To TYLKO informatyka

IDENTYFIKACJA RZECZYWISTEJ TOPOLOGII SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ NA POTRZEBY APLIKACJI OBLICZENIOWYCH
DZIAŁAJĄCYCH W CZASIE RZECZYWISTYM
Autorzy: Robert Jędrychowski, Piotr Miller, Marek Wancerz
("Rynek Energii" - kwiecień 2016)
Słowa kluczowe: IEC 61850, systemy SCADA, Smart Grid, obliczenia sieciowe
Streszczenie. Celem referatu jest zaprezentowanie możliwości wykorzystania rzeczywistych informacji opisujących topologię sieci elektroenergetycznej w obliczeniach inżynierskich realizowanych on-line.
Koncepcja wykorzystania informacji o rzeczywistej topologii sieci na potrzeby obliczeń prowadzonych w czasie
rzeczywistym pojawia się w wielu publikacjach zarówno krajowych jak i zagranicznych. Rozwój możliwości
komunikacyjnych oferowanych przez urządzenia zgodne ze standardem IEC 61850 sprawia, że koncepcje te są
coraz bliższe praktycznej realizacji, chociaż ciągle pozostaje jeszcze do rozwiązania wiele kwestii technicznych i
organizacyjnych. Artykuł ten podejmuje próbę opracowania podstaw praktycznej realizacji algorytmów adaptacyjnej modyfikacji modeli obliczeniowych wykorzystywanych w aplikacjach inżynierskich.
Obliczenia wykonywane w elektroenergetyce realizowane w czasie rzeczywistym mają na celu wspomaganie
prac różnych służb energetycznych w procesie podejmowania decyzji. Ich podstawą jest posiadanie aktualnych
modeli obliczeniowych wszystkich elementów tworzących system elektroenergetyczny oraz aktualnych połączeń
pomiędzy nimi. W artykule przedstawiono proces aktualizacji rzeczywistej topologii sieci elektroenergetycznych
na bazie informacji zawartych w plikach konfiguracyjnych opisanych standardem IEC 61850 oraz danych pozyskanych z systemów SCADA.
1. WSTĘP
Obliczenia realizowane w systemie elektroenergetycznym pozwalają na realizację zadań bieżących oraz planowanie prac w przyszłości. Obliczenia mogą być realizowane dla całej sieci
elektroenergetycznej jak też dla jej wybranych fragmentów. Mimo ogromnej różnorodności
obliczeń realizowanych dla sieci elektroenergetycznej wszystkie one cechują się tym, że wymagają posiadania poprawnie skonstruowanego modelu obliczeniowego.
Budowa samego modelu uwzględnia parametry poszczególnych elementów oraz sposób ich
wzajemnego połączenia. O ile parametry poszczególnych elementów sieci elektroenergetycznej można przyjąć za niezmienne, to topologia sieci może ulegać zmianie. Prawidłowa identyfikacja rzeczywistej topologii jest niezbędnym elementem osiągnięcia adaptacyjności obliczeń.
Wzrost możliwości obliczeniowych urządzeń instalowanych w stacjach elektroenergetycznych pozwala coraz śmielej myśleć o obliczeniach technicznych realizowanych w czasie rzeczywistym na potrzeby zadań realizowanych w obrębie stacji oraz sieci z niej zasilanych. Ob-
liczenia te mogą być realizowane przez aplikacje lokalnie z uwzględnieniem aktualnego stanu
sieci.
Rozważając możliwość osiągnięcia pełnej adaptacyjności procesu obliczeniowego należy
zaznaczyć, że jest to możliwe tylko wtedy, gdy spełnionych zostanie kilka warunków. Pierwszym z nich jest pełna identyfikacja topologii sieci. Te informacje muszą zostać uzupełnione
o parametry elementów sieci niezbędne do wykonania określonego typu obliczeń. Musi istnieć również środowisko automatyzacji procesu wyznaczania nowego modelu w przypadku
zmiany konfiguracji. Artykuł ten ma za zadanie zaprezentowanie możliwości realizacji takich
warunków.
2. TWORZENIE MODELI OBLICZENIOWYCH
Model obliczeniowy systemu elektroenergetycznego, to modele poszczególnych jego elementów oraz odwzorowanie sposobu ich połączenia, czyli odwzorowanie topologii sieci. W
pierwszym przypadku są to dwójniki lub czwórniki reprezentujące właściwości elektryczne
poszczególnych elementów systemu, przy czym postać modelu oraz stopień jego skomplikowania zależy od rodzaju wykonywanych obliczeń oraz oczekiwanej dokładności wyników.
Odwzorowanie topologii sieci wiąże się z wykorzystaniem jednej z metod rozwiązywania
obwodów elektrycznych, czyli metody potencjałów węzłowych lub metody prądów oczkowych.
Aby poprawnie opisać i analizować zjawiska fizyczne występujące w systemie elektroenergetycznym korzysta się z modeli statycznych (bazujących na macierzy admitancyjnej węzłowej
oraz równaniach rozpływu mocy) oraz modeli dynamicznych systemu (które należy uzupełnić
o równania różniczkowe opisujące dynamikę elementów systemu oraz jego układy automatycznej regulacji). Przykładowo problem stabilności napięciowej w systemie można opisać
zarówno metodami statycznymi (stany ustalone), jak i dynamicznymi (stany nieustalone).
Podobnie w większości przypadków analiz zwarciowych traktuje się zjawiska zwarciowe jako
stany quasi ustalone, ale można je również analizować przy pomocy modeli dynamicznych.
Wybór metody, a tym samym wybór modelu, zależy od czasu obliczeniowego. Metody statyczne (rozpływy mocy, analiza zwarciowa) charakteryzują się stosunkowo krótkim czasem
obliczeń, dzięki czemu umożliwiają dokonanie łatwej i szybkiej identyfikacji słabych miejsc
w systemie. Modele dynamiczne (analiza stabilności dynamicznej) są pod tym względem
mniej atrakcyjne, co wynika z konieczności rozwiązywania dużych układów równań różniczkowych, a następnie pracochłonnej analizy uzyskanych wyników. Są jednak przypadki, w
których tylko dokładna analiza odpowiedzi systemu (w dziedzinie czasu) na zaistniałe zakłócenie pozwoli na zbadanie warunków stabilnej pracy systemu elektroenergetycznego.
Tworząc modele poszczególnych elementów systemu można bazować na ich parametrach
fizycznych takich jak długości linii, przekroje przewodów, rodzaje konstrukcji wsporczych
itp., lub parametrach dostępnych na tabliczkach znamionowych maszyn i urządzeń. Na ich
podstawie wyznacza się parametry elektryczne modeli. Dużym problemem bywa dostępność
tych parametrów stąd pomysł, by udostępnić je, łącznie z informacją o stanie łączników, będącą podstawą do odwzorowania topologii sieci w Systemie Automatyki Stacji (SAS).
3. WYKORZYSTANIE INFORMACJI ZAWARTYCH W SAS
System automatyki stacji SAS realizowany zgodnie ze standardem IEC 61850 opisuje
wszystkie działania realizowane przez urządzenia IED w obrębie stacji elektroenergetycznej
[1]. Jednym z elementów standardu jest wykorzystanie języka SCL do opisu wszystkich elementów SAS. Standard IEC 61850, a co za tym idzie język SCL jest zgodny ze standardem
CIM [2]. Dostarcza informacji o wszystkich elementach tworzących stację, a także o zainstalowanych urządzeniach IED i ich funkcjach. W języku SCL opisano kilka rodzajów plików, z
czego dwa, z rozszerzeniem .SCD oraz .SSD zawierają pełny opis struktury stacji [3].
Plik .SSD będący specyfikacją systemu, w którym pracować będą urządzenia IED nadzorując
jego pracę, jest opisem konfiguracji fizycznej stacji oraz jej wyposażenia. Analiza zawartości
tego pliku pozwala na określenie rzeczywistego układu stacji. Daje także informacje o poszczególnych łącznikach, urządzeniach pomiarowych, a także o zainstalowanych urządzeniach IED i zaimplementowanych w nich węzłach logicznych LN.
Plik .SSD składa się z kilku charakterystycznych elementów [3]. Są to elementy: Heder, VoltageLevel, Communication, IED, DataTypeTemplates. Jak w każdym pliku w formacie XML
związanym ze standardem IEC 61850 rozpoczyna się elementem będącym nagłówkiem (Heder). Wszystkie informacje opisujące układ stacji mieszczą się w elemencie Substation.
Głównym atrybutem tego elementu jest nazwa stacji.
Wewnątrz elementu Substation pierwszy poziom zagłębienia opisuje elementy VoltageLevel,
jest on w rzeczywistości odzwierciedleniem rozdzielni w obrębie stacji. Zakładając, że w obrębie stacji występuje tylko jedna rozdzielnia o danym poziomie napięcia nazwa tego elementu jest jednocześnie nazwą rozdzielni.
Rys. 1. Fragment kodu pliku .SCL opisujący podział stacji na rozdzielnie
Kolejne zagłębienie zawiera elementy Bay będące odpowiednikiem pól rozdzielni oraz elementów takich jak szyny danej rozdzielni. Brak wyróżnienia takiego elementu jak szyny rozdzielni będące w obliczeniach węzłem sieci powoduje, że należy określić metody identyfika-
cji takiego elementu z pośród innych pól. W elemencie tym mogą występować kolejne elementy zagnieżdżone, należą do nich:
 ConductingEquipment,
 ConnectivityNode,
 PowerTransformer,
 GeneralEquipment,
 LNode.
Ich występowanie i zawartość zależy od przeznaczenia danego pola i jego wyposażenia. Elementy niewykorzystywane nie występują w pliku końcowym. Zawartość poszczególnych pól
wpływa również na ich identyfikację. Ma to szczególne znaczenie dla wyróżnienia systemu
szyn. Element Bay opisujący szyny rozdzielni zawiera tylko ConnectivityNode z nazwą węzła
połączeniowego.
Pola transformatorowe mogą zawierać element PowerTransformer, w którym opisane są poszczególne uzwojenia.
Rys. 2. Fragment kodu pliku .SCL opisujący pole liniowe
W pozostałych polach istotna jest ich zawartość. Determinuje ona zarówno przeznaczenie
pola, jego wpływ na rzeczywistą topologie oraz przypisane do niego dane szczegółowe. Jeśli
w polu znajdują się takie elementy jak wyłącznik oraz odłączniki muszą być one odpowiednio
połączone, zarówno z systemem szyn jak i pomiędzy sobą. Do tego celu służą elementy ConnectivityNode. Możliwe jest połączenie elementów wewnątrz pola jak również z polem opisującym szyny poprzez wskazanie jego ConnectivityNode.
Pozostałe elementy główne pliku .SSD nie mają wpływu na proces identyfikacji układu stacji.
Określenie schematu (struktury) stacji na podstawie pliku .SSD przebiegać może
w następującej kolejności:
1. Wyróżnienie zdefiniowanych elementów VoltageLevel określających poziom napięcia, a
zarazem wskazujących na liczbę rozdzielni.
2. Określenie struktury rozdzielni wysokiego napięcia:
a. Określenie liczby pól rozdzielni.
b. Określenie liczby węzłów (szyn oraz sekcji rozdzielni) – ponieważ szyny stacji są jednym z elementów Bay, aby je wyróżnić należy sprawdzić zawartość tego elementu.
c. Wyróżnienie pól transformatorowych – pola transformatorowe są istotnym elementem
w konfiguracji stacji, gdyż stanowią połączenie pomiędzy rozdzielniami pracującymi
na różnych poziomach napięć.
d. Wyróżnienie pól pomiarowych – pola pomiarowe nie wpływają na opis topologii sieci.
e. Wyróżnienie pól liniowych – pojęcie pola liniowego ma w tym wypadku charakter
bardzo ogólny i rozumiane jest zarówno jako pole zasilające szyny jak też pola odbiorcze.
f. Wyróżnienie pola sprzęgła – wyróżnienie pola sprzęgła jest najtrudniejszym zadaniem, gdyż nie istnieją elementy wskazujące bezpośrednio ten typ pola.
g. Określenie innych pól (np. generatorowych) – jest to szczególnie istotne, gdy w polach
znajdują się generatory lub silniki dużej mocy.
3. Określenie topologii rozdzielni średniego napięcia. Przebieg identyfikacji jest niemal
identyczny jak dla rozdzielni WN. Różnice dotyczą pól transformatorowych oraz pól niewystępujących po stronie WN np. pól silnikowych czy baterii kondensatorów. Jeżeli pola
transformatorowe zostały zidentyfikowane w rozdzielni WN to w rozdzielniach na niższym napięciu pola te nie będą zawierały elementów PowerTransformer. Można je traktować jako pole zasilające.
W sposób uproszczony analizę układu stacji przedstawia rysunek 3. Jej celem jest ustalenie
znaczenia poszczególnych pól, ich wzajemnego powiązania ze sobą, a także określenie fizycznych powiązań pomiędzy poszczególnymi elementami pierwotnymi tworzącymi stacje.
Efektem końcowym będzie opis układu stacji uzupełniony o te informacje.
Zidentyfikowany układ stacji pozwala na określenie funkcji zabezpieczeniowych i powiązanie
ich z poszczególnymi urządzeniami IED. W obecnie stosowanych rozwiązaniach wiąże się to
również z przypisaniem jednego lub kilku IED do poszczególnych pól.
Aby tego dokonać należy również uwzględnić parametry poszczególnych elementów tworzących sieć elektroenergetyczną oraz posiadać informacje dodatkowe o jej właściwościach. W
celu uzyskania rzeczywistej topologii stacji w danej chwili niezbędne jest uzupełnienie uzyskanego układu stacji informacjami o stanie poszczególnych łączników, można tego dokonać
odczytując informacje z wybranych sterowników stacyjnych, wybranych IED lub innych
urządzeń SCADA [4].
Określenie poziomów
napięcia stacji
(lista rozdzielnic)
Określenie ilości pól
rozdzielni
Uproszczona analiza
układu stacji
Identyfikacja pól
sprzęgieł
Opis układu stacji
Identyfikacja pól
Transformatorowych
Identyfikacja łączników
Identyfikacja
systemu szyn
Określenie ilości pól
liniowych
Rys. 3. Uproszczony przebieg analizy układu stacji
Opis układu stacji
Proces ustalania
aktualnej
topologii stacji
Topologia stacji
Stany łączników
SCADA
Rzeczywista topologia stacji
Rys. 4. Rzeczywisty układu stacji uwzględniający aktualny stan łączników
Wynikiem takiego działania jest aktualizacja topologii, co jest niezbędne do obliczenia parametrów początkowych dla wyznaczenia nastaw zabezpieczeń.
4. ZESTAW WYMAGANYCH PARAMETRÓW I INFORMACJI O STANIE PRACY
ROZDZIELNI
Do realizacji pełnej lub częściowej adaptacyjności zabezpieczeń pól odpływowych średniego
napięcia oraz innych obliczeń energetycznych takich np. jak rozpływy i zwarcia należy opra-
cować zasady organizacyjne i techniczne zarządzania urządzeniami stacyjnymi w tym przekaźnikami [5, 6]. Przekaźniki zainstalowane w polach odpływowych nie będą miały pełnej
informacji o stanie pracy całej rozdzielni.
Dlatego do realizacji postawionego celu należy uzupełnić istniejącą automatykę o dodatkowe
urządzenie (komputer, integrator) lub wykorzystać urządzenie już pracujące (sterownik stacyjny), który będzie posiadał szczegółowe informacje o całej rozdzielni SN.
Do zadań integratora będzie należało przekazywanie informacji o wszystkich zmianach w
obrębie rozdzielni, które mogą mieć wpływ na prowadzone obliczenia sieciowe. Pewna grupa
informacji nie będzie podlegała zmianie podczas pracy rozdzielni i można ją wprowadzić
przed zainstalowaniem integratora na stacji. Do tych parametrów będą należały min.:
 napięcie znamionowe Un [kV];
 układ stacji – pojedynczy/podwójny/inny system szyn zbiorczych;
 sposób zasilania stacji – liczba transformatorów zasilających;
 sposób pracy punktu neutralnego sieci – izolowany/uziemiony przez dławik/uziemiony
przez rezystor;
 przy pośrednim uziemieniu punktu neutralnego – informacja o parametrach dławika lub
rezystora oraz wyposażenie rozdzielni w automatykę AWSC lub AWSB;
 obecność dławików zwarciowych (miejsce lokalizacji oraz parametry);
 obecność baterii kondensatorów.
Istnieją również parametry ogólne związane z pracą rozdzielni, które mogą podlegać zmianom podczas jej eksploatacji:
 obecność innych źródeł przyłączonych do szyn SN, co będzie w istotny sposób wpływać
na warunki zwarciowe (załączenie/wyłączenie źródła) oraz rozpływ prądów roboczych;
 moc zwarciowa na szynach SN w stanie normalnym oraz dowolnym stanie przejściowym,
który powoduje jej zmianę (np. przy zamkniętym i otwartym sprzęgle, załączeniu lub odstawieniu jednego z transformatorów zasilających, przyłączeniu innych źródeł wytwórczych, załączeniu dławika zwarciowego);
 całkowity prąd ziemnozwarciowy w zależności od konfiguracji stacji – podawany dla
każdego systemu szyn w przypadku otwartego łącznika;
 aktualny wykaz pól w rozdzielni;
 aktualna liczba pól odpływowych;
 prądy robocze w liniach – całkowite obciążenie rozdzielni SN;
 szczegółowa informacja dotycząca pół liniowych (np. pojemości jednostkowe linii kablowych i napowietrznych, długość linii – informacje niezbędne do oszacowania całkowitego
prądu zwarcia z ziemią, na podstawie zmian topologii stacji automatyczna korekta tego
prądu).
Komputer nadrzędny (integrator) będzie na bieżąco reagował na wszelkie zmiany zachodzące
w obrębie stacji oraz będzie mógł komunikować się ze stacjami sąsiednimi lub punktami rozcięcia sieci w celu np. korekty rozległości sieci SN i zmiany pojemnościowego prądu zwarcia
z ziemią oraz prądów własnych linii czy też zmiany obciążenia. Zmiany te powinny być poddane wstępnej ocenie w celu określenia wpływu tych zmian na warunki pracy rozdzielni (zabezpieczenia, rozpływy, zwarcia). Przekazywane do poszczególnych przekaźników dane
(zmiany) muszą by uzależnione od stopnia istotności – przekazywane zostaną tylko takie
zmiany, które wymagają zmiany banku lub zmiany konkretnych nastaw EAZ lub w sposób
istotny wpływają na zmiany rozpływu mocy w obrębie stacji. Urządzenie to może być także
wyposażone w możliwość zmiany kryterium działania zabezpieczenia lub uzupełnienia istniejącego kryterium o kryteria dodatkowe. W przypadku gdyby w sposób istotny zmniejszyła się
moc zwarciowa na szynach SN integrator mógłby wysłać sygnał do przekaźników, informujący o konieczności aktywowania kryterium podnapięciowego w celu jednoznacznego odróżnienia stanów zwarciowych od głębokich przeciążeń linii. Gdyby natomiast zmieniły się warunki rozpływu pojemnościowych prądów w sieci, co skutkowałoby istotnym zmniejszeniem
się czułości zabezpieczeń ziemnozwarciowych nadprądowych, integrator w oparciu o informacje o sposobie pracy punktu neutralnego sieci mógłby dokonać zmiany kryterium identyfikacji zwarć doziemnych.
Inny zestaw parametrów będzie dostępny w poszczególnych przekaźnikach. Zmiany, o których powinien „wiedzieć” przekaźnik będą wynikały ze zmian w obrębie tylko tego pola, w
którym zainstalowane jest zabezpieczenie. Informacje niezbędne do realizacji funkcji adaptacyjnych oraz szeroko rozumianych obliczeń sieciowych możemy (podobnie jak dla urządzenia nadrzędnego) podzielić na dwie grupy. Pierwsza grupa parametrów będzie stała, czyli nie
będzie podlegać zmianom podczas eksploatacji linii. Do tej grupy parametrów można zaliczyć:
 numer pola odpływowego, w którym zainstalowany jest przekaźnik – informacja niezbędna min. do prawidłowej komunikacji przekaźnika z integratorem;
 typ linii – napowietrzna/kablowa – informacja, która posłuży do doboru zabezpieczeń
ziemnozwarciowych;
 długość linii w km – informacja, która umożliwi obliczenie parametrów elektrycznych
linii oraz szacowania pojemnościowego prądu własnego;
 przekrój przewodu/kabla w mm2 – informacja, która umożliwi obliczenie parametrów
elektrycznych linii;
 materiał przewodu Cu/Al. – informacja, która umożliwi obliczenie parametrów elektrycznych linii;
 pojemność jednostkowa w µF/km – wyznaczana na podstawie w/w informacji lub podawana na podstawie danych katalogowych lub pomiarów;
 pojemnościowy prąd własny linii w A – wartość prądu obliczana na podstawie w/w informacji lub na podstawie przeprowadzonych pomiarów;
 układ połączeń przekładników prądowych – określnie współczynnika schematu, który jest
wymagany przy doborze zabezpieczeń nadprądowych;
 przekładnia przekładników prądowych – parametr, który jest wymagany przy doborze
zabezpieczeń nadprądowych;
 filtr składowej zerowej – Ferranti / Holmgreen zależny od typu linii SN oraz przekładnia
filtru składowej zerowej;
 współczynnik powrotu przekaźnika;
Dodatkowa grupa parametrów wpływa na dobór i ocenę dobranych zabezpieczeń. Do tej grupy możemy zaliczyć:
 przyjęte współczynniki bezpieczeństwa;
 dopuszczalne współczynniki czułości;
Parametry, które będą podlegać zmianie podczas eksploatacji linii SN, a które mogą wpływać
na parametry istniejących zabezpieczeń to:
 stan wyłącznika – otwarty/zamknięty – informacja przekazywana do integratora w celu
np. szacowania warunków ziemnozwarciowych;
 struktura odbiorów – udział silników (analityczne określenie współczynnika rozruchu
silników lub na podstawie rzeczywistych pomiarów);
 prąd długotrwale dopuszczalny w A – niezbędny do doboru zabezpieczeń nadprądowych
zwłocznych linii;
 aktualny prąd obciążenia linii A – do dynamicznej korekty zabezpieczeń;
 aktualne napięcie w kV – może zostać uwzględnione przy wyborze dodatkowego kryterium podnapięciowego;
 aktualne napięcie składowej zerowej w V – przekazane z układu otwartego trójkąta;
 minimalny i maksymalny prąd zwarciowy w kA – obliczany na podstawie zbudowanego
modelu zwarciowego lub uzyskany na podstawie pomiarów;
 obecność automatyki SPZ dla linii napowietrznych lub kablowo-napowietrznych.
Zaproponowany zestaw parametrów może być częściowo wprowadzony do integratora i
przekaźników już na etapie projektu stacji. Pozostałe dane będą sukcesywnie uzupełniane w
już zainstalowanych urządzeniach w miarę pozyskiwania tych informacji. Duża grupa prezentowanych danych będzie podlegała ciągłym zmianom, na które to zmiany zarówno integrator
jak i przekaźniki muszą właściwie reagować – np. w przypadku istotnej zmiany obciążenia
linii może okazać się zasadna konieczność zmiany prądu rozruchowego zabezpieczenia
w celu zapewnienia optymalnej czułości. Wymienione parametry dotyczą głównie sposób ich
wykorzystania do doboru zabezpieczeń. Jednak nic nie stoi na przeszkodzie, aby wykorzystać
je do prowadzenia dowolnych obliczeń sieciowych.
5. PODSUMOWANIE
Autorzy artykułu skupili się na podaniu pewnych wymagań i warunków jakie muszą być
spełnione by można było opracować koncepcję udostępniania danych niezbędnych do wykonywania wszelkiego rodzaju obliczeń (rozpływy mocy, analiza zwarciowa, autonomiczne
nastawianie zabezpieczeń). Otwartą kwestią pozostaje miejsce przechowywania informacji
oraz sposób ich udostępniania w celu realizacji obliczeń sieciowych. Prostsze rozwiązanie to
takie, w którym większość parametrów zapisywana jest w zewnętrznych bazach danych wykorzystywanych przez algorytmy obliczeniowe, natomiast SAS dostarcza tylko informacji o
aktualnym stanie sieci (stany łączników). Współczesne systemy są przygotowane do tego
typu współpracy z programami obliczeniowymi już teraz. Standard IEC 61850 zachęca jednak do szerszego wykorzystania jego możliwości, co mogłoby się sprowadzać do umieszczenie w SAS większej ilości danych.
Artykuł powstał w ramach realizacji projektu badawczo-rozwojowego w ramach programu:
GEKON – GENERATOR KONCEPCJI EKOLOGICZNYCH GEKON1/02/2014108/19/2014
pt. „Dynamiczne zarządzanie zdolnościami przesyłowymi sieci elektroenergetycznych przy
wykorzystaniu innowacyjnych technik pomiarowych”
LITERATURA
[1] Jędrychowski R.: Zalety standaryzacji systemów nadzoru i zabezpieczeń dla generacji
rozproszonej.
Rynek Energii nr 21(81) - 2009, str. 46-51.
[2] Jędrychowski R., Wydra M.: Modeling of control systems dedicated to dispersed energy
sources.
Przegląd Elektrotechniczny - 2014, nr 3, vol. 90, s. 247-250.
[3] PN-EN 61850-6. Systemy i sieci komunikacyjne w stacjach elektroenergetycznych -Część 6: Język opisu konfiguracji komunikacji pomiędzy urządzeniami IED w stacjach
elektroenergetycznych. Październik 2010.
[4] Miller P., Wancerz M., Jędrychowski R.: Wykorzystanie informacji o zmianach topologii
sieci do dynamicznej korekty nastaw Elektroenergetycznej Automatyki Zabezpieczeniowej. Rynek Energii nr 1(116), luty 2015r., s. 20-25.
[5] Miller P., Wancerz M.: Komputerowo wspomagane obliczenia zwarciowe w sieciach
przemysłowych.
Poznan University of Technology Academic Journals, Poznań 2015, No 82, s 189-198.
[6] Miller P., Wancerz M.: Obliczanie nastawień zabezpieczeń pól średniego napięcia – program komputerowy Katalog ZSN. Rynek Energii nr 4(113), sierpień 2014 r., s. 95-100.
IDENTIFICATION OF THE ACTUAL POWER NETWORK TOPOLOGY
TO BE USED BY REAL-TIME REALIZED COMPUTING APPLICATIONS
Key words: IEC 61850, SCADA systems, network calculations.
Summary. The paper presents the application of actual data that describe the topology of an electric power network system to engineering computations realized on-line. The concept of using information about the actual
network topology for real-time realized computations can be found in numerous publications in Poland and
abroad. The development of communication potential offered by devices that comply with the IEC 61850 standard makes such concepts ever closer to their practical realization despite many still unsolved technical and organization issues. The present paper shows an attempt to develop a basis for practical realization of algorithms
for adaptive modification of computational models used in engineering applications. Real time realized power
engineering computations are meant to support decision-making processes of various operational power system
services. In order to realize them it is necessary to have actual computational models of all the elements that
compose the electric power system as well as actual interconnections between them. The paper presents the process of updating the power network topology with the use of information contained in configuration files (IEC
61850).
Robert Jędrychowski, dr inż., adiunkt, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i
Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, email: [email protected]
Piotr Miller, dr hab. inż., profesor PL, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, email: [email protected]
Marek Wancerz, dr inż., adiunkt, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, email: [email protected]