Poprawność decyzji podejmowanych przez zabezpieczenia odległościowe linii WN

Doprowadzone sygnały wejściowe charakteryzują stan pracy chronionego obiektu elektroenergetycznego. Do identyfikacji stanu zwarcia wykorzystuje się zjawiska towarzyszące zwarciom wielkoprądowym, tj. wzrost wartości prądu ponad wartość prądu długotrwale dopuszczalnego obiektu zabezpieczanego przy jednoczesnym zmniejszeniu wartości napięcia fazy lub faz dotkniętych zakłóceniem. Pośredni sposób wyznaczania parametrów lub składowych impedancji pętli zwarcia przez zabezpieczenia odległościowe może być przyczyną powstania niedokładności w obliczaniu rzeczywistych wartości tych wielkości. Poziom niedokładności zależy m.in. od wartości rezystancji przejścia w miejscu zwarcia, obciążenia linii w stanie przedzakłóceniowym, kołysań mocy i stanów przejściowych w systemie elektroenergetycznym (SEE) oraz błędów przetworników pomiarowych. Szczegółowy opis zasady działania zabezpieczenia odległościowego przedstawiono m.in. w [1, 2].

Poprawność identyfikacji stanu zwarcia przez zabezpieczenia odległościowe zależy również od obecności lokalnych źródeł wytwórczych w strukturze sieci. Dlatego przyłączanie źródeł odnawialnych do SEE wiąże się z szeregiem nowych wyzwań stawianych układom EAZ, w tym również zabezpieczeniom odległościowym. Z informacji publikowanych przez PSE Operator wynika, że największa liczba wniosków o określenie warunków przyłączenia do sieci siłowni wiatrowych dotyczy sieci dystrybucyjnej WN. PSE Operator uzgodnił z operatorami systemów dystrybucyjnych zakresy i warunki wykonania ekspertyz wpływu przyłączenia do sieci dystrybucyjnej WN farm wiatrowych (FW) o sumarycznej mocy bliskiej 23 GW [3]. Informacje te, a także skala stosowania zabezpieczeń odległościowych w sieci dystrybucyjnej WN, determinują konieczność przeprowadzenia analizy poprawności działania wymienionych elementów układów EAZ w zmieniających się warunkach sieciowych. W artykule przedstawiono wybrane aspekty wpływu pracy odczepowo przyłączonej farmy wiatrowej na funkcjonowanie zabezpieczeń odległościowych dla różnych sposobów parametryzacji zasięgów stref pomiarowych tych zabezpieczeń.

Parametryzacja zabezpieczenia odległościowego

Parametryzacja zabezpieczenia odległościowego zależy m.in. od możliwości konfiguracyjnych samego zabezpieczenia (np. niezależne ustawianie zasięgu w kierunku osi rzeczywistej i osi urojonej płaszczyzny zmiennej zespolonej), charakteru współpracy z zabezpieczeniami sąsiednich obiektów elektroenergetycznych oraz struktury połączeń układu sieciowego. Zwykle pierwsza strefa zabezpieczenia, odpowiadająca działaniu bezzwłocznemu, powinna pokrywać możliwie jak największą część chronionej linii, uwzględniając błędy przetworników pomiarowych i niedokładności wyznaczania rzeczywistej wartości impedancji tej linii oraz konieczność zapewnienia selektywności działania. Druga strefa, odpowiadająca działaniu zwłocznemu, powinna pokrywać resztę odcinka linii i ragmenty dalszych obiektów SEE, stanowiąc  zabezpieczenie rezerwowe tych fragmentów. Bardziej precyzyjne zasady parametryzacji ww. i innych stref działania zabezpieczenia odległościowego przedstawiono m.in. w [1, 2]. Zasięgi impedancyjne poszczególnych stref zabezpieczeń odległościowych można wyznaczyć, korzystając z przykładowych zależności zamieszczonych w tabeli 1.

Zasięgi stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych zależą również od konfiguracji chronionego fragmentu układu sieciowego, jaka jest przyjmowana podczas parametryzacji zabezpieczeń. Zasięgi mogą być dobierane dla układu sieciowego bez przyłączonej farmy wiatrowej, tj. uwzględniając wyłącznie linie głównego ciągu – sposób parametryzacji 1 (dotyczy zabezpieczeń linii głównego ciągu). Zasięgi można także określić, uwzględniając najkrótsze odcinki linii przyłączone do szyn stacji, w której zainstalowano parametryzowany układ EAZ – sposób parametryzacji 2.

Ponieważ algorytmy decyzyjne „klasycznych” zabezpieczeń odległościowych bazują na lokalnych sygnałach napięciowych i prądowych mierzonych na początku chronionej linii, dlatego przyłączenie dodatkowego źródła wytwórczego do tej linii może powodować niepoprawne wyznaczanie parametrów impedancji przez te zabezpieczenia. Wynika to ze zjawiska spływu prądów zwarciowych. Udziały poszczególnych źródeł w prądzie dopływającym do miejsca zwarcia określa współczynnik rozgałęzieniowy krg. Poziom tych udziałów determinuje wartość błędów estymacji impedancji przez zabezpieczenia odległościowe obiektów elektroenergetycznych chronionego fragmentu sieci. Chcąc zminimalizować te błędy, można zmodyfikować zasięgi stref pomiarowych tych zabezpieczeń obejmujących miejsce przyłączenia FW. Modyfikacja ta polega na wykorzystaniu współczynnika rozgałęzieniowego w procesie parametryzacji zabezpieczeń. W artykule przedstawiono cztery wybrane sposoby parametryzacji tych zabezpieczeń z uwzględnieniem współczynnika rozgałęzieniowego:

• sposób parametryzacji 3 – sposób parametryzacji 1 zmodyfikowany poprzez uwzględnienie krg,
• sposób parametryzacji 4 – sposób parametryzacji 2 zmodyfikowany poprzez uwzględnienie krg,
• sposób parametryzacji 5 – sposób parametryzacji 3 uwzględniający przyłączenie FW w punkcie P linii głównego ciągu,
• sposób parametryzacji 6 – sposób parametryzacji 4 uwzględniający przyłączenie FW w punkcie P linii głównego ciągu.

Sposoby parametryzacji 1–4 opisano w wielu pozycjach literaturowych, m.in. w [1, 2, 4]. Natomiast w sposobach parametryzacji 5 i 6 autorzy proponują, aby współczynnik rozgałęzieniowy uwzględnić jedynie w odniesieniu do tych odcinków linii, na których może wystąpić zjawisko spływu prądów. Zasięgi impedancyjne stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych wyznaczone według poszczególnych sposobów parametryzacji 1–6 dla układu sieciowego wykorzystywanego do badań symulacyjnych zestawiono w tabeli 2.

Model symulacyjny

W celu przeprowadzenia badań symulacyjnych opracowano model fragmentu sieci dystrybucyjnej WN z odczepowo przyłączoną farmą wiatrową (rys. 1.). Wykonany układ testowy umożliwia określenie wybranych aspektów wpływu przyłączenia FW do struktur SEE na poprawność decyzji wypracowanych przez zabezpieczenia odległościowe. Na potrzeby przeprowadzanych analiz przyjęto, że na farmie wiatrowej zainstalowano 25 siłowni wiatrowych z generatorami asynchronicznymi dwustronnie zasilanymi o mocy 2 MW, wyposażonych w opcję przejścia przez zwarcie. Zgodnie z informacjami przedstawionymi w [5], dotyczącymi prądów zwarcia zrealizowanych projektów farm wiatrowych, przyjęto, że poziom początkowego prądu zwarcia siłowni wiatrowych nie przekracza 330% prądu znamionowego generatora i, dodatkowo, siłownie te będą źródłem ustalonego prądu zwarcia nieznacznie przekraczającego wartość prądu znamionowego generatora.

Założenie to zrealizowano, stosując w modelu FW dwa źródła prądu o odpowiednio dobranych parametrach. Generatory siłowni wiatrowych, pracujące w układzie blokowym z transformatorami blokowymi, są połączone liniami kablowymi, tworząc grupy siłowni. Poszczególne grupy są przyłączone do dwóch transformatorów WN/SN o mocy 31,5 MV·A zainstalowanych w stacji FW. Przyjęto, że wszystkie linie zamodelowane w układzie testowym to linie napowietrzne o rezystancji jednostkowej 0,12 Ω/km i reaktancji jednostkowej 0,41 Ω/km. Ponadto obliczeniowe moce zwarciowe zastępczych systemów elektroenergetycznych ustalono na poziomie 1000 MV·A i 500 MV·A (odpowiednio dla stacji elektroenergetycznych A i D).

Parametryzując zabezpieczenia odległościowe zazwyczaj wykorzystuje się trzy podstawowe strefy pomiarowe (kierunkowe) obejmujące zasięgiem swego działania ciąg obiektów elektroenergetycznych. Przykładowo, zasięg impedancyjny pierwszej strefy pomiarowej zabezpieczenia odległościowego zainstalowanego w stacji C dla rozpatrywanych sposobów parametryzacji można wyznaczyć według zależności (1)–(6). W celu ułatwienia analizy, we wzorach pominięto przekładnie przetworników pomiarowych:

• sposób parametryzacji 1 (zasięg strefy pomiarowej zabezpieczenia dobiera się dla układu sieciowego bez przyłączonej farmy wiatrowej, tj. uwzględniając wyłącznie linie głównego ciągu):

co odpowiada 34 km długości linii,

• sposób parametryzacji 2 (zasięg strefy pomiarowej dobiera się dla najmniejszej impedancji pomiędzy sąsiednimi punktami zabezpieczeniowymi):

co odpowiada 13,6 km długości linii,

• sposób parametryzacji 3 (sposób parametryzacji 1 zmodyfikowany poprzez uwzględnienie współczynnika rozgałęzieniowego):

co odpowiada 43,9 km długości linii,

• sposób parametryzacji 4 (sposób parametryzacji 2 zmodyfikowany poprzez uwzględnienie współczynnika rozgałęzieniowego):

co odpowiada 17,5 km długości linii,

• sposób parametryzacji 5 (sposób parametryzacji 3 uwzględniający przyłączenie FW w punkcie P linii BC):

co odpowiada 41,4 km długości linii,

• sposób parametryzacji 6 (sposób parametryzacji 4 uwzględniający przyłączenie FW w punkcie P linii BC):

co odpowiada 15,1 km długości linii.

Wykorzystanie współczynnika rozgałęzieniowego do modyfikacji stref pomiarowych zabezpieczenia odległościowego ZC powoduje wydłużenie zasięgu impedancyjnego tych stref. Dla sposobu parametryzacji 4 „nastawa zmodyfikowana” pierwszej strefy pomiarowej tego zabezpieczenia stanowi 129% „nastawy klasycznej” wyznaczonej według zależności (1). Tak znaczne wydłużenie tej strefy stwarza problemy z zapewnieniem selektywności działania układów EAZ, ponieważ „zmodyfikowana” pierwsza strefa pomiarowa tego zabezpieczenia obejmowałaby, poza linią BC, również fragmenty dalszych obiektów elektroenergetycznych przyłączonych do stacji B i E.

Zasięgi impedancyjne stref pomiarowych obejmujących linię z przyłączoną FW pozostałych zabezpieczeń odległościowych zainstalowanych w rozpatrywanym układzie sieciowym zestawiono w tabeli 2. W celu ułatwienia analizy wyznaczonych wartości „nastaw”, zasięgi przeliczono na długości linii.

Analizując dane zestawione w tabeli 2. można zauważyć, że modyfikacja zasięgów impedancyjnych stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych rozpatrywanego układu sieciowego może powodować znaczne wydłużenie tych zasięgów. Przykładowo, dla zabezpieczenia ZE ponad 4,5-krotne zwiększenie „nastawy” jest praktycznie niemożliwe, ponieważ wówczas zasięg stref pomiarowych tego zabezpieczenia sięgałby w zbyt odległe miejsce w sieci. W rozpatrywanym układzie sieciowym „zmodyfikowana” pierwsza strefa pomiarowa tego zabezpieczenia obejmowałaby linie BCE, CD oraz fragmenty dalszych obiektów elektroenergetycznych przyłączonych do szyn stacji B i D, uniemożliwiając selektywne działanie układów EAZ.

Wyniki symulacji

Badania symulacyjne wykonano dla wszystkich analizowanych sposobów parametryzacji zasięgów stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych oraz różnych poziomów mocy wytwarzanej przez farmę wiatrową, uwzględniając działanie układów regulacyjnych siłowni wiatrowych.

Symulacja 1

Dla potrzeb przeprowadzenia badań symulacyjnych przyjęto, że modelowany układ sieciowy pracuje w warunkach quasi-ustalonych. Założono, że na farmie wiatrowej wszystkie siłownie wiatrowe generują moc znamionową. Choć dla tego typu źródeł nominalna produkcja mocy występuje stosunkowo rzadko w praktyce, jednak taki stan pracy należy uwzględnić podczas analiz wpływu przyłączenia FW na poprawność działania układów EAZ. Przyjęto, że symulowane miejsce trójfazowego zwarcia metalicznego występuje na 5% długości linii BC, tj. 2 km od stacji B.

W tabeli 3. zestawiono wybrane wyniki symulacji – wartości impedancji oczekiwane i wyznaczone przez poszczególne zabezpieczenia odległościowe rozpatrywanego układu sieciowego oraz błędy modułu impedancji estymowanej przez te zabezpieczenia. Wartości błędów obliczono według zależności (7) i (8):

gdzie:

ΔZ (δZ) – błąd bezwzględny (względny) obliczania impedancji do miejsca zwarcia,

Z_obl – moduł impedancji do miejsca zwarcia wyznaczony przez zabezpieczenie,

Z_pop – oczekiwany moduł impedancji do miejsca zwarcia.

Z przeprowadzonych badań symulacyjnych wynika, że odczepowe przyłączenie dodatkowego źródła wytwórczego do linii WN wprowadza zafałszowanie wyników estymacji modułu impedancji przez zabezpieczenia odległościowe. Dotyczy to zarówno zabezpieczeń linii z przyłączoną FW (tj. linii BCE), jak i zabezpieczeń obiektów elektroenergetycznych sąsiadujących z tą linią. Ponieważ przyjęto, że symulowane zwarcie występuje na odcinku BP, zatem niedokładności w wyznaczaniu modułu impedancji dotyczą zabezpieczeń ZC, ZD i ZE. Przy czym poziom tych niedokładności dla zabezpieczeń linii głównego ciągu, tj. ZC i ZD, jest ponad 20-krotnie mniejszy niż dla ZE. Wynika to ze znacznej dysproporcji parametrów zwarciowych zastępczych systemów elektroenergetycznych w stosunku do prądu zwarciowego farmy wiatrowej.

Na rysunku 2. przedstawiono symulowane miejsce wystąpienia zwarcia (5% długości linii BC) oraz miejsca zwarcia określone na podstawie modułów impedancji wyznaczonych przez poszczególne zabezpieczenia odległościowe rozpatrywanego układu sieciowego. Udział FW w prądzie zwarciowym powoduje, że zabezpieczenia ZC, ZD i ZE błędnie „widzą” symulowane zwarcie jako zakłócenie poza linią BC. Może to spowodować wydłużenie czasu likwidacji zakłócenia lub nawet nieuzasadniony brak zadziałania tych zabezpieczeń. Przykładowo, dla zabezpieczenia ZD symulowane miejsce wystąpienia zwarcia znajduje się poza obszarem jego działania – zatem wymagane zadziałanie zabezpieczenia nie nastąpi. Dotyczy to „klasycznych nastaw”, tj. sposobu parametryzacji 1. Natomiast dla sposobów parametryzacji 3 i 5 – symulowane zakłócenie zostanie wyłączone z czasem strefy trzeciej.

Symulacja 2

Dla potrzeb badania symulacyjnego przyjęto, że układ sieciowy pracuje w warunkach quasi-ustalonych, farma wiatrowa generuje do sieci moc znamionową, a symulowane miejsce trójfazowego zwarcia metalicznego występuje na 85% długości linii BC.

Porównując wyniki symulacji zamieszczone w tabeli 3. i tabeli 4. można zauważyć, że zmiana miejsca wystąpienia zwarcia spowodowała, że moduły impedancji pętli zwarcia są niepoprawnie określone przez zabezpieczenia ZA, ZB i ZE. Jednak poziom tych błędów jest co najmniej rząd wartości mniejszy niż w przypadku wyników uzyskanych dla pierwszego przypadku symulacji. Wynika to przede wszystkim ze znacznie mniejszego stosunku prądów zwarciowych SEE D i FW w porównaniu do stosunku prądów zwarciowych SEE A i FW. Występujące błędy estymacji modułu impedancji mogą wydłużyć czas likwidacji zwarcia. W przypadku zabezpieczenia ZE dla sposobu parametryzacji 2, symulowane zwarcie zostanie wyłączone z czasem strefy III zamiast z czasem strefy I. Podobnie zabezpieczenie ZB – wskutek niewłaściwego określenia modułu impedancji do miejsca zwarcia zabezpieczenie „widzi” symulowane zwarcie jako zakłócenie występujące w drugiej strefie pomiarowej, a nie – poprawnie – w strefie I (dotyczy sposobu parametryzacji 1). Modyfikacja zasięgów stref pomiarowych tych zabezpieczeń pozwala zmniejszyć ryzyko wypracowania niepoprawnej decyzji przez te zabezpieczenia.

Symulacja 3

Przyjęto, że warunki wykonania symulacji są identyczne jak w pierwszym analizowanym przypadku, tj. układ sieciowy pracuje w warunkach quasi-ustalonych, a symulowane miejsce trójfazowego zwarcia metalicznego występuje na 5% długości linii BC. Zmniejszono natomiast moc generowaną przez farmę wiatrową do 5% mocy znamionowej.

Zmiana mocy wytwarzanej przez FW jest jednym z czynników, które determinują oziom błędów estymacji modułu impedancji przez zabezpieczenia odległościowe. Obniżenie mocy generowanej przez FW spowodowało prawie 12-krotne zmniejszenie poziomu tych błędów w zabezpieczeniach ZC i ZD (zabezpieczenia linii głównego ciągu) oraz znaczne ich zwielokrotnienie w zabezpieczeniu ZE (zabezpieczenie odległościowe zainstalowane w stacji przyłączeniowej farmy wiatrowej). Poziom procentowego błędu względnego estymacji modułu impedancji przez zabezpieczenie ZE wzrósł z 350,35% dla symulacji 1 (tab. 3.) do 4170,35%.

Zmiana mocy farmy wiatrowej wpływa także na wartość współczynnika rozgałęzieniowego. Dla układu sieciowego z FW współczynnik ten jest funkcją, której argumentami są m.in. impedancja zastępcza farmy wiatrowej lub poziom udziału FW w prądzie dopływającym do miejsca zwarcia. Wielkości te zależą m.in. od liczby pracujących siłowni wiatrowych oraz czasu, jaki upłynął od chwili wystąpienia zwarcia (uwzględnienie prądu zwarciowego początkowego lub ustalonego wynikającego z reakcji układów regulacyjnych siłowni FW). Dlatego każda zmiana ww. wielkości powinna wymuszać zmianę zasięgów stref pomiarowych zabezpieczeń obliczanych według sposobów parametryzacji 3–6, w celu ich dostosowania do aktualnych warunków pracy chronionego fragmentu układu sieciowego. Jednak w przypadku zabezpieczenia linii wyprowadzenia mocy z farmy wiatrowej, dla niewielkich wartości mocy generowanej do sieci przez FW, wartość współczynnika rozgałęzieniowego tak znacząco wzrasta (przykładowo krg>120 przy 4% PN FW), że „zmodyfikowane” strefy pomiarowe osiągałyby niedopuszczalny zasięg.

Symulacja 4

Przedstawione wyniki symulacji 1– 3 nie uwzględniają reakcji układów regulacyjnych siłowni wiatrowych na zaistniałe zwarcie. Jeżeli czas trwania zwarcia będzie na tyle długi, że układy regulacyjne siłowni spowodują ograniczenie wartości prądów zwarciowych generatorów tych siłowni, poziom niedokładności estymacji modułu impedancji przez zabezpieczenia odległościowe zmniejszy się (dotyczy zabezpieczeń linii głównego ciągu) lub zwiększy się (dotyczy zabezpieczenia linii wyprowadzenia mocy z farmy wiatrowej). Jest to spowodowane malejącym udziałem FW w prądzie dopływającym do miejsca zwarcia. Wyniki stosownych symulacji po uwzględnieniu reakcji układów regulacyjnych siłowni wiatrowych na zaistniałe zwarcie, tj. po ograniczeniu prądów zwarciowych generatorów siłowni do poziomu bliskiego wartości prądów znamionowych tych generatorów, przedstawiono na rysunku 3. Symulacje wykonano dla warunków identycznych jak w trzecim analizowanym przypadku, tj. quasi-ustalone warunki pracy układu sieciowego, symulowane miejsce wystąpienia zwarcia na 5% długości linii BC, generacja przez FW 5% mocy znamionowej.

Podsumowanie

Odczepowe przyłączenie dodatkowego źródła wytwórczego do linii sieci dystrybucyjnej WN wpływa na zafałszowanie wartości estymat parametrów lub składowych impedancji wyznaczanych przez zabezpieczenia odległościowe.

Niedokładności w określaniu impedancji pętli zwarcia przez zabezpieczenia odległościowe mogą prowadzić do wydłużenia czasu likwidacji zakłócenia, a niejednokrotnie do nieuzasadnionego braku zadziałania układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Nieprawidłowości w działaniu zabezpieczeń odległościowych układów sieci dystrybucyjnej z odczepowo przyłączonym źródłem wytwórczym dotyczą zarówno zabezpieczeń linii, do której przyłączono to źródło, jak i zabezpieczeń sąsiednich obiektów elektroenergetycznych.

Szeroki zakres możliwych zmian wartości mocy generowanej przez przyłączoną farmę wiatrową powoduje znaczne zróżnicowanie poziomów błędów parametrów lub składowych impedancji estymowanych przez zabezpieczenia odległościowe. Utrudnia to jednoznaczne określenie wymaganego poziomu ewentualnych modyfikacji zasięgów stref pomiarowych tych zabezpieczeń. Minimalizacja błędu estymacji parametrów lub składowych impedancji poprzez uwzględnienie współczynnika rozgałęzieniowego podczas doboru zasięgów stref pomiarowych tych zabezpieczeń powoduje wydłużenie tych zasięgów.

Wydłużone „zmodyfikowane” zasięgi stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych mogą obejmować zbyt rozległe fragmenty sieci. Stwarza to poważne problemy z zachowaniem selektywności działania układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Poziom korekt zasięgów stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych jest znacznie mniejszy dla sposobów parametryzacji 5 i 6, w których współczynnik rozgałęzieniowy uwzględnia się w „nastawach” wyłącznie w odniesieniu do tych odcinków linii, na których może wystąpić zjawisko spływu prądów do miejsca zwarcia od poszczególnych źródeł. Największa różnica między zasięgami impedancyjnymi stref pomiarowych dla sposobów parametryzacji 5 i 6 oraz 3 i 4 (w których nie uwzględnia się powyższego obostrzenia dla współczynnika rozgałęzieniowego) wynosi 132% „nastawy klasycznej” – dotyczy pierwszej strefy pomiarowej zabezpieczenia ZE (tab. 2.).

Praca farmy wiatrowej z niewielką wartością mocy generowanej do sieci wpływa na powstanie tak znacznych błędów estymacji parametrów lub składowych impedancji przez zabezpieczenia odległościowe, że punkt pracy układu sieciowego opisany przez wielkości wyznaczone przez te zabezpieczenia może znajdować się w obszarze pracy normalnej. Dlatego wówczas, nawet przy zwarciach występujących w obszarze działania zabezpieczenia, wymagana reakcja zabezpieczenia nie nastąpi, ponieważ wyestymowany przez to zabezpieczenie wektor impedancji znajduje się na zewnątrz strefy rozruchowej zabezpieczenia. Dotyczy to zabezpieczenia odległościowego linii wyprowadzenia mocy (patrz wyniki symulacji 3 i 4).

W przeprowadzonych badaniach symulacyjnych ograniczono się do dwóch czynników wywołujących błędy estymacji parametrów lub składowych impedancji przez zabezpieczenia odległościowe, tj. zmian mocy wytwarzanej przez farmę wiatrową oraz reakcji układów regulacyjnych siłowni wiatrowych na zaistniałe zwarcie. Pozostałe czynniki fałszujące pominięto w celu zachowania przejrzystości analiz. Jednak, jak wynika z badań przeprowadzonych przez autorów, wystąpienie jakiegokolwiek dodatkowego czynnika fałszującego zwykle powoduje wzrost poziomu błędów.

Współpracę odczepowo przyłączanych źródeł wytwórczych z siecią dystrybucyjną WN – w aspekcie funkcjonowania zabezpieczeń – można poprawić, np. opracowując koncepcję rozproszonego adaptacyjnego systemu automatyki nadzorującego fragment układu sieciowego [4, 6].

Literatura

1. Winkler W., Wiszniewski A., Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych, WNT, Warszawa 2009.
2. Ziegler G., Numerical distance protection: principles and applications, Siemens AG, Berlin and Munich, 1999.
3. Chojnacki I., PSE Operator podpisał umowy na przyłączenie do własnej sieci elektroenergetycznej farm wiatrowych o mocy 931 MW, dostępny w World Wide Web: http://www.wnp.pl.
4. Halinka A., Szewczyk M., Zabezpieczenia odległościowe w liniach elektroenergetycznych z przyłączonymi farmami wiatrowymi, „Przegląd Elektrotechniczny”, 85 (2009), nr 11, s. 14-20.
5. Romantowska K., Wpływ generacji wiatrowej na likwidację zwarć w KSE. Seminarium Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP „Wpływ źródeł odnawialnych na pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego”, Krokowa 27-29 maja 2009, s. 41-51.
6. Halinka A., Szablicki M., System Automatyki Układów Odczepowych (SAUO), Przegląd Elektrotechniczny, 86 (2010), nr 8, s. 44-49.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!