Wykorzystanie stanowiska testowego RTDS do symulacji działania aplikacji WAMS
symulator cyfrowy czasu rzeczywistego (RTDS), oprogramowania rozległego systemu pomiarowego WAMS (Wide Area Measurement Systems), wykrywanie podziału systemu, monitorowanie dopuszczalnego obciążenia linii przesyłowych, testy zgodności PMU
W artykule przedstawiono stanowisko badawcze RTDS umożliwiające symulację pracy aplikacji WAMS wykorzystujące pomiary synchroniczne do monitorowania obciążalności linii i wykrywania separacji systemów elektroenergetycznych. Opisano wyniki testów dwóch aplikacji przeznaczonych do wspomagania podstawowej funkcji w dziedzinie WAMS tj. świadomości sytuacyjnej. Aplikacja służąca do wykrywania podziału systemu na podstawie zmian kątów fazowych została przetestowana na modelu referencyjnym IEEE 14 węzłowym, wykorzystując wyliczane przez PMU (Phasor Measurement Unit) wielkości. Przetestowano kryterium narastania różnicy kątowej świadczące o podziale systemu, przyjmując graniczne wartości tej różnicy kątowej oraz czasu jej trwania. Przedstawiono również wykorzystanie synchronicznych pomiarów napięć i prądów na obu końcach linii przesyłowych do obliczenia średniej temperatury przewodów i w ten sposób monitorowania ich dopuszczalnego obciążenia ze względów termicznych. Do obliczeń wybrano jedną z linii w modelu referencyjnym IEEE 39 węzłowym systemu elektroenergetycznego modelowanego przy użyciu RTDS. Opisano także jedną z funkcji oprogramowania RTDS służącą do testowania PMU na zgodność z normami oraz sposób przeprowadzania testu zgodności (conformance test).
Kompleksowe rozwiązania dla cyfrowych sieci elektroenergetycznych smart grids
Słowa kluczowe: inteligentne sieci elektroenergetyczne, elastyczność sieci, cyfryzacja sieci
Cyfrowe sieci elektroenergetyczne mają zasadnicze znaczenie dla zaspokojenia rosnącego zapotrzebowania na energię i dekarbonizacji całego sektora elektroenergetycznego w kierunku zrównoważonego wykorzystania zasobów. Cyfryzacja sieci oraz wykorzystanie innowacyjnych technologii informatycznych stanowi główne narzędzie wsparcia transformacji energetycznej. Zapewniają one: bezpieczeństwo, wydajność i elastyczność w obsłudze złożonych procesów oraz optymalizację nakładów inwestycyjnych na elektroenergetyczną infrastrukturę przesyłową czy dystrybucyjną.
Procedura testów miernika synchrofazorów zgodna z wytycznymi IEEE
Urządzenia do pomiaru fazorów napięć i prądów, dalej zwane PMU (Phasor Measurement Unit) są instalowane w polach rozdzielni elektroenergetycznych wszystkich rodzajów napięć 750/500/400/220/150/110/15 kV. Mogą także wykonywać specjalizowane funkcje, takie jak pomiary mocy oraz akwizycja stanów wejść i obsługa wyjść dwustanowych. Pomiary fazorów są synchronizowane wg czasu UTC. Umożliwia to analizę pomiarów z różnych urządzeń umieszczonych na dowolnym obszarze, obejmującym teren np. strefy industrialnej, częściowego lub całego obszaru zasilania energią elektryczną zarządzanego przez spółkę energetyczną, a nawet całego obszaru kraju. Z uwagi na synchroniczność pomiarów względem czasu, urządzenia do pomiaru fazorów są niekiedy nazywane miernikami synchrofazorów, a wyniki pomiarów – synchrofazorami.
