Wykorzystanie urządzeń DA-BOX 2000 do monitorowania stabilności sieci elektromagnetycznej

Wykorzystanie urządzeń DA-BOX 2000 do monitorowania stabilności sieci elektromagnetycznej

elektrycznosc zdjecie

Autorami artykułu są:

Olgierd Małyszko
Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie,Wydział Elektryczny
Michał Zeńczak
Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie, Wydział Elektryczny
Radosław Wiśniewski
ASTAT Sp. z o.o.
w Poznaniu

 

W artykule omówiono zagadnienia związane ze stabilnością sieci elektroenergetycznej, przeznaczenie i zasadę działania urządzenia DA-Box 2000 oraz wykorzystanie go do monitorowania stabilności sieci elektroenergetycznych. Doświadczenia niemieckie wskazują, że badanie stabilności sieci ma coraz większe znaczenie w praktyce z powodu gwałtownego wzrostu udziału nieliniowych źródeł i odbiorów energii w systemie elektroenergetycznym. Przyrząd DA-Box 2000, poprzez zaawanasowaną analizę napięć i częstotliwości, jest w stanie wykryć groźbę utraty stabilności przez system elektroenergetyczny spowodowany na przykład lawiną napięcia lub częstotliwości. Według danych producenta urządzenia te pracują z powodzeniem w kilkunastu krajach na całym świecie.

1. WSTĘP

System elektroenergetyczny (SEE) jest złożonym układem, w którym obok zwykłych liniowych elementów jest coraz więcej nieliniowych i niespokojnych urządzeń wytwórczych i odbiorczych. Powoduje to, że nawet w warunkach normalnej pracy, obok podstawowej harmonicznej (50 Hz) prądu i napięcia mamy coraz więcej innych harmonicznych tak wyższych jak i podharmonicznych. Zawartość wyższych harmonicznych mówi ogólnie o jakości energii natomiast podharmoniczne, a zwłaszcza przebiegi niskoczęstotliwościowe rzędu kilku Hz lub nawet poniżej 1 Hz, można wykorzystać do badania stabilności SEE. Niestety, jak dotąd są one w zasadzie nie wykorzystywane ani w automatyce zabezpieczeniowej ani też w systemach regulacyjnych (prewencji). W dalszej części artykułu pokazano, że sygnały te można wykorzystać do diagnozowania stabilności sieci oraz zaprezentowano unikatowe urządzenie, które w swych algorytmach pracy wykorzystuje między innymi oscylacje niskoczęstotliwościowe do monitorowania stabilności SEE.

Ponadto, na potrzeby niniejszego artykułu wprowadzono pojęcia analizy „statycznej” i „dynamicznej”. Pod pojęciem analizy „statycznej” należy rozumieć rozwiązanie problemu jedynie dla stanu początkowego i końcowego układu bez uwzględniania stanów przejściowych natomiast w analizie „dynamicznej” uwzględniono również aspekty dynamiczne jak np. bezwładność wirnika generatora i towarzyszące temu stany przejściowe.

2. ANALIZA „STATYCZNA” I „DYNAMICZNA”

W celu pokazania, że zwykłe statyczne obliczenia mogą być niewystarczające do prawidłowej oceny stanu
pracy sieci, przeanalizowano pewien dobrze znany przykład. Generator o napięciu U1 = 6,3 kV produkuje moc czynną P = 3,24 MW która przesyłana jest poprzez dwie równoległe linie, każda o reaktancji XL = 10 Ω, do systemu o sztywnym napięciu U2 = 6,0 kV (rys. 1a). W wyniku awarii jedna z linii została wyłączona (rys. 1b). Czy po awarii układ będzie dalej pracować?

 

a) schemat 1a
b) schemat 1b

Rys. 1. Fragment SEE przed (a) i po awarii (b)

Aby odpowiedzieć na to pytanie przeprowadzono analizę „statyczną” i „dynamiczną” układu.

 


2.1 Analiza „statyczna”

Moc czynna jaką można przesłać linią o reaktancji X (przy pominięciu rezystancji linii R) opisana jest zależnością:

 

P= U1 * U2 sin(ψ)
 X
gdzie: U1 – napięcie na początku linii, U2 – napięcie na
końcu linii, X – reaktancja linii, ψ – kąt między
wektorami napięć U1 i U2.

 

Maksymalna moc będzie wtedy, kiedy kąt ψ = 90°. Wówczas:

 

Pmax= U1 * U2
 X

Czyli, jeśli moc przesyłana będzie mniejsza niż Pmax to, według analizy „statycznej”, układ będzie mógł dalej pracować.
Dla dwóch pracujących linii (czyli danych z przed awarii) X = XL/2:

Pmax= U1 * U2 = 6,3 * 6,0 = 7,56 MW
 X 10/2

 

Natomiast po awarii (pracuje tylko jedna linia) X = XL:

Pmax= U1 * U2 = 6,3 * 6,0 = 3,78 MW
 X 10

 

W obu przypadkach, tj. przed i po awarii, moc przesyłana P = 3,24 MW jest mniejsza niż moc przepustowa linii. Oznacza to, że według analizy „statycznej”, po awarii układ będzie dalej normalnie pracować.

 

2.2 Analiza „dynamiczna”

W analizie „dynamicznej” uwzględniono również dynamikę generatora. Najprostszy model opisujący ruch wirnika generatora opisany jest za pomocą zależności:

 

{  = 2πf (ω – ω0)
dt
= 1 (Pm – D(ω – ω) – Pe (δ))
dt Tm
gdzie: δ – kąt obrotu osi wirnika, ω – prędkość kątowa wirnika generatora, ω0 – prędkość synchroniczna,
Tm – mechaniczna stała czasowa, Pm – moc mechaniczna turbiny, D – współczynnik tłumienia, Pe – moc elektryczna oddawana do systemu.

 

W celu ułatwienia analizy założono, że opory ruchu są pomijalnie małe (D ≈ 0). Moc elektryczna wytwarzana przez generator i oddawana do sieci opisana jest zależnością:

 

Pe(δ)= U1 * U2 sin(δ)
 X

Przy tych założeniach dynamika generatora opisana jest następująco:

 

{  = 2πf (ω – ω0)
dt
= 1 (Pm U1U2 sin(δ))
dt Tm X

 

Z zaprezentowanych zależności (7) można wywnioskować jak zachowuje się generator w czasie wystąpienia zaburzenia w systemie. Na przykład, początkowo układ znajduje się w równowadze, tzn. Pm = Pe. W wyniku pewnego zaburzenia zmalała moc elektryczna Pe jaką można przesłać do systemu. W tym momencie Pm > Pe i w konsekwencji  dt=  d(2πf)dt > 0. Oznacza to, że dfdt > 0. czyli częstotliwość wirowania wirnika generatora zaczyna rosnąć co powoduje, że kąt δ również zaczyna rosnąć. W przeciwnym przypadku, tj. kiedy Pm < Pe maleje zarówno częstotliwość f jak i kąt obrotu δ. Sytuację pracy generatora z przed i po awarii przedstawiono na rysunku 2.

Rys.2 Wykres

Rys. 2. Zależność mocy elektrycznej Pe i mechanicznej Pm od kąta δ (linia L1 przedstawia Pe=f(δ) dla X = XL/2 natomiast linia L2 przedstawia Pe=f(δ) dla X = XL)

Przed awarią układ znajdował się w punkcie równowagi 1 (rys. 2). Moc mechaniczna i elektryczna były w równowadze Pm = Pe a kąt obrotu osi generatora wynosił δ 1. W wyniku awarii wzrosła reaktancja X i teraz zmiana mocy elektrycznej odbywa się wzdłuż krzywej L2. Nowy punkt równowagi znajduje się w punkcie 3 ale z powodu bezwładności wirnika generatora układ nie może skokowo przesunąć się do niego. Zamiast w punkcie 3 układ znajdzie się w punkcie 2 (moc mechaniczna Pm i kąt obrotu d się nie zmieniają natomiast zmalała moc elektryczna Pe). W tym momencie Pm > Pe i wirnik generatora zaczyna przyspieszać czyli prędkość wirowania ω i kąt d zaczynają rosnąć. Dopóki zachodzi Pm > Pe kąt obrotu wirnika cały czas przyspiesza aż osiągnie punkt 3. W tym miejscu jest co prawda nowy punkt równowagi i zachodzi Pm = Pe ale ponieważ wcześniej wirnik cały czas przyspieszał (na odcinku 2-3) to teraz ma za dużą prędkość wirowania w i kąt δ będzie dalej się zwiększał czyli minie punkt 3 i będzie się dalej przesuwał w kierunku punktu 4. Ale teraz sytuacja się zmieniała. Na odcinku 3-4-5 moc elektryczna jest większa od mocy mechanicznej co powoduje, że na wirnik generatora działa siła hamująca. W konsekwencji kąt δ będzie dalej się zwiększał ale coraz wolniej. Jeśli kąt obrotu wirnika generatora przekroczy punkt 5 to znowu pojawi się siła przyspieszająca i wirnik zacznie ponownie przyspieszać co doprowadzi do trwałej utraty synchronizmu. Natomiast jeśli kąt d wirnika nie osiągnie punktu 5 ( δ k) to w wyniku działania siły hamującej kąt obrotu wirnika po osiągnięciu wychylenia maksymalnego zacznie się z powrotem cofać w kierunku punktu 3. Po osiągnięciu punktu 3 wirnik się nie ustabilizuje w tym punkcie tylko, z powodu bezwładności, będzie dalej podążał w kierunku punktu 2. Ale na odcinku 2-3 działa siła przyspieszająca która skieruje kąt obrotu wirnika z powrotem w stronę punktu 3. Sytuacja będzie się powtarzać dopóty, dopóki nadwyżka energii nie zostanie rozproszona (straty mechaniczne związane z oporami ruchu, straty elektryczne na rezystancji). Po rozproszeniu nadwyżki energii wirnik ustabilizuje się w nowym punkcie równowagi (punkt 3). W efekcie, zaburzeniu towarzyszy pojawienie się oscylacji związanych z dochodzeniem wirnika do nowego punktu równowagi (zwanych kołysaniami wirnika) czemu towarzyszą oscylacje mocy czynnej.

To, czy wirnik osiągnie nowy punkt równowagi (punkt 3 na rysunku 2) czy też wypadnie z synchronizmu (przekroczy punkt 5) opisuje tzw. metoda równych pól. Mówi ona, że układ będzie stabilny, tzn. wirnik osiągnie nowy stabilny punkt pracy, jeśli pole figury S123 (pole przyspieszeń) jest mniejsze lub co najwyżej równe polu figury S345 (pole hamowań).

Pola tych figur można wyznaczyć z następujących wzorów:

 

Er ~ S123 = δ2δ1 (  Pm U1U2 sin(δ) )
XL/2

 

Er ~ S345 = δkδ2 ( U1U2 sin(δ) – Pm )
XL

Dla przyjętych do przykładu danych (Pm = 3,24 MW) otrzymano Eh = 0,065 i Er = 0,072. Ponieważ Eh < Er to układ po awarii, mimo że posiada nowy stabilny punkt równowagi, nie będzie mógł stabilnie pracować. Jak widać wnioski z analizy „dynamicznej” są zupełnie odmienne od wniosków płynących z analizy „statycznej”.


 

3.OSCYLACJE NISKOCZĘSTOTLIWOŚCIOWE W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM

Zgodnie z tym co powiedziano powyżej, każdemu zaburzeniu w systemie towarzyszy pojawienie się oscylacji związanych ze zjawiskami elektromechanicznymi w systemie. Analityczne wyznaczenie dokładnej wartości częstotliwości tych oscylacji jest w praktyce niemożliwe z uwagi na złożoność modelu matematycznego. Niemniej, biorąc możliwie najprostszy model systemu oraz przyjmując
pewne uproszczenia, można oszacować częstotliwość tych oscylacji.

W celu wyznaczenia częstotliwości oscylacji posłużono się metodą przedstawioną w pracy [1]. Do analizy przyjęto model systemu złożony z trzech generatorów (podsystemów). Model systemu złożony jest z generatora G1 (o współczynniku bezwładności M1) oraz dwóch podsystemów elektroenergetycznych zamodelowanych w postaci generatorów G2 i G3 o odpowiednio dużych masach wirników i współczynnikach bezwładności równych odpowiednio M2 i M3. Z założenia M2 i M3 są dużo większe niż M1 (rys. 3)

Rys.3 Schemat

Rys. 3. Model systemu elektroenergetycznego

Moc czynna i-tego generatora opisana jest za pomocą równania [2]:

Pi = | E|2Gii + nj≠i  | E|| E| [Bij sinδij + Gij cosδij]

gdzie: B, G – elementy macierzy admitancyjnej węzłowej, E – siła elektromotoryczna generatora, d – kąt obrotu osi wirnika generatora.

 

Przy założeniu, że w trakcie stanu nieustalonego straty mocy w gałęziach sieci przesyłowej nie ulegają dużym zmianom, moc czynną generatora można opisać za pomocą wzoru:

Pi (δ) ≈ Pei + nj≠ibij sinδij

bij = | Bij | E|| E|, Pei = | E|Gii + nj≠i  | E|| E| [Gij cosδSij]

gdzie: Gij cosδSij – różnica kątów w stanie ustalonym.

Korzystając z zależności (10) równania ruchu wirników generatorów można opisać za pomocą następującego równania [1]:

Mi d2δi =(Pmi – P ei) – Di i n-∑j≠ibij sinδij,    i= 1,2,…,n
 dt2 dt
gdzie: Mi – współczynnik bezwładności i-tego generatora,
Pmi – moc mechaniczna i-tego generatora,
Di – współczynnik oporu i-tego generatora.

Przyjmując teraz nowy układ współrzędnych δ’i = δi – δe  o środku w δe= 0 oraz korzystając z tego, że dla δe = 0, zgodnie z (12), zachodzi j≠i Mi δi =0 otrzymuje się zależność:

δ2= – M1 δ M3 δ3
M2 M2

Korzystając z (13) układ równań (11) przyjmuje teraz postać (14) (w dalszej części artykułu wszystkie kąty δ będą dotyczyły nowego układu współrzędnych przy czym pominięto apostrof „’ ”):

M1 dδ1 = (Pm1 – Pe1) – D1 1  –
dt2 dt
– b12  sin (δ1 + M1  δ+ M3 δ3) – b13  sin(δ– δ3)
M2 M2
M2 dδ2 = (Pm2 – Pe2) – D2 2  –
dt2 dt
– b23  sin (δ2 – δ) – b12 sin(δ2 – δ1)
M3 dδ3 = (Pm3 – Pe3) – D3 3  –
dt2 dt
– b13 sin (δ3– δ1) – b23 sin (δ3 + M1 δ1 + M3 δ3)
M2 M2

 

Jak widać, równania ruchu dla generatorów G1 i G2 są uniezależnione od generatora G2. Pomijając dalej równanie ruchu dla generatora G2 oraz zakładając, że M2 >> M3 oraz M2 >> M1 otrzymuje się następujący układ równań:

dδ1  (Pm1 – Pe1) D1 d2δ1  –
dt2 M1 M1 dt
b12 sin(δ1) –  b13 sin (δ1 – δ3)
M1 M1
dδ3  (Pm3 – Pe3) D3 d2δ3  –
dt2 M3 M3 dt
b13 sin(δ3 – δ1) –  b23 sin (δ3)
M3 M3

Dla M3 >> M1 można przyjąć, że oraz można założyć, że  b13 M3<<  b13M1 oraz można założyć, że  b13 M3 ≈ 0.
Oznacza to, że wpływ generatora G1 na ruch generatora G3 jest pomijalnie mały natomiast generatora G3 na ruch generatora G3 jest znaczący. Uwzględniając przyjęte założenia równanie (15) przyjmuje teraz postać:

dδ1  (Pm1 – Pe1) D1 1  –
dt2 M1 M1 dt
b12 sin(δ1) –  b13 sin (δ1 – δ3)
M1 M1
dδ3  (Pm3 – Pe3) D3 3  –
dt2 M3 M3 dt
b23  sin(δ3)
M3

Dla małego kąta δ3 równanie (16) ruchu wirnika generatora G3 można zlinearyzować i zapisać w postaci:

dδ3  (Pm3 – Pe3) D3 3  – b23 δ3
dt2 M3 M3 dt M3

 

Dla dużego M3 można przyjąć, że  Pm3 – Pe3 M3≈ 0 oraz  D3  M3≈ 0. Przy tych założeniach i warunku początkowym  3  dt rozwiązanie równania (17) ma postać:

δ3(t) = δ3(0) cos (Ωt)

gdzie Ω = √ b23  M3

 

Przyjmując teraz, że | E2 | ≈ | E3 | ≈ U , B23  = 1   X a współczynnik bezwładności M = SN – TMωs częstotliwość oscylacji wynosi:

wzor

Jako przykład wyznaczono częstotliwość oscylacji podsystemu o mocy 25 GVA pracującego na napięciu 400 kV połączonego z resztą systemu linią o długości 100 km i reaktancji jednostkowej 0,32 Ω/km, Tm = 8 s. Korzystając ze wzoru (19) otrzymuje się:

wzor

Powyższa analiza pokazuje, że w czasie zaburzenia w SEE należy spodziewać się pojawienia oscylacji na poziomie od ułamka Hz do kilku Hz (w zależności od parametrów systemu). Wyniki te są zgodne z obserwacjami. Poniżej zestawiono rodzaje oscylacji elektromechanicznych występujących w SEE [3]:

  • oscylacje między generatorami w obrębie jednej elektrowni, częstotliwość oscylacji 2¸3 Hz (Intraplant mode oscillations),
  • oscylacje jednego generatora w odniesieniu do SEE, częstotliwość oscylacji 1,2 Hz (local plant mode oscillations),
  • oscylacje między grupami generatorów, oscylacje między podsystemami, częstotliwość oscylacji poniżej 1 Hz (Interarea mode oscillations),
  • oscylacje związane ze źle działającymi układami wzbudzenia, konwerterami HVDC, układami SVC, regulacja napięcia w transformatorach, interakcja z odbiorami (Control mode oscillations),
  • oscylacje związane z turbiną i wałem generatora, częstotliwość oscylacji 10-46 Hz (Torsional mode oscillations).

Większość tych oscylacji ma postać drgań tłumionych o niewielkiej częstotliwości i amplitudzie. Niestety czasami pojawiają się oscylacje, które zamiast zanikać to narastają. Powodem wzbudzania się tych oscylacji jest wzajemne oddziaływanie na siebie układów regulacji różnych generatorów pracujących w SEE. Przykład takiego zjawiska, które wydarzyło się 10 sierpnia 1996 r. w systemie północnoamerykańskim, pokazano na rysunku 4 [4].

rys4
Rys. 4. Przykład narastających oscylacji w systemie [4]

Co więcej narastające oscylacje są trudne do analizy matematycznej lub cyfrowej. Niektórych z nich nie udało się wyjaśnić ani nawet zasymulować numerycznie. Jako przykład można podać zdarzenie pokazane na rysunku 4. W symulacjach numerycznych na modelu systemu nie udało się odtworzyć takiego przebiegu. Na rysunku 5 pokazano zaobserwowany i zasymulowany wykres mocy [5].

rys5
Rys. 5. Obserwowany (górny wykres) i symulowany (dolny wykres) przebieg mocy w czasie awarii z 10 sierpnia 1996 r w systemie West USA/Canada [5]

Niegasnące oscylacje mogą prowadzić do bardzo poważnych awarii w SEE włącznie z blackoutem i to na wielką skalę. Poniżej podano kilka z takich zdarzeń wraz z towarzyszącą tym zaburzeniom częstotliwością oscylacji [6]:

  • Wielka Brytania 1980, 0,5 Hz.
  • Tajwan 1984, 1989, 1990, 1991, 1992, 0,78 – 1,05 Hz.
  • Zachodnie USA/Kanada 1996, 0,224 Hz.
  • Skandynawia 1997, 0,5 Hz.
  • Blackout w Chinach 6 Marca 2003, 0,4 Hz.
  • Blackout w USA 14 sierpnia 2003, 0,17 Hz.
  • Blackout we Włoszech 28 września 2003, 0,55 Hz.

Z uwagi na zakres, koszty skutków takich awarii są zazwyczaj olbrzymie. Na przykład awaria Northeast Blackout z 2003 roku spowodowała wyłączenie zasilania u blisko 50 mln ludzi a koszty strat oszacowano na 4 do 10 mld dolarów [7].


4. URZĄDZENIE DA-BOX 2000

Przykład pokazany na rysunku 5 pokazuje, że teoretyczne przewidzenie możliwości utraty stabilności przez system elektroenergetyczny jest bardzo trudne a czasami wręcz niemożliwe. Tempo narastania amplitudy oscylacji jest zazwyczaj dość powolne (nieraz kilkadziesiąt minut a nawet więcej) ale po osiągnięciu wartości krytycznej zdarzenia następują błyskawicznie i nie ma już czasu na reakcję. Dlatego też ważne jest wczesne wykrycie takich zagrożeń (prewencja). Do tego konieczne jest stałe monitorowanie stabilności sieci elektroenergetycznej. W tym też celu zostało zbudowane urządzenie DA-Box 2000 firmy A. Eberle GmbH & Co. KG [8].

 

DA-BOX2000

Rys. 6. Urządzenie DA-Box 2000 firmy A. Eberle GmbH [8]

 

Urządzenie zostało zaprojektowane w celu zapobiegania blackoutom w sieci. Może być stosowane
w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych wszystkich napięć. Zasada działania opiera się na zaawansowanej analizie napięć fazowych i częstotliwości. W ramach analizy tych sygnałów urządzenie monitoruje i rejestruje wiele różnych parametrów opisujących napięcie i częstotliwość a w konsekwencji stan stabilności sieci elektroenergetycznej. Wśród ciekawszych rejestrowanych i analizowanych wielkości można wymienić:

  • Pomiar częstotliwości poniżej 50 Hz z rozdzielczością 5 mHz. Do badań wykorzystuje się analizę falkową oraz szybką transformatę Fouriera FFT. W efekcie otrzymuje się tzw. „częstotliwościowy odcisk palca” – („Fingerprints”) czyli spektrum różnych częstotliwości jakie występują w danym punkcie systemu.
  • Pomiar wielkości, tłumienia oraz czasu trwania poszczególnych oscylacji w systemie.
  • Wykrywanie dryftu napięcia i częstotliwości. Są to zjawiska, które poprzedzają lawinę napięcia lub częstotliwości a w konsekwencji są częstym zwiastunem blackoutu.
  • Wykładnik Lapunowa. Jest to stosunkowo nowe narzędzie matematyczne które może być wykorzystane jako matematyczne kryterium stabilności systemu. Więcej informacji na ten temat można znaleźć np. w [9,10].

Pełny opis techniczny wraz z opisem wszystkich rejestrowanych wielkości można znaleźć na stronie producenta urządzenia [8]. Na podstawie tych analiz możliwe jest zidentyfikowanie groźby wystąpienia w sieci elektroenergetycznej niebezpiecznych sytuacji prowadzących nawet do blackoutu. Uruchomienie urządzenia na stanowisku pomiarowym jest bardzo proste. Wystarczy jedynie przyłączyć zaciski napięciowe do badanej sieci 3-fazowej (urządzenie posiada 3 zakresy pomiarowe: 100, 400 i 690 V) i podłączyć do gniazda zasilającego 230 V. Urządzenie jest w zasadzie w pełni zautomatyzowane i bezobsługowe. Pomiary i wyniki analiz są zapisywane na karcie pamięci, która wystarcza na wiele miesięcy ciągłej pracy. Podstawowa analiza stanu pracy sieci jest równie prosta jak uruchomienie urządzenia. Wstępną analizę urządzenie wykonuje automatycznie a wyniki sygnalizowane są za pomocą kilku diod wskaźnikowych.
Natomiast doświadczenia w użytkowaniu tego urządzenia nabyte przez autorów artykułu pokazują, że do pełnego wykorzystania możliwości jakie daje DA-Box 2000 potrzebne jest duże doświadczenie praktyczne. Urządzenie monitoruje i rejestruje dziesiątki różnych parametrów.
Przeciętny praktyk z częścią z nich nigdy nie miał do czynienia (np. wykładnik Lapunowa) albo też nigdy nie używał ich w praktyce (np. gradient napięcia lub częstotliwości, oscylacje niskoczęstotliwościowe, „fingerprints”). Dlatego też z jednej strony wykorzystanie wielu nowatorskich rozwiązań świadczy o innowacyjności tego urządzenia ale z drugiej strony może nastręczać pewnych trudności w praktycznym zastosowaniu.

5. WNIOSKI KOŃCOWE

Każdemu zakłóceniu w systemie elektroenergetycznym towarzyszy pojawienie się oscylacji związanych ze zjawiskami elektromechanicznymi. Częstotliwość tych oscylacji wynosi od ułamka do kilku Hz. W niektórych przypadkach powstają samowzbudne oscylacje, które mogą prowadzić do bardzo poważnych zakłóceń w pracy SEE. Doświadczenia praktyczne pokazują, że analizy teoretyczne jak również symulacje komputerowe mogą być niewystarczające do znalezienia wszystkich zagrożeń występujących w czasie pracy systemu. Dlatego też konieczne jest stałe monitorowanie systemu on-line. Do monitorowania stabilności sieci elektroenergetycznej można wykorzystać dedykowane w tym celu urządzenie DA-Box 2000 firmy A. Eberle GmbH & Co. KG. Urządzenie to poprzez zaawansowaną analizę częstotliwości i napięć w systemie jest w stanie rozpoznać zagrożenia związane ze stabilnością pracy systemu. Przygotowanie urządzenia do pracy jak również wstępna analiza pracy sieci jest bardzo prosta z uwagi na pełną automatyzację. Niemniej wykorzystanie pełnych możliwości analitycznych jakie daje to urządzenie wymaga dość dużego doświadczenia w użytkowaniu i na początku na pewno nie będzie łatwe. Natomiast po nabyciu oodpowiedniego doświadczenia będzie ono na pewno bardzo pomocnym instrumentem do analizy pracy sieci.

 


Zainteresował Cię ten artykuł? Zapraszamy do kontaktu!

Radosław Wiśniewski
tel.: 664 772 488
e-mail: r.wisniewski@astat.pl

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

You may use these HTML tags and attributes: <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <s> <strike> <strong>