Elektrownie wiatrowe przyłączone do szyn 15 kV

Elektrownie wiatrowe przyłączone do szyn 15 kV

Elektrownie wiatrowe przyłączone do szyn 15 kV GPZ
Autor: Piotr Łaszczych - Energa-Operator
("Energia Elektryczna" - nr 7/2015)
Wpływ elektrowni wiatrowych (EW) na pracę sieci elektroenergetycznej był i jest
szeroko omawiany w publikacjach krajowych. Wszyscy operatorzy sieci
dystrybucyjnych (OSD) opracowali i stosują Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci
(IRiESD)1 zawierające własne wymagania dla elektrowni wiatrowych. Zgodnie z
wymaganiami określonymi w ustawie2 obligatoryjnie są sporządzane ekspertyzy wpływu
urządzeń wytwórczych o mocy powyżej 2 MW przyłączanych bezpośrednio do sieci o
napięciu powyżej 1 kV.
W zakresie ekspertyz zawsze wymagana jest ocena wpływu przyłączanego źródła na
zmienność napięcia oraz na kształt napięcia w miejscu przyłączenia. Niestety, w przypadku
stosunkowo niewielkich elektrowni wiatrowych (4-10 MW) przyłączanych do sieci 15 kV,
ocena wpływu na kształt napięcia i „zawartości wyższych harmonicznych” polega na
przedstawieniu danych producenta turbin w stosunku do wartości dopuszczalnych przez
IRiESD. Obowiązek opracowania ekspertyzy nie był i nie jest związany z wykonaniem
rzeczywistych pomiarów przed uruchomieniem elektrowni. Jest to jednak istotne ze względu
na interpretację wyników uzyskanych w czasie prób i testów po uruchomieniu elektrowni
wiatrowej, które są wymagane przez IRiESD.
Przedstawione wyniki uzyskano przed oraz po przyłączeniu elektrowni wiatrowych do szyn
15 kV w dwóch przypadkach o podobnych układach sieciowych. Prezentowane wyniki są
próbą odpowiedzi na pytanie: czy elektrownie pracujące na szyny 15 kV GPZ-u mają wpływ
na parametry jakościowe napięcia. Nadal realizowane są umowy przyłączeniowe elektrowni z
odnawialnych źródeł energii (OZE) do tych stacji. Należy przyjąć, że przedstawione wyniki
mogą podlegać zmianie w trakcie przyrostu liczby przyłączanych elektrowni wiatrowych i PV
w sieci 15 kV.
Badania tego rodzaju, przy braku stałego systemu monitorującego parametry jakości energii
elektrycznej (jee), powinny być powtarzane, w miarę realizacji umów przyłączowych OZE3 w
III grupie przyłączeniowej. Ze względu na miejsce przyłączenia źródła wytwórcze w sieci
SN oddziaływają na parametry energii elektrycznej dostarczanej tysiącom odbiorców.
1
Aktualna IRiESD Energa-Operator SA obowiązuje od 1 stycznia 2014 roku.
2
Ustawa Prawo energetyczne, Dz.U. 2012 poz. 1059 tekst jednolity z dnia 15 czerwca 2012 roku.
3
Odnawialne źródło energii – w rozumieniu źródła o zmiennej generacji mocy.
Opis techniki pomiarowej i sposobu opracowania danych
Rejestracji parametrów dokonano w obwodach wtórnych istniejących przekładników
napięciowych danej sekcji 15 kV. Dokładność istniejących przekładników można określić na
0,5. Przekładniki napięciowe pozostawały te same w trakcie pierwszego i drugiego pomiaru w
obydwu lokalizacjach.
W pomiarach wykorzystano 2 analizatory, przy czym w danej stacji 110/15 kV pomiaru tła
oraz parametry po przyłączeniu EW rejestrowano tym samym analizatorem jee. W 1.
przypadku rejestracja parametrów napięciowych realizowana była w I kwartale 2008 i 2015 r.
W 2. rejestracji dokonano w I kwartale 2013 i 2015 r. Analizatory w czasie wszystkich
pomiarów skonfigurowane były do pomiaru napięć przewodowych w obwodach wtórnych
przekładników napięciowych. Taką konfiguracją analizatorów wybrano ze względu na:

lepsze wykorzystanie zakresu pomiarowego, a co za tym idzie zwiększenie
dokładności – 100 [V] wartości znamionowej napięcia przewodowego w stosunku do
57,7 [V] napięcia fazowego,
 wartość napięcia przewodowego 15 kV formalnie przyjmowana jako wartość
znamionowa sieci w relacjach z odbiorcami III grupy przyłączeniowej,
 wartość napięcia przewodowego 15 kV formalnie przyjmowana jako wartość
znamionowa sieci dla elektrowni wiatrowych przyłączanych w III grupie
przyłączeniowej.
Wyniki rejestracji poddano analizie, polegającej na usunięciu próbek zafałszowanych
zdarzeniami, które zidentyfikowano w sieci 15, 110 kV. Na podstawie rejestru zdarzeń
systemu dyspozytorskiego Energa - Operator SA Oddział w Olsztynie zidentyfikowano
zakłócenia i działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), które
wystąpiły w czasie rejestracji. Próbki zafałszowane zakłóceniami i działaniem EAZ nie były
uwzględniane w wynikach statystycznych. W szczególności chodzi o: wartość napięcia (min.,
maks., średnie), wartość Pst, Plt, wartości względne THDFU lub THDRU, wartości względne
składowych harmonicznych oraz grup interharmonicznych danej próbki 10-minutowej.
Liczba zafałszowanych 10-minutowych próbek przedstawiono w tabelach z wynikami. Nie
były usuwane próbki zakłócane załączaniem się baterii kondensatorów BKR 2 oraz pracą
urządzeń zasilanych z linii 15 kV PKP w przykładzie 2. Kondensatory pracowały zgodnie z
nastawami ABK4 identycznymi przy pierwszym i drugim pomiarze.
4
Automatyka baterii kondensatorów.
Parametry napięcia na szynach 15 kV po przyłączeniu elektrowni wiatrowych
Przykład 1
Układ sieciowy jaki istniał w 2008 oraz 2015 r. przedstawiono na rysunku 1. Z sekcji 1
zasilani są głownie odbiorcy przemysłowi (meblarstwo), w zdecydowanie mniejszym stopniu
– komunalni. Pomiary prowadzone były w I kwartale roku. Wyniki przedstawiono w tabeli 1.
Tabela 1 Dane statystyczne parametrów napięcia zarejestrowanych na szynach 15 kV przed przyłączeniem EW.
Rok 2008 przed przyłączeniem EW
Wielkość
U12
min
[V]
Wartość
CP05 [V]
skuteczna CP95 [V]
CP99 [V]
napięcia
max
[V]
CP05 [%]
CP95 [%]
THDFU
CP99 [%]
max
[%]
CP05 [%]
CP95 [%]
TIDFU
CP99 [%]
max
[%]
CP05 pu
CP95 pu
PST / PLT
CP99 pu
max
pu
Ilość
próbek
10
w
tym zafałszowanych
minutowych
max
15455
15518
16247
16269
16305
0,60
1,37
1,58
1,90
0,11
0,16
0,18
2,52
0,06
0,18
0,26
0,67
3731
28
U23
avg
min
15426 15290
15487 15436
16185 16141
16207 16167
16233 16200
0,52
0,43
1,13
1,25
1,42
1,30
1,62
1,55
0,04
0,00
0,02
0,06
0,07
0,03
0,19
0,03
0,07
0,16
0,19
0,27
293
15
max
15367
15428
16165
16185
16229
0,62
1,38
1,61
2,07
0,02
0,07
0,14
0,79
0,05
0,17
0,25
1,31
3731
28
U31
avg
min
15345 15038
15398 15347
16105 16061
16128 16087
16144 16104
0,54
0,44
1,13
1,25
1,49
1,35
1,76
1,67
0,01
0,00
0,02
0,03
0,04
0,03
0,06
0,03
0,07
0,15
0,18
0,57
293
15
max
15329
15389
16095
16113
16168
0,64
1,23
1,46
1,72
0,02
0,08
0,14
0,38
0,06
0,18
0,26
0,59
3731
28
avg
min
15301 15027
15359 15311
16033 15988
16050 16011
16063 16028
0,56
0,47
0,98
1,10
1,35
1,21
1,57
1,49
0,01
0,00
0,03
0,04
0,04
0,03
0,05
0,03
0,07
0,16
0,20
0,26
293
15
Wartość CP05 próbek napięcia odpowiada napięciu utrzymywanemu w strefie nocnej przez
układ ARN. Odpowiednio wartość CP95 napięcia odpowiada napięciu utrzymywanemu w
strefie dziennej.
Tabela 2 przedstawia wyniki pomiaru powtórzonego w I kwartale 2015 r., kiedy EW1 oraz
EW2 pracowały w korzystnych warunkach wiatrowych.
Wyniki PST/PLT uzyskane przy powtórnym pomiarze nie odbiegają od wartości wyjściowych.
Zauważalna zmiana wartości THDFU między może wynikać z przyłączonych generacji,
jednak już po wstępnym przeanalizowaniu trendów poszczególnych składowych
harmonicznych charakterystycznych (5 i 7, 11 i 13, 17 i 19) napięcia pozwoliła stwierdzić, że
nie ma silnej korelacji pomiędzy poszczególnymi składowymi a mocą generowaną przez
elektrownie EW2 oraz EW1. Trendy wartości próbek THDFU oraz podstawowych
składowych harmonicznych bardziej nawiązują do cykli poszczególnych dni, co jest
charakterystyczne dla obciążenia stacji (rysunek 2).
110 kV
3 x AFL-6 240
Stacja 110/15 kV
Przykład 1
Tr. 110/15 nr 1
TNLRE16000/110 PN
YNd11
Uz=11,22 [%]
115 (±8x1,25%), 17 st.
Nastawa ARN:
Dzien = 107,3 V
Noc = 103,5 V
Sekcja 1
Rok 2008
NO Sz110=1014 MVA
Sz15 = 129 MVA
Sekcja 1
Rok 2015
Sz110=961 MVA
Sz15 =128 MVA
3 x AP60x10
Linia EW
4050m
1050m
1500 m
AFL-6 35 mm2
~
14 stacji
~300 [kW]
XRUHAKXS120
R=90
Linia odbiorcza
TU.1
XRUHKXS120
2000 m
YHAKXS120mm2
2000 m
PN.1
AFL-6 70mm2
Linia odbiorcza
Linia odbiorcza
Sekcja 1
Un=15 kV
EW1
Vestas V-90
2 MW
~
EW2
Vestas V-90
3 x 2 MW
Rys. 1 Uproszczony schemat stacji 110/15 kV (Przykład 1) wraz z przyłączonymi elektrowniami wiatrowymi.
Kolorem czerwonym wyróżniono nowe obiekty oraz parametry które zmieniły się między 2008 a 2015 rokiem.
Tabela 2 Dane statystyczne parametrów napięć zarejestrowanych po przyłączeniem EW w przykładzie 1.
Rok 2015 po przyłączeniu EW1 oraz EW2
Wielkość
min
[V]
Wartość
CP05 [V]
skuteczna CP95 [V]
CP99 [V]
napięcia
max
[V]
CP05 [%]
CP95 [%]
THDFU
CP99 [%]
max
[%]
CP05 [%]
CP95 [%]
TIDFU
CP99 [%]
max
[%]
CP05 pu
CP95 pu
PST / PLT
CP99 pu
max
pu
Ilość
próbek
10
w
tym zafałszowanych
minutowych
Generacja
EW2
min
CP50
CP95
CP99
max
[kW]
[kW]
[kW]
[kW]
[kW]
U12
U23
U31
max
avg
min
15571 15546 15048
15656 15623 15563
16043 15978 15923
16077 16007 15957
16187 16068 16004
0,77
0,71
0,66
2,05
1,80
1,92
2,29
2,16
2,04
2,61
2,51
2,35
0,11
0,04
0,00
0,17
0,07
0,09
0,20
0,11
0,09
2,51
0,20
0,10
0,06
0,07
0,17
0,15
0,24
0,19
0,86
0,27
4730
389
5
5
P (moc czynna)
max
avg
min
-38
-49
-188
2454
1225
1866
6047
4668
5579
6103
5873
5539
6199
5885
5817
max
avg
min
15514 15488 14758
15581 15550 15492
15966 15903 15848
16002 15932 15883
16092 15978 15921
0,82
0,76
0,70
2,07
1,84
1,95
2,32
2,20
2,07
2,66
2,57
2,45
0,03
0,02
0,00
0,11
0,06
0,09
0,14
0,11
0,08
0,51
0,12
0,10
0,06
0,07
0,17
0,15
0,23
0,18
0,93
0,42
4730
389
5
5
Q1 (bierna)
max
avg
min
-394
-406
-690
112
46
83
158
126
130
193
138
129
237
158
130
max
15514
15565
15927
15949
16042
0,76
1,99
2,24
2,55
0,03
0,11
0,14
0,45
0,06
0,17
0,24
1,03
4730
5
avg
min
15492 14598
15532 15479
15864 15810
15881 15836
15895 15861
0,69
0,64
1,76
1,87
2,10
1,98
2,45
2,30
0,01
0,00
0,06
0,09
0,11
0,08
0,12
0,10
0,07
0,15
0,22
0,31
389
5
Brak bezpośredniego wpływu na poziom THDFU i wartości indywidualnych składowych
harmonicznych napięcia wynika ze stosunkowo niewielkiej i rozproszonej mocy
przyłączonych elektrowni wiatrowych. Dodatkowo analizując zmienność sumarycznego
wskaźnika poziomu interharmonicznych napięcia TIDFU, można spekulować, że obwody
sterujące przekształtnikami zastosowanymi w obwodach wirników generatorów (DFIG)
realizują strategię eliminacji lub ograniczania charakterystycznych składowych
harmonicznych o częstotliwości będącej krotnością częstotliwości podstawowej lub jest to
efekt jednoczesnej agregacji oraz znoszenia się składowych charakterystycznych (przyczyną
może być przypadkowa zmienność modułów i kątów tych harmonicznych). Na rysunku 3
przedstawiono trend TIDFU oraz trendy podstawowych grup interharmonicznych napięcia w
odniesieniu do generowanej mocy przez EW2. Widać bezpośrednią zbieżność trendów tych
wartości z trendem generowanej mocy czynnej. Jest to jeden z niewielu widocznych obecnie
związków pomiędzy generacją wiatrową a parametrami napięcia na szynach 15 kV.
Tren d m ocy genero w anej
oraz THDFU w raz ze składo w y m i
H5 i H7, H11 i H13, H17 i H19.
kW
6000
4000
3000
1000
0
%
TOT P-F nd(kW)
2.00
1.75
1.50
1.25
1.00
0.75
0.50
A-B VTh d (av g)
B-C VTh d (av g)
C-A VTh d (av g)
1.75
%
1.25
0.75
0.25
A-B V H G05 (av g)
B-C V H G05 (av g)
C-A V H G05 (av g)
A-B V H G07 (av g)
B-C V H G07 (av g)
C-A V H G07 (av g)
A-B V H G11 (av g)
B-C V H G11 (av g)
C-A V H G11 (av g)
A-B V H G13 (av g)
B-C V H G13 (av g)
C-A V H G13 (av g)
A-B V H G17 (av g)
B-C V H G17 (av g)
C-A V H G17 (av g)
A-B V H G19 (av g)
B-C V H G19 (av g)
C-A V H G19 (av g)
1.00
%
0.75
0.50
0.25
0.00
0.8
%
0.6
0.4
0.2
0.35
%
0.25
0.15
0.05
%
0.150
0.100
0.050
-0.000
0.150
%
0.125
0.100
0.075
0.050
0.025
2015-04- 12
Sunday
2015-04- 13
Monday
2015-04- 14
Tuesday
2015-04- 15
Wednes day
2015-04- 16
Thursday
2015-04- 17
Friday
2015-04- 18
Saturday
Created with DranVi ew 6.9.0
Rys. 2 Trendy THDFU oraz podstawowych składowych harmonicznych napięcia w 2015 roku pokazane na tle
generowanej przez EW2 mocy czynnej.
Tren d m ocy genero w anej
oraz TIDFU w raz ze grupam i interh arm .
iH5 i iH7, iH11 i iH13, iH17 i iH19.
kW
6000
4000
3000
1000
0
TOT P(k W)
0.20
%
0.15
0.10
0.05
%
A-B VTID (av g)
B-C VTI D (av g)
C-A VTI D (av g)
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
0.00
A-B V iH G05 (av g)
B-C V iH G05 (av g)
C-A V iH G05 (av g)
A-B V iH G07 (av g)
B-C V iH G07 (av g)
C-A V iH G07 (av g)
A-B V iH G11 (av g)
B-C V iH G11 (av g)
C-A V iH G11 (av g)
A-B V iH G13 (av g)
B-C V iH G13 (av g)
C-A V iH G13 (av g)
A-B V iH G17 (av g)
B-C V iH G17 (av g)
C-A V iH G17 (av g)
A-B V iH G19 (av g)
B-C V iH G19 (av g)
C-A V iH G19 (av g)
0.08
%
0.06
0.04
0.02
-0.00
0.025
%
0.020
0.015
0.010
0.005
0.000
%
0.030
0.020
0.010
0.000
0.025
%
0.020
0.015
0.010
0.005
0.000
%
0.025
0.020
0.015
0.010
0.005
0.000
2015-04 -12
Sunday
2015-04 -13
Monday
2015-04 -14
Tuesday
2015-04 -15
Wednes day
2015-04 -16
Thursda y
2015-04 -17
Friday
2015-04 -18
Saturday
Created with DranV iew 6.9.0
Rys. 3 Trendy TIDFU oraz podstawowych grup interharmonicznych napięcia pokazane na tle generowanej przez
EW2 mocy czynnej.
Przykład 2
Podobnie jak w przypadku 1., pomiaru parametrów tła dokonano na szynach 15 kV przez
istniejące przekładniki napięciowe w polu pomiaru napięcia (2013 r.). Pomiar ponowiono po
uruchomieniu elektrowni wiatrowych, których sposób przyłączenia przedstawiono na rysunku
2. EW2 przyłączona jest bezpośrednio do szyn 15 kV stacji, natomiast EW1 przyłącza do
istniejącej linii 15 kV. Wszystkie turbiny pracujące na szyny sekcji 2. 15 kV posiadają
generatory mocy 2 MW typu DFIG (Double Fed Induction Generator).
W tym przykładzie mamy do czynienia z bardziej złożoną sytuacją. Na tej stacji na sekcji 2
pracuje bateria kondensatorów (BKR2) o mocy 1,9 Mvar-a oraz linia 15 kV PKP, która
znacząco wpływa na poziom parametrów jakościowych napięcia na szynach 15 kV. Bateria
pracuje zgodnie z automatyką ABK, czyli załączana jest w każdy powszedni dzień o godzinie
5.50, a wyłączana o 22.00. W soboty i niedziele bateria kondensatorów nie pracuje.
Pomiędzy 2013 a 2015 r. transformator nr 2 wymieniono na jednostkę o mocy 25 MVA. Moc
zwarciowa na szynach 15 kV wzrosła o kilkanaście procent, co powinno wpływać pozytywnie
na ograniczenie zmian napięcia oraz na poziom wyższych harmonicznych w napięciu szyn 15
kV.
Stacja 110/15 kV
Przykład 2
110 kV
Transformator 2
TR16000/110
YNd11
Uz=11,61[%]
115 (±8x1,25%), 19 st.
Nastawa ARN:
Dzien = 107,3 V
Noc = 103,5 V
3 x AFL-6 240
Transformator 2
TNLRE25000/110 PN
YNd11
Uz=15,56 [%]
115 (±8x1,25%), 17 st.
Nastawa ARN:
Dzien = 107,3 V
Noc = 103,5 V
Rok 2013
Sekcja 2
Sz110=1031MVA
Sz15 = 125 MVA
Rok 2015
Sekcja 2
Sz110=1096 MVA
Sz15 = 143 MVA
NC
Linia EW
PN.2
Linia odbiorcza
Linia PKP2
BKR2
TU.2
R=90
9400 m
1,9 MVar
XRUHAKXS300
Linia odbiorcza
54 m
XUHAKXS120
4700 m
EW1
Vestas V-90
2 MW
AFL-6 70
Linia odbiorcza
3 x AP60x10
~
~
24 stacje
~600 [kW]
EW2
Vestas V-90
4 x 2 MW
Rys. 4 Uproszczony schemat stacji 110/15 kV (Przykład 2) wraz z przyłączonymi elektrowniami wiatrowymi.
Kolorem czerwonym wyróżniono elektrownie wiatrowe oraz, które zostały uruchomione w okresie między 2008
a 2015 rokiem.
Obecność składowej harmonicznej 3 rzędu (tabela 3) w napięciu jako niecharakterystycznej
dla sieci SN 15 kV może wynikać z braku symetrii oraz z prądów magnesowania
transformatorów SN/nn (starsze jednostki zasilane napięciem 107% Un).
Tabela 3 Dane statystyczne parametrów napięć zarejestrowanych przed przyłączeniem EW w przykładzie 2.
Rok 2013 przed przyłączeniem EW1 i EW2
Wielkość
U12
min
[V]
Wartość
CP05 [V]
skuteczna CP95 [V]
CP99 [V]
napięcia
max
[V]
CP05 [%]
CP95 [%]
THDRU
CP99 [%]
max
[%]
CP05 pu
CP95 pu
PST / PLT
CP99 pu
max
pu
Ilość
próbek
10
w
tym
zafałszowanych
minutowych
iH3
CP95 [%]
iH5
CP95 [%]
iH7
CP95 [%]
iH11
CP95 [%]
iH13
CP95 [%]
iH11
CP95 [%]
iH13
CP95 [%]
min
15263
15410
16109
16139
16183
0,71
1,42
1,56
1,65
0,08
0,19
0,27
0,59
3200
5
0,27
1,07
0,93
0,22
0,11
0,05
0,02
U23
max
avg
15361 15332
15484 15455
16217 16159
16248 16186
16274 16232
0,94
0,81
2,86
1,61
3,85
1,89
5,72
2,68
0,08
0,16
0,22
0,27
258
4
0,32
0,30
1,87
1,22
1,98
1,24
0,52
0,28
0,33
0,18
0,17
0,1
0,13
0,06
min
15121
15328
16042
16069
16103
0,61
1,33
1,47
1,57
0,07
0,18
0,26
0,63
3200
5
0,25
1,07
0,86
0,20
0,11
0,04
0,02
U31
max
avg
15282 15249
15403 15370
16152 16096
16181 16121
16211 16155
0,87
0,72
2,93
1,54
3,92
1,88
5,73
2,68
0,08
0,16
0,22
0,27
258
4
0,34
0,27
2,03
1,22
1,94
1,19
0,49
0,26
0,33
0,18
0,18
0,09
0,13
0,06
min
15195
15342
16020
16049
16071
0,67
1,25
1,40
1,52
0,13
0,24
0,31
0,61
3200
5
0,2
0,91
0,91
0,21
0,11
0,05
0,03
max
avg
15289 15255
15417 15386
16134 16075
16156 16098
16212 16127
0,90
0,78
2,82
1,48
3,81
1,83
5,58
2,59
0,14
0,22
0,26
0,30
258
4
0,25
0,22
1,85
1,07
1,94
1,22
0,52
0,27
0,31
0,18
0,21
0,11
0,12
0,06
Obydwa analizowane okresy z 2013 oraz 2015 r. obejmują pracę linii 15 kV PKP, co
przekłada się na wartości CP99 oraz wartości maksymalne prezentowanego THDRU.
Bezpośrednie oddziaływanie na poziom wartości maksymalnych THDRU przedstawiają
trendy pokazane na rysunku 5.
W tym przypadku należy podkreślić, że poziom zmian napięcia oraz poziom głównych
składowych harmonicznych napięcia wynika głownie z intensywności ruchu kolejowego.
Dodatkowo cyklicznie załączana bateria kondensatorów, naturalnie przejmując obciążenie
wyższymi harmonicznymi (wh) prądu, wzmacnia poziom wh napięcia i podnosi poziom
THDFU na szynach 15 kV stacji.
Głównym źródłem odkształconych prądów są w tym przypadku prostowniki w podstacjach
trakcyjnych. Przykład 2 ma na celu zobrazowanie istniejącego poziomu zakłóceń od linii
PKP w stosunku do przykładu 1, gdzie taki odbiór nie występuję. W przypadku stacji
110/15 kV zasilających podstacje trakcyjne może okazać się, że zdecydowanie większe
zakłócenia wprowadzają odbiory trakcyjne niż elektrownie wiatrowe.
Tren d THDRU przy linii 15 k V PKP
5
%
4
3
2
1
5
%
4
3
2
1
4
%
3
2
1
2013-02 -09
Saturday
2013-02 -10
Sunday
2013-02 -11
Monday
2013-02 -12
Tuesday
2013-02 -13
Wednes day
2013-02 -14
Thursda y
2013-02 -15
Friday
2013-02 -16
Saturday
2013-02 -17
Sunday
Event # 78 at 2013-02 -12 19:20:26, 419
Pre-trig ger
Created with DranV iew 6.9.0
Rys. 5 Praca linii 15 kV PKP szczególnie uwidacznia się w wartościach maksymalnych THD U na szynach 15
kV GPZ-tu.
Tabela 4 Dane statystyczne parametrów napięć zarejestrowanych po przyłączeniu EW w przykładzie 2.
Rok 2015 po przyłączeniu EW1 i EW2
Wielkość
U12
min
[V]
Wartość
CP05 [V]
skuteczna CP95 [V]
CP99 [V]
napięcia
max
[V]
CP05 [%]
CP95 [%]
THDRU
CP99 [%]
max
[%]
CP05 pu
CP95 pu
PST / PLT
CP99 pu
max
pu
Ilość
próbek
10
w
tym zafałszowanych
minutowych
iH3
CP95 [%]
iH5
CP95 [%]
iH7
CP95 [%]
iH11
CP95 [%]
iH13
CP95 [%]
iH17
CP95 [%]
iH19
CP95 [%]
min
14429
15510
16155
16189
16231
0,58
1,60
1,91
2,27
0,07
0,17
0,24
2,21
3902
9
0,19
1,31
0,97
0,27
0,13
0,03
0,02
U23
max
avg
15469 15439
15584 15553
16274 16216
16311 16242
16345 16278
0,87
0,73
3,20
1,88
4,30
2,38
6,33
3,46
0,08
0,15
0,21
1,20
315
7
0,29
0,23
2,60
1,52
1,69
1,18
0,55
0,34
0,29
0,18
0,12
0,05
0,11
0,04
min
14368
15411
16064
16101
16132
0,58
1,59
1,98
2,40
0,07
0,16
0,25
2,18
3902
9
0,19
1,32
0,91
0,28
0,14
0,02
0,02
U31
max
avg
15364 15337
15487 15456
16180 16122
16218 16152
16256 16201
0,86
0,71
3,22
1,89
4,30
2,42
6,39
3,56
0,08
0,16
0,36
0,95
315
7
0,29
0,23
2,66
1,56
1,61
1,11
0,56
0,36
0,28
0,19
0,12
0,06
0,1
0,04
min
14965
15430
16080
16108
16139
0,55
1,56
1,88
2,26
0,07
0,16
0,24
1,31
3902
9
0,16
1,26
0,98
0,28
0,12
0,03
0,02
max
avg
15380 15351
15506 15475
16202 16139
16226 16160
16317 16182
0,85
0,70
3,15
1,84
4,23
2,32
6,37
3,40
0,08
0,15
0,27
0,57
315
7
0,24
0,20
2,54
1,48
1,68
1,19
0,58
0,35
0,27
0,17
0,13
0,06
0,1
0,04
Podsumowanie
Analiza otrzymanych wyników wskazuje na obecnym etapie realizacji wydanych WP na
stosunkowo niewielki wpływ tych źródeł na parametry napięcia. Zapewne ma znaczenie fakt,
że przyłączone turbiny wiatrowe są konstrukcjami nowymi, w zupełności spełniającymi
wymagania normy [4].
Drugim głównym czynnikiem jest poziom mocy zwarciowej na szynach 15 kV, który
determinuje możliwość przyłączenia OZE do sieci, ze względu na tzw. lokalne kryterium
stabilności napięciowej. Zrealizowane WP na przyłączenie elektrowni wiatrowych obejmują
pierwszą część planowanych do przyłączenia mocy OZE. W przedstawionym przypadku 1 do
sieci SN zasilanej ze stacji 110/15 kV przyłączonych będzie w sumie 20,6 MW. Natomiast w
przypadku 2 planuje się przyłączyć źródła wiatrowe o łącznej mocy 23,9 MW. Są to moce,
które w rzeczywistości przekraczają zapotrzebowanie na moc tych GPZ-ów. Pełnej oceny
wpływu elektrowni wiatrowych na kształt i zmienność napięcia będzie można dokonać po
przyłączeniu wszystkich planowanych turbin wiatrowych. Dodatkowo równoczesny rozwój
mikrogeneracji będzie ograniczał zapotrzebowanie na moc u odbiorców w sieci nn, co
przełoży się na zwiększoną transformację generowanej mocy z poziomu 15 kV na sieć WN
110kV.
Drugim istotnym wnioskiem jest fakt obecności składowych interharmonicznych związanych
z pracą układów sterowania układami przekształtnikowymi instalowanymi przy generatorach.
Podobne konstrukcje znajdują zastosowanie w inwerterach PV. Ze względu na możliwość
wzrostu poziomu TIDFU w sieci 15 kV należy dążyć do jego monitorowania.
Interharmoniczne są jedynie zdefiniowane w dokumentach normatywnych. Nie jest dobrze
znany wpływ interharmonicznych na urządzenia w sieci 15 kV. Ogólnie przyjmuje się, że
interharmoniczne mogą powodować migotanie światła oraz negatywnie wpływają na pracę
napędów.
Badania poziomu parametrów jakościowych napięcia 15 kV w stacjach z dużą liczba
przyłączonej generacji operator powinien prowadzić niezależnie od opracowywanych
ekspertyz i testów przewidzianych przez IRiESD.
Literatura:
1. Halinka A., Rzepka P., Szablicki M., Zmienność napięć stacji WN/SN z przyłączonymi
źródłami wiatrowymi, „ElektroInfo” nr 131 oraz nr 132/2015,
2. Lubośny Z., Warunek zwarciowy Sk”/Sn≥20 ograniczeniem rozwoju OZE, „Automatyka –
Elektryka – Zakłócenia”, nr 1/2014,
3. Trzeciak A., Grządzielski I., Marszałkiewicz K., Przyłączanie jednostek wytwórczych do
sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, „Energia Elektryczna” lipiec 2011,
4. PN-EN 61400-21:2009 Turbozespoły wiatrowe. Część 21: Pomiar i ocena parametrów
jakościowych energii dostarczanej przez turbozespoły wiatrowe przyłączone do sieci
elektroenergetycznej (oryg.),
5. IEC 1000-3-6 Electromagnetic compatibility. Part 3: Limits – Section 6: Assessment of
emission limits for distorting loads in MV and HV power systems. Basic EMC publication,
6. IEC 1000-3-7 Electromagnetic compatibility. Part 3: Limits – Section 7: Assessment of
emission limits for fluctuating loads In MV and HV power systems. Basic EMC publication,
1996,
7. Handbook of Power Quality, University of Bergamo, Collective work, Edited by Angelo
Baggini, June 2009.