ANALIZA PRACY SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z

Jakub FURGAŁ
Piotr KACEJKO
ANALIZA PRACY SIECI
ELEKTROENERGETYCZNEJ
Z ROZPROSZONĄ GENERACJĄ WIATROWĄ
STRESZCZENIE
Na przestrzeni ostatnich lat obserwowane jest
w Polsce ogromne zainteresowanie rozwojem energetyki wiatrowej.
Zmusiło to Operatorów do opracowania szczegółowych wymagań
wobec tego typu jednostek przyłączanych do sieci
Najwięcej
kontrowersji u podmiotów ubiegających się o przyłączenie wzbudza
wymaganie, iż moc zwarciowa w miejscu przyłączenia ma być co
najmniej 20 razy większa od mocy przyłączeniowej. Celem rozważań
zawartych w prezentowanym artykule jest porównanie wartości mocy
wynikającej z tego warunku z rzeczywistą wartością mocy możliwą do
wprowadzenia w danym punkcie systemu elektroenergetycznego,
jeśli bierze się pod uwagę inne kryteria.
Słowa kluczowe: elektrownie wiatrowe, EW, wyższe harmoniczne,
jakość energii, system elektroenergetyczny, moc przyłączeniowa,
sieć dystrybucyjna
mgr inż. Jakub FURGAŁ
e-mail: [email protected]
prof. dr hab. inż. Piotr KACEJKO
e-mail: [email protected]
Politechnika Lubelska
Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń
PRACE INSTYTUTU ELEKTROTECHNIKI, zeszyt 242, 2009
62
J. Furgał, P. Kacejko
1. WSTĘP
Zmiana polityki energetycznej obserwowana na świecie w ostatnim dziesięcioleciu spowodowała pojawienie się w sieci dystrybucyjnej coraz większej
liczby jednostek wytwórczych. W sieci średniego napięcia stanowią je najczęściej pojedyncze elektrownie wiatrowe i biogazowe o mocy rzędu 1-2 MW.
Źródła tego typu rzadko pracują wyspowo na instalację odbiorcy. W większości
są one przyłączane do istniejących ciągów SN przebiegających w pobliżu
lokalizacji jednostek wytwórczych. Ponieważ wprowadzanie mocy w głębi sieci
może spowodować szereg negatywnych zmian w jej funkcjonowaniu, każdorazowo przed przyłączeniem do sieci istnieje konieczność przeprowadzania
wnikliwej analizy współpracy danej jednostki z systemem. Dopiero na podstawie
analizy OSD podejmuje się decyzję o przyłączeniu danej elektrowni.
Podstawą prawną do opracowania analizy jest Rozporządzenie Ministra
Gospodarki i Pracy z 20 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych warunków
przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych [1] oraz Instrukcja Ruchu
i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej danego operatora [2]. Fundamentalnym
warunkiem dla OSD, decydującym o wartości mocy możliwej do wprowadzenia
w danym punkcie do systemu, jest warunek, iż moc zwarciowa w danym
punkcie sieci powinna być co najmniej 20 razy większa od mocy przyłączeniowej. Z kolei podmioty wytwórcze ubiegające się o przyłączenie podważają
zasadność tego zapisu. Jako główny argument podaje się zwykle to, że zapis
jest przestarzały i opracowany dla starych jednostek, wprowadzających znacznie większe zakłócenia, niż współczesne.
Celem rozważań zawartych w tym artykule jest sprawdzenie zasadności
tego warunku dla dwóch różnych wariantów sieci, dla których w punkcie przyłączenia moc zwarciowa spełnia warunek OSD, a więc jest 20-krotnie większa od
mocy przyłączeniowej. Jednostką wytwórczą w obu przypadkach jest turbina
Vestas V90 o mocy 2 MW. Jest ona jedną z najczęściej instalowanych obecnie
turbin.
2. STRUKTURA SIECI
W każdym z rozważanych przypadków moc zwarciowa w PCC jest
20-krotnie większa od mocy przyłączeniowej. Napięcie znamionowe sieci w obu
przypadkach jest również takie samo i wynosi 15 kV. Zasadnicza różnica polega
na strukturze ciągu biorącego udział w przesyłaniu mocy wyprodukowanej
w elektrowni.
63
Analiza pracy sieci elektroenergetycznej z rozproszoną generacją wiatrową
Podstawowe parametry sieci w obu przypadkach przedstawia rysunek 1.
a)
110kV
ABR
Tr. 110/16,5
10MVA uk% =18,4
PG, QG
15kV
l.n. 35mm2
l=3.32km
SK=4207MVA
Po, Qo
Po, Qo
l.n. 35mm2
l=3.32km
l.n. 35mm2
l=3.32km
Po, Qo
l.n. 35mm2
l=3.32km
SK=40MVA
SK=59MVA
G
Vestas V90
2MW
b)
110kV
LBT
Tr. 110/16,5
25MVA uk% =12,25
Po, Qo
15kV
2
l.k 240mm
l=10,3km
SK=1417MVA
SK=194MVA
PG, QG
Po, Qo
2
l.k. 240mm
l=10,3km
2
Po, Qo
2
l.k. 240mm
l=10,3km
l.k. 240mm
l=10,3km
SK=40MVA
G
Vestas V90
2MW
Rys. 1. Struktura ciągów liniowych biorących udział w przesyłaniu mocy z elektrowni
wiatrowej: a) przypadek I, ciąg złożony z elementów o małej zdolności przesyłowej (ABR);
b) przypadek II, ciąg złożony z elementów o dużej zdolności przesyłowej (LBT)
Przypadek I: jednostka wytwórcza przyłączona jest do stacji 110/15 kV z transformatorem o mocy 10 MVA, który ogranicza wartość mocy zwarciowej do
59 MVA. Tak mała wartość mocy zwarciowej na szynach stacji powoduje, że
warunek 20-krotności spełniony będzie wyłącznie dla punktów przyłączenia
zlokalizowanych w pobliżu GPZ. Kąt fazowy impedancji sieci w punkcie przyłączenia wynosi 63°.
Przypadek II: jednostka wytwórcza przyłączona jest do stacji 110/15 kV,
wyposażonej w transformator o dużej wartości mocy pozornej (25 MVA), co
w zasadniczy sposób wpływa na wartość mocy zwarciowej na szynach 15 kV
stacji. Duża wartość mocy zwarciowej na szynach GPZ powoduje, że warunek
20-krotności spełniony jest nawet dla lokalizacji znacznie oddalonych od stacji.
Kąt fazowy impedancji sieci w punkcie przyłączenia wynosi 50°.
Jednostką wytwórczą w obu przypadkach jest turbina wiatrowa Vestas V90
o znamionowej mocy czynnej 2 MW. Jest to elektrownia o nowoczesnej konstrukcji, wyposażona w generator asynchroniczny zasilany dwustronnie, umożliwwiający pracę jednostki ze zmienną prędkością obrotową. Dane do obliczeń
jakości energii wprowadzanej do sieci zaczerpnięto ze sprawozdania WINDTEST [3].
64
J. Furgał, P. Kacejko
Jednostka ta, pomimo nowoczesnej konstrukcji, wprowadza szereg zmian
i zakłóceń w pracy sieci. Zachodzi więc konieczność przeprowadzenia analizy
wpływu przyłączenia tej elektrowni na pracę systemu elektroenergetycznego.
3. ANALIZA WPŁYWU PRZYŁĄCZENIA ELEKTROWNI
Parametry jakościowe energii w punkcie przyłączenia wyznaczane są
zgodnie z zapisami normy IEC 61400-21. Ponadto w analizie badana jest
wytrzymałość cieplna i dynamiczna urządzeń biorących udział w odbieraniu
mocy z siłowni wiatrowej.
3.1. Statyczne zmiany napięcia
Praca elektrowni wiatrowej może wywierać wpływ na wartość napięcia
występującego w stanie ustalonym w sieci elektroenergetycznej, do której
elektrownia jest przyłączona [4]. W celu oceny tego wpływu, tj upewnienia się,
że elektrownia nie powoduje wykroczenia napięcia poza dopuszczalne granice,
przeprowadzono analizę rozpływu mocy. Do analizy przyjęto, że całkowity pobór
mocy w ciągu, do którego przyłączona jest elektrownia, jest równy połowie mocy
znamionowej turbiny, a więc 1 MW mocy czynnej i 0,4 MW mocy biernej.
Symulację wykonano w trzech stanach. W pierwszym z nich turbina
pracuje ze współczynnikiem mocy tgφ = 0, a więc nie generuje mocy biernej.
Następnie elektrownia produkuje moc bierną, a więc pracuje ze współczynnikiem tgφ = +0,4 oraz pobiera moc bierną z sieci, a więc pracuje ze
współczynnikiem tgφ = -0,4.
Wyniki analizy wykonanej w programie PowerWorld dla obu wariantów sieci
przedstawiają rysunki 2 i 3. Ponieważ regulator napięcia transformatora WN/SN
utrzymuje na szynach 15 kV stacji zadane napięcie, jako tak zwany węzeł
bilansujący przyjęto właśnie szyny 15 kV GPZ.
PRACE INSTYTUTU ELEKTROTECHNIKI, zeszyt 242, 2009
Analiza pracy sieci elektroenergetycznej z rozproszoną generacją wiatrową
65
a)
b)
c)
d)
Rys. 2. Rozpływ mocy i poziom napięć dla wariantu I: a) stan sieci przed przyłączeniem EW;
b) stan sieci po przyłączeniu EW Q = 0 Mvar; c) stan sieci po przyłączeniu EW Q = 0,8 Mvar,
tgφ = +0,4; d) stan sieci po przyłączeniu EW Q = - 0,8 Mvar, tgφ = - 0,4
66
J. Furgał, P. Kacejko
a)
b)
c)
d)
Rys. 3. Rozpływ mocy i poziom napięć w ciągu dla wariantu II: a) stan sieci przed
przyłączeniem EW; b) stan sieci po przyłączeniu EW Q = 0; c) stan sieci po przyłączeniu EW
Q = +0.8 Mvar (tgφ = 0,4); d) stan sieci po przyłączeniu EW Q = - 0.8 Mvar (tgφ = - 0,4)
Analiza pracy sieci elektroenergetycznej z rozproszoną generacją wiatrową
67
Wariant I:
Jak wynika z analizy, statyczna zmiana napięcia w punkcie przyłączenia elektrowni wiatrowej dla wariantu I wynosi:
15,15 − 14,77
% = 2,53%
15
15,21 − 14,77
ΔU =
% = 2,93%
15
15,08 − 14,77
ΔU =
% = 2,00%
15
ΔU =
dla tgφ = 0
dla tgφ = +0,4
dla tgφ = -0,4
Statyczna zmiana napięcia w punkcie przyłączenia dla wariantu II wynosi:
15,27 − 14,77
% = 3,3%
15
15,45 − 14,77
ΔU =
% = 4,5%
15
15,08 − 14,77
ΔU =
% = 2,0%
15
ΔU =
dla tgφ = 0
dla tgφ = +0,4
dla tgφ = -0,4
Według [2] praca elektrowni nie powinna powodować statycznej zmiany napięcia,
przekraczającej wartość +/-5% napięcia znamionowego lub deklarowanego i jak
widać w obydwu przypadkach, warunek ten jest spełniony.
3.2. Dynamiczne zmiany napięcia
Względną zmianę napięcia wskutek procesu łączeniowego pojedynczego
turbozespołu określają następujące zależności:
Wariant I:
Załączenie turbiny przy rozruchowej prędkości wiatru, k u (ψ k ) = 0,04
S
2
= 0,2%
d = 100 ⋅ k u (ψ k ) n = 100 ⋅ 0,04
40
Sk
Załączenie turbiny przy znamionowej prędkości wiatru, k u (ψ k ) = 0,39
S
2
d = 100 ⋅ k u (ψ k ) n = 100 ⋅ 0,39 = 1,95%
40
Sk
68
J. Furgał, P. Kacejko
Przełączenie trójkąt – gwiazda, k u (ψ k ) = 0,1
d = 100 ⋅ k u (ψ k )
Sn
2
= 100 ⋅ 0,1 = 0,5% .
40
Sk
Wariant II:
Załączenie turbiny przy rozruchowej prędkości wiatru, k u (ψ k ) = 0,07
Sn
2
= 100 ⋅ 0,07
= 0,35%
40
Sk
Załączenie turbiny przy znamionowej prędkości wiatru, k u (ψ k ) = 0,71
d = 100 ⋅ k u (ψ k )
Sn
2
= 100 ⋅ 0,71 = 3,55%
40
Sk
Przełączenie trójkąt - gwiazda, k u (ψ k ) = 0,18
d = 100 ⋅ k u (ψ k )
d = 100 ⋅ k u (ψ k )
Sn
2
= 100 ⋅ 0,18 = 0,9%
Sk
40
gdzie: k u (ψ k ) – wskaźnik zmian napięcia turbiny wiatrowej dla danej wartości
impedancji sieci ψ k , zależny od typu maszyny i stosunku reaktancji do rezystancji sieci.
Według IRiESD [2], elektrownia nie powinna powodować nagłych zmian
i skoków napięcia, przekraczających 2,5%. Z obliczeń wynika, że największa
dynamiczna zmiana napięcia występuje przy załączeniu elektrowni przy znamionowej prędkości wiatru i przekracza ona o 1,05% wartość dopuszczalną.
3.3. Wskaźniki migotania
Krótko i długookresowy wskaźnik migotania światła przy pracy ciągłej
elektrowni wiatrowej dla danego kąta impedancji sieci ψ k wynosi:
Przypadek I:
Pst = Plt = c(ψ k , υ a )
Przypadek II:
Pst = Plt = c(ψ k ,υ a )
Sn
2
= 2,1 ⋅
= 0,105
40
Sk
Sn
2
= 2⋅
= 0,1
40
Sk
gdzie c(ψ k , υ a ) – współczynnik migotania zależny od prędkości wiatru υ a .
Analiza pracy sieci elektroenergetycznej z rozproszoną generacją wiatrową
69
Emisję migotania światła wskutek procesu łączeniowego pojedynczego turbozespołu wiatrowego przy danej wartości kąta fazowego impedancji sieciψ k
oszacowano, posługując się równaniami zaczerpniętymi z normy [4]. Skokowe
wskaźniki migotania światła k f (ψ k ) oraz maksymalne liczby łączeń N 10 , N 120
mają jednakowe wartości dla obu wariantów przyłączenia. Dlatego wskaźniki
krótkookresowego (Pst ) i długookresowego (Plt ) migotania napięcia mają jednakowe wartości dla obu wariantów sieci i wynoszą:
– załączenie turbiny przy rozruchowej prędkości wiatru:
Pst = 18 ⋅ N 100,31 ⋅ k f (ψ k )
0 , 31
⋅ k f (ψ k )
Plt = 8 ⋅ N 120
Sn
2
= 18 ⋅ 4 0,31 ⋅ 0,01 = 0,013
40
Sk
Sn
2
= 8 ⋅ 20 0,31 ⋅ 0,01 = 0,010
40
Sk
– załączenie turbiny przy znamionowej prędkości wiatru:
Pst = 18 ⋅ N 100,31 ⋅ k f (ψ k )
0 , 31
⋅ k f (ψ k )
Plt = 8 ⋅ N 120
Sn
2
= 18 ⋅ 2 0,31 ⋅ 0,04
= 0,045
40
Sk
Sn
2
= 8 ⋅ 10 0,31 ⋅ 0,04
= 0,033
40
Sk
– przełączenie trójkąt – gwiazda:
Pst = 18 ⋅ N 100,31 ⋅ k f (ψ k )
0 , 31
⋅ k f (ψ k )
Plt = 8 ⋅ N 120
Sn
2
= 18 ⋅ 2 0,31 ⋅ 0,02
= 0,022
40
Sk
Sn
2
= 8 ⋅ 10 0,31 ⋅ 0,02
= 0,016 .
40
Sk
Wskaźniki krótkookresowego (Pst ) i długookresowego (Plt ) migotania napięcia farm
wiatrowych przyłączonych do sieci SN nie powinny przekraczać odpowiednio
wartości 0,45 i 0,35 [2].
3.4. Harmoniczne
Przy użyciu programu typu EMTP (Elektro-Magnetic Transient Program)
dla obu wariantów przyłączenia wyznaczono impedancję systemu widzianą
z zacisków elektrowni.
70
J. Furgał, P. Kacejko
a)
b)
Rys. 3. Charakterystyki impedancji sieci w funkcji częstotliwości (rzędu
harmonicznej) dla: a) ciągu liniowego przyłączonego do stacji ABR (wariant I);
b) ciągu liniowego przyłączonego do stacji LBT (wariant II)
Wartość prądów harmonicznych wprowadzanych do sieci przez turbinę
Vestas V90 zaczerpnięto ze sprawozdania WINDTEST [3]. Pomnożono wartość
prądów harmonicznych przez odpowiednią wartość impedancji sieci i w rezultacie otrzymano poziom odkształcenia napięcia w punkcie przyłączenia. Obliczone wartości przedstawia tabela 1.
71
Analiza pracy sieci elektroenergetycznej z rozproszoną generacją wiatrową
TABELA 1
Wyniki analizy odkształcenia napięcia dla wariantów I i II
Wariant I
Wariant II
h
%I
Ih
2
0,2
22
3,6
79,2
0,005
2,9
63,8
0,004
3
0,1
11
5,4
59,4
0,004
4,3
47,3
0,003
4
0,2
22
7,2
158,4
0,011
5,8
127,6
0,009
5
0,8
88
8,9
783,2
0,052
7,3
642,4
0,043
6
0,2
22
10,7
235,4
0,016
8,7
191,4
0,013
7
0,2
22
11,9
261,8
0,017
10
220
0,015
10
0,1
11
17,3
190,3
0,013
13
143
0,010
11
0,5
55
19,3
1061,5
0,071
16
880
0,059
13
0,2
22
22,8
501,6
0,033
18
396
0,026
22
0,1
11
37,6
413,6
0,028
30
330
0,022
29
0,1
11
48,8
536,8
0,036
41
451
0,030
31
0,2
22
52,8
1161,6
0,077
45
990
0,066
33
0,1
11
57,7
634,7
0,042
38
418
0,028
36
0,1
11
60,9
669,9
0,045
45
495
0,033
46
0,1
11
78,1
859,1
0,057
61
671
0,045
48
0,1
11
82
902
0,060
66
726
0,048
50
0,1
11
85
935
0,062
68
748
0,050
Imp. [Ω]
Uh [V]
Uh [%]
Imp. [Ω]
Uh [V]
Uh [%]
3.5. Wytrzymałość cieplna urządzeń
Włączenie do sieci elektrowni wiatrowej wpływa na zmianę wartości prądów płynących w sieci w stanie normalnej pracy. Najsłabszym elementem sieci
łączącym elektrownię wiatrową ze stacją WN/SN są zwykle przewody linii kablowych i napowietrznych.
Dla wariantu I sieć wykonana jest w całości z przewodów AFL 70, dla których
prąd dopuszczalny długotrwale wynosi 145 A.
Dla wariantu II sieć wykonana jest w całości kablem o przekroju 240 mm2, dla
którego prąd dopuszczalny długotrwale wynosi 310 A.
Największy prąd popłynie w stronę stacji w przypadku całkowitego braku obciążenia w ciągu i pracy elektrowni ze współczynnikiem mocy tgφ = 0,4. Jego wartość wyniesie 82 A.
72
J. Furgał, P. Kacejko
4. MAKSYMALNY ROZMIAR MOCY PRZYŁĄCZENIOWEJ
Jak wynika z powyższych rozważań, spełnienie warunku 20-krotności
mocy zwarciowej nie daje pewności, że elektrownia przyłączona w danym punkcie sieci nie będzie negatywnie oddziaływać na jakość napięcia w punkcie przyłączenia. Dla wariantu II struktury sieci, pomimo spełnienia tego warunku,
wartość dynamicznej zmiany napięcia przy załączaniu elektrowni Vestas V90
wynosi aż 3,5% i przekracza o 1,05% wartość dopuszczalną. Maksymalną wartość mocy, jaką można przyłączyć w badanym punkcie sieci, możemy obliczyć
na podstawie następującej zależności:
Pn max =
S k ⋅ d max
40 ⋅ 2,5
=
= 1, 4 MW
100 ⋅ ku (ψ k ) 100 ⋅ 0, 71
gdzie: d max – oznacza maksymalną dopuszczalną zmianę napięcia w %, S k – minimalną wartość mocy zwarciowej w danym punkcie sieci w MVA, a ku (ψ k ) jest
skokowym wskaźnikiem zmiany napięcia odczytanym z WINDTESTu dla kąta
impedancji ψ k w danym punkcie sieci.
Z powyższych obliczeń wynika, że dopiero stosunek mocy zwarciowej do mocy
przyłączeniowej równy 28, w rozważanym punkcie sieci zapewnia dla turbiny
Vestas V90 spełnienie wszystkich wymaganych przez OSD warunków.
Z drugiej strony, maksymalną wartość mocy, jaką można przyłączyć dla wariantu sieci nr I, określa warunek:
Pn max =
S k ⋅ d max
40 ⋅ 2,5
=
= 2,56 MW
100 ⋅ ku (ψ k ) 100 ⋅ 0,39
Oznacza to, że dla wariantu I i turbiny Vestas V90 wystarczający jest 16-krotny
stosunek mocy zwarciowej do mocy przyłączeniowej.
5. PODSUMOWANIE
Przedstawione rozważania pokazują, że przy określaniu wielkości mocy
możliwej do wprowadzenia w danym punkcie sieci należy sugerować się przede
Analiza pracy sieci elektroenergetycznej z rozproszoną generacją wiatrową
73
wszystkim wynikami dokładnej analizy obliczeniowej. Warunek wynikający z porównania 20-krotności z mocą zwarciową określa jedynie orientacyjną wartość
mocy, jaka może być odebrana w danym punkcie. Rzeczywista wartość mocy
możliwej do przyłączenia może w znacznym stopniu odbiegać od wartości wynikającej z omawianego warunku. Wynika to z faktu, że wartość współczynników
określających jakość energii w punkcie przyłączenia zależy nie tylko od mocy
zwarciowej, ale również od kąta impedancji zwarciowej sieci, który wynika z jej
struktury
W ostatnim dziesięcioleciu obserwowany jest ogromny postęp w doskonaleniu turbozespołów wiatrowych, co przekłada się na zwiększenie jakości
produkowanej przez nie energii. Jednak jak pokazują zaprezentowane przykłady, w pewnych warunkach nawet przy spełnieniu wymagania 20-krotności,
parametry jakościowe energii w sieci mogą nie mieścić się w dopuszczalnych
granicach. W analizowanym przypadku przekroczona została wartość dynamicznej zmiany napięcia wskutek procesu łączeniowego. Duże wartości dynamicznych zmian napięcia mogą być w praktyce odczuwalne przez innych odbiorców przyłączonych w pobliżu elektrowni, dlatego problem ten nie może być
bagatelizowany i musi podlegać wnikliwej ocenie OSD.
LITERATURA
1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
2. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej PGE Dystrybucja LUBZEL.
3. Kaiser-Wilchelm-Koog GmbH: Sprawozdanie z badań jakości energii elektrycznej wytworzonej przez turbinę wiatrową V90-2MW VCS. WT 3956/05.
4. Polska Norma PN-EN 61400-21: Turbozespoły wiatrowe, Część 21: Pomiar i ocena parametrów jakości energii dostarczanej przez turbozespoły wiatrowe przyłączone do sieci
elektroenergetycznej. PKN, Warszawa, 2004.
5. Lubośny Z.: Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym. Wydawnictwo Naukowo–Techniczne, Warszawa 2006.
6. Kacejko P.: Generacja rozproszona w systemie elektroenergetycznym. Wydawnictwa Uczelniane, Lublin, 2004.
Rękopis dostarczono dnia 15.09.2009 r.
Opiniowała: dr hab. inż. Henryka Stryczewska – prof. PL
74
J. Furgał, P. Kacejko
ANALIYSIS OF WORK POWER SYSTEM
WITH DISPERSED WIND GENERATION
J. FURGAŁ, P. KACEJKO
ABSTRACT It has been observed a significant development of wind
energy in Poland over the past years. This forced Distribution System
Operators to develop specific requirements for this type of units.
There are many requirements for investors, who apply for join to grid.
The general demand says that short-circuit apparent power in point of
common coupling must be at least 20 times higher than total power of
turbine. This paper shows the way to calculate the value of real power
capacity which can be connect to the grid in the considered location.
Mgr inż. Jakub FURGAŁ – studia na Wydziale Elektrotechniki i Informatyki Politechniki Lubelskiej ukończył w 2007 r. W październiku 2007 r. rozpoczął pracę w Lubelskich Zakładach Energetycznych PGE LUBZEL na stanowisku inżyniera d.s. Zabezpieczeń i Automatyki. Jego zainteresowania naukowe związane są obecnie z wpływem
generacji rozproszonej na pracę systemu elektroenergetycznego. W pracy zawodowej
bierze czynny udział w opracowywaniu standardów przyłączania dla źródeł wytwórczych
pracujących w głębi sieci. Jest słuchaczem studiów doktoranckich prowadzonych na WEiI
Politechniki Lubelskiej.
Prof. dr hab. inż. Piotr KACEJKO jest absolwentem Wydziału Elektrycznego
Politechniki Lubelskiej i jej pracownikiem od 1979 r., aktualnie na stanowisku profesora
nadzwyczajnego. Habilitację uzyskał w 1999 r. na Wydziale Elektrycznym Politechniki
Warszawskiej, a tytuł profesora w 2006 r. Prowadzi badania z zakresu analiz systemu
elektroenergetycznego, w szczególności w stanach zakłóceniowych. Jest autorem kilkudziesięciu prac naukowo-badawczych oraz publikacji z tej dziedziny. Aktualnie zajmuje
się problematyką oddziaływania rozproszonych źródeł wytwórczych na sieć elektroenergetyczną.