o.o. An honorary member of the Polish Information Processing

Society, member of the Polish Chamber of Information Technology and Telecommunications, chairman of the Chamber’s Energy Committee. Professional interests:

issues of IT project management, design and development of information systems, in particular geographical information systems (GIS), as well as IT systems for smart

grids.

Jacek WasilewskiWarsaw University of Technology


A graduate of Warsaw University of Technology (2005). An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. His

research interests are focused on the present and future distribution network structures (”smart” type concepts) and, above all, their system analyses (optimal planning

and control of operations).

Resources. The CERTS MicroGrid Concept, Consortium for Electric Reliability Technology Solutions (CERTS), CA, Tech. Rep. LBNL-50829, Apr. 2002.

5. Kueck J.D. et al., Microgrid Energy Management System, OAK RIDGE NATIONAL LABORATORY, January 29, 2003.

6. Hatziargyriou N., Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids, Executive Summary Report Final Results, 2009.

7. Parol M., Wymiana energii elektrycznej między mikrosiecią a siecią spółki dystrybucyjnej [Electricity exchange between a microgrid and a distribution company’s grid], Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2010, issue 8.

8. Baczyński D., Koncepcja obliczeń technicznych i ekonomicznych dla potrzeb lokalnych rynków energii [Concept of technical and economic calculations for local energy markets], Rynek Energii 2008, issue 4, pp. 17–24.

9. Księżyk K., Parol M., Steady states analysis of microgrid operation, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2008, Vol. 84, issue 11, pp. 14–19.

10. Katiraei F., Iravani R., Power management strategies for a microgrid with multiple distributed generation units, IEEE Transactions on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4, pp. 1821–1831.

11. Oyarzabal J. et al., Agent based Micro Grid Management System. CD Proceedings of the Int. Conf. on Future Power Systems FPS 2005, November 16–18, 2005, Amsterdam, p. 6.

12. Parol M., Baczyński D., Automatyka zabezpieczeniowa oraz resyn-chronizacja mikrosieci [Automatic protections and resynchronization of microgrids ], VI Scientific and Technical Conference “Power grids in industry and the energy sector – Grids 2008”, Szklarska Poręba, 10–12 September 2008, pp. 19–26.

13. Hatziargyriou N.D. i in, Management of microgrids in market environ-ment, presented at the International Conference on Future Power Systems, Amsterdam, Netherlands, 2005, available on the website: ieeexplore.ieee.org.

14. Kacprzak P.H. et. al., Multi-commodity Market Data Mode, Technical report, available at: http://www.openm3.org.


26

Koncepcja systemu MGrid do wspomagania, projektowania i sterowania pracą wielonośnikowych mikrosieci energetycznych

AutorzyDariusz BaczyńskiPiotr HeltMarek ManieckiJacek Wasilewski

Słowa kluczowemikrosieci, optymalizacja, projektowanie

StreszczenieAutorzy przedstawili w artykule koncepcję systemu MGrid, wspomagającego projektowanie i sterowanie pracą wielonośnikowych mikrosieci energetycznych. Pierwsza część artykułu zawiera uzasadnienie podjęcia problemu kompleksowej optymalizacji wyko-rzystania energii w jej różnych postaciach – nośnikach, w odniesieniu do obszaru działania typowej mikrosieci. Omówiono planowaną funkcjonalność systemu oraz jego architekturę. Zaprezentowano również spodziewane korzyści, wynikające ze stosowania opracowywanego systemu.

1. Wstęp Rozwój elektroenergetyki jest pochodną wielu czynników dotyczących tak rozwoju samych technologii, jak i rozwoju społe-czeństw w sensie ekonomicznym, świa-domości społecznej oraz ekologicznej. Pierwotny model połączenia pomiędzy lokalnym wytwórcą energii elektrycznej a odbiorcami w jego sąsiedztwie zmienił się w wielkie sieci elektroenergetyczne, łączące wielu wytwórców i odbiorców na dużych terenach. Sieci rozrastały się, obejmując całe kraje, a później konty-nenty. Obecny paradygmat mikro-sieci w pewien sposób wraca do idei wytwarzania energii elektrycznej blisko odbiorcy przyłączonego do lokalnej sieci [1, 2, 3, 4]. Korzyści płynące z tego typu podejścia można podzielić na trzy sfery. Pierwsza sfera to korzyści, które odnoszą odbiorcy przyłączeni do mikrosieci i jej właściciele:• zmniejszenie kosztów związanych z użyt-

kowaniem energii elektrycznej• zwiększenie niezawodności zasilania• wykorzystanie posiadanych pierwotnych

nośników energii.Druga sfera korzyści obejmuje operatorów sieci dystrybucyjnych i przesyłowych:• zmniejszenie strat energii związanych

z przesyłem• odłożenie w czasie inwestycji w podsystem

wytwórczy, przesyłowy i dystrybucyjny• poprawa stabilności systemu elektroener-

getycznego jako całości• możliwość świadczenia usług systemo-

wych przez mikrosieci.Ostatnia, trzecia sfera dotyczy całego społeczeństwa:• zwiększenie bezpieczeństwa energetycz-

nego kraju poprzez częściową dywer-syfikację surowców energetycznych i uniezależnienie się od jednego surowca energetycznego

• zwiększenie inwestycji w podsystem wytwórczy, a co za tym idzie zmniej-szenie bezrobocia, efekt tym większy, im więcej urządzeń jest produkowanych w kraju

• zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do środowiska (szczególnie

w przypadku odnawialnych źródeł energii)

• lepsze wykorzystanie pierwotnych nośników energii.

Często podnoszone są wątpliwości dotyczące ekonomicznego uzasad-nienia budowania źródeł rozproszonych energii elektrycznej, a w szczególności źródeł odnawialnych. Jest oczywiste, że produkcja energii elektrycznej w dużych źródłach konwencjonalnych jest znacznie tańsza (i wygodniejsza) niż produkcja w małych, często skomplikowanych, drogich i nieprzewidywalnych źródłach odnawialnych. Abstrahując od wyczer-pywania się głównych zasobów ener-getycznych państw, rodzi się pytanie, w jakim kierunku powinna zmierzać gospo-darka jako całość. Czy rozwój technologiczny nie przyczyni się do powstania dużej grupy wykluczonych z rynku pracy? Co będzie najbardziej pożądanym zasobem nadcho-dzących dekad? Czy zamiast eksploatować kopaliny i wykorzystywać je jako paliwo, nie zacząć produkować urządzeń wykorzy-stujących nawet małe zasoby energetyczne w skali lokalnej? Czy kolejne załamania na rynkach finansowych nie spowodują powrotu do obrotu realnymi towarami, a nie wirtualnym dobrem?Postawione pytania poddają w wątpliwość prosty rachunek ekonomiczny – dający odpowiedź tylko na pytanie: co jest tańsze? Myśląc o rozwoju energetyki, trzeba rozważać zarówno aspekty ekonomiczne, jak i aspekty społeczne oraz ekologiczne podejmowanych decyzji.Idea mikrosieci nie jest remedium na wszelkie problemy społeczno-ekono-miczne, które mogą się pojawić w przy-szłości, ale autorzy artykułu uważają, że jej wdrażanie może w pewnym zakresie przy-czynić się do zrównoważonego rozwoju.

2. Mikrosieć wielonośnikowa2.1. IdeaZasadniczą korzyścią ekonomiczną tworzenia mikrosieci, w tym przyłączania do sieci lokalnych źródeł energii, jest wyższa efektywność wykorzystania zasobów pierwotnych (w tym paliw), także dzięki

zastosowaniu kogeneracji i umiejscowieniu źródła w pobliżu odbiorów [5, 6]. Właśnie kwestia jednoczesnej optymalizacji kosztów wszystkich dostępnych nośników energii w danej sieci powinna dać znaczący efekt synergii. System zaopatrzenia w energię powinien być zatem rozpatrywany jako system wielonośnikowy, tj. uwzględniający dystrybucję energii elektrycznej, ciepła oraz chłodu (energia ECC). Stąd też można zapro-ponować następujące określenie mikrosieci wielonośnikowej: to rodzaj systemu lokalnej dystrybucji energii, który skupia odbiory, źródła i zasobniki różnych postaci energii.

2.2. Wymagania Większość prac badawczych i rozwiązań komercyjnych skupia się głównie na aspekcie elektrycznej pracy mikrosieci. Mimo brania pod uwagę podsystemów związa-nych z innymi mediami energetycznymi, nie analizuje się kompleksowo problemu produkcji i zużycia różnych nośników w skali całej mikrosieci. Szczególnie widoczne jest to na etapie projektowania mikrosieci, na którym główną uwagę skupia się na jednym, głównym nośniku, gdy postać pozostałych podsystemów jest pochodną podporządkowaną głównemu nośnikowi. Takie podejście jest stosowane mimo braku ważnych, obiektywnych powodów preferu-jących określony nośnik energii. Zrównoważona mikrosieć wielonośni-kowa powinna spełniać następujące ogólne wymagania:• zaspokajać zapotrzebowanie na poszcze-

gólne nośniki energii, gdy mikrosieć jest połączona z systemami energetycznymi

• zaspokajać założone zapotrzebowanie na poszczególne nośniki energii, gdy mikrosieć nie jest połączona z systemami energetycznymi, czyli pracuje w trybie wyspowym

• realizować określoną funkcję celu, przy-kład: minimalizować całkowity koszt jej użytkowania totK w pewnym założonym okresie eksploatacji (1)

PL


D. Baczyński et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 20–25

27

(1)

gdzie: Kinw, i – koszty stałe związane ze źródłami i magazynami energii oraz infrastrukturą sieciową i-tego nośnika,Kzmi, i – koszty zmienne związane z pracą źródeł i magazynów energii oraz infrastruk-tury sieciowej i-tego nośnika,Kzaw,i – koszty zawodności źródeł i maga-zynów energii oraz infrastruktury sieciowej i-tego nośnika, Dsp, i – dochody ze sprzedaży energii i-tego nośnika (w tym premie za produkcję energii z odnawialnych źródeł energii, OZE), Dus, i – dochody ze świadczenia usług syste-mowych operatorowi sieci i-tego nośnika.

Funkcja celu przedstawiona zależnością (1) odnosi się zasadniczo do etapu projekto-wania mikrosieci. Jednak później przyjęta funkcja celu odnosząca się do pracy sieci – czyli optymalizacji jej działania – powinna wychodzić z tych samych założeń oraz przyj-mować podobne postaci funkcji kryterial-nych, dotyczących poszczególnych aspektów jej działania. Przyjęcie innych kryteriów jakościowych w trakcie eksploatacji może spowodować, że zaprojektowana struktura mikrosieci będzie nieoptymalna. Przy wypełnianiu wspomnianego postulatu kluczowe jest utrzymywanie się stabilnej sytuacji energetyki jako takiej. O ile nie można zapewnić stałych cen na surowce energetyczne, to państwa, którym zależy na rozwijaniu mikrosieci, powinny dbać o stabilizację polityki dotyczącej energe-tyki. Za wyraźny przykład można tu podać warunki premiowania odnawialnych źródeł energii. Kolejnym elementem, który może wpłynąć na upowszechnienie mikrosieci, jest zmiana warunków uczestnictwa drobnych podmiotów w rynku energii. Szczególnie istotne może być zdynamizowanie taryf za energię elektryczną i rozwiązywanie kwestii przekazywania podmiotom przez przedsię-biorstwa obrotu, operatorów sieci dystry-bucyjnych bądź przesyłowych informacji o cenie energii [7]. W ten sposób będzie można rozwiązać kwestie świadczenia usług systemowych przez mikrosieci. Być może większe nasycenie odnawialnymi źródłami energii, którego obawiają się operatorzy systemów przesyłowych, wymusi powstanie lokalnych rynków energii [8], na których to mikrosieci będą przyjmowały funkcję stabilizującą.

3. Idea systemu informatycznego3.1. Wspomagane procesyWymagania dotyczące mikrosieci prowadzą do konkluzji, że system informatyczny powinien wspomagać:• projektowanie wielonośnikowej mikro-

sieci z optymalizacją założonej funkcji kryterialnej

• sterowanie wielonośnikowej mikro-sieci z optymalizacją założonej funkcji kryterialnej.

3.2. Zakładana funkcjonalnośćSystem informatyczny powinien uwzględ-niać następujące informacje:

• dane o obiektach energetycznych, w tym odwzorowanie sieci energetycznych

• charakterystyki techniczno-ekono-miczne źródeł energii, zasobników energii i odbiorników sterowalnych

• dane z urządzeń pomiarowych (zużycia energii, stany łączników itp.)

• dane dodatkowe: warunki pogodowe, procesy technologiczne, remonty.

Informacje te będą wykorzystywane przez: • metody symulacji, analizy i optymali-

zacji na potrzeby procesu projektowania mikrosieci

• metody krótko- i ultrakrótkotermino-wego prognozowania produkcji w małych źródłach energii ECC z wykorzystaniem informacji pogodowych, danych techno-logicznych i innych parametrów

• metody optymalnego planowania pracy zasobników energii oraz harmonogra-mowanie zapotrzebowania na energię elektryczną, ciepło oraz chłód wybranych odbiorów, np. technologicznych

• metody bieżącego sterowania optymal-nego mikrosiecią zarówno w normalnej pracy przy powiązaniu z systemem elektroenergetycznym, jak i przy pracy wyspowej.

3.3. Architektura systemuZe względu na założoną funkcjonalność system powinien posiadać dwa główne (w pewien sposób rozłączne) podsystemy:• podsystem wspomagania projektowania

mikrosieci • podsystem zarządzania energią

w mikrosieci.Dodatkowo, ze względu na potrzebę tworzenia dużej ilości prognoz, proponuje się wprowadzenie trzeciego podsystemu o charakterze wspomagającym – podsys-temu prognostycznego (rys. 1).

O rozłączności podsystemów decyduje ich różne przeznaczenie. Podsystem wspo-magania projektowania mikrosieci służy do wykonywania analiz i optymalizacji, w których najbardziej kluczowy jest efekt optymalizacji struktury mikrosieci, decy-dujący o wyniku ekonomicznym inwestycji w mikrosieć, natomiast mniej kluczowy jest czas obliczeń. Oznacza to, że podsystem ten powinien charakteryzować się dużą wydaj-nością offline. Dodatkowo powinien on pozwalać na wykonywanie wariantowych

analiz i symulacji z możliwością zapisu alter-natywnych rozwiązań.Natomiast podsystem zarządzania energią w mikrosieci powinien wykazywać się dużą wydajnością typu online, szczególnie w przypadku zadań dotyczących bieżą-cego sterowania oraz działania mikrosieci w trybie wyspowym.Z tych samych przyczyn baza danych systemu powinna mieć dwoistą konstrukcję, przystosowaną do przewidywanych zadań. I tak w przypadku podsystemu wspo-magania projektowania powinna to być baza danych o charakterze analitycznym z elementami hurtowni danych. Natomiast w przypadku podsystemu zarządzania energią główna baza danych powinna mieć charakter operacyjny, a dane do analiz (np. zapisy produkcji, zapotrzebowania itp.) powinny pochodzić z bazy głównej systemu. 4. Elementy systemu MGrid4.1. Podsystem wspomagania projektowania mikrosieciPodsystem wspomagania projektowania mikrosieci to w założeniu zestaw narzędzi symulacyjnych, analitycznych i optymali-zacyjnych. Zbiór ten powinien pozwalać nie tylko na zaprojektowanie nowej mikro-sieci, ale też na badanie wielu wariantów jej rozwoju. Przy tworzeniu wariantów rozwoju istniejącej mikrosieci możliwe powinno być także uwzględnienie zebranych informacji pomiarowych. W podsystemie tym przewi-duje się następujące moduły:• moduł symulacji sieci (modelowanie sieci

za pomocą narzędzi graficznych, obli-czenia rozpływowe, symulacja działania sieci w czasie)

• moduł analiz danych pomiarowych• moduł optymalizacji.

4.2. Podsystem zarządzania energią w mikrosieciZakłada się, że mikrosieć będzie zbiorem elementów wytwórczych energii elek-trycznej, ciepła i chłodu oraz infrastruktury do dystrybucji energii. Ponieważ elementy tego zbioru będą należeć do jednego podmiotu, proponuje się zastosowanie centralnego mechanizmu alokacji produkcji energii w mikroźródłach oraz zapotrzebo-wania dla grup odbiorów oraz stanu pracy podsystemu dystrybucyjnego mikrosieci. Zatem MGrid będzie pełnił funkcję arbitra,

Rys. 1. Koncepcja architektury systemu informatycznego

Prognoza produkcji i zapotrzebowania

Odwzorowanie sieci energetycznych

Podsystem prognostyczny

Dane dodatkowe: - harmonogramy pracy- dane pogodowe

Parametry techniczno-ekonomiczne źródeł i magazynów energii

Dane pomiarowe: - zużycia- produkcje- stany łączników

Główna baza danych

Podsystem wspomagania projektowania

mikrosieci

Analityczna

baza danych

Podsystem zarządzania

energią w mikrosieci

Operacyjna

baza danych

Parametry odbiorów sterowalnych


28

którego zadaniem będzie optymalizacja cało-ściowych efektów ekonomicznych, związa-nych z zapotrzebowaniem i wytwarzaniem energii. Postawione cele mogą być osią-gnięte tylko przy pełnej obserwacji mikro-sieci, jak również nielimitowanych możli-wości rozwiązywania złożonych problemów decyzyjnych. MGrid będzie musiał zapew-niać optymalną pracę mikrosieci zarówno w ultrakrótko-, krótko-, jak i w średnioter-minowym horyzoncie czasowym.W systemie MGrid przewiduje się nastę-pujące moduły podsystemu zarządzania energią:• moduł harmonogramowania i sterowania

pracą mikroźródeł, zasobników energii oraz odbiorów

• moduł zarządzania pracą mikrosieci w trybie wyspowym.

Dodatkowo rozważa się także moduł wspo-magający udział mikrosieci w rynku energii i usługach systemowych w elektrowniach wirtualnych (agregatorów).MGrid będzie współpracować z określo-nymi standardami komunikacyjnymi czasu rzeczywistego, np. Ethernet Powerlink. Wymagany będzie bardzo krótki czas trans-misji danych, zapewniający natychmiastową reakcję aplikacji MGrid na bieżące warunki pracy elementów mikrosieci. Optymalny zbiór standardów komunikacji będzie wyni-kiem prowadzonych prac badawczych.Lokalne sterowniki mikroźródeł i zasob-ników energii będą musiały zawierać odpo-wiednie wejścia i wyjścia (zarówno cyfrowe, jak i analogowe), niezbędne do miejscowego sterowania inwerterami oraz zaworami paliwa. Jako lokalne sterowniki odbiorów będą wykorzystywane aktory (elementy wykonawcze) oraz urządzenia regulu-jące (np. temperaturę w pomieszczeniach) w ramach systemów BMS (ang. Building Management Systems). Przewiduje się także sterowanie łącznikami w rozdzielnicach elektrycznych, zapewniające niezbędny zrzut mocy w wybranych obwodach. Przykładową strukturę podsystemu zarządzania energią MGrid przedstawiono na rys. 2.

A. Moduł harmonogramowania i stero-wania pracą mikroźródeł, zasobników energii oraz odbiorówW założeniach MGrid będzie układał optymalny w danych warunkach plan pracy sterowalnych i harmonogramowal-nych odbiorów oraz sterowalnych zasob-ników i źródeł energii elektrycznej, ciepła i chłodu. Optymalizacja będzie realizowana na podstawie wybranej funkcji celu, np. minimalizacja całkowitych kosztów zmien-nych pozyskania energii lub zysku ze sprze-daży energii, w zależności od aktualnego bilansu energii w mikrosieci [7, 9, 10, 11], zbioru warunków ograniczających o charak-terze technicznym oraz wartości zmiennych stanu przyjmowanych na podstawie wyko-nywanych uprzednio prognoz oraz dekla-racji zdarzeń zablokowanych. Wynik optymalizacji będzie wykorzysty-wany do określania wartości zadanych dla nadążnych lub predykcyjnych układów regulacji pracy źródeł i zasobników energii oraz jej odbiorników.

B. Moduł zarządzania pracą mikrosieci w trybie wyspowymCelem tego modułu będzie bieżące bilansowanie mocy w mikrosieci, która

została odłączona od elektroenerge-tycznej, cieplnej i/lub gazowej sieci dystrybucyjnej i pracuje częściowo lub w całości (nie ma dostępu do zewnętrznych nośników energii za wyjątkiem lokalnych zasobów) w trybie wyspowym. Tego typu tryb pracy będzie wymagać zupełnie innego sposobu optymalizacji pracy mikrosieci. Jak wiadomo, pewne odbiory muszą mieć jak najwyższą (gwaran-towaną) ciągłość zasilania (np. oświetlenie awaryjne, pompy i wentylatory pożarowe, zapewnienie ciągłości pewnych procesów produkcyjnych) [12]. Pozostałe odbiory będą zasilane warunkowo, jeśli lokalne zasoby energii w określonym horyzoncie czasu na to pozawalają. Zarządzanie zapo-trzebowaniem może się odbywać w sposób „miękki”, np. poprzez zmniejszenie nastaw regulatorów temperatury, natężenia oświe-tlenia, jak również w sposób twardy, np. przez zadawanie sygnału wyłączenia

na aktory oświetleniowe, grzewcze, klima-tyzacyjne lub na cewkę wybijakową, współ-pracującą z rozłącznikiem na dopływie wybranej sekcji odbiorów elektrycznych.W trybie pracy wyspowej MGrid będzie pozwalał w dalszym ciągu na optymalną w danych warunkach pracę mikrosieci, z tym że w funkcji kryterialnej istotniejszą rolę będą grać koszty wynikające ze strat w niedostarczonej energii. W przypadku braku odpowiednich danych kosztowych będzie możliwe wcześniejsze ustalenie prio-rytetów pracy odpowiednich grup odbiorów.

C. Moduł handlu energiąMożliwość konkurencyjnego handlu energią i usługami systemowymi jest podstawowym założeniem paradyg-matu mikrosieci energetycznych jako elementu koncepcji Smart Grid [13, 4]. W systemie MGrid rozważa się opra-cowanie modułu pozwalającego m.in.

Rys. 2. Koncepcja struktury fizycznej podsystemu zarządzania energią w MGrid

Ethernet Powerlink

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii w ramach BMS

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii w ramach BMS

LAN

Sterowniki lokalne źródeł i odbiorów energii

w ramach BMS


w ramach BMSBudynek 4Budynek 5

Budynek 1

Podsystem zarządzania energią MGrid

Budynek 3

Budynek 2

Stacja transformatorowa SN/nn

Sterowniki lokalne zasobników i źródeł energii

Baza danych

INTERNET


w ramach BMS


29

na wspomaganie tworzenia godzinowych grafików sprzedaży i zakupu energii elek-trycznej oraz ciepła, po czym przesyłanie ich do stron kontraktów, jak również do przed-siębiorstw odpowiedzialnych za bilanso-wanie handlowe (w przypadku energii elek-trycznej). Osoba odpowiedzialna za handel energią na rynku będzie wspomagana ukła-danymi przez MGrid planami pracy mikro-sieci, opartymi na średnio- oraz krótkoter-minowych prognozach zapotrzebowania oraz produkcji energii.W założeniach koncepcji Smart Grid mikrosieci mogą stanowić źródło/odbiór sterowalny, będący elementem wirtualnej elektrowni, działającej jako agregator usług systemowych. Mikrosieci, pod warunkiem spełnienia wymagań technicznych odno-śnie dostępnych mocy wytwórczych oraz stosownych układów regulacji, będą mogły świadczyć poprzez agregatorów usługi syste-mowe na rzecz operatorów sieciowych (OSP i OSD), takie jak:• operacyjna lub interwencyjna rezerwa

mocy• udział w regulacji pierwotnej• udział w regulacji wtórnej• udział w automatycznej regulacji napięcia

i mocy biernej• generacja wymuszona względami

sieciowymi.W przyszłości, kiedy rozwiną się rynki energii czasu rzeczywistego, od modułu wspomagającego udział mikrosieci w rynku energii i usługach systemowych będzie wymagane podejmowanie szybkich, opty-malnych decyzji. W takim przypadku, w systemie MGrid przewiduje się zaim-plementowanie zaawansowanego systemu agentowego. Zadaniem takiego automatycz-nego agenta będzie zawieranie kontraktów na lokalnych rynkach energii poprzez inte-ligentne strategie, grę rynkową oraz nego-cjacje ze stronami kontraktu, tak aby dążyć do spełnienia założonych celów. Interesującą propozycją jest stworzenie otwartej, wielo-agentowej platformy działającej na lokal-nych rynkach energii. Dla osiągnięcia tego celu musi zostać wykorzystany odpowiedni standard komunikacji między agentami, np. M3 [14].

4.3. Podsystem prognostycznyTypowe (naturalne) zapotrzebowanie na energię elektryczną, ciepło i chłód oraz lokalna produkcja energii powinny być prognozowane zgodnie z optymalizowa-nymi planami produkcji, zakupu i zużycia energii:• w horyzoncie kilku tygodni z dobową

rozdzielczością czasową (prognozowanie średnioterminowe)

• na dwie doby naprzód z rozdziel-czością godzinową (prognozowanie krótkoterminowe)

• na kilka godzin naprzód z rozdzielczo-ścią kilkuminutową (prognozowanie ultrakrótkoterminowe).

W tym celu MGrid będzie wykorzystywał różnego rodzaju techniki prognostyczne, oparte m.in. na regresji statystycznej, mode-lach szeregów czasowych, modelach ekono-metrycznych oraz technikach sztucznej inte-ligencji, takich jak sztuczna sieć neuronowa oraz logika rozmyta. Proces prognozowania zapotrzebowania na energię będzie wspoma-gany poprzez inwentaryzację i deklarowane programy pracy wybranych odbiorników energii. Z kolei w procesie prognozowania produkcji energii w lokalnych źródłach energii OZE będzie potrzeba wykorzy-stania numerycznych prognoz pogody oraz pomiarów w lokalnych stacjach meteo.Zapotrzebowanie na energię przez wybrane zdarzenia, związane m.in. z procesami prze-mysłowymi, udziałem w imprezach, konfe-rencjach, korzystaniem z pokoi hotelowych, będą mogli zgłaszać (deklarować) pracow-nicy tego typu podmiotów. Zgłoszenie to będzie mogło być dwojakiego typu:• zablokowane – sztywny termin zdarzenia• odblokowane – optymalny termin

zdarzenia będzie podpowiadany przez system MGrid.

5. Wnioski końcoweZrealizowanie założonej koncepcji systemu MGrid powinno pozwolić na uzyskanie kompleksowego rozwiązania, wspo-magającego różnego rodzaju działania wokół szeroko pojmowanych mikrosieci. Zakładane korzyści ze stosowania zapropo-nowanego rozwiązania będą obejmowały nie tylko właścicieli mikrosieci, ale także operatorów sieci oraz pośrednio całego społeczeństwa.

Projekt „MGrid” realizowany przez firmę Globema sp. z o.o., przy współudziale Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej, jest współfinansowany ze środków Unii Europejskiej w ramach Programu Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka, działanie 1.4.

Bibliografia

1. Biczel P., Wytwarzanie energii w mikro-sieciach, Automatyka – Elektryka – Zakłócenia 2011, nr 4.

2. Olszowiec P., Autonomiczne systemy elek-troenergetyczne małej mocy. Mikrosieci, Energia Gigawat 2009, nr 7–8.

3. Hatziargyriou N.D. i in., Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine 2007, Vol. 5, No. 4, s. 78–94.

4. Lasseter R. i in., White Paper on Integration of Distributed Energy Resources. The CERTS MicroGrid Concept, Consortium for Electric Reliability Technology Solutions (CERTS), CA, Tech. Rep. LBNL-50829, Apr. 2002.

5. Kueck J.D. i in., Microgrid Energy Management System, OAK RIDGE N AT I O N A L L A B O R AT O R Y, January 29, 2003.

6. Hatziargyriou N., Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids, Executive Summary Report Final Results, 2009.

7. Parol M., Wymiana energii elektrycznej między mikrosiecią a siecią spółki dystry-bucyjnej, Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2010, nr 8.

8. Baczyński D., Koncepcja obliczeń tech-nicznych i ekonomicznych dla potrzeb lokalnych rynków energii, Rynek Energii 2008, nr 4, str. 17–24.

9. Księżyk K., Parol M., Steady states analysis of microgrids operation, Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2008, r. 84, nr 11, s. 14–19.

10. Katiraei F. , Iravani R., Power management strategies for a microgrid with multiple distributed generation units, IEEE Transactions on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4, s. 1821–1831.

11. Oyarzabal J. i in., Agent based Micro Grid Management System. CD Proceedings of the Int. Conf. on Future Power Systems FPS 2005, November 16–18, 2005, Amsterdam, s. 6.

12. Parol M., Baczyński D., Automatyka zabezpieczeniowa oraz resynchronizacja mikrosieci, VI Konferencja Naukowo-Techniczna „Sieci elektroenergetyczne w przemyśle i energetyce – Sieci 2008”, Szklarska Poręba, 10–12 września 2008, str. 19–26.

13. Hatziargyriou N.D. i in, Management of microgrids in market environment, presented at the International Conference on Future Power Systems, Amsterdam, Netherlands, 2005, available on the website: ieeexplore.ieee.org.

14. Kacprzak P.H. i in., Multi-commodity Market Data Mode, Technical report, available at: http://www.openm3.org.


30

Dariusz Baczyńskidr inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected] Politechniki Warszawskiej. Jest adiunktem w Instytucie Elektroenergetyki PW. Zajmuje się problematyką sieci rozdzielczych, prognozowaniem, optymalizacją,metodami sztucznej inteligencji oraz szeroko pojętym zastosowaniem systemów informatycznych w elektroenergetyce.

Piotr Heltdr inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected] Politechniki Warszawskiej. Pracuje na swojej macierzystej uczelni, od 2009 roku kieruje Studiami Podyplomowymi „Nowoczesne Metody Analizw Elektroenergetyce”. Konsultant ds. systemów Smart Grid w firmie Globema sp. z o.o. Obszar zainteresowań zawodowych: systemy informacji geograficznej, w szczególności jej zastosowania w elektroenergetyce, sieci i systemy elektroenergetyczne, przede wszystkim sieci rozdzielcze, metody sztucznej inteligencji i ich wykorzystanie w problemach optymalizacyjnych. Autor wielu artykułów i publikacji na konferencjach krajowych i zagranicznych. Wykonawca wielu prac naukowo-badawczych, grantów i ekspertyz, przede wszystkim w dziedzinie elektroenergetyki.

Marek Manieckidr inż.Globema sp. z o.o.e-mail: [email protected] Politechniki Warszawskiej. Od 1999 roku jest wiceprezesem zarządu firmy Globema sp. z o.o. Członek honorowy Polskiego Towarzystwa Informatycznego, członek Rady Polskiej Izby Informatyki i Telekomunikacji, przewodniczący Komitetu Energia PIIT. Zainteresowania zawodowe: proble-matyka zarządzania projektami informatycznymi, projektowanie i tworzenie systemów informatycznych, w szczególności systemów informacji przestrzennej (GIS), a także systemy informatyczne dla inteligentnych sieci energetycznych (Smart Grid).

Jacek Wasilewskidr inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected] Politechniki Warszawskiej (2005). Zatrudniony jest na stanowisku asystenta w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. Jego zainte-resowania naukowe koncentrują się wokół obecnych oraz przyszłościowych struktur sieci dystrybucyjnych (koncepcje typu „smart”), a przede wszystkim ich analizy systemowej (optymalne planowanie i sterowanie pracą).


31

Importance of Distributed Generation in the National Power System Based on the Example of Gierałtowice Commune

AuthorsJoachim BargielBogdan MolKatarzyna ŁuszczPaweł Sowa

Keywordsdistributed generation, mini centres energy, renewable energy sources

AbstractThis paper presents an analysis of the location capabilities of non-renewable energy sources (natural gas) as well as renewable energy (biogas, methane, solar and water) in a selected community. An assessment of energy supply end user – large load municipal communities are presented. Implementation plans of the energy mini centres in the Gierałtowice commune are shown, which using biogas, methane from agricultural and wind, as well as the practical tests of working these mini centres. Problems that Gierałtowice commune encountered while working on the implementation of energy investments, the directions of the solutions and the prospect of further investment were discussed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014403

1. IntroductionOne of the premises of The Polish Energy Policy until 2030 provides for the responsibility of local government authorities for drawing up assumptions for local plans of heat, electricity and gas fuels supply.This task is reflected in many aspects of the energy policy devel-opment and implementation in municipalities. Municipalities must first of all define the economic and technical hazards that the energy security issue imposes on it. At the same time local communities have to respond to many specific energy related issues including the place and opportunities of their business plans development (business environment analysis), investment cost-effectiveness and purpose, project location, rated output, power supply range and technical constraints, generation tech-nology, fuel availability and type, environmental impact, opera-tion mode, generation assets ownership type, and necessary changes in the municipality governance structure.The Gierałtowice Commune, a rural community situated at the junction of the A4 and A1 highways, in the centre of the Silesian Voivodeship, populated by 11050 residents, has been recently implementing prosumer solutions, transforming itself into a conscious consumer of electricity, and sees an opportunity for investment in projects in the group of distributed generation (DG) and renewable energy sources (RES).This paper is a concise account of the problems the Gierałtowice Commune has coped with in implementing capital expenditure

projects in the energy sector, its energy policy guidelines and prospects for future projects.

2. Analysis of DR technical and economic environment in the NPS as the basis for GR and RES development

2.1. Issues of the current technical and economic situation in the NPSTo the National Power System (NPS) local sources, mainly gas, wind and water are connected. Recent years have seen the following (Tab. 2):• 696 wind turbine sets with installed capacity 2,497 MW • 199 biogas plants with installed capacity 131 MW • 770 small hydro power plants with installed capacity 966 MW.New sources are developed mainly in local administrative units, i.e. municipalities. Their role in the local communities is as follows:• to increase local energy security, and improve the reliability

of power supply of important municipal consumers, including hospitals, schools, sport centres, especially in emergencies when they are supplied by stand-alone sources,

• to increase local capacities to develop distributed generation utilising locally available fuels.

• to cooperate with distribution grid operators in mitigating the effects of failure or power deficit in the NPS (Fig. 1), which may be due to the decreasing level of spinning reserve

J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 31–37

32

• to reduce grid losses• to mitigate the environmental impact by reducing CO2 emissions• additionally, to implement several laws important for local

administrative units, such as: – Local Self-Government Law – Energy Law – Crisis Management Law – Environmental Protection Law – Energy Efficiency Law.

The new local energy sources pose new challenges to the NPS relative to interconnection, operation, and dispatching. As regards connection, the new sources are connected mostlyto 110 kV grids (wind farms) and to MV and LV grids (biogas, small hydro, single wind plants). Problems arise related to changed power flows, short-circuit conditions, and voltages.

The trends observed in Fig. 1–3 allow for general characteriza-tion of the local generation environment in 2013. The following factors are evident:• temporary lack of cold reserve and virtually depleted spinning

reserve margins in the NPS, resulting in severe price spikes in the balancing market and increased cost of balancing this generation in the NPS uncontrollable or difficult to predict and estimate significant changes in the RES output, resulting in serious technical (operational) problems in the NPS

• trends of economic slowdown as a result of economic crisis phenomena, i.e. reduced consumption and sales, possibly increased pressure to reduce, negotiating lower prices in bilat-eral and exchange market contracts in consecutive years.

Fig. 1. NPS balance and IDSP prices, August 2012

Fig. 2. Household consumption and retail sales growth (in% year to previous year), source: Report of the Institute of Economics of the Polish Academy of Sciences, November 2012


33

2.2. Distributed sources in the NPS as reported by the Energy Regulatory OfficeBased on the data in Tab. 1–3 rapid development of renewable energy sources can be observed in recent years, and the RES development direction clearly articulated. The RES capacity installed in 2012 doubled compared to 2010. This is particularly evident in biogas (increase of 60%), solar (40-fold increase), wind

plants (increase of 100%). The weakest growth was recorded in the hydropower sector.

2.3. The main RES related objectives of The Polish Energy Policy Until 2030• Increased share of renewables in the final energy consump-

tion to at least 15% in 2020, and further increase in subsequent years in 2020 10% share of biofuels in the transportation fuel market in 2020 and increased use of the second-generation biofuels.

• Protection of forests against excessive exploitation for biomass harvesting, and sustainable use of agricultural land for RES purposes including biofuels, in order to avoid competi-tion between RES generation and agriculture, and to preserve biodiversity.

• Use of existing State Treasury owned damming facilities for electricity generation.

• Increased diversification of locally available fuel supplies, and provision of optimal conditions for the development of distributed generation thereon based.

There are provisions in the same document that specifically relate to RES and distributed generation. This confirms the special role and place of RES and DG in Poland’s strategic plans, and guar-antees that investment in this area will be particularly protected and profitable for investors. At the same time it is a very powerful incentive for further growth of investment in this area.

3. DG and RES local development opportunitiesDistributed generation (DG) means low capacity (up to 50 MW) plants, not centrally dispatched, connected to a distribution grid (110 kV, MV, LV) or directly supplying consumers, the develop-ment of which is not centrally planned and mainly conditioned by the awareness of business objectives that can be achieved by

Tab. 1. RES plants in Poland in 2010, aggregated data, source: ERO (31 Dec 2010)

Tab. 3. RES plants in the Silesian Voivodeship in 2012, source: ERO (31 Dec 2012)

RES plants in Poland (2010)

Plant type No. of plants Power [MW]

biogas plants 144 82.884

biomass plants 18 356.190

solar plants 3 0.033

wind farms 413 1180.272

hydro plants 727 937.044

co-fired plants 41 No data

TOTAL 1346 2556.423

RES plants in the Silesian Voivodeship (2012)


sewage treatment biogas fired 13 6.200

agricultural biogas fired 1 0.526

landfill biogas fired 15 11.738

forest, agriculture, and garden waste biomass fired 2 1.650

mixed biomass fired 1 10.000


onshore wind farms 13 5.750

flow plant up to 0.3 MW 28 2.567

flow plant up to 1 MW 2 0.890

flow hydro plant over 10 MW 2 33.600

co-fired (fossil fuels and biomass) plants 11 No data

TOTAL 91 73.014RES plants in Poland (2012)


biogas plants 199 131.247

sewage treatment biogas fired 76 41.167

agricultural biogas fired 29 31.782

landfill biogas fired 94 58.298

biomass plants 27 820.700

mixed biomass fired 13 660.150

forest, agriculture, and garden waste biomass fired 9 14.950

wood-derivative and cellulose and paper waste biomass fired 5 145.600



wind farms 696 2496.748

onshore wind farms 696 2496.748

hydroelectric power stations 770 966.103

flow plant up to 0.3 MW 604 44.725




flow hydro plant over 10 MW 6 295.800

pumped – storage or flow w. pump element hydro plant 3 382.680

co-fired plants 43 0.000

co-fired (fossil fuels + biomass) 42 0.000

co-fired (fossil fuels + biogas) 1 0.000

TOTAL 1744 4416.088

Tab. 2. RES plants in Poland in 2012, detailed data, source: ERO (31 Dec 2012)


34

local governments or private investors. DG typically consists of units that generate electricity from renewable or non-conven-tional sources (RES), as well as in cogeneration with heat, the output of which is difficult to predict and is not subject to central control. The DG and/or RES area so defined is a domain of extremely diversified interests and goals, represented by the so-called commercial and the local power industries.The need to ensure the country’s energy and power security is confronted with the unconstrained with power grid’s technical considerations desire to accomplish business and social objec-tives of local governments and/or private investors.Local governments at various levels are particularly interested in the development of DG and RES in their areas [1]. Planned capital expenditure projects, primarily supported by EU programs and the national energy policy, amount to an opportunity for the multifaceted development of municipalities and cities in Poland. This is the impulse that sets the pace for further dynamic devel-opment of this energy sector.Therefore, it becomes important to define the threats and possible areas of cooperation between the commercial and local power industries.From the point of view of transmission and distribution grid operators, the development of this type of generation will cause the following major problems and issues:• forecasting the DG and RES level in the short – and long-term

perspective• mastering high variability of the DG and RES output by inte-

gration thereof into the central (centralized) power control system in the NPS

• using the DG and RES output to provide ancillary services.

The issues identified allow potential investors in DG and RES to provide ancillary services (one-second and operational power reserves, reactive power and voltage control level, auto-start, dedicated system supply), and to improve local reliability of local (e.g. shorter breaks in consumers supply). Local governments recognize related issues and problems.First and foremost it is necessary to procure integrated systems of control and operational and measurement information exchange between grid operators and DG and RES (develop-ment of information systems).Another issue is centralisation (combination) of individual DG sources in larger groups, and provision of so called mini power centres, optimised in technical, economic and organizational terms. In practice, the solutions should be sought in grouping large numbers of small generation units, which are located close to the end consumer. Control of such areas could help in emergency management of hazards and/or failures in the NPS. Individual low capacity sources are not attractive as a solution of transmission or distribution grid operator tasks. A problem that has arisen in this area is the rule of grouping many small genera-tion sources, taking into account potential benefits for grid oper-ators and investors (Tab. 3, data from the Silesian Voivodeship).In view of the potential collaboration of local and commercial power industries a prospect also arises of possible setup and development of local dispatch and operation services in the

framework of existing municipal governance structures. For local governments this is a new problem, and requires recogni-tion and determination of personal, financial, and organizational municipal resources, and the effect on reliability indices in the municipal area and NPS.At the same time municipalities must answer the question about the acceptable degree of availability of their own genera-tion units to control of higher rank dispatch services (including control by way of planned or emergency reconfiguration of the power grid in the municipal areas).

4. DG solutions at local government level based on the example of Gierałtowice Commune The plan provides for setting up a Municipal Energy Centre in the Commune consisting of four mini-centres. It would include SCADA controlled plants and a Smart Grid, generating elec-tricity (inclusive of cogeneration), as well as heat generating and consuming facilities, which ensure maintenance and restora-tion of the so-called critical infrastructure and operation in the so-called separate, insular grid.The critical infrastructure consists of systems and their compo-nent interrelated functional facilities, including building struc-tures, equipment, installations, services crucial to the security of the state and its citizens, and used to ensure efficient func-tioning of public administration bodies, as well as institutions and businesses.The critical infrastructure includes systems that ensure continuity of public administration performance in the following areas:• energy and fuel supply• ICT communications and networks• financial• water and food supply• healthcare• roads and transportation• rescue.

In Paniówki village in the Gierałtowice Commune “Wodnik” indoor swimming pool was built for the use of local schools and residents. The swimming pool is supplied with electricity from the Tauron Distribution SA power grid company and has no backup power supply source. It is supplied with heat through heating network from a gas boiler plant at the School and Pre-school Complex. In addition, heat for domestic hot water is supplied from 18 Viessman solar collectors on the swimming pool roof.The Paniówki region suffers power supply outages, during which the pool’s users have to evacuate it.

At the local School and Pre-school Complex a 1380 kW gas boiler plant was established with three Viessmann condensing boilers. Heat is supplied through pre-insulated underground network to heat centre located in the swimming pool’s basement. The flow diagram implemented in the boiler plant allows receiving surplus waste heat from the cogeneration unit. The swimming pool’s year-round demand for heat and electricity will allow the unit to operate without unnecessary outages. Next to the boiler


35

room premises are provided for the unit, as well natural gas supply service line, and provisions are made for biogas supply. The School and Pre-school Complex in Paniówki is supplied through an underground cable line from the upgraded trans-former station Paniówki – School in Gliwicka Street, where the original transformer has been replaced with a 250 kVA unit.Based on analysis of the curves of the indoor swimming pool “Wodnik” building’s demand for electricity and heat, a 55 kWe and 88 kWt cogeneration module was proposed for the installa-tion at the school’s boiler plant.For this purpose a building permit design was drawn up, as well as a request for co-funding from the European Union in the “Clean Air” programme. The co-funding was granted in 2012 (1.5 million PLN). The project implementation was scheduled for Q2 2013. The choice of the Viessmann unit with precisely matched rated output will allow for its continuous operation and increase its operational efficiency. It will also allow for communication with the already installed automatic controls of the boiler plants and swimming pool’s heat centre of the same make.Another advantage of the VITOBLOC 200 BM-55/88 MN-60 unit is that it can be fired with biogas from the municipal biogas plant. Biogas will be the primary fuel, and natural gas will be secondary

fuel for biogas shortage periods. Accordingly, the unit will be fitted by its manufacturer for switching the fuel over from natural gas to biogas mixed with air.It is assumed that the unit will operate work 8000 hrs/year with average load 75%. A MAN internal gas combustion engine with spark ignition will drive an 80 kVA, 115.5 A Stamford generator with 93.7% efficiency.

Fig. 3. Daily demand for electricity and heat of “Woodnik” swimming pool in Gierałtowice a) “Wodnik” swimming pool’s daily demand for electricity (kWe)option IIb) “Wodnik” swimming pool’s daily demand for heat (kWt)

Fig. 4. Power supply diagram of mini power centre in Paniówki

Fig. 5. Target operating scheme of four mini power centres in the Gierałtowice Commune

a)

b)


36

The Gierałtowice Commune faces decisions not only of a tech-nical nature. Also discussed will be:• rules of the facilities’ dispatch and operations management

(e.g. isolation for stand-alone operation)• rules of dispatch and operational cooperation between

the commune and operation management (technical and commercial) services of TAURON Dystrybucja SA or TAURON Polska Energia SA

• required changes in the commune’s organizational structure with a view to ensuring the proper technical – economic (commercial) services for the mini power centres (operational, dispatch, financial, measurement, billing services, mobility, financial, measuring, billing).

5. SummaryDespite symptoms of an economic slowdown, DG related capital expenditure projects will be attractive for the Gierałtowice munic-ipality, among other investors, in several years to come. Municipal capex projects are consistent with the nationwide trends of DG and RES development (Tab. 1–3), which is reflected in the biogas plant construction, and planned construction of wind generators and photovoltaic cells. The target capacity installed in this type of sources in the Gierałtowice Commune is 2–3 MW. The technical (depletion of operational reserve, difficulties in predicting DG and RES output) and economic (balancing DG and RES costs borne by the power industry) problems noticeable in the NPS are the basis for discussion about the DG and RES role and place in the NPS in subsequent years. The discussion should develop bi-directionally with consideration of the power indus-try’s interests and the DG (RES) area.Therefore, it seems necessary to address the issue of DG units’ inclusion to the centralized control system by way of:• setting up a national system of so-called mini power centres

that would gather larger numbers of GD and RES micro- or mini-generation units

• setting up a few or several areas including several mini power centres, for example in a voivodeship, that could provide ancil-lary services for grid operators (TSOs or DSOs)

• development of principles of operational cooperation between grid operators’ dispatch services and dispatch and operation services of the (municipal) mini power centres

• Smart Grid development in the areas of measurements, telemechanics, and remote control centralized in one place at the level of a power centre connected with academic centres, serving the area of a poviat (district) and voivodeship (region)

• continued cooperation of the power industry and DG (RES) in the framework of joint projects to accomplish DG and RES sustainable development, taking into account the energy security at the national (NPS) and local levels.

REFERENCES

1. The Ministry of Economy, Polityka energetyczna Polski do 2030 [Polish Energy Policy until 2030], 10 November 2009 Monitor Polski issue 2 of 2010.

2. Bargiel J. et al., Bezpieczeństwo zasilania gmin wiejskich a bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego [Security of rural communes’ and security of the National Power System], Energetyka, May 2012, special issue No XXIII, pp. 23–28.

3. Bargiel J. et al., Ocena i sposoby poprawy niezawodności zasilania gmin z sieci średnich napięć [Evaluation and improvement of the reliability of municipaliities’ power supply from medium voltage grids], Conference ”Sieci” [Grids], Wrocław, 2012.

4. The Energy Regulatory Office [online], http://www.ure.gov.pl/ uremapoze/mapa/html.

5. Report of the Institute of Economics of the Polish Academy of Sciences [online], http://www.inepan.waw.pl/pliki/raport/ Raport.gospodarka.listopad.2012.pdf.

6. Bargiel J. et al., Components reliability parameters by mid-term defi-cit of electric energy, AFRICON, 2009.


37

Joachim BargielSilesian University of Technology | Voit of the Gierałtowice Commune


Graduated from the Silesian University of Technology in Gliwice An assistant professor at the Institute of Electrical Power and Systems Control of the Silesian University

of Technology, Voit of the Gierałtowice Commune. Author of numerous papers and articles on the reliability of power systems, a promoter of e-municipality and distri-

buted energy generation.

Bogdan MolTAURON Polska Energia SA


Professionally involved in the power industry. An employee of TAURON Polska Energia SA His main research interests include distribution system operation and

customer supply continuity.

Katarzyna ŁuszczSilesian University of Technology


Graduated from the Department of Electrical Engineering, Silesian University of Technology (2010). Since October 2010 a PhD student in electrical engineering at the

Department. Research interests: computer modelling of power system.

Paweł SowaSilesian University of Technology


Graduated from Silesian University of Technology in Gliwice, Dean of the Faculty of Electrical Engineering, Director of the Institute of Power Systems and Control,

Silesian University of Technology.

Specialist in power engineering, power system modelling, and transient electromagnetic phenomena. Author of nearly 200 scientific publications.


38

Rola generacji rozproszonej w Krajowym SystemieElektroenergetycznym na przykładzie gminy Gierałtowice

AutorzyJoachim BargielBogdan MolKatarzyna ŁuszczPaweł Sowa

Słowa kluczowegeneracja rozproszona, minicentrum energetyczne, odnawialne źródła energii

StreszczenieW artykule przeprowadzono analizę możliwości lokalizacji źródeł energii nieodnawialnej (gaz ziemny), jak również odnawialnej (biogazowe, metanowe, słoneczne i wodne) w wybranej gminie. Dokonano oceny zasilania odbiorców końcowych energii, dużych odbiorów komunalnych gmin. Przedstawiono plany wdrożenia minicentrów energetycznych w gminie Gierałtowice z wykorzy-staniem biogazu, metanu pochodzenia rolniczego i wiatru oraz praktyczne testy pracy minicentrów. Przedyskutowano problemy, z którymi gmina Gierałtowice spotkała się w czasie prac nad wdrożeniem inwestycji energetycznych, kierunkami przyjętych rozwiązań oraz perspektywą kolejnych inwestycji.

1. WstępW założeniach „Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku” znalazł się zapis o odpowiedzialności organów samorządo-wych za przygotowanie lokalnych założeń do planów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Tak postawione zadanie znajduje odbicie w wielu aspektach kształtowania i reali-zowania polityki energetycznej wewnątrz gminy. Gminy muszą przede wszystkim zdefiniować zagrożenia ekonomiczne i techniczne, które problem bezpieczeń-stwa energetycznego na nie nakłada. Jednocześnie lokalne społeczności muszą odpowiedzieć na wiele specjalistycznych zagadnień z dziedziny energetyki, dotyczą-cych m.in.: miejsca i szans rozwoju swoich planów biznesowych (analiza otoczenia biznesowego), opłacalności i przeznaczenia inwestycji, lokalizacji, mocy znamionowej, obszaru dostaw mocy i jego ograniczeń technicznych, technologii wytwarzania, dostępności i rodzaju paliwa, oddziały-wania na środowisko, trybu pracy, rodzaju własności jednostek wytwórczych energii, koniecznych zmian w strukturze zarzą-dzania gminy.

Gmina Gierałtowice – gmina wiejska, leżąca na skrzyżowaniu autostrad A4 i A1 w centrum województwa śląskiego, licząca 11050 mieszkańców – na przestrzeni ostat-nich lat wdraża rozwiązania prosumenckie, przekształcając się w świadomego odbiorcę energii elektrycznej i dostrzega szansę w inwestycjach należących do grupy tzw. generacji rozproszonej (GR) i odnawial-nych źródeł energii elektrycznej (OZE).Poniższy artykuł przedstawia krótką dyskusję nad problemami, z którymi gmina Gierałtowice spotkała się w czasie prac nad wdrożeniem inwestycji energetycznych, kierunkami przyjętych rozwiązań oraz perspektywą kolejnych inwestycji.

2. Analiza otoczenia technicznego i ekonomicznego GR w KSE jako podstawa rozwoju GR i OZE2.1. Zagadnienia aktualnej sytuacji techniczno-ekonomicznej w KSEDo Krajowego Systemu Elektroenerge-tycznego (KSE) przyłączają się lokalne źródła głównie gazowe, wiatrowe, wodne i gazowe. W ostatnich latach wybudowano m.in. (tab. 2):• 696 elektrowni wiatrowych o mocy zain-

stalowanej 2497 MW• 199 biogazowni o mocy zainstalowanej

131 MW• 770 małych elektrowni wodnych o mocy

zainstalowanej 966 MW.Nowe źródła powstają głównie w jednost-kach samorządu terytorialnego, tj. gminach. Ich rola w obszarach gminnych jest następująca:• zwiększenie lokalnego bezpieczeństwa

energetycznego• poprawa niezawodności zasilania

ważnych odbiorów komunalnych, m.in. szpitali, szkół, ośrodków sportowych, szczególnie w okresie awaryjnym umoż-liwiając pracę wyspową z tymi odbiorami

• zwiększenie potencjału gmin w zakresie rozwoju energetyki rozproszonej z wykorzystaniem lokalnych zasobów energetycznych

• współpraca z operatorami sieci rozdziel-czej w łagodzeniu skutków awarii bądź też deficytu mocy w KSE (rys. 1), który może wynikać ze zmniejszającego się poziomu rezerwy wirującej

• ograniczenie strat przesyłowych• uzyskanie efektu ekologicznego poprzez

ograniczenie emisji CO2• dodatkowo realizacja kilku ważnych

ustaw dla jednostek samorządu terytorial-nego, m.in.:

- ustawy o samorządzie terytorialnym - ustawy prawo energetyczne - ustawy o zarządzaniu kryzysowym - ustawy o ochronie środowiska - ustawy o efektywności energetycznej.

Powstające lokalne źródła energii stawiają przed KSE nowe wyzwania: przyłączeniowe,

eksploatacyjne i dyspozytorskie. Jeśli chodzi o przyłącze, to nowe źródła pojawiają się głównie w sieciach 110 kV (farmy wiatrowe) oraz w sieciach średnich i niskich napięć (biogazownie, małe elektrownie wodne, pojedyncze źródła wiatrowe). Rodzą się problemy związane ze zmianą rozpływu prądów, zmianą warunków zwarciowych oraz napięciowych. Tendencje zaobserwowane na rys. 1–3 pozwalają na ogólne scharakteryzowanie otoczenia energetyki lokalnej w 2013 roku.

Widoczne są:• momenty braku rezerwy zimnej i prak-

tycznie wyczerpane zapasy rezerwy wirującej w KSE, co skutkuje poważnymi skokami cen rynku bilansującego oraz zwiększeniem kosztów bilansowania tej generacji w KSE

• niekontrolowane lub trudne do progno-zowania i oszacowania znaczące zmiany poziomu mocy generowanej w OZE, co skutkuje poważnymi problemami tech-nicznymi (operacyjnymi) w KSE

• tendencje spowolnienia gospodarczego w wyniku zjawiska kryzysu ekonomicz-nego, tj. obniżona konsumpcja i sprzedaż, możliwa zwiększona presja na obniżanie, negocjowanie niższych cen w kontraktach dwustronnych i giełdowych w kolejnych latach.

2.2. Źródła generacji rozproszonej w KSE na podstawie danych Urzędu Regulacji EnergetykiNa podstawie danych w tab. 1–3 można zaobserwować na przestrzeni ostatnich lat dynamiczny rozwój źródeł odnawialnych oraz wyraźnie ukształtowany kierunek rozwoju OZE. W porównaniu z 2010 rokiem można odnotować dwukrotny wzrost mocy zainstalowanej OZE w 2012 roku. Szczególnie widoczne jest to zjawisko w elektrowniach biogazowych (wzrost mocy o 60%), słonecznych (40-krotny wzrost mocy!), wiatrowych (wzrost mocy o 100%). Najsłabszy wzrost zanotowano w segmencie elektrowni wodnych.

PL


J. Bargiel et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 31–37

39

2.3. Główne cele „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” w obszarze OZE• Wzrost udziału odnawialnych źródeł

energii w finalnym zużyciu energii co najmniej do poziomu 15% w 2020 roku oraz dalszy wzrost tego wskaźnika w latach następnych

• Osiągnięcie w 2020 roku 10-proc. udziału biopaliw w rynku paliw transportowych oraz zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji

• Ochrona lasów przed nadmiernym eksploatowaniem w celu pozyskiwania biomasy oraz zrównoważone wykorzy-stanie obszarów rolniczych na cele OZE, w tym biopaliw, tak aby nie doprowadzić do konkurencji pomiędzy energetyką odnawialną i rolnictwem oraz zachować różnorodność biologiczną

• Wykorzystanie do produkcji energii elek-trycznej istniejących urządzeń piętrzą-cych, stanowiących własność Skarbu Państwa

• Zwiększenie stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw oraz stworzenie optymalnych warunków do rozwoju energetyki rozpro-szonej opartej na lokalnie dostępnych surowcach.

W tym samym dokumencie znalazły się zapisy, które szczególnie dotyczą obszaru OZE i generacji rozproszonej. To potwier-dzenie szczególnej roli i miejsca OZE i GR w planach strategicznych Polski oraz gwarancja, że inwestycje w tym obszarze będą szczególnie chronione i opłacalne dla inwestorów. Jednocześnie jest to bardzo

mocny impuls do dalszego rozwoju inwe-stycji w tym obszarze.

3. Możliwości rozwoju GR i OZE w ramach działań lokalnychPod pojęciem generacji rozproszonej (GR) rozumie się obiekty o małej mocy osiągalnej (do 50 MW), niepodlegające centralnej dyspo-zycji mocy, współpracujące z siecią dystry-bucyjną (110 kV, SN, nN) lub bezpośrednio zasilające odbiorcę, których rozwój nie jest planowany centralnie, a uwarunkowany przede wszystkim świadomością celów biznesowych, możliwych do osiągnięcia przez jednostki samorządowe lub inwestorów prywatnych. GR stanowią najczęściej jednostki produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych

lub niekonwencjonalnych (OZE), jak również w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, których wielkość generacji jest trudna do prognozo-wania i nie podlega centralnemu sterowaniu.Tak przedstawiony obszar GR lub OZE jest płaszczyzną diametralnie różnych interesów i celów, reprezentowanych przez tzw. energe-tykę zawodową i lokalną.Z jednej strony znajdujemy konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energe-tycznego i elektroenergetycznego kraju, a z drugiej chęć rozwoju sieci elektroener-getycznej nieograniczonej względami technicznymi, niezbędnej samorządom lokalnym lub inwestorom prywatnym do realizacji celów biznesowych i społecznych.Samorządy lokalne różnego szczebla są podmiotami szczególnie zainteresowanymi na ich terenie rozwojem GR i OZE [1]. Planowane inwestycje, znajdujące oparcie przede wszystkim w programach unijnych i polityce energetycznej kraju, są szansą na wielopłaszczyznowy rozwój gmin i miast w Polsce. Jest to impuls, który nadaje tempo dalszemu dynamicznemu rozwojowi tego obszaru energetyki.

W związku z tym ważne staje się zdefinio-wanie zagrożeń oraz obszarów możliwej współpracy pomiędzy energetyką zawo-dową i lokalną.Z punktu widzenia operatorów sieci przesy-łowej i dystrybucyjnej rozwój tego rodzaju generacji będzie powodował następujące, najważniejsze problemy i zagadnienia:• prognozowanie poziomu GR i OZE

w perspektywie krótko- i długotermi-nowej

• opanowanie dużej zmienności mocy generowanej przez GR i OZE, poprzez włączenie mocy generowanej przez GR i OZE do centralnego (scentralizowa-nego) układu regulacji mocy w KSE

• pozyskanie mocy generowanych w GR i OZE do realizacji regulacyjnych usług systemowych.

Tak postawione zagadnienia stawiają przed potencjalnymi inwestorami po stronie GR i OZE możliwości świadczenia usług systemowych (rezerwa mocy – sekundowa i operacyjna, regulacja mocy biernej i poziomu napięć, samostart, praca na układ wydzielony) oraz poprawy lokalnych wskaźników niezawodnościo-wych (np. skrócenie czasu przerwy wyłą-czenia awaryjnego odbiorcy). Środowiska samorządowe dostrzegają wiążące się z tym zagadnieniem problemy.

Rys. 1. Bilans KSE na tle ceny CRO, sierpień 2012

Rys. 2. Dynamika konsumpcji gospodarstw domowych i dynamika sprzedaży detalicznej (w % rok do poprzedniego roku), źródło: Raport Instytutu Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk, listopad 2012

Tab. 1. Instalacje OZE w Polsce w 2010 roku, dane ogólne, źródło: URE (31.12.2010)

Instalacje OZE w Polsce (2010)

Typ instalacji Liczba instalacji Moc [MW]

elektrownie biogazowe 144 82,884

elektrownie biomasowe 18 356,190

wytwarzające z promieniowania słonecznego 3 0,033

elektrownie wiatrowe 413 1180,272

elektrownie wodne 727 937,044

elektrownie realizujące technologię współspalania 41 brak danych

RAZEM 1346 2556,423


40

Konieczne jest przede wszystkim stwo-rzenie zintegrowanych systemów stero-wania i wymiany informacji ruchowych i pomiarowych pomiędzy operatorami sieci i źródłami GR i OZE (rozwój systemów informatycznych).Kolejnym zagadnieniem jest scentrali-zowanie (połączenie) w większe grupy poszczególnych źródeł GR i stworzenie zoptymalizowanych pod względem tech-nicznym, ekonomicznym i organizacyjnym tzw. minicentrów energetycznych. W prak-tyce rozwiązań należy szukać w grupowaniu dużej liczby małych jednostek wytwórczych, które znajdują się blisko odbiorcy końcowego. Sterowanie takimi obszarami może pomóc w opanowaniu sytuacji zagrożenia lub awarii w KSE. Pojedyncze źródło o małej mocy nie stanowi atrakcyjnego rozwiązania z punktu widzenia zadań operatorów sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej. Problemem, który powstaje w tym obszarze, jest stwo-rzenie zasad grupowania wielu małych źródeł wytwórczych z uwzględnieniem potencjalnych korzyści dla operatorów sieci i inwestorów (tab. 3, dane dla województwa śląskiego).W perspektywie potencjalnej współpracy energetyki samorządowej i zawodowej pojawia się również perspektywa ewen-tualnego stworzenia i rozwoju, w ramach istniejących struktur gminnych, lokalnych służb dyspozytorskich i eksploatacyjnych. Dla samorządów problem ten jest zagadnie-niem nowym, wymaga rozpoznania i okre-ślenia potencjału osobowego (kadrowego), finansowego, organizacyjnego gminy oraz wpływu na wskaźniki niezawodnościowe obszaru gminnego i KSE.Jednocześnie gmina musi odpowiedzieć sobie na pytanie o poziom akceptowanego przez nią zakresu dysponowania jednost-kami wytwórczymi, należącymi do gminy przez służby dyspozytorskie wyższego szczebla (w tym również poprzez kształto-wanie planowe lub awaryjne układu siecio-wego obszaru gminy).

4. Rozwiązania w obszarze GR na poziomie samorządowym na przykładzie gminy GierałtowiceWedług projektów zakłada się powstanie w gminie, składającego się z czterech minicen-trów, Gminnego Centrum Energetycznego. W jego skład weszłyby obiekty pracu-jące w systemie SCADA oraz sieć Smart Grid, wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), a także obiekty wytwarzające i użytkujące ciepło, zapewnia-jące utrzymanie i odbudowę tzw. infrastruk-tury krytycznej i pracę w tzw. sieci wydzie-lonej, wyspowej.Infrastrukturę krytyczną stanowią systemy oraz wchodzące w ich skład powiązane ze sobą funkcjonalne obiekty, w tym obiekty budowlane, urządzenia, insta-lacje, usługi kluczowe dla bezpieczeń-stwa państwa i jego obywateli oraz służące zapewnieniu sprawnego funkcjono-wania organów administracji publicznej, a także instytucji i przedsiębiorców.Infrastruktura krytyczna obejmuje systemy zapewniające ciągłość działania admini-stracji publicznej: • zaopatrzenia w energię i paliwa• łączności i sieci teleinformatycznych • finansowe• zaopatrzenia w żywność i wodę

Instalacje OZE w Polsce (2012)


elektrownie biogazowe 199 131,247

wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków 76 41,167

wytwarzające z biogazu rolniczego 29 31,782

wytwarzające z biogazu składowiskowego 94 58,298

elektrownie biomasowe 27 820,700

wytwarzające z biomasy mieszanej 13 660,150

wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych 9 14,950

wytwarzające z biomasy z odpadów przemysłowych drew-nopochodnych i celulozowo-papierniczych

5 145,600



elektrownie wiatrowe 696 2496,748

elektrownia wiatrowa na lądzie 696 2496,748

elektrownie wodne 770 966,103

elektrownia wodna przepływowa do 0,3 MW 604 44,725

elektrownia wodna przepływowa do 1 MW 90 54,923



elektrownia wodna przepływowa powyżej 10 MW 6 295,800

elektrownia wodna szczytowo-pompowa lub przepływowa z członem pompowym 3 382,680

elektrownie realizujące technologię współspalania 43 0,000

realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biomasa) 42 0,000

realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biogaz) 1 0,000

RAZEM 1744 4416,088

Instalacje w województwie śląskim (2012)


wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków 13 6,200

wytwarzające z biogazu rolniczego 1 0,526

wytwarzające z biogazu składowiskowego 15 11,738

wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych 2 1,650

wytwarzające z biomasy mieszanej 1 10,000


elektrownia wiatrowa na lądzie 13 5,750

elektrownia wodna przepływowa do 0,3 MW 28 2,567


elektrownia wodna przepływowa powyżej 10 MW 2 33,600

realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biomasa) 11 Brak danych

Suma 91 73,014

Tab. 2. Instalacje OZE w Polsce w 2012 roku, dane szczegółowe, źródło: URE (31.12.2012)

Tab. 3. Instalacje w województwie śląskim w 2012 roku, źródło: URE (31.12.2012)


41

• ochrony zdrowia• transportowe i komunikacyjne• ratownicze.

W miejscowości Paniówki, leżącej na terenie gminy Gierałtowice, została wybudowana na potrzeby szkół i mieszkańców kryta pływalnia „Wodnik”. Pływalnia jest zasi-lana w energię elektryczną z sieci elektro-energetycznej firmy Tauron Dystrybucja SA i nie dysponuje rezerwowym źródłem zasilania. Zasilanie pływalni w energię cieplną odbywa się przez sieć ciepłowniczą z kotłowni gazowej w Zespole Szkolno-Przedszkolnym. Dodatkowo ciepło do przygotowania ciepłej wody użytkowej jest dostarczane z 18 kolektorów słonecz-nych Viessmana, zainstalowanych na dachu pływalni. W rejonie Paniówek zdarzają się przerwy w dostawie energii elektrycznej, co oznacza konieczność ewakuacji osób korzystających z pływalni.W Zespole Szkolno-Przedszkolnym w Paniówkach, z wykorzystaniem trzech kotłów kondensacyjnych Viessmann, wyko-nano kotłownię gazową o mocy 1380 kW. Ciepło jest dostarczane podziemną siecią preizolowaną do węzła cieplnego, zlokali-zowanego w piwnicach budynku pływalni. Zastosowany schemat technologiczny kotłowni umożliwi przyjęcie dodatkowego ciepła odpadowego z agregatu kogenera-cyjnego. Wielkość całorocznych potrzeb cieplnych i elektrycznych pływalni umoż-liwi pracę agregatu bez zbędnych postojów. Obok kotłowni przygotowano pomiesz-czenie na agregat, doprowadzono również gaz ziemny oraz przewidziano również doprowadzenie biogazu. Zespół Szkolno-Przedszkolny w Paniówkach jest zasilany podziemną linią kablową ze zmodernizo-wanej stacji transformatorowej Paniówki – Szkoła przy ul. Gliwickiej, gdzie wymie-niono transformator na jednostkę o mocy 250 kVA. Na podstawie analizy krzywych zapotrzebo-wania na moc elektryczną i cieplną budynku krytej pływalni „Wodnik” zaproponowano zainstalowanie w kotłowni szkoły modułu kogeneracyjnego 55 kWe oraz 88 kWt.W tym celu opracowano projekt budowlany oraz wniosek o dofinansowanie ze środków Unii Europejskiej w zadaniu „Czyste powie-trze”. Uzyskano dofinansowanie w 2012 roku (1,5 mln zł). Realizacja projektu zaplano-wana została w II kwartale 2013 roku.Zastosowanie agregatu firmy Viessmann z precyzyjnie dobraną mocą własną pozwoli na pracę ciągłą agregatu i zwiększy wskaźnik efektywności działania. Pozwoli też na komunikację z automatyką kotłowni i węzła cieplnego basenu tego samego producenta, która już jest zamontowana.Dodatkowym atutem agregatu VITOBLOC 200 BM-55/88 MN-60 jest możliwość zasi-lania go biogazem z biogazowi gminnej. Biogaz będzie paliwem podstawowym, a gaz ziemny paliwem pomocniczym w okresie braku biogazu. W związku z tym agregat będzie fabrycznie przystosowany do prze-łączania ścieżki gazowej z gazu ziemnego na biogaz w układzie zmieszania gazu z powietrzem.Zakłada się, że agregat będzie pracował 8000 godz./rok ze średnim obciążeniem 75%. Silnik spalinowy MAN, gazowy z zapłonem iskrowym, będzie napędzać generator

Stamford o mocy 80 kVA, 115,5 A i spraw-ności 93,7%.Gmina Gierałtowice staje przed rozstrzy-gnięciami nie tylko natury technicznej.

Dyskusji poddane zostaną również: • zasady prowadzenia ruchu (np. w zakresie

wydzielania do pracy wyspowej) i eksplo-atacji oddanych urządzeń

a)

b)

Rys. 3. Krzywe dobowego zapotrzebowania na moc elektryczną i cieplną krytej pływalni „Wodnik” w Gierałtowicacha) Krzywa dobowego zapotrzebowania na moc elektryczną pływalni „Wodnik” (kWe)b) Krzywa dobowego zapotrzebowania na moc cieplną pływalni „Wodnik” (kWt)

Rys. 4. Schemat zasilania minicentrum energetycznego w Paniówkach


42

• zasady współpracy ruchowej i eksploatacyjnej pomiędzy gminą i służbami ruchowymi (tech-niczno-handlowymi) TAURON Dystrybucja SA lub TAURON Polska Energia SA

• wymagane zmiany organizacyjne struk-tury gminy pod kątem zapewnienia prawi-dłowej obsługi techniczno-ekonomicznej (handlowej) minicentrów energetycznych (służby eksploatacyjne, ruchowe, finan-sowe, pomiarowe, rozliczeniowe).

5. PodsumowanieMimo oznak spowolnienia gospodarczego inwestycje związane z GR będą atrakcyjne m.in. dla gminy Gierałtowice w perspek-tywie kilkunastu następnych lat. Inwestycje gminne są zgodne z ogólnokrajowymi tendencjami rozwoju GR i OZE (tab. 1–3), co znajduje odwierciedlenie w budowie biogazowni oraz planach budowy genera-torów wiatrowych i ogniw fotowoltaicznych. Docelowym poziomem mocy zainstalo-wanej w tego typu źródłach na terenie gminy Gierałtowice jest 2–3 MW.

Zauważalne na poziomie KSE problemy techniczne (wyczerpywanie się rezerwy operacyjnej, trudności w prognozo-waniu poziomu generacji z GR i OZE) oraz ekonomiczne (koszty bilanso-wania GR i OZE ponoszone przez ener-getykę zawodową) stanowią podstawę do dyskusji o roli i miejscu GR i OZE w KSE w kolejnych latach. Dyskusja powinna prze-biegać dwukierunkowo z uwzględnieniem interesów energetyki zawodowej i obszaru GR (OZE).W związku z tym wydaje się konieczne zajęcie się problematyką włączenia jedno-stek GR do scentralizowanego układu regu-lacji poprzez:• stworzenie ogólnokrajowego systemu

tzw. minicentrów energetycznych, które grupowałyby większą liczbę mikro- lub minijednostek wytwórczych GR i OZE

• stworzenie kilku, kilkunastu obszarów obejmujących kilka minicentrów energe-tycznych, np. na obszarze województwa, które mogłyby świadczyć usługi regu-lacyjne, pozyskiwane przez operatorów sieci (OSP lub OSD)

• wypracowanie zasad współpracy opera-tywnej pomiędzy służbami dyspozy-torskimi operatorów sieci a służbami dyspozytorskimi i eksploatacyjnymi minicentrów energetycznych (gminnych)

• rozwój sieci Smart Grid w zakresie pomiarów, telemechaniki, telesterowania, scentralizowanych w jednym miejscu na poziomie centrum energetycznego skomunikowanego z centrami nauko-wymi, obsługującego obszar powiatu i województwa

• stałą współpracę obszarów energetyki zawodowej i GR (OZE) w ramach wspól-nych projektów w celu wypracowywania zrównoważonego rozwoju GR i OZE, uwzględniającego bezpieczeństwo ener-getyczne Polski (KSE) oraz na poziomie lokalnym.

Bibliografia

1. Ministerstwo Gospodarki, Polityka ener-getyczna Polski do 2030, 10.XI.2009 Monitor Polski 2010, nr 2.

2. Bargiel J. i in., Bezpieczeństwo zasi-lania gmin wiejskich a bezpieczeń-stwo Krajowego Systemu Elektro-energetycznego, Energetyka, maj 2012, zeszyt tematyczny nr XXIII, s. 23–28.

3. Bargiel J. i in., Ocena i sposoby poprawy niezawodności zasilania gmin z sieci średnich napięć, Konferencja „Sieci”, Wrocław 2012.

4. Urząd Regulacji Energetyki [online], http://www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa/html

5. Raport Instytutu Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk [online], http://www inepan.waw.pl/pliki/raport/Raport.gospodarka.listopad.2012.pdf

6. Bargiel J. i in., Components reliability parameters by mid-term deficit of electric energy, AFRICON, 2009.

Rys. 5. Docelowy układ pracy czterech minicentrów energetycznych w gminie Gierałtowice

Joachim Bargieldr inż.Politechnika Śląska | wójt gminy Gierałtowicee-mail: [email protected] Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, wójt gminy Gierałtowice. Autor wielu referatów i artykułów z dziedziny niezawodności układów elektroenergetycznych, propagator e-gminy i rozproszonych źródeł energii.

Bogdan Molmgr inż.TAURON Polska Energia SAe-mail: [email protected]ązany zawodowo z elektroenergetyką przemysłową. Pracuje w TAURON Polska Energia SA. Jego główne zainteresowania naukowe to praca systemu dystrybucyjnego oraz ciągłość zasilania odbiorców.

Katarzyna Łuszczmgr inż.Politechnika Śląskae-mail: [email protected] Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach (2010). Od października 2010 roku jest doktorantką kierunku elektrotechnika na swoim macierzystym wydziale. Zainteresowania naukowe: komputerowe metody modelowania układu elektroenergetycznego.

Paweł Sowaprof. dr hab. inż.Politechnika Śląskae-mail: [email protected] Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Dziekan Wydziału Elektrycznego, dyrektor Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej. Specjalista w dziedzinie elektroenergetyki, modelowania układu elektroenergetycznego, elektromagnetycznych zjawisk przejściowych. Autor blisko 200 publikacji naukowych.


43

In-Home Display – a Review of Experiences from Research Projects

AuthorKrzysztof Billewicz

Keywordsin-home display, smart meter, smart metering

AbstractThere are many studies on smart metering. The aim of smart metering is not only automated billing and two-way communication with a smart meter. The measure of success of the implementation of smart metering is the level of customer engagement and their cooperation with energy compa-nies, as well as the consequences of such involvement changing electricity-using habits. This article focuses on one device for smart metering – in-home display (IHD). The paper characterizes an IHD’s functions and describes international experiences of research and conclusions of studies.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014404

1. IntroductionAt the moment consumers involuntarily fundamentally affect the operation of the power system, which must keep up to ensure an electricity generation output as is actually demanded by the consumers.Many researchers underline that the smart grid implementa-tion may be considered successful only when passive elec-tricity consumers become active prosumers. It is expected that consumers will begin to effectively manage their electricity demand at the level of individual households [11]. For this to happen, they must be provided with appropriate tools that will enable such involvement.The basic device that serves this purpose is a smart electricity meter. Smart grids will fully realize their potential only when households and corporate consumers are transformed from passive consumers of electricity into well-informed and proac-tive users of energy management systems. Such a change requires deployment directly in consumer homes of new devices that allow for real-time analysis of energy consumption data, and a considerable effort to teach smart grid customers how they can and should use the new systems [13].It is expected that a significant portion of the benefits from smart metering will come from energy consumption’s rationalisation by its reduction or shifting fuel consumption from periods of peak demand. This is why an in-home display is so important for the promotion of rising consumers’ awareness of their energy consumption [6].It has been noticed in some countries that electricity meters are located in barely accessible places, which makes interaction with customers difficult. Therefore, it is necessary to install an in-home display, which duplicates some of the meters’ required features [8]. Energy consumption details must be delivered

to the consumer, not the stairwell, where the meter is located. A consumer must directly receive the consumption details. Sometimes such devices are called home energy displays (HEDs).Providing consumers with additional displays increases the measurement devices and entire service installation costs; on the other hand it compensates for the lack of a meter in their apart-ments. Such devices increase the service’s functionality in terms of measurement data presentation to consumers. IHD data not only informs consumers, but also motivates them to improve their energy use efficiency. An option is also envisged to transfer information (such as pricing signals, energy consumption data, or actual power intake) from the energy supplier or service provider to consumers. In-home display is a good tool that may serve this purpose.

2. Current state of knowledge

2.1. In-home display deployment purposeIn-home displays are installed in order to show consumers how much energy they consume and how much it costs, and to enable their informed energy consumption related choices. It is assumed that in-home displays can help customers to save money and to reduce carbon emissions to the environment.IHD provides customers with real-time details of their energy consumption. Such knowledge can:• help consumers understand and change their energy

consumption habits• contribute to reduce their energy bills• contribute to reduce their CO2 emissions. In-home display is an essential tool for effective management of energy consumption by some consumers.

K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | 43–49

44

2.2. Do energy regulators consider IHD displays necessary?According to the President of the URE Energy Regulatory Office providing customers with simple displays that would be inte-grated with existing meters, or more conveniently located, is not a satisfactory solution. The URE President believes that there is a significant customer population which cannot be expected to deliberately and durably participate in DR demand response programmes. Therefore, there is a need to provide customers not only with smart meters, but with a tool that will allow for automated translation of signals incoming from the system into concrete actions with regard to the use of the household receivers without interfering in their structure [9].The UK energy regulator (OFGEM) has decided that all households should be equipped with IHD, and has specified the minimum requirements for these devices. This assumption is based on the view that widespread deployment of in-home displays will promote population-wide customer involvement and contribute to savings in energy consumption and carbon emissions. The electricity supplier or gas supplier, which will be the first to install smart meters in a building, will be required to provide IHDs, which must comply with requirements set out in the relevant technical specification. The second company installing a second smart meter, e.g. gas meter, will not have to install an additional display, because the one that has been already installed will be capable of displaying, in addition to the existing details, also those of gas consumption. An energy supplier will also provide the main point of customer service contact in the case of most of problems that users may have with their smart meters and in-home displays [6].In South Korea’s province Jeju, the Jeju Smart Grid Demonstration Project is implemented. Jeju is South Korea’s largest island, and the smallest province. This island, of volcanic origin, is a popular tourist destination. Its climate is windy, so it is an ideal place to test the concept of distributed electricity generation and microgrids. The Jeju Smart Grid Project is a testing ground where the world’s largest smart grid will be deployed for the island’s whole community, all its inhabitants. This would allow testing the most advanced Smart Grid technologies, and verifying R&D results, as well as extending business models [13]. One phase of the project involves six thousand households. It is assumed that residents will be able to view their own energy consumption details on four different screens, such as IHDs, TVs, tablets, and smartphones. The Government of South Korea plans to involve 30% of the citizens by 2030, who would generate energy for their own needs, and would be billed according to tariffs set on a Real-Time Pricing (RTP) basis. For example, according to Jeju Statistical Yearbook 2010, in the town of Gujwa – eup as much as 44% of its 3282 population is 65 years old or older. It is they who need to be convinced to understand the smart power grid ideas, to compre-hend the details displayed by IHDs and smart energy meters, and to change their electricity use habits [13].

3. IHD in-home display description

3.1. DefinitionIn-home display (IHD) is an electronic device with a monitor, which displays details of the consumer’s current power intake and/or energy consumption. IHD is part of the smart metering system. It is typically integrated with an intelligent energy meter.

3.2. Display legibility It is assumed in some solutions that a single device will also display data from other meters, such as gas, heat, and water, since typically such meters are located in barely accessible places, such as a basement or a cabinet. It was found in a research project in the UK that more than 50% of consumers did not know where their gas and electricity meters were located, and 45% could not read them [3]. An in-home display located in an apartment will be the smart metering system’s component most visible for consumers. IHD features a high resolution colour touch screen and rich functionality. The data should be displayed in a visual rather than numerical form, to let customers easily distinguish between high and low power intake. Moreover, consumers much better comprehend energy consumption details presented as an amount in local currency than an amount of energy in kWh. Other elements to be included in the display include credit or prepayment mode, fixed fees, rebates and discounts, VAT, excise duties, etc. Legible display of such information is undoubtedly a challenge for in-home display manufacturers [6].

IHD in home display functional description

Energy consumptiondetails

• Actual power intake and energy consumption for the periods: day / week / month / billing period

• Amount payable for the energy consumption in the current month can be presented in the form of account balance (credit or debit)

• Estimated value of the energy bill in the current month• Actual power factor• Consumption trend – increasing or decreasing

Statistical data

• Power intake chart over time• Quantitative energy consumption in the previous month• Comparison of current consumption with the consumption in

a selected period• Amount payable for the energy consumption in the previous billing

period• Annual energy consumption• Average power intake of consumers in the same group, e.g. tariff

group• Average amount payable for energy by consumers in the same

group, e.g. tariff group

Other

• Date, time and day of the week (time synchronized with other smart components of the measurement system)

• Consumer energy tariff• Microgeneration details (electricity output to the grid)• Status of connection (communication) with meter• Details of weather and temperature obtained from a meteorological

institute • Carbon dioxide emission • Minor details of energy saving

Tab. 1. IHD displayed details [2, 6]


45

Such a visual, non-numerical feedback provides consumers with knowledge without the need to pay attention to details. However, it may also unnecessarily bother some users, and potentially contribute to a reduction of their energy use down to a level that may adversely affect their health and quality of life. Therefore, an option worth considering is temporary switching off of the display, where it causes anxiety or harmful behaviour [7].Information presented on a regular basis can be used by customers for screening out the impact of specific receivers. Consumers are able to use the feedback to quickly identify opportunities to save energy and thus reduce energy losses. However, there are tech-nological constraints that impede the delivery of real-time infor-mation to IHD. They are different for gas and electricity. In the case of gas, the constraint is due to the meter battery’s useful life. To update IHD, the gas meter’s communication system needs to “wake up” and transmit a message of consumption details. Transmitting such data more frequently than once every 15 minutes can drain out the battery before the estimated lifetime of 15 years. As regards electricity, the constraint depends on the technical capabilities of the communication solutions. Those now in place can update every 5 seconds [6]. Cumulative infor-mation about payables and bills is useful for budgeting [6]. It has been noticed that consumers are interested in comparing their consumption in selected periods. This allows them to recognize trends in energy consumption over time, and to find out what might have caused changes (e.g. new person in the household, new boiler or appliance, new windows, thermal insulation of the building, electrical heating, and house extension). Historical data should be kept for one year. This allows its better use for compar-ison of consumption in various periods [6].Some postulate that all smart energy meters record the energy flow in two directions – intake by consumer and output to the grid. If so, this information should also be presented on in-home displays. However, given the current low share of microgenera-tion, it should be considered whether presenting such data on each display is appropriate. It is rather assumed that an extended in-home display supporting microgeneration will be deliv-ered as part of a microgeneration package purchased by the customer [6].Smart metering systems, which will include IHDs, will cause a change in the amount of the electricity, and in some cases gas, consumption details available to consumers. This is why consumers should choose which presentation of such data suits them most. For example, IHDs can use a colour code, where red indicates increased electricity rates in a time of peak demand. Such a mechanism can be employed in multi-zone tariffs in order to alert consumers to the higher rate, or in tariffs with critical price. Colour codes and indicators should show the consumer what is happening, without paying detailed attention. This may assist consumers when their energy consumption (power intake) is very high. Such information can be very useful for consumers with low numeracy skills, or those who cannot correctly interpret numerical data [6].

It is very important that IHDs provide customers with the infor-mation they need in an easily accessible form. For customers it is important to know the cost of energy (in PLN), and not the consumption (in kWh).The distribution company, in principle, does not benefit from in-home displays, because efficient use of electricity by consumers generates no savings for it. Moreover, less energy consumed means less energy supplied to customers, and, conse-quently, this translates into less revenue.

3.3. Some guidelines of the British energy regulator for in-home displaysIn the UK, the entity responsible for providing smart meters (gas and electricity alike) and energy plays is the energy supplier. A display should seamlessly communicate with both electricity and gas smart meters.The UK energy regulator is aware that promoting competition in the provision of IHD will further encourage innovation in this field, and rapid technology changes. In addition, it is believed that a lot can be gained in terms of costs through economies of scale resulting from mass manufacture and procurement [6].The UK energy regulator prohibits charging upfront for the installation of a smart meter with IHD at customer premises. It is assumed, however, that there will be customers willing to pay in advance for IHD with advanced features. As regards household IHDs, initially the principal payer would be the grid operator or, as it is in the UK, the energy supplier. Of course, then the capex costs could be transferred to tariff rates.Another issue is IHD maintenance and servicing by the energy supplier, and IHD upgrading along with technological devel-opment, better knowledge, access to new research results, and experiences and feedback from customers. The following two possible energy supplier commitments with regard to IHD displays can be identified [6]:• short-term, i.e. maintenance and servicing in the first year• long-term, i.e. permanent obligation to service IHD, no time

horizon of such commitment can be determined now. While at the beginning consumers can gain some benefits from the IHD use, after a certain time their enthusiasm or interest will fade, because then a tangible saving will be a lot harder to accomplish. Using an IHD will generate costs of maintaining them, without bringing users any net profits. Hence, the energy supplier’s firm commitment to maintain and service IHDs is not justified [6].To encourage innovation and flexibility for future development in this area, energy traders should not be permanently committed, but should be responsible for IHD maintenance and upgrade for one year after the smart meter installation. After this time, main-tenance costs will fall on IHD users, who in addition will be able to purchase newer devices from their current suppliers, as well as other vendors [6].In the UK they are in favour of consumer’s option to choose which electricity or gas supplier is supposed to provide the in-home


46

display. If two IHDs are available to a consumer, who will be able to choose the better one, this will increase consumer awareness on the one hand, and contribute to technological advancement on the other [6].

4. Functional guidelines

4.1. Diversity of IHD offerings for different consumer groupsIt must be emphasized that it is not so that one IHD type is the most optimal solution for all customers. Therefore, it is assumed that trading companies must differentiate their offerings by adjusting the devices to specific customer groups. This will be the most beneficial by allowing customers to choose IHD and, conse-quently, the most fitting feedback, i.e. an incentive to change their electricity use habits.In view of the benefits from energy savings, which will be facili-tated by IHD, it is important to ensure that all customers have access to at least the minimum information presented by in-home display. In addition, it is recommended that customers receive the displays on request, without incurring any costs in advance. In the UK, such a requirement will last for one year after commencement of the mandatory deployment. Suppliers will be required to inform customers about their rights in this regard. Of course, the method of informing is arbitrary, e.g. by mail. If such information were conveyed at a home visit, this would entail costs for the trading company and could be embarrassing for some customers who might feel hounded by hawker sellers, which would discourage their interest in the offer [6].However, it is worth drawing maximum benefits flowing from each single installation visit, for example, if consumers had expressed interest in obtaining additional information or prod-ucts, the energy supplier could supply them. The point is, on the one hand, to provide a wide range of goods and services that must be somehow presented, offered and sold to the user, on the other hand it is important to limit unfair trade, to prohibit provision of false services or misleading the customer, as well as to limit aggressive sale practices [7].The question of equality arises in relation to the displayed infor-mation. For example, the displays must be located in house-holds so as to ensure ready availability of the information to the consumers. It is therefore very important that customers may choose the most optimal location for IHD in their apartments. In the GUI design it is important that it is also suitable for people with disabilities, including visual impairment, hearing loss, physical disability, as well as for those with low skills of writing, reading and numeracy. That’s why device vendors should be expected to take into account the needs of persons with disabili-ties, providing them with suitable display devices. With persons with disabilities in mind the following few important IHD design requirements should be mentioned [6]:• large screen and font size• large, tactile buttons• feedback information in plain language• audio output (specifically for the blind).

4.2. Portable displaysSome studies show that some consumers prefer to receive electricity consumption details on a portable display. This way, consumers may carry IHD from one room to another, and see, e.g. the effects of switching an appliance on and off. This favours the view that consumers use information on the current consump-tion to quickly identify opportunities to save energy (e.g. turning off lights, not leaving appliances in standby mode). There is also evidence that carrying an IHD may reflect short-term consumer interest in the presented information. However, there are no research results showing the effectiveness of long-term changes in consumer habits due to IHD portability. If portability becomes a minimum requirement for deployed IHDs, it will entail the need for powering them not from the mains, but from a battery or rechargeable batteries. If they were two AA batteries, they should have to ensure the display’s week-long operation before recharging. If they were rechargeable batteries, they should have to be replaced every 12 months. Therefore, some UK consumer groups, energy suppliers and display manufacturers warn that non-rechargeable battery powered IHDs will lead to increased consumer costs and pollution to the environment (the need to dispose of tens of millions of AA batteries per year). In addi-tion, compliance with the requirement of optional battery supply will increase the device price. It may happen while a display is moved from one room to another that at some point the signal strength and supply power availability will be too low. Therefore, such constraints should also be taken into account. In consider-ation of these arguments, the British regulator does not impose the display portability as a minimum requirement [6].

4.3. Messages transmitted by IHDSome displays can receive and transmit to recipients short text messages, such as alerts to the threat of power system over-load and critical rates, and/or power intake restrictions. Proper legal measures should be taken to prohibit transfer of unwanted marketing communication. Such communication can lead to consumers ignoring in-home displays, thus undermining the otherwise achievable benefits. On the other hand, IHDs can be used by the energy supplier and/or an authorised third party for offering new products and services, and/or providing advice [7]. It should be remembered, however, that marketing can discourage consumers from retrieving information from IHDs, undermining the central benefits from their use with regard to their primary role, i.e. provision of real-time energy consumption information.

4.4. Recognizing appliance loadsOne area of research is now recognition of appliances used in households on the basis of the recorded active and reactive powers. This feature is called nonintrusive appliance load moni-toring (NIALM) [4]. NIALM technology incorporating measure-ment devices are used by power companies to monitor specific uses of electricity in different homes.Initially NIALM displays undergo a learning process. This process is cumbersome and uncomfortable, the display may provide incorrect results or to ask questions, such as whether a washing


47

machine or dishwasher is operated, or a washing programme has been interrupted? An undoubted challenge has become house-hold appliances’ shorter life cycle, and resulting shorter replace-ment intervals, which translate into more frequent disturbances in appliance recognition algorithms. Providing the device with very accurate data is very important for proper appliance recog-nition. 15-minute data is not accurate enough, and algorithms that use such data are not very effective. With increased measure-ment granulation the appliance recognition accuracy may increase. One such algorithm is patented: US Patent 4858141.Based on information on household appliance operations collected, an IHD could propose some energy saving solutions, for example it might suggest using a dishwasher when elec-tricity is cheaper, turning off redundant appliances in the period 8.00–16.00 or at night, if it had found that the only change in the power intake resulted from the refrigerator operation cycles. In-home display, being aware of electricity prices, could show the monthly or yearly amount that would have to be paid if the appliances were left turned on. Of course, the display will not always be able to find out if the standby appliance is the TV, not hi-fi set. However, the lack of such data will not preclude the IHD’s estimate of the unnecessarily consumed energy. Information on saving and related suggestions should be avail-able on customer request. It shouldn’t be intrusive. Customers do not accept such intrusiveness and typically adopt negative attitudes towards it.

4.5. Efficiency of in-home display useSome customers may want to get a set of energy consumption data and compare it to the energy consumed by other customers. This may lead to questions like: your fridge consumes so and so energy, and mine consumes more than that. Why is that? On the basis of these dilemmas questions might be asked to experts or in online forums.It has been noted that keeping consumers updated on their energy consumption is directly related to increased effective-ness of its use, even if there are no other incentives, such as price diversification during the day, in place. This is the so called Prius effect. It can therefore be concluded that the role of a meter or IHD makes the consumer behave in a more environmen-tally friendly way [10]. Owing to IHDs customers become more aware, watching changing graphs showing an increase in the power intake resulting from, e.g. turning electric floor heating on. Many customers are unaware of the factors increasing their energy consumption. Advanced Metering Infrastructure (AMI) is a good tool to help understand this phenomenon. AMI is an inte-grated set of elements: smart meters, communication modules and systems, hubs and recorders that enable two-way commu-nication via different media and using different technologies between the central system and selected meters.Information relating to carbon dioxide emission can have a posi-tive impact on raising awareness of the impact of energy consump-tion by consumers on such emission. However, no evidence is yet known on the effect of carbon emission details on efficient use of energy by consumers. Although carbon dioxide emission details

in kg were available on most of the displays monitored for the studies, they had been largely ignored by almost all participants. Carbon dioxide emission is proportional to the amount of burnt natural gas, but in the case of energy consumption the amount of pollution varies and depends on the generation type (and the power reserve). Sometimes this amount is averaged for the entire power system. Adoption, however, of this assumption confuses customers who have decided to promote environmental protec-tion, and have chosen green or low carbon dioxide emission tariffs [6].Some researchers believe that many consumers will initially receive IHDs for free as tools necessary for conscious use of elec-tricity, in the framework of a smart grid related roll out or research programmes.It’s been noted that data presented on In-home displays are oriented mainly to men. However, it is women and children who tend to turn off useless lights and other redundant appliances. Studies have revealed little impact of displayed information on women, who often have certain expectations in terms of comfort and cleanliness in their households [1].Another research project involved a pilot deployment of smart meters and IHD at customer premises with the option of disabling the alarm used to alert the user to the level of energy consumption [5]. The alarm system consisted of wall panels with a display tied up with a smart meter, which triggered the alarm if the household consumption exceeded a present limit during the twenty-four hours. Customers reviewed that they did not want the alarm that alerts them to high consumption level, and instead they would prefer to interact with the smart meter at their convenience.At a research project in North Carolina in the USA in-home displays of the Fitch Energy Monitor (FEM) type were used, func-tionally similar to IHD. The displays had been installed in homes, but the customers were not informed that they were involved in the research, and that they would be monitored. It was noted that the customer reduced their energy consumption by ca. 12% on average. In another project in Canada Residential Electricity Cost Speedometer (RECS) displays that feature very fast displayed data refresh. The updates were performed every 0.6 second. RECS were installed in 25 households, displayed detailed infor-mation on the energy consumption and its costs, depending on the appliance (cooker, refrigerator, dishwasher, dryer, lighting). Also displayed were details of the savings in energy costs in the last hour. The electricity consumption was measured for 60 days. Average savings of 12.9% were noted [3].Conclusions from some studies suggest that people cannot do two things simultaneously. Yes, you can drive a car and talk, but it is difficult, for example, to follow two conversations simul-taneously. Similarly, it is difficult to cook a meal and watch and analyse the data presented in an in-home display. This may mean that some people will look at the display only when they have completed their cooking. Similarly, some customers would occasionally look at the display to get feedback on their daily or weekly energy consumption, and then they would analyse on their own the information so acquired [3].


48

Most of the research on the effectiveness of direct impact of, and customer response to, information provided by IHD show that the actual average energy savings amount to 2–15%. The research covered displays with diverse designs and structures. It was supported with details of the customers’ location and demo-graphic diversity. The results, however, it cannot be representa-tive of the entire population. Moreover, some studies lasted only a few months, while others were longer. These differences make it difficult to draw solid conclusions and analogies between indi-vidually obtained results, and thus isolate the impact of a single data presentation on specific consumer behaviour. Until now, there were no relevant large-scale studies lasting more than two years. This means that there is no quantitative evidence relating to the displays’ lasting impact on customers.During a two-year research project in Ontario some useful information on the use of IHD was obtained. At the end of the experiment it was found that almost one-third of the surveyed consumers, who had access to an in-home display, decided not to use it for the duration of the research project. During a trial period the customers may be more energy efficient than ordi-nary users. It follows from the surveys that [6]:• 76% respondents admitted that they lowered the tempera-

ture on the thermostat• 74% paid more attention to opening windows• 65% cleaned stove filters• 43% thermally insulated their water heaters (typical heater

always keeps 20–60 litres of water at the ready). Such a water reservoir is hot and cools down from the lower ambient temperature ca. 10% of the energy can be easily saved by applying thermal insulation to it, such as a fibreglass insula-tion blanket.

No such alteration requires permanent use of IHD. This suggests that long-term changes in behaviour may be caused by short-term use of IHD. The displays help users make sense of their energy and gas tariffs. Although there is no evidence yet of lasting IHD impact on energy consumption, it seems that in this respect the market is still in its infancy, and user preferences may change with the technology development [6].Some survey respondents, the elderly, expressed concerns about the possibility to disable or reprogram their appliances, which they need to keep warm and healthy. As regards electricity, this is less of a problem, unless it is used for heating. Some consumers with modest means already now do not heat their homes enough [6].It is important to realize that energy rationing is a serious problem. Certainly providing IHDs or rejecting vulnerable consumers’ opinions is not a solution. It should be believed that the displays can play an important role in the provision of indigent customers; they can help them save money on energy bills and get out of fuel poverty. The risk of energy rationing for vulnerable customers may be reduced if the customers are provided with feedback on their consumption and the power system condition.

Where electricity is used to heat homes, the role of IHD seems atypical. Because heating predominates the entire energy consumption, such considerable predominance of a single service’s energy consumption may obscure minor austerity and rationalisation measures undertaken by the consumer with respect to the use of other appliances, and make them virtually unnoticeable on the screen. The displays should take account of the possibility of such a situation and provide the consumer with options to adjust the overall energy consumption, and to subtract from it the portion consumed by the most energy-intensive appliances [6].Where colour codes are used in displays, it should be borne in mind that different people may differently perceive the colours. For example, men often see fewer colours than women, so they may need a different colour palette. It should also take into account that some in-home display users may be colour blind. In interaction with a display, users represent three possible types of reading its content [3]: quantitative – user receives or looks for numerical data checking – user follows the rate of changes occurring on the display dependencies – user identifies direct relation between appliance control and displayed data.

5. Possible threatsAccording to some researchers, the point is not to provide customers with in-home displays that deliver a lot of data, as it may confuse them.Experts in the field call the possible threats “golden handles”. It is about providing customers at a low price with advanced and costly technologies, which customers neither need, nor use, an even if use, do not appreciate and neglect. Already now many users, e.g. of smartphones, use only a few their features. Almost all businesses in the energy industry have implemented most of the applications of MS Office environment. And yet they utilise no more than 10% of their functionalities. This leads to the conclusion that even if all software elements have been imple-mented, their vast majority is not fully integrated. Thus, there is a problem of limited utilisation of purchased solutions’ func-tionality. As a consequence, very rich functionalities are imple-mented without reflection as to their optimal use [11].The feature-rich IHDs are associated with the need to implement more technologically advanced and more expensive advanced metering infrastructure. And it also implies more frequent and more expensive maintenance of the AMI and IHDs.For such users cheaper and simpler solutions would suffice. If users themselves pay for such solutions, service providers and/ or device vendors encourage them to buy more expensive and functionally richer products. Some customers, however, prefer simpler solutions. They would have been made happy against their will, and additionally would have to incur the costs of such deployment. A substantial issue related to smart grid and in-home display deployment is a progressive process of popula-tion ageing.


49

6. Final conclusionsOne can conclude from completed research projects that an in-home display interoperable with a smart electricity meter is an essential element of smart metering systems. These devices can be much more functionally advanced than just showing the actual power intake and historical energy consumption data at selected time intervals, with a specific period of data aggrega-tion, such as one hour or 15 minutes worth of data.It is known, however, that just as there are different energy consumers, so their displays need to be diversified. They should be adapted to the specific user. Some users prefer simple devices, some other show interest in advanced features. This is also the case with regard to mobile phone displays, since some owners of functionally advanced devices utilize only about 10% of their capabilities. They had tested some advanced features and found that they didn’t meet their expectations. Some features have never been activated. One of the in-home display deployment concepts assumes that consumers will be provided with func-tionally simple devices free of charge. They will select a display from a pool of available devices. If they are interested in high-tech displays, they will have to pay for them.

REFERENCES

1. Strengers Y., Smart Metering Demand Management Programs: Challenging the Comfort and Cleanliness Habitus of Households, RMIT University, Australian Housing and Urban Research Institute, OZCHI ’08 Proceedings of the 20th Australasian Conference on Computer-Human Interaction: Designing for Habitus and Habitat, ACM New York, NY, USA ©2008, pp. 9–16.

2. Choi T.S., Analysis of Energy Savings using Smart Metering System and IHD (In-Home Display), Transmission & Distribution Conference & Exposition: Asia and Pacifc, 2009, pp. 1–4.

3. Wood G., Newborough M., Dynamic energy-consumption indicators for domestic appliances: environment, behaviour and design, Energy and Buildings 2003, No. 35, pp. 821–841, Elsevier Science B.V.

4. Zeifman M., Disaggregation of home energy display data using prob-abilistic approach, 2012 IEEE International Conference on Consumer Electronics (ICCE), IEEE Transactions on Consumer Electronics 2012, No. 1.

5. OFGEM: ENERGY DEMAND RESEARCH PROJECT, Review of progress for period September 2008 – March 2009.

6. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: In-Home Display, 27.06.2010.

7. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Consumer Protection, 27.06.2010.

8. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Statement of Design Requirements, 27.06.2010.

9. The position of the President of the ERO on the necessary require-ments for smart metering and billing systems deployed by DSOs, taking account of the objective function and the proposed support mechanisms at the postulated market model, Warsaw, 31.05.2011.

10. Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku ener-gii w Polsce, ETAP I: Opracowanie przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów DSR, PSE, [Development of a model of DSR mechanisms implementation in the energy market in Poland, STAGE I: Revuew of DSR mechanisms currently in place], PSE Konstancin-Jeziorna, 14.12.2009.

11. Jabłońska M.R., Ku zielonym, inteligentnym miastom [Towards green smart cities], Smart Grid Polska 2012, No. 3.

12. Adach R., Zapomniany świat: optymalne wykorzystanie środowiska końcowego użytkownika [The forgotten world: the optimum use of end user environment], PTPiREE, IX Conference “Information systems in the power industry” SIwE ’10.

13. Jeju Island Smart Grid Test-Bed, Developing Next Generation Utility Networks, GSMA, South Korea [online], www.gsma.com, September 2012.

Krzysztof BillewiczWrocław University of Technology

e-mail: [email protected] | www.krzysztofbillewicz.pl

An assistant professor at the Electric Power Institute at Wroclaw University of Technology. Previously employed in: Regional Office of Weights and Measures, IASE

Institute of Power Systems Automation, and WINUEL SA Sygnity Group. Author of scores of scientific publications and the book ”Smart Metering. Inteligentny System

Pomiarowy” (PWN Polish Scientific Publishers, 2012). Research interests: smart grids, smart metering, energy demand management, digital security of smart grids,

data processing in metering and billing systems.


50

Wyświetlacz domowy IHD – przegląd doświadczeń z projektów badawczych

AutorKrzysztof Billewicz

Słowa kluczowewyświetlacz domowy, inteligentny licznik energii, inteligentny system pomiarowy

StreszczenieIstnieje wiele opracowań na temat inteligentnych systemów pomiarowych. Celem Smart Meteringu nie jest jedynie automaty-zacja rozliczeń i dwukierunkowa komunikacja z inteligentnym licznikiem. Miarą sukcesu wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych jest stopień zaangażowania klienta – odbiorcy i jego współpraca z przedsiębiorstwami energetycznymi, a także w konsekwencji takiego zaangażowania płynąca zmiana jego nawyków korzystania z energii elektrycznej. Autor artykułu skupia się na jednym urządzeniu inteligentnych systemów pomiarowych – na wyświetlaczu domowym. Charakteryzuje jego funkcje oraz przedstawia międzynarodowe doświadczenia płynące z projektów badawczych oraz wnioski z opracowań.

1. WprowadzenieW tej chwili odbiorcy mimowolnie wpły-wają w zasadniczy sposób na funkcjono-wanie systemu elektroenergetycznego, który musi nadążyć z zapewnieniem generacji takiej ilości energii, na jaką zapotrzebowanie „zgłaszają” klienci.Wielu badaczy podkreśla, że sukces wdro-żenia inteligentnych sieci ogłosić będzie można wówczas, kiedy bierny odbiorca energii przekształci się w aktywnego prosu-menta. Oczekuje się, że już na poziomie pojedynczego gospodarstwa domowego odbiorca rozpocznie efektywne zarządzanie swoim zapotrzebowaniem na energię elek-tryczną [11]. Aby do tego doszło, musi on zostać wyposażony w odpowiednie narzę-dzia, które umożliwią mu takie zaangażo-wanie. Podstawowym urządzeniem do tego służącym jest inteligentny licznik energii.Inteligentne sieci w pełni zrealizują swój potencjał tylko wówczas, gdy odbiorcy w gospodarstwach domowych i w przedsię-biorstwach zmienią się z biernych konsu-mentów energii elektrycznej na dobrze poinformowanych i proaktywnych użyt-kowników systemów zarządzania energią. Taka zmiana wiąże się z wprowadze-niem bezpośrednio do domu odbiorców nowych urządzeń, umożliwiających doko-nywanie analizy w czasie rzeczywistym danych o zużyciu energii, i należy włożyć znaczny wysiłek, aby nauczyć klientów inteligentnych sieci, w jaki sposób można i należy korzystać z nowych systemów [13].Oczekuje się, że znaczna część korzyści płynących z inteligentnych systemów pomiarowych będzie pochodzić z racjona-lizacji zużycia energii poprzez obniżenie konsumpcji energii lub przesunięcie zużycia paliwa z okresów szczytowego zapotrzebo-wania. Dlatego wyświetlacz domowy jest tak ważnym urządzeniem w promowaniu więk-szej świadomości konsumentów odnośnie ich zużycia energii [6].W niektórych krajach zauważono, że licz-niki energii znajdują się w trudno dostęp-nych miejscach, przez co utrudniona jest interakcja z klientami. Dlatego konieczne jest zastosowanie wyświetlaczy domowych IHD (ang. in-home display), które duplikują niektóre wymagane funkcje licznika [8].

Informacja o zużyciu energii musi być dostarczona do odbiorcy, a nie na klatkę schodową, gdzie znajduje się licznik. Odbiorca musi bezpośrednio otrzymać informację o zużyciu. Czasami, aby określić takie urządzenia, stosuje się nazwy: domowy wyświetlacz energii HED (ang. home energy display).Dostarczenie odbiorcy dodatkowego wyświetlacza podwyższa koszty instalacji urządzeń pomiarowych i całego systemu, z drugiej strony rekompensuje brak licz-nika w lokalu mieszkalnym. Zastosowanie takiego urządzenia zwiększa funkcjonalność co do możliwości prezentowania odbiorcy danych pomiarowych. Informacje wyświe-tlane przez IHD mają na celu nie tylko informować konsumentów, ale również motywować ich do bardziej efektywnego wykorzystywania energii. Przewiduje się również możliwość przekazywania infor-macji (np. sygnałów cenowych, danych o zużyciu energii lub aktualnym poborze mocy) od sprzedawcy energii lub opera-tora do odbiorcy. Wyświetlacz domowy jest dobrym narzędziem mogącym służyć do tego celu.

2. Aktualny stan wiedzy2.1. Cel wprowadzania wyświetlaczy domowychCelem instalowania wyświetlaczy jest poka-zanie konsumentom, ile energii zużywają, jakie to pociąga za sobą koszty oraz umoż-liwienie im dokonywania świadomego wyboru co do zużywania energii. Zakłada się, że wyświetlacze domowe mogą pomóc klientom zaoszczędzić pieniądze i zmniej-szyć emisję dwutlenku węgla do środowiska.Wyświetlacz IHD dostarcza klientom w czasie rzeczywistym informację o ich zużyciu energii. Taka wiedza może:• pomóc konsumentom zrozumieć

i zmienić swoje nawyki związane z użyt-kowaniem energii

• przyczynić się do zmniejszenia wysokości rachunków za energię

• przyczynić się do zredukowania emisji dwutlenku węgla.

Wyświetlacz domowy jest niezbędnym narzędziem do efektywnego zarządzania zużyciem energii przez część odbiorców.

2.2. Czy wg regulatora energetyki wyświetlacz domowy jest potrzebny?Zdaniem prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) wyposażenie klienta w prosty wyświetlacz, który zostałby zinte-growany z licznikiem lub byłby zlokalizo-wany w bardziej dogodnym miejscu, nie jest rozwiązaniem satysfakcjonującym. Prezes URE jest zdania, że istnieje znaczna popu-lacja odbiorców, od których nie można ocze-kiwać świadomego, trwałego uczestnictwa w programach DR – reakcji strony popy-towej. Z tego względu istnieje więc zapo-trzebowanie na wyposażenie odbiorców nie tylko w inteligentny licznik, ale i narzędzie, które pozwoli w sposób zautomatyzowany przenieść napływające z systemu sygnały na konkretne działania w zakresie wykorzy-stania posiadanych odbiorników, bez inge-rencji w ich konstrukcję [9]. Brytyjski regulator energetyki OFGEM postanowił, że wszystkie gospodar-stwa domowe powinny być wyposażone w wyświetlacze domowe IHD oraz okre-ślił minimalne wymagania w stosunku do tych urządzeń. Założenie takie jest oparte na poglądzie, że powszechne wdro-żenie wyświetlaczy domowych będzie w całej populacji promować zaanga-żowanie konsumentów i przyczyni się do uzyskania oszczędności zużycia energii i emisji dwutlenku węgla. Przedsiębiorstwo obrotu (energia elektryczna lub gaz), które jako pierwsze będzie instalować inteli-gentny licznik w obiekcie, będzie miało obowiązek dostarczenia wyświetlacza IHD. Wyświetlacze muszą być zgodne z wymaga-niami określonymi w specyfikacjach tech-nicznych. Drugie przedsiębiorstwo obrotu, instalując drugi inteligentny licznik np. gazu, nie musi instalować dodatkowego wyświe-tlacza, ponieważ ten został już zainstalowany, będzie mógł z powodzeniem oprócz dotych-czasowych informacji, wyświetlać również te związane ze zużyciem gazu. Sprzedawca energii będzie również zapewniał główny punkt kontaktowy obsługi klienta w razie pojawienia się większości problemów użyt-kowników z inteligentnymi licznikami lub wyświetlaczami domowymi [6].W Korei Południowej w prowincji Czedżu (ang. Jeju) realizowany jest projekt

PL


K. Billewicz | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 43–49

51

demonstracyjny inteligentnej sieci elek-troenergetycznej (ang. Jeju Smart Grid Demonstration Project). Czedżu to największa wyspa Korei Południowej, jednocześnie najmniejsza jej prowincja. Ta wyspa pocho-dzenia wulkanicznego jest popularnym miej-scem turystycznym. Panuje tam wietrzny klimat, dlatego jest idealnym miejscem do testowania koncepcji rozproszonego wytwarzania energii i wykorzystania mikro-sieci. Jeju Smart Grid jest to poligon doświad-czalny, gdzie zostanie wdrożona największa na świecie inteligentna sieć dla całego społeczeństwa, wszystkich mieszkańców tej wyspy. Takie wdrożenie umożliwi testowanie najbardziej zaawansowanych technologii Smart Grid oraz sprawdzenie wyników prac badawczo-rozwojowych, jak również rozwi-nięcie modeli biznesowych [13].Jeden etap projektu obejmuje 6 tys. mieszkań. Zakłada się, że mieszkańcy będą mogli przeglądać własne dane o zużyciu energii na czterech różnych ekranach, takich jak: wyświetlacze domowe IHD (ang. in-home displays), telewizory, tablety, smart-fony. Rząd Korei Płd. planuje do 2030 roku zaangażowanie 30% wszystkich obywateli, którzy generowaliby energię na własne potrzeby i byli rozliczani wg taryf za energię z ceną zmienną w czasie rzeczywistym RTP (ang. real-time pricing). Przykładowo wg rocznika statystycznego Czedżu z 2010 roku (2010 Jeju Statistical Yearbook) wynikało, że w obszarze miasteczka Gujwa-eup spośród 3282 mieszkających tam ludzi aż 44% z nich było w wieku powyżej 65 lat. To właśnie ich trzeba przekonać, aby zrozumieli idee inteligentnych sieci elektroenergetycznych, zrozumieli informacje wyświetlane przez wyświetlacze domowe oraz inteligentne liczniki energii oraz zmienili nawyki korzy-stania z energii elektrycznej [13].

3. Charakterystyka wyświetlacza domowego3.1. DefinicjaWyświetlacz domowy IHD (ang. in-home display) jest urządzeniem elektronicznym wyposażonym w monitor, na którym prezen-towane są informacje o aktualnym poborze mocy przez odbiorcę lub o jego konsumpcji energii. Wyświetlacz IHD jest częścią inteli-gentnego systemu pomiarowego. Najczęściej jest on zintegrowany z inteligentnym liczni-kiem energii.

3.2. Opis funkcjonalny wyświetlacza domowegoW niektórych rozwiązaniach zakłada się, że jeden wyświetlacz będzie prezentował również dane z innych liczników, np. gazu, ciepła, wody, ponieważ liczniki takie najczę-ściej znajdują się w trudno dostępnych miej-scach, np. w piwnicy lub w szafkach. Podczas jednego projektu badawczego w Wielkiej Brytanii stwierdzono, że ponad 50% odbiorców nie wiedziało, gdzie znajdo-wały się ich liczniki gazu i energii, a 45% nie mogło ich odczytywać [3].Wyświetlacz domowy ulokowany w miesz-kaniu będzie dla konsumentów najbar-dziej widocznym elementem inteligent-nego systemu pomiarowego. IHD posiada kolorowy dotykowy wyświetlacz wysokiej rozdzielczości oraz bogatą funkcjonalność. Dane na wyświetlaczu powinny być prezentowane w formie wizualnej, a nie numerycznej, żeby umożliwić odbiorcom

łatwe odróżnienie dużego poboru mocy od małego. Ponadto odbiorcy dużo lepiej rozumieją informacje o zużyciu energii prezentowane jako kwota w walucie lokalnej niż jako ilość energii w kWh. Oczywiście dochodzą jeszcze: sposób rozli-czania – kredytowo czy przedpłatowo (ang. credit or prepayment mode), kwestia opłat stałych, rabatów i bonifikat, podatku VAT, akcyzy itp. Zaprezentowanie takich danych w czytelny sposób jest niewątpliwie wyzwa-niem dla producentów wyświetlaczy domo-wych [6].Wizualna, nienumeryczna informacja zwrotna daje konsumentowi wiedzę bez konieczności szczegółowej uwagi. Może ona jednak również niepotrzebnie niepokoić niektórych użytkowników i potencjalnie przyczynić się do ograniczania wykorzy-stania przez nich energii do poziomów, które mogą niekorzystnie wpływać na ich zdrowie i jakość życia. Dlatego warto rozważyć możliwość czasowego wyłączenia wskaźników w sytuacjach, kiedy wywołują niepokój lub szkodliwe zachowania [7].Informacje prezentowane na bieżąco mogą być wykorzystane przez klientów, aby umoż-liwić im wyizolowanie wpływu działań określonych odbiorników. Konsumenci są bowiem w stanie wykorzystać sprzę-żenie zwrotne w celu szybkiej identyfikacji możliwości oszczędzania energii i tym samym ograniczyć straty energii. Jednakże istnieją technologiczne ograniczenia, które utrudniają dostarczanie w czasie rzeczy-wistym informacji do IHD. Ograniczenia różnią się dla gazu i dla energii elektrycznej. W przypadku gazu ograniczenie powstaje w wyniku żywotności baterii gazomierza. Aby wysłać aktualizację do IHD, układ komunikacyjny w gazomierzu musi „obudzić się” i nadać komunikat zawiera-jący informacje o zużyciu. Wysyłanie takich danych częściej niż raz na 15 minut może spowodować, że bateria wyczerpie się przed oszacowanym czasem życia wynoszącym 15 lat. W zakresie informacji elektrycznej ograniczenie jest zależne od możliwości technicznych rozwiązań komunikacyjnych. Obecnie stosowane rozwiązania są w stanie wysyłać aktualizację co 5 sekund [6].

Zbiorcza informacja o należnościach i wysokościach rachunków jest przydatna do planowania budżetu [6]. Zauważono, że konsumenci są zainteresowani porówna-niem swojego zużycia w wybranych okre-sach. Pozwala to im na rozpoznanie trendów w konsumpcji energii w czasie i na usta-lenie, co mogło spowodować jakiekolwiek zmiany (np. nowa osoba w gospodarstwie domowym, nowy kocioł lub urządzenie, nowe okna, ocieplenie budynku, zastoso-wanie ogrzewania elektrycznego, rozbu-dowa domu). Dane historyczne powinny być przechowywane przez okres jednego roku. Umożliwia to lepsze wykorzystanie ich do porównywania zużycia w różnych okre-sach czasu [6].Niektórzy postulują, aby wszystkie inteli-gentne liczniki energii rejestrowały prze-pływ energii w dwie strony – podczas pobie-rania energii przez odbiorcę oraz podczas jej oddawania do sieci. Informacje takie powi-nien wtedy również prezentować wyświe-tlacz domowy. Jednak biorąc pod uwagę obecny niski udział mikrogeneracji, należy rozważyć, czy prezentowanie takich danych na każdym wyświetlaczu jest zasadne. Raczej zakłada się, że rozbudowany wyświe-tlacz domowy obsługujący mikrogenerację będzie dostarczony jako część zakupionego przez klienta pakietu mikrogeneracji [6].

3.3. Czytelność przekazywanych informacjiInteligentne systemy pomiarowe, w których będą wykorzystywane wyświetlacze domowe, spowodują zmianę w ilości infor-macji dostępnych dla konsumentów o ich zużyciu energii elektrycznej oraz w niektó-rych przypadkach również i gazu. Dlatego to właśnie konsumenci powinni wybrać, jaki sposób prezentacji takich danych najbar-dziej im odpowiada.Wyświetlacze domowe przykładowo mogą wykorzystywać system kolorów, gdzie czer-wony oznacza, że stawka za energię elek-tryczną wzrosła, ponieważ jest to czas szczy-towego zapotrzebowania. Taki mechanizm można wykorzystywać w taryfach wielo-strefowych w celu podkreślenia obowią-zywania droższej stawki cenowej lub tary-fach z ceną krytyczną. Stosowanie kolorów

Tab. 1. Informacje wyświetlane przez wyświetlacz IHD [2, 6]

Informacje o zużyciu energii

• Bieżący pobór mocy oraz zużycie energii dla okresów: dzień / tydzień / miesiąc / okres rozliczeniowy

• Należność do zapłaty za zużycie energii w bieżącym miesiącu, może być prezentowana w formie salda konta (kredyt lub debet)

• Szacowana wartość rachunku za energię w bieżącym miesiącu• Bieżący współczynnik mocy• Tendencja zużycia – rosnąca czy malejąca

Dane statystyczne

• Wykres poboru mocy w czasie• Zużycie ilościowe energii w poprzednim miesiącu• Porównanie bieżącego zużycia ze zużyciem z poprzedniego wybranego okresu• Należność do zapłaty za zużycie energii w poprzednim okresie rozliczeniowym• Roczne zużycie energii• Średni pobór mocy dla osób z tej samej grupy, np. taryfowej• Średnia płatność za energię dla osób z tej samej grupy, np. taryfowej

Inne

• Data i czas oraz dzień tygodnia (czas zsynchronizowany z innymi inteligentnymi kompo-nentami systemu pomiarowego)

• Taryfa energetyczna odbiorcy• Dane nt. mikrogeneracji (ilość energii elektrycznej oddawanej do sieci)• Status połączenia (do komunikacji) z licznikiem• Informacje o pogodzie i temperaturze otrzymane z instytutu meteorologicznego• Wielkość emisji dwutlenku węgla• Drobne informacje o sposobie oszczędzania energii


52

i wskaźników powinno pokazać odbiorcy, co się dzieje, bez konieczności szczegółowej uwagi. Może to pomagać użytkownikowi podczas bardzo dużego zużycia energii (poboru mocy). Takie informacje mogą być bardzo przydatne dla konsumentów o niskich umiejętnościach liczenia lub takich, którzy nie potrafią prawidłowo inter-pretować danych liczbowych [6].Bardzo ważne jest to, aby wyświetlacz domowy IHD zapewnił klientom potrzebne im informacje w łatwo dostępnej formie. Dla odbiorców ważna jest prezentacja kosztu energii (w PLN), a nie zużycia (w kWh).Wyświetlacz domowy w zasadzie nie przy-nosi korzyści przedsiębiorstwu dystrybucyj-nemu, ponieważ efektywniejsze korzystanie z energii elektrycznej przez odbiorców nie przynosi oszczędności w takim przedsiębior-stwie. Dodatkowo mniejsze zużycie energii elektrycznej oznacza mniejszą ilość energii dostarczonej do odbiorców, w konsekwencji przekłada się to na niższe przychody.

3.4. Niektóre wytyczne brytyjskiego regulatora energetyki odnośnie wyświetlaczy domowychW Wielkiej Brytanii podmiotem odpowie-dzialnym za dostarczenie inteligentnego licznika (zarówno dla gazu, jak i energii elektrycznej) oraz wyświetlacza energii jest przedsiębiorstwo obrotu – sprze-dawca energii. Wyświetlacz powinien bez problemu komunikować się zarówno z inte-ligentnym licznikiem energii, jak również z inteligentnym gazomierzem.Brytyjski regulator energetyki jest świa-domy, że promowanie konkurencji w dostarczaniu IHD będzie nadal zachęcać do innowacyjności w tej dziedzinie oraz do gwałtownych zmian technologicznych. Ponadto uważa się, że można wiele zyskać w zakresie kosztów dzięki korzyściom skali wynikającym z masowej produkcji i zakupów [6].Brytyjski regulator energetyki zakazuje pobierania opłat z góry za zainstalowanie u klienta inteligentnego licznika wraz z wyświetlaczem domowym. Zakłada jednak, że znajdą się klienci, którzy będą chcieli z góry zapłacić za IHD z zaawanso-wanymi funkcjami.W przypadku wyświetlaczy domowych na początku głównym płatnikiem byłby operator sieci lub, tak jest to w Wielkiej Brytanii, sprzedawca energii. Oczywiście potem mógłby takie koszty inwestycyjne przenieść do stawek opłat w taryfie.Kolejnym zagadnieniem jest kwestia utrzy-mywania i serwisowania wyświetlaczy przez sprzedawcę energii oraz zapewnienie nowszych wersji IHD w miarę rozwoju tech-nologicznego, posiadania większej wiedzy, dostępu do nowych wyników badań oraz zdobywania doświadczenia i informacji zwrotnych od klientów. Można wyróżnić możliwe zobowiązania sprzedawcy energii w stosunku do wyświetlaczy domowych [6]:• krótkotrwałe, czyli utrzymanie i serwiso-

wanie przez okres pierwszego roku• długotrwałe, czyli trwały obowiązek

do serwisowania IHD, obecnie trudno określić horyzont czasowy takich działań.

Podczas gdy na początku odbiorcy mogą osiągnąć pewne korzyści z użytkowania wyświetlaczy, to po pewnym czasie opadnie ich entuzjazm lub zmaleje zainteresowanie,

ponieważ dużo trudniej będzie zaoszczę-dzić zauważalne ilości energii. Użytkowanie wyświetlaczy IHD będzie wiązało się z kosztami ich utrzymania, nie przynosząc użytkownikom zysków netto. Stąd trwałe zobowiązanie sprzedawcy energii do utrzy-mywania i serwisowania wyświetlaczy domowych nie znajduje uzasadnienia [6].Aby zachęcić do innowacji i zwiększenia elastyczności dla przyszłego rozwoju w tym obszarze, przedsiębiorstwa obrotu nie powinny podlegać trwałemu zobowią-zaniu, ale powinny być odpowiedzialne za utrzymanie i zastąpienie IHD przez rok po instalacji inteligentnych liczników. Po tym czasie koszty serwisowania spadną na użyt-kowników wyświetlaczy domowych, którzy ponadto będą mogli kupić nowsze urzą-dzenia zarówno od dotychczasowego przed-siębiorstwa obrotu, jak również od innych sprzedawców [6].W Wielkiej Brytanii stawia się na to, aby odbiorca miał możliwość wyboru, który sprzedawca energii elektrycznej czy gazu ma mu dostarczyć wyświetlacz domowy. Jeśli odbiorca otrzyma dwa wyświetlacze i będzie mógł wybrać lepszy, z jednej strony wzrośnie świadomość konsumencka, z drugiej rozwój nowoczesnych technologii [6].

4. Wytyczne funkcjonalne4.1. Różnicowanie oferty IHD dla różnych grup odbiorcówTrzeba podkreślić, że nie jest tak, iż jeden typ wyświetlacza domowego jest najbardziej optymalnym rozwiązaniem dla wszystkich odbiorców. Dlatego też zakłada się, że przed-siębiorstwa obrotu muszą różnicować swoją ofertę poprzez dostosowanie sprzętu do określonych grup odbiorców. W wyniku tego można będzie osiągnąć największe korzyści dzięki umożliwieniu odbiorcom dokonania wyboru wyświetlacza oraz, w konsekwencji, na najbardziej dopaso-wanej informacji zwrotnej będącej bodźcem do zmian nawyków odbiorców w zakresie korzystania z energii elektrycznej.Ze względu na korzyści wynikające z oszczęd-ności energii, które będzie ułatwione dzięki IHD, bardzo ważne jest zapewnienie, aby wszyscy odbiorcy mieli dostęp przynajmniej do minimum informacji prezentowanych przez wyświetlacz domowy. Dodatkowo zaleca się, aby odbiorcy otrzymywali wyświetlacze na życzenie, bez ponoszenia kosztów z góry. W Wielkiej Brytanii wymóg taki będzie trwał przez okres jednego roku po rozpoczęciu obowiązkowego wdrożenia. Sprzedawcy będą musieli poinformować klientów o ich prawach w tym zakresie. Oczywiście sposób informowania jest dowolny, np. za pośrednictwem poczty. Jeżeli takie informacje byłyby przekazy-wane podczas wizyty domowej, wiązałoby się to z kosztami dla przedsiębiorstw obrotu oraz mogłoby być krępujące dla niektó-rych klientów, którzy czuliby się nagaby-wani przez domokrążców-handlowców, co zniechęciłoby ich do zainteresowania się ofertą [6].Warto jednak wyciągnąć maksimum korzyści płynącej z każdej, jednej wizyty instalacyjnej, np. gdy konsumenci wyra-ziliby zainteresowanie uzyskaniem dodat-kowych informacji lub produktów, sprze-dawca energii mógłby je dostarczyć. Chodzi o to, aby z jednej strony zapewnić szeroki asortyment towarów i usług, które muszą

być w jakiś sposób przedstawione, zaofero-wane użytkownikowi i sprzedane, z drugiej zaś istotne jest ograniczenie niesprawiedli-wego handlu, wprowadzenie zakazu świad-czenia usług nieprawdziwych lub wprowa-dzania w błąd klienta, a także ograniczenia korzystania z agresywnych praktyk sprze-daży [7].

Pojawia się kwestia równości w odniesieniu do wyświetlanych informacji. Przykładowo lokalizacja wyświetlacza w gospodarstwie domowym musi powodować, że informacje będą łatwo dostępne dla tych konsumentów. Dlatego jest bardzo ważne, żeby klienci mogli wybrać najbardziej optymalną dla siebie lokalizację na umieszczenie wyświetlacza w mieszkaniu. W zakresie projektowania interfejsu graficznego ważne jest, aby był on również odpowiedni dla osób niepełno-sprawnych, w tym z zaburzeniami widzenia, niedosłyszących, osób niepełnosprawnych ruchowo, jak również dla osób z niskimi umiejętnościami pisania, czytania i liczenia. Dlatego należy oczekiwać od dostawców urządzeń, aby brali pod uwagę potrzeby osób niepełnosprawnych, zapewniając im odpowiednie dla nich urządzenie wyświetla-jące. Z myślą o osobach niepełnosprawnych wymienić trzeba kilka istotnych wymagań konstrukcyjnych wobec IHD [6]:• duży ekran i rozmiar czcionki• duże, dotykowe przyciski• informacja zwrotna pisana prostym

językiem• wyjście audio (specjalnie dla osób

niewidomych).

4.2. Wyświetlacze przenośneNiektóre wyniki badań pokazują, że część konsumentów preferuje otrzymywać informacje o zużyciu energii elektrycznej na wyświetlaczach przenośnych. Dzięki temu konsumenci mogą przenieść IHD z jednego pokoju do drugiego i zoba-czyć np. skutki włączania i wyłączania jakiegoś urządzenia. Sprzyja to poglądowi, że konsumenci wykorzystują informacje na temat bieżącej konsumpcji w celu szyb-kiej identyfikacji możliwości oszczędzania energii (np. wyłączenie światła, niepozo-stawianie urządzeń w trybie czuwania). Istnieją również dowody na to, że przeno-szenie wyświetlacza może odzwierciedlać krótkoterminowe zainteresowanie konsu-mentów prezentowanymi informacjami. Natomiast brak wyników badań pokazu-jących skuteczność długotrwałej zmiany nawyków przez odbiorców dzięki możli-wości przenoszenia wyświetlacza IHD. Jeżeli możliwość przenoszenia stanie się minimalnym wymogiem stawianym wdra-żanym wyświetlaczom domowym, będzie to oznaczać konieczność zastosowania zasilania ich nie z sieci elektrycznej, tylko z baterii lub ładowanych akumulatorów. Jeżeli byłyby to dwa akumulatory AA, to powinny one przez tydzień zapewnić pracę wyświetlacza, przed koniecznością ponownego ich ładowania. Jeżeli stoso-wane byłyby tam ładowalne akumulatory, to należałoby je wymieniać co 12 miesięcy. Dlatego w Wielkiej Brytanii niektóre grupy konsumentów, sprzedawców energii i producentów wyświetlaczy ostrze-gają, że IHD zasilane z baterii bez łado-wania będą prowadzić do zwiększenia kosztów ponoszonych przez konsumentów


53

i zanieczyszczenia dla środowiska (koniecz-ność utylizacji dziesiątków milionów baterii AA rocznie). Ponadto wprowadzenie wymagania opcjonalnego zasilania bateryj-nego podwyższy cenę urządzenia. Podczas przenoszenia wyświetlacza z pomiesz-czenia do pomieszczenia może się zdarzyć, że w którymś miejscu moc sygnału i dostęp-ność punktu zasilania będą za małe. Dlatego należy liczyć się również z takimi ogranicze-niami. Uwzględniając te argumenty, brytyjski regulator nie określa możliwości przenoszenia wyświetlacza jako minimalnego wymogu [6].

4.3. Wiadomości przekazywane przez IHDNiektóre wyświetlacze mogą odbierać i przekazywać odbiorcy krótkie wiadomości tekstowe, np. sygnalizujące o zagrożeniu przeciążeniem systemu elektroenerge-tycznego i cenach krytycznych lub ograni-czeniach w poborze mocy. Należy jednak prawnie zadbać, aby nie były tam wysyłane niepożądane informacje marketingowe. Takie wiadomości mogą prowadzić do igno-rowania wyświetlaczy IHD przez konsu-mentów, podważając w ten sposób korzyści możliwe do osiągnięcia. Z drugiej strony można wykorzystać wyświetlacz domowy jako kanał informacyjny do przekazywania przez sprzedawcę energii lub upoważnione podmioty (osoby trzecie) oferty nowych produktów i usług czy porad [7]. Należy jednak pamiętać, że marketing może znie-chęcać konsumentów do czerpania infor-macji z IHD, podważając centralne korzyści pochodzące z wykorzystania IHD w zakresie jego podstawowej roli, jaką jest dostarczanie w czasie rzeczywistym informacji o zużyciu energii.

4.4. Rozpoznawanie wykorzystywanych odbiornikówJednym z obszarów badań jest obecnie rozpoznawanie urządzeń wykorzysty-wanych w gospodarstwie domowym na podstawie zarejestrowanych wartości mocy czynnej i biernej. Taka funkcja nazy-wana jest nieinwazyjnym monitorowaniem obciążenia używanych urządzeń NIALM (ang. nonintrusive appliance load monito-ring) [4]. Przyrządy pomiarowe z techno-logią NIALM są wykorzystywane przez przedsiębiorstwa energetyczne do badania konkretnych zastosowań energii elek-trycznej w różnych domach.Początkowo wyświetlacze z funkcją NIALM przechodzą proces uczenia się. Proces ten jest uciążliwy i niewygodny, wyświetlacz może podawać nieprawidłowe wyniki albo zadawać pytania, np. czy teraz włączona jest pralka czy zmywarka albo czy program prania został przerwany? Niewątpliwym wyzwaniem staje się skrócony czas życia urządzeń AGD i związana z tym częstsza ich wymiana, przekładająca się na częstsze zaburzanie pracy algorytmów rozpozna-wania urządzeń. Aby wyświetlacze właściwie rozpoznawały wykorzystywane urządzenia, bardzo istotną kwestią jest dostarczanie do nich bardzo dokładnych danych. Dane 15-minutowe są za mało dokładne, a algo-rytmy wykorzystujące takie dane są mało skuteczne. Wraz ze zwiększeniem granulacji pomiarów może zwiększyć się dokładność rozpoznawania urządzeń. Jeden z takich algorytmów jest opatentowany: US Patent 4858141.

Na podstawie zebranych informacji dotyczą-cych pracy domowych odbiorników wyświe-tlacz IHD mógłby proponować pewne rozwiązania związane z oszczędzaniem energii, np. sugerowałby, żeby zmywarkę uruchamiać wtedy, gdy energia jest tańsza, proponowałby wyłączanie zbędnych odbiorników w godzinach 8.00–16.00 lub w godzinach nocnych, kiedy stwierdzałby, że jedyna zmiana poboru mocy wynika z cykli pracy lodówki. Wyświetlacz, mając dane o cenach energii, mógłby pokazać, jaką kwotę miesięcznie lub rocznie trzeba będzie zapłacić za pozostawianie włączonych takich urządzeń. Oczywiście nie zawsze będzie można stwierdzić, że w stanie czuwania aktu-alnie znajduje się telewizor, a nie wieża hi-fi. Jednak brak takich danych nie przeszkodzi w oszacowaniu zbędnie zużywanej energii. Informacje o oszczędzaniu i sugestie z tym związane powinny być dostępne na życzenie klienta. Nie powinny się narzucać. Klienci nie akceptują takiej nachalności i najczęściej negatywnie do niej się nastawiają.

4.5. Skuteczność stosowania wyświetlaczy IHDNiektórzy odbiorcy mogą chcieć uzyskać zbiór danych o zużyciu energii i porów-nywać go do zużywania energii przez innych klientów. Może to prowadzić do pytań typu: twoja lodówka zużywa tyle energii, a moja więcej. Dlaczego tak jest? Na podstawie takich dylematów będzie można zadawać pytania ekspertom lub na forach internetowych.Zauważono, że informowanie odbiorcy na bieżąco o jego konsumpcji energii ma bezpośredni związek ze zwiększeniem efek-tywności jej wykorzystania, nawet wówczas, gdy odbiorca nie ma dodatkowej zachęty, np. w postaci zróżnicowanych cen w różnych okresach doby. Jest to tzw. efekt Priusa. Można zatem powiedzieć, że taka rola licznika lub wyświetlacza IHD powoduje, że odbiorca zacznie zachowywać się bardziej ekologicznie [10]. Dzięki wyświetlaczom domowym klienci stają się bardziej świa-domi, widząc zmieniające się wykresy wska-zujące na wzrost poboru mocy w wyniku np. włączenia elektrycznego ogrzewania podło-gowego. Wielu klientów nie zdaje sobie sprawy z czynników powodujących wzrost zużycia energii. Zaawansowana infra-struktura pomiarowa AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) to dobre narzędzie pomocne do zrozumienia tego zjawiska. AMI to zintegrowany zbiór elementów: inte-ligentnych liczników, modułów i systemów komunikacyjnych, koncentratorów i reje-stratorów umożliwiających dwukierunkową komunikację za pośrednictwem różnych mediów i różnych technologii, pomiędzy systemem centralnym a wybranymi licznikami.Informacje odnoszące się do emisji dwutlenku węgla mogą mieć pozytywny wpływ na podnoszenie świadomości odno-śnie wpływu zużycia energii przez odbiorców na taką emisję. Jednak nieznane są żadne dowody na skuteczność informacji o emisji dwutlenku węgla na oszczędne zużycie energii przez konsumentów. Pomimo że informacje o wielkości emisji kilogramów dwutlenku węgla były dostępne na więk-szości wyświetlaczy stosowanych podczas badań, w dużej mierze zostały zignoro-wane niemal przez wszystkich uczestników.

Wielkość emisji dwutlenku węgla jest proporcjonalna do ilości spalonego gazu ziemnego, jednak w przypadku zużycia energii ilość zanieczyszczeń waha się i jest zależna od rodzaju generacji energii (oraz rezerwy mocy). Czasami wielkość ta zostaje uśredniona dla całego systemu elektroener-getycznego. Przyjęcie jednak takiego zało-żenia powoduje nieporozumienia z klien-tami, którzy zdecydowali się na promowanie ochrony środowiska i wybrali taryfy: zielone lub niskiej emisyjności dwutlenku węgla [6].Niektórzy badacze uważają, że począt-kowo wielu konsumentów będzie otrzymać wyświetlacze domowe za darmo jako narzę-dzia konieczne do świadomego wykorzy-stywania energii elektrycznej, w ramach programów wdrożeniowych lub badaw-czych związanych z inteligentnymi sieciami.Zauważono, że dane prezentowane na wyświetlaczach IHD były zorientowane głównie na mężczyzn. Jednak to kobiety i dzieci mają tendencję do wyłączania nieprzydatnego oświetlenia oraz innych zbędnych urządzeń domowych. Badania ujawniły niewielki wpływ wyświetlanych informacji na kobiety, które często mają określone oczekiwania w zakresie komfortu i czystości w swoim gospodarstwie domowym [1].Podczas innego projektu badawczego pilo-tażowo zainstalowano u odbiorców inte-ligentne liczniki oraz wyświetlacze IHD z możliwością włączenia alarmu, używanego do ostrzegania użytkownika o poziomie konsumpcji energii [5]. System alarmowy składał się z paneli ściennych z wyświetla-czem powiązanym z inteligentnym liczni-kiem, który uruchamiał alarm, jeśli w gospo-darstwie domowym przekraczano ustalony limit zużycia w okresie dwudziestu czterech godzin. Klienci recenzowali, że nie chcą alarmu, który powiadamia ich o wysokim poziomie konsumpcji, zamiast tego woleliby natomiast współpracować z inteligentnym licznikiem wtedy, kiedy sami chcą.W czasie badań w Płn. Karolinie w USA zastosowano wyświetlacze domowe FEM (ang. Fitch Energii Monitor), podobne funkcjonalnie do IHD. Zostały one zain-stalowane w domach, ale odbiorcy nie zostali poinformowani, że biorą udział w badaniach i że będą obserwowani. Zauważono, że odbiorcy średnio zmniej-szyli swoje zużycie energii o ok. 12%. Podczas innych badań w Kanadzie u 25 odbiorców zainstalowano wyświetlacze RECS (ang. Residential Electricity Cost Speedometer), których cechą charaktery-styczną było bardzo szybkie odświeżanie prezentowanych informacji. Aktualizacja danych dokonywana była w cyklu 0,6 sek. RECS prezentował szczegółowe informacje o zużyciu energii oraz o kosztach z tego wynikających, w zależności od zastoso-wania (kuchenka, lodówka, zmywarka, suszarka, oświetlenie). Prezentowane tam były informacje o osiągniętych oszczędno-ściach kosztów energii w ostatniej godzinie. Zużycie energii elektrycznej mierzono przez 60 dni. Zauważono średnie oszczędności rzędu 12,9% [3].Wnioski płynące z niektórych badań suge-rują, że ludzie nie mogą robić dwóch rzeczy jednocześnie w tym samym czasie. Owszem, można kierować samochodem i rozmawiać, ale trudno jest np. podsłuchać dwie rozmowy jednocześnie. Analogicznie, trudno jest


54

gotować posiłek oraz przyglądać się i anali-zować dane prezentowane na wyświetlaczu domowym. Może to oznaczać, że niektóre osoby będą patrzeć na wyświetlacz, dopiero wtedy, kiedy skończą już gotowanie potraw. Podobnie niektórzy odbiorcy będą spoglądać sporadycznie na wyświetlacz, aby uzyskać opinię na temat dziennego lub tygo-dniowego zużycia energii, a następnie same będą dokonywały analizy uzyskanych infor-macji [3].Większość badań dotyczących skuteczności bezpośredniego oddziaływania i reakcji odbiorców na informacje przekazywane przez IHD pokazały, że średnie oszczęd-ności energii uzyskane dzięki nim wynoszą 2–15%. Wykorzystywano tam wyświetlacze zróżnicowane pod względem konstrukcji i struktury. Posiłkowano się wiedzą o zróż-nicowaniu lokalizacyjnym oraz demogra-ficznym odbiorców. Wyniki nie mogą być jednak reprezentatywne dla całej populacji. Ponadto niektóre badania trwały tylko kilka miesięcy, podczas gdy inne były dłuższe. Te różnice sprawiają, że trudno wyciągnąć solidne wnioski i analogie pomiędzy otrzy-manymi jednostkowymi wynikami i w ten sposób wyizolować wpływ pojedynczej prezentacji danych na konkretne zacho-wania konsumenckie. Do tej pory nie było odpowiednich badań dużej skali, trwających dłużej niż dwa lata. Oznacza to, że nie istnieją ilościowe dowody odnoszące się do trwałego wpływu wyświetlaczy na odbiorców.Podczas 2-letniego projektu badawczego w Ontario uzyskano kilka przydatnych informacji dotyczących wykorzystania IHD. Pod koniec eksperymentu okazało się, że prawie jedna trzecia ankietowa-nych konsumentów, którzy mieli dostęp do wyświetlacza IHD, zdecydowała się nie używać go w czasie trwania projektu badaw-czego. W czasie okresu próbnego odbiorcy mogą być bardziej energooszczędni niż przeciętni użytkownicy. Z ankiet wynika, że [6]:• 76% biorących udział w badaniu

przyznało, że obniżało temperaturę w termostacie

• 74% bardziej zwracało uwagę na otwie-ranie okien

• 65% czyściło filtry pieca• 43% ociepliło podgrzewacz wody (typowy

podgrzewacz zawsze przechowuje 20–60 litrów wody w gotowości). Zbiornik, w którym przechowywana jest ta woda, jest gorący i wychładza się od niższej temperatury otoczenia. Łatwo można zaoszczędzić ok. 10% energii, stosując izolację cieplną zbiornika, np. koc izola-cyjny z włókna szklanego.

Zmiany takie nie wymagają trwałego korzystania z IHD. To sugeruje, że długo-terminowe zmiany zachowań mogą być wywołane przez krótkotrwałe użycie IHD. Wyświetlacze pomagają użytkownikom zrozumieć sens taryf na energię i gaz. Pomimo że obecnie nie ma dowodów na temat trwałego wpływu IHD na zużycie energii, to jednak wydaje się, że w tym obszarze rynek jest jeszcze w fazie początko-wego rozwoju, a preferencje użytkowników mogą zmienić się wraz z rozwojem techno-logii [6].Niektórzy uczestnicy badań, osoby starsze, wyrażały obawy związane z możli-wością wyłączenia lub przeprogramo-wania ich urządzeń, których potrzebują

do utrzymywania ciepła i zdrowia. W przy-padku energii elektrycznej jest to mniejszy problem, chyba że jest ona wykorzystywana do celów grzewczych. Niektórzy niemajętni odbiorcy już teraz nie ogrzewają wystarcza-jąco dobrze swoich domów [6].Należy zdać sobie sprawę, że racjono-wanie energii jest poważnym problemem. Na pewno rozwiązaniem nie jest dostar-czenie IHD lub odrzucenie opinii wraż-liwych konsumentów. Należy wierzyć, że wyświetlacze mogą odegrać ważną rolę w zaopatrzeniu niezamożnych klientów, pomogą im zaoszczędzić pieniądze na rachunkach za energię i wydostać się z ubóstwa energetycznego. Ryzyko racjo-nowania energii dla klientów wrażliwych może być zmniejszone, jeżeli można będzie przekazać klientom informacje zwrotne o ich zużyciu oraz o sytuacji w systemie elektroenergetycznym. W przypadku wykorzystania energii elek-trycznej do ogrzewania domu można mówić o nietypowej pracy z wyświetla-czem domowym. Wtedy bowiem dominu-jący udział w całym zużyciu energii będzie miało takie ogrzewanie. Znaczna dominacja zużycia energii przez jedno urządzenie może powodować, że drobne działania oszczęd-nościowe i racjonalne konsumenta zwią-zane z efektywnym wykorzystaniem energii przez inne urządzenia będą zagłuszane przez dominujący pobór energii i prak-tycznie niezauważalne na wyświetlaczu. Wyświetlacze powinny uwzględnić możli-wość wystąpienia takich sytuacji i zapew-niać opcje do skorygowania całościowego poboru energii przez odbiorcę i odjęcie od niego części energii zużywanej przez energochłonne odbiorniki [6].Stosując w wyświetlaczach kolorowe ozna-czenia, należy pamiętać, że różne osoby mogą różnie odbierać stosowane barwy. Przykładowo mężczyźni często słabiej widzą barwy niż kobiety, dlatego dla nich potrzebna może być inna paleta barw i kolorów. Należy również uwzględnić to, że niektórzy użyt-kownicy wyświetlaczy domowych mogą być daltonistami.Podczas interakcji z wyświetlaczem użyt-kownicy prezentują trzy możliwe rodzaje czytania zawartych na nim informacji [3]:ilościowe – odbiorca otrzymuje lub poszu-kuje wartości w postaci liczbowejsprawdzanie – odbiorca obserwuje szybkość zmian zachodzących na wyświetlaczuzależności – odbiorca wykrywa bezpo-średni związek pomiędzy sterowaniem urządzeniami a wartością prezentowaną na wyświetlaczu.

5. Możliwe zagrożeniaZdaniem niektórych badaczy nie chodzi o to, aby w domu był wyświetlacz, który daje za dużo danych, ponieważ mogą one dezin-formować klienta. Specjaliści z branży możliwe zagrożenia nazywają tzw. złotymi klamkami. Chodzi o dostarczanie klientom za małe pieniądze zaawansowanych technologii, które dużo kosztują, a klienci ich nie potrzebują, nie wykorzystują lub potem nie doceniają i lekceważą. Już teraz bardzo wielu użytkow-ników np. smartfonów wykorzystuje niewiele możliwości funkcjonalnych tych urządzeń.Prawie wszystkie firmy branży energe-tycznej wdrożyły większość aplikacji środowiska MS Office. Wykorzystanie ich

funkcjonalności nie przekracza jednak 10%. Z tego płynie wniosek, że nawet jeżeli wszystkie elementy programowe są wdro-żone, w przeważającej liczbie nie są w pełni zintegrowane. Zatem pojawia się problem niewykorzystywania pełnych funkcjonal-ności zakupionych rozwiązań. W konse-kwencji wdraża się bardzo bogate funkcjo-nalności bez refleksji co do ich optymalnego wykorzystania [11].Wyświetlacze IHD, posiadające bogate funkcjonalności, wiążą się z konieczno-ścią wdrożenia bardziej zaawansowanego technologicznie oraz droższej zaawanso-wanej infrastruktury pomiarowej AMI. A to pociąga również za sobą konieczność częstszego i droższego serwisowania AMI i IHD.Takim użytkownikom wystarczyłyby tańsze i prostsze rozwiązania. Jeżeli sami użytkownicy płacą za takie rozwiązania, to operatorzy lub producenci zachęcają ich do zakupu droższych i bogatszych funkcjo-nalnie produktów. Część klientów jednak preferuje prostsze rozwiązania. Oni zosta-liby niejako uszczęśliwieni na siłę i dodat-kowo ponieśliby koszty takiego wdrożenia.Niebagatelną kwestią związaną z wdraża-niem inteligentnych sieci i wyświetlaczy domowych jest postępujący proces starzenia się społeczeństw.

6. Wnioski końcoweZ przeprowadzonych projektów badawczych wynika wniosek, że wyświetlacz domowy, współpracujący z inteligentnym licznikiem energii elektrycznej, jest bardzo istotnym elementem inteligentnych systemów pomia-rowych. Urządzenia mogą być dużo bardziej zaawansowane funkcjonalnie, niż tylko ograniczać się do pokazywania bieżącego poboru mocy oraz prezentowania historycz-nych danych o zużyciu energii w wybranych przedziałach czasu, z określonym okresem agregacji danych, np. dane godzinowe lub 15-minutowe.Wiadomo jednak, że tak jak różni są odbiorcy energii, trzeba zróżnicować wyświetlacze. Należy je dostosować do konkretnego odbiorcy. Są osoby prefe-rujące proste urządzenia oraz osoby, które wykazują zainteresowanie zaawansowa-nymi funkcjami. Porównując wyświetlacze domowe do telefonów komórkowych, można również powiedzieć, że osoby posia-dające zaawansowane funkcjonalnie urzą-dzenia często wykorzystują jedynie ok. 10% ich możliwości. Część zaawansowanych funkcji została przez nich przetestowana i stwierdzili, że nie spełniają one ich ocze-kiwań. Niektóre funkcje nie zostały nigdy uruchomione.Jedna z koncepcji wdrażania wyświetlaczy zakłada, że odbiorcy za darmo zostaną wyposażeni w proste funkcjonalnie urzą-dzenia. Dokonają oni wyboru jednego wyświetlacza z prezentowanej puli urządzeń. Jeżeli będą zainteresowani zaawansowanymi technologicznie wyświetlaczami, to będą musieli za nie zapłacić.

Bibliografia

1. Strengers Y., Smart Metering Demand Management Programs: Challenging the Comfort and Cleanliness Habitus of Households, RMIT University, Australian


55

Housing and Urban Research Institute, OZCHI ’08 Proceedings of the 20th Australasian Conference on Computer-Human Interaction: Designing for Habitus and Habitat, ACM New York, NY, USA ©2008, s. 9–16.

2. Choi T.S., Analysis of Energy Savings using Smart Metering System and IHD (In-Home Display), Transmission & Distribution Conference & Exposition: Asia and Pacific, 2009, s. 1–4.

3. Wood G., Newborough M., Dynamic energy-consumption indicators for dome-stic appliances: environment, behaviour and design, Energy and Buildings 2003, No. 35, s. 821–841, Elsevier Science B.V.

4. Zeifman M., Disaggregation of home energy display data using probabili-stic approach, 2012 IEEE International Conference on Consumer Electronics (ICCE), IEEE Transactions on Consumer Electronics 2012, No. 1.

5. OFGEM: ENERGY DEMAND RESEARCH PROJECT, Review of progress for period September 2008 – March 2009.

6. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: In-Home Display, 27.06.2010.

7. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Consumer Protection, 27.06.2010.

8. OFGEM: Smart Metering Implementation Programme: Statement of Design Requirements, 27.06.2010.

9. Stanowisko prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdra-żanych przez OSD E inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji celu oraz proponowanych mechanizmów wsparcia przy postulowanym modelu rynku, Warszawa, 31.05.2011.

10. Opracowanie modelu stosowania mecha-nizmów DSR na rynku energii w Polsce, ETAP I: Opracowanie przeglądu aktualnie stosowanych mechanizmów DSR, PSE, Konstancin-Jeziorna, 14.12.2009.

11. Jabłońska M.R., Ku zielonym, inteli-gentnym miastom, Smart Grid Polska 2012, nr 3.

12. Adach R., Zapomniany świat: optymalne wykorzystanie środowiska końcowego użytkownika, PTPiREE, IX Konferencja „Systemy Informatyczne w Energetyce” SIwE ’10.

13. Jeju Island Smart Grid Test-Bed, Developing Next Generation Utility Networks, GSMA, South Korea [online], www.gsma.com, September 2012.

Krzysztof Billewiczdr inż.Politechnika Wrocławskae-mail: [email protected] | www.krzysztofbillewicz.plAdiunkt w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej. Wcześniej pracował w: Okręgowym Urzędzie Miar, Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych oraz w firmie WINUEL SA Grupa Sygnity. Autor kilkudziesięciu publikacji naukowych oraz książki „Smart Metering. Inteligentny System Pomiarowy” (Wydawnictwo Naukowe PWN, 2012). Zainteresowania badawcze: inteligentne sieci elektroenergetyczne, inteligentne systemy pomiarowe, zarządzanie popytem na energię, bezpieczeństwo cyfrowe inteligentnych sieci, przetwarzanie danych w systemach pomiarowo-rozliczeniowych.


56

envi

ronm

ent

frie

ndly

rene

wab

le

hydro

wea

ther

de

pend

ent wind

solar cells

heat

and

stea

m

solar collectors

envi

ronm

ent-

-bur

dens

ome biomass fuelled

raw

mat

eria

l ba

sed

incinerating plants

gas fired

coal fired

Improving Energy Efficiency of Micro-Networks Connected to a Smart Grid

AuthorGrzegorz Błajszczak

Keywordsmicrogrids, smart grid, effectiveness

AbstractTechnological development of distribution and transmission grids and building a so called smart grid also enable improving the efficiency of microgrids and microgenerators. Better coordination and scheduling of microgenerators operation make more effective adjustment to local condi-tions and achieving better overall energy efficiency possible. Due to smart communication inter-faces the microgrids and microgenerators can also contribute to ancillary services.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014405

1. Possible improvements of energy efficiencySmall distributed sources are often equated with renewable energy sources and environmentally friendly electricity genera-tion. However, only some of them, based on hydro, solar or wind energy, do not pollute the environment. Other types of small sources generate electricity by burning fossil fuels (coal or gas), and sometimes also agricultural or municipal waste. Combustion always produces CO2, NOx, sulfur compounds, and other pollu-tion. Combustion in small sources is less controlled due to reduc-tion of control systems costs (with respect to the generator cost and the electricity output). In addition, micro-plants are not equipped with exhaust aftertreatment systems. Electricity generation in combustion-based distributed sources produces much more pollution per output MWh than large power plants. Maintaining a certain level of power generation’s environmental impact nation-wide, with increased pollution emissions in some sources, will require reduction of the emissions in other sources. Costs and energy saved in one place will be spent in another place. Current energy policy basically promotes environmentally friendly sources, although in the case of micro-sources to obtain such preferences is almost impossible.

It is expected that in the coming years the market will be flooded with inexpensive generation systems suitable to power certain loads (e.g. heating, lighting, or water pumping). An inexpen-sive generation system is usually devoid of control capabilities, and a significant portion of primary energy (e.g. wind, solar) is lost. But it was not relevant to users, because the primary energy is free, and inexpensive systems were quickly amortized. Microgrids can operate independently, powering specific appli-ances at households and farms, as well as in high-rise buildings in cities. Due to the national grid’s widespread accessibility it will

become an alternative source of energy. The national grid will be used when the supply from a microsource is temporarily unavail-able. With the significant increase in the number of microsources, their connecting to and disconnecting from the power system will impact the national power grids’ loads, even if they do not convert electricity, e.g. when heating with the sun or pumping water at a farm with a windmill. Providing individual customers with a control signal, for example the current energy price, will affect their decisions to draw electricity from the national grid. Microsources’ adjustment to electricity input to the grid, and adoption of simple and clear rules for energy purchase will be the microgrids’ natural further development.The next step will be to improve the efficiency of the whole process, starting from better use of primary energy up to optimum distribution of generated energy. Coordination of microsources’ operation in a microgrid, already at the stage of the primary energy’s conversion, allows better use of energy carriers with a lower exergy. Interoperation of several sources improves the microgrid’s overall efficiency. Also significant are energy losses in microgrids’ interconnections with the national grid. In

Tab. 1. Primary energy conversion in microsources

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 56–61

57

most cases energy in the form of electricity with a low and fluc-tuating voltage and variable frequency or direct current voltage must be converted into electricity with an acceptable sinusoidal voltage of at least 230 V. By setting up appropriate communica-tion with the national grid, microgrids can be flexibly switched to various operating modes (as discussed in the next section), and thus the converted energy can be reduced. Also, the primary energy utilised without conversion to electricity (e.g. heating) can be increased, which typically reduces electricity intake from the national grid. Farmhouses and skyscrapers in cities can both significantly reduce their intake from the national grid of the electricity to be converted into mechanical energy or heat.

2. Microgrid operation options“Microgrid” is not a term with a strict technical sense, and it should be interpreted according to its meaning in common language. This paper assumes that a microgrid may consist of a single source (sometimes several sources) and one or more loads. The sources may have ca. 1–100 kW output installed power. Such sources are often referred to as microsources or distributed sources. A microgid may be three-phase with 3 x 400 V voltage, single-phase with 230 V or other lower (e.g. 24 V) voltage; it may also be a DC grid with 230 V or lower (e.g. 60 V) voltage. Depending on the design and equipment used, a microgrid may operate according to several options illustrated in Fig. 1 by switches G, S, M:a) generator supplies load (G and M closed, S open)b) no generation, load supplied from the grid (S and M closed,

G open)c) no load, entire generation output supplied to the grid (G and

S closed, M open)d) generator supplies load and the grid (G, S, and M closed)e) load supplied from local source and the national grid (G, S, and

M closed).Options “a” and “b” may apply to very simple, and very inexpen-sive, systems. An example of such operation may be the heating system of utility premises consisting of two independent and

galvanically separated circuits. One circuit is made up of heaters supplied from the national grid, the other of other heaters fit for supply from the local generator. When fitting a heater for such a local supply, attention should be paid only to the maximum voltage, and the other parameters (such as frequency, distor-tion, dips and interruptions) are completely neutral to a heater, even if they affect the heating efficiency. Another example may be pumping water into a hydrophore or a tank. Set on the pump drive shaft may be an electric motor and a windmill powertrain. The windmill drives the pump without electricity as the inter-mediate. In the absence of wind the motor is started. A similar situation is heating domestic water directly with sunlight. There may be two heaters in such a tank, one powered from a local generator, and the other suitable for supply from the mains grid. Options “a” and “b” allow for easy switching to a local supply or to the supply from the national grid. Owing to the separation of the local microgrid and national grid circuits the system does not require costly interconnections and is based on components already available in households. The simplicity of design, allowing installation of one’s own, will certainly contribute to the mass dissemination of such systems. Options “a” and “b” allow reducing the electricity purchased from the national grid, but do not allow inputting locally generated electricity to it. Options “c” and “d” represent a business approach, targeted to benefit from elec-tricity generation. Inputting electricity from a microgrid to the national grid requires the use of an interconnection system. An interconnection system can also enable two-way electricity flow, which will allow for a partial supply of loads (same or different) in the microgrid from the national grid, and partial supply from local microgenerators (option “e”).

3. Microgrid and the national grid intercon-nectionsIn most cases this will be an AC-DC-AC inverter with a passive filter. In these operating options all local loads can be supplied under standard conditions the same as for the supply from the national network.Fig. 2 shows microgrid’s interconnection with the national grid. Switch K is closed when no generator operates in the microgrid; in other options it is open.

Direct connection of microsources to the national grid is possible for certain types of generators (e.g. synchronous machines).

Fig. 1. Switching between microgrid operation options Fig. 2. Example of microgrid and the national network interconnection


58

However, this requires continuous maintaining of the generator within a specified range of operating parameters, which in the case of micromachines (typically with no control system) can be difficult.

Generator output power fluctuations due to variations in the primary energy (e.g. wind strength) result in voltage and frequency fluctuations. Adding a battery loaded through a recti-fier to the system allows obtaining a constant voltage. Another task of the interconnection system is to convert direct voltage into a sinusoid. The most common way involves an inverter with pulse width modulation. The specific nature of some sources, such as photovoltaics, allows the use of different solutions too. Fig. 4 shows a circuit that utilises the multiple availability of several sources (or batteries) with different voltages. The proposed solution combines four sections with voltages: E1, E2 = 2 E1, E3 = 4 E1, E4 = 8 E1. To each section parallel capacitors (not shown in the diagram) are connected to enable a higher current rise rate after the section is switched on. The individual sections are switched on by transistor keys (IGBT).Appropriate key arrangements produce all combinations of the battery sections’ serial connections, e.g. E2 + E4 by switching on keys: K1z, K2o, K3z, K4o. This battery setup allows for the selection of 16 voltage levels. Pulse amplitude modulation involves DC to AC voltage conversion by selecting appropriate voltage levels in successive time intervals (Fig. 5).

4. Microgrid and the national grid interoperationThe most important task of a power system’s operation is to maintain its operating stability. This mainly involves contin-uous balancing of instantaneous power generation output and consumption. Since electricity consumers may freely select the way, value, and timing of their consumption, the generation output has to match their needs. Electricity consumption in a working day features morning and evening peaks and night troughs. On holidays the consumption typically grows early in the afternoon only.Power control (instantaneous generation power output) is provided country-wide, which facilitates the task, because some changes in the demand set off each other. The operation of all

Fig. 4. DC to AC voltage inverter

Fig. 2. Example of microgrid and the national network interconnection

Fig. 5. Voltage output of the inverter in Fig. 4


59

large units in commercial power plants is centrally controlled by the National Power Dispatch. Small distributed sources can be similarly controlled. Small generators, microgrid owners, can receive the “control” signal in the form of the current price at which their electricity is bought, and the current price they pay for elec-tricity drawn from the national grid. The prices may be modified ca. every 15 minutes. On this basis microgrid owners will decide on the options (Fig. 1) of their grids’ operations. Implementation of such interaction of a microgrid and the smart national grid will require a meter to record the electricity flow in subsequent time intervals (e.g. 15 minutes) and a system for pricing information transfer. If the meter were capable of automatic download of the prices, this would enable real time indication of the derived financial benefits, which would certainly provide a significant incentive for small investors’ further involvement.Another option is the possibility of gathering microgrid owners in generation groups, which might be recognised as virtual power plants. Members of such a group may be located in different loca-tions remote from each other, because their microgrids interop-erate with the same national grid. Acting together, they could sell electricity to the balancing market and the electricity exchange, and offer ancillary control services. The implementation of such measures would also require deployment of some Smart Grid hardware features.When associated in appropriate generation groups and commu-nicated with the transmission system operator, microgrids could, in addition to electricity generation, provide several ancillary services.a) Power control and reserve:

– secondary reserve for primary control – minute reserve for secondary control – hourly reserve – restoration reserve – cold reserve

b) Active and reactive power flow control and voltage control (in generation nodes):

– voltage and reactive power control (ARNE) – reactive power generation

c) Services consisting in readiness to participate in system restoration:

– self-startup ability – Isolated-island operation ability.

Certainly the main service acquired from small sources will be the hourly reserve to cover daily hourly changes in demand. Electricity consumption varies throughout the day in large limits. The ideal model of the National Power System operation would be thermal power plant units operating with constant power, supplemented with distributed sources that would cover peak demand. Fig. 6 shows the electricity that would be needed to cover daily peaks in the national system in each month of the year.

Also important in analysis of the use of distributed sources is the power required to cover fluctuations in demand. Fig. 7 shows differences between the highest and lowest demand (average of each day of the month). Fig. 8 shows the power and duration

in the year of sources operation in the national system to meet demand above the average. In 2012 the demand for power in individual days was higher than the daily average in the day for a total of 5021 hours.

5. Microgrid implementation optionsIn recent years microgrids with biogas plants and solar power plants have become very popular. Biogas plants are deployed mainly in rural areas. Solar power plants are deployed in rural areas as well as on the roofs of buildings in cities.

Fig. 6. Electricity in GWh needed to cover daily peaks in each month of the year (in hours, where the demand for power was above the daily average)

Fig. 7. Mean amplitude of demand for power fluctuations in MW (max./min.) during the day (a working day) in each month of the year

Fig. 8. The graph shows how many hours in a year (y-axis) sources operated with particular power in MW (x-axis) to cover the daily peaks during a year (in hours, when demand for power was above the daily average)


60

5.1. Biogas plantsMicrogrid includes a source which is a conventional gas-powered turbine. The gas is produced at a biogass plant by fermenta-tion of plant waste, animal manure, slaughterhouse waste, resi-dues of agricultural and food products, forest biomass, or other organic and plant matter. Crude biogas comprises ca. 50–75% of methane, with the remainder being carbon dioxide and other impurity gases, such as hydrogen sulphide and carbon monoxide.Biogas calorific value is ca. 17–27 MJ/m3, and 100 m3 of biogas is sufficient to generate ca. 540–600 kWh of electricity. At land-fills biogas is produced spontaneously. Ca. 10,000 tonnes of waste on an area of 1 ha can produce nearly half a million m3 of biogas per year. One m3 of slurry can produce ca. 20 m3 of biogas, and one m3 of manure as much as 30 m3. In biogas plants dedicated to energy generation fermentation is usually carried out in special sealed containers. Abiogas plant is also a source of thermal energy.In Polish conditions the approximate total cost of 1 kWh is about 0.40 PLN. Entry into force of the law on renewable energy sources, and assurance of the possibility to sell electricity at a fixed and attractive price will certainly contribute to the development of these sources. In Poland, there are companies and investors who could quickly develop this new branch of the energy sector, as well as the whole economy associated with it. City Energy sp. z o.o. – which this author represents – in cooperation with Farmatic is ready to build turnkey 25, 50, 75 and 100 kW biogas plants. Biogas plant structures are made of steel (not concrete) structures, so they can be extended at any time by adding addi-tional elements to extend their gas output.

5.2. Solar power plants – photovoltaicsThe use of solar radiation is the most environmentally friendly form of energy generation. The energy that reaches the Earth in 40 minutes would cover the yearly demand of all people. The yearly national average density of solar radiation on a horizontal surface is ca. 950–1250 kWh/m2, and the average yearly number of sunny hours is ca. 1600. The insolation distribution in Poland is not uniform (Fig. 10), and therefore a solar power plant’s loca-tion has a big impact on its efficiency (defined as the ratio of

the average output power to the installed capacity). Since the insolation varies significantly from month to month (Fig. 11), a microgrid design can take into account solar power genera-tion in a few months a year only. Adding an electricity storage to a microgrid with a solar power plant allows a more efficient use of its energy output. City Energy is currently building a 10 ha solar power plant.

6. Final conclusionsA microgrid’s energy efficiency can be improved by adjusting its operation options and microsources selection to the weather

Fig. 9. Biogass plant by Farmatic (in Poland: City Energy)

Fig. 10. Average solar exposure in Poland

Fig. 11. Yearly insolation changes in Poland


61

conditions and market energy prices. Implementation of such a strategy requires improved “smart” capabilities of the national grids by installing appropriate energy meters and data transfer systems. Adding power setting systems to the national grids may allow the use of microgeneration for ancillary services.

Combining microgrids into virtual power plants should bring benefit to the grids’ owners as well as to the national system. Investment decisions should take into account the location and availability of primary energy.

Grzegorz BłajszczakCity Energy sp. z o.o.


Formerly (1984–1994) a research fellow at Warsaw University of Technology, Budapest University of Technology and Rand Afrikaans University in Johannesburg.

Specialist in International Relations at Energoprojekt Warsaw SA (1994–1995), Drives and UPS Manager at French company Schneider Electric (1995–1996), Training

and Implementation Deputy Director at the European Process Control Division of Westinghouse Electric (1996–1999). From 1999 to 2012 employed at PSE Operator

SA Polish Power Grid (PSE), first in ancillary services, then in international energy exchange settlement, and finally in new technologies implementation, energy quality

and reactive power management. In 2012 in Emerson Process Management Power & Water Solutions. Currently and Polish Power Exchange, and from 2013 in Energy

Regulatory Office. Since 2011 co-worker of City Energy sp. z o.o. A member of SEP, IEEE, Eurelectric, FSNT-NOT Technical – Scientific Committee for Energy Management;

Polish Committee for Electricity Quality and Effective Utilisation. An expert in electricity quality, and author of over 130 scientific and technical publications.


62

Poprawa efektywności energetycznej przy integrowaniu mikrosieci z inteligentnymi sieciami krajowymi

AutorGrzegorz Błajszczak

Słowa kluczowemikrosieci, Smart Grid, efektywność

StreszczenieWzbogacanie sieci przesyłowych i dystrybucyjnych o inteligentne systemy sterowania, automatyki i zabezpieczeń oraz tworzenie Smart Grid umożliwia lepsze i bardziej efektywne energetycznie wykorzystanie mikroźródeł i mikrosieci. Większa część energii pierwotnej może być przetwarzana na energię elektryczną. Koordynacja pracy mikroźródeł w mikrosieci zwiększa sprawność prze-twarzania i oddawania energii do sieci krajowej. Energia z mikrosieci może być sprzedawana na rynku energii oraz wykorzystywana do dostarczania usług regulacyjnych.

1. Możliwości poprawy efektywności energetycznej Małe źródła rozproszone utożsamiane są często ze źródłami odnawialnymi i wytwa-rzaniem energii elektrycznej w sposób przyjazny dla środowiska. Jednak tylko niektóre z nich, bazujące na energii wodnej, słonecznej czy wiatrowej, nie zanieczysz-czają środowiska. Pozostałe typy małych źródeł wytwarzają energię elektryczną dzięki spalaniu paliw kopalnych (węgla lub gazu), a czasami również odpadów rolniczych lub komunalnych. Spalanie wiąże się zawsze z wytwarzaniem CO2 i NOx oraz związków siarki i innych zanieczyszczeń. Procesy spalania w małych źródłach są gorzej kontrolowane ze względu na ograniczenie kosztów układów sterowania (w odniesieniu do kosztu generatora i ilości produkowanej energii). Ponadto mikroelektrownie nie są wyposażane w układy oczyszczania spalin. Wytwarzanie energii elektrycznej w rozpro-szonych źródłach opartych na spalaniu wiąże się ze znacznie większym zanieczyszczeniem środowiska w przeliczeniu na MWh wytwo-rzonej energii, w porównaniu z dużymi elektrowniami systemowymi. Utrzymanie określonego poziomu oddziaływania przez energetykę na środowisko w skali kraju, przy wzroście emisji zanieczyszczeń w jednych źródłach, będzie wymagało ograniczenia

emisji tych zanieczyszczeń w innych źródłach. Koszty i energia zaoszczędzone w jednym miejscu zostaną wydane w innym miejscu. Obecna polityka energetyczna w zasadzie promuje źródła przyjazne dla środowiska, choć w przypadku mikroźródeł uzyskanie takich preferencji jest prawie niemożliwe.W najbliższych latach oczekuje się zalewu rynku tanimi systemami generacyjnymi, przystosowanymi do zasilania określonych odbiorników (np. ogrzewania, oświetlenia lub pompowania wody). Tani system gene-racyjny na ogół pozbawiony jest możliwości regulacyjnych, a znaczna część energii pier-wotnej (m.in. wiatru, słońca) jest tracona. Nie było to jednak istotne dla użytkow-nika, ponieważ energia pierwotna jest za darmo, a tani system szybko się amorty-zował. Mikrosieci mogą funkcjonować samodzielnie, zasilając określone urzą-dzenia w domu i w gospodarstwie wiejskim, jak również w wielopiętrowym budynku w mieście. Powszechna dostępność do sieci krajowych sprawia, że będzie ona alterna-tywnym źródłem energii. Korzystanie z sieci krajowej będzie wynikało z okresowego braku możliwości pozyskania energii w mikro-źródłach. Załączanie i wyłączanie mikro-źródeł, przy znacznym wzroście ich liczby, będzie wpływało na obciążenie krajowych

sieci elektroenergetycznych, nawet jeśli mikroźródła nie przetwarzają energii elek-trycznej, np. przy ogrzewaniu słońcem lub pompowaniu wody na farmie za pomocą wiatraka. Dostarczenie do odbiorców indy-widualnych sygnału sterującego, w formie np. aktualnej ceny sprzedaży energii, będzie wpływać na decyzje poboru energii z sieci krajowej. Przystosowanie mikroźródeł do wprowadzania energii do sieci oraz stwo-rzenie prostych i czytelnych zasad zakupu energii jest naturalnym dalszym rozwojem mikrosieci. Kolejnym krokiem będzie poprawienie efektywności całego procesu, począwszy od lepszego wykorzystania energii pier-wotnej do optymalnego rozdziału energii wytworzonej. Koordynacja pracy mikro-źródeł w mikrosieci, już na etapie przetwa-rzania energii pierwotnej, umożliwia lepsze wykorzystanie nośników energii o niższej wartości egzergii. Skojarzenie pracy kilku źródeł poprawia całkowitą sprawność mikrosieci. Znaczące straty energii wystę-pują również w układach sprzęgających mikrosieci z siecią krajową. W większości przypadków energia w postaci elektrycz-ności o małym, wahającym się napięciu i o zmiennej częstotliwości lub napięciu jednokierunkowym, musi zostać prze-tworzona na energię elektryczną o akcep-towalnym kształcie sinusoidy napięcia i wartości napięcia co najmniej 230 V. Wprowadzając odpowiednią komunikację z siecią krajową, można elastycznie prze-łączać mikrosieć w różne warianty pracy (omówione w następnym rozdziale) i dzięki temu zmniejszyć ilość energii przetwa-rzanej. Możliwe jest również zwiększenie ilość energii pierwotnej, wykorzystywanej bez przemiany na energię elektryczną (np. do ogrzewania), co na ogół zmniejsza pobór energii elektrycznej z sieci krajowej. Zarówno gospodarstwa wiejskie, jak i wieżowce w miastach mogą znacząco zmniejszyć ilość energii pobieranej z sieci krajowej i zamienianej na energię mecha-niczną czy cieplną.

2. Warianty pracy mikrosieciNazwa „mikrosieci” nie jest terminem o ścisłym znaczeniu technicznym i należy ją rozumieć zgodnie ze znaczeniem, jakie ma w potocznym języku. W artykule przyjęto,

PL


Tab. 1. Przetwarzanie energii pierwotnej w mikroźródłach

przy

jazn

e dl

a śr

odow

iska

odna

wia

lne

wodne

zale

żne

od si

ły

wyż

szej

wiatrowe

słoneczne ogniwa

ciep

lno-

paro

we

kolektory słoneczne

ucią

żliw

e dl

a śr

odow

iska

spalarnie biomasy

bazu

jące

na

suro

wca

ch spalarnie

gazowe

węglowe

G. Błajszczak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 56–61

63

że mikrosieć może składać się z jednego źródła (czasami kilku źródeł) i jednego lub kilku odbiorów. Źródła mogą mieć moc ok. 1–100 kW. Takie źródła nazywa się często mikroźródłami lub źródłami rozpro-szonymi. Mikrosieć może być trójfazowa o napięciu 3 . 400 V, jednofazowa o napięciu 230 V lub innym niższym (np. 24 V), może być też siecią prądu stałego o napięciu 230 V lub niższym (np. 60 V). Praca mikrosieci w zależności od projektu i zastosowanych urządzeń może przebiegać w kilku wariantach ilustrowanych na rys. 1 przez wyłączniki G, S, M:a) generator zasila obciążenie (G i M

zamknięte, S otwarty)b) generacja nie pracuje, obciążenie jest zasi-

lane z sieci (S i M zamknięte, G otwarty) c) obciążenie nie pracuje, generacja oddaje

całą energię do sieci (G i S zamknięte, M otwarty)

d) generacja zasila obciążenie i oddaje część energii do sieci (G, S, M zamknięte)

e) obciążenie zasilane jest z lokalnej gene-racji i z sieci krajowej (G, S, M zamknięte)

Sytuacje „a” oraz „b” mogą występować w bardzo prostych układach, jednocześnie bardzo tanich. Przykładem takiej pracy może być układ ogrzewania pomieszczeń gospodarczych składający się z dwóch niezależnych i niepołączonych galwanicznie ze sobą obwodów. Jeden obwód stanowią grzejniki zasilane z sieci krajowej, drugi inne grzejniki przystosowane do pracy z lokalnym generatorem. Dostosowując grzejnik do lokalnej generacji, należy zwrócić uwagę jedynie na maksymalne napięcie, a pozostałe parametry (takie jak częstotli-wość, odkształcenia, zapady i przerwy) są dla grzejnika zupełnie obojętne, choć wpły-wają na skuteczność ogrzewania. Innym przykładem może być pompowanie wody w hydroforze lub do zbiornika. Na wale napę-dzającym pompę może znajdować się jedno-cześnie silnik elektryczny i układ przeniesienia napędu z wiatraka. Wiatrak kręci pompą bez pośrednictwa energii elektrycznej. Przy braku wiatru załączany jest silnik. Analogiczną sytuacją będzie ogrzewanie wody do mycia bezpośrednim działaniem słońca. W zbior-niku może być umieszczona jedna grzałka zasilana z lokalnego generatora i druga mająca możliwość zasilania z sieci. Warianty pracy „a” i „b” pozwalają na łatwe przełączenie na któryś z lokalnych sposobów pozyski-wania energii lub na zasilanie z sieci krajowej. Rozdzielenie obwodów mikrosieci lokalnej i sieci krajowej sprawia, że taki system nie wymaga kosztownych układów sprzęgających i bazuje na elementach, które już istnieją w gospodarstwach domowych. Prostota konstrukcji, umożliwiająca wykonanie insta-lacji we własnym zakresie, z pewnością przy-czyni się do masowego rozpowszechnienia takich układów. Warianty pracy „a” i „b” umożliwiają zmniejszenie ilości kupowanej energii z sieci krajowej, ale nie pozwalają na oddawanie do sieci lokalnie wytworzonej energii.Sytuacje „c” oraz „d” oddają podejście bizne-sowe, ukierunkowane na czerpanie korzyści z wytwarzania energii. Wtłaczanie do sieci krajowej energii z mikrosieci wymaga zasto-sowania układu sprzęgającego. Układ sprzę-gający może również umożliwiać dwukie-runkowy przepływ energii, co pozwoli na częściowe zasilanie odbiorników (tych samych lub różnych) w mikrosieci z sieci

Rys. 2. Przykładowy układ sprzęgający mikrosieć z siecią krajową

Rys. 3. Synchronizacja generatorów

Rys. 4. Falownik umożliwiający budowę sinusoidalnego napięcia

Rys. 1. Przełączanie wariantów pracy w mikrosieci


64

krajowej i częściowe zasilanie z lokalnych mikrogeneratorów (wariant „e”).

3. Układy sprzęgające mikrosieci z siecią krajowąW większości przypadków będzie to falownik AC-DC-AC z filtrem pasywnym. Przy tych wariantach pracy wszystkie lokalne odbiorniki mogą mieć standardowe warunki zasilania, jak przy zasilaniu z sieci krajowej. Na rys. 2 pokazano podłączenie mikro-sieci do sieci krajowej. Wyłącznik K jest zamknięty wówczas, gdy w mikrosieci nie pracują żadne generatory, w pozostałych wariantach pracy jest otwarty.Bezpośrednie podłączenie mikroźródeł do sieci krajowej jest możliwe dla pewnego rodzaju generatorów (np. maszyn synchro-nicznych). Wymaga to jednak ciągłego utrzymywania generatora w określonym zakresie parametrów pracy, co w przy-padku mikromaszyn (na ogół pozbawio-nych układu regulacji) może być trudne do spełnienia. Wahania mocy dostarczanej przez generator ze względu na zmianę energii pierwotnej (np. siły wiatru) powodują wahania napięcia i częstotliwości. Wprowadzenie do układu akumulatora ładowanego przez prostownik pozwala na otrzymanie stałego napięcia. Kolejnym zadaniem układu sprzęgają-cego jest zrobienie sinusoidalnego kształtu napięcia z napięcia stałego. Najczęściej stosowanym sposobem jest zastosowanie falownika z modulacją szerokości impulsu. Specyfika niektórych źródeł, np. fotowol-taiki, pozwala na zastosowanie również innego rozwiązania. Na rys. 4 przedsta-wiono układ wykorzystujący dostępność kilku źródeł (lub akumulatorów) o różnych napięciach. W proponowanym rozwiązaniu zestawiono cztery sekcje o napięciach: E1, E2 = 2 E1, E3 = 4 E1, E4 = 8 E1. Do każdej z sekcji dołączone są równolegle konden-satory (niepokazane na schemacie), które umożliwiają osiągnięcie większej stromości narastania prądu po załączeniu sekcji. Poszczególne sekcje są załączane za pomocą kluczy tranzystorowych (IGBT). Wybierając odpowiednie załączenie kluczy, można uzyskać wszystkie kombinacje połączeń szeregowych sekcji baterii, np. E2 + E4 wymaga złączenia kluczy: K1z, K2o,

K3z, K4o. Taki sposób organizacji baterii akumulatorowej pozwala na uzyskanie 16 poziomów napięć. Modulacja amplitudy impulsu polega na budowie sinusoidalnego kształtu napięcia poprzez dobór w kolej-nych odcinkach czasowych odpowiedniego poziomu napięcia (rys. 5).

4. Współpraca mikrosieci z siecią krajowąNajważniejszym zadaniem do spełnienia w systemie elektroenergetycznym jest utrzy-manie jego stabilnej pracy. Polega to głównie na zrównoważeniu w każdej chwili czasowej wielkości energii wytwarzanej z energią konsumowaną. Ponieważ odbiorcy energii elektrycznej mają swobodę w sposobie, wielkości i czasie jej odbioru, należy dosto-sować wytwarzanie do potrzeb odbiorców.

Pobór energii w dzień roboczy charaktery-zuje się szczytem porannym i wieczornym oraz znacznym obniżeniem poboru w porze nocnej. W dni świąteczne do zwiększenia poboru dochodzi na ogół tylko we wcze-snych godzinach popołudniowych. Regulacja mocy (wielkość wytwarzanej energii w danej chwili) dokonywana jest w skali kraju, co ułatwia zadanie, ponieważ niektóre zmiany w zapotrzebowaniu znoszą się wzajemnie. Praca wszystkich dużych bloków w elektrowniach zawodo-wych sterowana jest centralnie z Krajowej Dyspozycji Mocy. Podobnie może być sterowana praca małych, rozproszonych źródeł. Drobni wytwórcy, właściciele mikro-sieci mogą otrzymywać sygnał „sterujący” w postaci aktualnej ceny, według której ich energia jest kupowana, oraz aktualnej ceny, jaką oni płacą za energię z sieci krajowej. Wartość cen może być modyfikowana np. co 15 min. Na tej podstawie właściciel mikro-sieci będzie podejmował decyzję, w jakim wariancie (rys. 1) jego sieć będzie pracować. Realizacja takiej współpracy mikro-sieci z inteligentną siecią krajową będzie wymagać licznika rejestrującego przepływy energii w kolejnych przedziałach czasu (np. 15-minutowych) oraz systemu prze-syłania informacji o cenach. Wyposażenie licznika w możliwość automatycznego wczytywania cen pozwoliłoby na bieżące wskazywanie uzyskanych korzyści finan-sowych, co z pewnością byłoby istotnym bodźcem do dalszych działań dla drobnych inwestorów. Innym rozwiązaniem jest możliwość zrze-szania się właścicieli mikrosieci w grupy wytwórcze, które można by nazwać elek-trowniami wirtualnymi. Członkowie grupy mogą znajdować się w różnych, oddalonych

Rys. 5. Kształt napięcia falownika z rys. 4

Rys. 6. Energia w GWh potrzebna na pokrycie szczytów dobowych w poszczególnych miesiącach roku (w godzinach, w których zapotrzebowanie na moc było powyżej średniej dobowej)

Rys. 7. Średnia amplituda wahań w MW zapotrzebowania na moc (maks./min.) w ciągu doby (w dniach roboczych) w poszczególnych miesiącach roku


65

od siebie rejonach, ponieważ ich mikro-sieci współpracują z tą samą siecią krajową. Działając wspólnie, mogliby sprzedawać energię na rynku bilansującym i na giełdzie energii oraz oferować regulacyjne usługi systemowe. Realizacja takich działań wyma-gałaby również zainstalowania pewnych funkcji sprzętowych Smart Grid. Przy połączeniu w odpowiednie grupy wytwórcze i skomunikowaniu z operatorem systemu przesyłowego mikrosieci, obok wytwarzania energii, mogłyby kontraktować kilka usług systemowych.a) Regulacja i rezerwy mocy

- rezerwa sekundowa dla regulacji pierwotnej

- rezerwa minutowa dla regulacji wtórnej

- rezerwa godzinowa - rezerwa odtworzeniowa - rezerwa trwała

b) Usługi regulacji rozpływu mocy biernej i napięcia (w węzłach wytwórczych):

- regulacja napięcia i mocy biernej (ARNE)

- wytwarzanie mocy biernej c) Usługi gotowości do udziału w odbu-

dowie systemu: - zdolność do samostartu - zdolność do pracy w układach

wydzielonych.

Z pewnością główną usługą kupowaną w małych źródłach będzie rezerwa godzi-nowa do pokrywania dobowych zmian zapotrzebowania. Konsumpcja energii elek-trycznej waha się w ciągu doby w znacz-nych granicach. Idealnym modelem pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego byłaby praca bloków w elektrowniach paro-wych ze stałą mocą, uzupełniana pracą rozproszonych źródeł, które pokrywa-łyby zapotrzebowanie szczytowe. Na rys. 6 przedstawiono wartości energii, która była potrzebna do pokrywania szczytów dobo-wych w krajowym systemie w poszczegól-nych miesiącach roku.

W analizie wykorzystania źródeł rozpro-szonych istotna jest również wartość mocy niezbędna do pokrycia wahań zapotrzebo-wania. Na rys. 7 pokazano różnice między największym i najmniejszym zapotrzebowa-niem (wartość średnia z poszczególnych dni miesiąca). Na rys. 8 pokazano, z jaką mocą i przez ile godzin w roku pracowały źródła w krajowym systemie w celu pokrycia zapo-trzebowania powyżej średniego.

W 2012 roku zapotrzebowanie na moc w poszczególnych dobach było wyższe od średniego zapotrzebowania na moc w danej dobie przez łącznie 5021 godz.

5. Możliwości realizacji mikrosieciW ostatnich latach dużą popularnością cieszą się mikrosieci z biogazowniami i elektrow-niami słonecznymi. Biogazownie powstają głównie na terenach wiejskich. Elektrownie słoneczne instalowane są zarówno na tere-nach wiejskich, jak i na dachach budynków w miastach.

5.1. BiogazownieMikrosieć zawiera źródło w postaci klasycznej turbiny zasilanej gazem. Gaz uzyskiwany jest w biogazowni w wyniku fermentacji odpadów roślinnych, odchodów zwierzęcych, odpadów poubojowych, pozo-stałości rolno-spożywczych, biomasy leśnej lub innej materii organicznej i roślinnej. Nieoczyszczony biogaz składa się w ok. 50–75% z metanu, a pozostałą część stanowi dwutlenek węgla oraz domieszki innych gazów, np. siarkowodoru, tlenku węgla. Wartość opałowa biogazu wynosi ok. 17–27 MJ/m3, a 100 m3 biogazu umoż-liwia wyprodukowanie ok. 540–600 kWh

energii elektrycznej. Na składowiskach odpadów biogaz wytwarza się samoczynnie. Na powierzchni 1 ha w ok. 10 tys. ton odpadów w ciągu roku może powstać prawie pół miliona m3 biogazu. Z 1 m3 gnojo-wicy można uzyskać w przybliżeniu 20 m3 biogazu, a z 1 m3 obornika nawet 30 m3. W budowanych do celów energetycznych biogazowniach fermentację prowadzi się na ogół w specjalnych, zamykanych zbior-nikach. Biogazownia jest także źródłem energii cieplnej.W warunkach polskich orientacyjny koszt całkowity wytworzenia 1 kWh wynosi ok. 40 gr. Wejście w życie ustawy doty-czącej źródeł odnawialnych i zagwaran-towanie możliwości sprzedaży energii po ustalonej, atrakcyjnej cenie z pewno-ścią przyczyni się do rozwoju tych źródeł. W Polsce są już firmy i inwestorzy, którzy w szybkim tempie mogliby rozwijać tę nową gałąź energetyki, jak i całą gospodarkę z nią związaną. Firma City Energy sp. z o.o. – którą autor reprezentuje – przy współpracy z firmą Farmatic jest gotowa do realizacji pod klucz biogazowni o mocy 25, 50, 75 i 100 kW. Biogazownie budowane są z konstrukcji stalowych (nie betonowych), dzięki czemu można je w dowolnym momencie powiększać poprzez dodanie dodatkowych elementów w celu uzyskania większej produkcji gazu.

5.2. Elektrownie słoneczne – fotowoltaikaWykorzystywanie promieniowania słonecz-nego jest najbardziej przyjazną dla środo-wiska formą pozyskiwania energii. Ilość energii, która dociera na Ziemię w ciągu 40 minut, pokryłaby całoroczne zapo-trzebowanie wszystkich ludzi. Roczna, średnia krajowa gęstość promieniowania słonecznego na powierzchnię poziomą wynosi ok. 950–1250 kWh/m2, a średnia liczba godzin słonecznych w roku ok. 1600. Rozkład nasłonecznienia w Polsce nie jest równomierny (rys. 10), dlatego też loka-lizacja elektrowni słonecznej ma duży wpływ na jej efektywność (rozumianą

Rys. 8. Na wykresie pokazano, przez ile godzin w roku (oś y) pracowały źródła z określaną mocą w MW (oś x) w celu pokrycia szczytów dobowych w skali roku (w godzinach, w których zapotrzebowanie na moc było powyżej średniej dobowej)

Rys. 9. Biogazownia firmy Farmatic (w Polsce: City Energy)


66

jako stosunek średniej mocy oddawanej do mocy zainstalowanej). Ponieważ wartość nasłonecznienia znacząco zmienia się w kolejnych miesiącach roku (rys. 11), to projektując mikrosieć można zaplanować pracę elektrowni słonecznej tylko przez kilka miesięcy w roku. Dołączenie do mikrosieci z elektrownią słoneczną zasobnika energii umożliwia bardziej efektywne korzystanie z wytwarzanej energii. Firma City Energy jest w trakcie budowy elektrowni słonecznej zajmującej obszar 10 ha.

6. Wnioski końcowePoprawa efektywności energetycznej mikrosieci jest możliwa dzięki dostosowy-waniu jej wariantów pracy i doboru mikro-źródeł do warunków atmosferycznych oraz do rynkowych cen energii. Realizacja takiej strategii wymaga poprawy inteligencji sieci krajowych poprzez instalowanie odpo-wiednich liczników energii i systemów przesyłania informacji. Wzbogacenie sieci krajowych o układy zadawania mocy może pozwolić na wykorzystywanie mikrogene-racji w usługach systemowych. Łączenie mikrosieci w elektrownie wirtualne powinno przynieść korzyści zarówno właścicielom tych sieci, jak i krajowemu systemowi. Na decyzje inwestycyjne powinna mieć wpływ lokalizacja i dostępność energii pierwotnej.

Rys. 10. Średnie nasłonecznienie w Polsce

Rys. 11. Zmiany nasłonecznienia w ciągu roku w Polsce

Grzegorz Błajszczakdr inż.City Energy sp. z o.o.e-mail: [email protected]ł naukowo na Politechnice Warszawskiej, politechnice w Budapeszcie i na Uniwersytecie Rand Afrikaans w Johannesburgu (1984–1994). Specjalista ds. współpracy z zagranicą w Energoprojekcie-Warszawa SA (1994–1995), menedżer ds. napędów i rezerwowego zasilania w firmie francuskiej Schneider Electric (1995–1996), zastępca dyrektora ds. szkoleń i wdrożeń w Europejskim Oddziale Sterowania Procesami firmy Westinghouse Electric (1996–1999). Od 1999 do 2012 roku zatrudniony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych, obecnie PSE Operator SA, gdzie zajmował się usługami systemowymi, następnie rozliczeniami międzynarodowej wymiany energii, a w ostatnich latach wdrażaniem nowych technologii oraz jakością energii i zarządzaniem mocą bierną. Od lutego 2012 roku realizował półroczny projekt dot. układów sterowania elektrowni w Emerson Process Management Power & Water Solutions. Aktualnie współpracuje z City Energy sp z o.o. Jest członkiem m.in.: SEP, IEEE, Eurelectric, Komitetu NOT ds. Gospodarki Energetycznej, Polskiego Komitetu Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej. Jest rzeczoznawcą w dziedzinie jakości energii elektrycznej, a także autorem ponad 120 publikacji nauko-wych i technicznych.


67

Thermal and Electrodynamic Risk of Residual Current Devices in the Case of Back-Up Protection by Overcurrent Circuit Breakers

AuthorsStanisław Czapp Daniel Kowalak Kornel Borowski

Keywordsresidual current devices, short-circuit currents, back-up protection

AbstractResidual current operated circuit breakers without integral overcurrent protection should be back-up protected. As back-up protection devices, overcurrent circuit breakers are used. The maximum let-through energy and let-through current of the overcurrent devices were evaluated under laboratory conditions. The thermal and electrodynamic risk of residual current devices was analyzed.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014406

1. IntroductionThe short-circuit current capacity of a residual current operated circuit breaker, i.e. its immunity to thermal and electrodynamic effects of short-circuit current, depends mainly on whether the circuit breaker is provided with integral overcurrent protection, or not.Residual current breaking capacity of a residual current operated circuit breaker without integral overcurrent protection (RCCB) is low, not lower than 10 times its continuous rated current (but not lower than 500 A), so in practice it requires a back-up protection. Such a back-up protection shall also ensure that, when closed, the residual current operated circuit breaker can withstand thermal and electrodynamic effects of the fault current at a short-circuit between live conductors (L-L, L-N). Residual current breaking capacity of a residual current operated circuit breaker with inte-gral overcurrent protection (RCBO) is comparable with that of an overcurrent circuit breaker. The manufacturer specifies the rated conditional short-circuit current, e.g. 6 kA (graphic symbol

), up to which back-up protection is not required. Also the type of characteristic is specified for such circuit breakers, like overcurrent circuit breakers, for example B16 [1, 2].If a residual current operated circuit breaker without integral overcurrent protection (RCCB) is installed, as a rule a sepa-rate overcurrent protection has to be added (Fig. 1). It is then necessary to check whether the applied overcurrent protection provides adequate back-up protection for the circuit breaker.

2. Requirements of relevant standardsThe relevant standard [1] requires that RCCB circuit breakers withstand the peak currents is and Joule integrals I2t specified in Tab. 1.

The Joule integral that a residual current operated circuit breaker withstands should not be lower than I2tw integral of the fuse or circuit breaker that provides its back-up protection. The with-stood peak current should not be lower than the cut-off current io of the back-up fuse or overcurrent circuit breaker. It can be concluded on the basis of Tab. 1 that a RCCB with rated contin-uous current In = 25 A and rated conditional short-circuit current 6 kA should withstand peak current up to is = 1.7 kA and Joule integral up to I2t = 3.7 kA2s. The values required by standard [1] seem to be quite low, and there is a risk of exceeding them, which can damage the RCCB.Manufacturers can deliver RCDs that withstand higher peak currents and Joule integrals than those shown in Tab. 1. They

Fig. 1. Circuits with residual current operated circuit breakers: a) RCCB with back-up fuse, b) RCCB with back-up overcurrent circuit breaker, c) RCBO that does not require back-up protection

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 67–73

68

then specify the highest allowable initial short-circuit current at the RCD installation point and add a graphic fuse symbol if back-up protection is necessary (Tab. 2).It is therefore assumed that RCCB is back-up protected with a fuse, not with an overcurrent circuit breaker. In practice, the fuse is often replaced by an overcurrent circuit breaker, unfortunately, usually without performing necessary additional analyses. The fuse can be replaced with an overcurrent circuit breaker provided that it reduces the short-circuit current no more than the required fuse, and the overcurrent circuit breaker’s Joule integral does not exceed the corresponding Joule integral of the fuse [3, 4].

3. Overcurrent circuit breakers testsTo assess exposure of RCCB with overcurrent circuit breaker back-up protection, laboratory tests of cut-off currents and Joule integrals of selected overcurrent circuit breakers were carried out. Overcurrent circuit breakers with characteristics B, C and D were tested – a total of ten devices from three manufacturers. The test scope included recording of the foregoing parameters at short-circuit currents 1÷5 kA and short-circuit power factor cosφ = 0.4÷0.85 (depending on the short-circuit current). The test bench diagram is shown in Fig. 2.

The bench consists of high current segment, which includes switchgear: disconnector OW, operating switch WR, shorting switch ZZ circuit, choke D, resistor R, high current transformer TW, and tested circuit breaker OB. The expected short-circuit current and test circuit parameters are adjusted by the control units, i.e. choke D and resistor R. The tested device current is measured using high-current shunt BW, and the voltage is measured using voltage divider DN. Current and voltage waveforms were recorded by Tektronix devices: TDS 5034B oscilloscope and A6907 optoisolator.

Each test of a selected overcurrent circuit breaker included a cali-bration test and a test of a pre-set short-circuit current breaking. The calibration test was aimed at determining the test circuit parameters, which shall allow obtaining the desired short-circuit current (root-mean-square value of the prospective short-circuit current including aperiodic component – Ik and peak short-circuit current – ip). The test consisted of a metallic short circuit made with clamp Z installed in place of the tested overcurrent circuit breaker. Short-circuit phase angle ΨZ was adjusted by phase controller NF.

Inc, IΔc [A]In [A]

≤ 16 ≤ 20 ≤ 25 ≤ 32 ≤ 40 ≤ 63 ≤ 80 ≤ 100 ≤ 125

500is [kA] 0.45 0.47 0.5 0.57

I2t [kA2s] 0.4 0.45 0.53 0.68

1,000is [kA] 0.65 0.75 0.9 1.18

I2t [kA2s] 0.50 0.90 1.5 2.7

1,500is [kA] 1.02 1.1 1.25 1.5 1.9 2.1

I2t [kA2s] 1.0 1.5 2.4 4.1 9.75 22

3,000is [kA] 1.1 1.2 1.4 1.85 2.35 3.3 3.5 3.8 3.95

I2t [kA2s] 1.2 1.8 2.7 4.5 8.7 22.5 26 42 72.5

4,500is [kA] 1.15 1.3 1.5 2.05 2.7 3.9 4.3 4.8 5.6

I2t [kA2s] 1.45 2.1 3.1 5.0 9.7 28 31 45 82.0

6,000is [kA] 1.3 1.4 1.7 2.3 3.0 4.05 4.7 5.3 5.8

I2t [kA2s] 1.6 2.4 3.7 6.0 11.5 25 31 48 65.0

10,000is [kA] 1.45 1.8 2.2 2.6 3.4 4.3 5.1 6 6.4

I2t [kA2s] 1.9 2.7 4.0 6.5 12 24 31 48 60.0

Tab. 1. Peak currents is and Joule integrals I2t withstood by RCCB circuit breaker [1], where: In – rated continuous current of RCCB, Inc – rated condi-tional short-circuit current of RCCB, IΔc – rated conditional residual short-circuit current of RCCB

Graphic designation Designation description

Short-circuit current capacity 6 kA with back-up fuse gG with rated current Inb ≤ 63 A



Tab. 2. Sample designations of RCCB short-circuit current capacity

Fig. 2. Overcurrent circuit breaker test bench


69

Fig. 3. Short-circuit current breaking by overcurrent circuit breaker; Ik = 3.1 kA, ip = 4.5 kA, a) C16 circuit breaker, io = 1.8 kA, I2tw = 4.8 kA2s, b) D20 circuit breaker, io = 2.1 kA, I2tw = 7.9 kA2s

Fig. 4. Short-circuit current breaking by overcurrent circuit breaker; a) D40 circuit breaker, Ik = 1.0 kA, ip = 1.7 kA, io = 1.7 kA, I2tw = 31.3 kA2s, b) C100 circuit breaker, Ik = 4.8 kA, ip = 7.1 kA, io = 6.0 kA, I2tw = 144.6 kA2s; no short-circuit current reduction

a)

a)

b)

b)


70

Switch-on angle ΨZ of shorting switch ZZ was selected so as to obtain the highest possible peak current (current ip), at a specific value of the prospective short-circuit current Ik. The test duration tz was adjusted by time controller NC.For each circuit breaker three tests of breaking short-circuit current Ik pre-set at the calibration test were performed. At each breaking test waveforms were recorded of the current switched-off by the circuit breaker, and the voltage on its terminals. On the basis of the recorded waveforms cut-off current io and Joule inte-gral I2tw were determined. The Joule integral was calculated after the following formula:

(1)

where:tw short-circuit duration from its start until zero current.Sample waveforms of the short-circuit current switching-off by overcurrent circuit breakers are shown in Fig. 3 and 4. The area below i2 waveform (hatched area) equals Joule integral I2tw.

4. Analysis and evaluation of test results

4.1. Analysis and evaluation of test results vs. requirements of the relevant standard [1]On the basis of the tests described in the previous section charts were plotted (Fig. 5–7) of cut-off current io and Joule integral I2tw as functions of prospective short-circuit current Ik. Each chart contains a horizontal line, representing, according to Tab. 1, the maxima of peak current is and Joule integral I2t, which the residual current operated circuit breaker with no integral over-current protection, with the specified rated continuous current can withstand. Fig. 5 shows results of the tests of overcurrent circuit breakers B16, C16 and D20. These results were compared with the maximum peak currents and Joule integrals allowable for residual current operated circuit breakers with rated contin-uous currents In = 16, 25 and 40 A. It follows from comparison of the cut-off current tests results for overcurrent circuit breakers B16 and C16 with the maximum peak current allowable for RCD with In = 16 A (Fig. 5a) that the proper coordination requirement is met only for prospective short-circuit current Ik = 1 kA (cut-off currents of circuit breakers B16 and C16 do not exceed the value allowable for the RCD). Unfortunately, for this prospective short-circuit current (Ik = 1 kA) the maximum allowable Joule integral was exceeded. Thus, at current Ik = 1 kA B16 and C16 circuit breakers do not back-up protect RCD with In = 16 A, even if the rated continuous currents of the overcurrent circuit breaker and the RCD are the same. It is only slightly better in the case of RCD with In = 25 A. RCD with In = 40 A is back-up protected by circuit breaker B16 and C16 throughout the tested range of prospec-tive short-circuit currents. Circuit breaker D20 is inadequate if the prospective short-circuit current reaches Ik = 5 kA.

Also analyzed was the effectiveness of back-up protection of the same RCDs (In = 16, 25, and 40 A) by overcurrent circuit

breakers with rated continuous currents even lower than in Fig. 5 (In = 10 A). It turns out that none of the overcurrent circuit breakers provides back-up protection for RCD with rated contin-uous current In = 16 A. At the prospective short-circuit current Ik = 1 kA Joule integrals I2tw of these overcurrent circuit breakers exceeds the maximum allowable for RCD with In = 16 A (Fig. 6b). Also problematic is back-up protection of RCD with In = 25 A, and even In = 40 A.

As regards the latter, at prospective short-circuit current Ik = 5 kA, overcurrent circuit breaker D10 cannot be applied.The tests of overcurrent circuit breakers B25, D40 and D50 (Fig. 7) showed that B25 provides back-up protection for all three tested RCDs (In = 40, 63 and 80 A) when prospective short-circuit current is equal to Ik = 1 ÷ 3 kA.The worst case is for circuit breaker D50 – at currents Ik = 4 and 5 kA it does not provide effective back-up protection even for RCD with In = 80 A. The maximum allowable Joule integrals are exceeded.In view of the requirements of standard [1], it may turn out that the rated continuous current of an overcurrent circuit breaker

Fig. 5. Cut-off currents io (a) and Joule integrals I2tw (b) of circuit breakers B16, C16, D20, and the maximum peak current and Joule inte-gral allowable for residual current operated circuit breakers with In = 16, 25, and 40 A

a)

b)


71

providing back-up protection for RCD will be much smaller than the other one. The smaller it is, the larger the prospective short circuit current will be, and this can lead to economically unjusti-fied solutions.

4.2. Analysis and evaluation of test results vs. device manufacturers’ specificationsManufacturers can deliver RCDs that withstand higher peak currents and Joule integrals than specified in standard [1]. The RCDs are then designated as reported in Tab. 2. RCD with short-circuit current capacity 6 kA if provided with back-up protection by a fuse with a gG fuse-link with rated current 63 A was analyzed. According to standard [5], the Joule integral of gG63 fuse element is I2tw = 21,200 A2s. It was found on the basis of catalogue data [6] that at prospective short-circuit current Ik = 6 kA (the maximum allowable for the tested RCD) the fuse cut-off current is io = 4.2 kA. Thus, RCD back-up protected by gG63 fuse will certainly with-stand thermal (I2tw = 21,200 A2s) and electrodynamic (io = 4.2 kA) exposures. Replacing the gG63 fuse with an overcurrent circuit breaker was considered. Fig. 8 is a graph of cut-off current and

Joule integral of B-type overcurrent circuit breakers (manufac-turer’s specification) as functions of the prospective short-circuit current. In each graph a horizontal line is plotted, representing the foregoing parameters for gG63 fuse (gG fuse with the highest rated current that warrants RCD back-up protection).It follows from the graphs in Fig. 8 that at prospective short-circuit current ca. Ik = 4.2 kA, there are no restrictions in the use of B-type overcurrent circuit breakers. In place of the gG63 fuse a B-type overcurrent circuit breaker with rated current up to 63 A can be used. There are some restrictions at prospective short-circuit currents over Ik = 4.2 kA; then the overcurrent circuit breake’s rated current should be lower than 63 A.

Specified in Tab. 3 are cut-off currents io and Joule integrals I2tw for selected overcurrent circuit breakers at prospective short-circuit current Ik = 5 kA. Marked with the gray background are values higher than for gG63 fuse. At short-circuit current Ik = 5 kA B-type circuit breakers are suitable with rated currents not higher than In = 32 A [7]. At Ik = 6 kA these will be circuit breakers with rated currents not higher than In = 20 A (Fig. 8). If such a circuit breaker back-up protects a RCD with rated current, for example,

Fig. 6. Cut-off currents io (a) and Joule integrals I2tw (b) of overcurrent circuit breakers with characteristics B, C, D and rated current In = 10 A, and the maximum peak current and Joule integral allowable for residual current operated circuit breakers with In = 16, 25, and 40 A

Fig. 7. Cut-off currents io (a) and Joule integrals I2tw (b) of overcurrent circuit breakers B25, D40, D50, and the maximum peak current and Joule integral allowable for residual current operated circuit breakers with In = 40, 63, and 80 A

a)

b)

a)

b)


72

In = 63 A, it will not allow fully utilising its rated continuous current capacity.Comparison of overcurrent circuit breakers with the same rated continuous current (Tab. 3), but different characteristics (B, C or D), shows that thermal and electrodynamic exposure is the largest with D-type circuit breakers.

5. Final conclusionsThe studies and analyses show that the replacement of a fuse with an overcurrent circuit breaker as back-up protection of a residual current operated circuit breaker without integral over-current protection in each case should be preceded by a thor-ough analysis. The use of an overcurrent circuit breaker with the same continuous current rating as that of the replaced fuse does not warrant proper coordination. At a relatively high prospective short-circuit current even an overcurrent circuit breaker rated significantly less than the replaced fuse can contribute to damage of the back-up protected RCD. Proper coordination is hampered by the fact that many overcurrent circuit breaker manufacturers do not provide cut-off current characteristics. Therefore, assess-ment of the respective exposure is difficult without additional laboratory tests.

a) b)

Fig. 8. Cut-off current io (a) and Joule integral I2tw (b) of B-type overcurrent circuit breakers [6]

Back-up protection device Cut-off current io [kA]

Joule integralI2tw [A2s]

gG63 fuse 4.2 21,200

manufacturer's specification

Overcurrent circuit breaker B25 3.8 20,000





Overcurrent circuit breaker C40 4.1 23,500



Overcurrent circuit breaker D40 4.25 30,000



measurements



Tab. 3. Cut-off currents and Joule integrals of selected devices as speci-fied by manufacturer and measured (for expected short-circuit current Ik = 5 kA)


73

REFERENCES

1. PN-EN 61008-1:2007P Residual current operated circuit breakers without integral overcurrent protection for household and similar uses (RCCB) – Part 1: General rules.

2. IEC TR 60755:2008 General requirements for residual current oper-ated protective devices. 2nd edition.

3. Instalacje elektryczne i teletechniczne. Poradnik montera i inżyniera elektryka [Electrical and communication installations. Fitter and electrical engineer manual], Verlag Dashöfer, Part 5. Zabezpieczenia w instalacjach elektrycznych [Protective devices in electrical installa-tions], Warsaw 2005.

4. Musiał E., Czapp S., Wyłączniki ochronne różnicowoprądowe. Przegląd i charakterystyka współczesnych konstrukcji [Residual cur-rent operated circuit breakers. Review and description of state of the art designs] (2), Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych 2008, No. 109, pp. 3–44.

5. PN-HD 60269-2:2010E Low-voltage fuses – Part 2: Supplementary requirements for fuses for use by authorized persons (fuses mainly for industrial application). Examples of standardized systems of fuses A to J.

6. Supplementary Protectors/Miniature Circuit Breakers. Technical Data Catalog, Numbers 1492-SP Series C, Rockwell Automation Publication 1492-TC010D-EN-P – April 2011.

7. Czapp S., Kowalak D., Borowski K., Narażenia cieplne i elektrodynam-iczne wyłączników różnicowoprądowych przy ich dobezpieczaniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi, Referat konferencyjny [Thermal and Electrodynamic Risk of Residual Current Devices in the Case of Back-Up Protection by Overcurrent Circuit Breakers, Conference paper], XVI International Conference „Present-Day Problems of Power Engineering” APE’13, Jurata 12–14.06.2013, in: Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2013, No 33 [The Scientific Papers of Faculty of Electrical and Control Engineering], s. 115–118.

Stanisław CzappGdańsk University of Technology


A graduate of Gdańsk University of Technology (1996). An employee of the Faculty of Electrical and Control Engineering of his alma mater. His research activity is

related to electrical installations and devices, electric lighting, and in particular protection against electric shock. Author and co-author of many articles and papers,

and unpublished studies such as designs and expert evaluations and opinions. SEP Association of Polish Electrical Engineers expert in section 08 Electrical installations

and devices.

Daniel KowalakGdańsk University of Technology


Graduated from the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology (2006). A research assistant at his alma mater. His research inte-

rests include high voltage technology, plasma physics, arc faults and protection against their effects, electric switching arc, and design of electrical apparatus.

Kornel BorowskiGdańsk University of Technology


Graduated with Master’s degree in electrical power engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering of Gdańsk University of Technology (2012).

Postgraduate Ph.D. student at the Power Engineering Department of his alma mater. His Ph.D. thesis relates to issues of automatic protections and measurements in

power systems. For eight years a designer of power and communication installations.


74

Narażenia cieplne i elektrodynamiczne wyłączników różnicowoprądowych przy ich dobezpieczaniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi

AutorzyStanisław CzappDaniel KowalakKornel Borowski

Słowa kluczowezabezpieczenia różnicowoprądowe, prądy zwarciowe, dobezpieczenie

StreszczeniePowszechnie stosowane wyłączniki różnicowoprądowe bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego wymagają dobezpie-czenia. Jako urządzenia dobezpieczające stosuje się m.in. wyłączniki nadprądowe instalacyjne. W artykule autorzy przedstawili wyniki badań prądów ograniczonych i całek Joule’a wyłączania tych wyłączników oraz omówili zagrożenia, które mogą wystąpić przy dobezpieczaniu wyłączników różnicowoprądowych wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi.

1. WstępObciążalność zwarciowa wyłączników różnicowoprądowych, czyli odporność na cieplne i elektrodynamiczne skutki prze-pływu prądu zwarciowego, zależy głównie od tego, czy rozpatrywany wyłącznik różni-cowoprądowy ma wbudowane zabezpie-czenie nadprądowe, czy też nie.Wyłączniki różnicowoprądowe bez wbudo-wanego zabezpieczenia nadprądowego (ang. residual current operated circuit-breakrers without integral overcurrent protection, RCCB) mają niewielką zdolność wyłą-czania prądu różnicowego – nie mniejszą niż 10-krotna wartość prądu znamiono-wego ciągłego (jednak nie mniej niż 500 A), więc w praktyce wymagają dobezpieczenia. Dobezpieczenie ma również zapewnić to, że w stanie zamkniętym wyłącznik różnicowoprądowy wytrzyma cieplne i elektrodynamiczne skutki przepływu prądu przy zwarciu między przewodami czynnymi (L-L, L-N). Wyłączniki różnicowoprądowe z wbudo-wanym zabezpieczeniem nadprądowym (ang. residual current operated circuit--breakrers with integral overcurrent protection, RCBO) mają zdolność wyłą-czania porównywalną z wyłącznikami

nadprądowymi. Producent podaje infor-mację o prądzie znamionowym zwarciowym umownym, np. 6 kA (symbol graficzny 6000 ), do którego nie jest wymagane

dobezpieczenie. Wyłączniki takie mają też podany typ charakterystyki, jak wyłączniki nadprądowe, np. B16 [1, 2]. Jeżeli instaluje się wyłącznik różnicowoprą-dowy bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego (RCCB), to z reguły należy zastosować osobne zabezpieczenie nadprą-dowe (rys. 1). Niezbędne jest wtedy spraw-dzenie, czy zastosowane zabezpieczenie nadprądowe prawidłowo dobezpiecza wyłącznik różnicowoprądowy.

2. Wymagania norm przedmiotowychNorma przedmiotowa [1] wymaga, aby wyłączniki różnicowoprądowe RCCB

wytrzymywały prąd szczytowy is oraz całkę Joule’a I2t, których wartości podano w tab. 1.

Wartość wytrzymywanej całki Joule’a powinna być nie mniejsza niż całka wyłą-czania I2tw bezpiecznika bądź wyłącznika nadprądowego, który stanowi dobezpie-czenie rozważanego wyłącznika różnicowo-prądowego. Wytrzymywany prąd szczytowy is powinien być nie mniejszy niż prąd ograni-czony io wspomnianego wcześniej bezpiecz-nika bądź wyłącznika nadprądowego. Rozpatrując wyłącznik różnicowoprą-dowy o prądzie znamionowym ciągłym In = 25 A i prądzie znamionowym zwar-ciowym umownym 6 kA, na podstawie tab. 1 można stwierdzić, że wyłącznik ten powinien wytrzymać prąd szczytowy do is = 1,7 kA oraz całkę Joule’a do I2t = 3,7 kA2s.

PL


Rys. 1. Obwody z wyłącznikiem różnicowoprądowym: a) RCCB dobezpieczonym bezpiecznikiem, b) RCCB dobezpieczonym wyłącznikiem nadprądowym instala-cyjnym, c) RCBO niewymagającym dobezpieczenia

Tab. 1. Wytrzymywane przez wyłącznik różnicowoprądowy RCCB wartości prądu szczytowego is i całki Joule’a I2t [1], gdzie: In – prąd znamionowy ciągły wyłącznika różnicowoprądowego, Inc – prąd znamionowy zwarciowy umowny wyłącznika różnicowoprądowego, IΔc – prąd znamionowy różnicowy zwarciowy umowny wyłącznika różnicowoprądowego

I∆nB, C lub D

I∆ngGa)

I∆n

B, C lub D

b)

c)

Inc, IΔc [A]In [A]

≤ 16 ≤ 20 ≤ 25 ≤ 32 ≤ 40 ≤ 63 ≤ 80 ≤ 100 ≤ 125

500is [kA] 0,45 0,47 0,5 0,57

I2t [kA2s] 0,4 0,45 0,53 0,68

1000is [kA] 0,65 0,75 0,9 1,18

I2t [kA2s] 0,50 0,90 1,5 2,7

1500is [kA] 1,02 1,1 1,25 1,5 1,9 2,1

I2t [kA2s] 1,0 1,5 2,4 4,1 9,75 22

3000is [kA] 1,1 1,2 1,4 1,85 2,35 3,3 3,5 3,8 3,95

I2t [kA2s] 1,2 1,8 2,7 4,5 8,7 22,5 26 42 72,5

4500is [kA] 1,15 1,3 1,5 2,05 2,7 3,9 4,3 4,8 5,6

I2t [kA2s] 1,45 2,1 3,1 5,0 9,7 28 31 45 82,0

6000is [kA] 1,3 1,4 1,7 2,3 3,0 4,05 4,7 5,3 5,8

I2t [kA2s] 1,6 2,4 3,7 6,0 11,5 25 31 48 65,0

10 000is [kA] 1,45 1,8 2,2 2,6 3,4 4,3 5,1 6 6,4

I2t [kA2s] 1,9 2,7 4,0 6,5 12 24 31 48 60,0

S. Czapp et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 67–73

75

Wartości wymagane przez normę [1] wydają się dość niskie i zachodzi ryzyko ich prze-kroczenia, co może prowadzić do uszko-dzenia wyłącznika różnicowoprądowego.Producenci mogą wykonać wyłączniki różnicowoprądowe wytrzymujące większy prąd szczytowy i całkę Joule’a niż podane w tab. 1. Podają oni wtedy największy dopuszczalny prąd zwarciowy początkowy w miejscu zainstalowania wyłącznika różni-cowoprądowego i dodają symbol graficzny bezpiecznika, jeśli dobezpieczenie jest konieczne (tab. 2). Zakłada się zatem, że wyłącznik różnico-woprądowy jest dobezpieczony bezpiecz-nikiem, a nie wyłącznikiem nadprądowym. W praktyce bezpiecznik często zastępuje się wyłącznikiem nadprądowym – niestety,

zazwyczaj bez wykonania dodatkowych, niezbędnych analiz. Bezpiecznik można zastąpić wyłącznikiem nadprądowym, pod warunkiem że ograniczy on prąd zwarciowy

do wartości nie większej, niż czyni to wyma-gany bezpiecznik, a całka Joule’a wyłączania wyłącznika nadprądowego nie będzie większa niż odpowiednia całka Joule’a tegoż bezpiecznika [3, 4].

3. Badania wyłączników nadprądowychŻeby ocenić narażenia wyłączników różni-cowoprądowych RCCB przy ich dobez-pieczeniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi, przeprowadzono badania laboratoryjne prądów ograniczonych i całek Joule’a wyłączania wybranych wyłączników nadprądowych instalacyjnych. Przebadano wyłączniki nadprądowe o charakterystykach typu B, C i D – łącznie dziesięć sztuk trzech producentów. Zakres badań obejmował rejestracje wspomnianych parametrów przy prądach zwarciowych o wartościach 1–5 kA i współczynniku mocy obwodu zwarcio-wego mieszczącym się w przedziale cosφ = 0,4–0,85 (w zależności od wartości prądu zwarciowego). Schemat stanowiska badaw-czego przedstawia rys. 2.

Stanowisko składa się z części wielkoprą-dowej, w skład której wchodzi aparatura łączeniowa: odłącznik OW, wyłącznik roboczy WR, załącznik zwarciowy ZZ, dławik D, rezystor R, transformator

wielkoprądowy TW oraz badany wyłącznik OB. Regulacja spodziewanego prądu zwarciowego oraz parametrów obwodu probierczego realizowana jest poprzez zmianę wartości elementów regulacyjnych, tj. dławika D i rezystora R. Pomiar prądu płynącego przez badany aparat realizowano z wykorzystaniem bocznika wielkoprą-dowego BW, natomiast pomiar napięcia z wykorzystaniem dzielnika napięciowego DN. Rejestrację przebiegów prądu i napięcia przeprowadzono za pomocą oscyloskopu typu TDS 5034B firmy Tektronix oraz opto-izolatora typu A6907 firmy Tektronix.W skład każdej próby obejmującej badanie wybranego wyłącznika instalacyjnego wchodziła próba kalibracyjna oraz próba wyłączania określonego prądu zwarcio-wego. Celem próby kalibracyjnej było okre-ślenie parametrów zespołu probierczego, które pozwoliły uzyskać żądane wartości prądu zwarciowego (wartość skuteczną spodziewanego prądu zwarciowego z uwzględnieniem składowej nieokresowej – Ik oraz prąd zwarciowy udarowy – ip). Próbę tę realizowano poprzez wykonanie zwarcia metalicznego zworą Z, instalowaną w miejsce badanego wyłącznika nadprądo-wego. Regulację kąta fazowego ΨZ załączenia zwarcia realizowano za pomocą nastawnika

Oznaczenie graficzne Opis oznaczenia

6000Obciążalność zwarciowa 6 kA przy dobezpieczeniu bezpiecz-nikiem gG o prądzie znamio-nowym Inb ≤ 63 A

6000100

Obciążalność zwarciowa 6 kA przy dobezpieczeniu bezpiecz-nikiem gG o prądzie znamio-nowym Inb ≤ 100 A

10000Obciążalność zwarciowa 10 kA przy dobezpieczeniu bezpiecz-nikiem gG o prądzie znamio-nowym Inb ≤ 63 A

Tab. 2. Przykładowe oznaczenia obciążalności zwar-ciowej wyłączników RCCB

Rys. 2. Schemat stanowiska do badań wyłączników nadprądowych instalacyjnych

a) b)

Rys. 3. Wyłączanie prądu zwarciowego przez wyłącznik nadprądowy instalacyjny; Ik = 3,1 kA, ip = 4,5 kA, a) wyłącznik C16, io = 1,8 kA, I2tw = 4,8 kA2s, b) wyłącznik D20, io = 2,1 kA, I2tw = 7,9 kA2s


76

fazowego NF. Kąt ΨZ załączenia załącznika zwarciowego ZZ dobierano tak, aby uzyskać największą z możliwych wartość szczytową prądu (prąd ip), przy określonej wartości spodziewanego prądu zwarciowego Ik. Czas próby tz regulowano za pomocą nastawnika czasowego NC.Dla każdego wyłącznika instalacyjnego prze-prowadzono po trzy próby wyłączania prądu zwarciowego Ik nastawionego w trakcie prób kalibracyjnych. Podczas próby wyłączania rejestrowano przebiegi prądu wyłączanego przez wyłącznik oraz napięcia na jego zaci-skach. Na podstawie otrzymanych rejestracji wyznaczono prąd ograniczony io i całkę Joule’a wyłączania I2tw.Całkę Joule’a wyłączania obliczono na podstawie zależności:

(1)

gdzie: tw jest czasem od chwili powstania zwarcia do osiągnięcia przez prąd wartości zero.

Przykładowe przebiegi wyłączania prądu zwarciowego przez wyłączniki nadprądowe instalacyjne zamieszczono na rys. 3 i 4. Pole pod przebiegiem i2 (zakreskowany obszar) jest równe całce Joule’a wyłączania I2tw.

4. Analiza i ocena wyników badań4.1. Analiza i ocena wyników badań w świetle wymagań normy przedmiotowej [1]Na podstawie badań opisanych w poprzednim punkcie opracowano wykresy (rys. 5–7) przedstawiające wartości prądu ograniczonego io i całki Joule’a wyłą-czania I2tw w funkcji spodziewanego prądu

zwarciowego Ik. Każdy wykres zawiera linię poziomą przedstawiającą, zgodnie z tab. 1, największą wartość prądu szczytowego is i całki Joule’a I2t, którą przetrzyma wyłącznik różnicowoprądowy bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego o okre-ślonym prądzie znamionowym ciągłym.Na rys. 5 przedstawiono wyniki badań wyłączników nadprądowych instalacyj-nych B16, C16 i D20. Wyniki te zestawiono z największą dopuszczalną wartością prądu szczytowego i całki Joule’a dla wyłączników różnicowoprądowych o prądach znamiono-wych ciągłych, kolejno In = 16, 25 i 40 A. Jeżeli porównać wyniki badań prądów ograniczo-nych wyłączników nadprądowych instala-cyjnych B16 i C16 z największą dopuszczalną wartością prądu szczytowego wyłącznika różnicowoprądowego o In = 16 A (rys. 5a), to okazuje się, że warunek poprawnej koor-dynacji jest spełniony tylko dla spodziewa-nego prądu zwarciowego Ik = 1 kA (prąd ograniczony wyłączników B16 i C16 nie przekracza wartości dopuszczalnej dla wyłącznika różnicowoprądowego). Niestety, dla tego spodziewanego prądu zwarciowego (Ik = 1 kA) jest przekroczona największa dopuszczalna wartość całki Joule’a. Zatem wyłączniki B16 i C16 już przy prądzie Ik = 1 kA nie dobezpieczają wyłącznika różnicowoprądowego o In = 16 A, mimo że prąd znamionowy ciągły wyłączników nadprądowych i wyłącznika różnicowoprą-dowego jest identyczny. Tylko nieznacznie lepiej jest w przypadku wyłącznika różnico-woprądowego o In = 25 A. Wyłącznik różni-cowoprądowy o In = 40 A jest dobezpie-czany przez wyłączniki B16 i C16 w całym badanym zakresie spodziewanych prądów zwarciowych. Wyłącznik D20 jest nieodpo-wiedni, jeżeli spodziewany prąd zwarciowy osiąga wartość Ik = 5 kA.

Analizowano również skuteczność dobez-pieczenia tych samych wyłączników różni-cowoprądowych (In = 16, 25 i 40 A) przy zastosowaniu wyłączników nadprądowych instalacyjnych o jeszcze mniejszych niż na rys. 5 prądach znamionowych ciągłych (In = 10A). Okazuje się, że żaden z wymie-nionych wyłączników nadprądowych nie stanowi dobezpieczenia wyłącznika różni-cowoprądowego o prądzie znamionowym ciągłym In = 16 A. Już przy spodziewanym prądzie zwarciowym Ik = 1 kA całka Joule’a wyłączania I2tw tych wyłączników nadprądowych przekracza wartość dopusz-czalną dla wyłącznika różnicowoprądo-wego o In = 16 A (rys. 6b). Problematyczne jest też dobezpieczanie wyłącznika różni-cowoprądowego o In = 25 A, a nawet o In = 40 A. W przypadku tego ostatniego, przy spodziewanym prądzie zwarciowym Ik = 5 kA, nie może być zastosowany wyłącznik nadprądowy D10.Badania wyłączników instalacyjnych B25, D40 i D50 (rys. 7) wykazały, że wyłącznik B25 stanowi dobezpieczenie wszystkich trzech rozważanych wyłączników różni-cowoprądowych (In = 40, 63 i 80 A) nawet przy spodziewanym prądzie zwarciowym równym Ik = 5 kA.

Pozostałe wyłączniki instalacyjne (D40 i D50) są skutecznym dobezpieczeniem tylko przy prądach Ik = 1 i 2 kA. Co gorsza, wyłącznik instalacyjny D50 przy prądach Ik = 4 i 5 kA nie jest skutecznym dobezpie-czeniem nawet wyłącznika różnicowoprądo-wego o In = 80 A. Przekroczone są największe dopuszczalne wartości całki Joule’a.

Biorąc pod uwagę wymagania normy [1], może się okazać, że wyłącznik nadprądowy instalacyjny dobezpieczający wyłącznik

Rys. 4. Wyłączanie prądu zwarciowego przez wyłącznik nadprądowy instalacyjny; a) wyłącznik D40, Ik = 1,0 kA, ip = 1,7 kA, io = 1,7 kA, I2tw = 31,3 kA2s b) wyłącznik C100, Ik = 4,8 kA, ip = 7,1 kA, io = 6,0 kA, I2tw = 144,6 kA2s; brak ograniczania prądu zwarciowego

a) b)


77

różnicowoprądowy będzie charakteryzował się prądem znamionowym ciągłym znacznie mniejszym niż ten drugi. Tym mniejszym, im większy jest spodziewany prąd zwarciowy w rozpatrywanym obwodzie, a to może prowadzić do rozwiązań ekonomicznie nieuzasadnionych.

4.2. Analiza i ocena wyników badań w świetle danych producentów aparatówProducenci mogą dostarczać wyłącz-niki różnicowoprądowe, które wytrzy-mują większy prąd szczytowy i całkę Joule’a, niż podaje norma [1]. Wyłączniki są wtedy oznaczane, jak podano w tab. 2. Przeanalizowano wyłącznik różnicowoprą-dowy o obciążalności zwarciowej 6 kA pod warunkiem dobezpieczenia go bezpieczni-kiem z wkładką topikową typu gG o prądzie znamionowym 63 A.Zgodnie z normą [5] całka Joule’a wyłą-czania wkładki typu gG63 wynosi I2tw = 21 200 A2s. Na podstawie danych katalogowych [6] stwierdzono, że przy spodziewanym prądzie zwarciowym Ik = 6 kA (największym dopuszczalnym dla rozpa-trywanego wyłącznika różnicowoprądo-wego) prąd ograniczony tej wkładki wynosi io = 4,2 kA. Zatem wyłącznik różnicowo-prądowy dobezpieczony bezpiecznikiem z wkładką gG63 z pewnością wytrzyma nara-żenia cieplne (I2tw = 21 200 A2s) i elektrody-namiczne (io = 4,2 kA) [7].Rozważano zastąpienie bezpiecznika z wkładką gG63 wyłącznikiem nadprą-dowym instalacyjnym. Na rys. 8 przedsta-wiono wykres prądu ograniczonego i wykres całki Joule’a, wyłączania wyłączników nadprądowych instalacyjnych typu B (dane producenta), w funkcji spodziewanego prądu zwarciowego. Na każdym wykresie naniesiono linię poziomą, przedstawiającą wspomniane parametry dla wkładki gG63 (wkładki gG o największym prądzie znamio-nowym, gwarantującym dobezpieczenie wyłącznika różnicowoprądowego). Z wykresów na rys. 8 wynika, że do spodzie-wanego prądu zwarciowego o wartości ok. Ik = 4,2 kA, nie ma ograniczeń w stosowaniu wyłączników nadprądowych instalacyjnych typu B. W miejsce bezpiecznika z wkładką gG63 mogą być zastosowane wyłączniki typu B o prądzie znamionowym do 63 A. Powyżej spodziewanego prądu zwarciowego

Rys. 5. Prądy ograniczone io (a) i całki Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników B16, C16, D20 oraz największy dopuszczalny prąd szczytowy i całka Joule’a dla wyłącz-ników różnicowoprądowych o In = 16, 25 i 40 A

Rys. 7. Prądy ograniczone io (a) i całki Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników B25, D40, D50 oraz największy dopuszczalny prąd szczytowy i całka Joule’a dla wyłącz-ników różnicowoprądowych o In = 40, 63 i 80 A

Rys. 6. Prądy ograniczone io (a) i całki Joule’a wyłą-czania I2tw (b) wyłączników o charakterystykach B, C, D i prądzie znamionowym In = 10 A oraz największy dopuszczalny prąd szczytowy i całka Joule’a dla wyłącz-ników różnicowoprądowych o In = 16, 25 i 40 A

0 2 4 6Ik [kA]

0

1

2

3

4 io[kA]

B16 C16 D20

25A16A

40A

1 3 5

0 2 4 6Ik [kA]

0

4

8

12

16

20 I2tw[kA2 s]

25A16A

40A

1 3 5

0 2 4 6Ik [kA]

0

1

2

3

4 io[kA]

B10 C10 D10

25A16A

40A

1 3 5

0 2 4 6Ik [kA]

0

4

8

12

16

20 I2tw[kA2 s]

25A16A

40A

1 3 5

0 2 4 6Ik [kA]

0

1

2

3

4

5 io[kA]

B25 D40 D50

40A

63A

80A

1 3 5

Rys. 8. Prąd ograniczony io (a) i całka Joule’a wyłączania I2tw (b) wyłączników nadprądowych instalacyjnych typu B [6]

a)

a)

a)

a)

b)

b)

b)

b)


78

Ik = 4,2 kA występują ograniczenia, wówczas prąd znamionowy wyłączników nadprądo-wych powinien być mniejszy niż 63 A. W tab. 3 przedstawiono wartości prądu ogra-niczonego io i całki Joule’a wyłączania I2tw dla wybranych wyłączników nadprądowych przy spodziewanym prądzie zwarciowym Ik = 5 kA. Szarym tłem zaznaczono wartości większe niż dla wkładki topikowej gG63. Przy prądzie zwarciowym Ik = 5 kA w rachubę wchodzą wyłączniki typu B

o prądzie znamionowym nie większym niż In = 32 A. Przy prądzie Ik = 6 kA będą to wyłączniki o prądzie znamionowym nie większym niż In = 20 A (rys. 8). Jeżeli wyłączniki te będą dobezpieczać wyłączniki różnicowoprądowe np. o In = 63 A, to nie pozwolą na pełne wykorzystanie ich prądu znamionowego ciągłego.Jeżeli porównać wyłączniki nadprądowe o tych samych prądach znamionowych ciągłych (tab. 3), ale innych charakterysty-kach (B, C lub D), to widać, że największe narażenia cieplne i elektrodynamiczne pochodzą od wyłączników typu D.

5. Wnioski końcoweZ przeprowadzonych badań i analiz wynika, że zastąpienie bezpiecznika wyłącznikiem nadprądowym instalacyjnym, jako dobez-pieczenia wyłącznika różnicowoprądo-wego bez wbudowanego zabezpieczenia nadprądowego, każdorazowo powinno być poprzedzone dogłębną analizą. Zastosowanie wyłącznika nadprądowego o identycznym jak bezpiecznik prądzie znamionowym ciągłym nie gwarantuje właściwej koordynacji. Przy stosunkowo dużym spodziewanym prądzie zwarciowym nawet wyłącznik nadprądowy o prądzie znamionowym wyraźnie mniejszym niż prąd znamionowy wskazanego bezpiecznika może przyczynić się do uszkodzenia wyłącz-nika różnicowoprądowego. Właściwą koor-dynację utrudnia fakt, że wielu producentów wyłączników nadprądowych instalacyjnych nie dostarcza charakterystyk prądu ogra-niczonego. Zatem bez dodatkowych badań laboratoryjnych trudno ocenić narażenia z tego tytułu.

Bibliografia

1. PN-EN 61008-1:2007P Wyłączniki różnicowoprądowe bez wbudowanego

zabezpieczenia nadprądowego do użytku domowego i podobnego (RCCB) – Część 1: Postanowienia ogólne.

2. IEC TR 60755:2008 General requirements for residual current operated protective devices. 2nd edition.

3. Instalacje elektryczne i teletech-niczne. Poradnik montera i inżyniera elektryka, Verlag Dashöfer, Część 5. Zabezpieczenia w instalacjach elektrycz-nych, Warszawa 2005.

4. Musiał E., Czapp S., Wyłączniki ochronne różnicowoprądowe. Przegląd i charak-terystyka współczesnych konstrukcji (2), Informacje o Normach i Przepisach Elektrycznych 2008, nr 109, s. 3–44.

5. PN-HD 60269-2:2010E Bezpieczniki topikowe niskonapięciowe – Część 2: Wymagania dodatkowe dotyczące bezpieczników przeznaczonych do wymiany przez osoby wykwalifiko-wane (bezpieczniki głównie do stoso-wania w przemyśle) – Przykłady znorma-lizowanych systemów bezpiecznikowych od A do J.

6. Supplementary Protectors/Miniature Circuit Breakers. Technical Data Catalog, Numbers 1492-SP Series C, Rockwell Automation Publication 1492-TC010D-EN-P – April 2011.

7. Czapp S., Kowalak D., Borowski K., Narażenia cieplne i elektrodynamiczne wyłączników różnicowoprądowych przy ich dobezpieczaniu wyłącznikami nadprądowymi instalacyjnymi, Referat konferencyjny, XVI Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce” APE ’13, Jurata 12–14.06.2013, w: Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej 2013, nr 33), s. 115–118.

Tab. 3. Deklarowane przez producenta oraz zmierzone prądy ograniczone i całki Joule’a wyłączania wybranych zabezpieczeń (dla spodziewanego prądu zwarciowego Ik = 5 kA)

Urządzenie dobezpieczające

Prąd ograni-czonyio [kA]

Całka Joule’a wyłą-czania I2tw [A2s]

Bezpiecznik gG63 4,2 21 200

dane producenta

Wyłącznik instalacyjny B25 3,8 20 000





Wyłącznik instalacyjny C40 4,1 23 500



Wyłącznik instalacyjny D40 4,25 30 000



wartości zmierzone



Stanisław Czappdr hab. inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] Politechniki Gdańskiej (1996). Jest pracownikiem Wydziału Elektrotechniki i Automatyki swojej macierzystej uczelni. Jego działalność naukowa jest związana z instalacjami i urządzeniami elektrycznymi, oświetleniem elektrycznym, a w szczególnie ochroną przed porażeniem prądem elektrycznym. Jest autorem lub współautorem wielu artykułów i referatów oraz opracowań niepublikowanych o charakterze projektów, ekspertyz i opinii. Jest rzeczoznawcą SEP w dziale 08 Instalacje i urządzenia elektryczne.

Daniel Kowalakdr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] Politechniki Gdańskiej, Wydział Elektrotechniki i Automatyki (2006). Zatrudniony jest na stanowisku asystenta na swojej macierzystej uczelni. Obszar jego zainteresowań naukowych to: technika wysokich napięć, fizyka plazmy, zwarcia łukowe i ochrona przed ich skutkami, elektryczny łuk łączeniowy i projektowanie aparatów elektrycznych.

Kornel Borowskimgr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected]ńczył studia magisterskie na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2012). Doktorant w Katedrze Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. W ramach realizacji pracy doktorskiej zajmuje się problematyką związaną z auto-matyką zabezpieczeniową i pomiarami w instalacjach elektroenergetycznych. Od ośmiu lat projektant instalacji elektroenergetycznych i teletechnicznych.


79

Distribution MV and LV Network Optimal Reconfiguration

AuthorsPiotr Helt Piotr Zduńczyk

Keywordsdistribution power networks, optimization, genetic algorithms

AbstractReducing power losses in energy distribution is forced by mandatory law. Optimization of network reconfiguration can lead to reducing power losses by even a dozen or so percent. Two methods of network reconfiguration optimization are presented in the paper: the heuristic method and a method based on genetic algorithms. The presented solutions offer the opportunity to opti-mize medium voltage and low voltage distribution networks at the same time. Calculation results for real distribution network are presented. The presented results indicate a high efficiency of network reconfiguration optimization.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014407

1. IntroductionEnergy efficiency improvement has become a one of priority tasks in Poland. Reducing losses in the process of electricity distribution is becoming increasingly important, and required by the applicable law. Energy savings goals are set in the Energy Efficiency Act of 15 April 2011 [1]. One of the categories of proj-ects aimed at improving energy efficiency is reduction of elec-tricity losses in transmission and distribution. In particular, these projects include:a) reduction of reactive power flowsb) reduction of grid losses in lines and cables c) reduction of losses in transformers.

The specific energy efficiency objectives set out in the Second National Energy Efficiency Action Plan for Poland [2] adopted by the Council of Ministers on 17 April 2012 include the reduc-tion of transmission and distribution grid loss rates through the upgrade of existing, and construction of new grids, replacement of low-efficient transformers, and development of distributed generation.According to data published by the Polish Power Transmission and Distribution Association (PTPiREE) [3] the total electricity generation and import in 2010 amounted to 163,968 GWh. The losses and balance differences were equal to 11,851 GWh, or 7.23%.Division of electricity losses by power grid voltage levels is presented in Tab. 1 according to data from [4]. On this basis it can be concluded that the largest losses are those in MV and LV distri-bution grids.Optimal reconfiguration is a principal capex-less means of loss reduction in power distribution grids. Optimizing grid

configuration can lead to the reduction of aggregated power losses by as much as over ten percent.

2. Optimal configuration determination methodsThe study compared the results of two optimization methods of MV and LV grid configuration:1. Power-flow method (developed in France, also known as

heuristic method) - its advantage is simplicity and high computation speed

2. AG method – using genetic algorithms.Power-flow algorithm [5] is an approximate method, in its subsequent steps the least loaded lines are disconnected, while controlling the compliance with technical specifications. The power-flow algorithm’s operating principle is as follows:1. The grid is closed (statuses of the arcs that can be closed are

set to “closed”), equal voltages are assumed across all nodes which are supply points.

[GWh] %

400 kV and 220 kV grid 1747 14.6%

110 kV grid 2355 19.7%

MV and LV grid 7857 65.7%

MV grid 3566 29.8%

LV network 4290 35.9%

Tab. 1. Breakdown of electricity losses by grid voltages (2010), source: [4]

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | 79–85

80

2. The current or active power flow is determined (using DC algorithms), the cut-off is allocated to the least loaded line, the compliance with technical requirements is controlled. If the cut-off results in loss of the grid’s integrity, the next line in terms of current or active power flow is eliminated.

3. This procedure continues until a tree type grid is obtained.

The reflow algorithm is much faster than the generic math-ematical programming algorithms. The paper presents results obtained using the two variants of the power-flow algorithm:1. AR1 – power flow calucaltion is done only once, before starting

the arcs disconnection process2. AR2 – after every successful cut-off, power flow was again

determined.

Genetic algorithms belong to the group of random search algo-rithms, using random selection process as support for the process of finding the optimal solution in an encoded solution space [6, 7]. In every evolution algorithm an individual, who represents a potential solution to the problem, is designed as a data struc-ture. A set of individuals creates a population. The simplest repre-sentation is to create an individual in the form of binary string representing a point in the solution space. Also determined is an adaptation function (corresponding to the objective function) for each individual in the population and for the entire popula-tion. The process of searching for the optimum starts with a set of points (populations) in the solution space. The task of optimal grid reconfiguration is defined as follows: the optimal cut-off locations in the MV and LV distribution grid should be so deter-mined, as to minimize the total cost of power and electricity losses in a given optimization period, subject to the required constraints. The set of constraints is divided into two groups:1. Reliability constraints

a) The network type is retained (all consumers’ electricity supply is assured, no consumer is two-sided supplied)

b) The set of arbitrarily disconnected arcs is retained2. Technical constraints

a) The allowable voltage drops are retainedb) No grid element is overloaded.

In the power-flow algorithm only reliability constraints are controlled. The solution to the task is based on its specific properties.The following objective function was defined for the AG method, as the total cost of the losses and of the switching operations, including the costs of new switches installation [8, 9]:

(1)

where: npl – number of changes in switch states with change degree “easy”, Kprl – average cost of switching a switch with change degree “easy”, npt – number of changes in switch states with change degree „difficult”, Kprt – average cost of switching a switch with change degree “difficult”, nlnn – number of new switches in

LV network, Kisrnn – average cost of purchase and installation of a new switch in LV network, nlsn – number of new switches in MV grid, Kisrsn – average cost of purchase and installation of a new switch in MV grid.

It was assumed that the cost of losses is referred to the power flow at the peak load. Cut-off points are then set for a sufficiently long optimization period T.The grid reconfiguration costs included:1. Averaged mean cost of a change in the state of a remotely-

controlled switch 2. Averaged mean cost of a change in the state of a manually-

controlled switch3. Averaged mean cost of new switch installation in MV grid4. Averaged mean cost of new switch installation in LV network.For power grid arcs the attribute “degree of change in state” was defined, which could have the following values:• easy – only for an arc that is a switch, meaning its remote

control capability• difficult – only for an arc that is a switch, meaning the need

to manually change its state• capex – only for an arc that is not a switch, meaning the possi-

bility to install a switch on its one end• impossible – for an arc that is a switch meaning the inability

to change its given state, for an arc that is not a switch meaning the impossibility of installing a new switch.

There are two AG algorithm based optimization modes:1. AGB, capex-less mode – possible changes in switch states in

the analysed grid2. AGI, capex mode – states of switches can be changed, as well

as of power line sections.

AG gene structure ensures compliance with reliability condi-tions. Individual gene items are the numbers of open switches in loops. After crossover and mutation operations the compliance with reliability requirements is checked, and the gene is properly adjusted, so that the reliability requirements are met.Technical constraints are not incorporated in the objective func-tion, while two penalty functions are defined: for voltage and arc capacity excesses. More weight is assigned to arc flow capacity overruns, as most voltage excesses over allowable limits can be controlled by transformer tap adjustment.For determining the power flow at peak load, the peak loads esti-mation method [10] is used. Peak loads are determined based on data from the billing system and the measurements made in selected MV/LV substations. The estimation relation is built using genetic algorithms. As a result of the power flow determination for the estimated peak loads, power and energy losses are also obtained.

The costs of power and energy losses are calculated for average active power and energy loss unit costs, and an assumed maximum loss duration. For the flow calculations the Newton algorithm for closed grid was used, since the power-flow


81

method requires determination of power flows in a closed grid. Due to the nature of flow calculation by the matrix method, in order to determine the power flows in switches they were substi-tuted with very short line sections with as large cross-sections as possible.

3. Distribution grid mappingThe real grid’s map for the optimization calculations was retrieved from a GIS system. The grid model includes the following power grid elements:1. 110 kV/MV transformers (2-winding, 3-winding, split – winding)2. MV and LV cable and overhead line sections3. MV and LV switches4. Receiving nodes supplied from MV or LV grid5. Distributed generation connected to SN or LV grid nodes.

In addition, the model included “LINE CONNECTION” object, which represents a zero-impedance connection. Objects of this type are typically present in GIS systems (used e.g. to improve the readability of power substations’ internal diagrams).Before the optimization calculations the distribution grid mapping is simplified. Eliminated from the model are arcs that are electrically irrelevant, open switches are eliminated from the grid, while closed switches are aggregated with adjacent arcs.Example calculations were performed for the following power grid portions:1. KSN – area supplied from main substation GPZ1, MV grid only,

with no MV/LV transformers2. LSN – area supplied from main substation GPZ2, MV grid only,

with no MV/LV transformers3. KNN – area supplied from main substation GPZ1, MV and LV

grid4. LNN – area supplied from main substation GPZ2, MV and LV

grid.

There were two voltage levels (6 kV and 15 kV) in the MV grid area supplied from GPZ1, and three voltage levels (30 kV, 15 kV, and 6 kV) in the MV grid area supplied from GPZ2.Specified in Tab. 2 are basic details of the analyses power grid areas.

KSN LSN KNN LNN

LV network N N T T

Active power load [kW] 16,144.6 31,220.4 15,966.7 31,003.7

Reactive power load [kVAr] 4,074.8 7,834.5 3,991.7 7,750.9

No. of arcs 4,599 13,804 40,413 148,522

No. of nodes 4,586 13,766 40,324 148,298

No. of switches 650 1,408 6,009 19,293

Reduced No. of switches 306 796 3,464 16,758

No. of line sections 1,236 5,971 15,779 65,353

No. of MW/LV transformers 0 0 124 518

No. of loops 14 39 90 225

Tab. 2. Details of optimized distribution grid areas

Fig. 1. Diagram of GPZ1 substation supplying KSN and KNN grid areas

Fig. 2. Diagram of GPZ2 substation supplying LSN and LNN grid areas

15 kV15 kV

15 kV

15 kV

15 kV

15 kV

6 kV

6 kV

110 kV

15 kV30 kV

30 kV

6 kV30 kV

6 kV6 kV6 kV

15 kV

15 kV 15 kV


82

Shown in Fig. 1 and 2 are diagrams of the main GPZ substations that supply the analysed distribution power grid areas. There are two 110 kV/MV transformers in each GPZ substation. In order to obtain one tree for each area, it was necessary to introduce 110 kV lines connecting the upper sides of the power trans-formers with a virtual point of supply.

4. Optimization calculation resultsIn the first stage the power losses were determined for the obtained actual distribution grid configurations. The calculation results are presented in Tab. 3.It was assumed for the optimization calculations that all switches in the analysed power grid areas are characterized by diffi-cult change of state, which means the need to perform the switching manually. Since no details were available of switching constraints, it was assumed that all switches can change their states. Analysis of the load flow calculation results allowed identi-fying the switches that couldn’t be switched from open to closed – for example, the retrieved grid map included a switch with rated node voltages 6 kV and 15 kV (connected different voltage levels).To perform the genetic algorithms based optimization calcula-tions the ELGrid system for support the development of distribu-tion grids and their operation optimization was used, developed at Globema Ltd., in cooperation with the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology [11].

Fig. 3. KSN grid supplied from GPZ1, purple dots – MV/LV transformers – not included in the calculation

Fig. 4. KNN grid supplied from GPZ1, green dots – MV/LV transformers

Area Active power loss Active power loss

[kW] [%]

KSN 363.06 1.77

KNN 1620.9 5.19

LSN 473.4 2.96

LNN 2496.3 8.05

Tab. 3. Active power losses for initial sample grids configurations


83

Specified in Tab. 4 are unit costs adopted for the calculations.The optimization modes for all areas are designated as follows:• AGB_1: capex-less, non-zero switching cost • AGB_2: capex-less, zero switching cost • AGI_1: capex, non-zero switching cost • AGI_2: capex, zero switching cost • AR1_1: capex-less, one load flow calculation• AR1_2: capex, one load flow calculation• AR2: capex-less, multiple load flow calculations• AG_NN: capex-less, MV grid optimization, then for the opti-

mized MV grid, LV network optimization calculation. This

mode applies only to the optimization of MV and LV grid areas (KNN, LNN).

In addition, test optimization calculations performed made for areas KSN and LSN, designated in the tables as AR1 + AG and AR2 + AG, are carried out in two steps: determination of initial solu-tion using AR1 and AR2 algorithms and determination of the optimal network using AG method AG (with non-zero switching cost). The KSN area optimization calculation results are given in Tab. 5.The KNN area optimization calculation results are given in Tab. 6.The LSN area optimization calculation results are given in Tab. 7.

Fig. 5. Adaptation function: the best (blue line) and average (red line) in each generation, AR1 + AG calculation mode

Cost of a MV switch installation 4,000 PLN

Cost of a MV switch installation 400 PLN

Cost of an easy state change 5 PLN

Cost of a difficult state change 100 PLN

Unit cost of active power 36.0 PLN

Unit cost of active power 2.0 PLN

Tab. 4. Unit costs for optimization calculations

Tab. 7. LSN area optimization calculation results

Mode Loss Loss reduction

Energy savings

Switching costs

[kW] [%] [kWh/year] [PLN]

AGB_1 277.0 3.1 28,000 1000

AGB_2 276.7 3.2 28,928 n/a

AGI_1 272.7 4.6 41,760 25,600

AGI 2 272.5 4.7 42,560 n/a

AR1_1 277.0 3.0 27,901 n/a

AR2 276.9 3.1 28,649 n/a

AR1_2 272.8 4.5 41,493 n/a

AR1+AG 277.0 3.0 27,901 n/a


Energy savings

Switching costs


AGB_1 1395 14.0 724,264 3,800

AGB_2 1393 14.0 728,070 n/a

AGI_1 1342 17.2 893,570 101,200

AGI_2 1341 17.3 896,497 n/a

AR1_1 1491 8.0 415,190 n/a

AR2 1486 8.3 431,270 n/a

AR1+AG 1394 14.0 725,278 n/a

AR2+AG 1394 14.0 726,219 n/a


Energy savings

Switching costs


AGB_1 469 2.2 33,044 n/a

AGB_2 463 1.0 15,225 4,200

AR1_1 455 3.9 59,765 n/a

AG_NN 457 3.6 53,162 11,200

Tab. 5. KSN area optimization calculation results

Tab. 6. KNN area optimization calculation results


84

Chart of the adaptation function for the genetic algorithm based calculations for the suboptimal initial grid configuration (resulting from AR1 algorithm) is shown in Fig. 5.The LNN area optimization calculation results are given in Tab. 8.

Specified in Tab. 9 are times of the genetic algorithm based flow calculations for a single individual. These are average times of

these calculations, at the maximum number of iterations equal to 40 and an accuracy equal to 10e-5. The calculations were performed on a computer with the following specification:1. Processor: AMD Phenom™ II X6 1100T 3.31 GHz – 4 out of 6

available cores were used for the calculations2. RAM 8 GB3. Operating System: Windows 7 Professional 64-bit.

5. Final conclusionsThe paper presents two methods for determining the optimal reconfiguration of MV and LV distribution grids. The power-flow method is less accurate (worse results are obtained), but its big advantage is fast computation. At multiple flow calculations, the total calculation time for the most complex case can be esti-mated at about four hours – in the LNN area there are 225 loops, for each loop one flow calculation must be made. No results are presented of calculation by the genetic algorithm based method for the LNN area. Such calculations, assuming 300 generations and 40 individuals in each generation, would last approximately 22 hours. It was found that the number of generations needed to determine the optimal distribution grid configuration should be ca. 400. In order to speed up calculation by the genetic algo-rithms based methods, a simplified algorithm of power flow calculation in an open grid will be introduced. The calculations results for sections of actual distribution grids indicate a high potential for capex-less reduction of losses in distribution grids.

On the basis of the results quoted here, the generation of a suboptimal solution using the reflow method followed by its fine-tuning using genetic algorithms can be regarded as an effective approach for complex grid systems. This amounts to the adoption of one individual in the initial population, representing the sub-optimal solution. On the basis of the graph shown in Fig. 5 it can be concluded that to find a good solution in this situ-ation 50 to 100 generations may suffice, which will significantly shorten the computation time for large distribution grid areas (with more than 50,000 arcs – line sections, switches, and MV/LV transformers).The calculation times of the optimization tasks solution can be extremely important in the case of availability of data from AMI systems. Once these systems are deployed, customer consump-tion data will be available at 15 minute intervals. With fast opti-mization calculation it will be possible to determine the optimal grid configuration for short time intervals. For practical use of the obtained results it will be necessary to significantly increase the number of remotely controlled switches, at least in MV grids. However, such an increase can be expected, since it will signifi-cantly reduce the SAIDI and SAIFI indicators, the level of which in Poland is quite high [12].

REFERENCES

1. The Act of 15 April 2011 on energy efficiency, J. of L. of 2011, No. 94, items 551, 951.

2. Second National Energy Efficiency Action Plan for Poland, 2011, Document adopted by the Council of Ministers on 17 April 2012 [online], http://www.mg.gov.pl/node/15923.

3. http://www.ptpiree.pl/index.php?d=5&s=liczen_2010.4. Niewiedział E., Niewiedział R., Straty energii elektrycznej w krajowym

systemie elektroenergetycznym [Electricity losses in the national power system], Elektro.info 2011, No. 12.

5. Le Gal M., Recherche Automatique de schemats de secours dans les reseaux de distributions a moyenne tension, Paris, EdF, 1969.

6. Goldberg D.E, Algorytmy genetyczne i ich zastosowania [Genetic algorithms and their applications], Warsaw 1995.

7. Helt P., Parol M., Piotrowski P. , Metody sztucznej inteligencji w elek-troenergetyce, [Artificial intelligence methods in power engineering], Publishing House of Warsaw University of Technology, Warsaw 2012.

8. Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych [Electricity losses in distribution networks], edited by Kulczycki J., PTPiRE, Poznań 2009.

9. Helt P. , Praktyczne aspekty wyznaczania optymalnych rozcięć w sieciach rozdzielczych [Practical aspects of distribution grid optimal reconfiguration], Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2012, No. 8.


Energy savings

Switching costs


AG_NN 2,202 11.8 941,658 7,200

AR1_1 2,280 8.7 691,000 n/a

Area KSN KNN LSN LNN

Calculation time [s] 0.25 5.2 1.2 65.4

Tab. 8. LNN area optimization calculation results

Tab. 9. Flow calculation times


85

Piotr HeltWarsaw University of Technology


A graduate of Warsaw University of Technology (1987). Employed at the Faculty of Electrical Engineering of his alma mater. Since 2010 also a Smart Grid consultant at

Globema sp. z o.o. Previously a design engineer at Electrical Equipment Factory, and IT systems coordination specialist at Warsaw’s Stoen Power Distribution Company.

Area of professional interest: geographical information systems, in particular its applications in power engineering, power grids and systems, especially distribution

grids, artificial intelligence methods and their application in optimization problems.

Author of numerous articles and publications on national and international conferences. He has completed numerous research projects, grants and expert opinions,

primarily in power engineering.

Piotr ZduńczykGlobema sp. z o.o.


Graduated from the Faculty of Mathematics and Computer Science of Warsaw University of Technology. He develops the ElGrid system for support of power distri-

bution grids optimization and operation at Globema. His areas of interest include GIS systems, numerical methods, and artificial intelligence methods, and their

applications in optimization tasks.

10. Baczyński D., Parol M., Estymacja obciążeń szczytowych stacji trans-formatorowych SN/nN za pomocą metod statystycznych oraz metod sztucznej inteligencji [Estimation of MV/LV transformer substation peak loads by statistical methods and artificial intelligence methods], XI. International Scientific Conference “Current Problems in Power Engineering” APE ’03, Gdańsk – Jurata, 11–13 June 2003.

11. Helt P. et al., Koncepcja systemu ElGrid do optymalizacji pracy i roz-woju rozdzielczych sieci energetycznych [The concept of ElGrid system to optimize the operation and development of power distribution grids], Przegląd Elektrotechniczny [Electrical Review] 2011, Vol. 87, No. 2.

12. Kubacki S., Świderski J., Tarasiuk M., Kompleksowa automa-tyzacja i monitorowanie sieci SN kluczowym elementem poprawy niezawodności i ciągłości dostaw energii [Comprehensive MV grid automation and monitoring as the key element to improve the reliability and continuity of electricity supply], Acta Energetica 2012, No. 1.


86

Optymalizacja konfiguracji dla sieci rozdzielczych SN i nN

AutorzyPiotr HeltPiotr Zduńczyk

Słowa kluczowesieci rozdzielcze, optymalizacja, algorytmy genetyczne

StreszczenieZmniejszanie strat w procesie dystrybucji energii elektrycznej wynika z obowiązującego prawa. Optymalizacja konfiguracji sieci może doprowadzić do zmniejszenia sumarycznych strat mocy nawet o kilkanaście procent. W artykule porównano metody opty-malizacji konfiguracji sieci rozdzielczych: rozpływową i opartą na algorytmach genetycznych. Przedstawione rozwiązania umoż-liwiają wyznaczanie optymalnych rozcięć jednocześnie w sieci SN oraz nN. Zaprezentowano wyniki obliczeń dla rzeczywistych fragmentów sieci rozdzielczej, wskazujące na dużą efektywność optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych.

1. Wprowadzenie Poprawa efektywności energetycznej stała się w Polsce jednym z priorytetowych zadań. Zmniejszanie strat w procesie dystrybucji energii elektrycznej jest coraz bardziej istotne, prowadzenie działań w tym zakresie wynika z obowiązującego prawa. W Ustawie o efektywności energetycznej z 15 kwietnia 2011 roku [1] określono cele w zakresie oszczędności energii. Jedną z kategorii przedsięwzięć służących poprawie efektyw-ności energetycznej jest zmniejszenie strat energii elektrycznej w przesyle lub dystry-bucji. W szczególności do przedsięwzięć tych zaliczono:a) ograniczenie przepływów mocy biernejb) ograniczenie strat sieciowych w ciągach

liniowychc) ograniczenie strat w transformatorach.

W Drugim Krajowym Planie Działań doty-czącym efektywności energetycznej dla Polski [2], przyjętym przez Radę Ministrów 17 kwietnia 2012 roku, wśród szczegóło-wych celów w obszarze efektywności ener-getycznej wymieniono m.in. zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w przesyle i dystrybucji poprzez m.in. modernizację obecnych i budowę nowych sieci, wymianę transformatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej. Zgodnie z danymi publikowanymi przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) [3] produkcja oraz import energii elektrycznej w 2010 roku wyniosły łącznie 163 968 GWh. Straty i różnice bilansowe równe były 11 851 GWh, czyli 7,23%. Rozdział strat energii elektrycznej na poszczególne poziomy napięć sieci elek-troenergetycznych przedstawiono w tab. 1 wg danych z [4]. Na ich podstawie można stwierdzić, że najwięcej strat występuje w rozdzielczych sieciach SN i nN.

Optymalizacja konfiguracji jest jednym z podstawowych działań bezinwestycyj-nych, prowadzących do zmniejszania strat w elektroenergetycznej sieci rozdzielczej. Wprowadzenie metod optymalizacyjnych może doprowadzić do zmniejszenia suma-rycznych strat mocy nawet o kilkanaście procent.

2. Metody wyznaczania optymalnej konfiguracjiW pracy porównano wyniki dwóch metod optymalizacji konfiguracji sieci rozdziel-czych SN i nN:1. Rozpływowej (francuskiej, nazywanej

także heurystyczną) – zaletą tej metody jest jej prostota oraz duża szybkość obliczeń

2. AG – wykorzystującej algorytmy genetyczne.

Algorytm rozpływowy [5] jest metodą przy-bliżoną, dokonuje się w nim w kolejnych krokach wyłączeń linii najmniej obciążo-nych, kontrolując spełnienie warunków technicznych. Zasada działania algorytmu rozpływowego jest następująca:1. Zamyka się sieć (stany możliwych

do zamknięcia łuków ustawione na „zamknięty”), zakłada się równość napięć we wszystkich węzłach będących punktami zasilania

2. Wyznacza się rozpływ prądu lub mocy czynnych (wykorzystując algorytmy stałoprądowe), rozcięcie lokuje się w linii najmniej obciążonej, sprawdzając speł-nienie warunków technicznych. Jeśli rozcięcie powoduje utratę spójności sieci, to eliminuje się następną co do wartości przepływu prądu lub mocy czynnej linię

3. Postępowanie takie trwa aż do momentu otrzymania sieci typu drzewo.

Algorytm rozpływowy jest znacznie szybszy od ogólnych algorytmów programowania matematycznego.W artykule przedstawiono wyniki uzyskane z wykorzystaniem dwóch wariantów algo-rytmu rozpływowego:1. AR1 – rozpływ mocy wykonany był

jedynie raz, przed rozpoczęciem procesu wyłączania łuków

2. AR2 – po każdym skutecznym wyko-naniu rozcięcia wyznaczany był ponownie rozpływ mocy.

Algorytmy genetyczne należą do grupy algorytmów poszukiwania losowego, wykorzystując losowy wybór jako wspoma-ganie procesu poszukiwania optymalnego rozwiązania w zakodowanej przestrzeni rozwiązań [6, 7]. W każdym algorytmie ewolucyjnym osobnik reprezentujący potencjalne rozwiązanie problemu projek-towany jest jako pewna struktura danych.

Zbiór osobników tworzy populację. Najprostszą reprezentacją jest utworzenie osobnika w postaci łańcucha binarnego, reprezentującego punkt w przestrzeni rozwiązań. Określa się również funkcję przystosowania (odpowiadającą funkcji celu), wyznaczaną dla każdego osobnika w populacji oraz dla całej populacji. Proces poszukiwania optimum rozpoczyna się z pewnego zbioru punktów (populacji) w przestrzeni rozwiązań.Zadanie optymalizacji konfiguracji sieci rozdzielczych definiuje się następująco: należy tak ustalić optymalne miejsca rozcięć w sieci rozdzielczej SN i nN, by zminimali-zować całkowite koszty strat mocy i energii elektrycznej w przyjętym okresie opty-malizacji, przy spełnieniu wymaganych ograniczeń.Zbiór ograniczeń podzielono na dwie grupy:1. Ograniczenia niezawodnościowe

a) Zachowanie typu układu (zapewnienie zasilania w energię elektryczną wszyst-kich odbiorców, niedopuszczenie do dwustronnego zasilania żadnego odbiorcy)

b) Zachowanie zbioru łuków wyłączonych arbitralnie

2. Ograniczenia technicznea) Zachowanie dopuszczalnych spadków

napięćb) Nieprzeciążenie żadnego z elementów

sieci.

W algorytmie rozpływowym są kontrolo-wane wyłącznie ograniczenia niezawodno-ściowe. Rozwiązanie zadania bazuje na jego szczególnych właściwościach.

PL


[GWh] [%]

Sieć 400 i 220 kV 1747 14,6%

Sieć 110 kV 2355 19,7%

Sieć SN i nN 7857 65,7%

Sieć SN 3566 29,8%

Sieć nN 4290 35,9%

Tab. 1. Straty dla poszczególnych poziomów napięć (2010), źródło: [4]

P. Helt, P. Zduńczyk | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 79–85

87

Dla metody AG zdefiniowano następującą funkcję celu, będącą sumą kosztów strat oraz kosztów wykonania przełączeń wraz z kosztami instalacji nowych łączników [8, 9]:

(1)

gdzie: npl – liczba zmian stanów łączników o stopniu zmiany stanu „łatwy”, Kprl – średni koszt przełączenia pojedynczego łącznika o stopniu zmiany stanu „łatwy”, npt – liczba zmian stanów łączników o stopniu zmiany stanu „trudny”, Kprt – średni koszt przełą-czenia pojedynczego łącznika o stopniu zmiany stanu „trudny”, nlnn – liczba nowych łączników w sieci nN, Kisrnn – średni koszt zakupu i instalacji nowego łącznika w sieci nN, nlsn – liczba nowych łączników w sieci SN, Kisrsn – średni koszt zakupu i instalacji nowego łącznika w sieci SN.

Przyjęto, że o wartości kosztów strat decyduje rozpływ mocy w szczycie obciążenia. Punkty rozcięć ustalane są wówczas dla odpo-wiednio długiego okresu optymalizacji T. W skład kosztów zmiany konfiguracji sieci zaliczono: 1. Uśrednione koszty zmiany stanu łącznika

zdalnie sterowanego2. Uśrednione koszty zmiany stanu łącznika

sterowanego ręcznie3. Uśrednione koszty instalacji nowego łącz-

nika w sieci SN4. Uśrednione koszty instalacji nowego łącz-

nika w sieci nN.

Dla łuków sieci elektroenergetycznej zdefi-niowano atrybut „stopień zmiany stanu”, mogący przybierać następujące wartości:• łatwy – tylko dla łuków będących łączni-

kami, oznacza możliwość zdalnego stero-wania łącznikiem

• trudny – tylko dla łuków będących łącz-nikami, oznacza konieczność ręcznej zmiany stanu łącznika

• inwestycyjny – tylko dla łuków niebę-dących łącznikami, oznacza możliwość zainstalowania łącznika na jednym z końców łuku

• niemożliwy – dla łuków będących łączni-kami oznacza niemożność zmiany zada-nego stanu łącznika, dla łuków niebędą-cych łącznikami oznacza niemożność instalacji nowego łącznika.

Optymalizacja dla algorytmu AG może być realizowana w dwóch trybach:1. AGB, tryb bezinwestycyjny – możliwe

są zmiany stanów wyłącznie łączników w analizowanej sieci

2. AGI, tryb inwestycyjny – zmiany stanów mogą dotyczyć zarówno łączników, jak też odcinków linii elektroenergetycznych.

Konstrukcja genu dla AG zapewnia speł-nienie warunków niezawodnościowych. Poszczególne pozycje genu oznaczają numery otwartych łączników w pętlach. Po operacjach krzyżowania i mutacji wykony-wana jest kontrola spełnienia warunków niezawodnościowych i gen jest odpowiednio korygowany, tak aby warunki niezawodno-ściowe zostały spełnione.

Ograniczenia techniczne nie zostały wpro-wadzone do funkcji celu, natomiast zdefi-niowane zostały dwie funkcje karne: dla przekroczeń napięciowych oraz dla prze-kroczenia przepustowości łuków. Większa waga została przyporządkowana przekro-czeniom przepustowości łuków, przekro-czenie dopuszczalnych poziomów napięć jest najczęściej możliwe przez regulację zaczepów w transformatorach.W celu wyznaczenia rozpływu mocy w szczycie obciążenia wykorzystano metodę estymacji obciążeń szczyto-wych [10]. Obciążenia szczytowe wyzna-czane są na podstawie danych z systemu bilingowego oraz pomiarów dokonanych w wybranych stacjach SN/nN. Zależność estymacyjna budowana jest z wykorzysta-niem algorytmów genetycznych. W wyniku wyznaczenia rozpływów mocy dla otrzy-manych z estymacji obciążeń szczyto-wych uzyskuje się również wartości strat mocy i energii. Koszty strat mocy i energii wyznacza się, przyjmując średnie jednost-kowe koszty mocy czynnej i strat energii oraz zakładając czas trwania strat maksy-malnych. Do obliczeń rozpływowych zastosowano algorytm Newtona dla sieci zamkniętej, metoda rozpływowa wymaga wyznaczania rozpływów mocy w sieci zamkniętej. Ze względu na charakter rozpły-wowych obliczeń metodą macierzową, w celu wyznaczenia przepływów mocy w łącznikach zostały one zamienione na bardzo krótkie odcinki linii o możliwe dużym przekroju.

3. Odwzorowanie sieci rozdzielczejOdwzorowanie sieci rzeczywistej do obli-czeń optymalizacyjnych pozyskane zostało z systemu GIS. W modelu sieci uwzględ-nione są następujące elementy sieci elektroenergetycznej:1. Transformatory 110 kV/SN (2-uzwoje-

niowe, 3-uzwojeniowe, z uzwojeniami dzielonymi)

2. Odcinki linii kablowych oraz napowietrz-nych SN i nN

3. Łączniki SN oraz nN4. Węzły odbiorcze zasilane z sieci SN

lub nN5. Generacja rozproszona przyłączona

do węzłów sieci SN lub nN.Dodatkowo w modelu znalazł się obiekt „LINE CONNECTION”, będący reprezen-tantem połączenia o zerowej impedancji. Obiekt tego typu na ogół występuje w syste-mach GIS (stosowany np. w celu zwiększenia czytelności schematów wewnętrznych stacji elektroenergetycznych). Przed rozpoczęciem obliczeń optymaliza-cyjnych upraszczane jest odwzorowanie sieci rozdzielczej. Eliminowane są z modelu łuki nieistotne ze względów elektrycznych, łączniki otwarte eliminowane są z sieci, natomiast łączniki zamknięte są agregowane z łukami sąsiednimi.Obliczenia przykładowe zrealizowano dla następujących fragmentów sieci elektroenergetycznej:1. KSN – obszar zasilany przez GPZ1,

wyłącznie sieć SN, bez transformatorów SN/nN

KSN LSN KNN LNN

Sieć nN N N T T

Moc czynna odbierana [kW] 16 144,6 31 220,4 15 966,7 31 003,7

Moc bierna odbierana [kVar] 4 074,8 7 834,5 3 991,7 7 750,9

Liczba łuków 4 599 13 804 40 413 148 522

Liczba węzłów 4 586 13 766 40 324 148 298

Liczba łączników 650 1 408 6 009 19 293

Zredukowana liczba łączników 306 796 3 464 16 758

Liczba odcinków linii 1 236 5 971 15 779 65 353

Liczba trf. SN/nN 0 0 124 518

Liczba pętli 14 39 90 225

Tab. 2. Dane optymalizowanych fragmentów sieci rozdzielczych

Rys. 1. Schemat GPZ1 dla sieci KSN, KNN


88

2. LSN – obszar zasilany przez GPZ2, wyłącznie sieć SN, bez transformatorów SN/nN

3. KNN – obszar zasilany przez GPZ1 obej-mujący sieć SN i nN

4. LNN – obszar zasilany przez GPZ2 obej-mujący sieć SN i nN.

Sieć SN w obszarze zasilanym przez GPZ1 miała dwa poziomy napięć (6 kV i 15kV), natomiast w sieci SN, zasilanej z GPZ2, występowały trzy poziomy napięć (30 kV, 15 kV i 6 kV).W tab. 2 przedstawiono podstawowe dane dotyczące analizowanych fragmentów rozdzielczych sieci elektroenergetycznych.

Na rys. 1 i 2 przedstawiono schematy GPZ zasilających analizowane obszary rozdzielczych sieci elektroenergetycz-nych. W każdym z GPZ znajdują się dwa transformatory o górnym napięciu na poziomie 110 kV. W celu uzyskania jednego drzewa dla każdego z obszarów konieczne było wprowadzenie linii 110 kV łączących górne strony transforma-torów zasilających z wirtualnym punktem zasilającym.

Na rys. 3 i 4 przedstawiono mapę sieci rozdzielczej dla obszaru zasilania GPZ1.

4. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych W pierwszym etapie prac wyznaczono straty mocy dla pozyskanych rzeczywistych konfi-guracji sieci rozdzielczych. Wyniki obliczeń podano w tab. 3.W obliczeniach optymalizacyjnych przy-jęto, że wszystkie łączniki w analizowa-nych obszarach sieci elektroenergetycznej charakteryzują się trudną zmianą stanu, co odpowiada konieczności ręcznego wyko-nywania przełączeń. Nie były dostępne dane dotyczące ograniczeń zmiany stanów łączników, przyjęto, że dla wszystkich łącz-ników możliwa jest zmiana stanu. Analiza wyników obliczeń rozpływowych pozwo-liła na identyfikację łączników, dla których niemożliwa była zmiana stanu z otwartego na zamknięty – w pozyskanym odwzoro-waniu sieci występował np. łącznik o napię-ciach znamionowych węzłów 6 kV i 15 kV (łączył różne poziomy napięć). Do wykonania obliczeń optymalizacyjnych z wykorzystaniem algorytmów genetycz-

nych wykorzystano system wspomagania rozwoju i optymalizacji pracy rozdzielczych sieci energetycznych ELGrid, opracowany w firmie Globema sp. z o.o., przy współpracy z Instytutem Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej [11].W tab. 4 podano przyjęte do obliczeń współ-czynniki kosztów. Oznaczenia trybów optymalizacji dla wszystkich obszarów są następujące:• AGB_1: tryb bezinwestycyjny, niezerowe

koszty przełączeń• AGB_2: tryb bezinwestycyjny, zerowe

koszty przełączeń• AGI_1: tryb inwestycyjny, niezerowe

koszty przełączeń• AGI_2: tryb inwestycyjny, zerowe koszty

przełączeń• AR1_1 – tryb bezinwestycyjny, jedno-

krotne wykonanie obliczeń rozpływowych

Obszar Straty mocy czynnej

Straty mocy czynnej

[kW] [%]

KSN 363,06 1,77

KNN 1620,9 5,19

LSN 473,4 2,96

LNN 2496,3 8,05

Rys. 2. Schemat GPZ2 dla sieci LSN, LNN

Rys. 3. Sieć KSN zasilana z GPZ1, fioletowe punkty – transformatory SN/nN – nie występują w odwzorowaniu do obliczeń

Rys. 4. Sieć KNN zasilana z GPZ1, zielone punkty – transformatory SN/nN

Koszt instalacji łącznika SN 4000 zł

Koszt instalacji łącznika nN 400 zł

Koszt łatwej zmiany stanu 5 zł

Koszt trudnej zmiany stanu 100 zł

Jednostkowy koszt mocy czynnej 36,0 zł

Jednostkowy koszt mocy czynnej 2,0 zł

Jednostkowy koszt strat energii 0,25 zł

Czas trwania strat maksymalnych 1600 godz.

Tab. 3. Straty mocy czynnej dla wejściowych konfigu-racji sieci przykładowych

Tab. 4. Współczynniki kosztów dla obliczeń optymalizacyjnych


89

• AR1_2: tryb inwestycyjny, jednokrotne wykonanie obliczeń rozpływowych

• AR2: tryb bezinwestycyjny, wielokrotne wykonanie obliczeń rozpływowych

AG_NN – tryb bezinwestycyjny, optymali-zowana sieć SN, następnie przy optymalnej sieci SN wykonanie obliczeń optymalizacyj-nych dla sieci nN. Tryb dotyczy wyłącznie

optymalizacji obszarów zawierających sieć SN i nN (KNN, LNN).Dodatkowo wykonano jeszcze dla obszarów KSN i LSN optymalizacyjne obliczenia testowe, oznaczone w tabelach jako AR1 + AG oraz AR2 + AG, wykonywane w dwóch krokach:• Wykorzystanie algorytmu AR1 lub AR2

do wyznaczenia rozwiązania wstępnego• Wyznaczenie sieci optymalnej z wyko-

rzystaniem metody AG (z niezerowymi wartościami kosztów zmiany stanu).

Dla obszaru KSN wyniki obliczeń optymali-zacyjnych podano w tab. 5.

Dla obszaru KNN wyniki obliczeń optyma-lizacyjnych podano w tab. 6.

Dla obszaru LSN wyniki obliczeń optymali-zacyjnych podano w tab. 7.

Wykres funkcji przystosowania dla obliczeń wykonanych algorytmem genetycznym dla suboptymalnej wejściowej konfiguracji sieci (uzyskanej jako wynik działania algorytmu AR1), pokazano na rys. 5.

Dla obszaru LNN wyniki obliczeń optymali-zacyjnych podano w tab. 8.

W tab. 9 podano czasy wykonywania w algo-rytmie genetycznym obliczeń rozpływo-wych dla jednego osobnika. Są to średnie czasy wykonywania tych obliczeń, przy maksymalnej liczbie iteracji równej 40 i dokładności równej 10e-5. Obliczenia wykonywano na komputerze o następują-cych parametrach:1. Procesor AMD Phenom™ II X6 1100T

3,31 GHz – do obliczeń wykorzystywane 4 rdzenie procesora z 6 dostępnych

2. Pamięć RAM 8 GB3. System operacyjny Windows 7

Professional 64-bit.

5. Wnioski końcoweW artykule przedstawiono dwie metody wyznaczania konfiguracji optymalnych rozcięć dla rozdzielczych sieci SN i nN. Metoda rozpływowa jest metodą mniej dokładną (uzyskiwane są gorsze wyniki), jednak jej dużą zaletą jest szybki czas obli-czeń. Przy wielokrotnym wykonywaniu obliczeń rozpływowych można oszacować łączny czas tych obliczeń dla najbardziej złożonego przypadku na ok. 4 godziny – w obszarze LNN jest 225 pętli, dla każdej pętli należy wykonać jedno wyznaczanie rozpływów. Nie zamieszczono wyników obliczeń dla metody opartej na algorytmie genetycznym dla obszaru LNN. Obliczenia takie, przy założeniu 300 pokoleń i 40 osobników w każdym pokoleniu, trwałyby ok. 22 godzin. Stwierdzono, że do wyzna-czenia optymalnej konfiguracji sieci rozdziel-czej należałoby ustalić liczbę pokoleń na ok. 400. W celu przyspieszenia obliczeń dla metod opartych na algorytmach gene-tycznych zostanie wprowadzony uprosz-czony algorytm wyznaczania rozpływów mocy dla sieci otwartej.Wyniki obliczeń dla fragmentów rzeczy-wistych sieci dystrybucyjnych wskazują na duże możliwości ograniczania strat w sieciach dystrybucyjnych w sposób bezinwestycyjny.

Tab. 5. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru KSN

Tab. 6. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru KNN

Tab. 7. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru LSN

Rys. 5. Wykres funkcji przystosowania: najlepszej (niebieska linia) i średniej (czerwona linia) w każdym pokoleniu, tryb obliczeń AR1 + AG

Tryb Straty Zmniejszenie strat Oszczędność energii Kosztprzełączeń

[kW] [%] [kWh/rok] [zł]

AGB_1 277,0 3,1 28 000 1000

AGB_2 276,7 3,2 28 928 Nd

AGI_1 272,7 4,6 41 760 25 600

AGI_2 272,5 4,7 42 560 Nd

AR1_1 277,0 3,0 27 901 Nd

AR2 276,9 3,1 28 649 Nd

AR1_2 272,8 4,5 41 493 Nd

AR1+AG 277,0 3,0 27 901 Nd



AGB_1 469 2,2 33 044 Nd

AGB_2 463 1,0 15 225 4 200

AR1_1 455 3,9 59 765 Nd

AG_NN 457 3,6 53 162 11 200



AGB_1 1395 14,0 724 264 3 800

AGB_2 1393 14,0 728 070 Nd

AGI_1 1342 17,2 893 570 101 200

AGI_2 1341 17,3 896 497 Nd

AR1_1 1491 8,0 415 190 Nd

AR2 1486 8,3 431 270 Nd

AR1+AG 1394 14,0 725 278 Nd

AR2+AG 1394 14,0 726 219 Nd


90

Na podstawie przytoczonych wyników za skuteczne podejście dla złożonych układów sieciowych uznać można wygenerowanie rozwiązania suboptymalnego z wykorzy-staniem metody rozpływowej, a następnie dokonanie poprawy tego rozwiązania z wykorzystaniem algorytmów genetycz-nych. Sprowadza się to do przyjęcia jednego z osobników w populacji początkowej, reprezentującego otrzymane rozwiązanie suboptymalne. Na podstawie wykresu poka-zanego na rys. 5 można wyciągnąć wniosek, że do znalezienia dobrego rozwiązania w tej sytuacji może wystarczyć od 50 do 100 pokoleń, co znacznie skróci czas obliczeń dla dużych obszarów sieci rozdzielczych (zawie-rających ponad 50 tysięcy łuków – odcinków linii, łączników i transformatorów SN/nN). Czas obliczeń podanego zagadnienia opty-malizacyjnego może być niezwykle istotny w przypadku dysponowania danymi z systemów AMI. Przy ich wprowadzeniu

do tych systemów będą dostępne dane doty-czące zużycia energii odbiorców w okresach 15-minutowych. Przy szybkich oblicze-niach optymalizacyjnych możliwe będzie wyznaczanie optymalnej konfiguracji sieci dla krótkich odcinków czasu. W celu prak-tycznego wykorzystania otrzymywanych wyników niezbędne będzie znaczące zwięk-szenie liczby zdalnie sterowanych łączników, przynajmniej w sieciach średniego napięcia. Można jednak spodziewać się wzrostu liczby takich łączników – zwiększenie ich liczby wpłynie znacząco na zmniejszenie wskaź-ników SAIDI i SAIFI, których poziom jest w Polsce dość wysoki [12].

Bibliografia

1. Ustawa z 15 kwietnia 2011 roku o efek-tywności energetycznej, Dz.U. z 2011 r., nr 94, poz. 551, 951.

2. Drugi Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej dla Polski, 2011. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 17 kwietnia 2012 roku [online], http://www.mg.gov.pl/node/15923.

3. h t t p : / / w w w. p t p i r e e . p l / i n d e x .php?d=5&s=liczen_2010.

4. Niewiedział E., Niewiedział R., Straty energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym, Elektro.info 2011, nr 12.

5. Le Gal M., Recherche Automatique de schemats de secours dans les reseaux de distributions a moyenne tension, Paris, EdF, 1969.

6. Goldberg D.E, Algorytmy genetyczne i ich zastosowania, Warszawa 1995.

7. Helt P., Parol M., Piotrowski P., Metody sztucznej inteligencji w elektroenerge-tyce, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2012.

8. Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych, red. Kulczycki J., PTPiRE, Poznań 2009.

9. Helt P., Praktyczne aspekty wyzna-czania optymalnych rozcięć w sieciach rozdzielczych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, nr 8.

10. Baczyński D., Parol M., Estymacja obciążeń szczytowych stacji transfor-matorowych SN/nN za pomocą metod statystycznych oraz metod sztucznej inte-ligencji, XI Międzynarodowa Konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce” APE ’03, Gdańsk – Jurata, 11–13 czerwca 2003.

11. Helt P. i in., Koncepcja systemu ElGrid do optymalizacji pracy i rozwoju rozdziel-czych sieci energetycznych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2011, r. 87, nr 2.

12. Kubacki S., Świderski J., Tarasiuk M., Kompleksowa automatyzacja i monito-rowanie sieci SN kluczowym elementem poprawy niezawodności i ciągłości dostaw energii, Acta Energetica 2012, nr 1.

Tab. 8. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla obszaru LNN



AG_NN 2 202 11,8 941 658 7 200

AR1_1 2 280 8,7 691 000 Nd

Obszar KSN KNN LSN LNN

Czas obliczeń [s] 0,25 5,2 1,2 65,4

Tab. 9. Czasy obliczeń rozpływowych

Piotr Heltdr inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected] Politechniki Warszawskiej (1987). Pracuje na Wydziale Elektrycznym swojej macierzystej uczelni. Od 2010 roku zatrudniony również w Globema sp. z o.o. na stanowisku konsultanta ds. systemów Smart Grid. Pracował m.in. w Fabryce Aparatury Elektrycznej jako konstruktor, w Stołecznym Zakładzie Energetycznym SA oraz na stanowisku specjalisty ds. koordynacji systemów informatycznych. Obszar zainteresowań zawodowych: systemy informacji geograficznej – w szczególności zastosowania w elektroenergetyce, sieci i systemy elektroenergetyczne – przede wszystkim sieci rozdzielcze, metody sztucznej inteligencji i ich wykorzystanie w problemach optymalizacyjnych. Autor wielu artykułów i publikacji na konferencjach krajowych i zagranicznych. Wykonawca wielu prac naukowo-badawczych, grantów i ekspertyz, przede wszystkim w dziedzinie elektroenergetyki.

Piotr Zduńczykmgr inż.Globema sp. z o.o.e-mail: [email protected] Wydziału Matematyki i Nauk Informatycznych Politechniki Warszawskiej. Zajmuje się rozwojem systemu wspomagania eksploatacji i optymali-zacji pracy dystrybucyjnej sieci energetycznej – ELGrid w firmie Globema. Obszarem jego zainteresowań są systemy z GIS, metody numeryczne oraz metody sztucznej inteligencji i ich wykorzystanie w zadaniach optymalizacyjnych.


91

The Hel Peninsula – Smart Grid Pilot Project

AuthorsSławomir Noske Marek Wawrzyniak

KeywordsSmart Grid, DMS, AMI

AbstractThe paper presents the scope and results of engineering, and the scope of Smart Grid deployment in the Hel Peninsula. The following functionalities will be described: Fault Detection, Isolation & Recovery – FDIR function, Integrated Volt/Var Control (IVVC) function, advanced supervision of LV grid, including distributed energy resources. The paper contains implementation results and research findings, as well as preliminary cost-benefit analysis of the project. Moreover, since Smart Metering and Smart Grid projects are being deployed in the same region – the Hel Peninisula – the benefit achieved by merging the two projects will be explained.

DOI: DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014408

1. General informationDevelopment of the power sector in the European Union, including Poland, in the coming years will be based on sustain-able development, and will entail widespread use of renewable energy sources, and promote increased energy use efficiency. Changes in the generation mix, including extensive use of distributed energy sources will result in:• growing importance of large networks for connection of load

centres and large-scale centralized renewable generation• development of small local grid clusters, providing ancillary

services including decentralized local generation, energy storage, and active consumers

• two-way flow of information and electrical power • need for dynamic management of generation and load alike. The future power grid will have to smartly stimulate and inte-grate the actions and behaviours of producers, consumers and other entities operating in the energy market so as to ensure a reliable, economically viable, and sustainable supply of elec-tricity. This will require large-scale implementation of smart grid solutions, which will ultimately result in development of a power system that will be: • optimal in terms of infrastructure utilisation • proactive, not just reactive arising emergencies • distributed, regardless of geographic and/or organizational

constraints• integrated, combining a variety of systems • self-healing and adaptive.Distribution system operators (DSOs) will have to cope with the resultant challenges and expectations, preparing their own strat-egies taking into account differences between individual DSOs in terms of their structure and governance, as well as diverse local conditions.

ENERGA-OPERATOR SA has recognized innovativeness and new solutions in the following key areas as major premises of its strategy:• product – development of new products and services • technology – changes in the way of services provision • organisation – changes in the internal organisation • marketing – changes in the way of reaching the customer. The company’s strategy, changes in the business environ-ment, and customer expectations, naturally lead the company to exploit the broad opportunities offered by new technolo-gies in the areas of power equipment, ICT, and management methods. Changes outside and within the company prompt the next step in grid development: the transition from a traditional grid and methods of its management to the solutions described today as a Smart Grid. Key projects implemented in this regard by ENEGRA-OPERATOR SA include:• AMI Advanced Metering Infrastructure – program imple-

mented in the company’s entire operating area (2.8 million customers)

• MV grid automation including deployment of remotely controlled switches and fault indicators in overhead lines, and of MV assemblies with remotely controlled switches and fault indicators in MV/LV substations

• grid asset management support by a computerized system with GIS units as an important component

• IT systems integration • Smart Grid pilot project in the Hel Peninsula.

2. Smart Grid pilot project areaFollowing the major challenges in ensuring high quality of the electricity supply, improving the power system efficiency, and enabling the offering of new services and new service levels

S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | 91–96

92

to energy consumers, ENERGA-OPERATOR SA is launching a pilot project of Smart Grid solutions. The Hel Peninsula has been selected as the pilot project area, with its ca. 200 km of MV lines, 150 MV/LV substations, and 150 km of LV lines. The grid supplies ca. 10,000 customers. The project has been phased into three stages.Stage I consisted in the development of the concept of transi-tion from traditional grid to Smart Grid, including the feasibility study, and was completed in 2011. A document containing key information necessary to start grid construction was prepared as part of the concept of Smart Grid deployment in the pilot area: The document contained:• Smart Grid construction and operation concept• model tests of the grid operation• feasibility study for the implementation of Smart Grid project.

Stage II consisted in the Smart Grid construction in the pilot area and was completed in 2012. At this stage detailed engineering documentation was drawn up, which formed the basis for grid upgrade works. A technical specification was also prepared, based upon which new functionalities were implemented in grid operation supporting IT systems.Stage III involves testing the solutions, and analysis and feasibility studies of their roll-out throughout EOP area. This work is sched-uled for 2013.

Basic requirements for the Smart Grid include:• Construction of a model control system for the Smart Grid area.

The primary function will be an integrated system for voltage control and reactive/active power management, which will enable the grid load adjustment to the actual distribution capabilities and energy parameters (by adjusting the indi-vidual load or generation characteristics of each connected entity to the grid conditions)

• Creating opportunities for cooperation between the Smart Grid and smart buildings equipped with microgeneration

• Providing the grid with an adequate infrastructure, including measurement systems for remote reading of measuring data, and control of energy supply to consumers. This solution is to enable the introduction of new products and services by electricity trading companies.

The main elements of the project are:• deployment of smart meters at customer premises • deployment of automatic control and measurement devices

in MV and LV grids• extension of SCADA system to the level of LV networks

(SCADA LV)• automatic detection and location of damage in MV grid• automatic grid reconfiguration• advanced system of voltage control and regulation in MV grid• GIS-aided grid visualization in SCADA system• SCADA integration with GIS• laying grounds for the provision of new generation services

and integration with distributed generation.

In the project implementation ENERGA-OPERATOR SA works together with the Institute of Power Engineering, Gdańsk Branch.

3. Grid upgradeThe aim of the MV grid upgrade was to increase its monitoring and control capabilities. The extended grid provides data for advanced IT systems that support grid management, and enables flexible grid reconfiguration. An AMI system was deployed in the pilot area, along with balancing systems in MV/LV transformer substations. Thus every MV/LV transformer substation has been fitted with a balancing system, providing details of active and reactive power flow at the transformer substation (main LV bars).Nearly half of indoor MV/LV substations have been fitted with short-circuit current indicators. Several types of these devices have been installed. The pilot area serves as a test ground for different technologies and engineering solutions. An example of new monitoring solutions is the use of optical measuring sensors. This system allows one to detect short circuits, measure voltage, current, power, and electricity quality parameters, and to control switches in switching substations. The novelty of this solution is the application for electrical parameters measuring of optical sensors, which are attached (bonded) directly to the cable heads. Communication with the sensor is via fibre optic cable, which provides electrical isolation between the power grid and the measuring system. Fig. 2 shows an example of such sensors’ fitting.

Fig. 1. Cabinet with balancing system installed in an MV/LV transformer substation building


93

In key transformer substations an MV switchgear with remote control has been deployed. In some areas additional moni-toring has been installed in LV switching circuits. This moni-toring includes measuring currents in each circuit. In addition, LV switchboards have been fitted with fuse blow-out indica-tors. Such signalling provides information on possible failures or

disruptions in the LV network. Up to now, in the event of emer-gency power supply interruption in the LV network, the company learned of it from customers.In MV overhead lines remotely controlled disconnectors or circuit breakers have been installed, as well as short-circuit current indicators.

4. SCADA/DMSAn active role in realizing the Smart Grid idea is played by a SCADA system with new DMS features. The MV grid in the pilot area before the project implementation was supervised by a SCADA system (Syndis RV by Mikronika). The following tasks were performed as part of the new software functionality implementation:• telemetry – extending the supervision scope to the new

devices installed in MV and LV grids • GIS – transfer of MV and LV grid model’s geographical mapping

to SCADA • implementation of FDIR Fault Detection, Isolation and

Restoration feature• implementation of IVVC Integrated Volt/Var Control feature • extension of the OMS functionality for LV network.

Owing to the above, the main premises of the Smart Grid concept have been accomplished:• monitoring of the grid performance with emphasis on end

consumers, and future microgenerators • increased automatic operability of the system in emergen-

cies by detecting and isolating faulty components• increased flexibility and sensitivity to changing grid operator

parameters for the purpose of its optimization.

TelemetryThe Syndis RV system demonstrated its scalability in the central-ization process of EOP Gdańsk branch dispatch centre. In the implementation of a Smart Grid in the Hel Peninsula project the extent of its grid supervision was extended to additional devices in the MV grid and LV switchboards. Thanks to this the data acquisition range has included a number of additional electrical parameters:• currents in each phase• neutral conductor current• phase voltage• phase-to-phase voltage• total active, reactive and apparent power• active and reactive power in each phase• cos φ power factor• average active and reactive power

Fig. 2. Example of optical sensor fitting

Fig. 3. Example of LV switchgear with fuse blow-out indicators, a blow-out signal is forwarded directly by SCADA to the grid operators

Method Effect

telemetry + GIS + OMS = monitoring

telemetry+ FDIR = operability

telemetry + IVVC = optimization


94

• maximum active and reactive power• total harmonic distortion THD for current and voltage• percentage of 3, 5, 7, 9 and 11 harmonics.

The central dispatch system monitors the fuses and short-circuit current indicators in LV switchboards. At the same time SCADA

can remotely control MV switches in MV/LV substations and over-head lines.

GIS + OMSEOP grid topography is registered by Apator – Rector’s KOMIT GIS system. In the project implementation a Syndis RV applica-tion was integrated with the system. The process involved auto-matic creation of a context between the topological model in the SCADA geographical view of the grid. With the topology processor feature in the OMS module, the Syndis RV system

Fig. 1. Upgraded MV/LV substation diagram in Syndis RV SCADA

Fig. 2. Geographical grid view in Syndis RV SCADA

Fig. 3. Web portal with online in-grid presentation of effects of the outages currently registered in Syndis RV’s OMS module


95

determines the voltage strings supply condition and displays the results in spatial arrangement, accurate to a subscriber service line. The view is available through Syndis RV dispatcher terminals. At the same time results of these analyses are presented in EOP’s public web portal in the form of a layer of the streets affected by the power outage in a pictorial administrative map rendered in the WMS (Web Map Service) standard.

Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR)With such a large number of remotely controllable and readable devices, the use of the FDIR feature of Syndis RV’s DMS module is well justified. The purpose of the algorithm is to detect failure (short-circuit) and to limit its reach to the place of its occurrence, within the shortest possible time. An indicator of improved distri-bution quality is the reduction of SAIDI and SAIFI by reducing the number of customers affected by supply outages longer than three minutes, and shortening the time of failure recovery in an isolated grid section by the automatic detection of its location. General principle of FDIR algorithm:• Location of the short-circuited line section – the monitored

voltage string is fitted with a set of fault sensors, dividing the line into sections. A fault detection event recorded in the SCADA identifies the fault location between the device (indi-cates short-circuit current) and upstream to the switch in the (main) substation, the opening of which resulted in the fault elimination.

• Fault location isolation – development of a control sequence, the implementation of which will result in both-sides cut-off of the whole section, where the fault location has been identified.

• Power restoration – concurrently with the previous stage a sequence of remote switch controls has been developed, the implementation of which restores the remaining (not faulty) part of the network to proper operation.

There may be many ways to reconfigure a grid. Ultimately, the algorithm proposes the most optimal one, where the criterion is: • maximum number of substations with restored power supply • use of the switch, the opening of which resulted in the initial

outage • minimum number of switching operations • minimum distance between the isolating switch and the

switch closed to restore power.

Using the feature reduces the importance of human factor, but at the same time the dispatcher retains continuous control over its proper course.During switching sequence execution FDIR module checks at every step, whether this operation is a safe, taking into account having the deployment, e.g. of system earthing, maintenance crews, and fault areas. In the event of an occurrence of any of these conditions, the FDIR algorithm will try to calculate an alter-native switching sequence, and if this is not found, will terminate its operation. An additional protection is the user’s capability to immediately interrupt the switching operation.

IVVCIVVC Integrated Volt/Var Control feature of Syndis RV’s DMS module serves to optimize the customer supply quality. It is performed by an automatic procedure of MV/LV transformer voltage adjustment. The pilot system was launched in the grid section in the Hel Peninsula, supplied by PZ Jurata substation. The control is effected by remote setting of voltage setpoints for two regulators of 30/15 kV transformers at PZ Jurata substa-tion, based on measurements located in PZ Jurata and further out in the grid, in MV/LV substations on LV side. The software runs fully automatically on the SCADA/DMS Syndis RV system server in two modes: IVVC-on or IVVC-off, which are toggled by the operator. In IVVC-on mode the software constantly moni-tors the voltage conditions in selected MV/LV substations, and in the event of a situation that requires voltage adjustment, it takes actions to change transformer taps. In IVVC-off mode the software does not take any action to adjust voltage. Regardless of the set operating mode, the software archives in a database the measurements (voltage, current) recorded in the selected MV/LV substations before and after the transformer tap change. Based on the collected data, the grid response (voltages in MV/LV substations) to the tap change can be analysed, and the voltage conditions in individual substations can be forecast. In IVVC-on mode, on the basis of the collected measurement data, the voltage control algorithm analyses, prior to a tap change, possible scenarios of the grid response to a change in the power transformers voltages. At a time when the archive data is not available, the control algorithm’s operation is based on actual LV voltage measurements in selected substations. In such a situa-tion, each voltage deviation from its rated value is controlled, and if it has exceeded an acceptable threshold, the procedure of the appropriate transformer’s tap change is launched. The maximum deviation thresholds are set independently for excesses above and below the rated value, and are configurable. The tap change procedure counts down the dead time in the first place, and after it’s expired, the proper control phase is implemented. If during the countdown the normal voltage condition has been restored, then the whole tap change procedure is cancelled. The dead time is configurable. If an excess over the threshold voltage continues after the dead time has expired, then based on the voltage conditions in all substations supplied from the transformer the tap change decision is made. The software, in order to protect the tap changer from too many changes, moni-tors the number of switches throughout a day in such a way as to prevent exceeding a preset daily limit. The software controls the tap changer’s current position, and if it reaches an extreme value, does not perform the switching.

Users interact with the IVVC module through GUI of Syndis RV SCADA/DMS system. In the appropriate dispatching diagrams there are elements for toggling operating modes of the trans-former regulator (automatic/manual) and voltage control module (IVVC-on/IVVC-off). In addition, the diagram contains details of each transformer’s current tap changer position.


96

5. ConclusionsThe pilot project aims to test technology and solutions that will improve the efficiency of the company operation while ensuring high standards of electricity supply. Expected benefits include:1. Reduced interruptions in power supply in the pilot area.

Planned reductions compared to 2011 levels: SAIDI by 50%, SAIFI by 30%

2. Reduced grid operating cost by grid operation automation in the pilot area.

3. Reduced grid losses in the pilot area, respectively, for the voltage levels:

– MV grid – grid losses reduction by 1% – LV network - network losses reduction by 4%

4. Ability to assess effectiveness of undertaken actions, including assessment of benefits achievable through the use of Smart Grid solutions.

Elements already implemented, as well as those planned in the following steps (power flow, microgeneration manage-ment, enhanced OMS functionality) are supposed to enable the company to cope with incoming challenges. The key question emerging with the project development progress is the issue

of the applied solutions’ scalability. A response to the needs and feasibility of different Smart Grid solutions’ implementa-tion is expected from the now compiled Smart Grid Road Map. Completion of this work is planned still in 2013. The project aims to define a detailed plan for the implementation of specific Smart Grid technologies in order to support ENERGA-OPERATOR SA’s accomplishment of strategic objectives until 2020 in areas such as improved continuity of energy supplies, improved efficiency, development and implementation of innovative solutions, creation and implementation of new areas of DSO activity. The project has been phased into three stages. Stage I – aimed to define all Smart Grid related activities and issues to be implemented and addressed by the company. At Stage I ENERGA-OPERATOR SA’s current activities and projects will be analysed and evaluated, as well as their actual impact on the strategic objectives achievement. The analysis will be accom-plished by way of employee surveys, leverage on expert knowl-edge, and collection of information from the branches. ENERGA-OPERATOR SA’s current activities and projects will be analysed in key areas of the company business, including, grid operation management, grid asset management, grid development, RES connections, customer service, grid works, and ITC technologies. Stage II – will involve preparation of a general road map of the Smart Grid implementation. The document would include such elements as implementation priorities, integration strategy, system approach strategy, scope and scalability of imple-menting state of the art technological solutions and definition of economic and financial models, an economic efficiency assess-ment of various smart grid functionalities. Stage III – Includes preparation of a detailed action plan for specific technology, divided by projects. Details of this stage will be set and ready by the end of Phase II, based on analyses and results of financial models and the proposed roadmap. The project is implemented with the contribution of a wide group of experts from ENERGA-OPERATOR SA, and with the support of external experts from General Electric, the Institute of Power Engineering Gdańsk Branch and Ernst & Young.

Fig. 7. Functional diagram of IVVC module

Sławomir NoskeENERGA-OPERATOR SA


The chief Smart Grid expert at ENERGA-OPERATOR SA. Employed in the energy company since 1991. Graduate of Poznań University of Technology, Faculty of Electrical

Engineering. He completed postgraduate studies in the legal and management field at Gdańsk University of Technology and MBA management studies, organized by

the Gdańsk Foundation for Management Development. He received Ph. D. degrees in technical science in 2013 from the Technical University of Poznan.

Marek WawrzyniakMIKRONIKA


A graduate of Poznań University of Technology (1995). Since 1995 employed in BRSPMSA Mikronika as a programmer and project manager. IT and Software Director

since 2005.


97

Półwysep Helski – pilotażowy projekt sieci inteligentnych

AutorzySławomir Noske Marek Wawrzyniak

Słowa kluczowesieć inteligentna, DMS, AMI

StreszczenieW artykule opisano podejmowane przez ENERGA-OPERATOR SA działania zmierzające do przebudowy obecnej, tradycyjnej sieci elektroenergetycznej, do poziomu rozwiązań określanych jako sieci inteligentne. Autorzy skupili się na projekcie budowy sieci inteligentnych w obszarze pilotażowym – na Półwyspie Helskim. Opisane zostały dwa kluczowe etapy realizacji tego projektu: opra-cowanie koncepcji, przebudowa sieci i budowa narzędzi informatycznych wspomagających prowadzenie ruchu sieci.

1. Informacje ogólneRozwój sektora elektroenergetyki w Unii Europejskiej, w tym także w Polsce, w najbliższych latach opierać się będzie na zasadzie zrównoważonego rozwoju, bazować ma na powszechnym wykorzy-stywaniu odnawialnych źródeł energii oraz wspierać wzrost efektywności w wykorzy-stywaniu energii. Zmiany w strukturze gene-racji, w tym szerokie wykorzystanie rozpro-szonych źródeł energii spowodują:• rosnące znaczenie wielkich sieci dla

przyłączenia centrów obciążenia oraz dużych scentralizowanych generacji odnawialnych

• powstanie małych lokalnych klastrów sieciowych, zapewniających usługi syste-mowe obejmujące zdecentralizowaną generację lokalną, magazyny energii oraz aktywnych odbiorców

• dwukierunkowy przepływ informacji i mocy elektrycznej

• konieczność dynamicznego zarządzania zarówno generacją, jak i obciążeniem.

Sieć elektroenergetyczna przyszłości będzie musiała w sposób inteligentny pobudzić oraz zintegrować działania i zachowania wytwórców, odbiorców i innych podmiotów funkcjonujących na rynku energii, tak aby zapewnić niezawodne, ekonomicznie uzasadnione i zrównoważone dostawy energii elektrycznej.Oznaczać to będzie konieczność wdro-żenia na szeroką skalę rozwiązań sieci inteligentnej, w efekcie doprowadzą one do powstania systemu elektroenergetycz-nego, który będzie:• optymalny pod względem wykorzystania

infrastruktury• przewidujący, a nie tylko reagujący

na powstałe sytuacje krytyczne• rozproszony, bez względu na ograniczenia

geograficzne czy organizacyjne• zintegrowany, łączący różnorodne

systemy• samonaprawiający się i adaptacyjny.

Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) będą musieli sprostać wynikającym stąd wyzwaniom i oczekiwaniom, przygoto-wując własne strategie działania, uwzględ-niając różnice pomiędzy poszczególnymi OSD w zakresie ich struktury oraz sposobu zarządzania, a także zróżnicowanych lokal-nych uwarunkowań.

ENERGA-OPERATOR SA za kluczowe w strategii uznaje m.in. wykorzystanie inno-wacyjności, nowych rozwiązań w kluczo-wych obszarach:• produktowym – kreowanie nowych

produktów i usług• technologicznym – zmiany sposobu

świadczenia usług• organizacyjnym – zmiany organizacji

wewnętrznej• marketingowym – zmiany sposobu

dotarcia do klienta.

Strategia firmy, zmiany zachodzące w otoczeniu, oczekiwania klientów w sposób naturalny prowadzą przedsiębior-stwo do wykorzystania szerokich możli-wości, jakie wprowadzają nowe techno-logie w zakresie urządzeń energetycznych, obszaru ITC oraz sposobów zarządzania. Otoczenie, jak i zmiany wewnątrz firmy wpływają na realizację kolejnego kroku w rozwoju sieci: przejścia od tradycyjnej sieci i metod jej zarządzania do rozwiązań opisywanych dzisiaj jako sieci inteligentne.Kluczowymi projektami, realizowanymi w tym zakresie przez ENEGRA-OPERATOR SA, są m.in.:• AMI (ang. Advanced Metering Infra-

structure) – program wdrażany dla całego obszaru działania spółki (2,8 mln klientów)

• automatyzacja sieci SN obejmująca: stoso-wanie w liniach napowietrznych łącz-ników ze zdalnym sterowaniem i sygna-lizatorów zwarć, stosowanie w stacjach SN/nn rozdzielnic SN ze zdalnie stero-wanymi łącznikami oraz sygnalizatorów zwarć

• wspomaganie zarządzania majątkiem sieciowym poprzez komputerowy system, którego ważnym elementem jest system informacji przestrzennej GIS

• integracja systemów informatycznych• pilotażowy projekt sieci inteligentnych

na obszarze Półwyspu Helskiego.

2. Obszar pilotażowy Smart GridKierując się głównymi wyzwaniami w zakresie zapewnienia jakości dostaw energii elektrycznej, poprawy efektywności systemu energetycznego oraz umożliwienia oferowania odbiorcom energii nowych usług i serwisu, ENERGA-OPERATOR SA wpro-wadza w projekcie pilotażowym rozwią-zania z obszaru Smart Grid. Jako obszar pilotażowy wybrano Półwysep Helski,

gdzie jest ok. 200 km linii SN, 150 stacji SN/nn, 150 km linii nn. Sieć zasila ok. 10 tys. odbiorców. Projekt realizowany jest w trzech etapach. Etap I obejmował opracowanie koncepcji przejścia z sieci tradycyjnej do sieci Smart Grid z analizą wykonalności włącznie, został on zrealizowany w 2011 roku. W ramach opracowywanej koncepcji wdrożenia Smart Grid w obszarze pilotażowym przygotowano dokument zawierający kluczowe informacje, niezbędne do przystąpienia do budowy sieci. W skład dokumentu wchodziły:• koncepcja budowy i funkcjonowania sieci

Smart Grid• badania modelowe pracy sieci• studium wykonalności realizacji projektu

Smart Grid.

Etap II obejmował budowę sieci Smart Grid na obszarze pilotażowym i został zakoń-czony w 2012 roku. W ramach tego etapu została opracowana szczegółowa dokumen-tacja techniczna, która stanowiła podstawę do wykonania prac modernizacyjnych sieci. Przygotowano także specyfikację tech-niczną, na podstawie której wdrożono nowe funkcjonalności systemów informatycznych wspomagających pracę sieci.Etap III obejmuje testy rozwiązań, analizę i badanie możliwości skalowania na obszar całego EOP. Prace te zaplanowano na 2013 rok.

Podstawowe wymagania stawiane przed Smart Grid:• Budowa modelowego systemu sterowania

dla obszaru Smart Grid. Podstawową funkcją będzie zintegrowany system regulacji napięcia oraz zarządzania mocą czynną i bierną, co da możliwość dosto-sowywania poziomu obciążenia sieci do zdolności dystrybucyjnych i para-metrów energii w danej chwili (poprzez dostosowywanie charakterystyki obcią-żenia lub generacji poszczególnych przy-łączonych podmiotów do warunków panujących w sieci)

• Stworzenie możliwości współpracy sieci Smart Grid z budynkami inteligentnymi wyposażonymi w mikrogenerację

• Wyposażenie sieci w odpowiednią infra-strukturę, w tym układy pomiarowe umożliwiające zdalny odczyt danych pomiarowych oraz sterowanie dosta-wami energii do odbiorców. Rozwiązanie to ma umożliwić przedsiębiorstwom

PL


S. Noske, M. Wawrzyniak | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 91–96

98

zajmującym się obrotem energią elek-tryczną wprowadzenie na rynek nowych produktów i usług.

Głównymi elementami projektu są:• wdrożenie inteligentnych liczników

u odbiorców• zastosowanie automatyki i pomiarów

w sieci SN i nn• rozbudowa systemu SCADA do poziomu

sieci nn (SCADA nn)• automatyczne wykrywanie i lokalizacja

miejsca uszkodzenia w sieci SN• automatyczna rekonfiguracja sieci• zaawansowany system kontroli i regulacji

napięcia w sieci SN• wizualizacja sieci w systemie SCADA

w układzie geograficznym• integracja SCADA z systemem GIS• stworzenie podstaw do świadczenia

nowych usług i integracji z generacją rozsianą.

W realizacji projektu EOP współpracuje z Instytutem Energetyki Oddział Gdańsk. 3. Modernizacja sieciCelem modernizacji sieci SN i nn było zwiększenie możliwości obserwacji i stero-wania. Rozbudowana sieć zapewnia dane dla zaawansowanych systemów informatycz-nych wspomagających zarządzanie siecią i umożliwia elastyczne rekonfigurowanie sieci. W obszarze pilotażowym został wdrożony system AMI, wraz z układami bilansującymi w stacjach transformatorowych SN/nn. Tak więc wszystkie stacje transformatorowe SN/nn wyposażone zostały w układ bilansu-jący, dostarczający informacji o przepływach mocy czynnej i biernej w stacji transforma-torowej (na szynach głównych nn).Blisko połowa stacji wnętrzowych SN/nn została wyposażona w sygnalizatory prze-pływu prądów zwarciowych. Zastosowano klika rodzajów tego typu urządzeń. Obszar pilotażowy służy jako miejsce testu różnych technologii i rozwiązań technicznych.

Przykładem nowych rozwiązań w zakresie monitoringu jest zastosowanie optycznych czujników pomiarowych. System ten umoż-liwia wykrywanie zwarć, pomiarów napięć, prądów, mocy, parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz sterowanie łączni-kami w rozdzielniach stacyjnych. Nowością tego rozwiązania jest zastosowanie do pomiaru parametrów elektrycznych czujników optycznych, które mocowane (przyklejane) są bezpośrednio na głowi-cach kablowych. Komunikacja z czujnikiem odbywa się poprzez kabel światłowodowy, który zapewnia izolację elektryczną między siecią energetyczną a systemem pomia-rowym. Na fot. 2 przedstawiono przykład montażu takich czujników.

W kluczowych stacjach transformatorowych zastosowano rozdzielne SN z łącznikami ze zdalnym sterowaniem. W wybranych obszarach zastosowano dodatkowy moni-toring na obwodach w rozdzielniach nn. W ramach tego monitoringu dokonuje się pomiaru prądów na poszczególnych obwo-dach. Dodatkowo zastosowano sygnaliza-tory przepalenia się wkładek bezpieczniko-wych w rozdzielniach nn. Taka sygnalizacja zapewni informacje o ewentualnych awariach lub zakłóceniach w sieci nn. Dotychczas w razie awaryjnych przerw zasilania w sieci nn, przedsiębiorstwo dowiadywało się o tym poprzez informacje uzyskane od klientów.

W linii napowietrznej SN zastosowano rozłączniki lub wyłączniki ze zdalnym sterowaniem oraz sygnalizatory przepływu prądów zwarciowych.

4. SCADA/DMSAktywną rolę w realizacji idei Smart Grid odgrywa system SCADA z nowymi funk-cjami DMS. Sieć SN na obszarze objętym projektem jeszcze przed jego realizacją był nadzorowany przez system SCADA (Syndis RV firmy Mikronika). Podczas wdrożenia nowych funkcjonalności oprogramowania wykonano następujące zadania:• telemetria – rozszerzenie zakresu nadzoru

o nowe urządzenia zainstalowane na sieciach SN i nn

• GIS – przeniesienie odwzorowania modelu sieci SN i nn w układzie geogra-ficznym do SCADA

• implementacja funkcji FDIR (ang. Fault Detection, Isolation and Restoration)

• implementacja funkcji IVVC (ang. Integrated Volt/Var Control)

• rozszerzenie zakresu zastosowania funk-cjonalności OMS na sieć nn.

Dzięki temu zrealizowano główne idee stojące u podstaw Smart Grid:• monitoring stanu sieci z naciskiem

na końcowego odbiorcę, a w przyszłości uczestnika mikrogeneracji

• zwiększenie automatycznej operatyw-ności systemu podczas stanów awaryj-nych przez wykrywanie oraz izolowanie uszkodzonego elementu

• uelastycznienie i zwiększenie wrażliwości na zmianę parametrów pracy sieci w celu jej optymalizacji.

TelemetriaSystem Syndis RV wykazał się skalowal-nością już podczas procesu centralizacji ośrodka dyspozycji oddziału Gdańsk w EOP. Podczas realizacji projektu Smart Grid na Półwyspie Helskim zakres nadzoru nad siecią został rozszerzony o dodatkowe urządzenia na sieci SN oraz w rozdzielniach nn. Dzięki temu obszar akwizycji powięk-szył się o dodatkową liczbę parametrów elektrycznych:• prądy w poszczególnych fazach• prąd przewodu neutralnego• napięcie fazowe• napięcie międzyfazowe• moc czynna, bierna i pozorna całkowita• moc czynna i bierna w poszczególnych

fazach• współczynnik cosφ• wartość średniej mocy czynnej i biernej• wartość maksymalnej mocy czynnej

i biernej

Fot. 1. Szafka z układem bilansującym zamontowana w budynku stacji transformatorowej SWN/nn

Fot. 2. Przykład montażu czujników optycznych

Fot. 3. Przykład rozdzielnicy nn z zastosowanymi sygnalizatorami przepalenia się wkładki bezpieczni-kowej – sygnał o uszkodzonej wkładce bezpiecznikowej przekazywany bezpośrednio przez system SCADA do prowadzących ruch sieci

Metoda | Efekt

telemetria + GIS + OMS = monitoring

telemetria + FDIR = operatywność

telemetria + IVVC = optymalizacja


99

• współczynnik zawartości harmonicznych THD dla prądu i napięcia

• zawartość procentowa harmonicznych 3, 5, 7, 9, 11.

Centralny system dyspozytorski moni-toruje stany wkładek bezpiecznikowych w rozdzielniach nn i sygnalizatorów prze-pływu prądów zwarcia. Jednocześnie ze SCADA jest możliwe zdalne sterowanie łącznikami SN w stacjach SN/nn i na liniach napowietrznych.

GIS i OMSTopografia sieci EOP jest ewidencjonowana przy pomocy systemu klasy GIS – KOMIT firmy Apator-Rector. Podczas realizacji projektu aplikacja Syndis RV został zinte-growany z tym systemem. Proces polegał na automatycznym utworzeniu kontekstu między modelem topologicznym w SCADA a widokiem geograficznym sieci. Dzięki zastosowaniu funkcji procesora topo-logii w module OMS system Syndis RV wyznacza stan zasilania ciągów napięcio-wych i wyniki prezentuje w układzie prze-strzennym, z dokładnością do przyłącza abonenckiego. Widok jest dostępny poprzez terminale dyspozytorskie Syndis RV. Jednocześnie wyniki tych analiz są prezento-wane na publicznym portalu internetowym EOP w postaci warstwy ulic objętych skut-kami przerwy w zasilaniu na poglądowej mapie administracyjnej, zrealizowanej w standardzie WMS (Web Map Service).

Fault Detection, Isolation and Restoration (FDIR)Mając do dyspozycji tak dużą liczbę urzą-dzeń umożliwiających zdalne sterowanie oraz odczyt ich stanów, istnieje uzasad-nienie użycia funkcji FDIR modułu DMS systemu Syndis RV. Celem zastosowania algorytmu jest wykrywanie awarii (zwarć) i ograniczanie jej zasięgu do miejsca wystą-pienia, w możliwie najkrótszym czasie. Wskaźnikiem poprawy jakości dystrybucji jest obniżenie wartości SAIDI i SAIFI przez zmniejszenie liczby odbiorców dotkniętych wyłączeniem dłuższym niż trzy minuty oraz skrócenie czasu usuwania awarii, na wyizo-lowanym odcinku, przez automatyczną jego lokalizację.

Ogólna zasada algorytmu FDIR:• Lokalizacja odcinka linii, na którym

doszło do zwarcia – monitorowany ciąg napięciowy jest wyposażony w zestaw czujników zwarcia, dzieląc linię na odcinki. Zdarzenie detekcji zwarcia zarejestrowane w SCADA lokalizuje jego miejsce między urządzeniem (sygnalizuje przepływ prądu zwarciowego) a poprze-dzającym w kierunku łącznika w GPZ/PZ, którego otwarcie spowodowało wyłączenie

• Izolacja miejsca zwarcia – utworzenie sekwencji sterowniczej, której realizacja spowoduje obustronne odcięcie zasi-lania całego odcinka, zlokalizowano uszkodzenie

• Przywrócenie zasilania – jednocześnie z poprzednim etapem przygotowana jest sekwencja sterowań zdalnymi łączni-kami, w wyniku jej zadziałania pozostała (nieuszkodzona) część sieci będzie przy-wrócona do prawidłowego działania.

Rys. 1. Schemat zmodernizowanej stacji SN/nn w SCADA Syndis RV

Rys. 2. Widok sieci w układzie geograficznym w SCADA Syndis RV

Rys. 3. Portal internetowy prezentujący online lokalizację aktualnie zarejestrowanych w OMS Syndis RV skutków wyłączeń na sieci


100

Sposobów rekonfiguracji sieci może być wiele. Ostatecznie algorytm proponuje najbardziej optymalne, gdzie kryterium jest:• maksymalna liczba stacji, którym zostanie

przywrócone zasilanie• użycie łącznika, którego otwarcie spowo-

dowało pierwotne wyłączenie• minimalna liczba operacji łączeniowych• minimalna odległość między łącznikiem

izolującym a zamykanym w celu przywró-cenia zasilania.

Zastosowanie funkcji zmniejsza znaczenie czynnika ludzkiego, ale jednocześnie dyspo-zytor ma ciągłą kontrolę nad jej prawi-dłowym przebiegiem. Podczas wykonania sekwencji łączeniowej moduł FDIR sprawdza na każdym kroku, czy operacja jest bezpieczna, uwzględ-niając rozmieszczenie np. uziemień, brygad i obszarów zwarcia. W razie wystąpienia któregokolwiek z warunków algorytm FDIR będzie próbował wyliczyć alternatywną sekwencję łączeń bądź, jeśli takiej nie znaj-dzie, zakończy działanie. Dodatkowym zabezpieczeniem jest możliwość natychmia-stowego przerwania operacji łączeniowych przez użytkownika.

IVVCFunkcja IVVC (ang. Integrated Volt/Var Control) modułu DMS systemu Syndis RV jest przeznaczona do optymalizacji jakości energii zasilania odbiorców. Realizowana jest poprzez automatyczną procedurę regu-lacji napięcia transformatorów SN/nn. Pilotażowo system został uruchomiony na obszarze sieci położonej na Półwyspie Helskim, zasilanej z PZ Jurata. Regulacja jest realizowana poprzez zdalne usta-wianie wartości zadanej napięcia dla dwóch regulatorów transformatorów 30/15 kV w PZ Jurata, na podstawie pomiarów zloka-lizowanych w PZ Jurata oraz w głębi sieci, w stacjach SN/nn po stronie nn.Oprogramowanie działa w pełni automa-tycznie na serwerze systemu SCADA/DMS Syndis RV w dwóch trybach: IVVC-on lub IVVC-off, które są przełączane przez operatora. W trybie IVVC-on oprogramo-wanie na bieżąco monitoruje stan napięć w wybranych stacjach SN/nn i w przypadku zaistnienia sytuacji, która wymaga regulacji napięcia, podejmuje działania mające na celu zmianę zaczepu transformatora. W trybie IVVC-off oprogramowanie nie podej-muje żadnych działań związanych z regu-lacją napięcia. Niezależnie od ustawionego trybu pracy oprogramowanie archiwizuje w bazie danych pomiary (napięcie, prąd) z wybranych stacji SN/nn, rejestrowane przed i po zmianie zaczepu transformatora. Na podstawie zebranych danych można prowadzić analizę zachowania się sieci (poziomy napięć na stacjach SN), wynikającą ze zmiany zaczepu, oraz prognozować sytu-ację napięciową w poszczególnych stacjach. W trybie IVVC-on, na bazie zgromadzo-nych danych pomiarowych, algorytm regu-lacji napięcia analizuje, przed przełączeniem zaczepu, możliwe scenariusze zachowania się sieci wskutek zmiany napięcia transfor-matorów zasilających. W okresie, gdy dane archiwalne nie są dostępne, praca algorytmu regulacji jest oparta na bieżących pomiarach napięć, na wybranych stacjach po stronie nn. W takiej sytuacji kontrolowana jest każda

odchyłka napięcia od wartości znamio-nowej i jeśli jej wartość przekroczy dopusz-czalny próg, zostaje uruchomiona procedura zmiany zaczepu odpowiedniego transforma-tora. Progi maksymalnej odchyłki są usta-wione niezależnie dla przekroczeń powyżej i poniżej wartości znamionowej i są konfigu-rowalne. Procedura zmiany zaczepu w pierw-szej kolejności odlicza czas nieczułości, po jego upłynięciu jest realizowana właściwa faza regulacji. Jeśli podczas odliczania tego czasu sytuacja napięciowa powróci do normy, to wówczas cała procedura zmiany zaczepu jest anulowana. Czas nieczułości jest konfi-gurowalny. Jeśli po upływie czasu nieczułości dalej dochodzi do przekroczenia wartości progowych napięcia, to na podstawie stanu napięciowego wszystkich stacji zasilanych z danego transformatora jest podejmowana decyzja o zmianie zaczepu.Oprogramowanie, w celu zabezpieczenia przełącznika zaczepów przez zbyt dużą liczbą zmian, monitoruje liczbę przełączeń w skali doby w taki sposób, aby nie dopuścić do przekroczenia ustawionego limitu dzien-nego. Oprogramowanie kontroluje aktu-alne położenie przełącznika zaczepów i jeśli osiągnie ono skrajne wartości, nie realizuje funkcji przełączania. Interakcja użytkownika z modułem IVVC jest realizowana poprzez GUI SCADA/DMS Syndis RV. Na odpowiednich schematach dyspozytorskich znajdują się elementy prze-znaczone do przełączania stanu pracy regu-latora transformatora (praca automatyczna/ręczna) oraz przełączania trybu pracy (IVVC-on/IVVC-off ) modułu regulacji napięcia. Ponadto schemat zawiera infor-macje o aktualnym położeniu przełącznika zaczepów każdego transformatora.

5. WnioskiPilotażowy projekt ma za zadanie przetesto-wanie technologii, rozwiązań, które wpłyną na poprawę efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa przy jednoczesnym zapewnieniu wysokich standardów dostawy energii elektrycznej. Oczekiwane korzyści to m.in.:1. Ograniczenie przerw w dostawie energii

elektrycznej w obszarze pilotażowym. Planuje się zmniejszenie w stosunku do 2011 roku wskaźników: SAIDI o 50%, SAIFI o 30%

2. Ograniczenie kosztów prowadzenia ruchu sieci poprzez automatyzację pracy sieci na obszarze pilotażowym

3. Ograniczenie strat sieciowych w obszarze pilotażowym, odpowiednio dla poziomów napięć:

- sieci SN – ograniczenie strat siecio-wych o 1%

- sieci nn – ograniczenie strat siecio-wych o 4%

4. Możliwość oceny skuteczności podejmo-wanych działań, m.in. w zakresie oceny możliwych korzyści do osiągnięcia, poprzez zastosowanie rozwiązań Smart Grid.

Zrealizowane już elementy, a także i te planowane w kolejnych krokach (power flow, zarządzanie mikrogeneracją, rozbudowana funkcjonalność OMS), mają umożliwić spółce sprostanie nadchodzącym wyzwa-niom. Kluczowe pytanie rodzące się wraz z rozwojem projektu to kwestia skalowal-ności zastosowanych rozwiązań. Odpowiedź na potrzeby i możliwość wdrożenia różnych rozwiązań z obszaru Smart Grid ma dostar-czyć opracowywana Smart Grid Road Map. Zakończenie prac w tym zakresie plano-wane jest jeszcze w 2013 roku. Projekt ma za zadanie określić szczegółowy plan wdrożenia ściśle określonych technologii z obszaru sieci inteligentnych, w celu wsparcia ENERGA-OPERATOR SA w realizacji celów strategicznych do 2020 roku w takich obsza-rach, jak: poprawa ciągłości dostaw energii, podnoszenie efektywności, rozwój i wdra-żanie innowacyjnych rozwiązań, kreowanie i wdrażanie nowych obszarów aktywności OSD. Projekt jest realizowany w trzech etapach:Etap I – jego celem jest zdefiniowanie wszyst-kich działań i wątków powiązanych z sieciami inteligentnymi, które są prowadzone w spółce. W ramach Etapu I zostanie dokonana analiza i ocena aktualnych działań i projektów prowadzonych w ENERGA-OPERATOR SA oraz ich aktualny wpływ na realizację celów strategicznych. Analiza będzie się odbywać poprzez: ankiety rozsyłane do pracowników, korzystanie z wiedzy ekspertów, jak również poprzez uzyskanie informacji z oddziałów. Analiza aktualnie prowadzonych działań w ENERGA-OPERATOR SA obejmować będzie kluczowe obszary funkcjonowania spółki, m.in. prowadzenie ruchu sieci, zarzą-dzanie majątkiem sieciowym, rozwój sieci, przyłączanie OZE, obszar obsługi klientów, prace na sieci, technologie ITCEtap II – będzie polegał na przygotowaniu ogólnej mapy drogowej wdrażania sieci inte-ligentnych. Dokument będzie uwzględniał

Rys. 4. Schemat działania modułu IVVC


101

takie elementy, jak: priorytety wdrażania, strategię integracji, strategię podejścia syste-mowego, zakres i skalowalność wdrażania nowoczesnych rozwiązań technologicznych i określenie modeli ekonomiczno-finanso-wych, oceny efektywności ekonomicznej poszczególnych funkcjonalności sieci inteligentnych.

Etap III – obejmuje przygotowanie szcze-gółowego planu działania dla konkret-nych technologii z podziałem na projekty. Szczegóły tego etapu zostaną określone i przygotowane pod koniec Etapu II, na podstawie analiz i wyników modeli finansowych oraz zaproponowanej mapy drogowej.

Projekt jest prowadzony z wykorzystaniem szerokiego grona ekspertów z ENERGA-OPERATOR SA oraz przy wsparciu ekspertów zewnętrznych z General Electric, Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk oraz Ernst&Young.

Sławomir Noskedr inż. ENERGA-OPERATOR SAe-mail: [email protected]łówny specjalista ds. Smart Grid w ENERGA-OPERATOR SA. Zatrudniony w przedsiębiorstwie energetycznym od 1991 roku. Absolwent Politechniki Poznańskiej, Wydziału Elektrycznego. Ukończył studium podyplomowe z zakresu prawno-menedżerskiego na Politechnice Gdańskiej oraz studia menedżer-skie MBA, organizowane przez Gdańską Fundację Kształcenia Menedżerów. W 2013 roku obronił doktorat na Politechnice Poznańskiej na temat „Diagnostyka linii kablowych średniego napięcia z wykorzystaniem badania wyładowań niezupełnych metodą samogasnącej fali napięciowej”.

Marek Wawrzyniakmgr inż. MIKRONIKAe-mail: [email protected] Politechniki Poznańskiej (1995). Od 1995 roku zatrudniony w BRSPMSA Mikronika na stanowiskach: programista, kierownik projektów. Od 2005 roku dyrektor IT i oprogramowania.


102

Estimating Voltage Asymmetry Making by One Phase Micro-generator in Low Voltage Network

AuthorsMarian SobierajskiWilhelm Rojewski

Keywordsmicro-generation, voltage asymmetry, low voltage network

AbstractConnection of one phase micro-generator to the low voltage network increases voltage asym-metry. The voltage asymmetry is defined as the quotient of negative and positive voltage components. The mathematical background of exact and rough computation of the asymmetry quotient is presented in the paper. Considerations are illustrated by simple examples.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014409

1. IntroductionFor several years rapid growth has been observed worldwide in the number of 3- and 1-phase micro-generators connected to low voltage networks. A similar development is expected in Poland once the law on renewable energy sources [1] comes into effect. Single-phase micro-generators induce network voltage asymmetry, which is quantified by an asymmetry factor defined as the ratio of negative to positive sequence symmetrical compo-nents at the point of common coupling. The maximum asym-metry factor allowable in a low voltage network is 2% [2].Let’s analyse a 1-phase micro-generator connected to a MV/ LV transformer with a line with impedance ZL (Fig. 1). The line imped-ance can be incorporated into the impedance of a source model-ling the system. As a result, connection of the micro-generator is equivalent to connecting to an external system of an ideal current source through an impedance,

(1)

where: ZQ – impedance of external medium voltage network, ΖT – Impedance of MV/LV transformer, ZL – impedance of line connection between micro-generator and MV/LV transformer substation.

In PCC node the micro-generator inputs active and reactive power to the LV network’s selected phase.TnN node corresponds to LV terminals of MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkT. S node corresponds to MV terminals of MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkQ representing the external network. Short-circuit power in PCC node is:

(2)

where: UnN – rated voltage of LV network, ZQ1 – external system imped-ance for positive sequence symmetrical component, ZT1 – trans-former impedance for positive sequence symmetrical compo-nent, ZL1 – line impedance for positive sequence symmetrical component.

It should be noted that equivalent impedance Z in formula (1) accounts for self-impedance of phase L1 and mutual impedances between phases L1L2 and L1L3.In practice, equivalent impedance Z can be determined based on known impedances for positive, negative, and zero symmetrical components.The aim of the study is to develop a mathematical model that describes the power system shown in Fig. 1, and allows for analytical determination of PCC node voltages for positive and negative sequence components. The analytical dependencies determined are used to derive formulas for accurate and approxi-mate calculations of the asymmetry factor.

2. Analysis of electrical circuit with connected micro-generator

2.1. 3-phase power system diagramFig. 2 shows a 3-phase circuit modelling a power system with connected 1-phase micro-generator.The system’s electromotive force Ε results from the whole system’s operation, and can be treated as EMF of an ideal 3-phase source of voltage independent of the 1-phase micro-generator’s

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | 102–109

103

connection/disconnection. The system operation is planned and directed by the distribution system operator (DSO) in such a way that the voltages in consumer service lines are close to the rated value. It can therefore be assumed that EMF Ε is equal to the rated network voltage. Provided that EMF vector in phase L1 lies in the real numbers axis:

(3)

where:a = ej2π/3 – operator of rotation by angle of 120 grades.

The micro-generator may be a synchronous or asynchronous generator, or a DC current source connected to the external system through a DC-AC inverter. The reference vector for elec-trical values that describe the micro-generator is the external system EMF EL1 = Ε + j0. A micro-generator with unknown struc-ture can be treated as an ideal source of current IG,, the flow of which through branch with impedance Z changes the vector moduli and arguments of node voltages in phase L1 (Fig. 3).

(4)

where: β – vector angle of micro-generator current , δ – vector angle of voltage on micro-generator terminals.

Fig. 1. Schematic diagram of 1-phase micro-generator connection to power system

Fig. 2. Model circuit of power system with connected 1-phase micro-generator

Fig. 3. Diagram of voltages and currents of micro-generator connected to phase L1 of LV network, and generating active and inductive reactive power


104

The diagram in Fig. 3 reflects a micro- 1-phase microgenerator’s active and reactive power output to the network. The micro-generator’s current is offset from its voltage by angle j, which may be positive, zero or negative, depending on its reactive power nature. Micro-generator power complex output:

(5)

where: φ = δ – β micro-generator power angle.Active and passive micro-generator power output is given by the formulas:

(6)

If angle φ = φίηd > 0, the micro-generator generates induc-tive reactive power, i.e. it outputs the reactive power to the LV network. The micro-generator’s reactive power is positive QGind > 0. If angle φ = –φcap , < 0, the micro-generator generates capacitive reactive power, i.e. it intakes the reactive power from the LV network, and then the generator’s reactive power is nega-tive QGcap < 0.Typically, it is assumed that a micro-generator should generate active power at a power factor within the range 0.95cap ≤ cosφ ≤ 0.95ind, which corresponds to a power angle in degrees –18.2 ≤ φ ≤ +18.2.

2.2. Power flow nodal equations. Determina-tion of generator voltage modulus and angle The reference values are micro-generator’s active and reactive power outputs. The searched for values are voltage modulus and angle on generator terminals. The easiest way to determine mirco-generator voltage is to use nodal equations for phase L1 in relative units, at base voltage Ub and base impedance Zb.

, (7)

The base voltage and base impedance allow determining base power:

(8)

After entering relative units, the nodal power flow equations have the following form [3]:

(9a)

(9b)

where:

– admittance of the branch connecting the system with 1-phase micro-generator,

– micro-generator voltage

– micro-generator power

– system EMF

2.3. Determination of generator voltage modulus and angleNodal equations (9a, 9b) are quadratic equations, which for one-loop circuit can be solved analytically.In order to determine the imaginary rectangular component of voltage f, some transformations have to be made. First, active power equation (9a) is multiplied by B, and reactive power equa-tion (9b) by G, and then they are added side to side. Then, after simple transformations, the following is obtained:

(10)

where: Y2 = G2 + B2 – square of admittance modulus of the branch connecting micro-generator with the system.In order to determine the real rectangular component e, the active power equation is divided by G, and arranged in descending power order:

(11)

where:

– equation’s constant term with a value

resulting from the component determined from formula (10).Equation (11) has two solutions, but only the positive solution is of practical relevance.

(12)

Once components e, f are known, voltage modulus and angle on micro-generator terminals can be easily determined. Voltage modulus on micro-generator terminals is:

(13)

Angle offset in radians between system EMF and generator voltage can be determined from inverse tangent function:

(14)

Consequently, complex voltage on 1-phase micro-generator terminals is now known, which allows determining L1 phase current that induces the low voltage network asymmetry:

(15)

The prerequisite for an analytical solution of the nodal equations is the existence of positive value of the expression under the root in formula (12):


105

(16)

Since power output Ρ is positive, and angle offset between voltages in low voltage network are close to zero (rectangular component is f close to zero), inequality (16) is in this case always satisfied.

3. Voltage asymmetry induced by micro-generator

3.1. Positive and negative sequence voltage components in system with 1-phase micro-generatorInputting current to one phase only gives rise to voltage asym-metry in 3-phase circuit. Unbalanced operating conditions in the configuration of L1L2L3 voltages can be analysed using 012 symmetrical components [3].Voltages in an unbalanced condition of the circuit shown in Fig. 2 originate from 1-phase micro-generator’s output current IL1. The current’s complex value was determined from formula (15) following analytical solution of the nodal equations.

(17)

where: Κ – self impedance of the system’s equivalent source, L,M – the source’s mutual impedances.

In general, impedances K, L, Μ are unknown, whereas known are source impedances Z1, Z2, Z0 for positive, negative, and zero sequence components, respectively. Source impedance matrix in 012 configuration has the following form [3]:

(18a)

(18b)

If the external system is described by its impedances for positive, negative, and zero sequence components, the source imped-ances in L1L2L3 configuration can be determined by way of inverse transformation:

(19)

Multiplication of all three matrices produces the following:

(20)

Consequently, there are the following relationships between impedances in L1L2L3 and 012 configurations:

(21a)

(21b)

(21c)

In practical power engineering calculations it is assumed that the positive and negative sequence impedances are equal Z1 = Z2, which means that L = M. The zero-sequence impedance depends on zero-sequence impedances of the transformer and lines, as usually MV winding of MV/LV transformer is delta-connected. In turn, the zero-sequence transformer impedance depends on the transformer design, and may be less than or equal to the positive-sequence impedance. The zero-sequence line imped-ance depends on the number of line circuits. For a single-circuit line it can be assumed that R0 = Rf + 3RN, where Rf is the phase conductor resistance, and RN is the neutral conductor resistance. The reactance of such a line is in the range 2.9Χ1 – 5X1 (usually assumed at 3Χ1), where X1 is positive-sequence line reactance. Consequently:

(22)

(23)

(24)

(25)

As a result, phase voltages in L1L2L3 configuration at unbal-anced operation are:

(26)

From the positive-sequence phase voltage formula the following are derived in succession:

(27a)


106

(27b)

(27c)

(27d)

(27e)

In a similar way a formula can be determined for negative-sequence component of the phase voltage on micro-generator terminals:

(28a)

(28b)

(28c)

(28d)

(28e)

3.2. Voltage asymmetry factor resulting from connection of 1-phase micro-generator to low-voltage networkVoltage asymmetry is quantified by asymmetry factor was obtained by dividing the root-mean-square positive by negative sequence voltage:

(29)

Example 1Determination of the voltage asymmetry factor in the circuit shown in Fig. 1. The 20 kV grid’s short-circuit power is 100 MVA, the three-column 22/0.42 kV transformer’s power is 63–800 kVA, length of the 0.4 kV line, with cross section 35 mm2 and symmet-rical zero to positive sequence reactance components ratio X0/X1 = 3, changes from 100 m to 1 km. The connection of a 1-phase micro-generator with rated power 4.6 kVA is contemplated.The calculation results for line length 500 m and increasing transformer rated power are shown in Tab. 1 and Fig. 4. Symbols Uind, Ucap designate voltage moduli at inductive and capacitive power factors. It can be seen that the connection of 1-phase 4.6 kVA micro-generator through a line shorter than 500 m does not exceed the 2% voltage asymmetry limit, regardless of the

MV/LV transformer rated power. Moreover, as the transformer rated power increases, the voltage asymmetry factor decreases.The calculation results for 63 kVA transformer and line length increasing from 100 m to 1 km are shown in Tab. 2 and Fig. 5. The horizontal line in Fig. 5 represents the 2% allowable voltage asymmetry. For the conditions of 1-phase micro-generator inter-operation with LV network adopted in the calculation example, the line length should be less than 700 m. To eliminate the excess over 2% voltage asymmetry limit, more MV/LV transformer power will be needed, and the analysis will have to be repeated until the voltage asymmetry is reduced below 2%.

4. Estimation of 1-phase micro-generator allowable power

4.1. Estimation of asymmetry factor on the basis of short-circuit powerThe asymmetry factor inverse is determined by the following formula:

Fig. 4. Changes in voltage asymmetry factor with increasing MV/LV transformer rated power

Fig. 5. Changes in voltage asymmetry factor with increasing LV line length


107

(30)

The impedance for a positive sequence component can be expressed by means of short-circuit power Skv at the micro-generator’s common coupling point PCC:

(31)

If generator current modulus | /G| equals the rated current, the current output to the network can be expressed by means of 1-phase micro-generator rated power:

(32)

Complex variable m, with modulus equal to the asymmetry factor inverse (30), can be represented in exponential form. Subsequent transformations of equation (30) lead to the following formulas:

(33a)

(33b)

(33c)

where:

- short-circuit ratio at PCC.

Tab. 1. Voltages and asymmetry factors at changes in MV/LV transformer rated power from 63 to 800 kVA and fixed line length of 500 m

Tab. 2. Voltages and asymmetry factors at transformer rated power 63 kVA and line length increasing to 1 km

SNT RQ1 XQ1 RL1 XL1 RT1 XT1 R X UIND UCAP wASIND wASCAP

kVA Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω pu pu % %

63 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0556 0.1131 0.9123 0.4594 1.0806 1.0573 1.57 1.57

100 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0300 0.0735 0.8883 0.4208 1.0780 1.0566 1.46 1.46

160 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0165 0.0468 0.8757 0.3948 1.0765 1.0564 1.39 1.39

250 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0090 0.0304 0.8686 0.3790 1.0756 1.0564 1.35 1.35

400 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0053 0.0191 0.8651 0.3680 1.0751 1.0564 1.33 1.33

630 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0028 0.0166 0.8627 0.3655 1.0749 1.0563 1.32 1.32

800 0.0002 0.0018 0.43 0.209 0.0023 0.0130 0.8623 0.3621 1.0748 1.0564 1.31 1.31

No. L SNT RQ1 XQ1 RL1 XL1 RT1 XT1 R X UIND UCAP wASIND wASCAP

– m kVA Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω pu pu % %

1 100 63 0.0002 0.0018 0.0860 0.0418 0.0556 0.1131 0.2243 0.1807 1.0227 1.0131 0.59 0.60

2 200 63 0.0002 0.0018 0.1720 0.0836 0.0556 0.1131 0.3963 0.2504 1.0377 1.0246 0.83 0.84

3 300 63 0.0002 0.0018 0.2580 0.1254 0.0556 0.1131 0.5683 0.3201 1.0524 1.0358 1.07 1.09

4 400 63 0.0002 0.0018 0.3440 0.1672 0.0556 0.1131 0.7403 0.3897 1.0666 1.0467 1.30 1.33

5 500 63 0.0002 0.0018 0.4300 0.2090 0.0556 0.1131 0.9123 0.4594 1.0806 1.0573 1.53 1.57

6 600 63 0.0002 0.0018 0.5160 0.2508 0.0556 0.1131 1.0843 0.5291 1.0941 1.0676 1.75 1.81

7 700 63 0.0002 0.0018 0.6020 0.2926 0.0556 0.1131 1.2563 0.5987 1.1074 1.0776 1.97 2.04

8 800 63 0.0002 0.0018 0.6880 0.3344 0.0556 0.1131 1.4283 0.6684 1.1204 1.0874 2.18 2.27

9 900 63 0.0002 0.0018 0.7740 0.3762 0.0556 0.1131 1.6003 0.7381 1.1331 1.0969 2.39 2.49

10 1000 63 0.0002 0.0018 0.8600 0.4180 0.0556 0.1131 1.7723 0.8077 1.1456 1.1063 2.59 2.71


108

In order to determine modulus m of complex variable m, the trig-onometric form of a complex number can be used:

(34a)

(34b)

The modulus of complex variable m is

(35)

In a low voltage network the offset angle between voltage vectors is close to zero, so the following is approximately obtained:

(36)

It follows from dependency (35) that for approximate analysis of voltage asymmetry it is enough to know the complex short-circuit impedance for the positive sequence component at the point of a micro-generator’s common coupling with a low voltage network. If complex short-circuit impedance is known, its angle ψ, short-circuit power Skv and short-circuit ratio rsce. can be determined.Let’s take note now that the maximum of the cosine function does not exceed one. Thus, the maximum of coefficient m is approximately:

(37)

From approximate relation (37) comes the approximate formula for estimating the asymmetry coefficient as a function of the short circuit-ratio at PCC:

(38)

4.2. Estimation of 1-phase micro-generator allowable power on the basis of allowable voltage asymmetryThe asymmetry factor should be less than the allowable limit, which for a low voltage network is 0.02 (2%):

(39a)

(39b)

(39c)

(39d)

This results in the following approximate formula for determina-tion of the 1-phase micro-generator rated power allowable due to allowable voltage unbalance:

(40)

Example 2Estimation of the allowable power of a 1-phase micro-generator in the circuit shown in Fig. 1 for the data adopted in Example 1.The micro-generator power estimation results for a 63 kVA trans-former and line length increasing from 100 m to 1 km are shown in Tab. 3 and Fig. 6. It can be seen that the shorter the line, the higher the allowable 1-phase micro-generator power. For a line longer than 600 m, the allowable power is less than 4.6 kVA. The exact calculations in Example 1 demonstrate that a 1-phase 4.6 kVA micro-generator can be connected through a line ca. 700 m long. This means that the approximate calculations are pessimistic, and contain a decision margin.

5. Concluding remarksThe paper presents a mathematical model that allows for analytical determination of voltage asymmetry in a low voltage network induced by a 1-phase generator. It also offers a method to estimate the 1-phase micro-generator power allowable due to the allowable voltage asymmetry factor. The study is illus-trated by calculation examples.

Fig. 6. Changes in 1-phase micro-generator allowable power with increasing LV line length

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 2

4

6

8

10

12

14

16 Allowable rated power of 1-phase micro-generator

L, m

SNG, kVA

4.6 kVA line


109

REFERENCES

1. The Act on the renewable energy sources, the most current draft of which (labelled Rev. 6.3) is dated 28 March 2014.

2. http://odnawialnezrodlaenergii.pl/oze-aktualnosci/item/808-projekt-ustawy-o-oze-nowa-wersja-6-3.

3. Regulation of the Minister of Economy of 4 May 2007 on the detailed conditions for the operation of the power system.

4. Kremens Z., Sobierajski M., Analiza systemów elektroenergetycznych [Analysis of power systems], Warsaw 1996, pp. 122, 244.

Tab. 3. Allowable rated power of 1-phase micro-generator estimated on the basis of short-circuit power at PCC

No. L SNT RQ1 XQ1 RL1 XL1 RT1 XT1 R1 X1 Uind SkV was SnGallow

– m kVA Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω pu kVA % kVA

1 100 63 0.0002 0.0018 0.0860 0.0418 0.0556 0.1131 0.1417 0.1566 1.0164 757 0.64 15.1

2 200 63 0.0002 0.0018 0.1720 0.0836 0.0556 0.1131 0.2277 0.1984 1.0246 530 0.91 10.6

3 300 63 0.0002 0.0018 0.2580 0.1254 0.0556 0.1131 0.3137 0.2402 1.0327 405 1.18 8.1

4 400 63 0.0002 0.0018 0.3440 0.1672 0.0556 0.1131 0.3997 0.2820 1.0407 327 1.46 6.5

5 500 63 0.0002 0.0018 0.4300 0.2090 0.0556 0.1131 0.4857 0.3238 1.0486 274 1.74 5.5

6 600 63 0.0002 0.0018 0.5160 0.2508 0.0556 0.1131 0.5717 0.3656 1.0564 236 2.01 4.7

7 700 63 0.0002 0.0018 0.6020 0.2926 0.0556 0.1131 0.6577 0.4074 1.0640 207 2.29 4.1

8 800 63 0.0002 0.0018 0.6880 0.3344 0.0556 0.1131 0.7437 0.4492 1.0716 184 2.56 3.7

9 900 63 0.0002 0.0018 0.7740 0.3762 0.0556 0.1131 0.8297 0.4910 1.0791 166 2.84 3.3

10 1000 63 0.0002 0.0018 0.8600 0.4180 0.0556 0.1131 0.9157 0.5328 1.0864 151 3.11 3.0

Marian SobierajskiWrocław University of Technology


Full professor of Wrocław University of Technology. He deals with scientific issues related to planning and controlling power systems. His works mainly refer to proba-

bilistic power flow, voltage stability and electricity quality. His recent research concerns smart grids and interoperation of small power plants with the power system.

Wilhelm RojewskiWrocław University of Technology


A graduate of the Electrical Engineering Department of Wrocław University of Technology (1973). He received the title of Doctor of Technical Sciences at his alma

mater (1977). An assistant professor. He deals with power system automatic protections, control and regulation in the power system and interoperation conditions of

distributed energy sources and the power system.


110

Szacowanie asymetrii napięć w sieci niskiego napięcia wprowadzanej przez jednofazową mikrogenerację

AutorzyMarian SobierajskiWilhelm Rojewski

Słowa kluczowemikrogeneracja, asymetria napięć, sieć niskiego napięcia

StreszczeniePrzyłączanie do sieci niskiego napięcia 1-fazowych mikrogeneratorów powoduje wzrost asymetrii napięcia, definiowanej jako stosunek wartości skutecznej składowej symetrycznej przeciwnej napięcia do składowej symetrycznej zgodnej. W artykule autorzy przedstawili model matematyczny, pozwalający wyznaczać współczynnik asymetrii napięć w sposób dokładny oraz przybliżony. Rozważania zilustrowano przykładem obliczeniowym.

1. WprowadzenieOd kilku lat obserwuje się na świecie szybki wzrost liczby 3- i 1-fazowych mikrogene-ratorów, przyłączanych do sieci niskiego napięcia. Podobny rozwój jest oczekiwany w Polsce po wprowadzeniu w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii [1]. Mikrogeneratory 1-fazowe powodują w sieci asymetrię napięć, która jest charakteryzo-wana przez współczynnik asymetrii napięć, definiowany jako stosunek składowej syme-trycznej przeciwnej do zgodnej w miejscu przyłączenia. Dopuszczalna wartość współ-czynnika asymetrii w sieci niskiego napięcia nie powinna przekroczyć 2% [2].Rozpatrzmy mikrogenerator 1-fazowy przyłączony do stacji transformatorowej SN/nN za pomocą linii o impedancji ZL (rys. 1). Impedancja linii może być włączona do impedancji źródła modelującego system. W rezultacie przyłączenie mikrogeneratora jest równoważne przyłączeniu do zewnętrz-nego systemu idealnego źródła prądowego przez impedancję

(1)

gdzie: ZQ – impedancja zewnętrznej sieci śred-niego napięcia, ZT – impedancja transforma-tora SN/nN, ZL – impedancja linii łączącej mikrogenerator ze stacją transformatorową SN/nN.

W węźle PCC mikrogenerator wprowadza do wybranej fazy sieci nN moc czynną i bierną.Węzeł TnN odpowiada zaciskom dolnego napięcia transformatora SN/nN i charakte-ryzuje go moc zwarciowa SkT. Węzeł S odpo-wiada zaciskom SN transformatora SN/nN i charakteryzuje go moc zwarciowa SkQ, reprezentująca sieć zewnętrzną. Moc zwar-ciowa w węźle PCC wynosi:

(2)

gdzie: UnN – znamionowe napięcie sieci niskiego napięcia, ZQ1 – impedancja systemu zewnętrznego dla składowej symetrycznej zgodnej, ZT1 – impedancja transformatora

dla składowej symetrycznej zgodnej, ZL1 – impedancja linii dla składowej symetrycznej zgodnej.Należy zwrócić uwagę na fakt, że zastępcza impedancja Z we wzorze (1) ujmuje w sobie impedancję własną fazy L1 oraz impedancje wzajemne między fazami L1L2 i L1L3. W praktyce impedancja zastępcza Z może być wyznaczona w oparciu o znane wartości impedancji dla składowej symetrycznej zgodnej, przeciwnej i zerowej.Celem rozważań jest zbudowanie modelu matematycznego, opisującego układ elek-troenergetyczny pokazany na rys. 1, pozwalającego na analityczne wyznaczenie

napięć w węźle PCC dla składowej syme-trycznej zgodnej i przeciwnej. Wyznaczone zależności analityczne są wykorzystane do wyprowadzenia wzorów pozwalających na obliczenia współczynnika asymetrii napięć w sposób dokładny i przybliżony.

2. Analiza obwodu elektrycznego z przyłączonym mikrogeneratorem2.1. Schemat 3-fazowy układu elektroenergetycznegoNa rys. 2. pokazano obwód 3-fazowy mode-lujący system elektroenergetyczny z przyłą-czonym 1-fazowym mikrogeneratorem.

PL


Rys. 1. Schemat ideowy przyłączenia mikrogeneratora 1-fazowego do systemu elektroenergetycznego

Rys. 2. Obwód modelujący układ elektroenergetyczny z przyłączonym mikrogeneratorem 1-fazowym

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 102–109

111

Sem E systemu wynika z warunków pracy całego systemu i może być traktowana jako sem idealnego 3-fazowego źródła napięcia o wartości niezależnej od załączenia/wyłą-czenia mikrogeneratora 1-fazowego. Praca systemu jest planowana i prowadzona przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) w taki sposób, że napięcia u odbiorcy są bliskie wartości znamionowej. Można zatem przyjąć, że sem E jest równa napięciu znamionowemu sieci. Przyjmując, że wektor sem w fazie L1 leży w osi liczb rzeczywi-stych, otrzymujemy:

(3)

gdzie: a = ej2π/3 – operator obrotu o kąt 120 st.

Mikrogeneratorem może być generator synchroniczny, asynchroniczny lub źródło prądu stałego, przyłączone do systemu zewnętrznego poprzez przekształtnik DC-AC. Wektorem odniesienia dla wiel-kości elektrycznych charakteryzują-cych mikrogenerator jest sem systemu zewnętrznego EL1 = E + j0. Mikrogenerator o nieznanej strukturze może być traktowany jako idealne źródło prądu wprowadza-jące do sieci prąd IG, który płynąc gałęzią o impedancji Z, powoduje zmianę modułu i argumentu wektorów napięć węzłowych w fazie L1 (rys. 3).

(4)

gdzie: β – kąt wektora prądu mikrogeneratora, δ – kąt wektora napięcia na zaciskach mikrogeneratora.

Wykres na rys. 3. odpowiada wprowadzaniu do sieci mocy czynnej i biernej wytwa-rzanej przez mikrogenerator 1-fazowy. Prąd mikrogeneratora jest przesunięty względem napięcia mikrogeneratora o kąt φ dodatni, zerowy lub ujemny, zależnie od charakteru wytwarzanej mocy biernej. Moc zespolona mikrogeneratora wynosi:

(5)

gdzie: φ = δ – β – kąt mocy mikrogeneratora.

Moc czynną i bierną mikrogeneratora wyra-żają wzory:

(6)

Jeżeli kąt φ = φind > 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną indukcyjną, czyli wysyła moc bierną do sieci nN. Moc bierna indukcyjna mikrogeneratora jest dodatnia QGind > 0. Jeżeli kąt φ = – φpoj < 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną pojemnościową, czyli pobiera moc bierną z sieci nN i wtedy moc bierna generatora jest ujemna QGpoj < 0. Zwykle uważa się, że mikrogenerator powinien wytwarzać moc czynną przy współczynniku mocy zawierającym się w przedziale 0,95poj cos 0,95ind, co odpowiada kątowi mocy w stopniach

.

2.2. Równania węzłowe rozpływu mocy. Wyznaczanie modułu i kąta napięcia generatoraWielkościami zadanymi są moc czynna i bierna wytwarzana przez mikrogenerator. Szukane są moduł i kąt napięcia na zaci-skach generatora. Najprościej można wyzna-czyć napięcie mikrogeneratora, korzystając z równań węzłowych dla fazy L1 w jednost-kach względnych przy napięciu bazowym Ub oraz impedancji bazowej Zb.

, (7)

Bazowe napięcie i bazowa impedancja pozwalają wyznaczyć bazową moc:

(8)

Po wprowadzeniu jednostek względnych równania węzłowe rozpływu mocy mają następującą postać [3]:

(9a)

(9b)

gdzie:

– admitancja gałęzi łączącej system z 1-fazowym mikrogeneratorem,

– napięcie mikrogeneratora

– moc mikrogeneratora

– sem systemu.

2.3. Wyznaczanie modułu i kąta napięcia generatoraRównania węzłowe (9a, 9b) są równaniami kwadratowymi, które w przypadku obwodu jednooczkowego mogą być rozwiązane analitycznie.W celu wyznaczenia wartości składowej prostokątnej urojonej napięcia f doko-najmy kilku przekształceń. Najpierw pomnóżmy równanie mocy czynnej (9a) przez B, a równanie mocy biernej (9b) przez G i następnie dodajmy je stronami. Wówczas, po prostych przekształceniach, otrzymujemy:

(10)

gdzie: – kwadrat modułu admitancji

gałęzi łączącej mikrogenerator z sem systemu.

W celu wyznaczenia wartości składowej prostokątnej rzeczywistej e podzielmy równanie na moc czynną przez G i uporząd-kujmy względem malejącej potęgi:

(11)

gdzie:

– składnik wolny równania o wartości wynikającej z wartości składowej f wyznaczonej ze wzoru (10).

Równanie (11) ma dwa rozwiązania, ale tylko rozwiązanie dodatnie ma znaczenie praktyczne

(12)

Znając wartości składowych e, f można łatwo wyznaczyć wartość modułu i kąta napięcia na zaciskach mikrogeneratora. Moduł napięcia na zaciskach mikrogenera-tora wynosi:

(13)

Rozchył kątowy w radianach między sem systemu i napięciem generatora można wyznaczyć z odwrotnej funkcji tangensa:

(14)

W konsekwencji znane jest teraz zespolone napięcie na zaciskach mikrogeneratora 1-fazowego, co pozwala wyznaczyć prąd płynący w fazie L1, powodujący asymetrię napięć w sieci niskiego napięcia:

(15)

Rys. 3. Wykres napięć i prądu mikrogeneratora przyłączonego do fazy L1 sieci nN i generującego moc czynną i moc bierną indukcyjną


112

Warunkiem istnienia rozwiązania analitycznego równań węzło-wych jest istnienie dodatniej wartości wyrażenia pod pierwiastkiem we wzorze (12):

(16)

Ze względu na fakt, że moc generowana P jest dodatnia, a rozchyły kątowe napięć w sieci niskiego napięcia są bliskie zera (składowa prostokątna f ma wartość bliską zera), nierówność (16) jest w tym przypadku zawsze spełniona.

3. Asymetria napięć wprowadzana przez mikrogenerator

3.1. Składowa zgodna i przeciwna napięcia w układzie z 1-fazowym mikrogeneratoremWprowadzanie prądu tylko do jednej fazy powoduje powstanie asymetrii napięć w obwodzie 3-fazowym. Niesymetryczne stany pracy w układzie napięć L1L2L3 mogą być badane z wykorzystaniem składowych symetrycznych 012 [3].Napięcia w stanie niesymetrycznym obwodu pokazanego na rys. 2 pochodzą od prądu IL1, wprowadzanego do systemu przez 1-fazowy mikrogenerator. Wartość zespolona tego prądu została wyznaczona ze wzoru (15) po analitycznym rozwiązaniu równań węzłowych.

(17)

gdzie: K – impedancja własna źródła zastępującego system, L,M – impedancje wzajemne tego źródła.

Na ogół impedancje K, L, M są nieznane, natomiast znane są wartości impedancji źródła dla składowej zgodnej Z1, przeciwnej Z2 i zerowej Z0.. Macierz impedancji źródła w układzie 012 ma nastę-pującą postać [3]:

(18a)

(18b)

Jeżeli system zewnętrzny jest opisany przez impedancje dla składowej zgodnej, przeciwnej i zerowej, to można wyznaczyć impedancje tego źródła w układzie L1L2L3, dokonując przekształcenia odwrotnego:

(19)

Po wymnożeniu wszystkich trzech macierzy otrzymujemy:

(20)

W konsekwencji, między impedancjami w układzie L1L2L3 i impe-dancjami w układzie 012 istnieją następujące zależności:

(21a)

(21b)

(21c)

W praktycznych obliczeniach elektroenergetycznych przyj-muje się, że impedancja dla składowej zgodnej i prze-ciwnej są sobie równe Z1 = Z2 , co oznacza równość L = M. Impedancja dla składowej symetrycznej zerowej zależy od impedancji dla składowej zerowej transformatora i linii, gdyż zwykle uzwojenie SN transformatora SN/nN jest połączone w trójkąt. Z kolei impedancja dla składowej symetrycznej zerowej transformatora zależy od konstrukcji transformatora i może być mniejsza lub równa impedancji dla składowej zgodnej. Natomiast impedancja dla składowej symetrycznej zerowej linii zależy od liczby torów. W przypadku linii jednotorowych można przyjmować R0 = Rf + 3RN, gdzie Rf oznacza rezystancję przewodu fazowego, RN – rezystancję przewodu neutralnego. Reaktancja takiej linii zawiera się w przedziale od 2,9X1 do 5X1 (zwykle przyjmuje się 3X1), gdzie X1 oznacza reaktancję linii dla składowej symetrycznej zgodnej. W konsekwencji mamy:

(22)

(23)

(24)

(25)

W rezultacie napięcia fazowe w układzie L1L2L3 w stanie niesyme-trycznym wynoszą:

(26)

Ze wzoru na składową zgodną napięcia fazowego mamy kolejno:

(27a)

(27b)

(27c)

(27d)

(27e)

Postępując podobnie, można wyznaczyć wzór na składową syme-tryczną przeciwną napięcia fazowego na zaciskach mikrogeneratora:

(28a)

(28b)

(28c)

(28d)

(28e)


113

3.2. Współczynnik asymetrii napięć wynikający z przyłączenia do sieci niskiego napięcia 1-fazowego mikrogeneratoraAsymetrię napięć charakteryzuje się współ-czynnikiem asymetrii was otrzymanym z podzielenia wartości skutecznej składowej przeciwnej i zgodnej napięcia:

(29)

Przykład 1Należy wyznaczyć współczynnik asymetrii napięć w układzie pokazanym na rys. 1. Moc zwarciowa w sieci 20 kV wynosi 100 MVA, trójkolumnowy transfor-mator 22/0,42 kV ma moc w przedziale 63–800 kVA, długość linii 0,4 kV o przekroju 35 mm2 i stosunku reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do zgodnej X0/X1=3 zmienia się od 100 m do 1 km. Rozważa się przyłączenie mikrogeneratora 1-fazowego o mocy znamionowej 4,6 kVA.

Wyniki obliczeń, odpowiadające długości linii 500 m oraz rosnącej mocy znamio-nowej transformatorów, pokazano w tab. 1 oraz na rys. 4. Symbole Uind, Upoj ozna-czają moduły napięcia przy indukcyjnym oraz pojemnościowym współczynniku mocy. Widać, że przyłączenie 1-fazo-wego mikrogeneratora o mocy 4,6 kVA za pomocą linii o długości mniejszej

od 500 m nie powoduje przekroczenia dopuszczalnej 2-proc. asymetrii napięć, niezależnie od znamionowej mocy transfor-matora SN/nN. Ponadto, ze wzrostem mocy znamionowej transformatora współczynnik asymetrii napięć maleje.Wyniki obliczeń odpowiadające trans-formatorowi 63 kVA i rosnącej długości linii od 100 m do 1 km pokazano w tab. 2 oraz na rys. 5. Na rys. 5 umieszczono linię poziomą, odpowiadającą dopusz-czalnej 2-proc. asymetrii napięcia. Dla warunków współpracy 1-fazowego mikrogeneratora z siecią nN przyjętych w przykładzie obliczeniowym długość linii powinna być mniejsza od 700 m. Likwidacja przekroczenia dopuszczalnej 2-proc. asymetrii napięcia wymagać

będzie przyjęcia transformatora SN/nN o większej mocy i powtarzania analizy aż do osiągnięcia asymetrii napięcia mniej-szej od 2%.

4. Szacowanie dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora4.1. Szacowanie współczynnika asymetrii na podstawie mocy zwarciowejOdwrotność współczynnika asymetrii napięć dana jest następującym wzorem:

(30)

SNT RQ1 XQ1 RL1 XL1 RT1 XT1 R X Uind Upoj wasind waspoj

kVA Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω pu pu % %

63 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0556 0,1131 0,9123 0,4594 1,0806 1,0573 1,57 1,57

100 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0300 0,0735 0,8883 0,4208 1,0780 1,0566 1,46 1,46

160 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0165 0,0468 0,8757 0,3948 1,0765 1,0564 1,39 1,39

250 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0090 0,0304 0,8686 0,3790 1,0756 1,0564 1,35 1,35

400 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0053 0,0191 0,8651 0,3680 1,0751 1,0564 1,33 1,33

630 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0028 0,0166 0,8627 0,3655 1,0749 1,0563 1,32 1,32

800 0,0002 0,0018 0,43 0,209 0,0023 0,0130 0,8623 0,3621 1,0748 1,0564 1,31 1,31

Tab. 1. Napięcia i współczynniki asymetrii przy zmianie mocy znamionowej transformatora SN/nN od 63 do 800 kVA i stałej długości linii, wynoszącej 500 m

Tab. 2. Napięcia i współczynniki asymetrii przy mocy znamionowej transformatora 63 kVA oraz rosnącej długości linii do 1 km

Lp L SNT RQ1 XQ1 RL1 XL1 RT1 XT1 R X Uind Upoj wasind waspoj

– m kVA Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω pu pu % %

1 100 63 0,0002 0,0018 0,0860 0,0418 0,0556 0,1131 0,2243 0,1807 1,0227 1,0131 0,59 0,60

2 200 63 0,0002 0,0018 0,1720 0,0836 0,0556 0,1131 0,3963 0,2504 1,0377 1,0246 0,83 0,84

3 300 63 0,0002 0,0018 0,2580 0,1254 0,0556 0,1131 0,5683 0,3201 1,0524 1,0358 1,07 1,09

4 400 63 0,0002 0,0018 0,3440 0,1672 0,0556 0,1131 0,7403 0,3897 1,0666 1,0467 1,30 1,33

5 500 63 0,0002 0,0018 0,4300 0,2090 0,0556 0,1131 0,9123 0,4594 1,0806 1,0573 1,53 1,57

6 600 63 0,0002 0,0018 0,5160 0,2508 0,0556 0,1131 1,0843 0,5291 1,0941 1,0676 1,75 1,81

7 700 63 0,0002 0,0018 0,6020 0,2926 0,0556 0,1131 1,2563 0,5987 1,1074 1,0776 1,97 2,04

8 800 63 0,0002 0,0018 0,6880 0,3344 0,0556 0,1131 1,4283 0,6684 1,1204 1,0874 2,18 2,27

9 900 63 0,0002 0,0018 0,7740 0,3762 0,0556 0,1131 1,6003 0,7381 1,1331 1,0969 2,39 2,49

10 1000 63 0,0002 0,0018 0,8600 0,4180 0,0556 0,1131 1,7723 0,8077 1,1456 1,1063 2,59 2,71

Rys. 4. Zmiana współczynnika asymetrii napięć wraz ze wzrostem mocy znamionowej transformatora SN/nN

Rys. 5. Zmiana współczynnika asymetrii napięć wraz ze wzrostem długości linii niskiego napięcia


114

Impedancja dla składowej symetrycznej zgodnej może być wyrażona za pomocą mocy zwarciowej SkV w punkcie przyłą-czenia mikrogeneratora PCC:

(31)

Jeżeli moduł prądu generatora IG jest równy prądowi znamionowemu, to prąd wpro-wadzany do sieci może być wyrażony za pomocą mocy znamionowej 1-fazowego mikrogeneratora:

(32)

Zmienna zespolona m, jej moduł jest równy odwrotności współczynnika asymetrii (30), może być przedstawiona w postaci wykład-niczej. Kolejne przekształcenia zależności (30) prowadzą do następujących wzorów:

(33a)

(33b)

(33c)

gdzie: – współczynnik zwarciowy w punkcie PCC.

W celu wyznaczenia modułu zmiennej zespolonej m można wykorzystać postać trygonometryczną liczby zespolonej:

(34a)

(34b)

Moduł zmiennej zespolonej m wynosi

(35)

W sieci niskiego napięcia przesunięcie kątowe między wektorami napięć jest bliskie zera, wobec tego w przybliżeniu osiągamy:

(36)

Z zależności (35) wynika, że do przybli-żonej analizy asymetrii napięć konieczna jest jedynie znajomość zespolonej impedancji zwarciowej dla składowej symetrycznej zgodnej w punkcie przyłączenia mikrogene-racji do sieci niskiego napięcia. Znajomość zespolonej impedancji zwarciowej pozwala wyznaczyć jej kąt , moc zwarciową SkV oraz współczynnik zwarciowy rsce .Następnie zauważmy, że maksymalna wartość funkcji cosinus nie przekracza jedności. Zatem maksymalna wartość współczynnika m wynosi w przybliżeniu:

(37)

Z przybliżonej zależności (37) wynika przy-bliżony wzór na szacowanie współczynnika asymetrii napięć w funkcji współczynnika zwarciowego w miejscu PCC:

(38)

4.2. Szacowanie dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora w oparciu o dopuszczalną asymetrię napięćWspółczynnik asymetrii powinien być mniejszy od wartości dopuszczalnej, która dla sieci niskiego napięcia wynosi 0,02 (2%):

(39a)

(39b)

(39c)

(39d)

W rezultacie otrzymujemy przybliżony wzór pozwalający wyznaczyć dopuszczalną moc znamionową 1-fazowego mikrogenera-tora ze względu na dopuszczalną asymetrię napięć:

Rys. 6. Zmiana dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikrogeneratora wraz ze wzrostem długości linii niskiego napięcia

Lp L SNT RQ1 XQ1 RL1 XL1 RT1 XT1 R1 X1 Uind SkV was SnGdop

– m kVA Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω Ω pu kVA % kVA

1 100 63 0,0002 0,0018 0,0860 0,0418 0,0556 0,1131 0,1417 0,1566 1,0164 757 0,64 15,1

2 200 63 0,0002 0,0018 0,1720 0,0836 0,0556 0,1131 0,2277 0,1984 1,0246 530 0,91 10,6

3 300 63 0,0002 0,0018 0,2580 0,1254 0,0556 0,1131 0,3137 0,2402 1,0327 405 1,18 8,1

4 400 63 0,0002 0,0018 0,3440 0,1672 0,0556 0,1131 0,3997 0,2820 1,0407 327 1,46 6,5

5 500 63 0,0002 0,0018 0,4300 0,2090 0,0556 0,1131 0,4857 0,3238 1,0486 274 1,74 5,5

6 600 63 0,0002 0,0018 0,5160 0,2508 0,0556 0,1131 0,5717 0,3656 1,0564 236 2,01 4,7

7 700 63 0,0002 0,0018 0,6020 0,2926 0,0556 0,1131 0,6577 0,4074 1,0640 207 2,29 4,1

8 800 63 0,0002 0,0018 0,6880 0,3344 0,0556 0,1131 0,7437 0,4492 1,0716 184 2,56 3,7

9 900 63 0,0002 0,0018 0,7740 0,3762 0,0556 0,1131 0,8297 0,4910 1,0791 166 2,84 3,3

10 1000 63 0,0002 0,0018 0,8600 0,4180 0,0556 0,1131 0,9157 0,5328 1,0864 151 3,11 3,0

Tab. 3. Dopuszczalna znamionowa moc 1-fazowego mikrogeneratora oszacowana na podstawie mocy zwarciowej w punkcie PCC


115

(40)

Przykład 2Należy oszacować dopuszczalną moc 1-fazowego mikrogeneratora w układzie pokazanym na rys. 1 dla danych przyjętych w przykładzie 1.

Wyniki szacowania mocy mikrogenera-tora dla transformatora 63 kVA i rosnącej długości linii od 100 m do 1 km pokazano w tab. 3 oraz na rys. 6. Widać, że im krótsza linia, tym większa jest dopuszczalna moc 1-fazowego mikrogeneratora. Dla linii o długości powyżej 600 m dopuszczalna moc jest mniejsza od 4,6 kVA. Z dokład-nych obliczeń w przykładzie 1 wynika,

że przyłączenie mikrogeneratora 1-fazo-wego o mocy 4,6 kVA możliwe jest przy linii o długości ok. 700 m. Oznacza to, że przybli-żone obliczenia są pesymistyczne i zawierają w sobie margines decyzyjny.

5. Uwagi końcoweW artykule przedstawiono model matema-tyczny pozwalający wyznaczyć analitycznie asymetrię napięć, wprowadzaną do sieci niskiego napięcia przez 1-fazowy mikroge-nerator. Podano również sposób szacowania dopuszczalnej mocy 1-fazowego mikro-generatora ze względu na dopuszczalną wartość współczynnika asymetrii napięć. Rozważania zilustrowano przykładami obliczeniowymi.

Bibliografia

1. Ustawa o odnawialnych źródłach energii, projekt z 9 października 2012 roku, dostępny na stronie internetowej Ministerstwa Gospodarki.

2. http://www.ieo.pl/dokumenty/ustawaoze/dokument51290_ustawa_oze.pdf.

3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 roku w sprawie szczegóło-wych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

4. Kremens Z., Sobierajski M., Analiza systemów elektroenergetycznych,War-szawa 1996, s. 122, 244.

Marian Sobierajskiprof. dr hab. inż.Politechnika Wrocławskae-mail: [email protected] zwyczajny Politechniki Wrocławskiej. Zajmuje się problemami naukowymi związanymi z planowaniem i sterowaniem systemów elektroenergetycz-nych. Jego prace dotyczą głównie probabilistycznych rozpływów mocy, stabilności napięciowej i jakości energii elektrycznej. Ostatnie badania związane są z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi oraz współpracą małych elektrowni z systemem elektroenergetycznym.

Wilhelm Rojewskidr inż.Politechnika Wrocławskae-mail: [email protected] Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej (1973). Uzyskał tytuł doktora nauk technicznych na macierzystej uczelni (1977). Pracuje na stanowisku adiunkta. Zajmuje się elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, sterowaniem i regulacją w systemie elektroenergetycznym oraz warunkami współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym.


116

Technical Conditions of Microgenerator Connection to a Low Voltage Network Taking Into Account Valid Rules and Practices Applied in Europe and Poland

AuthorsMarian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Keywordsmicrogeneration, renewable energy sources, low voltage network

AbstractConnection of microgenerators to a low voltage network affects the electrical energy quality. In the paper, the basic relationships have been set out to compute voltage deviations and fluctua-tions. The basic criteria of microgeneration connection to a low voltage network have been given. The valid rules and practices applied in Europe and Poland have been described.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014410

1. IntroductionSo far no power limits have been widely adopted which would allow classifying small energy sources as micro-sources. In prac-tice, in many countries included in this category are sources with power from a few watts to several hundred kilowatts. However, a common micro-generation feature is the energy source’s connection to a low voltage (LV) distribution network. In Poland, the basic legal act defining the operating conditions of energy sources in the power system is the Energy Law of 10 April 1997. Recently a new Energy Law was re-established, dated 1 January 2014. Another binding document is the Ordinance of the Minister of Economy of 4 May 2007, and probably from 2016 also the Act on the renewable energy sources shall be effective, the most current draft of which (labelled Rev. 6.3) is dated 28 March 2014.The RES Act defines renewable energy source as: “a source that utilises the energy of wind, solar radiation, areothermal, geothermal, hydro – thermal, hydropower, biomass, biogas, agri-cultural biogas, sea waves, streams, and tides, and bioliquids”. In Polish practice, the following types of sources can be mainly used for RES based microgeneration: small wind turbines, small hydro turbines, and photovoltaic cells.Similarly to renewables, the legislation endorses connecting small cogeneration systems to LV networks. Practically they can be CHP micro-systems with micro gas turbines, fuel cells, and Stirling engines.Electricity can be generated in micro-sources by a synchronous or asynchronous generator connected to the network directly or via a AC/DC-DC/AC converter system, and a DC power source, such as a fuel cell or photovoltaic cell, connected to network through an inverter (DC/AC).

The draft RES Act 28 March 2014 introduces the notion of instal-lation, small installation, and micro-installations of renewable energy source, which can be characterized as follows.RES installation is a generating unit used for the generation of electricity, heat or cold, or gaseous fuels from renewable sources of energy, including also a technical device that collects and processes stored electricity, heat or cold, or gaseous fuel, which is part of this installation. A small installation is an RES installation with total installed electrical capacity over 40 kW to 200 kW. This means: (Smax = Pmax/cos(φ) = 200/0.9 = 222 kVA).Micro-installation is an RES installation with total installed elec-trical capacity to 40 kW (Smax = Pmax/cos(j) = 40/0.9 = 44 kVA).Polish Standard PN-EN 50438: 2010: “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public low-voltage distribution networks” introduces the notion of a micro-generator: “…electricity generator independently of the primary energy source, permanently installed with protection systems, single-phase or multi-phase connected to a low voltage network, with rated current below 16A. This means micro-generation, respectively for single and three-phase sources:• 1-phase SnGmax = UfnImax = 230 V*16 A = 3680 VA ≈ 3.7 kVA • 3-phase SnGmax = √3UnImax = 1.73*400 V*16 A = 11085 VA ≈

11.1 kVA.

The RES Act also provides that “A generator of electricity (...) from renewable energy sources in a micro-installation, who is a natural person not conducting business, who generates elec-tricity for their own consumption, may sell the unused surplus electricity thereby generated in the micro-installations and output to distribution network”. The intended interconnection “a generator of electricity (...) from renewable energy sources in a micro-installation shall notify in writing to the operator of the


117

power distribution system in the area of which the micro-installa-tions is to be connected”. On the other hand: “A power company, the business of which is transmission or distribution of elec-tricity, is required to connect RES installations to the grid, subject to precedence for the connection of a RES installation over an installation which is not RES installation, if there are technical and economic conditions for its connection to the network”.An important provision in the Energy Law, is Art. 7.8: “If an appli-cant for the connection of a micro-installation to a distribution grid is connected to the grid as end consumer, and the installed capacity of the micro-installation, the connection of which the applicant is seeking, doesn’t exceed the limit set out in a previ-ously issued interconnection requirements, the micro-installa-tion shall be connected to the grid on the basis of a micro-instal-lation interconnection notice filed with the power company, to the grid of which the micro-installation will be connected, and after installation of appropriate protections and a smart meter. Otherwise, a micro-installation shall be connected to a distribu-tion network on the basis of a grid interconnection contract”.The micro-installation to grid interconnection notice should include: 1) the name of the applicant, and micro-installation power, 2) details necessary to ensure fulfilment by micro-installa-tion the technical and operational requirements.In a similar manner, “subject to notice”, micro-generation unit interconnection is permitted in most European countries. However, such an easygoing procedure is not in place in coun-tries such as: Austria, Switzerland, Czech Republic, Germany, Spain, Finland, France, Italy, Norway and Sweden. Presumably also there the regulations will be relaxed sometime in the future.For installations that require concluding a grid interconnection contract, its terms and conditions shall be set by the relevant distribution system operator. Typically, in the interconnection requirements the distribution network operator determines the PCC Point of Common Coupling, interconnection method, requirements for micro-source switching and protections, active power output management under normal conditions and control at frequency changes in the power system, as well as requirements for reactive power output.Issue of the interconnection requirements is regarded as the promise of a contract, so earlier the distribution network oper-ator assesses the impact of the micro-generation interconnec-tion to the grid on its operating conditions and the electricity quality. The following electricity quality related issues are taken into account:• voltage deviations• rapid voltage changes and fluctuations• light flicker• harmonics• voltage unbalance• switching disturbances (collapses) • signal transmission faults• impact on short-circuit currents.

Assessment procedures of the micro-source interconnection impact on electricity quality should be as simple as possible. They should be based either on simple calculations, or on the

interconnected device’s appropriate certification of compliance with relevant EMC standards.The RES Act’s significant provision is the introduction of the notion of a micro-installation installer. The act specifies a number of formal requirements to be met by a person called an “installer”, whereas the main substantive requirements include comple-tion of appropriate training and passed exam documented with a certificate.

2. Micro-source and low-voltage network interoperability criteriaIn practice it is necessary to formulate as simple and clear as possible criteria for the method of a micro-source’s interconnec-tion with the network, its maximum power, and requirements for acceptable impact on electricity quality indicators. These criteria on the one hand result from analyses and practical experience of micro-sources’ operation in low voltage networks, and on the other from requirements of relevant standards and regula-tions. Specified in Tab. 1 are selected standards that set out basic requirements for power quality, which must be absolutely taken into account in assessing the micro-source impact on the low voltage distribution network performance.Specified in Tab. 2 are practical criteria (according to the maximum power) and electricity quality requirements applied in several countries to micro-generators connected to low voltage networks. In countries where micro-generation (mainly using photovoltaics) had already developed, some specific require-ments were worked out for providing these sources with active and passive power controls. An example is Germany, where the three basic principles set out in [3] are followed. Reactive power control:• for a system with power Smax ≤ 3.68 kVA cosφ within the range

from 0.95 cap. to 0.95 ind.• for a system with power 3.68 kVA < Smax≤ 13.8 kVA control

according to preset characteristic cosφ (P), or cosφ preset by DSO in the range from 0.95 cap. to 0.95 ind.

Standard No. Standard title

PN-EN 61000-2-2

Compatibility levels of low-frequency conducted disturbances and signals transmitted in public low-voltage supply systems

PN-EN 61000-2-4

Compatibility levels in industrial plants for low-frequency conducted disturbances,

PN-EN 61000-3-2

Limits for harmonic current emissions (equipment input current ≤16 A per phase)

PN-EN 61000-3-12

Limits for harmonic current produced by equipment connected to public low-voltage systems with input current >16 A and ≤75 A per phase

PN-EN 61000-3-3

Limitation of voltage fluctuations and flicker in low-voltage supply systems for equipment with rated current 16 A

PN-EN 61000-3-11

Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems - Equipment with rated current ≤ 75 A and subject to conditional connection

PN-EN 61800-32008

Adjustable speed electrical power drive systems - Part 3: EMC require-ments Part 3: EMC requirements and special test methods

PN-EN 50160 Supply voltage parameters of public distribution networks

PN-EN 50438

Requirements for micro-generating plants to be connected in parallel with public low-voltage distribution networks

Tab. 1. Selected EMC standards related to electricity quality in low voltage network


118

• for a system with power Smax > 13.8 kVA control according to preset characteristic cosφ (P), or cosφ preset by DSO in the range from 0.9 cap. to 0.9 ind.

Active power control as a function of frequency: for all cases considered automatic reduction of active power at f > 50.2 Hz according to preset characteristic P(f).Remote active power control:output power reduction for a system with power Smax > 100 kW enforced by the distribution network operator.In Poland there are no uniform and detailed requirements and criteria for micro-source connection to low voltage network. The practice is that distribution network operators include in their distribution grid codes some partial requirements formu-lated on the basis of foreign data, and their own, so far modest, experience. For example, in its distribution grid code Tauron Distribution SA has determined the maximum power of a micro-source connected to low voltage network in the following way:• up to 3 kW – single-phase or multi-phase• 3–10 kW – multi-phase only (10 kW limit is below 40 kW micro-

installation capacity limitadopted in the RES Act). In the domestic distribution grid codes the typical basic require-ment for sources connected to low voltage network is that the total connected rated power of all sources (connected and planned for connection) does not exceed the rated power of the transformer installed in the MV/ LV substation (S∑max ≤ SnTSN/

nN). Also the connected rated power of all generators connected directly (or through a separate line) to a MV/LV transformer substation should not exceed the power of the estimated or measured transformer load. For connectability assessment the connection in the LV network is treated as PCC. However, the actual connection point is the point of the micro-source’s inclu-sion to the network or system. It may be:• current terminals at the output to an electrical installation

loads in connection• current terminals of a switchgear in a consumer’s distribution

installation• current terminals in a new connection.

3. Assessment methodology of micro-source connection impact on electricity qualityThe decision to conclude a contract for a micro-installation’s or small installation’s interconnection to a low voltage network requires prior assessment of whether its operation in the network will cause an excess of acceptable electricity quality indicator

levels, and/or an overload of the network system components. Such an assessment requires collection of much data and infor-mation about the network conditions in the planned point of the micro-installation’s or small installation’s common coupling (i.e. short-circuit power and voltage level in various network load condi-tions) and the generating units’ details. Presented below are the requirements set out in regulations and the assessment method of micro-source connection impact on voltage changes (voltage deviations), voltage fluctuations (dynamic voltage changes), light flicker, voltage asymmetry, and harmonic emissions.

3.1. Micro-generator/ system setupLet’s analyse a 3-phase microgenerator connected to a MV/LV transformer substation with a line with impedance ZL (Fig. 1). The line impedance can be incorporated into the impedance of a source that models the system. As a result, connection of the micro-generator is equivalent to connecting to an external system of an ideal current source through an impedance

(1)

where: ZQ – impedance of the external system, ZT – impedance of MV/LV transformer, ZL – impedance of line connection between micro-generator and MV/LV transformer.In PCC node the microgenerator inputs active and reactive power to the LV network’s selected phase. The most pessimistic situation is considered here, i.e. the network load is neglected.In Fig. 1 TnN node corresponds to LV terminals of an MV/LV trans-former, and is characterized by short-circuit power SkT. S node corresponds to MV terminals of an MV/LV transformer, and is characterized by short-circuit power SkQ of the external network. Short-circuit power in PCC node is:

Country Voltage V Max. power kW (kVA) Max. power kW (kVA)

Voltagedeviations

Δu

Fast voltage changes

Δua

Light flicker AsymmetryU2/U1

Harmonics

– – 1-phase source 3-phase source % % Pst, Plt % Ih/I1

Germany 230/400 ≤ 4.6 kVA > 4.6 kVA, additional division: (≤ 30 kVA) (> 30 kVA) ≤ 3.0 ≤ 3.0 ≤ 0.5 ≤ 2.0 EN61000-3-2

EN 61000-3-12

Italy 230/400 ≤ 6 kW > 6 kW additional division: (≤ 20 kW) (> 20 kW) ≤ 3.0 ≤ 3.0 ≤ 0.5 ≤ 2.0 EN61000-3-2

EN 61000-3-12

Spain 230/400 ≤ 5 kW > 5 kW <100 kW <SnTSN/nN ≤ 3.0 ≤ 5.0 ≤ 0.5 ≤ 2.0 EN61000-3-2EN 61000-3-12

Tab. 2. Comparison of criteria and requirements for micro-generating plant connection to low voltage network in several European countries [2]

Fig. 1. Schematic diagram of micro-generator connection to power system


119

(2)

where: UnN – LV network rated voltage.

Fig. 2 shows a 3-phase circuit that models a power system with connected 3-phase micro-generator.The system’s electromotive force (EMF) Ε results from the whole system’s operation, and can be treated as an ideal 3-phase source of voltage independent of the microgenerator’s connection/disconnection. The system operation is planned and directed by the distribution system operator (DSO) in such a way that the voltages in consumer service lines are close to the rated value. It can therefore be assumed that EMF Ε is equal to the rated network voltage. Provided that EMF E vector in phase L1 lies in the real numbers axis:

(3)

where: a = ej2π/3 – operator of rotation by angle of 120 grades.

A micro-generator may be a synchronous or asynchronous generator, or another DC current source connected to the external system through a DC/AC converter. The reference vector for electrical values that describe the micro-generator is the external system’s EMF EL1 = Ε + j0. Microgenerator with unknown structure can be treated as an ideal source of current IG,, the flow of which through branch with impedance Z shifts the vectors node voltages in the network. Fig. 3 shows the diagram for phase L1, provided that:

, (4)

where: β – vector angle of micro-generator current , δ – vector angle of voltage on micro-generator terminals.

Micro-generator complex output power:

(5a)

(5b)

where:φ = δ – β micro-generator power angle.

The active and reactive powers are given by the following formulas:

, (6a)

, (6b)

The voltage loss between the micro-generator and the system depends on the micro-generator power angle and is:

(7a)

(7b)

(7c)

where:

– longitudinal phase-to-phase voltage loss at current flow from micro-generator terminals to external system,

– lateral phase-to-phase voltage loss at current flow from micro-generator terminals to external system.

The phase-to-phase voltage drop is related to power transmis-sion from the micro-generator to the system, and is equal to the difference between the root-mean-square phase-to-phase voltage on the generator terminals and the phase-to-phase EMF of the system:

(8)

The external system’s EMF is rigid, therefore the voltage drop is also the deviation of the voltage on the micro-generator terminals.If the angle offset between the vectors of UG and E is small, i.e. δ ≈ 0, it can be assumed that the voltage drop is approximately equal to the longitudinal voltage loss. Practical formulas for deviation of the voltage on micro-generator terminals have the following form:

Fig. 2. Model circuit of power system with connected micro-generator of unknown internal structure

3-phase microgenerator with unknown internal structure

Line connection between micro-generator and MV/LV transformer

External system – MV grid and MV/LV transformer

ZL

ZL

ZL

ZLN

IL1 = IGL1

IL2 = IGL2

IL3 = IGL3

EL1

EL2

EL3

ZQ + ZT

ZQ + ZT

ZQ + ZT

UL1 UGL1


120

(9a)

(9b)

(9c)

If angle φ = φίηd > 0, the micro-generator generates induc-tive reactive power, i.e. it outputs the reactive power to the LV network. The micro-generator inductive reactive power in this case is positive QGind > 0 (Fig. 3).Voltage deviation at the generator operation with an inductive power factor is:

(10)

Voltage on the generator terminals at an inductive power factor is always higher than the system voltage E:

(11)

If angle φ = –φcap , < 0, the micro-generator generates capaci-tive reactive power, i.e. it intakes the reactive power from the LV network, and then the micro-generator reactive power is nega-tive QGcap < 0.Voltage deviation at micro-generator operation with capacitive power factor results from the following formula:

(12)

Depending on the power angle sine the voltage deviation can be positive, zero or negative. As a result, the voltage on the micro-generator terminals can be even lower than the system voltage.If φ = 0, the micro-generator generate active power only (Fig. 5). This operation variant is the most advantageous from the view-point of active power transmission losses.Voltage deviation at the micro-generator operation with power factor equal to one results from the following formula:

(13)

Fig. 3. The micro-generator outputs active power and inductive reactive power to low voltage network

Fig. 4. Micro-generator outputs active power and capacitive reactive power to LV network low (intakes inductive reactive power from the network)

IG

E

δ > 0

β < 0 ϕ > 0

Im(+)

Re(+)

Vector rotation direction

UEGb – lateral voltage loss

UEGa - longitudinal voltage loss

Ind. reactive power

Ac�ve power PG > 0

QGind > 0

UfG

UfEG = IGZjIGX

IGR


PG> 0

E

δ > 0 β > 0

ϕcap < 0

Im(+)

Re(+)

QGcap < 0

Ac�ve power

Cap. reactive power

jIGX

IGZ

IGR

IG UfG


121

Active power transmission losses in this case are the smallest possible:

2

2

2

222

G

G

G

GGGlosses U

PRU

QPRRIP =+

==∆

(14)

3.2. Allowable voltage deviationsIt is assumed in European practical solutions that in normal network operating conditions no voltage change due to opera-tion of all generating units in the LV network should exceed in any point of the network 3% of the voltage without the genera-tion [3].

(15a)

(15b)

(15c)

It follows from formula (15c) that the voltage deviation can also be calculated using micro-generator active and reactive power outputs:

(16)

The impact of multiple micro-sources on the voltages in their points of common coupling is determined by superposition of the voltage deviations caused by operation of individual micro-sources, while the appropriate power factor of the individual micro-source outputs should be taken into account.

3.3. Allowable voltage fluctuationsNetwork voltage fluctuations due to micro-source switching operations are assessed on the basis of provisions of the following standards:

• PN-EN 61000-2-2/2-4 (on overall compatibility levels)• PN-EN 50438 (for micro-sources)• PN-EN 61000-3-3 (for devices with rated current up to 16 A)• PN-EN 61000-3-11 (for devices with rated current >16 A and <75 A).

In normal network operating conditions no voltage fluctuations in PCC point, due to micro-source switching operations, should exceed 3% of the network rated voltage UnN in the PCC point.The largest step change in voltage occurs during micro-gener-ator start-up and is approximately equal to modulus of the longi-tudinal voltage loss from the starting current:

(17)

where:

– start current factor,

φr – power angle of micro-generator at start-up.

Fast voltage change is referenced to the voltage before switching the micro-source on, usually the network rated voltage. As allowable fast voltage change is denominated in percentages, therefore:

(18a)

(18b)

(18c)

(18d)

Fig. 5. Micro-generator outputs only active power to LV network


E

Re(+)

Im(+)

IGZjIGX

IGR

UfG

IG

Ac�ve power PG

> 0

ϕ = 0

β = δ


122

(18e)

(18f)

where:

– angle of the network short-circuit impedance as seen from micro-generator terminals, inductive power angle φr = φrin d > 0, capacitive power angle φr = –φrcap < 0.

The pessimistic impact of switching on a micro-generator on sudden changes in the PCC voltage can be estimated by assuming the cosine in equation (18f) as one. The result is the maximum fast voltage change determined by the ratio of rated and short-circuit powers:

(19)

where: SkV – short-circuit power in micro-generator’s PCC point, SmaxG – maximum available source power.

Where factor kr is not determined on the basis of accurate micro-generator details, usually the following reference values are adopted:• kr = 1 for generating units connected through an inverter • kr = 1.2 for synchronous generators • kr = 4 for asynchronous generators switched on to network at

95–105 % of their synchronous speed • k = 8 for asynchronous generators with motor start (switched

on to network as motors). If fast voltage changes Δua calculated after formula (9) do not meet the required condition, they must be recalculated after more a accurate formula (18f), taking into account network short-circuit impedance angle ψ, and power angle at start-up φr.

3.4. Allowable light flickerLight flicker factors (short-term Pst and long-term Plt) induced in a network by micro-sources are assessed on the basis of provi-sions of the following standards:• PN-EN 61000-2-2/2-4 (on overall compatibility levels)• PN-EN 50438 (for micro-sources)• PN-EN 61000-3-3 (for devices with rated current up to 16 A)• PN-EN 61000-3-11 (for devices with rated current > 16 A and

<75 A). The standard provisions set out the following requirements:

Pst < 1,0, Plt < 0,65 (20)

where: Pst – short-term flicker, Plt – long-term flicker.

A connected micro-source’s compliance with these requirements should be documented by its manufacturer with the certificate of conformity, or by specification of the maximum allowable network short-circuit impedance Zkmax, up to which the device can be connected without fear of inducing light flicker in excess of the allowable limit. Short-circuit impedance at the micro-source’s PCC point should be less than that specified by the manufacturer.The question arises, how to estimate flicker PstTnN in TnN node on the basis of flicker PstPCC determined for PCC node. The following relations apply here:

(21a)

(21b)

(21c)

Line impedance ZL is much larger than the system and trans-former impedances. As a result, flicker is quickly suppressed in an LV network.If in a network point the connection of a micro-installation or small installation made up of several different generating units is considered, then the resultant flicker can be determined on the basis of the flickers induced by the individual units:

(22)

where: N – number of micro-sources connected to the low voltage network node.

3.5. Allowable harmonic levelsMicro-source current harmonics induce harmonics in the network voltage. Limits for current harmonics are provided in the following standards:• PN-EN 61000-2-2 (on overall compatibility levels)• PN-EN 50438 (for micro-sources)• PN-EN 61000-3-2 (for devices with rated current up to 16 A)• PN-EN 61000-3-12 (for devices with rated current > 16 A and

< 75 A).Allowable levels of current harmonics of micro-sources with a rated current up to 16 A, qualified as Class A devices (according to PN-EN 61000-3-2) are specified in Tab. 3.By analogy with the compatibility standard PN-EN 61000-3-2 for micro-sources of current up to 16 A, to micro-sources with rated current from 16 to 75 A provisions of the standard for devices in the same current range, i.e. PN-EN 61000-3-12, can be applied. Specified in Tab. 4 are allowable current harmonic emissions for symmetrical three-phase devices according to standard PN-EN 61000-3-12.


123

Total harmonic distortion THD of the current, and partial weighted harmonic distortion PWHD of the current are given by:

(23a)

(23b)

Relative levels of even harmonics up to the 12th should not exceed 16/n [%]. The level harmonics of any order higher than 12 are included in THD and PWHD in the same way, as harmonics of odd orders. Short circuit ratio is defined as follows:

(24)

where: SkV – short-circuit power at micro-source PCC, Smax – maximum available apparent micro-source power.

For other short-circuit ratios Rsce, linear interpolation between successive Rsce is admitted. Where the level of harmonics in micro-source current is known, its compliance with the standards can be assessed on the basis of the short-circuit conditions at the PCC point, and the limit values set out given in Tab. 4. Another solution is the manufacturer’s specification of the minimum required short-circuit power (or short-circuit ratio Rsce) at PCC. A connected micro-source’s compliance with these requirements should be documented by its manufacturer with the certificate of conformity, or results of accredited laboratory’s measurements.

3.6. Allowable voltage asymmetryVoltage asymmetry is considered as a long-term phenomenon, i.e. in time intervals of 10 min. or longer. The asymmetry level is assessed based on the ratio of negative to positive sequence voltages. Standard PN-EN 61000-2-2, which specifies the compat-ibility level for devices operated in public networks in terms of asymmetry, allows for a 2% ratio of negative to positive sequence voltages. In industrial networks, to which part 2–4 of the standard refers, the asymmetry level elevated to 3% is allowed. In addition, the standard contains the comment that in practice the asym-metry induced by connection of a single-phase load can be esti-mated by the ratio of the connected single phase device’s power to 3-phase short-circuit power at the point of its connection.

(25)

In the German practice [3] some additional practical require-ments are applied. If at any point several single-phase micro-sources are connected, it must be ensured that the allowable difference in individual phases does not exceed 4.6 kVA.

4. Micro-source impact on short-circuit currents The effect of micro-generation impact on the short-circuit current at PCC depends on the type and power of micro-sources. The following rules are adopted for estimation of short-circuit currents of various micro-source types: • I”K = 8InG – synchronous generators • I”K = 6InG – asynchronous generators connected directly

to network • I”K = InG – sources connected through inverters.

5. Final conclusionsThe paper discusses the micro-generation impact on electricity quality in low voltage networks with regard to applicable stan-dards, the Energy Law, and the draft RES Act.Basic criteria are specified for joining micro-sources’ interconnec-tion to low voltage networks in Poland and other European coun-tries. Basic relations are derived, necessary to determine voltage deviations and fluctuations caused by micro-sources connected to low voltage network.

Order Maximum allowable current harmonics [A]

Odd harmonics

3 2.30

5 1.14

7 0.77

9 0.40

11 0.33

13 0.21

15 ≤ n ≤ 39 0.15 x 15/n

Even harmonics

2 1.08

4 0.43

6 0.30

8 ≤ n ≤ 40 0.23 x 8/n

MinimumvalueRsce

Allowable current harmonic levels Ih/I1 [%]Allowable current

harmonic distortion[%]

I5 I7 I11 I13 THDi PWHDi

33 10.7 7.2 3.1 2 13 22

66 14 9 5 3 16 25

120 19 12 7 4 22 28

250 31 20 12 7 37 38

> = 350 40 25 15 10 48 46

Tab. 3. Maximum allowable current harmonics for A Class devices and micro-sources (PN-EN 50438)

Tab. 4. Allowable current harmonic emissions for symmetrical three-phase devices, as per PN-EN 61000-3-12


124

REFERENCES

1. The Act on the renewable energy sources, the draft of 9 October 2012 (Rev. 20.2) available on the website of the Ministry of Economy.

2. GIZ Stadler Ingo, Study about international standards for the connec-tion of small distributed generators to the power grid, developed by Cologne University of Applied Science to Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, June 2011.

3. VDE 4105:2011-08 Power generation systems connected to the low-voltage distribution network. Technical minimum requirements for connection to the parallel operation with low-voltage distribution networks. FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE.

Marian SobierajskiWrocław University of Technology


Full professor of Wrocław University of Technology. He deals with scientific issues related to planning and controlling power systems. His works mainly refer to proba-

bilistic power flow, voltage stability and electricity quality. His recent research concerns smart grids and interoperation of small power plants with the power system.

Wilhelm RojewskiWrocław University of Technology


A graduate of the Electrical Engineering Department of WrocłUniversity of Technology (1973). He received his PhD in technical sciences at the Institute of Power

Engineering of his alma mater (1977), where he is an assistant professor. He deals with power system automatic protections, control and regulation in the power

system and interoperation conditions of distributed energy sources and the power system.


125

Uwarunkowania techniczne przyłączania mikrogeneracji do sieci niskiego napięcia w świetle obowiązujących przepisów oraz praktyk krajowych i europejskich

AutorzyMarian SobierajskiWilhelm Rojewski

Słowa kluczowemikrogeneracja, odnawialne źródła, sieć niskiego napięcia

StreszczenieW artykule autorzy omówili wpływ mikrogeneracji na jakość energii w sieci niskiego napięcia. Wyprowadzono podstawowe zależności niezbędne do wyznaczania odchyleń i wahań napięcia, powodowanych przez przyłączone źródła. Podano podstawowe kryteria przyłączania mikroźródeł do sieci niskiego napięcia w Polsce i innych krajach europejskich.

1. WprowadzenieNie przyjęto dotąd powszechnie granicz-nych wartości mocy, pozwalających zakwa-lifikować małe źródło energii do kategorii mikroźródeł. W praktyce w wielu krajach zalicza się do tej kategorii źródła o mocy od pojedynczych watów do kilkuset kilo-watów. Wspólną cechą mikrogeneracji jest natomiast przyłączanie źródeł energii do sieci rozdzielczej niskiego napięcia (nN). W Polsce podstawowym aktem prawnym określającym warunki pracy źródeł energii w systemie elektroenergetycznym jest ustawa Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 roku. W ostatnim czasie udostępniono projekt nowej ustawy Prawo energetyczne, datowany na 1 stycznia 2014 roku. Drugim wiążącym dokumentem jest Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 roku, a prawdo-podobnie od 2016 roku ma obowiązywać także Ustawa o odnawialnych źródłach energii (OZE) [1], której projekt w najnow-szej wersji pochodzi z 28 marca 2014 roku.Ustawa o OZE definiuje odnawialne źródła energii jako: „źródło wykorzystujące energię wiatru, energię promieniowania słonecz-nego, energię aeotermalną, energię geoter-malną, energię hydrotermalną, hydroenergię, energię otrzymywaną z biomasy, energię otrzymywaną z biogazu, energię otrzy-mywaną z biogazu rolniczego, fal, prądów i pływów morskich oraz energię otrzymy-waną z biopłynów”. W praktyce krajowej, w mikrogeneracji opartej na odnawialnych źródłach energii mogą znaleźć zastosowanie głównie następujące rodzaje źródeł: małe turbiny wiatrowe, małe turbiny wodne, ogniwa fotowoltaiczne. Podobnie do źródeł odnawialnych wspierane jest przez ustawodawcę przyłączanie do sieci nN małych systemów pracujących w kogene-racji. Praktycznie mogą to być mikrosystemy kogeneracyjne wykorzystujące: mikroturbiny gazowe, ogniwa paliwowe, silnik Stirlinga.Generatorami energii elektrycznej w mikro-źródłach mogą być prądnice synchroniczne i asynchroniczne, przyłączone do sieci bezpo-średnio lub poprzez układ przekształtnikowy AC/DC-DC/AC, oraz źródła prądu stałego, jak ogniwa paliwowe czy ogniwa fotowolta-iczne, przyłączane do sieci poprzez inwerter (DC/AC).

Projekt Ustawy o OZE z 28 marca 2014 roku wprowadza pojęcie instalacji, małej insta-lacji i mikroinstalacji odnawialnego źródła energii, które można scharakteryzować następująco.

Instalacja odnawialnego źródła energii jest to jednostka wytwórcza służąca do wytwa-rzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu, lub paliw gazowych z odnawial-nych źródeł energii, w tym także urządzenia techniczne, które pobierają i przetwarzają zmagazynowaną energię elektryczną, ciepło lub chłód, lub paliwo gazowe, stanowiące część tej instalacji. Mała instalacja to insta-lacja odnawialnego źródła energii o zainsta-lowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 40 kW do 200 kW lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej. Oznacza to: (Smax = Pmax/cos(φ) = 200/0,9 = 222 kVA).Mikroinstalacja to instalacja odnawial-nego źródła energii o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 40 kW lub zainstalo-wanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej do 70 kW (Smax = Pmax/cos(φ) = 40/0,9 = 44 kVA). Norma PN-EN 50438: 2010: Wymagania dotyczące równoległego przyłączania mikro-generatorów do publicznych sieci rozdziel-czych niskiego napięcia, wprowadzają pojęcie mikrogeneratora: „…generator energii elektrycznej niezależnie od źródła energii pierwotnej, zainstalowany na stałe wraz z układami zabezpieczeń, przyłą-czony jednofazowo lub wielofazowo do sieci niskiego napięcia, o prądzie znamionowym nie większym niż 16A”. Oznacza to mikro-generację odpowiednio dla źródeł jedno- i trójfazowych:• 1-fazowe: SnGmax = UfnImax = 230 V*16

A = 3680 VA ≈ 3,7 kVA• 3-fazowe: SnGmax = √3UnImax = 1,73*400

V*16 A = 11085 VA ≈11,1 kVA.

Ustawa o OZE mówi również, że „Wytwórca energii elektrycznej (…) z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacji będący osobą fizyczną nieprowadzącą działalności gospodarczej, który wytwarza energię elek-tryczną w celu zużycia na własne potrzeby, może sprzedać nadwyżkę niewykorzystanej energii elektrycznej wytworzonej przez niego w mikroinstalacji i wprowadzonej

do sieci dystrybucyjnej”. O zamiarze przyłą-czenia „Wytwórca energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacji pisemnie informuje opera-tora systemu dystrybucyjnego elektroener-getycznego, na którego obszarze działania ma zostać przyłączona mikroinstalacja”. A z drugiej strony: „Przedsiębiorstwo ener-getyczne wykonujące działalność gospo-darczą w zakresie przesyłania lub dystry-bucji energii elektrycznej jest obowiązane do przyłączenia instalacji odnawialnego źródła energii do sieci, z zachowaniem pierwszeństwa w przyłączeniu instalacji odnawialnego źródła energii przed insta-lacją niestanowiącą instalacji odnawial-nego źródła energii, jeżeli istnieją tech-niczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci”.Ważnym nowym zapisem, niewystępującym we wcześniejszych wersjach projektu Ustawy o OZE, jest art. 38.1: „W przypadku, gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikro-instalacji do sieci dystrybucyjnej jest przyłą-czony do sieci jako odbiorca końcowy, a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten podmiot, nie jest większa niż określona we wcześniej wydanych warun-kach przyłączenia, przyłączenie do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłą-czenia mikroinstalacji złożonego w przed-siębiorstwie energetycznym, do którego sieci ma zostać przyłączona mikroinstalacja i po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i licznika inteligentnego. W innym przypadku przyłączenie mikroin-stalacji do sieci dystrybucyjnej odbywa się na podstawie umowy o przyłączenie do sieci”.Zgłoszenie przyłączenia mikroinsta-lacji powinno zawierać w szczególności: 1) oznaczenie podmiotu ubiegającego się o przyłączenie oraz rodzaj i moc mikroin-stalacji, 2) informacje niezbędne do zapew-nienia spełnienia przez mikroinstalację wymagań technicznych i eksploatacyjnych.W podobny sposób dopuszcza się przy-łączanie mikrogeneracji wg procedury „za powiadomieniem” w większości krajów europejskich. Jednakże nie stosuje się takiej łagodnej procedury w takich krajach, jak: Austria, Szwajcaria, Czechy, Niemcy, Hiszpania, Finlandia, Francja, Włochy, Norwegia i Szwecja. Można przypuszczać,

PL



126

że i tam w przyszłości dojdzie do złagodzenia przepisów.W przypadku instalacji wymagającej (zgodnie z art. 38.1. ustawy o OZE) podpi-sania umowy o przyłączenie do sieci warunki takiej umowy określa odpowiedni operator systemu dystrybucyjnego.Zwykle operator sieci dystrybucyjnej w warunkach przyłączenia określa punkt przyłączenia do sieci PCC (ang. Point of Common Coupling), sposób przyłączenia, wymagania dotyczące układów łączenio-wych i zabezpieczeń mikroźródeł, zarzą-dzania mocą czynną generowaną w warun-kach normalnych i sterowania generacją mocy czynnej podczas zmian częstotli-wości w systemie elektroenergetycznym, a także dotyczące regulacji mocy biernej generowanej.Wydanie warunków przyłączenia trakto-wane jest jako obietnica zawarcia umowy, dlatego operator sieci dystrybucyjnej wcze-śniej dokonuje oceny wpływu przyłączenia mikrogeneracji do sieci na warunki pracy tej sieci i jakość energii. Uwzględnia się następujące zagadnienia związane z jakością energii elektrycznej:• odchylenia poziomu napięcia• szybkie zmiany i wahania napięcia• migotanie światła• harmoniczne• asymetria napięcia• zaburzenia (załamania) komutacyjne• zakłócenia transmisji sygnałów• wpływ na prądy zwarciowe.Procedury oceny wpływu przyłączenia mikroźródeł na jakość energii powinny być możliwie najprostsze. Powinny opierać się bądź na nieskomplikowanych obliczeniach, bądź na stwierdzeniu posiadania przez przy-łączane urządzenia stosownych certyfikatów zgodności z normami kompatybilności elektromagnetycznej. Istotnym postanowieniem ustawy o OZE (rozdział 8: „Warunki i tryb wydawania certyfikatów instalatorom mikroinstalacji i małych instalacji oraz akredytowania organizatorów szkoleń”) jest wprowadzenie pojęcia instalatora mikroinstalacji. Ustawa precyzuje wiele warunków formalnych, jakie musi spełniać osoba zwana „instalatorem”, natomiast główne warunki merytoryczne to odbycie stosownego szkolenia i złożenie z wynikiem pozytywnym egzaminu poświadczonego świadectwem.

2. Kryteria współpracy mikroźródeł z siecią niskiego napięciaW praktyce potrzebne jest sformułowanie możliwie prostych i jednoznacznych kryte-riów określających sposób przyłączenia mikroźródła do sieci, jego maksymalną moc oraz wymagania dotyczące dopuszczalnego wpływu na wskaźniki jakości energii elek-trycznej. Kryteria te z jednej strony wynikają z analiz i praktycznych doświadczeń z pracy mikroźródeł w sieci niskiego napięcia, a z drugiej z wymagań odpowiednich norm i przepisów.W tab. 1 zamieszczono wybrane normy okre-ślające podstawowe wymagania związane z jakością energii, które należy bezwzględnie brać pod uwagę w ocenie wpływu mikro-źródeł na pracę sieci rozdzielczej niskiego napięcia.

W tab. 2 zestawiono praktyczne kryteria (wg maksymalnej mocy) i wymagania jakości energii stosowane w kilku krajach w odnie-sieniu do mikrogeneracji przyłączanej do sieci niskiego napięcia.W tych krajach, w których wcześniej rozwinęła się mikrogeneracja (głównie z wykorzystaniem fotowoltaiki), dopra-cowano się konkretnych wymagań dotyczących wyposażania tych źródeł w układy sterowania mocą czynną i bierną. Przykładem są tu Niemcy, gdzie stosuje się trzy podstawowe zasady określone w [3].Regulacja mocy biernej: • dla systemów o mocy Smax ≤ 3,68 kVA

cosφ w przedziale od 0,95 poj. do 0,95 ind.• dla systemów o mocy 3,68 kVA < Smax≤

13,8 kVA regulacja według zadanej charakterystyki cosφ (P) lub zadany

Numer normy Tytuł normy

PN-EN 61000-2-2 Poziomy kompatybilności zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości i sygnałów przesyłanych w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia

PN-EN 61000-2-4 Poziomy kompatybilności zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości w sieciach zakładów przemysłowych

PN-EN 61000-3-2 Poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu (fazowy prąd zasilający odbior-nika ≤ 16A)

PN-EN 61000-3-12Poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu dla odbiorników o znamionowym prądzie fazowym > 16 A i ≤ 75 A przyłączonych do publicznej sieci zasilającej niskiego napięcia

PN-EN 61000-3-3Ograniczanie zmian napięcia, wahań napięcia i migotania światła w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia, powodowanych przez odbior-niki o fazowym prądzie znamionowym ≤ 16 A przyłączone bezwarunkowo

PN-EN 61000-3-11Ograniczanie zmian napięcia, wahań napięcia i migotania światła w publicznych sieciach zasilających niskiego napięcia. Urządzenia o prądzie znamionowym ≤ 75 A podlegające podłączeniu warunkowemu

PN-EN 61800-3:2008 Elektryczne układy napędowe mocy o regulowanej prędkości. Część 3: Wymagania dotyczące EMC i specjalne metody badań

PN-EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych

PN-EN 50438 Wymagania dotyczące przyłączania mikrogeneratorów do publicznych sieci rozdzielczych

Tab. 1. Wybrane normy EMC związane z jakością energii w sieci niskiego napięcia

Kraj NapięcieV

Max. moc kW (kVA) Max. moc kW (kVA)

Odchylenia napięcia

Δu

Szybkie zmiany

napięcia Δua

Migotanie światła

Asymetria U2/U1

Harmoniczne

– – źródło 1-fazowe

źródło 3-fazowe % % Pst, Plt % Ih/I1

Niemcy 230/400 ≤ 4,6 kVA> 4,6 kVA, dodatkowy

podział:(≤ 30 kVA) (> 30 kVA)

≤ 3,0 ≤ 3,0 ≤ 0,5 ≤ 2,0 EN61000-3-2EN 61000-3-12

Włochy 230/400 ≤ 6 kW> 6 kW dodatkowy

podział:(≤ 20 kW) (> 20 kW)

≤ 3,0 ≤ 3,0 ≤ 0,5 ≤ 2,0 EN61000-3-2EN 61000-3-12

Hiszpania 230/400 ≤ 5 kW > 5 kW <100 kW <SnTSN/nN

≤ 3,0 ≤ 5,0 ≤ 0,5 ≤ 2,0 EN61000-3-2EN 61000-3-12

Tab. 2. Porównanie stosowanych w kilku krajach europejskich kryteriów i wymagań dotyczących przyłączania mikrogeneracji do sieci niskiego napięcia [2]


127

przez OSD cosφ w przedziale od 0,95 poj. do 0,95 ind.

• dla systemów o mocy Smax > 13,8 kVA regulacja według zadanej charaktery-styki cosφ(P) lub zadany przez OSD cosφ w przedziale od 0,9 poj. do 0,9 ind.

Regulacja mocy czynnej w funkcji częstotliwości:dla wszystkich rozpatrywanych przypadków automatyczna redukcja mocy czynnej przy f > 50,2 Hz wg zadanej charakterystyki P(f).Zdalne sterowanie mocą czynną:ograniczanie generacji dla systemów o mocy Smax > 100 kW wymuszane przez operatora sieci dystrybucyjnej.W Polsce brakuje jednolitych i szczegó-łowych wymagań oraz kryteriów przy-łączania mikroźródeł do sieci niskiego napięcia. Praktyka jest taka, że operatorzy sieci dystrybucyjnej w instrukcjach ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) zawierają cząstkowe wymagania sformuło-wane na podstawie danych zagranicznych i skromnych, jak dotychczas, własnych doświadczeń. Przykładowo IRiESD Tauron Dystrybucja SA określa maksymalną moc mikroźródła przyłączanego do sieci nN w następujący sposób:• do 3 kW – jednofazowo lub wielofazowo• 3–10 kW – tylko wielofazowo (graniczna

wartość 10 kW jest mniejsza od przyjętej w ustawie o OZE mocy mikroinstalacji 40 kW).

Zwykle w krajowych IRiESD podstawowym wymaganiem dla źródeł przyłączanych do sieci nN jest spełnienie warunku, aby całkowita moc przyłączeniowa wszyst-kich źródeł (pracujących lub planowanych do przyłączenia) nie przekroczyła mocy znamionowej transformatora zainstalowa-nego w stacji SN/nN (SΣmax ≤ SnTSN/nN). Również moc przyłączeniowa wszystkich generatorów przyłączonych bezpośrednio (lub przez wydzielona linię) do stacji trans-formatorowej SN/nN nie powinna przekra-czać mocy szacowanego lub zmierzonego obciążenia transformatora.Przy ocenie możliwości przyłączenia złącze w sieci nN jest traktowane jako punkt PCC. Jednakże rzeczywistym punktem podłą-czenia jest punkt włączenia mikroźródła do sieci lub instalacji. Mogą to być:• zaciski prądowe na wyjściu w kierunku

instalacji elektrycznej odbiorcy w złączu• zaciski prądowe rozdzielnicy w instalacji

elektrycznej rozdzielczej odbiorcy• zaciski prądowe w nowym złączu.

3. Metodyka oceny wpływu przyłączenia mikroźródeł na jakość energiiDecyzja o zawarciu umowy o przyłączeniu mikroinstalacji bądź małej instalacji do sieci elektroenergetycznej nN wymaga wcze-śniejszej oceny, czy ich praca w sieci nie spowoduje przekroczenia dopuszczalnego poziomu wskaźników jakości energii oraz przeciążenia elementów układu sieciowego. Przeprowadzenie takiej oceny wymaga zebrania wielu danych i informacji o warun-kach sieciowych w planowanym punkcie przy-łączenia mikroinstalacji lub małej instalacji (tzn. mocy zwarciowej i poziomu napięcia w różnych stanach obciążenia sieci) oraz danych jednostek generacji. Poniżej przed-stawiono wymagania sformułowane w prze-pisach i sposób oceny wpływu przyłączenia mikroźródeł na zmiany napięcia (odchylenia napięcia), wahania napięcia (dynamiczne

zmiany napięcia), migotanie światła (fliker), asymetrię napięć i emisję harmonicznych.

3.1. Układ mikrogenerator – systemRozpatrzmy mikrogenerator 3-fazowy przyłączony do stacji transformatorowej SN/nN za pomocą linii o impedancji ZL (rys. 1). Impedancja linii może być włączona do impedancji źródła modelującego system. W rezultacie przyłączenie mikrogeneratora jest równoważne przyłączeniu do zewnętrz-nego systemu idealnego źródła prądowego przez impedancję.

(1)

gdzie: ZQ – impedancja zewnętrznego systemu, ZT – impedancja transformatora SN/nN, ZL – impedancja linii łączącej mikrogenerator z transformatorem SN/nN.W węźle PCC mikrogenerator wprowadza do wybranej fazy sieci nN moc czynną i bierną. Rozpatrywana jest najbardziej pesymistyczna sytuacja, tzn. pomijane jest obciążenie sieci.Na rys. 1 węzeł TnN odpowiada zaciskom nN transformatora SN/nN i charaktery-zuje go moc zwarciowa SkT. Węzeł S odpo-wiada zaciskom SN transformatora SN/nN i charakteryzuje go moc zwarciowa SkQ sieci zewnętrznej. Moc zwarciowa w węźle PCC wynosi:

(2)

gdzie: UnN – znamionowe napięcie sieci niskiego napięcia.Na rys. 2 pokazano obwód 3-fazowy mode-lujący system elektroenergetyczny z przyłą-czonym 3-fazowym mikrogeneratorem.Siła elektromotoryczna (sem) E systemu wynika z warunków pracy całego systemu i może być traktowana jako idealne źródło napięcia 3-fazowego o wartości niezależnej od załączenia/wyłączenia badanego mikro-generatora. Praca systemu jest planowana i prowadzona przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) w taki sposób, że napięcia u odbiorcy są bliskie wartości znamionowych. Można zatem przyjąć, że sem E jest równa napięciu znamiono-wemu sieci. Przyjmując, że wektor sem E w fazie L1 leży w osi liczb rzeczywistych, otrzymujemy:

(3)gdzie: a = ej2π/3 – operator obrotu o kąt 120 st.

Mikrogeneratorem może być generator synchroniczny, asynchroniczny lub inne dowolne źródło prądu stałego dostar-czające do systemu zewnętrznego prąd poprzez przekształtnik DC/ AC. Wektorem odniesienia dla wielkości elektrycz-nych charakteryzujących mikrogene-rator jest sem systemu zewnętrznego

Rys. 1. Schemat ideowy przyłączenia mikrogeneratora do systemu elektroenergetycznego

Rys. 2. Obwód modelujący układ elektroenergetyczny z przyłączonym mikrogeneratorem o nieznanej strukturze wewnętrznej


128

EL1 = E + j0. Mikrogenerator o nieznanej strukturze może być traktowany jako idealne źródło prądu wprowadzające do sieci prąd IG, który płynąc gałęzią o impedancji Z powoduje przesunięcie wektorów napięć węzłowych w sieci. Na rys. 3 przedstawiono wykres dla fazy L1, przyjmując:

, (4)

gdzie: β – kąt wektora prądu mikrogenera-tora, δ – kąt wektora napięcia na zaciskach mikrogeneratora.

Moc zespolona mikrogeneratora wynosi:

(5a)

(5b)

gdzie: φ = δ – β – kąt mocy mikrogeneratora.

Dla mocy czynnej i biernej mamy następu-jące zależności:

,

(6a)

,

(6b)

Strata napięcia między mikrogeneratorem i systemem zależy od kąta mocy mikrogene-ratora i wynosi:

(7a)

(7b)

(7c)

gdzie:

– międzyfazowa podłużna strata napięcia przy przepływie prądu od zacisków mikro-generatora do systemu zewnętrznego,

– międzyfazowa poprzeczna strata napięcia przy przepływie prądu od zacisków mikro-generatora do systemu zewnętrznego.

Spadek międzyfazowego napięcia związany z przesyłaniem mocy z mikrogeneratora do systemu jest równy różnicy wartości skutecznej międzyfazowego napięcia na zaciskach generatora i międzyfazowej sem systemu:

(8)

Sem systemu zewnętrznego jest sztywna, wobec tego spadek napięcia jest jednocze-śnie odchyleniem napięcia na zaciskach mikrogeneratora.Jeżeli rozchył kątowy między wektorami napięć UG oraz E jest niewielki, czyli , to można przyjąć, że spadek napięcia jest w przybliżeniu równy podłużnej stracie

napięcia. Praktyczne wzory na obliczanie odchylenia napięcia na zaciskach makroge-neratora mają postać:

(9a)

(9b)

(9c)

Jeżeli kąt φ = φind > 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną indukcyjną, czyli wysyła moc bierną do sieci nN. Moc bierna indukcyjna mikrogeneratora w tym przy-padku jest dodatnia QGind > 0 (rys. 3).

Odchylenie napięcia przy pracy generatora z indukcyjnym współczynnikiem mocy wyniesie:

(10)

Napięcie na zaciskach generatora przy indukcyjnym współczynniku mocy będzie zawsze wyższe od napięcia systemu E:

(11)

Jeżeli kąt φ = –φpoj < 0, to mikrogenerator wytwarza moc bierną pojemnościową, czyli pobiera moc bierną z sieci nN i wtedy moc bierna mikrogeneratora jest ujemna QGpoj < 0 (rys. 4).

Rys. 4. Mikrogenerator wysyła do sieci nN moc czynną i moc bierną pojemnościową (pobiera z sieci moc bierną indukcyjną)

Rys. 5. Mikrogenerator wysyła do sieci nN tylko moc czynną

Rys. 3. Mikrogenerator wysyła do sieci nN moc czynną i moc bierną indukcyjną


129

Odchylenie napięcia przy pracy mikrogene-ratora z pojemnościowym współczynnikiem mocy wynika ze wzoru:

(12)

Zależnie od wartości sinusa kąta mocy odchylenie napięcia może być dodatnie, zerowe lub ujemne. W rezultacie napięcie na zaciskach napięcia może być nawet mniejsze od napięcia systemu.

Jeżeli kąt φ = 0, to mikrogenerator wytwarza tylko moc czynną (rys. 5). Jest to najkorzyst-niejszy wariant pracy z punktu widzenia strat przesyłowych mocy czynnej.

Odchylenie napięcia przy pracy generatora z jedynkowym współczynnikiem mocy wynika ze wzoru:

(13)

Straty przesyłowe mocy czynnej są w tym przypadku najmniejsze z możliwych:

(14)

3.2. Dopuszczalne odchylenia napięciaW praktycznych europejskich rozwiąza-niach przyjmuje się, że w normalnym ukła-dzie pracy sieci zmiana poziomu napięcia spowodowana pracą wszystkich jednostek wytwórczych w sieci nN nie powinna prze-kroczyć w żadnym z punktów tej sieci 3% poziomu napięcia, jakie występuje bez gene-racji [3].

(15a)

(15b)

(15c)

Ze wzoru (15c) wynika, że odchylenie napięcia może być również obliczone z wykorzystaniem mocy czynnej i biernej wytwarzanej przez mikrogenerator:

(16)

Wpływ wielu mikroźródeł na poziom napięcia w punktach ich przyłączenia określa się poprzez superpozycje odchyleń napięcia powodowanych pracą poszczególnych mikroźródeł, przy czym należy uwzględnić właściwy współczynnik mocy generowanej przez poszczególne mikroźródła.

3.3. Dopuszczalne wahania napięciaOceny poziomu wahań napięcia w sieci powodowanych przez operacje łączeniowe mikroźródła dokonuje się na podstawie zapisów norm:• PN-EN 61000-2-2/2-4 (o ogólnych pozio-

mach kompatybilności)• PN-EN 50438 (dla mikroźródeł)• PN-EN 61000-3-3 (dla urządzeń o prądzie

znamionowym do 16 A)• PN-EN 61000-3-11 (dla urządzeń

o prądzie znamionowym >16 A i <75 A).Wahania napięcia w punkcie przyłączenia, spowodowane operacjami łączeniowymi mikroźródła w normalnych warunkach pracy sieci, nie powinny przekroczyć 3% napięcia znamionowego sieci UnN w punkcie przyłączenia.Największa skokowa zmiana napięcia wystąpi w czasie rozruchu mikrogenera-tora i jest równa w przybliżeniu modu-łowi podłużnej straty napięcia od prądu rozruchu:

(17)

gdzie:

– współczynnik rozruchu,

φr – kąt mocy mikrogeneratora w czasie rozruchu.

Szybka zmiana napięcia jest odnoszona do napięcia przed załączeniem mikro-źródła, zwykle znamionowego napięcia sieci. Dopuszczalna szybka zmiana napięcia podawana jest w proc., zatem otrzymuje się:

(18a)

(18b)

(18c)

(18d)

(18e)

(18f)

gdzie:

to kąt impedancji zwarciowej sieci widzianej z zacisków mikrogeneratora, indukcyjny

kąt mocy φr = φrin d > 0, pojemnościowy kąt mocy φr = –φrpoj < 0.

Pesymistyczny wpływ załączenia mikro-generatora na nagłe zmiany napięcia w punkcie przyłączenia można oszacować, przyjmując jedynkową wartość cosinusa w zależności (18f). W rezultacie mamy maksymalną szybką zmianę napięcia, okre-śloną przez stosunek mocy znamionowej i zwarciowej:

(19)

gdzie: SkV – moc zwarciowa w punkcie przyłą-czenia mikrogeneratora, SmaxG – maksymalna osiągalna moc źródła.

Jeśli współczynnik kr nie jest wyznaczany na podstawie dokładnych danych mikroge-neratora, to zwykle przyjmuje się wartości referencyjne:• kr = 1 dla jednostek generacji przyłącza-

nych przez inwerter• kr = 1,2 dla generatorów synchronicznych • kr = 4 dla generatorów asynchronicznych

włączanych do sieci po doprowadzeniu do 95–105% prędkości synchronicznej

• kr= 8 dla generatorów asynchronicznych z rozruchem silnikowym (włączanych do sieci jako silnik).

Jeśli szybkie zmiany napięcia Δua obliczone według wzoru (19) nie spełniają wymaga-nego warunku, to należy ponownie wyzna-czyć je z dokładniejszego wzoru (18f), uwzględniając kąt impedancji zwarciowej sieci ψ oraz kąt mocy w czasie rozruchu φr.

3.4. Dopuszczalne migotanie światłaOceny poziomu wskaźników uciążli-wości migotania światła (krótkotrwałego Pst i długotrwałego Plt) wprowadzanego do sieci przez mikroźródła dokonuje się na podstawie zapisów norm:• PN-EN 61000-2-2/2-4 (o ogólnych pozio-



o prądzie znamionowym > 16 A i < 75 A).Zapisy norm określają następujące wymagania:

Pst < 1,0, Plt < 0,65 (20)

gdzie: Pst – krótkoterminowy wskaźnik migotania światła, Plt – długoterminowy wskaźnik migotania światła.

Spełnienie tych wymagań przez przyłączane mikroźródło powinno być potwierdzone przez producenta stosownym certyfikatem zgodności lub przez podanie maksymalnej dopuszczalnej wartość impedancji zwar-ciowej sieci Zkmax, do której można przy-łączyć urządzenie bez obawy o wprowa-dzenie efektu migotania światła na poziomie przewyższającym wartości dopuszczalne. Impedancja zwarciowa w rozważanym punkcie przyłączenia mikroźródła powinna być mniejsza od wartości podanej przez producenta.

Powstaje pytanie, jak można oszacować wskaźnik migotania światła PstTnN w węźle TnN na podstawie wyznaczonego wskaźnika


130

migotania PstPCC w węźle PCC. Otóż mają tu zastosowanie następujące zależności:

(21a)

(21b)

(21c)

Impedancja linii ZL jest znacznie większa od impedancji systemu i transformatora. W rezultacie w sieci nN następuje szybkie tłumienie migotania światła.

Jeśli w danym punkcie sieci rozważane jest przyłączenie mikroinstalacji lub małej insta-lacji zbudowanej z wielu różnych jednostek generacji, to wyznaczenie wypadkowego wskaźnika migotania światła jest możliwe na podstawie wskaźników migotania światła wnoszonych przez poszczególne jednostki generacji:

(22)

gdzie: N – liczba mikroźródeł przyłączonych do danego węzła sieci niskiego napięcia.

3.5. Dopuszczalne harmoniczneHarmoniczne prądu mikroźródła wywo-łują wzrost harmonicznych w napięciu sieci. Dopuszczalne poziomy harmonicznych w prądzie podają normy:• PN-EN 61000-2-2 (o ogólnych pozio-



o prądzie znamionowym >16 A i <75 A).Dopuszczalny poziom harmonicznych prądu mikroźródeł o prądzie znamionowym do 16 A, zakwalifikowanych do urządzeń klasy A (wg normy PN-EN 61000-3-2), zamieszczono w tab. 3.Przez analogię do zastosowania normy kompatybilnościowej PN-EN 61000-3-2 dla mikroźródeł o prądzie do 16 A, dla mikroźródeł o prądzie znamionowym od 16 do 75 A można wykorzystać zapisy normy dla odbiorników o tym zakresie prądów, tj. normy PN-EN 61000-3-12. W tab. 4 zamieszczono poziomy dopuszczalne emisji harmonicznych prądu dla symetrycznych odbiorników trójfazowych zgodnie z normą PN-EN 61000-3-12.Współczynnik zawartości harmonicz-nych w prądzie THD (ang. total harmonic

distortion) oraz częściowo ważony współ-czynnik odkształcenia harmonicznego w prądzie PWHD (ang. partial weighted harmonic distortion) dane są wzorami:

(23a)

(23b)

Wartości względne parzystych harmo-nicznych do 12 nie powinny przekraczać 16/n [%]. Parzyste harmoniczne o rzędach większych niż 12 są uwzględniane w THD i PWHD w taki sam sposób, jak harmoniczne o rzędach nieparzystych. Współczynnik zwarciowy jest definiowany następująco:

(24)

gdzie: SkV – moc zwarciowa w miejscu przy-łączenia mikroźródła, Smax – maksymalnie osiągalna moc pozorna mikroźródła.

Dla innych wartości współczynnika zwar-ciowego Rsce dopuszcza się liniową inter-polację pomiędzy kolejnymi wartościami Rsce. Jeśli znany jest poziom harmonicznych w prądzie mikroźródła, to jego zgodność z normami można ocenić na podstawie warunków zwarciowych w punkcie przy-łączenia i wartości granicznych podanych w tab. 4. Innym rozwiązaniem jest podanie przez producenta minimalnej wymaganej mocy zwarciowej (lub współczynnika zwarciowego Rsce) w punkcie przyłączenia. Spełnienie tych wymagań przez przyłączane mikroźródło powinno być potwierdzone przez producenta stosownym certyfikatem zgodności lub wynikami pomiarów wyko-nanych przez akredytowane laboratorium.

3.6. Dopuszczalna asymetria napięćAsymetria napięć rozpatrywana jest jako zjawisko długoterminowe, tj. w przedziałach czasu 10-min. i dłuższych. Podstawę oceny poziomu asymetrii napięć stanowi stosunek wartości składowej przeciwnej napięcia do składowej zgodnej. Norma PN-EN 61000-2-2 określająca poziom kompatybil-ności dla pracy urządzeń w sieciach publicz-nych pod względem asymetrii dopuszcza 2% składowej przeciwnej napięcia w odniesieniu do składowej zgodnej. W sieciach przemysłowych, o których traktuje zeszyt 2–4 normy, dopuszcza się podwyższony poziom asymetrii do 3%. Dodatkowo norma zawiera komentarz, że asymetrię wywołaną przez przyłą-czanie jednofazowych odbiorników można w praktyce oszacować przez stosunek mocy przyłączanego urządzenia jednofazowego do 3-fazowej mocy zwarciowej w miejscu przyłączania:

(25)

W praktyce niemieckiej [3] stosuje się dodatkowe wymagania praktyczne. Jeśli

Rząd Maksymalna dopuszczalna wartość harmonicznej prądu [A]

Harmoniczne nieparzyste

3 2,30

5 1,14

7 0,77

9 0,40

11 0,33

13 0,21

15 ≤ n ≤ 39 0,15 ∙ 15/n

Harmoniczne parzyste

2 1,08

4 0,43

6 0,30

8 ≤ n ≤ 40 0,23 ∙ 8/n

Minimalnawartość

Rsce

Dopuszczalne wartości harmonicznych prądu

Ih/I1 [%]

Dopuszczalne współczynnikiharmonicznego odkształcenia prądu

[%]

I5 I7 I11 I13 THDi PWHDi

33 10,7 7,2 3,1 2 13 22

66 14 9 5 3 16 25

120 19 12 7 4 22 28

250 31 20 12 7 37 38

> = 350 40 25 15 10 48 46

Tab. 3. Dopuszczalne poziomy harmonicznych prądu dla urządzeń klasy A oraz mikroźródeł (PN-EN 50438)

Tab. 4. Dopuszczane poziomy emisji harmonicznych prądu dla symetrycznych odbiorników 3-fazowych wg PN-EN 61000-3-12


131

w danym punkcie przyłącza się kilka mikroźródeł jednofazowych, to należy zadbać, by dopuszczalna różnica w poszczególnych fazach nie przekraczała 4,6 kVA.

4. Wpływ mikroźródeł na prądy zwarcioweWpływ mikrogeneracji na wartość prądu zwarciowego w punkcie przyłączenia zależy od rodzaju mikroźródeł i ich mocy. Przyjmuje się następujące zasady oszaco-wania wartości prądu zwarciowego różnych rodzajów mikroźródeł:• I”K = 8InG – generatory synchroniczne• I”K = 6InG – generatory asynchroniczne

przyłączone bezpośrednio do sieci• I”K = InG – źródła przyłączane przez

przekształtnik.

5. Wnioski końcoweW artykule omówiono wpływ mikroge-neracji na jakość energii w sieci niskiego napięcia z uwzględnieniem obowiązujących norm, prawa energetycznego i projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii.Podano podstawowe kryteria przyłączania mikroźródeł do sieci niskiego napięcia w Polsce i innych krajach europejskich.Wyprowadzono podstawowe zależności niezbędne do wyznaczania odchyleń i wahań napięcia powodowanych przez przyłączone mikroźródła do sieci niskiego napięcia.

Bibliografia

1. Ustawa o odnawialnych źródłach energii, projekt z 9 października 2012 roku (Wersja 2.0.2), dostępny na stronie inter-netowej Ministerstwa Gospodarki.

2. GIZ Stadler Ingo, Study about interna-tional standards for the connection of small distributed generators to the power grid, Developed by Cologne University of Applied Science to Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, June 2011.

3. VDE 4105:2011-08 Power generation systems connected to the low-voltage distribution network. Technical minimum requirements for the connection to the parallel operation with low-voltage distribution networks.FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE.

Marian Sobierajskiprof. dr hab. inż.Politechnika Wrocławskae-mail: [email protected] zwyczajny Politechniki Wrocławskiej. Zajmuje się problemami naukowymi związanymi z planowaniem i sterowaniem systemów elektroenergetycz-nych. Jego prace dotyczą głównie probabilistycznych rozpływów mocy, stabilności napięciowej i jakości energii elektrycznej. Ostatnie badania związane są z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi oraz współpracą małych elektrowni z systemem elektroenergetycznym.

Wilhelm Rojewskidr inż.Politechnika Wrocławskae-mail: [email protected] Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej (1973). Uzyskał tytuł doktora nauk technicznych w Instytucie Energoelektryki swojej macierzy-stej uczelni (1977), gdzie pracuje na stanowisku adiunkta. Zajmuje się elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, sterowaniem i regulacją w systemie elektroenergetycznym oraz warunkami współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym.


132

Smart Grid – a Slogan or a Necessity?

AuthorZbigniew Szczerba

KeywordsSmart Grid, hybrid vehicles, electric power system

AbstractThe use of the terms “smart grid” and “intelligent power networks” should be limited to economi-cally valid technological developments. This paper presents two electrical energy related “sets of elements”: an electric power system as an integrated set and a distributed set consisting of plug-in hybrid vehicles, such as passenger cars. As plug-in hybrid vehicles are becoming more and more popular, this paper introduces a concept of integrating such vehicles with the electric power system. A quantitative assessment of the benefits for the car owners and the electrical power system has been presented.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014411

1. OriginsThe notion of the Smart Grid was coined in the United States. Europeans tend to be fascinated by the material culture and the level of technology in that country. This widespread opinion should not apply to distribution grids. In 2010 I lived for over a month in a new district of modern detached houses in the suburbs of San Francisco. I was amazed by the low technical and aesthetic level of the distribution grid there. Examples of the grid’s solutions are shown in Fig. 1 and 2. Local residents fully agreed with my opinion that the reliability of the energy supply from the grid is low. The grid seems primitive compared to rural grids in Poland.In that rich country its state and federal authorities became inter-ested in the technical technological backwardness, government agencies were activated as well as the Electric Power Research Institute (EPRI) – well known in Poland – and the Smart Grid concept was conceived. These new smart grids were supposed to revolutionise the market. They began to reinvent grid self-maintainability1 (which has long been known as anti-failure auto-mation, ATS or reclosers) and self-restoration2 (of broken wires and fallen poles too?). Behind it was an innovation of distribution grids adjustment for bi-directional transmission of energy from distrib-uted sources (welcome to Poland to see the small hydropower plants up and running for many years, and recent windmills).In line with the evolutionary trend of power systems develop-ment in European countries, they began to use state of the art means of information transmission and processing in distribu-tion grids also in the USA.Consistently with the US information and advertising style the notion of Smart Grid was coined.

2. Smart Grids in PolandOn the wave of fashion or technological trend the concept of the Smart Grid, translated into “inteligentne sieci elektroenergety-czne” reached Poland. This concept has been exploited in two different ways:• By experienced power engineers to accelerate moderniza-

tion of the power system, mainly distribution grids, applying constantly developed solutions in the domains of automa-tion, computer science, data communications, metrology, customer service, etc. Experienced power engineers know that the power system is particularly receptive to the applica-tion of the latest solutions of control, protection, anti-failure, and restoration automation. They also know that the transi-tion from dumb to smart grids has been a continuous process, without any qualitative leap, and is conditioned by consistent development of technical means of automation, information technology, measurements and telecommunications, and the continuous reduction of their prices.

• Whereas engineers unfamiliar with the current solutions and actual implementation of modern technical means to control the power system, including distribution grids translate unpro-fessionally and uncritically insightful articles on Smart Grid, operating advertising slogans, suited to distribution networks in the United States, and propose the implementation of solu-tions, sometimes completed a long time ago in Poland. They promote general headlines in an advertising way that avoid technical justifications and figures.

The Smart Grid concept, cleared of non-professional promotional and advertising ballast, should be used in Poland to introduce economically justifiable technological advancement.

1 M. Samotyj, Wizja sieci inteligentnej Smart Grid [The vision of the Smart Grid], „Problemy ocen środowiskowych” [Problems of environmental assessments] 2011, nr specjalny, s. 4–9.

2 Ibidem.

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | 132–136

133

Further in this paper a proposal is presented of a new task for distribution grids, far beyond the tasks so far promoted in rela-tions distribution grid – consumers. The new task is meant to actively bind customers (in an extended scope) through the distribution grid with the entire power system.

3. The idea of a new task for smart power gridsIn the economic structure of modern society there are two major sets of elements associated with the concept of energy:• a set of interrelated elements used for electricity generation,

transmission, and distribution, together with management and control systems, known (according to system definition) as the power system

• a set of cars used for private, business, and public transport. This set in developed countries, including Poland, is subject to quantitative saturation; however, the unit power of these cars’ engines is growing steadily.

Why does this paper deal with these two completely different sets?The common denominator of the power system and the set of cars is power. In Poland, the capacity installed in the power system amounts to ca.

Piso = 36 GW.

With the number of passenger cars in Poland at ca. 16 x 106

and the average engine power ca. 50 kW, the equivalent to the installed capacity is:

Piso = 50 x 16 x 106 = 800 GW.

Comparison of power in the near future surprises (Tab. 1). It turns out that the average Pole will have at their disposal more than 20 times more power in the car than in the grid.

Is it worth considering different sets at present?The power system is a real system with properties known to power engineers. For this system a major problem was and still is the considerable variability in demand, especially the big differ-ence between the peak and the low. Now, there is also the uncon-trolled variability of generation in renewable sources, especially

Fig. 1. High voltage distribution grid in the residential district of Danville, near San Francisco

Fig. 2. Low voltage distribution network in the residential district of Danville, near San Francisco

Tab. 1. Comparison of power capacities installed in the power system and passenger cars in Poland

Set Installed power capacity

Power system 36 GW

Cars 800 GW

Hybrid vehicles 160 GW

Smart plug-in 29–72 GW


134

wind and solar power plants. This variability is compensated by construction of very expensive pumped storage power plants, and low-efficient, but easy to control gas power plants. Other ways of offsetting the discussed variability of demand and gener-ation have no significant prospects in Poland. Cars with internal combustion engines are completely unsuitable for any kind of system connection. Cars with electric motors and batteries, at the current level of technology, do not promise a significant quanti-tative development in the coming years. The reasons are heavy batteries, short drive range, and long recharging time incompa-rable with combustion-driven cars.Even when lightweight high capacity batteries are developed, the problem of the charging time comparable to that shown in the photo remains unresolved.However, hybrid vehicles have appeared with the combined drive of internal combustion engine and one or more elec-tric motors, capable of energy recovery and storage, e.g. when braking or downhill driving. The latest achievement, already available in Poland, is the hybrid plug-in car, with a battery that can be recharged from a low voltage network with standard mains voltage (e.g. 230 V). In some countries, the percentage of such cars is already significant and rapidly growing. The reason is the unavoidable and consistent increase in hydrocarbon prices, and ecology-related significant tax benefits available in many countries. In Poland, cars of this type are widely available, the number of buyers is increasing, and in the near future they will constitute a significant part of the fleet.

4. Combination of the two large setsThe following is a proposal for a merger of these two great sets with extensive use of hybrid cars with a modified way of plug-in connection with the power system.Hybrid plug-in cars treat the power grid just like a gas station, electricity flows only in the direction from the grid to the car battery. The proposed modified hybrid plug-in cars are supposed to treat the smart power system as a set, which they become an integral part of. The power system with connected hybrid smart

plug-in cars will become a smart energy system with enhanced systems of control, communication with car users, billing and financial settlement etc. Further in this paper it is revealed that the benefits will be mutual. The power system will acquire the electricity storage and fast power control capability (similar to that of a pumped-storage plant, but much faster), and the consumers will be granted significant discounts for the provision of a new ancillary service.

5. Modification of hybrid smart plug-in carIn a hybrid car, in addition to a classical internal combustion engine, a high speed electric motor is installed. The shafts of both motors are mechanically coupled to each other and together constitute the car’s propulsion system. The electric motor is connected to a battery pack through a power electronic converter, which allows supporting the car’s propulsion or recov-ering energy to the battery. The main purpose of this solution is to reduce fuel consumption by recovering braking energy, and to optimize the coverage of variable demand for driving power jointly by both motors. In these vehicles, by adding the capability to recharge the battery from low voltage network, the plug-in hybrid version was obtained, which enables further reduction in fuel consumption by obtaining an additional source of cheaper energy – the power system. The coupling with low voltage network is similar to the operation of a standard car battery charger rectifier.The proposed hybrid smart plug-in modification consists in the replacement of the rectifier with an inverter, and the addition of a controller enabling automatic remote control of bi-directional energy flow: from grid to battery and from battery to grid.

6. EffectsGiven the above-discussed relation of both sets’ power capaci-ties, even with a small percentage of hybrid smart plug-in cars the proposed solution leads to:• combination of the two energy-related sets• addition to the power system of another energy storage, i.e.

hybrid cars• benefits for the car owners arising from differences in elec-

tricity prices in different periods: purchase of cheap and sale of more expensive energy, just like in a pumped-storage plant.

Fig. 3. Fuel power flow at refuelling

Fig. 1. Hybrid plug-in vehicle propulsion, S – combustion engine, M – electric motor, B – battery, P – gears

230V

M

P

P

S

B

Wheels


135

7. Quantitative rationaleHybrid vehicles are offered by many car makers. Depending on the vehicle design and specification, the battery capacity is in the range from several to tens of kWh. In many countries dynamic technological advancement, price reductions and increasingly wide use are experienced. Below is assumed example average data obtained from a vendor offering hybrid cars in Poland.

Assumptions• car battery capacity: Es = 4,4 kWh (as an example3) • car electric power Es = 45 kWh (as an example4) • number of hybrid cars: n = 0.2 ∙ 20 ∙ 106 = 4 ∙ 106 (based on

trends in developed countries, with increase in the number of cars in Poland 20 ∙ 106 and 20% share of plug-in vehicles)

• share of hybrid vehicles in Smart Grid5: u = 0.2~0.5 maximum available power capacity:

PdM = (0.2~0.5) ∙ 45 ∙ 4 ∙ 106 = (36~90) GW• Pd power utilization time: ca. Tw = ~ 0,1h (at the assumed

battery capacity)• stored energy: Ed = (36~90)GW ∙ 0.1h = (3.6~9.0) GWh.So large available capacity is not needed in the Polish ower system with peak demand ca. 30 GW. The avail-able power capacity sufficient for the Polish Power Grid will be ca Pg = 1.8 GW, which leads to utilisation times of ca Tw = (3.6~9.0) GWh: 1.8 GW = (2~5) h. The above estimates show that the coupling of hybrid smart plug-in cars with Smart Grid exceeds the capacity of all pumped-storage power plants in Poland.

8. Example control pilot of remote hybrid smart plug-in car owner Values to be preset by car owner.1. Battery has to be 100 % recharged at 7:00 a.m.2. Capacity available to the Power Dispatch >30%

3. To charge, if the price: < 0.30 PLN/kWh4. To sell, if the price: < 0.40 PLN/kWh.

9. Car ownership cost estimateAssumption• daily in-town mileage 20 km/day• charging not only in load lows. The adopted electricity cost

includes also a bonus for the stored energy availability K = 4.4 kWh ∙ 0.25 PLN/kWh = 1.10 PLN.It may happen that the bonus for this service will amount to 100%, because at a standstill with the connection to the Smart Grid the difference between the cost of energy sold and purchased by the car will be higher than the cost of electricity consumed. It is note-worthy that if the car were combustion-driven, it would consume two litres of gasoline, which costs 10 times more.

10. Problems to be worked-out1. Analysis is required that takes into account forecasts, e.g. of

technological advancement, implementation costs, battery life, and tariffs, and compares the proposed solution with the design of pumped-storage power plant or other similar energy storages.

2. Smart electricity meters, connected with the Smart Grid operator, deployed in the cars and/or at the points of common coupling.

3. Raising public awareness of the project’s expediency and cost-effectiveness.

4. Development of a car owner friendly way of using the new hybrid smart plug-in solution.

5. Tax regulations that promote hybrid smart plug-in cars.

11. ConclusionsNo large investment is needed for the implementation of the proposed solution, because:• no capital expenditures are needed for the battery banks,

because they are used in hybrid cars

Fig. 2. Hybrid smart plug-in vehicle propulsion, S – combustion engine, M – electric motor, B – battery, P – gears, EE - converter, S + C – Smart Grid coupling controller

EE

S + C

B

S

230V

P

P

M

Wheels

Communica�on with Smart Grid

3 The hybrid vehicles market share exceeded 10% in California.4 Toyota Prius hybrid plug in.5 Cars connected to grid.


136

• the replacement of the rectifier with the inverter is technically very simple, and the related cost increase would be small

• the price of the smart microprocessor system for control of the inverter in accordance with the car owner preferences

• will be comparable to that of a standard mobile phone• the connection to low voltage network in a garage and

parking place (with adequate protection) is simple to imple-ment and does not require significant capital expenditures

• the smart billing system, regardless of the locations of its elements deployment, with the modern IT and multilateral information transfer will be a component of the smart power system

• the proposed solution, subject to a slight modification, can be used for plug-in electric cars.

This paper, intended as a call for debate, aims to draw attention to the future possibilities of a modern hybrid smart plug-in solu-tion coupled with the Smart Grid, leading to savings of energy and hydrocarbon fuels, and to environmental protection.

REFERENCES

1. Smart Grid od wizji inteligentnego systemu do jej urzeczywistnienia [Smart Grid from vision to its realisation], EPRI, special issue, 2011.

2. Product catalogues: Toyota, Chevrolet, BMW.3. Webpage: www.poznajhybrydy.pl.

Zbigniew SzczerbaGdańsk University of Technology


Graduated from Gdańsk University of Technology. At the Power Engineering Department, he managed a team he had created, which designed numerous types of

excitation systems and voltage regulators for generators ranging from a few hundred kW for the shipbuilding industry to 500 MW. In the peak period, generators

controlled by these regulators constituted 75% of the power provided by the Polish Power Grid power system. He twice served as Dean of the Faculty of Electrical

Engineering of Gdańsk University of Technology, and also held the position of Vice-Rector for Science (1990–1996). In 1987–1990 a visiting professor at the University

of Technology in Oran, Algeria. Having returned to Poland, he organised the Power Systems Department in the present Faculty of Electrical and Control Engineering.

He is an author and co-author of over 50 patents and over 200 scientific works most of which have been implemented in practice.


137

Smart Grid – reklama czy konieczność?

AutorZbigniew Szczerba

Słowa kluczoweSmart Grid, samochody hybrydowe, system elektroenergetyczny

StreszczenieIdea Smart Grid, inteligentnych sieci elektroenergetycznych, po odrzuceniu nieprofesjonalnego balastu propagandowo-reklamo-wego, powinna być w kraju wykorzystana do wprowadzania postępu technicznego uzasadnionego ekonomicznie.Opisano dwa zbiory elementów związane z energią: zintegrowany zbiór – system elektroenergetyczny i rozproszony zbiór – samo-chody osobowe. Wśród samochodów osobowych coraz liczniejsze są pojazdy z napędem hybrydowym lub elektrycznym (ang. hybrid plug-in). W artykule zaproponowano wersję samochodów hybrydowych smart hybrid plug-in, umożliwiającą skojarzenie tego typu pojazdów z systemem elektroenergetycznym. Przedstawiono szacunek liczbowy korzyści dla posiadaczy samochodów i dla systemu elektroenergetycznego.

1. GenezaPojęcie Smart Grid ukute zostało w Stanach Zjednoczonych. Europejczycy zwykle są zafascynowani kulturą materialną i poziomem techniki w tym kraju. Ta powszechna opinia nie powinna dotyczyć sieci rozdzielczych. W 2010 roku mieszkałem ponad miesiąc w nowej dzielnicy nowocze-snych domów jednorodzinnych na przed-mieściu San Francisco. Zdumiał mnie niski poziom techniczny i estetyczny sieci rozdzielczej. Przykłady rozwiązań tej sieci widoczne są na fot. 1 i 2. Mieszkańcy w pełni zgodzili się z moją opinią, że niezawodność dostaw energii z tej sieci jest niska. Sieć robi wrażenie prymitywnej w porównaniu z sieciami wiejskimi w Polsce.

W bogatym kraju władze stanowe i fede-ralne zainteresowały się opóźnieniem tech-nicznym, uruchomiono agendy rządowe oraz znany w Polsce Electric Power Research

Institute (EPRI) i powstało pojęcie Smart Grid. Te nowe inteligentne sieci elektro-energetyczne miały zrewolucjonizować rynek. Zaczęto odkrywać na nowo samo-naprawialność sieci1 (znana od dawna jako automatyka przeciwawaryjna, SZR czy reklozery), samoodbudowywanie się2 (czy również przerwanych przewodów i przewróconych słupów?). Za nowość uznano dostosowanie sieci rozdzielczych do dwukierunkowego przesyłu energii z rozproszonych źródeł (do obejrzenia dzia-łające od wielu lat małe elektrownie wodne i ostatnio wiatraki w Polsce).Zgodnie z ewolucyjną tendencją rozwoju systemów elektroenergetycznych w krajach europejskich, również w USA zaczęto stosować najnowsze środki przesyłu i przetwarzania informacji w sieciach rozdzielczych. Zgodnie ze stylem informacyjno-rekla-mowym USA powstało pojęcie Smart Grid.

2. Smart Grid – inteligentne sieci elektroenergetyczne w PolsceModa czy tendencja techniczna na pojęcie Smart Grid, przetłumaczone na „inteli-gentne sieci elektroenergetyczne”, dotarła do Polski. Pojęcie to zostało wykorzystane na dwa różne sposoby:• Przez doświadczonych elektroenergety-

ków do przyspieszenia unowocześniania systemu elektroenergetycznego, głównie sieci rozdzielczych, z zastosowaniem stale rozwijanych rozwiązań automatyki, informatyki, teleinformatyki, metrologii, obsługi odbiorców itp. Doświadczeni elektroenergetycy wiedzą, że system elek-troenergetyczny jest szczególnie chłonny na zastosowanie najnowszych rozwiązań automatyki regulacyjnej, zabezpiecze-niowej, przeciwawaryjnej i restytucyjnej. Wiedzą też, że przejście od sieci nieinte-ligentnych do inteligentnych odbywa się stale, bez żadnego skoku jakościowego, i jest uwarunkowane ciągłym rozwojem środków technicznych automatyki, infor-matyki, pomiarów i telekomunikacji oraz ciągłą obniżką cen tych środków

• Przez inżynierów nieznających obecnych rozwiązań i aktualnego wdrażania współ-czesnych środków technicznych do stero-wania w systemie elektroenergetycznym, w tym w sieciach rozdzielczych. Tłumaczą oni nieprofesjonalnie i bezkrytycznie odkrywcze artykuły na temat Smart Grid, operując reklamowymi hasłami, dostosowanymi do sieci rozdzielczych w USA, proponują realizację rozwiązań niekiedy dawno w Polsce zrealizowanych. Propagują ogólne hasła w sposób rekla-mowy, unikając uzasadnień technicznych i liczbowych.

Pojęcie Smart Grid, po odrzuceniu nieprofe-sjonalnego balastu propagandowo-reklamo-wego, powinno być w kraju wykorzystane do wprowadzania postępu technicznego uzasadnionego ekonomicznie.W dalszej części artykułu przedstawiono propozycję nowego zadania sieci rozdziel-czych, wykraczającego poza lansowane dotychczas zadania w relacjach sieć rozdzielcza – odbiorcy. Nowe zadanie ma

PL


Fot. 1. Sieć rozdzielcza wysokiego napięcia w dzielnicy willowej Danville, nieopodal San Francisco

Fot. 2. Sieć rozdzielcza niskiego napięcia w dzielnicy willowej Danville, nieopodal San Francisco

1 M. Samotyj, Wizja sieci inteligentnej Smart Grid, „Problemy ocen środowiskowych” 2011, nr specjalny, s. 4–9.2 Ibidem.

Z. Szczerba | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 132–136

138

aktywnie powiązać odbiorców (w rozsze-rzonym zakresie) przez sieć rozdzielczą z całym systemem elektroenergetycznym.

3. Idea nowego zadania inteligentnej sieci elektroenergetycznejW strukturze gospodarczej nowoczesnego społeczeństwa istnieją dwa wielkie zbiory elementów związanych z pojęciem energii:• zbiór wzajemnie powiązanych

elementów służących do wytwa-rzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej, wraz z układami zarzą-dzania i sterowania, znany (zgodnie z definicją systemu) jako system elektroenergetyczny

• zbiór samochodów osobowych służą-cych do transportu prywatnego, służbowego i publicznego. Zbiór ten w krajach rozwiniętych, w tym w Polsce, ulega ilościowemu nasyceniu, jednak moc jednostkowa silników tych samochodów systematycznie rośnie.

Dlaczego w artykule rozpatruje się wymie-nione dwa zupełnie różne zbiory?Wspólnym mianownikiem systemu elek-troenergetycznego i zbioru samochodów osobowych jest moc. W Polsce moc zain-stalowana w systemie elektroenergetycznym wynosi ca: Pise = 36 GW.

Przy liczbie samochodów osobowych w Polsce ca 16 ∙ 106 i przeciętnej mocy

silnika ca 50 kW, odpowiednik mocy zain-stalowanej wynosi:

Piso = 50 ∙ 16 ∙ 106 = 800 GW.

Porównanie mocy w niedalekiej przyszłości zaskakuje (tab. 1). Okazuje się, że przeciętny Polak będzie dysponował ponad 20-krotnie większą mocą w samochodzie niż w sieci elektroenergetycznej.

Czy warto rozpatrywać tak dalece różniące się zbiory?System elektroenergetyczny jest praw-dziwym systemem o właściwościach znanych elektroenergetykom. Istotnym problemem dla tego systemu była i jest znaczna zmien-ność zapotrzebowania, szczególnie duża różnica między szczytem a doliną. Obecnie pojawiła się również niekontrolowana zmienność generacji w źródłach odnawial-nych, szczególnie wiatrowych i solarnych. Tę zmienność kompensuje się przez budowę bardzo kosztownych elektrowni szczytowo--pompowych i niskosprawnych, lecz łatwych do sterowania, elektrowni gazowych. Inne sposoby pokrywania w Polsce omawianych zmienności zapotrzebowania i generacji nie mają znaczących perspektyw.Samochody osobowe z silnikami spalino-wymi nie nadają się zupełnie do jakiegokol-wiek połączenia systemowego. Samochody z silnikami elektrycznymi z baterią akumu-latorów, przy obecnym poziomie techniki, nie rokują znaczącego ilościowego rozwoju

w perspektywie najbliższych lat. Powodem są: ciężar baterii, krótki zasięg, długi – nieporównywalny z samochodami spalino-wymi – czas ładowania.

Nawet po opracowaniu lekkich baterii o dużej pojemności pozostanie nierozwią-zany problem ładowania w czasie porówny-walnym do pokazanego na zdjęciu.Pojawiły się jednak pojazdy hybrydowe o napędzie zespolonym, spalinowo-elek-trycznym, z możliwością odzysku i maga-zynowania energii, m.in. przy hamowaniu czy jeździe z góry. Ostatnim osiągnięciem są dostępne już w Polsce samochody hybrid plug-in, umożliwiające doładowanie baterii z sieci niskiego napięcia o standardowym napięciu (np. 230 V). W niektórych krajach udział procentowy takich samochodów jest już znaczący i szybko rośnie. Powodem jest nieunikniony, systematyczny wzrost cen paliw węglowodorowych i stosowane w wielu krajach znaczne ulgi podatkowe związane z ekologią. W Polsce tego typu samochody są powszechnie dostępne, liczba nabywców rośnie, a w niedalekiej przyszłości będą one stanowiły znaczną część floty.

4. Połączenie dwóch wielkich zbiorówPoniżej podano propozycję połą-czenia wymienionych dwóch wielkich zbiorów z szerokim wykorzystaniem samochodów hybrydowych ze zmody-fikowanym sposobem łączenia plug-in z systemem elektroenergetycznym. Samochody hybrid plug-in traktują sieć elek-troenergetyczną tak jak stację paliw, prze-pływ energii elektrycznej odbywa się tylko w kierunku sieć – bateria akumulatorów samochodu.Proponowane zmodyfikowane samochody hybrid plug-in mają traktować inteligentny system elektroenergetyczny jako zbiór, którego stają się integralną częścią. System elektroenergetyczny z przyłączonymi samo-chodami hybrid smart plug-in stanie się inteligentnym systemem energetycznym z rozbudowanymi układami sterowania, komunikacji z użytkownikami samochodów, rozliczeń finansowych itp. W dalszej części artykułu okaże się, że korzyści będą obopólne. System elektroenergetyczny otrzyma możliwość magazynowania energii elektrycznej i szybkiego sterowania mocą (podobnego jak w elektrowniach pompo-wych, lecz znacznie szybszego), a odbiorcy uzyskają znaczne upusty za realizację nowej usługi systemowej.

Rys. 1. Schemat układu napędowego samochodu hybrid plug-in, gdzie: S – silnik spalinowy, M – silnik elektryczny, B – bateria, P – przekładnie

Rys. 2. Schemat układu napędowego samochodu hybrid smart plug-in, gdzie: S – silnik spalinowy, M – silnik elek-tryczny, B – bateria, P – przekładnie, EE – przekształtnik, S+C – sterownik sprzęgający z siecią Smart Grid

Fot. 3. Moc strumienia paliwa przy tankowaniu

P

P

S

B

Koła

230 V

M~

S

B

Komunikacja z siecią Smart

Grid

P

P

S+C

EE

Koła

M~

230 V

Tab. 1. Porównanie mocy zainstalowanych systemu elektroenergetycznego i samochodów osobowych w PolsceRx – odbiorniki

Zbiór Moc zainstalowana

System EE 36 MW

Samochody 800 MW

Pojazdy hybrydowe 160 MW

Smart plug-in 29–72 MW


139

5. Modyfikacja samochodu hybrydowego hybrid smart plug-inW samochodzie hybrydowym, oprócz klasycznego silnika spalinowego, zainsta-lowano szybkoobrotowy silnik elektryczny. Wały obu silników są wzajemnie sprzężone mechanicznie i wspólnie stanowią układ napędowy samochodu. Silnik elektryczny jest połączony z baterią akumulatorów za pośrednictwem przekształtnika energo-elektronicznego, umożliwiającego wspoma-ganie napędu samochodu lub zwrot energii do baterii. Głównym celem takiego rozwią-zania jest zmniejszenie zużycia paliwa przez odzyskiwanie energii hamowania i opty-malizację pokrycia zmiennego zapotrzebo-wania na moc napędową, wspólnie przez oba silniki. W tych samochodach, przez dodanie możliwości ładowania baterii z sieci niskiego napięcia, uzyskano wersję hybrid plug-in umożliwiającą dalsze zmniejszenie zużycia paliwa, przez uzyskanie dodatkowego źródła tańszej energii – systemu elektroenergetycz-nego. Powiązanie z siecią niskiego napięcia jest zbliżone do działania zwykłego prostow-nika do ładowanie akumulatorów. Proponowana modyfikacja hybrid smart plug-in polega na zastąpieniu prostownika przez przekształtnik oraz dodaniu sterow-nika, umożliwiającego automatyczne, zdalne sterowanie przepływem energii w dwie strony: z sieci do baterii i z baterii do sieci.

6. EfektyPrzy omówionych wyżej stosunkach mocy obu zbiorów, nawet przy niewielkim udziale samochodów hybrid smart plug-in, propo-nowane rozwiązanie prowadzi do:• połączenia wymienionych wyżej dwóch

zbiorów związanych z energią• uzyskania przez system elektroenerge-

tyczny dodatkowego zasobnika energii, jakim są samochody hybrydowe

• uzyskania przez właścicieli samochodów korzyści, wynikających z różnic cen energii elektrycznej w różnych okre-sach: zakup taniej energii i sprzedaż droższej, podobnie jak w elektrowniach pompowych.

7. Uzasadnienie ilościowe Samochody hybrydowe oferuje wiele firm. W zależności od koncepcji i przezna-czenia pojazdu pojemność baterii mieści się w przedziale od kilku do kilkudziesięciu kWh. Obserwuje się dynamiczny postęp techniczny, obniżkę cen i popularyzację w wielu krajach. Poniżej przyjęto przykła-dowe przeciętne dane, uzyskane od dostawcy oferującego samochody hybrydowe w kraju.Założenia• pojemność bater i i samochodu:

Es = 4,4 kWh (przykładowo3)

• moc elektryczna samochodu: Ps = 45 kW (przykładowo4)

• liczba samochodów hybrydowych: n = 0,2 ∙ 20 ∙ 106 = 4 ∙ 106 (na podstawie tendencji w krajach rozwiniętych, przy wzroście liczby samochodów w Polsce do 20 ∙ 106 i udziale samochodów plug-in 20%)

• udział samochodów hybrydowych w Smart Grid5: u = 0,2~0,5

• maksymalna moc dyspozycyjna: PdM = (0,2~0,5) ∙ 45 ∙ 4 ∙ 106 = (36~90) GW

• czas wykorzystania mocy Pd wynosi ca: Tw = ~ 0,1h (przy założonej pojemności baterii)

• zmagazynowana energia: Ed = (36~90)GW ∙ 0,1h = (3,6~9,0) GWh.

Tak wielka moc dyspozycyjna nie jest potrzebna w krajowym systemie elek-troenergetycznym o szczycie zapotrze-bowania ca 30 GW. W skali Krajowego Systemu Elektroenergetycznego wystar-czająca będzie moc dyspozycyjna ca Pg = 1,8 GW, co prowadzi do czasów wykorzystania ca Tw = (3,6~9,0) GWh: 1,8 GW = (2~5) h.Z powyższych szacunków wynika, że wyko-rzystanie skojarzenia samochodów hybrid smart plug-in i sieci Smart Grid przewyższa możliwości wszystkich elektrowni pompo-wych w kraju.

8. Przykład ustawień pilota sterującego samochodu hybrid smart plug-inWartości liczbowe nastawialne przez właści-ciela samochodu.1. Bateria ma być pełna w 100% o godz. 7.002. KDM może dysponować pojemnością

>30%3. Ładować, jeżeli cena: < 0,30 zł/kWh4. Sprzedaż, jeżeli cena: > 0,40 zł/kWh.

9. Szacunek kosztów właściciela samochoduZałożenie • przebieg w mieście 20 km/dzień• ładowanie nie tylko w dolinach. Przyjęty

koszt energii uwzględnia również bonifi-katę za dyspozycyjność zmagazynowanej energii: K = 4,4 kWh ∙ 0,25 zł/kWh = 1,10 zł.

Może się zdarzyć, że bonifikata za tę usługę wyniesie 100%, gdyż w czasie postoju z połą-czeniem ze Smart Grid różnica kosztu energii sprzedawanej i kupowanej przez samochód będzie większa od kosztu zużytej energii elek-trycznej. Warto zauważyć, że przy napędzie z silnikiem spalinowym samochód zużyłby 2 l benzyny, co generuje koszt 10 razy większy.

10. Problemy do opracowania 1. Niezbędne są analizy uwzględnia-

jące prognozy m.in. rozwoju techniki,

koszty realizacji, trwałość baterii, taryfy, porównujące proponowane rozwiązanie z budową elektrowni pompowych lub innych podobnych zasobników energii.

2. Inteligentne liczniki elektryczne, skomu-nikowane z operatorem Smart Grid, umieszczane w samochodach lub w punk-tach przyłączenia.

3. Uświadamianie społeczeństwu celowości i opłacalności przedsięwzięcia.

4. Opracowanie przyjaznego dla właści-ciela samochodu sposobu korzystania z rozwiązania new hybrid smart plug-in.

5. Przepisy podatkowe, promujące samo-chody hybrid smart plug-in.

11. Wnioski Dla realizowania proponowanego rozwią-zania nie są potrzebne duże nakłady, gdyż:• nie są potrzebne nakłady inwestycyjne

na baterie akumulatorów, ponieważ wykorzystywane są one w samochodach hybrydowych

• zastąpienie prostownika przekształtni-kiem jest technicznie bardzo prostym przedsięwzięciem, a wzrost kosztów byłby niewielki

• mikroprocesorowy inteligentny układ sterujący przekształtnik, zgodnie z życze-niem właściciela samochodu, będzie miał cenę porównywalną ze standardowym telefonem komórkowym

• przyłączenie do sieci niskiego napięcia w garażach i miejscach parkingowych (z odpowiednim zabezpieczeniem) jest proste w realizacji i nie wymaga znaczą-cych nakładów

• inteligentny system rozliczeń, niezależnie od miejsca zainstalowania elementów, przy współczesnym poziomie informa-tyki i wielostronnym przesyle informacji, będzie jednym z elementów inteligent-nego systemu elektroenergetycznego

• proponowane rozwiązanie, po niewiel-kiej modyfikacji, może być stosowane do samochodów elektrycznych plug-in.

Artykuł, o charakterze dyskusyjnym, ma na celu zwrócenie uwagi na przyszłościowe możliwości nowoczesnego rozwiązania hybrid smart plug-in, sprzężonego ze Smart Grid, prowadzącego do oszczędności energii, paliw węglowodorowych i ochrony środowiska naturalnego.

Bibliografia

1. Smart Grid od wizji inteligentnego systemu do jej urzeczywistnienia, EPRI, numer specjalny, 2011.

2. Katalogi firm: Toyota, Chevrolet, BMW.3. Strona internetowa: www.poznajhybrydy.pl.

Zbigniew Szczerbaprof. dr hab. inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] Politechniki Gdańskiej. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbu-dzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regu-latory stanowiły 75% mocy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Dwukrotnie pełnił funkcję dziekana Wydziału Elektrycznego PG, a także piastował stanowisko prorektora ds. nauki (1990–1996). Pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie w Algierii (1987–1990). Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Systemów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce.

3 W Kalifornii udział samochodów hybrydowych w rynku przekroczył 10%.4 Toyota Prius hybrid plug in.5 Samochody przyłączone do sieci.


140

Optimization Criteria for Reactive Power Compensation in Distribution Networks

AuthorsWaldemar Szpyra Wojciech Bąchorek Aleksander Kot Andrzej Makuch

Keywordsreactive power compensation, optimization criteria, power distribution networks

AbstractThis paper describes the effects of reactive power flow through the power transmission and distri-bution networks. It also presents the dependencies allowing calculating the costs and effects of reactive power compensation. Additionally, selected methods for assessing economic efficiency were discussed. The paper presents calculation results for different variants of reactive power compensation in a real, medium voltage feeder. The results indicate that maximum profit from the reduction of losses due to reactive power compensation does not necessarily mean the most efficient solution from the economic point of view.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014412

1. Introduction

1.1. Reactive power impact on network op-eration and effects of its compensationAC devices, such as transformers and electrical machines, require reactive power to operate. However, its generation and distri-bution is unfavourable for power system operation. The most frequently mentioned adverse effects of reactive power trans-mission include: increased power and energy losses in network elements, increased voltage drops, reduced active power trans-mission capacity, incomplete utilization of the power of gener-ator driving turbines, and worsened switchgear operating condi-tions. Local deficit of reactive power can also be a cause of major system failures. In order to meet the demand for reactive power and to allow its transmission it is necessary to use larger cross-sections of wires, transformers with higher power ratings, and additional sources of energy to cover losses caused by its trans-mission. As a result, costs of electricity generation, transmission and distribution are rising [1]. Active power losses in a three-phase symmetrically loaded network element are calculated from the following formula:

(1)

where: P and Q – respectively, active and reactive power flows through network element, R – network element resistance, U – voltage.

In turn, the voltage drop on a network element is calculated from the following formula:

(2)

where: X – element reactance.

Also in this case components due to active power ΔUa and reac-tive power ΔUr can be distinguished.Fig. 1 shows the ratio of active power losses to active power losses caused by active power, depending on the power factor.

It follows from the above figure that if transmitted reactive power is the same as transmitted active power (which corresponds to power factor PF = 0.7), the active power losses will be twice as high as in the absence of reactive power transmission. Fig. 2 shows the voltage drop dependence on power factor at different ratios of the network element resistance to reactance.

The figure indicates that the larger network element reactance to resistance ratio, the larger voltage drop increase. In an over-head medium voltage network the X/R ratio is close to one, and therefore reactive power transmission can deteriorate voltage conditions in the network. However, in the medium voltage cable networks, due to the larger conductor cross-sections and small cable reactance, the X/R ratio can be several times smaller, and the reactive power impact on voltage drop in these networks can

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 140–148

141

be neglected. Capital expenditure increase depending on the power factor is shown in Fig. 3.Fig. 3 shows that at power factor PF = 0.7 capex will be higher than in the absence of reactive power transmission by about 28%.

1.2. Reactive power compensation effects A method to reduce power and energy losses, and voltage drops alike, is reactive power compensation. This involves the installa-tion of an additional reactive power source downstream of the network elements, in which power losses and voltage drops are to be reduced. Reactive power flow in the network elements, downstream of which an additional reactive power source is installed, will be reduced by the connected source power. Power losses in the network element after the installation downstream of it of reactive power sources will be equal to [2]:

(3)

where: QC – connected source power.

The power loss reduction due to compensation is equal to the difference between the losses before and after the compensation:

(4)

The energy loss reduction is equal to the integral of the instanta-neous power loss reductions, and is given by formula:

(5)

where: Q(t) – instantaneous reactive power flow in network element, Tw – time at which reactive power source is switched on.If it is taken into account that the integral:

is the reactive energy, which has flown in time Tw through network element, and assumed that voltage is stable in time, then the energy loss reduction formula takes the form:

(6)

The active power loss reduction in the network reaches its maximum when the additional source power equals the reactive power flow in the element, i.e. when the condition is met: QC = Q. Whereas in order to determine the capacitor power, at which the energy loss reduction reaches its maximum, expression (8) has to be differentiated at QC and the differential equated to zero. Obtained after these operations will be:

Fig. 1. Reactive power transmission impact on active power losses

Fig. 2. Reactive power transmission impact on voltage drop

Fig. 3. Reactive power transmission impact on capital expenditure increase: where KI1 – capex at PF = 1, KI – capex at PF < 1


142

(7)

The above calculation of power and energy loss reduction is suit-able for open networks with one-directional energy flow.In a medium voltage distribution network that supplies many transformer substations the use of the above formulas to select powers and locations for additional reactive power sources requires knowledge of the network element loads variability over time, and the use of tools to calculate power and energy flow. Moreover, these networks lack sufficient measurement informa-tion about the network load. Therefore, it is necessary to adopt various simplifying assumptions, such as those set out in [2, 3].

1.3. Optimality criteria for deployment of reactive power sources in distribution net-worksInstallation of additional reactive power sources requires capital expenditures, which include the costs of analyses performed to determine the locations and powers, and the cost of purchase and installation of these sources. Currently, the most commonly used reactive power sources are capacitor banks. Capital expen-ditures for the installation of a capacitor bank can be calculated from the following formula:

(8)

where: KA – cost of analyses, KRS – costs of devices for remote control and regulation, cRk – price of controllable bank with rated power k, cSk – price of uncontrollable bank with rated power k, nRk – number of controllable banks with rated power k, nSk – number of uncontrollable banks with rated power k, NBR – set of power ratings of banks with adjustable power , NBS – a set of power ratings of banks with constant power.

In actual situations, only some capex items may apply. Examples can be found in the literature where capex for the installation of capacitors is calculated from the following formula:

(9)

where: kj – unit cost of capacitor power, QC – capacitor power.

Such an assumption is inappropriate because there is a constant component of considerable value in the capacitor cost indepen-dent of power. This refers to low and medium voltage capacitors alike. Prices of low-voltage capacitors and prices of contactors suited for switching them on are listed in Tab. 1.Fig. 4 shows the dependence of the price of 1 kVAr of low-voltage capacitor power on the capacitor power rating. The figure shows two curves: for capacitors connected permanently and switched on and off by contactors. Added to the device price is its installa-tion cost km = 50 PLN/unit for a capacitor without contactor, and km = 250 PLN/unit for a capacitor with contactor.

Often used in the calculations is annual costs account. Annual costs of capacitor bank operation include: capital costs, fixed working costs) and variable working costs. The annual capital costs depend on the expected capacitor life and the discount rate, and the fixed annual working costs are calculated as a percentage of the investment value. The annual variable costs are the costs of power energy losses in the capacitor. Finally, the annual costs of compensation can be calculated from the following formula:

(10)

provided that:

(11)

where: rrr – extended reproduction rate, Na – expected operation life, p – discount rate (expressed as a decimal fraction), res – rate of allowance for fixed working costs, δPQ – unit active power loss in capacitor bank, QC – bank power, kP – unit cost of power loss, kE – unit cost of energy loss, Tw – bank operation time in a year.

The effects of using additional reactive power sources include savings from the reduction of power and energy losses in network elements, and additional benefits such as savings from avoiding or delay of capex projects necessary to ensure appropriate

Rated power Capacitor price Contactor price

[kVAr] [PLN/unit] [PLN/unit]

1.5 119

193

2.0 123

2.5 124

3.0 125

4.2 133

6.3 135

7.5 150

10 175

12.5 190

15 220 240

18.3 240 275

20 320

25 340 490

30 380

Tab. 1. Prices of low-voltage capacitors and prices of contactors for switching them on


143

electricity quality, or to cover increasing demand for power as a result of the transmission capacity release by the reduction of transmitted reactive power. Annual revenues of reactive power compensation are calculated from:

(12)

where: δPmax – active power loss reduction calculated for the maximum reactive power load, δEa – annual reduction of active energy loss, OD – additional savings from compensation.

In practice, not all items of compensation costs and revenues are taken into account. The most often neglected cost items are the expenses for analyses, and variable working costs (due to the low unit power losses in capacitors, ca. 1W/kVAr). The most often neglected revenue items are the additional savings and profits from power loss reduction, although there are methods reported in the literature which take into account power loss reduction only [4, 5].

The most often adopted optimization criterion is the minimum annual cost, or the maximum profit from network loss reduction. In the first case, the objective function takes the following form:

(13)

where: ΔP – maximum power losses in network plus power losses in capacitors, ΔE – annual energy losses in network plus energy losses in capacitors.

In the maximum profit case, the objective function takes the following form:

(14)

where: Kr – annual cost of capacitors according to (10), Or – annual savings from the work of capacitors operation.

1.4. Evaluation of reactive power compensa-tion efficiencyIt can be shown that the two objective functions mentioned in the previous section are the same. Neither of these, however, provides information about the economic efficiency of reactive power compensation. Of the many methods of comparison and evaluation of capex projects in terms of economic efficiency, in practice the most often used are the following [6]:• SPP Simple Playback Period• DPP Discounted Payback Period• EAC Equivalent Average Cost• NPV Net Present Value• NPVR Net Present Value Ratio.

The simple payback period method consists in the calculation of the time after which the annual profits from the project equal its capex. This is the simplest and also the least accurate of the methods – its calculation is based on the costs and profits achiev-able in one year, and therefore it does not take into account any possible changes of these variables over time.More accurate is the discounted payback period method. The discounted payback period is calculated by solving the equation:

(15)

where: Orn – savings from compensation in year n, Krn – cost of compen-sation in year n.

The project is profitable if DPP < Na.Another method that uses the annual cost account is the equiva-lent average cost method. The equivalent average cost is the quotient of the sum of discounted annual costs by the sum of the discounted annual profits. Both annual costs and profits are discounted to the year preceding the start of the operation, using the same discount rate.Assuming that no capital has been frozen, and the analysis period is equal to or longer than the period of capacitors’ depreciation, the equivalent cost of energy unit saving can be calculated from the formula:

(16)

where: Ean – active energy saved from loss reduction in network elements in year n.

Fig. 4. Dependence of unit cost of capacitor power on rated power


144

A project is profitable if the equivalent unit cost of energy saving calculated is lower than the cost of energy purchased to cover the losses. The net present value method does not include the extended reproduction cost. All costs incurred in the analysed period (including capital expenditures) and the revenues are discounted to the project start year. The net present value is calculated from:

(17)

where: CIn – cash proceeds in year n, COn – cash expenses in year n, N – accounting period (construction + operation).

In the case of reactive power compensation, the cash proceeds received in year n are substituted with annual savings calculated from the formula, and the expenses are substituted with capital expenditures and working costs (fixed and variable) incurred in the year. The project is profitable if NPV in the analysed period of N years is positive.One of the most reliable investment efficiency evaluation methods is the method of net present value ratio NPVR. In this method, the net present value calculated from the formula is referred to the incurred capex. The result is information on how much income in the analysed period each monetary unit invested brings. The net present value ratio NPVR is calculated from:

(18)

where: KIn – capital expenditures in year n.

Provided that energy losses in capacitors are negligible, savings from loss reduction are the same in subsequent years, and capital expenditures are incurred in one year only, then NPVR can be calculated from the following formula [7]:

(19)

where: SD – sum of discounting factors:

(20)

The choice of method for reactive power compensation efficiency evaluation depends on the intended purpose of compensation. Where the compensation purpose is to meet specific require-ments for reactive power intake and/or improvement of network voltage conditions, the minimum costs criterion will suffice. The costs account should include savings from loss reduction.If the compensation purpose is to reduce power and energy losses in the network, neither the minimum costs, nor the maximum profit from loss reduction, warrants a cost-effective

solution, because from the investor perspective the income from the investment is important. In this case, a more meaningful effi-ciency indicator is NPVR.

2. Calculation example

2.1. Analysed network characteristics To illustrate the above considerations, calculations were made for real medium-voltage feeder. The analysed line consists of a 15 kV line with total length l = 22.86 km (including main line length lm = 7.76 km) that supplies 34 transformer substations with total installed transformer capacity ΣSn = 5,791 kVA. Power demanded at peak load is S = (3,776 + j1 460) kVA, while annual reactive energy consumption is Er = 4,765 kVAr.Fig. 5 shows the annual apparent and reactive power line load, ordered descending with respect to reactive power, and Fig. 6 shows a simplified diagram of the analysed line. The table in the figure 6 shows denominations of the nodes to which capacitors were connected in individual variants. Letter Q next to a capac-itor symbol denominates the optimal capacitor location for the variant W 2A discussed in section 2.2 hereof.For the line in Fig. 6 the reactive power compensation effects were calculated under the assumption of the following calculation input: installation cost of a bank with contactor: km = 250 PLN/unit, without contactor: km = 50 PLN/unit, unit power cost: kP = 100 PLN/kW/a; unit cost of energy to cover loss: kE = 0.25 PLN/kW ∙ h; discount rate: p = 0.08 (8%), rate of allow-ance for working cost of a bank with contactor: kes = 0.025 (2.5%), without contactor: kes = 0.005 (0.5%) of investment value; analysis period N = 10 lat (equal the capacitor life as declared by the vendor). The capacitor and contactor prices were adopted after respective vendor price lists, and the price of a 18.3 kVAr capacitor without contactor is 240 PLN/unit, and with contactor 515 PLN/unit, while the price of a 30 kVAr capacitor without contactor is 380 PLN/unit, and with contactor 870 PLN/unit. The calculations were subject to the following assumptions: the load of each transformer substation is in proportion to the share of the rated power of the transformer installed in the substation in

Fig. 5. Line load during a year


145

the total rated power of all transformers supplied from the anal-ysed line, (ii) the load curve is the same in subsequent years of the analysed period (iii) the capacitors will be connected to the transformers’ low voltage sides.

2.2. Calculation variants The calculations were performed in the following variants:• W 0 – capacitors for compensation of idling transformers’

reactive power permanently connected in all substations (Tw = 8 760 h/a)

• W 1A – 18,3 kVAr capacitors without connectors permanently connected in selected substations (Tw = 8 760 h/a)

• W 1B – 18,3 kVAr capacitors with connectors connected in selected substations for 6,000 hours/year (Tw = 6 000 h/a)

• 2A – 30 kVAr capacitors without connectors permanently connected in selected substations (Tw = 8 760 h/a)

• W 2B – 30 kVAr capacitors with connectors connected in selected substations for 6,000 hours/year (Tw = 6 000 h/a).

Reactive energy input into the line from the main substation in the period corresponding to the capacitor connection time in variants W 1B and W 2B is Er = 3 752 MVAr ∙ h.Rated powers of the capacitors, for which the calculations were performed, were selected because of the minimum reactive power unit cost (comp. Fig. 4).Capacitors’ locations in variants W 1A ÷ W 2B were selected according to the criterion of the maximum profit from energy loss

reduction. Capacitors’ locations were selected by the heuristic method after the following algorithm:1. Capacitor connection is assumed successively in each possible

location and the profit from loss reduction is determined 2. Capacitor is connected in this location, where the profit from

loss reduction is the largest, and then the algorithm proceeds to step 1° in order to determine the location for the next capacitor’s connection

3. Calculations in steps 1° and 2° are repeated until the next capac-itor’s connection decreases the profit from loss reduction.

In the calculations for the feeder in Fig. 6, after connecting another capacitor, the following values were recorded: total power of capacitors QC , capex for their installation KI, profit from loss reduction during the year Zr, energy loss reduction during the year ΣδEa, net present value ratio NPVR, equivalent average cost of energy loss reduction EAC, and discounted payback period DPP. The calculations were continued until the energy loss reduction began to diminish.

2.3. Calculation resultsThe calculation results are presented in Tab. 2, and some selected values also in the form of graphs in Fig. 7–10.For variants W 1A ÷ W 2B the results in the table were calculated for two cases:• for the connected capacitor power, at which the annual

profit from power and energy losses reduction reached the maximum, the rows marked in the table as max{Zr}

• for the connected capacitor power, at which the annual energy loss reduction reached the maximum, the rows marked in the table as max{δEr}.

It follows from analysis of the data in Tab. 2 that the installation of capacitors for compensation of an idling transformer’s reac-tive power in this circuit is ineffective. In variants W 1A or W 2A a lower capital expenditure may bring twice as large a reduction of energy losses and over four times higher profit from power and energy loss reduction. Also the NPVR ratio is in these variants a few times higher than in variant W 0. It should also be noted that the profit from losses reduction in variant W 1A is higher than in W 2A, while NPVR ratio is higher in variant W 2A than in W 1A (the respective values in Tab. 2 are shown in bold). This means that in the assumed lifetime every PLN invested will bring more income in variant W 2A than in W 1A, that is, from the inves-tor’s point of view, variant W2A is better, although the profit in W 1A variant is higher.Also the results in variants W1B and W 2B are better than in W 0, despite the higher investment and shorter capacitor connec-tion time. Individual points on the horizontal axis in the graphs shown in Fig. 7–10 represent the total power of capacitors after connecting another capacitor.It follows from analysis of graphs in Fig. 7 and 8 and Tab. 2 that the total power of connected capacitors at which the profit from power and energy losses reduction reaches the maximum, is lower than the power, at which its maximum reaches energy loss reduction. It should also be noted that the differences in loss reductions and in profits from the reduction between the

Fig. 6. Simplified diagram of the analysed 15 kV line

A1

B1

B2

B3

B4

A2

A3

A4

A5

A6

A7 B5

A8

A9

A10

A11

A12

A13

B6

B7

B8

B9

A14

A15

A16

A17

A18

A19

A20

A21

B14

B10

B11

B16

B17

B18

B12

B15

B13

MFP

D1

D2 D3

D4

C2

C7

C5

C6

C1 C4

C3

C8

Q

Q

Q

Q

Q

Q

W 1A W 1B W 2A W 2BA14 A14 A21 A14A16 A16 B7 A21A20 A20 B11 B11A21 A21 B15 B15B10 B10 B16 B16B11 B11 C1 D1B15 B12 C6 D3B16 B15 D1B2 B16 D3B3 B17B6 D1B7 D3C1C6D1D3

Q

Q

Q


146

variants with different capacitor power ratings (W 1 and W 2) is not very large. The differences between the variants without and with contactors (designated by letters A and B) are much larger. This is justified by much higher capital expenditures for the installation of capacitors with contactors, and shorter capacitor connection times in variants with contactors (marked as B).The graphs in Fig. 9 and 10 show that connection of each addi-tional capacitor decreases NPVR (Fig. 9) and increases loss reduc-tion EAC. This is justified by the fact that the function expressed by equation (6) is an inverted parabola reaching the maximum when the connected capacitors’ power is equal to the quotient of reactive power by the capacitors’ connection time [expres-sion (7)]. In this case the increase in loss reduction after adding

another capacitor gets smaller (see Fig. 7), and the capital expen-ditures in the case of identical capacitors, grow linearly.In a similar way the increase in loss reduction EAC after connec-tion of another capacitor can be explained, with the difference that in expression (16) the costs which are functions of capex are in the fraction’s numerator, and the energy loss reduction in its denominator.

3. SummaryThe paper discusses some negative aspects of reactive power transmission in power networks. The simple method for deter-mining power and energy losses reduction presented here can be used for calculations related to the optimal location of reactive power additional sources in a distribution network with an open (tree-like) structure and one-way energy flow. In such a network it is also necessary to use programs for power and energy flow calculation.

Value Variant W 0 W 1A W 1B W 2A W 2B

NC [units] max{Zr} 34 16 12 9 7

max{δEr} 18 20 10 11

ΣQC [kVAr] max{Zr} 86.51 292.8 219.6 270 210

max{δEr} 329.4 366.0 300 330

KI [PLN] max{Zr} 5,924 5,040 9,180 4,095 7,840

max{δEr} 5,670 15,300 4,550 12,320

ΣδEr [MWh] max{Zr} 6.02 14.03 11.71 13.08 11.12

max{δEr} 14.19 13.12 13.19 12.32

Zr [PLN] max{Zr} 806 3,593 2,084 3,454 2,138

max{δEr} 3,573 1,627 3,448 1,862

NPVR [PLN/PLN] max{Zr} 0.78 4.78 1.52 5.66 1.83

max{δEr} 4.23 0.71 5.08 1.01

EAC [PLN/kWh] max{Zr} 0.171 0.055 0.136 0.048 0.123

max{δEr} 0.062 0.203 0.053 0.175

Tab. 2. Selected calculation results

Fig. 5. Line load during a year

Fig. 8. Dependence of annual profit from loss reduction on connected capacitors power

Fig. 9. Dependence of NPVR net present value ratio on connected capacitors power


147

The following conclusions can be drawn based on the results of the calculations made for a typical real 15 kV network circuit:1. Installation of low-voltage capacitors in MV/LV transformer

substations can provide effective and cost-efficient reactive power compensation in distribution networks.

2. The currently most popular method for reactive power compensation in domestic distribution networks, consisting in the installation in MV/LV substations of low-voltage capaci-tors for compensation of the reactive power of the idling transformers installed in these stations only, is not very cost-efficient. This is confirmed by the results of the calculations for variant W 0 and of tests carried out for a distribution system operator [8]. Out of the 10 analysed circuits with capacitors for idling reactive power compensation, in only 5 cases was the annual profit loss reduction more than zero. Only in two circuits was the profit large enough to return the capacitors installation capex in less than the capacitor’s 10-year period declared by the vendor.

3. A more effective way of reactive power compensation in distri-bution networks is to install in a few selected MV/LV substa-tions low-voltage capacitors with much higher power rating than the idling transformers’ reactive power. This is confirmed by the results of the calculations for variants W 1A ÷ W 2B.

4. The total power of capacitors without contactors (variants W 1A and W 2A) in a network supplied from a 110 kV/MV substation should not exceed the minimum reactive power input into the substation from the 110 kV network.

5. In a network where reactive power periodically flows from the MV network to 110 kV network, much more expensive, and thus also less cost-efficient, capacitors with contactors may be installed. The contactors can be controlled by time relays, according to a preset schedule.

6. Before deciding to install capacitors in a network, technical and economic analysis should be carried out to select the most advantageous compensation variant.

7. The completed calculations indicate that the solution with the highest profit from power and energy losses reduction due to reactive power compensation is not the most cost-effective.

8. The most advisable economic efficiency measure is NPVR net present value ratio, which indicates the income that every monetary unit will bring within a presumed operation period.

REFERENCES

1. Szpyra W., Efektywność kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów SN/nn [Effeciency of idling MV/LV transformers re-active power compensation], Przegląd Elektrotechniczny 2011, Vol. 87, No. 2, pp. 144–147.

2. Szpyra W. et al., Efektywność kompensacji mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych [Effeciency of reactive power compensation in distribu-tion grids] , XV. International Scientific Conference „Current Problems in Power Engineering”, APE ’11, Gdańsk – Jurata, 8–10 June 2011, Vol. 4, Energetyka odnawialna i sieci elektroenergetyczne: elektrownie wiatrowe, urządzenia i sieci elektroenergetyczne [Renewable energy and power grids: wind power plants, equipment and powwer grids], pp. 107–115.

3. Szpyra W., Tylek W., Kot. A., Wyznaczanie strat mocy i ener-gii w rozległej sieci elektroenergetycznej średniego napięcia [Determination of power and energy losses in a wide MV power grid], Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej No. 91, Series: Konferences No. 34, IV Scientific and Technical Conference “Power grids in the industry and energy sectors”. Grids 2000”, Vol. II, pp. 403–410.

4. Mekhamer S.F. et al., New heuristic strategies for reactive power com-pensation of radial distribution feeders, IEEE Transactions on Power Delivery 2002, Vol. 17, June 4, pp. 1128–1135.

5. Eajal A.A., El-Hawary M.E., Optimal Capacitor Placement and Sizing in Unbalanced Distribution Systems With Harmonics Consideration Using Particle Swarm Optimization, IEEE Transactions on Power Delivery, July 2010, Vol. 25, June 3, pp. 1734–1741.

6. Paska J., Ekonomika w elektroenergetyce [Economics in the power sector], Warsaw 2007.

7. Hanzelka Z. et al., Reactive power compensation, in Electrical energy efficiency: technologies and applications, edited by Sumper A. & Baggini A., John Willey & Sons, Chichester 2012, pp. 371–398.

8. Szpyra W. et al., Analiza techniczno-ekonomiczna zabudowy kon-densatorów nn do kompensacji mocy biernej w stacjach SN/nn do, [Technical and economic analysis of the installation of LV capacitors for reactive power compensation in MV/LV substations] Phase II, Research report No 5.5.120.968, AGH University of Science and Technology. Kraków, September 2010 [unpublished study].

Fig. 10. Dependence of EAC equivalent average cost of energy loss reduction on connected capacitors power


148

Waldemar SzpyraStanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków


Graduated from the AGH University of Science and Technology in Kraków. Now an assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering of his

alma mater. His research work focuses on modelling, operating condition estimation, and optimization of distribution networks, application of artificial intelligence

methods in electric power engineering, and electric power economics.

Wojciech BąchorekStanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków



alma mater. His professional interests pertain to modelling and analysis of operating states in power distribution networks, as well as application of artificial intelli-

gence in their operating optimization.

Aleksander KotStanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków



alma mater. His professional interests include analysis and estimation of distribution networks operating conditions, optimization for engineering and operation, arti-

ficial intelligence methods, forecasting and planning of network development, and information systems in the power sector and energy market.

Andrzej MakuchStanisław Staszic AGH University of Science and Technology in Kraków


Graduated from the AGH University of Science and Technology in Kraków. Now a research assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering

of his alma mater. His main interests include computer modelling of automatic controls.


149

Kryteria optymalnej kompensacji mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych

AutorzyWaldemar L. SzpyraWojciech BąchorekAleksander KotAndrzej Makuch

Słowa kluczowekompensacja mocy biernej, kryteria optymalizacji, elektroenergetyczne sieci rozdzielcze

StreszczenieW artykule autorzy omówili skutki przesyłania mocy biernej, podano zależności pozwalające na obliczenie efektów i kosztów kompensacji oraz omówiono wybrane metody oceny efektywności ekonomicznej. Przedstawiono wyniki obliczeń skutków różnych wariantów kompensacji mocy biernej w rzeczywistym obwodzie sieci średniego napięcia. Otrzymane wyniki wskazują, że osią-gnięcie maksymalnego zysku z ograniczenia strat, w wyniku kompensacji mocy biernej, nie musi wskazywać na rozwiązanie najbar-dziej efektywne z ekonomicznego punktu widzenia.

1. Wprowadzenie1.1. Wpływ mocy biernej na pracę sieci i efekty jej kompensacji Dla pracy urządzeń prądu przemiennego, takich jak transformatory i maszyny elek-tryczne, niezbędna jest moc bierna. Jednak jej wytwarzanie i przesyłanie jest nieko-rzystne dla pracy systemu elektroenerge-tycznego. Do najczęściej wymienianych negatywnych skutków przesyłania mocy biernej można zaliczyć: zwiększenie strat mocy i energii w elementach sieci, wzrost spadków napięcia, ograniczenie zdolności przesyłowej dla mocy czynnej, niepełne wykorzystanie mocy turbin napędzają-cych generatory, pogorszenie warunków pracy aparatury łączeniowej. Lokalny deficyt mocy biernej może też być przy-czyną dużych awarii systemowych. W celu pokrycia zapotrzebowania na moc bierną i umożliwienia jej przesłania konieczne jest stosowanie większych przekrojów przewodów transformatorów o większych mocach znamionowych oraz dodatkowych źródeł energii na pokrycie strat wywołanych jej przesyłaniem. W konsekwencji rosną koszty wytwarzania, przesyłania i dystry-bucji energii elektrycznej [1]. Straty mocy czynnej w trójfazowym syme-trycznie obciążonym elemencie sieci oblicza się z zależności:

(1)

gdzie:P i Q – odpowiednio moc czynna i bierna płynąca przez element sieci, R – rezystancja elementu, U – napięcie. Z kolei spadek napięcia na elemencie sieci oblicza się z zależności:

(2)

gdzie: X – reaktancja elementu.

Również w tym przypadku można wyróżnić składnik pochodzący od mocy czynnej ΔUa oraz od mocy biernej ΔUr.

Na rys. 1 pokazano stosunek strat mocy czynnej spowodowanych przez moc bierną do strat mocy czynnej spowodowanych przez moc czynną, w zależności od współ-czynnika mocy. Z powyższego rysunku wynika, że gdy prze-syłana moc bierna jest taka sama jak przesy-łana moc czynna (co odpowiada współczyn-nikowi mocy PF = 0,7), straty mocy czynnej będą dwukrotnie większe niż przy braku

przesyłania mocy biernej. Na rys. 2 poka-zano zależność spadku napięcia od współ-czynnika mocy przy różnych wartościach stosunku reaktancji do rezystancji elementu sieci.Z rysunku wynika, że wzrost spadku napięcia jest tym większy, im większy jest stosunek reaktancji do rezystancji elementu sieci. W napowietrznych sieciach średniego napięcia stosunek X/R jest bliski jedności, dlatego przesyłanie mocy biernej może mieć wpływ na pogorszenie warunków napięcio-wych w tych sieciach. Natomiast w sieciach kablowych średniego napięcia, ze względu

PL


Rys. 1. Wpływ przesyłania mocy biernej na straty mocy czynnej

Rys. 2. Wpływ przesyłania mocy biernej na spadek napięcia

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 140–148

150

na większe przekroje żył i małą reaktancję kabli, stosunek X/R może być kilka razy mniejszy i można pominąć wpływ mocy biernej na spadek napięcia w tych sieciach.Wzrost nakładów inwestycyjnych w zależ-ności od współczynnika mocy pokazano na rys. 3.

Z rys. 3 wynika, że przy współczynniku mocy PF = 0,7 nakłady inwestycyjne będą większe niż przy braku przesyłania mocy biernej o ok. 28%.

1.2. Efekty kompensacji mocy biernejJednym ze sposobów ograniczania zarówno strat mocy i energii, jak i spadków napięcia jest stosowanie kompensacji mocy biernej. Polega to na instalacji dodatkowego źródła mocy biernej za elementami sieci, w których chcemy ograniczyć straty mocy i spadki napięcia. Moc bierna płynąca przez elementy sieci, za którymi zainstalowano dodatkowe źródło mocy biernej, zmniejszy się o moc przyłączonego źródła. Straty mocy w elemencie sieci po zainstalowaniu za nim źródła mocy biernej będą równe [2]:

(3)

gdzie: QC – moc przyłączonego źródła.

Wielkość ograniczenia strat mocy w wyniku kompensacji jest równa różnicy strat przed i po kompensacji:

(4)

Wielkość ograniczenia strat energii jest równa całce z chwilowych wartości ograni-czenia strat mocy i wyraża się wzorem:

(5)

gdzie: Q(t) – wartość chwilowa mocy biernej płynącej przez element sieci, Tw – czas, w którym źródło mocy biernej jest włączone.

Jeśli uwzględni się, że całka:

jest to ilość energii biernej, która w okresie Tw przepłynęła przez element sieci oraz założy stałość napięcia w czasie, wówczas

wzór na ograniczenie strat energii przyjmie postać:

(6)

Maksymalne ograniczenie strat mocy czynnej w elemencie sieci wystąpi wówczas, gdy moc dodatkowego źródła będzie równa mocy biernej płynącej przez ten element, tj. gdy spełniony jest warunek: QC = Q. Natomiast w celu określenia mocy konden-satora, przy której wystąpi maksymalne ograniczenie strat energii, należy zróżnicz-kować wyrażenie (8) względem QC i przy-równać różniczkę do zera. Po wykonaniu działań otrzyma się:

(7)

Przedstawiony wyżej sposób obliczania wielkości ograniczenia strat mocy i energii nadaje się do stosowania w sieciach otwar-tych o jednym kierunku przepływu energii.W sieciach rozdzielczych średniego napięcia, zasilających wiele stacji transformato-rowych, wykorzystanie podanych wyżej zależności do doboru mocy i wyboru loka-lizacji dodatkowych źródeł mocy biernej wymaga znajomości zmienności obciążenia elementów sieci w czasie oraz wykorzy-stania narzędzi umożliwiających obliczenia rozpływu mocy i energii. Ponadto w sieciach tych brakuje dostatecznej ilości informacji pomiarowych o obciążeniu sieci. Wobec tego konieczne jest stosowanie różnych założeń upraszczających, można np. wyko-rzystać założenia podane w [2, 3].

1.3. Kryteria optymalności rozmieszczenia źródeł mocy biernej w sieciach dystrybucyjnychInstalacja dodatkowych źródeł mocy biernej wymaga poniesienia nakładów inwesty-cyjnych, na które składają się koszty analiz wykonanych w celu określenia lokalizacji i mocy oraz koszty zakupu i montażu tych źródeł. Obecnie najczęściej stosowanym źródłem mocy biernej są baterie kondensa-torów. Nakłady inwestycyjne na instalację baterii kondensatorów można obliczyć z zależności:

(8)

gdzie: KA – koszty analiz, KRS – koszty urządzeń do zdalnej regulacji i sterowania, cRk – cena regulowanej baterii o k-tej mocy znamio-nowej, cSk – cena nieregulowanej baterii o k-tej mocy, nRk – liczba regulowanych baterii o k-tej mocy, nSk – liczba nieregulo-wanych baterii o k-tej mocy, NBR – zbiór mocy znamionowych baterii o regulowanej mocy, NBS – zbiór mocy znamionowych baterii o stałej mocy.W konkretnych sytuacjach mogą wystę-pować tylko niektóre składowe nakładów inwestycyjnych. W literaturze można znaleźć przykłady, w których nakłady inwe-stycyjne na instalację kondensatorów oblicza się z zależności:

(9)

gdzie: kj – jednostkowy koszt mocy konden-satora, QC – moc kondensatora.

Takie założenie jest niewłaściwe ze względu na to, że w kosztach kondensatorów wystę-puje stały, niezależny od mocy składnik o znacznej wartości. Dotyczy to zarówno

kondensatorów niskiego, jak i średniego napięcia. Ceny kondensatorów niskiego napięcia oraz ceny styczników przystosowa-nych do ich załączania zestawiono w tab. 1.Na rys. 4 pokazano zależność ceny 1 kvar mocy kondensatorów niskiego napięcia od mocy znamionowej kondensatora. Na rysunku pokazano dwie krzywe: dla konden-satorów przyłączanych na stałe oraz dla kondensatorów załączanych przez styczniki. Do ceny urządzeń dodano koszt montażu w wysokości km = 50 zł/szt. dla kondensa-torów bez styczników oraz km = 250 zł/szt. dla kondensatorów ze stycznikami. W obliczeniach często wykorzystywany jest rachunek kosztów rocznych. Na koszty roczne eksploatacji baterii kondensatorów składają się: koszty kapitałowe, koszty eksploatacyjne stałe (koszty ogólne, koszty obsługi i koszty remontów) oraz koszty

Rys. 3. Wpływ przesyłania mocy biernej na wzrost nakładów inwestycyjnych: gdzie KI1 – nakłady inwestycyjne przy PF = 1, KI – nakłady inwestycyjne przy PF < 1

Tab. 1. Ceny kondensatorów niskiego napięcia oraz ceny styczników do ich załączania

Moc znamionowa

Cena kondensatora Cena stycznika

[kvar] [zł/szt.] [zł/szt.]

1,5 119

193

2,0 123

2,5 124

3,0 125

4,2 133

6,3 135

7,5 150

10 175

12,5 190

15 220 240

18,3 240275

20 320

25 340490

30 380


151

eksploatacyjne zmienne. Roczne koszty kapitałowe zależą od zakładanego okresu eksploatacji kondensatorów i stopy dyskon-towej, a roczne koszty eksploatacyjne stałe oblicza się jako pewien procent od wartości inwestycyjnej. Natomiast roczne koszty zmienne to koszty strat mocy i energii traconej w kondensatorach. Ostatecznie koszty roczne kompensacji można obliczyć z zależności:

(10)przy czym:

(11)

gdzie: rrr – rata rozszerzonej reprodukcji, Na – zakładany okres eksploatacji, p – stopa dyskontowa (wyrażona w postaci ułamka dziesiętnego), res – współczynnik odpisu na koszty eksploatacyjne stałe, δPQ – jednostkowe straty mocy czynnej w baterii kondensatorów, QC – moc baterii, kP – jednostkowy koszt strat mocy, kE – jednost-kowy koszt strat energii, Tw – czas pracy baterii w ciągu roku.

Efektem działania dodatkowych źródeł mocy biernej są oszczędności wynika-jące z ograniczenia strat mocy i energii w elementach sieci oraz dodatkowe korzyści, jak np. oszczędności wynikające z unik-nięcia lub odsunięcia w czasie realizacji inwestycji, koniecznych dla zapewnienia odpowiedniej jakości energii lub pokrycia wzrastającego zapotrzebowania na moc, w efekcie zwolnienia zdolności przesyło-wych przez ograniczenie przesyłanej mocy biernej. Roczne przychody z kompensacji mocy biernej oblicza się z zależności:

(12)

gdzie: δPmax – wielkość ograniczenia strat mocy czynnej obliczona dla maksymalnego obcią-żenia mocą bierną, δEa – roczne ograni-czenie strat energii czynnej, OD – oszczęd-ności dodatkowe wynikające z kompensacji.

W praktyce nie wszystkie składniki kosztów oraz przychodów z kompensacji są uwzględ-niane. Do najczęściej pomijanych skład-ników kosztów należą wydatki poniesione

na analizy oraz koszty zmienne eksploatacji kondensatorów (ze względu na małą wartość jednostkowych strat mocy w kondensatorach wynoszącą ok. 1 W/kvar). Natomiast w przy-chodach najczęściej pomija się oszczęd-ności dodatkowe oraz zyski wynikające z ograniczenia strat mocy, chociaż w litera-turze można znaleźć metody, w których pod uwagę brane jest tylko ograniczenie strat mocy [4, 5].Jako kryterium optymalizacji najczęściej przyjmuje się minimum kosztów rocznych lub maksimum zysku z ograniczenia strat w sieci. W pierwszym przypadku funkcja celu przyjmuje postać:

(13)gdzie: ΔP – maksymalne straty mocy w sieci powięk-szone o straty mocy w kondensatorach, ΔE – roczne straty energii w sieci powięk-szone o straty energii w kondensatorach.

W przypadku maksymalizacji zysku funkcja celu przyjmuje postać:

(14)

gdzie: Kr – koszty roczne kondensatorów obliczone z zależności (10), Or – roczne oszczędności wynikające z pracy kondensatorów.

1.4. Ocena efektywności kompensacji mocy biernejMożna wykazać, że obie wymienione w poprzednim punkcie funkcje celu są tożsame. Żadna z tych funkcji nie niesie jednak informacji o ekonomicznej efek-tywności kompensacji mocy biernej. Spośród wielu metod porównania i oceny przedsięwzięć inwestycyjnych pod względem efektywności ekonomicznej w praktyce najczęściej wykorzystuje się następujące metody [6]:• prostego okresu zwrotu kosztów SPP

(ang. Simple Payback Period)• zdyskontowanego okresu zwrotu kosztów

DPP (ang. Discounted Payback Period)• równoważnych kosztów jednostkowych

EAC (ang. Equivalent Average Cost)• wartości zaktualizowanej netto NPV (ang.

Net Present Value)• wskaźnika wartości zaktualizowanej netto

NPVR (ang. Net Present Value Ratio).

Metoda prostego okresu zwrotu kosztów polega na obliczeniu, po jakim czasie roczne zyski osiągane w wyniku realizacji

inwestycji zrównają się z nakładami inwesty-cyjnymi poniesionymi na jej realizację. Jest to najprostsza, a zarazem najmniej dokładna z metod – podstawą obliczeń są koszty i zyski osiągalne w jednym roku, a więc nie uwzględnia się możliwych zmian tych wiel-kości w czasie. Bardziej dokładna jest metoda zdys-kontowanego okresu zwrotu kosztów. Zdyskontowany okres zwrotu kosztów oblicza się, rozwiązując równanie:

(15)

gdzie:Orn – oszczędności osiągnięte w roku n w wyniku kompensacji, Krn – koszty kompensacji w roku n.

Inwestycja jest opłacalna, gdy DPP < Na.Kolejną metodą wykorzystującą rachunek kosztów rocznych jest metoda równoważ-nych kosztów jednostkowych. Równoważny koszt jednostkowy jest to iloraz sumy zdys-kontowanych kosztów rocznych przez sumę zdyskontowanych efektów rocznych. Zarówno koszty roczne, jak i efekty roczne dyskontuje się na rok poprzedzający rok rozpoczęcia eksploatacji przy wykorzystaniu tej samej stopy dyskontowej.Zakładając, że nie występuje zamrożenie kapitału, a okres analizy jest równy lub dłuższy od okresu amortyzacji konden-satorów, równoważny koszt zaoszczę-dzenia jednostki energii można obliczyć z zależności:

(16)gdzie: Ean – ilość energii czynnej zaoszczędzonej w wyniku ograniczenia strat w elementach sieci w roku n.

Przedsięwzięcie jest opłacalne, jeśli obli-czony w ten sposób jednostkowy koszt równoważny zaoszczędzenia jednostki energii jest mniejszy od kosztu zakupu energii na pokrycie strat.

W metodzie wartości zaktualizowanej netto nie uwzględnia się kosztów rozsze-rzonej reprodukcji. Wszystkie poniesione w analizowanym okresie koszty (w tym nakłady inwestycyjne) oraz uzyskane przy-chody dyskontuje się na rok rozpoczęcia inwestycji. Wartość zaktualizowaną netto oblicza się z zależności:

(17)

gdzie: CIn – wpływy pieniężne uzyskane w roku n, COn – wydatki pieniężne poniesione w roku n, N – okres obliczeniowy (okres budowy + okres eksploatacji).

W przypadku kompensacji mocy biernej za wpływy pieniężne uzyskane w roku n podstawia się roczne oszczędności obliczone

Rys. 4. Zależność jednostkowego kosztu mocy kondensatora od jego mocy znamionowej


152

z zależności, zaś za wydatki podstawia się poniesione w tym roku nakłady inwe-stycyjne i koszty eksploatacyjne (stałe i zmienne). Przedsięwzięcie jest opłacalne, jeśli wartość NPV za analizowany okres N lat jest dodatnia.Jedną z najbardziej miarodajnych metod oceny efektywności inwestycji jest metoda wskaźnika wartości zaktuali-zowanej netto NPVR. W tej metodzie obliczoną ze wzoru wartość zaktualizo-waną netto odnosi się do poniesionych nakładów inwestycyjnych. W efekcie otrzy-muje się informację, ile dochodu w analizowanym czasie przynosi każda zain-westowana jednostka monetarna. Wartość wskaźnika NPVR oblicza się z zależności:

(18)

gdzie: KIn – nakłady inwestycyjne ponie-sione w roku n.

Jeśli pominie się straty energii w kondensa-torach oraz założy, że oszczędności z ograni-czenia strat są takie same w kolejnych latach, a nakłady inwestycyjne są poniesione tylko w ciągu jednego roku, wówczas wartość NPVR można obliczyć z zależności [7]:

(19)

gdzie: SD – suma czynników dyskontujących:

(20)

Wybór metody oceny efektywności kompensacji mocy biernej zależy od założo-nego celu kompensacji. Gdy celem kompen-sacji jest spełnienie określonych wymagań w zakresie poboru mocy biernej lub poprawa warunków napięciowych w sieci, wystarczy zastosować kryterium minimali-zacji kosztów. W rachunku kosztów należy uwzględnić oszczędności wynikające z ogra-niczenia strat.Jeśli celem kompensacji jest ograniczenie strat mocy i energii w sieci, kryteria mini-malizacji kosztów lub maksymalizacji zysku z ograniczenia strat nie gwarantują otrzy-mania rozwiązania opłacalnego z ekono-micznego punktu widzenia, gdyż z perspek-tywy inwestora istotny jest dochód od poniesionych nakładów inwestycyjnych. W takim przypadku bardziej miarodajnym wskaźnikiem efektywności jest wartość wskaźnika NPVR.

2. Przykład obliczeń2.1. Charakterystyka analizowanej sieciDla zilustrowania powyższych rozważań wykonano obliczenia dla rzeczywi-stego obwodu sieci średniego napięcia. Analizowany obwód to linia 15 kV o łącznej długości l = 22,86 km (w tym długość magistrali lm = 7,76 km), zasila-jąca 34 stacje transformatorowe o łącznej mocy zainstalowanych transformatorów ΣSn = 5791 kVA. Moc wpływająca do linii w szczycie obciążenia równa jest S = (3776 + j1 460) kVA, natomiast ilość

energii biernej wpływającej do linii w ciągu roku z GPZ wynosi Er = 4765 kvar. Na rys. 5 pokazano roczny wykres obciążenia linii mocą pozorną i bierną, uporządkowany względem mocy biernej, a na rys. 6 uproszczony schemat anali-zowanej linii. W tabeli umieszczonej w polu rysunku podano oznaczenia węzłów, w których w poszczególnych wariantach dołączono kondensatory do kompen-sacji mocy biernej. Literą Q obok symbolu kondensatora oznaczono optymalne loka-lizacje kondensatorów dla wariantu W 2A omówionego w punkcie 2.2 artykułu. Dla linii z rys. 6 wykonano obliczenia efektów kompensacji mocy biernej, przyj-mując następujące dane do obliczeń: koszt montażu baterii ze stycznikiem:

km = 250 zł/szt., bez stycznika: km = 50 zł/szt.; jednostkowy koszt mocy: kP = 100 zł/kW/a; jednostkowy koszt energii na pokrycie strat: kE = 0,25 zł/kW∙h; stopa dyskontowa: p = 0,08 (8%), współczynnik odpisu na koszty eksploatacji baterii ze styczni-kiem: kes = 0,025 (2,5%), bez stycznika: kes = 0,005 (0,5%) od wartości inwestycyjnej; okres analizy N = 10 lat (równy deklaro-wanej przez dostawcę żywotności konden-satorów). Ceny kondensatorów i stycz-ników przyjęto wg cenników dostawców urządzeń, przy czym dla kondensatora o mocy 18,3 kvar bez stycznika cena wynosi 240 zł/szt., a ze stycznikiem 515 zł/szt., nato-miast cena kondensatora o mocy 30 kvar bez stycznika wynosi 380 zł/szt., a ze stycz-nikiem 870 zł/szt.

A1 B 1 B 2

B 3

B 4

A2 A3 A4 A5 A6

A7 B 5 A8 A9

A10 A11 A12 A13

B 6 B 7 B 8 B 9

A14

A15 A16

A17 A18 A19

A20

A21

B 14

B 10

B 11

B 16

B 17

B 18

B 12

B 15

B 13

GPZ

D1 D2 D3

D4

C2

C7

C5

C6

C1 C4

C3

C8

Q

Q

Q

Q

Q

Q

W 1A W 1B W 2A W 2B A14 A14 A21 A14 A16 A16 B 7 A21 A20 A20 B 11 B 11 A21 A21 B 15 B 15 B 10 B 10 B 16 B 16 B 11 B 11 C1 D1 B 15 B 12 C6 D3 B 16 B 15 D1 B 2 B 16 D3 B 3 B 17 B 6 D1 B 7 D3 C1 C6 D1 D3

Q

Q

Q

Rys. 5. Roczny wykres obciążenia linii

Rys. 6. Uproszczony schemat linii 15 kV


153

Obliczenia wykonano przy następujących założeniach:obciążenie poszczególnych stacji transfor-matorowych jest proporcjonalne do udziału mocy znamionowej transformatora zain-stalowanego w danej stacji w sumie mocy znamionowych wszystkich transformatorów zasilanych z analizowanej linii przebieg obciążenia linii jest taki sam w kolejnych latach analizowanego okresukondensatory zostaną przyłączone po stronie niskiego napięcia transformatorów.

2.2. Warianty obliczeńWykonano następujące warianty obliczeń:• Wariant W 0 – instalacja we wszyst-

kich stacjach przyłączonych na stałe kondensatorów do kompensacji mocy biernej biegu jałowego transformatorów (Tw = 8760 h/a)

• Wariant W 1A – instalacja w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 18,3 kvar bez styczników, przyłączonych na stałe (Tw = 8760 h/a)

• Wariant W 1B – instalacja, w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 18,3 kvar ze stycznikami, załączonych 6 000 godzin w ciągu roku (Tw = 6000 h/a)

• Wariant W 2A – instalacja w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 30 kvar bez styczników, przyłączonych na stałe (Tw = 8760 h/a)

• Wariant W 2B – instalacja w wybranych stacjach kondensatorów o mocy 30 kvar ze stycznikami, załączonych 6 000 godzin w ciągu roku (Tw = 6000 h/a).

Ilość energii biernej wpływającej do linii z GPZ w okresie odpowiadającym czasowi załączenia kondensatorów w wariantach W 1B i W 2B wynosi Er = 3752 Mvar ∙ h.Moce znamionowe kondensatorów, dla których wykonano obliczenia, zostały wybrane ze względu na minimalny jednost-kowy koszt mocy biernej (por. rys. 4).Lokalizacje kondensatorów w wariantach W 1A ÷ W 2B, zostały wybrane wg kryte-rium maksymalnego zysku z ograniczenia strat energii. Wyboru lokalizacji konden-satorów dokonano metodą heurystyczną według następującego algorytmu:1. Zakłada się przyłączenie kondensatora

kolejno do każdej możliwej lokalizacji i wyznacza wartość zysku z ograniczenia strat

2. Przyłącza się kondensator w tej lokali-zacji, dla której zysk z ograniczenia strat jest największy i przechodzi do kroku 1° w celu ustalenia, w której lokalizacji należy dołączyć kolejny kondensator

3. Obliczenia według kroków 1° i 2° powtarza się do momentu, gdy przyłą-czenie kolejnego kondensatora powoduje zmniejszenie zysku z ograniczenia strat.

W obliczeniach dla sieci z rys. 6 po dołączeniu kolejnego kondensatora rejestrowano: łączną moc kondensatorów QC , nakłady inwestycyjne na ich insta-lację KI, wartość zysku z ograniczenia strat w ciągu roku Zr, wielkość ograniczenia strat energii w ciągu roku ΣδEa, wartość wskaź-nika NPVR, jednostkowy równoważny koszt ograniczenia strat energii EAC oraz długość dyskontowanego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych DPP. Obliczenia kontynu-owano do momentu, gdy wielkość ograni-czenia strat energii zaczęła się zmniejszać.

2.3. Wyniki obliczeńWyniki obliczeń zostały zestawione w tab. 2, a wybrane wielkości również w postaci wykresów na rys. 7–10.Dla wariantów W 1A ÷ W 2B w tabeli podano wielkości obliczone dla dwóch przypadków: • dla mocy przyłączonych kondensatorów,

przy której roczny zysk z ograniczenia strat mocy i energii osiągnął wartość maksymalną, wiersze oznaczone w tabeli max{Zr}

• dla mocy przyłączonych kondensatorów, przy której roczne ograniczenia strat energii osiągnęły wartość maksymalną, wiersze oznaczone max{δEr}.

Wielkość Wariant W 0 W 1A W 1B W 2A W 2B

NC [szt.]max{Zr}

3416 12 9 7

max{δEr} 18 20 10 11

ΣQC [kvar]max{Zr}

86,51292,8 219,6 270 210

max{δEr} 329,4 366,0 300 330

KI [zł]max{Zr}

5 9245 040 9 180 4 095 7 840

max{δEr} 5 670 15 300 4 550 12 320

ΣδEr [MWh]max{Zr}

6,0214,03 11,71 13,08 11,12

max{δEr} 14,19 13,12 13,19 12,32

Zr [zł]max{Zr}

8063 593 2 084 3 454 2 138

max{δEr} 3 573 1 627 3 448 1 862

NPVR [zł/zł]max{Zr}

0,784,78 1,52 5,66 1,83

max{δEr} 4,23 0,71 5,08 1,01

EAC [zł/kWh]max{Zr}

0,17130,0553 0,1364 0,0482 0,1227

max{δEr} 0,0616 0,2030 0,0532 0,1748

DPP [lat]max{Zr}

11,51,55 5,64 1,29 4,51

max{δEr} 1,76 18,14 1,45 9,79

Tab. 2. Zestawienie wybranych wyników obliczeń

Rys. 7. Zależność rocznego ograniczenia strat energii od mocy przyłączonych kondensatorów

Rys. 8. Zależność rocznego zysku z ograniczenia strat od mocy przyłączonych kondensatorów


154

Z analizy danych zestawionych w tab. 2 wynika, że instalacja kondensatorów do kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów jest w tym obwodzie mało efektywna. W wariantach W 1A lub W 2A, ponosząc mniejsze nakłady inwestycyjne, można uzyskać ponaddwukrotnie większe ograniczenie strat energii oraz ponadczte-rokrotnie większy zysk z ograniczenia strat mocy i energii. Również wartość wskaźnika NPVR jest w tych wariantach kilkakrotnie większa niż wariancie W 0. Należy również zwrócić uwagę na fakt, że zysk z ograniczenia strat w wariancie W 1A jest większy niż wariancie W 2A, natomiast wartość NPVR jest większa w wariancie W 2A niż w wariancie W 1A (odpowiednie wartości w tab. 2 zostały pogrubione). Oznacza to, że w zakładanym okresie eksploatacji każda zainwesto-wana złotówka przyniesie większy dochód w wariancie W 2A niż w wariancie W 1A, czyli z punktu widzenia inwestora bardziej korzystny jest wariant W2A, mimo że zysk w wariancie W 1A jest większy.Również dla wariantów W1B i W 2B uzyskano lepsze efekty niż w wariancie W 0, pomimo większych nakładów inwestycyjnych i krótszego czasu załączenia kondensatorów. Poszczególne punkty na osi poziomej na wykresach pokazanych na rys. 7–10, odpowiadają łącznej mocy kondensatorów po przyłączeniu kolejnego kondensatora. Z analizy wykresów na rys. 7 i 8 oraz tab. 2 wynika, że łączna moc przyłączonych kondensatorów, przy której zysk z ograni-czenia strat mocy i energii osiąga maksimum, jest mniejsza od mocy, przy której występuje maksymalne ograniczenie strat energii.

Należy również zauważyć, że zarówno różnica ograniczenia strat, jak i różnica zysku z ogra-niczenia strat pomiędzy wariantami różnią-cymi się mocą znamionową kondensatorów (W 1 i W 2) jest niezbyt duża. Natomiast pomiędzy wariantami bez styczników i ze stycznikami (warianty oznaczone lite-rami A i B) różnice tych wielkości są znacznie większe. Jest to uzasadnione znacznie więk-szymi nakładami inwestycyjnymi na insta-lację kondensatorów ze stycznikami oraz krótszym czasem załączenia kondensatorów w wariantach ze stycznikami (oznaczonych literą B).Z wykresów na rys. 9 i 10 wynika, że dołą-czenie każdego kolejnego kondensatora powoduje zmniejszenie wskaźnika wartości zaktualizowanej netto (rys. 9) oraz wzrost jednostkowego równoważnego kosztu ograniczania strat. Jest to uzasadnione tym, że funkcja wyrażona równaniem (6) jest odwróconą parabolą osiągającą maksimum, gdy moc przyłączonych kondensatorów jest równa ilorazowi energii biernej przez czas załączenia kondensatorów [wyrażenie (7)]. W takim przypadku przyrost ograniczenia strat po dodaniu kolejnego kondensatora jest coraz mniejszy (por. rys. 7), a nakłady inwestycyjne, w przypadku jednakowych kondensatorów, rosną liniowo.W podobny sposób można wytłumaczyć wzrost jednostkowego równoważnego kosztu ograniczenia strat energii po dołą-czeniu kolejnego kondensatora, z tą różnicą, że w wyrażeniu (16) koszty będące funkcją nakładów inwestycyjnych są w liczniku ułamka, a wielkość ograniczenia strat energii w mianowniku.

3. PodsumowanieW artykule omówiono wybrane, negatywne aspekty przesyłania mocy biernej w sieciach elektroenergetycznych. Przedstawiona w artykule prosta metoda określania wielkości ograniczenia strat mocy i energii może być wykorzystana do obliczeń związanych z optymalizacją rozmieszczenia dodatkowych źródeł mocy biernej w sieciach rozdzielczych o strukturze otwartej (typu drzewo), o jednym kierunku przepływu energii. W takich sieciach konieczne jest ponadto wykorzystanie programów do obli-czeń rozpływu mocy i energii. Na podstawie wyników obliczeń wykona-nych dla typowego, rzeczywistego obwodu sieci 15 kV, można sformułować następujące wnioski:1. Instalacja kondensatorów niskiego

napięcia w stacjach transformatoro-wych SN/nn może być skutecznym i efektywnym, z ekonomicznego punktu widzenia, sposobem kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych.

2. Najbardziej popularny obecnie sposób kompensacji mocy biernej w krajo-wych sieciach rozdzielczych, polegający na instalacji w stacjach SN/nn konden-satorów niskiego napięcia do kompen-sacji tylko mocy biernej biegu jałowego transformatorów zainstalowanych w tych stacjach jest mało efektywny z ekono-micznego punktu widzenia. Potwierdzają to wyniki obliczeń dla wariantu W 0 oraz wyniki badań wykonanych dla jednego z operatorów sieci dystrybucyjnych [8]. Na 10 poddanych analizie obwodów, w których zainstalowano kondensatory do kompensacji mocy biernej biegu jało-wego, tylko w 5 przypadkach roczny zysk z ograniczenia strat był większy od zera. Jedynie dla dwóch obwodów zysk był na tyle duży, by zwrot nakładów na insta-lację kondensatorów nastąpił w czasie krótszym od 10-letniego okresu żywot-ności kondensatorów deklarowanego przez dostawcę.

3. Bardziej efektywnym sposobem kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych jest instalacja w nielicz-nych, wybranych stacjach SN/nn kondensatorów niskiego napięcia o znacznie większej mocy znamionowej niż moc bierna biegu jałowego transfor-matorów. Potwierdzają to wyniki obliczeń dla wariantów W 1A ÷ W 2B.

4. Łączna moc kondensatorów bez stycz-ników (warianty W 1A i W 2A), w sieci zasilanej ze stacji 110 kV/SN, nie powinna być większa od minimalnej mocy biernej odbieranej w tych stacjach z sieci 110 kV.

5. W sieciach, w których występują okresowe przepływy mocy biernej z sieci SN do sieci 110 kV, można wykorzystać znacznie droższe, a przez to również mniej efek-tywne z ekonomicznego punktu widzenia kondensatory załączane stycznikami. Sterowanie tymi stycznikami mogą reali-zować przekaźniki czasowe wg ustalonego harmonogramu.

6. Przed podjęciem decyzji o instalacji kondensatorów w danej sieci należy wykonać analizę techniczno-ekonomiczną w celu wyboru najbardziej korzystnego wariantu kompensacji.

7. Wykonane obliczenia wskazują, że rozwiązanie, które charakteryzuje się największą wartością zysku z ograniczenia

Rys. 10. Zależność jednostkowego równoważnego kosztu ograniczenia strat energii od mocy przyłączonych kondensatorów

Rys. 9. Zależność wskaźnika wartości zaktualizowanej netto od mocy przyłączonych kondensatorów


155

strat mocy i energii w wyniku kompen-sacji mocy biernej, nie jest jednocześnie rozwiązaniem najbardziej efektywnym z ekonomicznego punktu widzenia.

8. Jako miarę efektywności ekonomicznej należy wykorzystywać wskaźnik wartości zaktualizowanej netto, który informuje, jaki dochód w założonym okresie eksplo-atacji przyniesie każda zainwestowana jednostka monetarna.

Bibliografia

1. Szpyra W., Efektywność kompensacji mocy biernej stanu jałowego transforma-torów SN/nn, Przegląd Elektrotechniczny 2011, r. 87, nr 2, s. 144–147.

2. Szpyra W. i in., Efektywność kompensacji mocy biernej w sieciach dystrybucyj-nych, XV Międzynarodowa Konferencja

Naukowa „Aktualne problemy w elek-troenergetyce”, APE ’11, Gdańsk – Jurata, 8–10 czerwca 2011, t. 4, Energetyka odna-wialna i sieci elektroenergetyczne: elek-trownie wiatrowe, urządzenia i sieci elek-troenergetyczne, s. 107–115.

3. Szpyra W., Tylek W., Kot. A., Wyznaczanie strat mocy i energii w rozległej sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej nr 91, Seria: Konferencje nr 34, IV Konferencja Naukowo-Techniczna „Sieci elektroenergetyczne w prze-myśle i energetyce. Sieci 2000”, tom II, s. 403–410.

4. Mekhamer S.F. i in., New heuristic stra-tegies for reactive power compensa-tion of radial distribution feeders, IEEE Transactions on Power Delivery 2002, Vol. 17, Issue 4, s. 1128–1135.

5. Eajal A.A., El-Hawary M.E., Optimal Capacitor Placement and Sizing in Unbalanced Distribution Systems With Harmonics Consideration Using Particle Swarm Optimization, IEEE Transactions on Power Delivery, July 2010, Vol. 25, Issue 3, s. 1734–1741.

6. Paska J., Ekonomika w elektroenergetyce, Warszawa 2007.

7. Hanzelka Z. i in., Reactive power compen-sation, in Electrical energy efficiency: tech-nologies and applications, edited by Sumper A. & Baggini A., John Willey & Sons, Chichester 2012, s. 371–398.

8. Szpyra W. i in., Analiza techniczno--ekonomiczna zabudowy kondensa-torów nn do kompensacji mocy biernej w stacjach SN/nn do, Etap II, Raport z pracy badawczej nr 5.5.120.968, AGH w Krakowie, Kraków, wrzesień 2010 [praca niepublikowana].

Waldemar L. Szpyradr inż.AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowiee-mail: [email protected] Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Obecnie adiunkt w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Zajmuje się modelowaniem, esty-macją stanu pracy i optymalizacją sieci rozdzielczych, zastosowaniem metod sztucznej inteligencji w elektroenergetyce oraz gospodarką elektroenergetyczną.

Wojciech Bąchorek dr inż.AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowiee-mail: [email protected] Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zain-teresowania zawodowe dotyczą modelowania i analiz stanu pracy elektroenergetycznych sieci rozdzielczych oraz zastosowania metod sztucznej inteligencji w optymalizacji ich pracy.

Aleksander Kot dr inż.AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowiee-mail: [email protected] Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Zatrudniony na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego zawodowe zainteresowania lokują się w obszarach: analizy i estymacji stanu pracy sieci rozdzielczych, zagadnień optymalizacji na potrzeby projektowania i eksploatacji, metod sztucznej inteligencji, prognozowania i planowania rozwoju sieci, systemów informatycznych w elektroenergetyce oraz rynku energii.

Andrzej Makuchmgr inż.AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowiee-mail: amakuch@ agh.edu.plAbsolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego główne zainteresowania dotyczą komputerowego modelowania automatyki zabezpieczeniowej.


156

Autonomous Operation of Low Voltage Microgrids

AuthorsIrena WasiakRyszard PawełekPaweł Kelm

Keywordsmicrogrids, microgrid autonomous operation, microgrids control, energy storage

AbstractThe article describes the possibilities of LV microgrids operation in the island mode. Control strategies of energy sources connected to the grid by means of invertors are discussed, either for a microgrid connected to the supplying network or during the island mode operation. The presented results of research were conducted at the Laboratory of Distributed Generation at Lodz University of Technology. The study was performed for two variants of reference voltage source: the battery storage and microturbine respectively.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014413

1. IntroductionIncreased penetration of distributed sources leads to the power system’s decentralization and changes in the distribution grids’ nature from passive to active. An active grid, which facilitates processes of electricity generation, transmission, as well as distri-bution and use, constitutes a power microgrid. The microgrid integrates distributed energy sources, including renewable sources (RES), controllable and uncontrollable loads, and energy storages. A microgrid’s topology and characteristics depends on its intended use. There are microgrids owned by the operator and being part of the distribution grid, as well as microgrids that supply industrial and municipal customers [1]. Compared with traditional receiving grids, the microgrid architecture provides new operating opportunities including electricity supply and demand control in a way that ensures technical and economic benefits to the owner.Connecting electricity sources to a distribution grid is associ-ated with phenomena that may affect the reliability of supply and quality of electricity supplied to customers. To a large extent these phenomena arise from the specifics of sources utilising renewable energy, such as wind or solar power plants, charac-terized by their generation output variability depending on the primary energy availability and variability. For every grid the allowable power of sources can be determined, the connection of which will neither worsen the grid’s operating conditions nor result in excesses of its characteristic parameters. This power is a measure of the grid’s ability to integrate sources, so called hosting capacity [2].To ensure a power grid’s proper operating conditions, taking into account the interactions, but also the opportunities brought about by its integration with sources, installation of “smart” systems is required for measurement and data acquisition, and

provision of an appropriate communication infrastructure [3]. This is an extremely important element of the microgrid archi-tecture, allowing monitoring and managing the system opera-tion in real time.In most cases microgrids operate connected with the supplying network. Currently applicable regulations, both in Poland and in other countries, require disconnection of a source in the event of its lost connection to the network [4, 5]. This is mainly due to the technical problems associated with uncontrolled autonomous operation, and above all, the risk of personnel safety hazards and possible damage to equipment in the event of its asynchronous re-connection with the network [3, 6]. On the other hand, with increasing penetration of distributed generation, sources’ auto-shutdown during disruptions in the supplying network signifi-cantly reduces the reliability of consumers’ supply by electricity companies. The ability to maintain supply from local sources is an advantageous feature of a grid with distributed generation – unused in this case – even if the island operation delivers elec-tricity with less power and lower quality. For industrial consumers this could mean a significant reduction in economic losses caused by potential interruptions of their electricity supply.Intended island operation of microgrids has recently become a subject of lively discussion between electricity companies and consumers. Many publications report benefits of maintaining consumers’ supply despite lost connection to the supplying network , technical possibilities of controlled island opera-tion, and the need to revise the relevant applicable regulations [1, 6, 7, 8].According to the authors, a microgrid connected to the supplying network and normally operating in connection with it should be capable of autonomous operation in the event of fault in the network resulting in an lost of the supply or lowering the

I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 156–163

157

voltage below the immunity curve defined for this microgrid. This paper is devoted to a discussion of the autonomous opera-tion conditions, and the control strategy applicable in such a case. The discussion is illustrated with results of studies carried out in a real low voltage microgrid configured in the Laboratory of Distributed Generation of Lodz University of Technology.

2. Microgrid operation control strategyMicrogrids utilise a variety of sources, which, depending on the type of primary energy conversion, are connected to the network through induction generators, synchronous generators, or power converters. The source connection through a voltage source converter (VSC) is one of the most common solutions for controllable sources, as well as uncontrollable sources of renew-able solar and wind energy. In such a case the source opera-tion control strategy boils down to appropriate control of the converters, and depends on the source type and microgrid oper-ating mode.

2.1. Microgrid grid connected operationIn a microgrid connected to the supplying network no direct voltage and frequency control is required. In this case the source converters are usually operated as current controlled voltage source converters (CC-VSC), in synchronization with the supply voltage, according to P-Q strategy aiming to obtain the appro-priate active and reactive powers.Current control may be implemented in various controller types and based on various algorithms. One of the most common options involves rotation components dq0 (Fig. 1).In the circuit shown in Fig. 1 the converter’s reference phase voltage is determined on the basis of mutually orthogonal current components idref and iqref.The references determination algorithm depends on the source type. RES sources usually operate with the maximum active power output available under the circumstances, at the tgj = 0. To determine idref component of the reference current, a Udc voltage controller in the intermediate circuit is used. The local control system uses the MPPT (maximum point of power tracking) algorithm. The sources’ active power output is changed at random, depending on the primary energy variations. Since this type of control is independent from other sources and loads, it is referred to as a non-interactive control [3].

Controllable sources are subject to interactive control. The idref component of reference current is determined by comparison of the active power setpoint and measurement, and iqref compo-nent by comparison of respective reactive powers. The idref component can also be determined from voltage change Udc in the source’s intermediate circuit. To generate the inverter’s firing pulses the PWM technique is used, whereby voltage phase angle Θ is determined in the PLL loop. An important feature of source control in CC-VSC mode is natural limitation of the inverter current under disturbances [3, 9].Reference powers can be set by the operator or determined by the master control system (central controller) so as to mini-mize costs incurred by the microgrid owner, while appropriate technical conditions of the system operation are ensured [10]. Mathematically, the problem boils down to multi-criteria opti-misation under selected constraints. Relevant literature reports various forms of the objective function, depending on the microgrid architecture. In most cases they refer to the minimum generation costs in controllable sources, taking into account the fuel, as well as start-up and operating, costs [11, 12, 13, 14, 15]. The constraints considered in the optimisation process may concern generation parameters (e.g. maximum output power, start-up time), grid parameters (allowable line current-carrying capacity), and electricity quality parameters (voltage deviation in grid nodes) [16]. In this way, such microgrid control is enabled that prevents technical parameters’ excesses, even when the sources’ output exceeds the grid’s capacity to integrate them. Storages installed in the microgrid can support the uncontrollable sources’ operation [17, 18, 19] or contribute to power balancing after various criteria, so called load levelling, peak shaving [20, 21]. To include storage in the optimisation process, the objective func-tion has to be formulated as the minimum energy cost over the concerned time interval [16, 22, 23].

2.2. Autonomous microgrid operation The objective of the control strategy implemented in the source’s stand-alone operation is to ensure power balance and to main-tain the preset voltage and frequency in the connection point (U-f strategy) [6, 24]. This requires the control mode known as voltage controlled voltage source inverter (VC-VSC), (Fig. 2) and the source’s reserve power sufficient to cover the power demand changes. The U-f strategy does not ensure internal short circuit current limitation [24].

Fig. 1. Block diagram of P-Q strategy based source control Fig. 2. Block diagram of U-f strategy based source control


158

In a microgrid to which several sources are connected, only one of these can be the reference voltage source. In such a situation, the reference source follows the U-f strategy, while the other sources implement the P-Q strategy. Load changes are covered in a natural way by the reference source, whereas a change in the other sources’ output requires an external signal, e.g. from the central controller [25, 26]. A microgrid’s transition, following its disconnection from the supplying network, to autonomous operation usually requires switching the reference source control mode (from P-Q to U-f). Also known are hierarchical or hybrid control strategies that combine CC-VSC and VC-VSC modes and are common to sources connected to supplying grids and oper-ated in an island mode [9, 27]. The control mode is changed auto-matically and does not require switching in the control system.Study [28] presents the control of a microturbine as a source of active and reactive power or the reference voltage source. The control system uses two loops: the inner loop is dedicated to current control in a dq coordinate system, and the outer loop is used to control DC voltage in the intermediate circuit. The signal at the output of the outer control loop’s PI controller is the reference signal for id active current component. The refer-ence value of iq current depends on the source’s required reactive power output. Typically for Q = 0 also iq = 0. The inverter voltage’s synchronization with the supplying grid voltage is provided by a PLL loop. In its autonomous operation the microturbine main-tains a constant output voltage (U-f control mode). The frequency and rms voltage are controlled. The PI controller of DC voltage reduces the main voltage controller’s reference value in order to avoid the inverter’s saturation. The output voltage frequency is controlled by the virtual PLL block.It should be noted that while reactive power of sources operated in connection with the suppling network may be equal to zero, then in their island operation reactive power control is necessary to obtain active power balance at appropriate voltage param-eters. When sources in autonomous mode cannot generate the entire power demanded by loads, the demand must be reduced by shutting down some of the loads. This process, known as load shedding, is implemented in accordance with the adopted strategy of transition to controlled island operation and shut down priorities [6].Also, an energy storage system can be the reference voltage source. It play an important role in solving technical prob-lems of sources’ integration with the supplying network [20], and their technological development is conducive to practical applications. Two or more sources can actively participate in the microgrid voltage and frequency control [30, 31]. In such a case a control strategy should be implemented that involves appropriate load sharing between the sources. Load distribu-tion control in a system with several sources is a separate issue recently addressed in numerous publications, such as [29, 32, 33, 34, 35]. This issue will be undertaken by the authors in subse-quent studies.

3. The test microgridAt the Laboratory of Distributed Generation of Lodz University of Technology [36] a low voltage microgrid was configured in

the typical radial setup, connected to which were photovol-taic panels with rated capacity of 6 kWp, a Capostone C30 gas microturbine with rated capacity of 30 kW, a battery energy storage with rated capacity of 10 kW, and linear loads R, L, with power adjustable by a control autotransformer over the range of 0–30 kW (Fig. 3). The photovoltaic panels, as uncontrollable sources, operate continuously with the maximum output avail-able under given conditions. The energy storage is connected to the grid through Sunny Island 4500 inverters. Both the micro-turbine and the storage are provided with factory implemented control systems, allowing their operation under current and voltage control alike.The microturbine is usually current controlled when operated in grid connected mode. The turbine can be operated with an output setpoint of 0–30 kW, and the output is remotely adjusted by the factory application Capstone Remote Monitoring System, or by a control panel on the turbine. Depending on needs, a daily and weekly operation schedule can be programmed, or the output can be controlled in real time according to a schedule set by an external control system.

A loss of voltage causes the turbine’s emergency shutdown. Its restarting and adopted operation mode depend on the Power Connect settings:• Grid Connect – turbine resumes operation grid connected as

a current source• Stand Alone – turbine is restarted to autonomous operation

as the reference voltage source • Dual Mode – turbine operates in either Grid Connect or Stand

Alone mode depending on the grid configuration and the reference voltage presence/absence.

Fig. 3. Diagram of the test microgrid


159

The grid connected storage operates in RUN_I mode of inverter i and, like the microturbine, it synchronizes with the grid voltage and frequency. The storage’s power intake depends on the battery type and the state of charge. At power outage, the storage can act as a UPS (current limited to 70 A, and maximum UPS duration 5 s), or immediately switch to island operation mode RUN_U as the reference voltage and power source. None of the devices is able to operate under voltage control in the presence of voltage in the to which it is connected. As follows from the foregoing description, the microgrid can operate autonomously in either of the following variants:• the storage is the reference voltage source (RUN_U), and the

microturbine operates in the grid connected mode, or• the microturbine operates as a volltage source, i.e. in stand

alone mode, and the storage operates in RUN_I mode.The both variants of the test microgrid operation were tested. To assess control capabilities of the devices that can be reference voltage sources, their static characteristics were first measured.

4. Static characteristics of energy sourcesThe gas microturbine and electrochemical energy storage system were tested, loaded consecutively with a resis-tance and an inductive reactance over the range corre-sponding to the sources’ rated capacity. As regards the storage, additional measurements were taken while it was charged from the micro-turbine as the power source. Fig. 4 and 5 show pairs of the gas microturbine’s static characteristics, respectively, U = f(P) and f = f(P), as well as U = f(Q) and f = f(Q). The presented results indicate that the microturbine maintains practically constant frequency throughout the load range, active power and reactive power alike. The frequency characteristics’ slopes are –0.001 Hz/kW i –0.001 Hz/kvar. The micro-turbine voltage changes by –0.13 V/kW and –0.32 V/kvar.Analogous pairs of characteristics determined for the energy storage are shown in Fig. 6-7. As is apparent from the measure-ments, the change in the storage frequency is –0.1 Hz/kW and –0.01 Hz/kvar. The slope of the storage’s voltage characteris-tics depends on its operating mode (charging/discharging),

and at charging is –0.56 V/kW, and at discharging –1.27 V/kW. The storage’s voltage characteristics as a function of reactive power is nonlinear highly variable.On the basis of the study it can be concluded that the gas microturbine is a better source of the reference voltage, as it

Fig. 4. Static characteristics U = f(P) and f = f(P) of the microturbine

Fig. 5. Static characteristics U = f(Q) and f = f(Q) of the microturbine

Fig. 6. Static characteristics U = f(P) and f = f(P) of the electrochemical energy storage

Fig. 7. Static characteristics U = f(Q) and f = f(Q) of the electrochemical energy storage


160

provides more stable power supply conditions (its static charac-teristics are stiffer) over a wider load range. The microturbine’s disadvantage is that it cannot store energy.

5. Stand-alone operation – object research

5.1. Option I (storage as the reference source in a microgrid)The test was performed assuming a constant power output of

the microturbine: Pt = 2,7 kW and Qt = 0. The photovoltaic panels’ active power output ranged PPV = 2,8–3,7 kW, at reactive power QPV = 0. The loads were changed five times during the test, and are specified in Tab. 1. Active power balance in the microgrid at the load changes is shown in Fig. 8. It evidences the balancing role of the energy

storage system, which for most of the measurement period served as a receiver, i.e. it stored surplus energy in the microgrid. At a transitory load increase above 6.6 kW, the storage had become an energy source.Fig. 9 shows reactive power balance in the microgrid in the considered period. The microturbine reactive power (0.25 kvar) corresponds to the reactive power lost in its connection circuit. Similarly, the photovoltaic source reactive power (changing in the range of 390–580 var) corresponds to the reactive power lost in the PV connection circuit. The storage compensates the changes of the reactive power in the microgrid.On the basis of the measurements, static characteristics U = f(S) and f = f(S) of the energy storage as the reference voltage

source were depicted (Fig. 10). They illustrate the clear depen-dence of the voltage and frequency on the load level. Slopes of the voltage and frequency characteristics are –7.2 V/kVA and –0.2 Hz/kVA, respectively.

5.2. Option II (microturbine as the reference source in a microgrid)Loads were consequently changed during the test according to the schedule in Tab. 2.The PV source output power changed from PPV = 2,6 kW to PPV = 0,25 kW. The storage was switched on at 14:37 and was retrieving charging power (operated as a receiver).Fig. 11 and 12 show, respectively, the active and reactive power balances in the microgrid at load changes. In this microgrid oper-ation option the microturbine, as a voltage source, acts as the balancing element and compensates active and reactive power changes.

Tab. 1. Load changes in the test for option I of the microgrid operation

Tab. 2. Load changes in the test for option I of the microgrid operation

Fig. 8. Active power balance in the microgrid, option I

Fig. 9. Reactive power balance in the microgrid, option I

-8 000

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

13:00 13:05 13:10 13:15 13:20 13:25 13:30 13:35 13:40 13:45t [hh:mm]

P [W

]

P microturbineP storageP photovoltaicsP load

-8 000

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

13:00 13:05 13:10 13:15 13:20 13:25 13:30 13:35 13:40 13:45t [hh:mm]

Q [v

ar]

Q microturbineQ storageQ photovoltaicsQ load

P [kW] 1.3 2.8 4.8 6.1 4.2

Q [kvar] 0.9 2.6 4.6 5.9 4.0

P [kW] 5.9 9.5 13.6 4.2

Q [kvar] 5.3 8.1 11.5 3.9

Fig. 10. Static characteristics of the energy storage, microgrid operation option I


161

Static characteristics U = f(S) i f = f(S) of the microturbine as the reference source are shown in Fig. 13. The dependence of the voltage and frequency on the load is much lower in this case and amounts to –0.3 V/kVA and –0.002 Hz/kVA.Both the microturbine and battery energy storage, as the refer-ence voltage sources, can balance power in the microgrid.

The microturbine provides a greater range of output power, and the possibility of long-term autonomous operation, when the load exceeds the other sources’ output. When the sources’ output is high, and the load is low, a storage system needs to be installed as an energy receiver, or the sources’ output has to be reduced.

6. Final conclusionsLow-voltage power microgrids with distributed energy sources offer new opportunities and can help to increase the reliability of electricity supply to customers.A microgrid can maintain the supply to customers while they are disconnected from the commercial power network, provided there is an adequate capacity of its sources and an appropriate control strategy.The studies conducted on the test microgrid at the Laboratory of Distributed Generation, Institute of Electrical Power Engineering of Lodz University of Technology allowed determining the prop-erties of a gas microturbine and battery energy storage as poten-tial reference voltage sources during the microgrid’s short-term standalone operation. The study results are the basis for further research aiming to determine a method for selecting a microgrid architecture and control strategy taking into account interaction of energy storage and controllable sources.

REFERENCES

1. Driesen J., Katiraei F., Design for Distributed Energy Resources, IEEE Power & Energy Magazine 2008, No. 8.

2. Bollen M.H-J., Yang Y., Hassan F., Integration of Distributed Generation in the Power System – A Power Quality Approach, Proc. 13th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Wollongong, Australia 28.09-1.10 2008.

3. Katiraei F. et al., Microgrid Management. Controls and Operation Aspects of Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine, May/June 2008.

4. IEEE Standard 1547: Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.

5. IRiESD, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych [IRiESD Distribution Grid Code], PGE Łódź – Teren, 2009.

6. Balaguer I.J. et al., Intelligent Control for Intentional Islanding Operation of Microgrids, ISCET 2008.

7. Gomez J.C., Morcos M.M., Distributed Generation: Exploitation of Islanding Operation Advantages, IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2008.

8. Piargi P., Lasseter R.H., Autonomous Control of Microgrids, IEEE PES General Meeting, 2006.

9. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. on Power Delivery April 2008, Vol. 23, No. 2.

10. Colson C.M., Nehir M.H., A Review of Challenges to Real-Time power Management of Microgrids, IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009.

11. Alvarez E. et al., On-line Minimization of Running Costs, Greenhouse Gas Emission and the Impact of Distributed Generation using Microgrids on the Electrical System, IEEE PES/IAS Conference on Sustainable Alternative Energy, 28–30.09.2009.

Fig. 11. Active power balance in the microgrid, option II

Fig. 12. Reactive power balance in the microgrid, option II

Fig. 13. Static characteristics of the microturbine, microgrid operation option II

-25 000

-20 000

-15 000

-10 000

-5 000

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

14:20 14:25 14:30 14:35 14:40 14:45 14:50 14:55t [hh:mm]

P [W

]

P microturbineP storageP photovoltaicsP load

-15 000

-10 000

-5 000

0

5 000

10 000

15 000

14:20 14:25 14:30 14:35 14:40 14:45 14:50 14:55t [hh:mm]

Q [v

ar]

Q microturbineQ storageQ photovoltaicsQ load


162

12. Gu W., Wu Z., Yuan X., Microgrid Economic Optimal Operation of the Combined Heat and Power System with Renewable Energy, IEEE Power Energy Soc. Gen. Meet., 25–29 July 2010.

13. Hernandez-Aramburo C.A., Green T.C., Fuel Consumption Minimisation of a Micro-grid, Industry Application Conference, 39th IAS Annual Meeting, 3–7.10.2004.

14. Mohamed F.A., Koivo H.N., On-line Management of MicroGrid with Battery Storage Using Multiobjective Optimisation, International Conference on Power Engineering, Energy and Electrical Drive POWERENG 2007, 12–14.04.2007.

15. Vahedi H., Noroozian R., Hosseini S.H., Optimal Management of MicroGrid Using a Differential Evolution Approach, 7th International Conference on the European Energy Market (EEM), 23–25 June 2010.

16. Gburczyk P. et al., Management System as a Means for the Integration of Distributed Energy Sources with Low Voltage Network, IEEE International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU ’2011), Lisbon (Portugal), 17–19 October 2011, pp. 1–5.

17. Barote L., Georgescu M., Marinescu C., Smart Storage Solution for Wind Systems, IEEE Power Tech Conference, Bucharest, Romania, 28.06–2.07 2009.

18. Faias S. et al., Evaluation of Energy Storage Devices for Renewable Energies Integration, Application to a Portuguese Wind Farm, 5th Int. Conference on European Electricity Market (EEM 2008), Lisbon, Portugal, 2008.

19. Qian K. et al., Benefts of Energy Storage in Power Systems with High Level of Intermittent Generation, 20th Int. Conference on Electricity Distribution (CIRED2009), Praque, 8–11.06.2009.

20. Wasiak I., Pawełek R., Mieński R., Zasobniki energii w mikrosystem-ach elektroenergetycznych [Energy storage in power systems], conference “Current Problems in Power Engineering”, Jurata, 8–10 June 2011, pp. 159–166.

21. Zamora R., Srivastava A.K., Controls for Microgrids with Storage: Review, Challenges, and Research Needs, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2010, No. 14, pp. 2009–2018.

22. Chakraborty S., Simoes M.G., PV-Microgrid Operational Cost Minimization by Neural Forecasting and Heuristic Optimisation, Industry Applications Society Annual Meeting, IAS ’08 IEEE, 2008.

23. Guan X., Xu Z., Jia Q.-S., Energy-efficient Buildings Facilitated by Microgrid, IEEE Trans. on Smart Grid 2011, Vol. 2, No. 1.

24. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. On Power Delivery, Vol. 23, No. 2, April 2008.

25. Chowdhury S.P. et al., Operation and control of DG based power island in Smart Grid environment, 20th Int. Conference and Exhibition on Electricity Distribution, CIRED 2009.

26. Ghadimi A.A., Razavi F., Ghafarpour R., Control of Islanded Inverter Interfaced Distributed Generation Units For Power Quality Improvement, 14th Int. Conference on Harmonics and Quality of Power, ICHQP 2010.

27. Delghavi M.B., Yazdani A., A Unified Control Strategy for Electronically Interfaced Distributed Energy Resources, IEEE Trans. on Power Delivery 2012, Vol. 27, No. 2.

28. Gaonkar D.N., Patel R.N., Pillai G.N., Dynamic Model of Microturbine Generation System for Grid Connected/islanding operation, IEEE Int. Conference on Industrial Technology, ICIT 2006.

29. Sao C.K., Lehn P.W., Control and Power Management of Converter Fed Microgrids, IEEE Trans. on Power Systems August 2008, Vol. 23, No. 3.

30. Katiraei F., Iravani R., Power Management Strategies for a Microgrid with Multiple Distributed Generation Units, IEEE Transaction on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4.

31. Pecas Lopes J.A., Moreira C.L., Madureira A.G., Defning Control Strategies for Microgrids Islanded Operation, IEEE Transaction on Power System May 2006, Vol. 21, No. 2.

32. Brabandere K. et al., A Voltage and Frequency Droop Control Method for Parallel Inverters, IEEE Transaction on Power Electronics July 2007, Vol. 22, No. 4.

33. Majumder R. et al., Load Sharing and Power Quality Enhanced Operation of a Distributed Microgrid, IET Renewable Power Generation 2009, Vol. 3, Iss. 2.

34. Majumder R. et al., Droop Control of Converter-Interfaced Microsources in Rural Distributed Generation, IEEE Trans. on Power Delivery October 2010, Vol. 25, No. 4.

35. Vandoorn T. et al., A Control Strategy for Islanded Microgrids with DC-link Voltage Control, IEEE Trans. on Power Delivery April 2011, Vol. 26, No. 2.

36. Pawełek R. et al., Mikrosystem – węzeł energetyczny w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, [Microgrid – a power node at Institute of Electrical Power Engineering of Łódź University of Technology] conference “Current Problems in Power Engineering”, Jurata, 8–10 June 2011, pp. 143–150.


163

Irena WasiakLodz University of Technology


Graduated from Lodz University of Technology. Throughout her professional career so far a researcher/lecturer at the Institute of Electrical Power Engineering of the

university (LUT). She has gained the doctor and habilitated doctor degrees in power engineering. In 2002–2008 she was Deputy Dean of the Faculty of Electrical

Engineering, Electronics, Computer Science and Automatics of the university. Currently she is the Head of the Institute of Electrical Power Engineering. A member of

IET (The Institution of Engineering and Technology) the Committee for Electricity Quality and Effective Utilisation of Association of Polish Electrical Engineers (SEP) and

an associate member of the Power System Section of PAN Polish Academy of Sciences. The deputy editor-in-chief of Electrical Power Quality and Utilisation journal

and the co-chairman of an international conference under the same name. The area of her research activities includes power quality, integration of distributed energy

sources in power grids, and power microgrid operation.

Ryszard PawełekLodz University of Technology


A graduate of the Faculty of Electrical Engineering of the Lodz University of Technology (1977). Currently an assistant professor at the Institute of Electrical Power

Engineering of his alma mater, and the Institute’s Deputy Director. The area of his research interest includes power quality, distributed generation, and power micro-

grids. A chair of The Polish Committee for Electricity Quality and Effective Utilisation of Association of Polish Electrical Engineers (SEP), and the Committee’s Vice-

President for Science. A SEP Association of Polish Electrical Engineers expert in electricity quality.

Paweł KelmLodz University of Technology


A graduate of the Faculty of Electrical Engineering, Electronics, Computer Science and Automatics of Lodz University of Technology (2004). He gained his PhD at his

alma mater (2012).

A former researcher/lecturer at the University of Strathclyde in Glasgow (2007-2008). Currently an assistant professor at the Institute of Electrical Power Engineering of

Lodz University of Technology. The area of his research interest: electricity quality, distributed generation, microgrids, and lighting technology.


164

Praca autonomiczna mikrosystemów elektroenergetycznych niskiego napięcia

AutorzyIrena WasiakRyszard PawełekPaweł Kelm

Słowa kluczowemikrosystemy elektroenergetyczne, praca wyspowa, sterowanie pracą mikrosystemów, zasobniki energii

StreszczenieW artykule autorzy przedstawili możliwości pracy autonomicznej mikrosystemów niskiego napięcia. Omówiono strategie sterowania źródłami energii, przyłączonymi do sieci za pomocą przekształtników, podczas pracy w połączeniu z siecią zasi-lającą oraz podczas pracy wyspowej. Zaprezentowano wyniki badań przeprowadzonych w mikrosystemie skonfigurowanym w Laboratorium Generacji Rozproszonej Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej. Badania wykonano w dwóch wariantach: w pierwszym źródłem napięcia referencyjnego była mikroturbina, w drugim elektrochemiczny zasobnik energii.

1. WprowadzenieWzrost penetracji źródeł rozproszonych prowadzi do decentralizacji systemu elektro-energetycznego i zmiany charakteru dystry-bucyjnych sieci odbiorczych z sieci pasyw-nych na aktywne. Sieć aktywna, w której realizowane są procesy generacji, przesyłu i rozdziału oraz użytkowania energii, tworzy mikrosystem elektroenergetyczny. Mikrosystem integruje rozproszone źródła energii, w tym energii odnawialnych, sterowalne i niesterowalne odbiory oraz zasobniki energii. Topologia i charaktery-styka mikrosystemu zależy od jego prze-znaczenia. Wyróżnić można mikrosystemy należące do operatora i stanowiące frag-ment sieci dystrybucyjnej, a także mikrosys-temy zasilające odbiorców przemysłowych i komunalno-bytowych [1]. W porównaniu z tradycyjnymi sieciami odbiorczymi, archi-tektura mikrosystemów zapewnia nowe możliwości funkcjonowania, obejmujące zarówno sterowanie wytwarzaniem, jak i zapotrzebowaniem na energię elektryczną w sposób zapewniający właścicielowi korzyści techniczne i ekonomiczne.Przyłączanie źródeł energii do sieci dystry-bucyjnych wiąże się z występowaniem zjawisk, które mogą wpłynąć na niezawod-ność zasilania i jakość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców. W dużej mierze zjawiska te wynikają ze specyfiki źródeł wykorzystujących energie odna-wialne, takich jak elektrownie wiatrowe lub słoneczne, charakteryzujących się zmien-nością mocy wytwarzanej w zależności od dostępności i zmienności energii pier-wotnej. Dla każdej sieci można wyznaczyć dopuszczalną moc źródeł, których przy-łączenie nie pogorszy warunków pracy tej sieci i przekroczenia wartości charaktery-zujących ją parametrów. Moc ta jest miarą zdolności sieci do integracji źródeł (tzw. hosting capacity [2]).Zapewnienie właściwej pracy sieci elek-troenergetycznej, przy uwzględnieniu wzajemnych oddziaływań, ale też możli-wości, jakie niesie ze sobą integracja źródeł i sieci, wymaga zainstalowania inteligent-nych układów do pomiaru i akwizycji danych oraz stworzenia odpowiedniej

infrastruktury komunikacyjnej [3]. Jest to niezwykle ważny element architektury mikrosystemu, pozwalający na moni-torowanie i zarządzanie pracą układu w czasie rzeczywistym. W większości przypadków mikrosys-temy pracują w połączeniu z siecią zasi-lającą. Obowiązujące aktualnie prze-pisy zarówno w Polsce, jak i w innych krajach wymagają wyłączenia źródła w przypadku utraty połączenia z siecią [4, 5]. Wynika to głównie z problemów technicznych, jakie wiążą się z niekontrolo-waną pracą wyspową, a przede wszystkim z ryzyka wystąpienia zagrożenia bezpie-czeństwa personelu i możliwości uszko-dzenia urządzeń w przypadku niesyn-chronicznego ponownego połączenia z siecią [3, 6]. Z drugiej jednak strony, przy wzroście penetracji generacji rozpro-szonej, automatyczne wyłączenia źródeł w trakcie zakłóceń w sieci zasilającej znacząco, obniżają niezawodność zasilania odbiorców przez przedsiębiorstwo ener-getyczne. Możliwość utrzymania zasilania z lokalnych źródeł jest korzystną cechą sieci z generacją rozproszoną – niewyko-rzystaną w takim przypadku – nawet jeśli praca wyspowa odbywa się za zmniejszoną mocą dostarczanej i pogorszonej jakości energii. Dla odbiorców przemysłowych może to oznaczać znaczące zmniejszenie strat ekonomicznych, spowodowanych potencjalną przerwą w dostawie energii elektrycznej. Zamierzona praca wyspowa mikrosystemów stała się w ostatnim czasie przedmiotem ożywionej dyskusji pomiędzy przedsię-biorstwami energetycznymi i odbiorcami energii elektrycznej. W wielu publikacjach wskazuje się na korzyści wynikające z utrzy-mania zasilania odbiorców pomimo utraty połączenia z siecią zasilającą, techniczne możliwości kontrolowanej pracy wyspowej i potrzebę rewizji obowiązujących w tym zakresie przepisów [1, 6, 7, 8]. Zdaniem autorów mikrosystem przyłączony do sieci zasilającej i pracujący normalnie w połączeniu z tą siecią powinien mieć możli-wość pracy autonomicznej w razie zakłóceń w sieci skutkujących przerwą w zasilaniu

lub obniżeniem napięcia poniżej zdefi-niowanej dla tego mikrosystemu krzywej odporności. Niniejszy artykuł poświęcony jest omówieniu warunków pracy autono-micznej i stosowanej w tym przypadku stra-tegii sterowania. Rozważana ilustrowane są wynikami badań przeprowadzonych w r z e c z y w i s t y m m i k ro s y s te m i e niskiego napięcia, skonfigurowanym w Laboratorium Generacji Rozproszonej Politechniki Łódzkiej.

2. Strategia sterowania pracą mikrosystemuW mikrosystemach stosowane są różne rodzaje źródeł, które w zależności od rodzaju konwersji energii pierwotnej przyłączane są do sieci przez generatory indukcyjne, generatory synchroniczne lub przekształt-niki energoelektroniczne. Przyłączenie źródła za pomocą przekształtnika (ang. Voltage Source Converter, VSC) jest jednym z częściej występujących rozwiązań zarówno dla źródeł sterowalnych, jak i nieste-rowalnych, wykorzystujących energie odnawialne słońca i wiatru. Strategia sterowania pracą źródeł sprowadza się w takim przypadku do odpowiedniego sterowania przekształtnikami i zależy od rodzaju źródła oraz trybu pracy mikrosystemu.

2.1. Praca mikrosystemu w połączeniu z siecią zasilającąW mikrosystemie połączonym z siecią zasilającą nie jest wymagane bezpośrednie sterowanie napięciem i częstotliwością. W takim przypadku przekształtniki źródeł pracują zazwyczaj w trybie sterowania prądowego (ang. Current Controlled Voltage Source Converters, CC-VSC), w synchroni-zacji z napięciem sieci zasilającej, według strategii P-Q, której celem jest uzyskanie odpowiednich wartości mocy czynnej i biernej. Sterowanie prądowe może być zaimple-mentowane w różnych typach regulatorów i realizowane z wykorzystaniem różnych algorytmów. Jednym z częściej stosowa-nych wariantów jest wykorzystanie składo-wych wirujących dq0 (rys. 1).

PL


I. Wasiak et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 156–163

165

W układzie przedstawionym na rys. 1 wyznacza się wartości referencyjne napięcia fazowego przekształtnika na podstawie wzajemnie ortogonalnych składowych prądu idref oraz iqref. Algorytm wyznaczania wielkości refe-rencyjnych zależy od rodzaju źródła. Źródła energii odnawialnych pracują zwykle z maksymalną mocą czynną, którą można uzyskać w danych warunkach, przy tgφ = 0. Do wyznaczenia składowej idref prądu referencyjnego wykorzystuje się regulator napięcia Udc w obwodzie pośredniczącym źródła. Układ sterowania lokalnego wykorzystuje algorytm MPPT (ang. Maximum Point of Power Tracking). Moc wyjściowa czynna źródeł zmienia się w sposób losowy, w zależności od zmien-ności energii pierwotnej. Ponieważ ten rodzaj sterowania jest niezależny od innych źródeł i odbiorów, określa się go mianem sterowania nieinteraktywnego [3].W źródłach sterowalnych realizowane jest sterowanie interaktywne. Składowa idref prądu referencyjnego wynika z porównania wartości mocy czynnej zadanej i pomie-rzonej, zaś składowa iqref z porównania odpo-wiednich wartości mocy biernych. Składową idref można także wyznaczyć na podstawie zmian napięcie Udc obwodu pośredniczą-cego źródła. Do generowania impulsów zapłonowych przekształtnika wykorzystuje się technikę PWM, przy czym kąt fazowy napięcia θ wyznaczany jest w pętli PLL. Istotną cechą sterowania źródeł w trybie CC-VSC jest naturalne ograniczenie prądu przekształtnika w warunkach zakłócenio-wych [3, 9].Wartości referencyjne mocy mogą być zadawane przez operatora lub wyznaczane przez nadrzędny układ sterowania (regu-lator centralny), w sposób minimalizu-jący koszty ponoszone przez właściciela mikrosystemu, przy zapewnieniu prawi-dłowych technicznych warunków pracy układu [10]. Matematycznie problem sprowadza się do optymalizacji wielo-kryterialnej przy zadanych ogranicze-niach. W literaturze można spotkać różne postacie funkcji celu, zależne od architek-tury mikrosystemu. W większości przy-padków dotyczą one minimalizacji kosztów produkcji mocy w źródłach sterowal-nych, przy uwzględnieniu kosztów paliwa, a także kosztów rozruchu i kosztów opera-cyjnych [11, 12, 13, 14, 15]. Ograniczenia uwzględniane w procesie optymalizacji mogą dotyczyć parametrów wytwór-czych źródeł (np. moc maksymalna, czas rozruchu), parametrów sieci (dopuszczalna

obciążalność prądowa linii) oraz wielkości charakteryzujących jakość energii elek-trycznej (odchylenia napięcia w węzłach sieci) [16]. W ten sposób uzyskuje się możli-wość takiego sterowania pracą mikrosys-temu, żeby nie dopuścić do występowania przekroczeń parametrów technicznych, nawet wówczas, gdy moc źródeł przekracza możliwości sieci do ich integracji. Zasobniki zainstalowane w mikrosystemie mogą wspo-magać pracę źródeł niesterowalnych [17, 18, 19] lub uczestniczyć w bilansowaniu mocy według różnych kryteriów (ang. load level-ling, peak shaving) [20, 21]. Uwzględnienie zasobników w procesie optymalizacji wymaga sformułowania funkcji celu jako minimalizacji kosztów energii w rozpatry-wanym przedziale czasu [16, 22, 23].

2.2. Praca autonomiczna mikrosystemuCelem strategii sterowania, jakie stosuje się w pracy autonomicznej źródła, jest zapewnienie bilansu mocy oraz utrzy-manie zadanej wartości napięcia i często-tliwości w punkcie przyłączenia (strategia U-f) [6, 24]. Wymaga to napięciowego trybu sterowania przekształtnikiem źródła (ang. Voltage Controlled Voltage Source Conveter, VC-VSC) (rys. 2) oraz odpo-wiedniej rezerwy mocy źródła do pokrycia zmian mocy zapotrzebowanej. Strategia U-f nie zapewnia wewnętrznego ograniczenia prądu zwarciowego [24]. W mikrosystemie, do którego przyłączo-nych jest kilka źródeł, tylko jedno może być źródłem napięcia referencyjnego. W takiej sytuacji źródło referencyjne pracuje według strategii U-f, zaś pozostałe źródła realizują strategię P-Q. Zmiany obciążenia w naturalny sposób pokrywane są przez źródło referencyjne, natomiast zmiana mocy pozostałych źródeł wymaga sygnału zewnętrznego, np. z regulatora centralnego [25, 26]. Przejście mikrosystemu po utracie połączenia z siecią zasilającą na pracę

wyspową wymaga zwykle przełączenia sterowania źródła referencyjnego (z trybu P-Q na U-f). Znane są także hierarchiczne lub hybrydowe strategie sterowania, łączące tryby CC-VSC oraz VC-VSC i wspólne dla pracy źródła w połączeniu z siecią zasila-jącą i dla pracy wyspowej [9, 27]. Zmiana sposobu sterowania odbywa się w sposób automatyczny i nie wymaga przełączeń w układzie sterowania. W pracy [28] zaprezentowano sposób sterowania mikroturbiny, jako źródła mocy czynnej i biernej lub źródła napięcia referen-cyjnego. W układzie sterowania wykorzy-stuje się dwie pętle: wewnętrzna dedykowana jest regulacji prądu w układzie współrzęd-nych dq, a zewnętrzna służy do regulacji napięcia stałego w obwodzie pośredni-czącym. Sygnał uzyskany na wyjściu regu-latora PI zewnętrznej pętli sterowania stanowi sygnał referencyjny dla składowej czynnej prądu id. Wartość referencyjna dla prądu iq zależy natomiast od wymaganej wartości mocy biernej, generowanej przez źródło. Najczęściej dla Q = 0 również iq = 0. Synchronizację napięcia inwertora z napię-ciem sieci zasilającej zapewnia pętla PLL. W czasie pracy wyspowej mikroturbina utrzymuje stałą wartość generowanego napięcia (tryb sterowania U-f). Regulowane są częstotliwość i wartość skuteczna napięcia. Regulator PI napięcia stałego powoduje obniżenie wartości referencyjnej dla głów-nego regulatora napięcia, w celu uniknięcia nasycenia inwertora. Regulację częstotli-wości napięcia generowanego zapewnia wirtualny blok PLL.Należy zauważyć, że o ile w czasie pracy w połączeniu z siecią zasilającą moc bierna źródeł może być równa zeru, o tyle w czasie pracy wyspowej regulacja mocy biernej jest niezbędna do uzyskania bilansu mocy czynnej, przy odpowiednich parametrach napięcia. W razie braku możliwości gene-racji pełnej mocy zapotrzebowanej przez odbiory w czasie pracy wyspowej konieczne jest zmniejszenie tej mocy przez wyłączenie niektórych odbiorów. Proces taki, nazywany zrzutem obciążenia (ang. load shedding), jest realizowany zgodnie z przyjętą strategią przejścia do kontrolowanej pracy wyspowej i priorytetem wyłączania [6]. Źródłem napięcia referencyjnego może być także zasobnik energii. Zasobniki odgrywają istotną rolę w rozwiązywaniu technicznych problemów integracji źródeł z siecią zasi-lającą [20], a ich rozwój technologiczny sprzyja praktycznemu wykorzystaniu.W regulacji napięcia i częstotliwości w mikrosystemie mogą aktywnie uczestni-czyć dwa lub więcej źródeł [30, 31]. W takim przypadku należy zastosować strategię stero-wania polegającą na odpowiednim rozdziale

Rys. 1. Schemat blokowy sterowania źródła według strategii P-Q

Rys. 2. Schemat blokowy sterowania źródła według strategii U-f


166

obciążenia pomiędzy źródła. Sterowanie rozdziałem obciążenia w układzie wielu źródeł stanowi odrębne zagadnienie i jest w ostatnim czasie przedmiotem wielu publi-kacji, m.in. [29, 32, 33, 34, 35]. Zagadnienie to zostanie podjęte przez autorów w kolej-nych pracach.

3. Mikrosystem testowyW Laboratorium Generacji Rozproszonej Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej [36] skonfigurowano mikrosystem niskiego napięcia o typowej konfiguracji promieniowej, do którego przyłączono: panele fotowoltaiczne o mocy znamionowej 6 kWp, mikroturbinę gazową Capostone C30 o mocy znamionowej 30 kW, bateryjny zasobnik energii o mocy znamionowej 10 kW oraz odbiory liniowe R, L, których moc może być zmieniana za pomocą auto-transformatora regulacyjnego w zakresie 0–30 kW (rys. 3). Panele fotowoltaiczne jako źródła niesterowalne pracują w sposób ciągły z mocą maksymalną, możliwą do uzyskania w danych warunkach. Zasobnik energii jest przyłączany do sieci przez inwertory Sunny Island 4500. Zarówno mikroturbina, jak i zasobnik wyposażone są w fabrycznie zaimplementowane układy sterowania, umożliwiające pracę zarówno w trybie stero-wania prądowego, jak i napięciowego. Tryb sterowania prądowego mikroturbiny jest realizowany zwykle podczas pracy w połączeniu z siecią zasilającą (ang. Grid Connected Mode). Turbina może pracować z zadaną mocą w zakresie 0–30 kW, przy czym zmiany mocy są realizowane zdalnie za pomocą fabrycznej aplikacji Capstone Remote Monitoring System, ewentualnie przez panel sterowniczy znajdujący się na turbinie. W zależności od potrzeb można zaprogramować dobowy i tygodniowy harmonogram pracy lub sterować mocą na bieżąco, według harmonogramu wyzna-czonego przez zewnętrzny układ sterowania. Zanik napięcia zasilającego powoduje awaryjne zatrzymanie się turbiny. Ponowne uruchomienie i tryb przyjętej pracy uzależ-nione są od nastaw parametru Power Connect:• Grid Connect – turbina powraca do pracy

w połączeniu z siecią jako źródło prądowe• Stand Alone – turbina rozpoczyna pracę

autonomiczną i jest źródłem napięcia referencyjnego

• Dual Mode – w zależności od konfi-guracji sieci oraz obecności/braku napięcia referencyjnego, turbina pracuje w trybie Grid Connect albo Stand Alone.

Zasobnik połączony z siecią zasilającą pracuje w trybie RUN_I inwertora i, podobnie jak mikroturbina, synchronizuje się z napięciem i częstotliwością sieci. Pobór prądu przez zasobnik zależy od typu i stanu nałado-wania baterii. Przy zaniku napięcia sieci zasobnik może pełnić funkcję UPS (prąd ograniczony jest do 70 A, a czas pracy w trybie UPS wynosi maksymalnie 5 s), bądź od razu przejść do trybu pracy wyspowej RUN_U jako źródło napięcia referencyj-nego i mocy. Żadne z urządzeń nie umoż-liwia pracy w trybie sterowania napięciowego przy obecności napięcia w sieci, do której jest przyłączone. Jak wynika z przedstawionego opisu, praca autonomiczna mikrosystemu jest możliwa w dwóch wariantach:• zasobnik jest źródłem napięcia referencyj-

nego (RUN_U), a mikroturbina pracuje w trybie Grid Connected Mode

• mikroturbina jest źródłem napięciowym (ang. Stand Alone Mode), a zasobnik pracuje w trybie RUN_I.

Badania pracy mikrosystemu testowego przeprowadzono w obu wariantach. Dla oceny możliwości regulacyjnych urządzeń, które mogą być źródłem napięcia referen-cyjnego, w pierwszej kolejności pomierzono ich charakterystyki statyczne.

4. Charakterystyki statyczne źródeł energiiBadania mikroturbiny gazowej i elektro-chemicznego zasobnika energii wyko-nano kolejno przy obciążeniu czysto rezy-stancyjnym, a następnie reaktancyjnym o charakterze indukcyjnym, w zakresie odpowiadającym znamionowej obcią-żalności źródeł. W przypadku zasobnika dodatkowo wykonano pomiary dla stanu ładowania, wykorzystując mikroturbinę jako źródło mocy. Na rys. 4 i 5 pokazano pary charakterystyk statycznych mikroturbiny gazowej, odpo-wiednio U = f(P) i f = f(P) oraz U = f(Q) i f = f(Q). Prezentowane wyniki wskazują, że mikroturbina utrzymuje praktycznie stałą wartość częstotliwości w całym zakresie obciążenia, zarówno mocą czynną, jak i bierną. Nachylenia charak-terystyk częstotliwościowych wynoszą –0,001 Hz/kW i –0,001 Hz/kvar. Zmiana napięcia mikroturbiny wynosi –0,13 V/kW oraz –0,32 V/kvar. Analogiczne pary charakterystyk, wyzna-czone dla zasobnika energii, przedstawiono na rys. 6–7. Jak wynika z pomiarów, zmiana częstotliwości napięcia zasobnika wynosi –0,1 Hz/kW oraz –0,01 Hz/kvar. Nachylenie charakterystyki napięciowej zasobnika zależy od fazy pracy (ładowanie/rozładowanie) i w zakresie ładowania wynosi –0,56 V/kW, a w zakresie obciążenia –1,27 V/kW. Przebieg charakterystyki napięciowej zasobnika w funkcji mocy biernej jest nieliniowy i wykazuje dużą zmienność.

Rys. 3. Schemat mikrosystemu do badań testowych

200

205

210

215

220

225

230

235

240

0 5000 10000 15000 20000Q[var]

U[V

]

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

51,0

51,5

52,0

f [H

z]

Uf

200

205

210

215

220

225

230

235

240

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000P[W]

U[V

]

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

51,0

51,5

52,0

f[Hz]

Uf

Rys. 4. Charakterystyki statyczne U = f(P) i f = f(P) mikroturbiny

Rys. 5. Charakterystyki statyczne U = f(Q) i f = f(Q) mikroturbiny


167

Na podstawie przeprowadzonych badań można stwierdzić, że mikroturbina gazowa jest lepszym źródłem napięcia referen-cyjnego, gdyż zapewnia bardziej stabilne warunki zasilania odbiorów (posiada sztyw-niejsze charakterystyki statyczne) w szer-szym zakresie obciążenia. Wadą mikrotur-biny jest brak możliwości magazynowania energii.

5. Praca autonomiczna – badania obiektowe5.1. Wariant I (źródłem referencyjnym w mikrosystemie jest zasobnik)Test przeprowadzono przy założeniu stałej mocy generowanej przez turbinę: Pt = 2,7 kW i Qt = 0. Moc czynna wytwa-rzana przez panele fotowoltaiczne wahała się w granicach PPV = 2,8–3,7 kW, przy mocy biernej QPV = 0. W czasie testu zmieniano pięciokrotnie moce obciążenia, ich wartości podano w tab. 1. Bilans mocy czynnej w mikrosystemie przy zmianach mocy odbiornika pokazano na rys. 8. Widoczna jest na nim bilansu-jąca rola zasobnika, który przez większość

okresu pomiarowego pełnił funkcję odbior-nika, tzn. magazynował nadmiar energii w mikrosystemie. Przy krótkotrwałym wzro-ście obciążenia powyżej 6,6 kW zasobnik stał się źródłem energii.

Na rys. 9 przedstawiono bilans mocy biernej w mikrosystemie w badanym okresie. Moc bierna mikroturbiny (równa 0,25 kVar) odpowiada mocy biernej traconej w jej

obwodzie przyłączeniowym. Analogicznie, moc bierna źródła fotowoltaicznego (zmie-niająca się w zakresie 390–580 Var) odpo-wiada mocy biernej traconej w przyłączu. Zasobnik bilansuje zmiany mocy biernej w mikrosystemie. Na podstawie przeprowadzonych pomiarów sporządzono charakterystyki statyczne U = f(S) i f = f(S) zasobnika energii jako źródła napięcia referencyjnego (rys. 10). Występuje w nich wyraźna zależność wartości napięcia i częstotliwości od poziomu obciążenia. Nachylenie charakterystyki napięciowej jest równe –7,2 V/kVA, a częstotliwościowej –0,2 Hz/kVA.

5.2. Wariant II (źródłem referencyjnym w mikrosystemie jest mikroturbina)Harmonogram zmian mocy obciążenia w czasie testu obejmował kolejno wartości podane w tab. 2.Moc wytwarzana przez źródło PV zmie-niała się w zakresie od PPV = 2,6 kW do PPV = 0,25 kW. Zasobnik został załączony o godz. 14:37 i po załączeniu pobierał moc ładowania (pracował jako odbiornik).Na rys. 11 pokazano bilans mocy czynnej, a na rys. 12 bilans mocy biernej w mikro-systemie przy zmianach mocy odbiornika. W tym wariancie pracy mikrosystemu mikroturbina jako źródło napięciowe pełni funkcję elementu bilansującego i pokrywa zmiany mocy czynnej i biernej.Charakterystyki statyczne U = f(S) i f = f(S) mikroturbiny jako źródła referencyjnego przedstawiono na rys. 13. Zależność wartości napięcia i częstotliwości od poziomu obcią-żenia jest w tym przypadku znacznie mniejsza i wynosi odpowiednio –0,3 V/kVA oraz –0,002 Hz/kVA.Zarówno mikroturbina, jak i bateryjny zasobnik energii jako źródła napięcia refe-rencyjnego mogą pełnić funkcję bilanso-wania mocy w mikrosystemie. Mikroturbina zapewnia większy zakres produkowanej mocy i możliwość długo-trwałej pracy autonomicznej, gdy moc obciążenia jest większa od mocy produko-wanej w pozostałych źródłach. Przy dużej produkcji mocy źródeł i małym obciążeniu sieci konieczne jest zainstalowanie zasob-nika jako odbiornika energii lub ograni-czanie mocy źródeł.

Rys. 6. Charakterystyki statyczne U = f(P) i f = f(P) elektrochemicznego zasobnika energii

Rys. 8. Bilans mocy czynnej w mikrosystemie dla wariantu I

Rys. 7. Charakterystyki statyczne U = f(Q) i f = f(Q) elektrochemicznego zasobnika energii

Tab. 1. Zmiany mocy obciążenia w czasie testu dla wariantu I pracy mikrosystemu

200

205

210

215

220

225

230

235

240

-4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000 10000P[W]

U[V

]

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

51,0

51,5

52,0

f [H

z]

Uf

200

205

210

215

220

225

230

235

240

0 2000 4000 6000 8000 10000Q[var]

U[V

]

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

51,0

51,5

52,0

f [H

z]

Uf

P [kW] 1,3 2,8 4,8 6,1 4,2

Q [kvar] 0,9 2,6 4,6 5,9 4,0

-8 000

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

13:00 13:05 13:10 13:15 13:20 13:25 13:30 13:35 13:40 13:45t [gg:mm]

P [W

]

P mikroturbinyP zasobnikaP fotowoltaikiP odbiornika


168

6. Wnioski końcoweMikrosystemy elektroenergetyczne niskiego napięcia z rozproszonymi źródłami energii stwarzają nowe możliwości i mogą przy-czynić się do zwiększenia niezawodności dostawy energii elektrycznej do odbiorców. Mikrosystem może utrzymać zasilanie odbiorców w czasie utraty połączenia z siecią energetyki zawodowej pod warun-kiem odpowiedniej mocy źródeł i właściwej strategii sterowania.

Badania przeprowadzone w mikro-systemie testowym w Laboratorium Generacji Rozproszonej, w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, umożliwiły określenie właściwości mikro-turbiny gazowej i bateryjnego zasobnika energii jako potencjalnych źródeł napięcia referencyjnego podczas krótkotrwałej pracy autonomicznej mikrosystemu. Wyniki badań są podstawą dalszych prac zmierzających do określenia metody doboru

architektury mikrosystemu i strategii stero-wania uwzględniającej współpracę zasob-nika energii oraz źródeł sterowalnych.

Bibliografia

1. Driesen J., Katiraei F., Design for Distributed Energy Resources, IEEE Power & Energy Magazine 2008, No. 8.

2. Bollen M.H-J., Yang Y., Hassan F., Integration of Distributed Generation in the Power System – A Power Quality Approach, Proc. 13th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Wollongong, Australia 28.09–1.10 2008.

3. Katiraei F. i in., Microgrid Management. Controls and Operation Aspects of Microgrids, IEEE Power & Energy Magazine, May/June 2008.

4. I E E E 1 5 4 7 : S t a n d a r d f o r Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.

5. IRiESD, Instrukcja Ruchui Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, PGE Łódź – Teren, 2009.

6. Balaguer I.J. i in., Intelligent Control for Intentional Islanding Operation of Microgrids, ISCET 2008.

7. Gomez J.C., Morcos M.M., Distributed Generation: Exploitation of Islanding Operation Advantages, IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2008.

8. Piargi P., Lasseter R.H., Autonomous Control of Microgrids, IEEE PES General Meeting, 2006.

9. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. on Power Delivery April 2008, Vol. 23, No. 2.

10. Colson C.M., Nehir M.H., A Review of Challenges to Real-Time power Management of Microgrids, IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009.

11. Alvarez E. i in., On-line Minimization of Running Costs, Greenhouse Gas Emission and the Impact of Distributed Generation using Microgrids on the Electrical System, IEEE PES/IAS Conference on Sustainable Alternative Energy, 28–30.09.2009.

12. Gu W., Wu Z., Yuan X., Microgrid Economic Optimal Operation of the Combined Heat and Power System with Renewable Energy, IEEE Power Energy Soc. Gen. Meet., 25–29 July 2010.

13. Hernandez-Aramburo C.A., Green T.C., Fuel Consumption Minimisation of a Micro-grid, Industry Application Conference, 39th IAS Annual Meeting, 3–7.10.2004.

14. Mohamed F.A., Koivo H.N., On-line Management of MicroGrid with Battery Storage Using Multiobjective

Rys. 9. Bilans mocy biernej w mikrosystemie dla wariantu I

Rys. 10. Charakterystyki statyczne zasobnika energii dla wariantu I pracy mikrosystemu

Rys. 11. Bilans mocy czynnej w mikrosystemie dla wariantu II

Tab. 2. Zmiany mocy obciążenia w czasie testudla wariantu I pracy mikrosystemu

-8 000

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

13:00 13:05 13:10 13:15 13:20 13:25 13:30 13:35 13:40 13:45t [gg:mm]

Q [v

ar]

Q mikroturbinyQ zasobnikaQ fotowoltaikiQ odbiornika

200

205

210

215

220

225

230

235

240

3 000 3 500 4 000 4 500 5 000 5 500 6 000S [VA]

U [V

]

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

51,0

51,5

52,0

f [H

z]

Uf

P [kW] 5,9 9,5 13,6 4,2

Q [kvar] 5,3 8,1 11,5 3,9

-25 000

-20 000

-15 000

-10 000

-5 000

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

14:20 14:25 14:30 14:35 14:40 14:45 14:50 14:55t [gg:mm]

P [W

]

P mikroturbinyP zasobnikaP fotowoltaikiP odbiornika


169

Optimization, International Conference on Power Engineering, Energy and Electrical Drive POWERENG 2007, 12–14.04.2007.

15. Vahedi H., Noroozian R., Hosseini S.H., Optimal Management of MicroGrid Using Differential Evolution Approach, 7th International Conference on the European Energy Market (EEM), 23–25 June 2010.

16. Gburczyk P. i in., Management System as a Mean for the Integration of Distributed Energy Sources with Low Voltage Network, IEEE International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU ’2011), Lisbon (Portugal), 17–19 October 2011, s. 1–5.

17. Barote L., Georgescu M., Marinescu C., Smart Storage Solution for Wind Systems, IEEE Power Tech Conference, Bucharest, Romania, 28.06–2.07 2009.

18. Faias S. i in., Evaluation of Energy Storage Devices for Renewable Energies

Integration, Application to a Portuguese Wind Farm, 5th Int. Conference on European Electricity Market (EEM 2008), Lisbon, Portugal, 2008.

19. Qian K. i in., Benefits of Energy Storage in Power Systems with High Level of Intermittent Generation, 20th Int. Conference on Electricity Distribution (CIRED2009), Praque, 8–11.06.2009.

20. Wasiak I., Pawełek R., Mieński R., Zasobniki energii w mikrosystemach elektroenergetycznych, konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, APE ’11, Jurata, 8–10.06.2011, s. 159–166.

21. Zamora R., Srivastava A.K., Controls for Microgrids with Storage: Review, Challenges, and Research Needs, Renewable and Sustainable Energy Reviews 2010, No. 14, s. 2009–2018.

22. Chakraborty S., Simoes M.G., PV-Microgrid Operational Cost Minimization by Neural Forecasting

and Heuristic Optimization, Industry Applications Society Annual Meeting, IAS ’08 IEEE, 2008.

23. Guan X., Xu Z., Jia Q.-S., Energy-efficient Buildings Facilitated by Microgrid, IEEE Trans. on Smart Grid 2011, Vol. 2, No. 1.

24. Gao F., Iravani M.R., A Control Strategy for a Distributed Generation Unit in Grid Connected and Autonomous Modes of Operation, IEEE Trans. On Power Delivery, Vol. 23, No. 2, April 2008.

25. Chowdhury S.P. i in., Operation and control of DG based power island in Smart Grid environment, 20th Int. Conference and Exhibition on Electricity Distribution, CIRED 2009.

26. Ghadimi A.A., Razavi F., Ghaffarpour R., Control of Islanded Inverter Interfaced Distributed Generation Units For Power Quality Improvement, 14th Int. Conference on Harmonics and Quality of Power, ICHQP 2010.

27. Delghavi M.B., Yazdani A., A Unified Control Strategy for Electronically Interfaced Distributed Energy Resources, IEEE Trans. on Power Delivery 2012, Vol. 27, No. 2.

28. Gaonkar D.N., Patel R.N., Pillai G.N., Dynamic Model of Microturbine Generation System for Grid Connected/islanding operation, IEEE Int. Conference on Industrial Technology, ICIT 2006.

29. Sao C.K., Lehn P.W., Control and Power Management of Converter Fed Microgrids, IEEE Trans. on Power Systems August 2008, Vol. 23, No. 3.

30. Katiraei F., Iravani R., Power Management Strategies for a Microgrid with Multiple Distributed Generation Units, IEEE Transaction on Power Systems 2006, Vol. 21, No. 4.

31. Pecas Lopes J.A., Moreira C.L., Madureira A.G., Defining Control Strategies for Microgrids Islanded Operation, IEEE Transaction on Power System May 2006, Vol. 21, No. 2.

32. Brabandere K. i in., A Voltage and Frequency Droop Control Method for Parallel Inverters, IEEE Transaction on Power Electronics July 2007, Vol. 22, No. 4.

33. Majumder R. i in., Load Sharing and Power Quality Enhanced Operation of a Distributed Microgrid, IET Renewable Power Generation 2009, Vol. 3, Iss. 2.

34. Majumder R. i in., Droop Control of Converter-Interfaced Microsources in Rural Distributed Generation, IEEE Trans. on Power Delivery October 2010, Vol. 25, No. 4.

35. Vandoorn T. i in., A Control Strategy for Islanded Microgrids with DC-link Voltage Control, IEEE Trans. on Power Delivery April 2011, Vol. 26, No. 2.

36. Pawełek R. i in., Mikrosystem – węzeł ener-getyczny w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej, konferencja „Aktualne problemy w elektroenergetyce”, APE ’11, Jurata, 8–10.06.2011, s. 143–150.

Rys. 12. Bilans mocy biernej w mikrosystemie dla wariantu II

Rys. 13. Charakterystyki statyczne mikroturbiny dla wariantu II pracy mikrosystemu

-15 000

-10 000

-5 000

0

5 000

10 000

15 000

14:20 14:25 14:30 14:35 14:40 14:45 14:50 14:55t [gg:mm]

Q [v

ar]

Q mikroturbinyQ zasobnikaQ fotowoltaikiQ odbiornika

200

205

210

215

220

225

230

235

240

0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000S [VA]

U [V

]

48,0

48,5

49,0

49,5

50,0

50,5

51,0

51,5

52,0

f [H

z]

Uf


170

Irena Wasiakdr hab. inż., prof. nadzw.Politechnika Łódzkae-mail: [email protected] Politechniki Łódzkiej. Od początku kariery zawodowej pracuje w Instytucie Elektroenergetyki tej uczelni. Uzyskała stopnie naukowe doktora i doktora habilitowanego z dziedziny elektroenergetyki. W latach 2002–2008 była prodziekanem Wydziału Elektrotechniki, Elektroniki, Informatyki i Automatyki PŁ. Obecnie pełni funkcję kierownika Zakładu Sieci Elektroenergetycznych Mikrosystemów. Członkini The Institution of Engineering and Technology oraz Komitetu ds. Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej SEP, członek stowarzyszony Sekcji Systemów Elektroenergetycznych PAN. Pełni funkcję zastępcy redaktora naczelnego czasopisma Electrical Power Quality and Utilisation oraz współprzewodniczącej międzynarodowej konfe-rencji o tej samej nazwie. Obszar działalności naukowej obejmuje zagadnienia jakości zasilania, integracji rozproszonych źródeł energii w sieciach elektroener-getycznych, funkcjonowania mikrosystemów elektroenergetycznych.

Ryszard Pawełekdr inż.Politechnika Łódzkae-mail: [email protected] Wydziału Elektrycznego Politechniki Łódzkiej (1977). Obecnie jest zatrudniony w Instytucie Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni na stanowisku adiunkta, gdzie pełni funkcję zastępcy dyrektora Instytutu. Obszar zainteresowań naukowych obejmuje: jakość energii elektrycznej, generację rozproszoną, mikrosystemy elektroenergetyczne. Jest członkiem Polskiego Komitetu Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elektrycznej, w którym pełni funkcję wiceprzewodniczącego ds. nauki. Rzeczoznawca SEP w dziedzinie jakości energii elektrycznej.

Paweł Kelmdr inż.Politechnika Łódzkae-mail: [email protected] Wydziału Elektrotechniki, Elektroniki, Informatyki i Automatyki Politechniki Łódzkiej (2004). Pracę doktorską obronił na swojej macierzystej uczelni (2012). Pracował na The University of Strathclyde w Glasgow (2007–2008). Zatrudniony na stanowisku adiunkta w Instytucie Elektroenergetyki


171

Sensitivity of Power Station Auxiliary Network to the Possibility of Ferroresonance Occurrence

AuthorsJózef Wiśniewski Edward Anderson Janusz Karolak

Keywordsferroresonance, voltage transformer, bifurcation

AbstractImplementation of the new class of 1000 MW power units to a power system creates new prob-lems associated with the operation of its individual components and circuits. One such issue is the phenomenon of ferroresonance in the internal load network. This is not a new problem but it requires examination due to the higher level of supply voltage (10 kV). This paper examines the possibility of ferroresonance occurrence and its character depending on the extent of the network, voltage transformers’ load, the effect of grounding resistors in the star point of the power transformer and the presence of varistor surge arresters. The results are presented in the form of ferroresonance maps. They allow assessing the impact of various parameters on the phenom-enon, explaining the reasons for possible failure and properly programming the network condi-tions in order to avoid the risk of ferroresonance.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014414

1. IntroductionAt the development of technologies for highly efficient “zero-emission” high power (MW 600–1000) coal-fired units under Programme 50+ the need arose to analyse the operation of their components and circuitry in emergency conditions.The paper presents the issue of modelling ferroresonance phenomenon in the auxiliary network of a 1000 MW unit. Ferroresonance in a medium-voltage grid occurs as a result of interaction between nonlinear inductance of a voltage trans-former and capacitance to earth of the grid. This phenomenon has been discussed for many years. However, it is difficult to examine due to the high sensitivity to even small changes in grid param-eters. Researching ferroresonance is important because of the threats posed to proper grid operation. Overvoltages during a ferroresonance occurrence can threaten the insulation of stations and lines, and of power devices installed there. Over-currents caused by ferroresonance are extremely dangerous for inductive voltage transformers, especially when this phenom-enon is prolonged. This leads to faults in the grid operation and reduces the supply reliability and supplied electricity quality as a result of interruptions related to line outages and voltage and current waveform distortions. Moreover, ferroresonance may also lead to unwanted ground fault protection tripping [1]. The current interest in this issue is caused by the introduction of new instrument transformer types with different parameters to those previously applied, and the very small load of transformer

secondary windings, suitable for electronic measuring and protection devices.The effect of the phenomenon on parameters such as grid capacity, voltage transformer characteristics and load, type of phenomenon initiating action, presence of grounding resistor connected to the supply transformer’s neutral point, and the presence of surge arresters was studied. Ferroresonance is usually initiated by a switching operation or a ground fault occur-rence and tripping.Grid sensitivity to ferroresonance may be conveniently illustrated using bifurcation diagrams [2, 3, 4] or Poincaré diagrams [5].While examining the grid at its various parameters, bifurcation diagrams and maps of grid sensitivity to ferroresonance were draw to illustrate the parameter areas that ensure absence of ferroresonance, and such, for which the phenomenon may occur. Additionally, the examined phenomenon’s parameters can be represented in the maps, such as ferroresonance overvoltage frequency and waveform characteristics, or maxima. The results are indicative, but may be useful for grid operation program-ming. Calculations were made using the EMTP/ATP programme.

2. Modelling of power plant’s auxiliary networkSubject to these authors’ interest is a power plant’s auxiliary network operating at a rated voltage of 10 kV, a diagram of which is shown in Fig. 1. The network is powered by the 3-winding

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | 171–177

172

tap transformer TO operated in Y/y/y connection. The option for connecting the transformer’s 10 kV neutral points with grounding resistors with resistance Ru = 58 Ω is provided for. Such a resistor reduces switching, ground fault and ferroreso-nance overvoltages, improves ground-fault protection perfor-mance, but increases the electric shock risk at a ground fault. The conclusions drawn so far from the use of similar resistors in power plants’ auxiliary systems are not unambiguous. In an emergency, as well as during the unit’s start-up, the auxiliary network can be supplied from the 110 kV grid through the 3-winding reserve transformer TR operated in YN/d/d connection. In such a case the 10 kV network’s neutral point is isolated.Of major impact on the network’s susceptibility to ferroreso-nance are its parameters such as:• capacitance to earth of cables, busbars, and busways• nonlinear inductance of voltage transformers and their loads,

in particular the open triangle winding load • operating mode of the network’s neutral point, and resistance

in the TO tap transformer’s neutral point • presence and characteristics of surge arresters. Equivalent circuit of the modelled 3-winding transformer is shown in Fig. 2, and its magnetization characteristics adopted for the calculation in Fig. 3

3. Ferroresonance calculations The possibility of ferroresonance occurring in the 10 kV auxiliary network was examined for various switchgear configurations, i.e. various capacitances to earth. With all outgoing bays switched on, the total capacitance to earth in the network is 0.42 μF. With all outgoing bays switched off, the total capacitance to earth in the network is 0.26 μF. It is then made up of busbar capacitances, in part of screened busways, and the capacity to earth of instru-ment transformers and the power transformer.With two switchgear sections interconnected, the network’s capacitance to earth doubles. In view of these capacitances, the ferroresonance susceptibility was tested for a capacitance

range up to 0.5 μF for single switchgear section operation, and up to 1 μF for the two sections interconnected. In addition, the impact of the power transformer’s type (tap TO vs. reserve TR) was tested. As a result of the calculations it was found that there are areas of the grid capacitance to earth in which ferroreso-nance may occur. Fig. 4 shows an example waveform of L1 phase voltage on the station bars at single switchgear section opera-tion powered with a TO tap transformer without grounding resis-tors, without surge arresters and with outgoing bays switched on, i.e. with network capacitance to earth C = 0.19 μF.

Fig. 1. The 10 kV auxiliary network modelled for ferrorersonance studies (one section)

Fig. 2. Equivalent circuit of voltage transformer

Fig. 3. Magnetization characteristics of the modeled voltage trans-former (primary side)


173

Ferroresonance is initiated by a short-term ground fault. The phase voltage waveform in Fig. 4 shows that after the fault has passed, ferroresonance appears, but after about 1s recedes. It is better shown in the zero-sequence waveform of the voltage measured at open delta terminals of the voltage transformers in the measurement bay (Fig. 5).For the network’s other capacitance to earth dependent on its configuration, ferroresonance does not arise at all, or is short-term or permanent. In order to test the network’s susceptibility

to the studied phenomenon, the capacitance C was changed in 0.01 μF steps from 0.01 μF to 0.5 μF, and phase voltage amplitudes were observed in their subsequent periods, after 0.5 seconds and 5 s respectively, in order to determine whether ferroresonance still persists after that time, and what its nature is. Results of the stimulation calculations are presented in Fig. 6 and 7.It follows from Fig. 6 and 7 that in many swithchgear configura-tions ferroresonance can occur, but the occurrences are perma-nent (still present at least 5 seconds after initiation) for the narrow

capacitance to earth range C = 0.14–0.15 μF. Zero-sequence waveforms of the voltage measured at open delta terminals of the voltage transformers, and the transformers’ currents for C = 0.15 μF are shown in Fig. 8 and 9.A ferroresonance occurrence that was not suppressed after at least 5 seconds after initiation was considered as sustained. Fig. 10 shows a bifurcation diagram that illustrates the ampli-

tudes of L1 phase voltage on the station bars 5 s after the ferro-resonance initiation for the entire tested range of capacitances to earth C = 0.01–1 μF, including the cases of the 10 kV switch-gear’s single section and two interconnected sections opera-tions. This is also the case of the auxiliary network powered by TO tap transformer, without surge arresters, and without loading the voltage transformers’ no-load open windings.It follows from the calculations illustrated in Fig. 10 that the case of the two switchgear sections interconnected (C = 0.5–1 μF) is

Fig. 4. L1 phase voltage, C = 0.19 μF

Fig. 5. 3U0 zero-sequence voltage, C = 0.19 μF

Fig. 6. Bifurcation diagrams of L1 phase voltage amplitudes in succes-sive periods after 0.5 s from ferroresonance initiation

Fig. 7. Bifurcation diagrams of L1 phase voltage amplitudes in succes-sive periods after 5 s from ferroresonance initiation

Fig. 8. Zero-sequence voltage waveforms, C = 0.15 μF

Fig. 9. Transformer voltage current waveforms, C = 0.15 μF


174

significantly more susceptible to ferroresonance than the single section case. And the nature of the ferroresonance is different. For example, at C = 0.78 μF the voltage waveform’s amplitude is unstable, and its frequency is 23 Hz. A section of zero-sequence voltage waveform is illustrated in Fig. 11.If the substation is supplied from reserve TR, the susceptibility to ferroresonance is clearly lower. This is illustrated by the bifur-cation diagram in Fig. 12.To illustrate the impact of the voltage transformers’ open delta winding load on the ferroresonance suppression, a series of calculations was performed, and the results are presented as a ferroresonance map (Fig. 13). The calculations were made for the option of the switchgear supply from the TO tap transformer without grounding resistors, without surge arresters, and with the voltage transformers’ open delta winding load in the range of R = 106 Ω to R = 1 Ω. The graphic symbol ◊ in the ferroresonance map means that the ferroresonance occurrence was permanent, while the symbol 0 means zero-sequence voltage amplitude in the range of 10–50 V, the symbol * in the range of 50–100 V, and O above 100 V.Fig. 13 allows determining how large a load of the open delta circuit (how low resistance) enables ferroresonance suppressing. For example, at network capacitance C = 0.14 μF this is resis-tance R ≤ 1000 Ω, and at C = 0.81 μF, resistance R ≤ 100 Ω. In the power industry such situations are experienced, and the calcu-lations confirm that, where there are such operating conditions that ferroresonance cannot be supressed by loading the open delta even with the lowest resistance. Fig. 13 shows a situation,

where at a small load of the open delta (R > 1000 Ω) there is no sustained ferroresonance, and it appears with increased load (R = 100 Ω). That is, for example, atr C = 0.13 μF.The impact of the presence of surge arresters connected to the station bars or at the beginning of the cable line on the ferro-resonance damping effect was examined. Varistor arresters with rated voltage UR = 15 kV and maximum continuous operating voltage UC = 12 kV were adopted. The energy absorption capa-bility of these arresters is 5.5 kJ/kV UC. Fig. 14 shows the modelled voltage-current characteristics of the arrester.It was found upon the examination of a network with capaci-tance C = 0.14 μF, that the presence of one, two or three surge arresters in the network does not suppress ferroresonance over-voltages. Only four or more arresters suppress ferroresonance.Fig. 15 shows a bifurcation diagram that illustrates L1 phase voltage amplitudes in successive periods 5 s after the fault initia-tion. There are four surge arresters in the network. The 10 kV network is supplied by a TO tap transformer without resistors in its neutral point.

Fig. 10. Bifurcation diagrams of L1 phase voltage amplitudes in successive periods 5 s after ferroresonance initiation

Fig. 11. Zero-sequence voltage waveform at C = 0.78 μF (two sections interconnected)

Fig. 12. Bifurcation diagram of the subsequent L1 phase voltage cycle amplitudes in 5 s after ferroresonance initiation

Fig. 13. Map of sustained ferroresonance, where R – damping resistance in open delta circuit, symbol ◊ – zero-sequence voltage amplitude in the range of 10–50 V, * – in the range of 50–100 V, O – above 100 V


175

It was found that the presence of four surge arresters does not suppress the ferroresonance for all configurations of the network. In addition, there are areas of the capacitance to earth C variation for which ferrorezonans appears even if it did not occur without these surge arresters (e.g. at C = 0.02–0.13 μF). It therefore can be concluded that the presence of surge arresters does not always entail the network’s reduced susceptibility to ferroresonance occurrences.

In order to find out whether more surge arresters would signifi-cantly reduce the network sensitivity to ferroresonance, calcula-tions were made that allowed drawing a bifurcation diagram for a network with ten surge arresters. The results are shown in Fig. 16.No correlation was established between network susceptibility to ferroresonance and the number of connected surge arresters. For certain network capacitance ranges the ferrorezonans sensi-tivity even increases with more surge arresters connected; for other ranges its character changes.There are various faults that can inspire ferroresonance in a network. It could be switching on an outgoing bay or the entire substation with the circuit breaker in the transformer bay. Such a case is illustrated in Fig. 17 and 18. They show, respectively, waveforms of the phase voltage on the bars, and the phase currents of instrument transformers in the measurement bay after powering the switchgear. The switchgear’s capacitance to earth is C = 0.13 μF, the instrument transformers are lightly loaded, and there are no surge arresters.

In order to examine the network susceptibility to ferroresonance occurrence during powering of the switchgear, relevant calcu-lations were made, the results of which are shown as bifurca-tion diagrams in Fig. 19 and 20 They represent the amplitudes of L1 phase voltage’s subsequent periods 1s and 5 s, respectively, after closing the circuit breaker in the transformer bay.

It can be seen from the calculations shown in Fig. 19 and 20 that powering the switchgear induces ferroresonance for a wide capacitance to earth range, but sustained ferroresonance occurs only at the network extent corresponding capacitance to earth C = 0.49 μF.

A grounding resistor connected to a TO tap transformer’s neutral point reduces the circuit’s susceptibility to ferroresonance but it increases the risk of electric shock at a ground fault. Calculations were made to show the dependence of the circuit susceptibility

Fig. 14. Voltage-current characteristic of the surge arrester adopted for the calculations

Fig. 15. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Supply from TO tap transformer, four surge arresters in the network

Fig. 16. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Supply from TO tap transformer, ten surge arresters in the network

Fig. 17. Waveforms of phase voltages on the bars after powering the switchgear (C = 0.13 μF)

Fig. 18. Phase currents in instrument transformers in the measurement bay after powering the switchgear (C = 0.13 μF)


176

to depending on grounding resistance RU connected to the tap transformer’s neutral point. They are presented as ferro-resonance maps in Fig. 21 The map shows the maximum zero-sequence amplitude of the voltage on the open delta terminals at t = 5 s after the ferroresonance initiation, depending on grounding resistance RU and network capacitance to earth C. No symbol means no sustained ferroresonance. It follows from the calcula-tions that grounding resistance RU = 1000 Ω ensures resistance

to ferroresonance in all network configurations. Therefore the use of resistor RU = 1000 Ω instead of 100 A – i.e. 57.8 Ω may be considered.

4. Final conclusionsA medium voltage auxiliary network, just like other networks of this type, is sensitive to ferroresonance occurrences due to the presence of capacitance to earth and non-linear inductances of voltage transformers. The subject network is an object of a highly sensitive nature in its response to fault, with regard to small changes in its parameters, mainly such as capacitance to earth and voltage transformers’ loads.The presented method of network testing, and results rendered in the form of bifurcation diagrams is a convenient way to iden-tify unsafe operating conditions, i.e. the range of parameters at which the sensitivity to ferroresonance occurrence is increased. Therefore it allows avoiding these conditions, but also explains the reasons for a possible failure. The presented ferroresonance maps allow determining the minimum load of voltage trans-formers that ensures ferroresonance damping. Typically loading the open delta with resistance 100 Ω is sufficient to achieve the damping effect.The use of varistor surge arresters does not guarantee ferroreso-nance supression.The surest way to prevent ferroresonance development is grounding transformer neutral points with an appropriate resistance. The disadvantage of this method is increased risk of electric shock during ground faults. It was established that grounding resistance RU = 1000 Ω ensures effective ferroreso-nance suppression.

REFERENCES

1. Nowak W., Moskwa S., Tarko R., Problemy eksploatacji elektroen-ergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej [Problems of medium-voltage distribution grid operation in the aspect of protection reliability], Acta Energetica 2011, No. 1, pp. 31–38.

2. Wörnle F., Harrison D., Zhou C., Analysis of a Ferroresonant Circuit Using Bifurcation Theory and Continuation Techniques, IEEE Transactions on Power Delivery 2005 No. 1, 2005, doi: 10.1109/TPWRD./2004.835529, pp. 191–196.

3. Wisniewski J., Anderson E., Karolak J., Search for Network Parameters Preventing Ferroresonance Occurrences. 9-th International Conference Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona, October 2007, doi: 10.1109/EPQU.2007.4424141, pp. 1–6.

4. Radmanesh H., Hamid F.S., Analyzing Ferroresonance Phenomena in Power Transformers Including Zinc Oxide Arrester and Neutral Resistance Efect, Applied Computational Intelligence and Soft Computing, Vol.2012, doi:10.1155/2012/525494, pp. 1–5.

5. Iravani M. Modelling and Analysis Guidelines for Slow Transients – Part III. The Study of Ferroresonance, IEEE Transactions on Power Delivery 2000, No. 1, 2005, doi: 10.1109/EPQU.2007.4424141, pp. 255–265.

Fig. 19. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Closing the circuit breaker in the transformer bay. Observation 1 s after switching on

Fig. 20. Bifurcation diagram of L1 phase voltage. Closing the circuit breaker in the transformer bay. Observation 5 s after switching on

Fig. 21. Map of sustained ferroresonance, where RU – grounding resis-tance at TO tap transformers’ neutral point, symbol ◊ – zero-sequence voltage amplitude below 50 V, * – amplitude 50–100 V, O – amplitude over 100 V


177

The results presented in this paper were obtained from studies co-funded by the National Centre for Research and Development under contract SP/E/1/67484/10 – Strategic Research Programme

– Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power units integrated with CO2 capture.

Józef WiśniewskiLodz University of Technology


A graduate of Łódź University of Technology (1973). An assistant professor at the Power Engineering Department of his alma mater. He deals with issues of transients

modelling and simulation in power systems and power system protections. A member of SEP Association of Polish Electrical Engineers since 1973.

Edward AndersonWarsaw University of Technology


Graduated from Warsaw University of Technology (1961). Since then employed at the Institute of Power Engineering in Warsaw. His research activities include issues

of transient processes in high and medium voltage power grids due to short-circuit and switching disturbances, optimization issues of medium voltage (urban, field,

power plant, and industrial) grid operating conditions, testing of power equipment’s earthing and analysis of its impact on other devices, the environment, and human

safety. A member of CIGRE, CIRED, and SEP Association of Polish Electrical Engineers.

Janusz KarolakInstitute of Power Engineering in Warsaw


Graduated in electrical devices construction from Warsaw University of Technology (1969). Since 1971 he has been employed at the Institute of Power Engineering in

Warsaw, initially in the Short-circuit Laboratory, where he developed and upgraded testing/measuring systems and tested electrical equipment and devices. Currently,

the scope of his activities includes: analysis of operating conditions, technical requirements, and selection of medium and high voltage devices and equipment; testing

of surge levels and effectiveness evaluation of surge protections installed in power grids; analysis of power systems with non-linear inductive components; methods

of ferroresonance suppression or elimination; issues related to determining failure causes in a power system. A Member of CIGRE, SEP Association of Polish Electrical

Engineers, and Chairman of Technical Committee of the Polish Committee for Standardization (PKN).


178

Wrażliwość sieci potrzeb własnych elektrowni na możliwość wystąpienia ferrorezonansu

AutorzyJózef WiśniewskiEdward AndersonJanusz Karolak

Słowa kluczoweferrorezonans, przekładniki napięciowe, bifurkacja

StreszczenieWprowadzanie do systemu elektroenergetycznego bloków energetycznych klasy 1000 MW rodzi nowe problemy zwią-zane z eksploatacją poszczególnych jego podzespołów i obwodów. Jednym z takich zagadnień jest zjawisko ferrorezo-nansu w sieci potrzeb własnych. Nie jest to problem nowy, ale ze względu na wyższy od dotychczasowych poziom napięcia zasilania (10 kV) wymaga zbadania. W artykule autorzy przeanalizowali możliwość wystąpienia ferrorezonansu i jego charakter w zależności od rozległości sieci i obciążenia przekładników napięciowych, wpływ rezystorów uziemiających w punkcie neutralnym transformatora odczepowego oraz obecności ograniczników przepięć. Wyniki zaprezentowano w postaci wykresów bifurkacyjnych i map ferrorezonansu. Pozwalają one ocenić wpływ poszczególnych parametrów pracy na zjawisko, wyjaśnić przyczyny możliwej awarii i prawidłowo zaprogramować warunki pracy sieci tak, aby unikać zagrożenia ferrorezonansem.

1. WstępPodczas opracowywania w ramach Programu 50+ technologii dla wysoko-sprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych o dużej mocy (600–1000 MW) zaszła potrzeba analizy pracy podze-społów oraz obwodów elektrycznych bloku w warunkach awaryjnych.W artykule przedstawiono zagadnienie modelowania zjawiska ferrorezonansu w sieci potrzeb własnych bloku o mocy 1000 MW. Ferrorezonans w sieci średniego napięcia pojawia się na skutek wzajemnego oddziały-wania nieliniowej indukcyjności przekładnika napięciowego i pojemności doziemnej sieci. Zjawisko jest znane i opisywane od wielu lat. Jest jednak trudne do badania ze względu na dużą wrażliwość na małe nawet zmiany parametrów sieci.Badanie ferrorezonansu jest istotne ze względu na niebezpieczeństwo, jakie niesie to zjawisko dla prawidłowej pracy sieci. Występujące podczas zjawiska ferro-rezonansu przepięcia mogą zagrażać izolacji stacji i linii oraz zainstalowanych urządzeń i aparatów elektroenergetycznych. Natomiast przetężenia wywołane ferrorezonansem są niezwykle groźne dla indukcyjnych przekład-ników napięciowych, szczególnie wtedy, gdy zjawisko to jest długotrwałe. Prowadzi ono do zakłóceń w pracy sieci i powoduje zmniej-szenie niezawodności zasilania oraz jakości dostarczanej energii wskutek przerw zwią-zanych z wyłączeniem linii oraz odkształceń przebiegów napięcia i prądu. Ferrorezonans może ponadto prowadzić do niepotrzeb-nego zadziałania zabezpieczeń ziemnozwar-ciowych [1]. Obecne zainteresowanie tym zagadnieniem jest spowodowane wprowa-dzaniem nowych typów przekładników, o odmiennych parametrach niż w dotychczas stosowanych, oraz bardzo małym obcią-żeniem uzwojeń wtórnych przekładników, wynikającym z zastosowania elektronicznych urządzeń pomiarowych i zabezpieczających.Badano wpływ na zjawisko takich parame-trów, jak: pojemność sieci, charakterystyka i obciążenie przekładnika napięciowego,

rodzaj działania inicjującego zjawisko, obec-ność rezystora uziemiającego, przyłączonego do punktu gwiazdowego transformatora zasilającego, a także obecność ogranicz-ników przepięć. Czynnikiem inicjującym powstanie ferrorezonansu zwykle bywa operacja łączeniowa lub wystąpienie i wyłą-czenie zwarcia doziemnego.Dla ilustracji wrażliwości sieci na wystą-pienie ferrorezonansu wygodne jest posługi-wanie się wykresami bifurkacyjnymi [2, 3, 4] lub diagramami Poincarégo [5].Badając sieć, przy różnych jej parame-trach, wykonano wykresy bifurkacyjne i mapy wrażliwości sieci na ferrorezonans, ilustrujące obszary parametrów zapewnia-jących brak ferrorezonansu i obszary para-metrów, dla których wystąpienie zjawiska jest możliwe. Dodatkowo na mapach można przedstawić parametry badanego zjawiska: częstotliwość i charakter prze-biegów lub wartość maksymalną przepięć ferrorezonansowych.

Uzyskane wyniki mają charakter orienta-cyjny, ale mogą być przydatne do programo-wania pracy sieci.Obliczenia wykonywano przy użyciu programu EMTP/ATP.

2. Modelowanie sieci potrzeb własnych elektrowniPrzedmiotem zainteresowania autorów jest sieć potrzeb własnych elektrowni pracująca przy napięciu znamionowym 10 kV, której schemat przedstawia rys. 1. Sieć zasilana jest 3-uzwojeniowym trans-formatorem odczepowym TO pracującym w układzie Y/y/y. Przewiduje się możliwość uziemienia punktów gwiazdowych tego transformatora po stronie 10 kV rezysto-rami uziemiającymi o rezystancji Ru = 58 Ω. Rezystor taki zmniejsza wartości przepięć łączeniowych, ziemnozwarciowych i ferro-rezonansowych, poprawia skuteczność działania zabezpieczeń ziemnozwarcio-wych, ale zwiększa zagrożenie porażeniowe

PL


Rys. 1. Sieć potrzeb własnych 10 kV zamodelowana do badania ferrorezonansu (jedna sekcja)

Generator voltage 27 kV

M

10 kV

110 kV

T O 80/40/40 MV A T R

80/40/40 MV A

Sk=2÷12 GV A Sk=2 GV A

5 MV A 2x1 MV A 3x(1÷2,5) MV A

9x(0,63÷13) MW

R u

J. Wiśniewski et al. | Acta Energetica 4/21 (2014) | translation 171–177

179

przy zwarciu doziemnym. Dotychczasowe wnioski wynikające ze stosowania podob-nych rezystorów w układach potrzeb własnych elektrowni nie są jednoznaczne.W warunkach awaryjnych oraz w trakcie rozruchu bloku sieć potrzeb własnych może być zasilana z sieci 110 kV poprzez 3-uzwojeniowy transformator rezerwowy TR, pracujący w układzie YN/d/d. W takim przypadku sieć 10 kV pracuje z izolowanym punktem neutralnym.Zasadniczy wpływ na podatność sieci na wystąpienie ferrorezonansu mają takie jej parametry, jak:• pojemność doziemna linii kablowych,

szyn zbiorczych i szynoprzewodów• nieliniowa indukcyjność przekład-

ników napięciowych oraz ich obciążenie, a w szczególności obciążenie uzwojeń otwartego trójkąta

• sposób pracy punktu neutralnego sieci oraz wartość rezystancji w punkcie gwiaz-dowym transformatora odczepowego TO

• obecność i charakterystyki ograniczników przepięć.

Schemat zastępczy modelowanego prze-kładnika 3-uzwojeniowego przedstawiono na rys. 2, a przyjętą do obliczeń jego charak-terystykę magnesowania na rys. 3.

3. Obliczenia ferrorezonansuZbadano możliwość wystąpienia ferrorezo-nansu w sieci potrzeb własnych 10 kV dla różnych konfiguracji pracy rozdzielni, tj. dla różnej pojemności doziemnej. Przy włączo-nych wszystkich polach odpływowych całko-wita pojemność doziemna w sieci wynosi 0,42 μF. Przy wszystkich polach odpływo-wych wyłączonych pojemność doziemna w sieci wynosi 0,26 μF. Stanowią ją wówczas pojemności szyn zbiorczych, w części w postaci ekranowanych szynoprzewodów, oraz pojemności doziemne przekładników i transformatora zasilającego.W przypadku połączonych z sobą dwóch sekcji rozdzielni pojemność doziemna sieci się podwaja. W związku z powyższymi wartościami pojemności badanie podatności

na ferrorezonans wykonano dla zakresu pojemności do 0,5 μF w przypadku pracy pojedynczej sekcji rozdzielni oraz do 1 μF w przypadku pracy dwóch połączonych z sobą sekcji. Badano ponadto wpływ rodzaju transformatora zasilającego (odczepowy TO lub rezerwowy TR).W wyniku obliczeń stwierdzono, że istnieją obszary wartości pojemności doziemnej sieci, w których ferrorezonans może zaist-nieć. Na rys. 4 pokazano przykładowy prze-bieg napięcia fazy L1 na szynach stacji przy pracy pojedynczej sekcji, zasilanej transfor-matorem odczepowym TO bez rezystorów uziemiających, bez ograniczników przepięć i z włączonymi odpływami dającymi pojem-ność doziemną sieci C = 0,19 μF.Ferrorezonans inicjowany jest wystąpie-niem krótkotrwałego zwarcia doziem-nego. Przedstawiony na rys. 4 przebieg napięcia fazowego pokazuje, że po ustą-pieniu zwarcia ferrorezonans pojawia się, ale po upływie ok. 1 s ustępuje. Wyraźniej pokazuje to przebieg napięcia kolejności zerowej, mierzonego na zaciskach otwar-tego trójkąta przekładników napięciowych w polu pomiarowym (rys. 5).Dla innych pojemności doziemnych sieci, zależnych od jej konfiguracji, ferrorezo-nans nie powstaje wcale lub występuje krótkotrwały lub trwały. W celu spraw-dzenia podatności sieci na badane zjawisko zmieniano pojemność C z krokiem 0,01 μF w przedziale od 0,01–0,5 μF i obserwowano amplitudy napięć fazowych w kolejnych ich okresach, odpowiednio po czasie 0,5 s i 5 s, w celu stwierdzenia, czy ferrorezonans po tym czasie jeszcze występuje i jaki ma charakter. Wyniki obliczeń symulacyjnych obrazują rys. 6 i 7.Z rys. 6 i 7 wynika, że w wielu konfigura-cjach pracy rozdzielni ferrorezonans może się pojawić, ale charakter trwałego występo-wania (co najmniej jeszcze po 5 s od zaini-cjowania) ma miejsce dla wąskiego zakresu pojemności doziemnej C = 0,14–0,15 μF. Przebiegi napięcia kolejności zerowej mierzonego w układzie otwartego trójkąta przekładników napięciowych oraz prądy tych przekładników, dla C = 0,15 μF, poka-zano na rys. 8 i 9.Za ferrorezonans trwały uznano taki, który nie wytłumia się po czasie co najmniej 5 s od zainicjowania. Na rys. 10 pokazano wykres bifurkacyjny, obrazujący amplitudy napięcia fazowego fazy L1 na szynach stacji po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu dla całego badanego zakresu pojemności doziemnej

C = 0,01–1 μF, obejmującego przypadek pracy pojedynczej sekcji rozdzielni 10 kV oraz połączonych dwóch sekcji rozdzielni. Jest to także przypadek zasilania sieci potrzeb własnych transformatorem odcze-powym TO bez rezystorów uziemiają-cych, bez ograniczników przepięć i bez

Rys. 2. Schemat zastępczy przekładnika napięciowego

Rys. 4. Napięcie fazy L1, C = 0,19 μF

Rys. 6. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 0,5 s od zainicjowania ferrorezonansu

Rys. 7. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu

Rys. 8. Przebiegi napięcia kolejności zerowej, C = 0,15 μF

Rys. 9. Przebiegi prądów przekładników napięciowych, C = 0,15 μF

Rys. 10. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania ferrorezonansu

Rys. 5. Napięcie kolejności zerowej 3U0, C = 0,19 μF

Rys. 3. Charakterystyka magnesowania modelowanego przekładnika napięciowego (strona pierwotna)

0

20

40

60

80

0 50 100 150 200 250i1m (mA)

ψm

(Wb)

Zp

Zs1

Zs2 Zµ

(f ile Blok858.015.PL4; x-v ar t) c:S1A -X0002A c:S1B -X0002B c:S1C -X0002C 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7[s]

-3.0

-1.5

0.0

1.5

3.0[A]

(f ile Blok858.015.PL4; x-v ar t) v :UP2 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7[s]

-150

-75

0

75

150[V]

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.50

5

10

15Amplitude of phase voltage

C [uF]

Um

ax [k

V]

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.50

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]

(f ile Blok858.019.PL4; x-v ar t) v :UP2 0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0[s]

-150

-75

0

75

150[V]

(f ile Blok858.019.PL4; x-v ar t) v :S1A 0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0[s]

-15.0

-7.5

0.0

7.5

15.0[kV]


180

obciążenia otwartego trójkąta przekład-ników napięciowych.

Z obliczeń zilustrowanych na rys. 10 wynika, że przypadek pracy połączonych dwóch sekcji stacji (C = 0,5–1 μF) charakteryzuje znacznie większa podatność na ferrore-zonans niż przy pracy pojedynczej sekcji. Przy tym charakter ferrorezonansu jest inny. Przykładowo dla C = 0,78 μF przebieg napięcia ma niestabilną amplitudę i często-tliwość 23 Hz. Fragment przebiegu napięcia kolejności zerowej ilustruje rys. 11.

W przypadku zasilania rozdzielni trans-formatorem rezerwowym TR podatność na ferrorezonans jest wyraźnie mniejsza. Sytuację taką ilustruje wykres bifurkacyjny przedstawiony na rys. 12.

Dla zobrazowania wpływu obciążenia układu otwartego trójkąta przekładników napięciowych na tłumienie ferrorezonansu wykonano serię obliczeń, a wyniki przed-stawiono w postaci mapy ferrorezonansu (rys. 13). Obliczenia wykonywano dla wariantu zasilania rozdzielni transforma-torem odczepowym TO bez rezystorów uziemiających, bez ograniczników przepięć

i z obciążeniem otwartego trójkąta prze-kładników napięciowych w zakresie od R = 106 Ω do R = 1 Ω. Obecność symbolu graficznego na mapie ferrorezonansu oznacza istnienie ferrorezonansu trwa-łego, przy czym symbol oznacza ampli-tudę napięcia kolejności zerowej z zakresu 10–50 V, symbol * z zakresu 50–100 V, a symbol ¡ amplitudę powyżej 100 V.

Rys. 13 pozwala określić, jak duże obcią-żenie obwodu otwartego trójkąta (jak mała wartość rezystancji) jest w stanie wytłumić ferrorezonans. Przykładowo dla pojemności sieci C = 0,14 μF jest to rezystancja R ≤ 1000 Ω, a dla C = 0,81 μF rezystancja R ≤ 100 Ω. W energetyce obserwuje się sytuacje, a obliczenia to potwierdzają, w których istnieją takie warunki pracy sieci, że nie da się wytłumić ferrorezonansu drogą obciążenia otwartego trójkąta nawet dowolnie małą rezystancją. Na rys. 13 pokazano także sytuacje, w których przy małym obciążeniu otwartego trójkąta (R > 1000 Ω) ferrorezonansu trwałego nie ma, a przy zwiększaniu obciążenia (R = 100 Ω) ferrorezonans się pojawia. Tak jest przykładowo dla C = 0,13 μF.Zbadano wpływ obecności ograniczników przepięć przyłączonych na szynach stacji lub na początku linii kablowych na efekt tłumienia ferrorezonansu. Przyjęto ogra-niczniki warystorowe o napięciu znamio-nowym UR = 15 kV i maksymalnym napięciu trwałej pracy UC = 12 kV. Zdolność pochłaniania energii przez te ograniczniki wynosi 5,5 kJ/kV UC. Na rys. 14 przed-stawiono zamodelowaną charakterystykę napięciowo-prądową tego ogranicznika.

Badając sieć o pojemności C = 0,14 μF, stwierdzono, że obecność w sieci jednego, dwóch lub trzech ograniczników nie tłumi przepięć ferrorezonansowych. Dopiero włączenie czterech ograniczników i więcej powoduje tłumienie ferrorezonansu.Na rys. 15 przedstawiono wykres bifur-kacyjny, obrazujący amplitudy kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjowania zakłócenia. W sieci tej włączone są cztery ograniczniki przepięć. Sieć 10 kV zasilana jest transformatorem odczepowym TO bez rezystorów w punkcie gwiazdowym.

Stwierdzono, że obecność czterech ogranicz-ników przepięć nie tłumi ferrorezonansu dla wszystkich konfiguracji pracy sieci. Ponadto pojawiają się obszary zmienności pojem-ności doziemnej C, dla których ferrorezo-nans pojawia się, mimo że bez tych ogra-niczników przepięć nie występował (np. dla C = 0,02–0,13 μF). Wynika z tego, że obec-ność ograniczników przepięć nie zawsze oznacza zmniejszenie podatności sieci na występowanie ferrorezonansu.Żeby zbadać, czy większa liczba ogra-niczników przepięć wpłynie znacząco na zmniejszenie wrażliwości sieci na ferro-rezonans, wykonano obliczenia pozwalające zbudować wykres bifurkacyjny dla sieci, w której włączono dziesięć ograniczników przepięć. Wyniki przedstawiono na rys. 16.Nie stwierdzono zależności podatności sieci na ferrorezonans od liczby włączonych ogra-niczników przepięć. Dla pewnych zakresów pojemności sieci wrażliwość na ferrore-zonans przy dołączaniu ograniczników

przepięć nawet rośnie, dla innych zmienia się jego charakter.Ferrorezonans w sieci może być wywołany przez rozmaite zakłócenia. Może to być łączenie odpływu lub całej rozdzielni wyłącznikiem w polu transformatorowym. Taki przypadek zilustrowano na rys. 17 i 18. Przedstawiają one odpowiednio przebiegi napięć fazowych na szynach oraz prądy fazowe przekładników w polu pomiarowym

Rys. 11. Przebieg napięcia kolejności zerowej dla C = 0,78 μF (połączone dwie sekcje)

Rys. 14. Charakterystyka napięciowo-prądowa ogranicz-nika przepięć przyjętego do obliczeń

Rys. 15. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zasilanie transformatorem odczepowym TO. Włączone cztery ograniczniki przepięć

Rys. 16. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zasilanie transformatorem odczepowym TO. Włączonych dzie-sięć ograniczników przepięć

Rys. 17. Przebiegi napięć fazowych na szynach po załą-czeniu rozdzielni pod napięcie (C = 0,13 μF)

Rys. 18. Prądy fazowe przekładników w polu pomia-rowym po załączeniu rozdzielni pod napięcie (C = 0,13 μF)

Rys. 12. Wykres bifurkacyjny amplitud kolejnych okresów napięcia fazy L1 po czasie 5 s od zainicjo-wania ferrorezonansu przy zasilaniu transformatorem rezerwowym TR

Rys. 13. Mapa ferrorezonansu trwałego, gdzie: R – rezy-stancja tłumiąca w obwodzie otwartego trójkąta, symbol

– amplituda napięcia kolejności zerowej z zakresu 10–50 V, * – z zakresu 50–100 V, ¡ – amplituda powyżej 100 V

(f ile Blok858.028.PL4; x-v ar t) v :UP2 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0[s]

-150

-75

0

75

150[V]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]

(f ile ZnO.pl4; x-v ar c:A -B) factors:offsets:

1.00E-030

v :A 10

0 5 10 15 20 25[kA]0

20

40

60[kV]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]

(f ile 13.PL4; x-v ar t) v :S1A v :S1B v :S1C 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4[s]

-20

-10

0

10

20[kV]

(f ile 13.PL4; x-v ar t) c:S1A -IP2A c:S1B -IP2B c:S1C -IP2C 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4[s]

-4

-2

0

2

4[A]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

100

102

104

106

Ferroresonance map

C [uF]

R [o

m]


181

po załączeniu rozdzielni pod napięcie. Pojemność doziemna rozdzielni wynosi C = 0,13 μF, przekładniki są słabo obciążone, brak jest ograniczników przepięć.

Żeby zbadać podatność sieci na wystą-pienie ferrorezonansu podczas załą-czania rozdzielni pod napięcie, wykonano odpowiednie obliczenia, których wynik w postaci wykresu bifurkacyjnego przed-stawiono na rys. 19 i 20. Przedstawiają one amplitudy kolejnych okresów napięcia

fazy L1 po czasie odpowiednio 1 s i 5 s od zamknięcia wyłącznika w polu transformatorowym.

Z obliczeń pokazanych na rys. 19 i 20 widać, że załączanie rozdzielni pod napięcie wywo-łuje powstanie ferrorezonansu dla szerokiego zakresu wartości pojemności doziemnej, ale ferrorezonans trwały ma miejsce jedynie przy rozległości sieci odpowiadającej pojem-ności doziemnej C = 0,49 μF.

Włączenie rezystora uziemiającego w punkt gwiazdowy transformatora odczepowego TO wpływa na zmniejszenie podatności układu na ferrorezonans. Powoduje jednak zwiększenie zagrożenia porażeniowego przy zwarciu doziemnym. Wykonano obliczenia obrazujące podatność układu na ferrorezonans w zależności od wartości rezystancji RU uziemiającej, włączonej w punkt gwiazdowy transformatora odcze-powego. Przedstawiono je w postaci mapy ferrorezonansu na rys. 21. Obrazuje ona maksymalną amplitudę napięcia kolejności zerowej na zaciskach otwartego trójkąta po czasie t = 5 s od inicjacji ferrorezonansu, w zależności od rezystancji uziemienia RU i pojemności doziemnej sieci C. Brak symbolu oznacza brak ferrorezonansu trwałego. Z obliczeń wynika, że rezystancja uziemiająca RU = 1000 Ω zapewnia odporność na ferrorezonans we wszystkich konfiguracjach sieci. Można więc rozważyć zastosowanie rezystora RU = 1000 Ω zamiast tzw. 100 A – tj. 57,8 Ω.

4. Wnioski końcoweSieć średniego napięcia układu potrzeb własnych, podobnie jak inne sieci tego typu, ze względu na obecność pojemności doziemnej i nieliniowych indukcyjności przekładników napięciowych są wrażliwe na pojawienie się w nich ferrorezonansu.Rozważana sieć jest obiektem o dużej wraż-liwości charakteru odpowiedzi na zakłó-cenie na niewielkie zmiany jej parametrów, głównie takich, jak pojemność doziemna i obciążenie przekładników napięciowych.Zaprezentowany sposób badania sieci i zobrazowania wyników w postaci wykresów bifurkacyjnych jest wygodny do określania niebezpiecznych warunków pracy, czyli zakresu parametrów, przy których wrażliwość na wystąpienie ferrore-zonansu jest podwyższona. Pozwala wobec tego na unikanie tych warunków pracy, ale także na wyjaśnienie przyczyn ewentualnej awarii.Prezentowane mapy ferrorezonansu pozwa-lają określić minimalne obciążenie prze-kładników napięciowych zapewniające tłumienie ferrorezonansu. Zazwyczaj obcią-żenie otwartego trójkąta rezystancją 100 Ω jest wystarczające do osiągnięcia efektu tłumienia.

Zastosowanie warystorowych ogranicz-ników przepięć nie gwarantuje wytłumienia ferrorezonansu.Najpewniejszym sposobem niedopusz-czenia do powstania ferrorezonansu jest uziemienie punktów gwiazdowych trans-formatorów przez odpowiednią rezystancję. Wadą tego sposobu jest wzrost zagrożenia porażeniowego podczas zwarć doziemnych. Stwierdzono, że rezystancja uziemiająca RU = 1000 Ω zapewnia skuteczne tłumienie ferrorezonansu.

Bibliografia

1. Nowak W., Moskwa S., Tarko R., Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroener-getycznej automatyki zabezpieczeniowej, Acta Energetica 2011, nr 1, s. 31–38.

2. Wörnle F., Harrison D., Zhou C., Analysis of a Ferroresonant Circuit Using Bifurcation Theory and Continuation Techniques, IEEE Transactions on Power Delivery 2005 No. 1, 2005, doi: 10.1109/TPWRD./2004.835529, s. 191–196.

3. Wisniewski J., Anderson E., Karolak J., Search for Network Parameters Preventing Ferroresonance Occurrences. 9-th International Conference „Electrical Power Quality and Utilisation”, Barcelona, October 2007, doi: 10.1109/EPQU.2007.4424141, s. 1–6.

4. Radmanesh H., Hamid F.S., Analyzing Ferroresonance Phenomena in Power Transformers Including Zinc Oxide Arrester and Neutral Resistance Effect, Applied Computational Intelligence and Soft Computing, Vol.2012, doi:10.1155/2012/525494, s. 1–5.

5. I r av an i M . , Modeling and Analysis Guidelines for Slow Transients – Part III. The Study of Ferroresonance, IEEE Transactions on Power Delivery 2000, No. 1, doi: 10.1109/61.847260, s. 255–265.

Przedstawione w artykule wyniki uzyskano w badaniach współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach umowy SP/E/1/67484/10 – Strategiczny Program Badawczy –Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wyso-kosprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin.

Rys. 19. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zamknięcie wyłącznika w polu transformatorowym. Obserwacja po 1 s od załączenia

Rys. 20. Wykres bifurkacyjny napięcia fazy L1. Zamknięcie wyłącznika w polu transformatorowym. Obserwacja po 5 s od załączenia

Rys. 21. Mapa ferrorezonansu trwałego, gdzie: RU – rezy-stancja uziemiająca w punkcie gwiazdowym transforma-tora odczepowego TO, symbol – amplituda napięcia kolejności zerowej poniżej 50 V, * – amplituda z zakresu 50–100 V, ¡ – amplituda powyżej 100 V

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

102

104

106

108 Ferroresonance map

C [uF]

RU

[om

]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

5

10


C [uF]

Um

ax [k

V]


182

Józef Wiśniewskidr inż.Politechnika Łódzkae-mail: [email protected] Politechniki Łódzkiej (1973). Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się zagadnieniami modelowania i symu-lacji stanów nieustalonych w systemach elektroenergetycznych oraz zabezpieczeniami elektroenergetycznymi. Od 1973 roku jest członkiem SEP.

Edward Andersonprof. dr hab. inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected]ńczył studia na Politechnice Warszawskiej (1961). Od tego czasu pracuje w Instytucie Energetyki w Warszawie. Jego aktywność naukowa obejmuje: problematykę procesów przejściowych, występujących w sieciach elektroenergetycznych wysokich i średnich napięć wskutek zakłóceń zwarciowych i operacji łączeniowych, zagadnień optymalizacji warunków eksploatacji sieci elektroenergetycznych średnich napięć (miejskich, terenowych, elektrownianych i prze-mysłowych), badania uziemień urządzeń elektroenergetycznych oraz analizy ich oddziaływania na inne urządzenia oraz środowisko i bezpieczeństwo ludzi. Jest członkiem CIGRE, CIRED oraz SEP.

Janusz Karolakdr inż. Instytut Energetyki w Warszawiee-mail: [email protected]ńczył studia o specjalności aparaty elektryczne na Politechnice Warszawskiej (1969). Od 1971 roku jest zatrudniony w Instytucie Energetyki w Warszawie, początkowo w Laboratorium Zwarciowym, gdzie zajmował się budową i modernizacją układów probierczo-pomiarowych oraz badaniem urządzeń i aparatów elektrycznych. Obecnie zakres jego działalności obejmuje: analizy warunków pracy, wymagania techniczne, dobór aparatów i urządzeń średniego i wysokiego napięcia, badania poziomów przepięć oraz ocenę skuteczności układów ochrony przeciwprzepięciowej instalowanych w sieciach, analizę układów elektroener-getycznych z elementami o nieliniowej indukcyjności oraz metody tłumienia lub eliminowania drgań ferrorezonansowych, zagadnienia związane z ustalaniem przyczyn awarii w systemie elektroenergetycznym. Jest członkiem CIGRE, SEP oraz przewodniczącym Komitetu Technicznego PKN.


183

NOTATKI

184

NOTES

185


186

Power EngineeringQuarterly

YEAR 64/21 (December 2014) ISSN 2300-3022

4/21

(20

14)

Act

a E

nerg

etic

a

R&D | technology | economy | law | management

Documents

Acta Energetica Power Engineering Quarterly 4/21 (December 2014)