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Piotr machowski dyrektor handlowy

Acta Energetica al. Die elektronische Ausgabe von Acta Energetica ist die Originalversion des Journals. Die Originalversion ist auf der Website www verfügbar. Vom Chefredakteur Das Aufkommen der dezentralen Stromerzeugung in Stromversorgungssystemen, das mit der wachsenden Zahl von Windkraftanlagen im nationalen Stromnetz und dem noch schnelleren Wachstum von Photovoltaik-Mikrozellen nach Verabschiedung des Gesetzesentwurfs über erneuerbare Energien zusammenhängt, stört kaum die beiden Entwicklung des Übertragungssystems oder der 110-kV-Verteilungssysteme.

Diese Netze bilden und werden noch viele Jahre das Rückgrat der Energieübertragungssysteme für einen Großteil der elektrischen Energie bilden.

Dementsprechend wird mehr Wert auf Projekte zur Erhöhung der Übertragungskapazität bestehender Stromleitungen gelegt. E. Diese Ausgabe von Acta Energetica konzentriert sich hauptsächlich auf diese Themen.

Fühlen Sie sich frei zu lesen. Zapraszam do lektury. Zusammenfassung Der Artikel fasst ein Forschungsprojekt zusammen, das durchgeführt wurde, um sicherzustellen, welchen Einfluss zukünftige Investitionen und Änderungen im polnischen Stromnetz auf die Stabilität und Funktionalität des ENERGA SA-Verteilungsnetzes haben werden.

Das System wurde auch in den Zuständen N-1 und N-2 getestet. Das Ergebnis dieser Studie ist eine Gesamtbewertung des Zustands des ENERGA SA-Verteilungsnetzes sowie die Identifizierung potenzieller Schwachstellen innerhalb dieser Struktur. Projektziel und -umfang Ziel des Projekts war es zu untersuchen, wie sich die bis 2025 getätigten Investitionen auf den Betrieb des 110-kV-Verteilungsnetzes der ENERGA SA auswirken werden. Beschreibung der Forschungsmethodik Die Leistungsflüsse wurden mit der PlansLAB-Software berechnet, in der ein von diesen Autoren entwickeltes Skript zur Analyse der Spannungsstabilität implementiert wurde.

Die Spannungsstabilität wird hier als die Möglichkeit ausgelegt, den NPS mit einer Scheinleistung so zu belasten, dass keine 4 ausgelöst wird. Dies hängt mit dem begrenzten Potenzial der Blindleistungserzeugung im NPS zusammen, das die Spannungspegel in Umspannwerken beeinflusst.

Der Algorithmus hatte die Überwachung der Knotenspannungen und Netzströme während des Herunterladens des Stromversorgungssystems ermöglicht. Das hier auch als Simulation bezeichnete Laden wurde durchgeführt, indem die allen Empfängern im System zugeführte Leistung schrittweise erhöht und die Leistung einiger Kraftwerke, hauptsächlich zentral versendeter Erzeugungseinheiten JWCD, im System ausgeglichen wurde.

Die Studie konzentrierte sich auf die stationären und vernachlässigten dynamischen Zustände. Die Grundvarianten der NPS-Betriebszustände waren die folgenden Modelle: Zum Vergleich, wie sich die Betriebsbedingungen des Systems im Laufe der Jahre ändern werden, wurden Berechnungen für die Jahre 2012 und 2025 durchgeführt. Für die Analyse der Netzstromtragfähigkeit wurde hauptsächlich das ZS-Modell verwendet verwendet, die aufgrund der Spitze des Stromverbrauchs die höchsten Ströme hatten.

Dazu gehören: Die Stilllegung einiger Erzeugungseinheiten gemäß den PSE-Plänen wurde ebenfalls berücksichtigt. Dieser erhöhte Verbrauch wurde durch gleichmäßiges und symmetrisches Herunterladen aller Empfänger in NPS implementiert. Verschiedene Generationen von Windparks WF. Aufgrund des signifikanten WF-Anteils im EOP-Bereich wurden auch deren Auswirkungen auf den Systembetrieb unter zwei extremen Bedingungen untersucht: Letztendlich beschränkte sich die Studie auf die Analyse von vier Modellen in drei verschiedenen Systembetriebsvarianten und einigen ausgewählten Modellen im Extreme Varianten, einschließlich Ausfälle, werden in den folgenden Abschnitten beschrieben.

Normalzustandsanalyse Als Schlüsselkriterium für die Stabilität des NPS-Betriebs wurde die Stabilitätsspanne übernommen, die dem System in verschiedenen Varianten seines Betriebs zur Verfügung steht.

Die folgenden NPS-Betriebsvarianten wurden in der Studie berücksichtigt: In Tab. Diese Daten zeigen deutlich, dass die Modelle von 2025 im Vergleich zu 2012 viel weniger überlastet sind. Dies ist auf die gestiegene Anzahl von Erzeugungsquellen in Nordpolen sowie auf die Entwicklung der Netzinfrastruktur, -übertragung und -verteilung zurückzuführen.

Die Normalzustandsanalyse ergab Folgendes: Dies zeigt, dass Windparks, die in der Nähe von Empfängern mit 110 kV und nicht mit 400 kV angeschlossen sind, die Spannung in akzeptablen Grenzen halten können, wodurch sich die Spannungsstabilitätsspanne erhöht. Während eine große Erzeugungsquelle, die an das Übertragungsnetz angeschlossen ist, die Spannungsspanne von HV erheblich verbessert, d.h.

Die Forschung identifizierte kritische Knoten, d.h. Die Daten sind in Abb. 1 dargestellt. Durch diese Analyse wurde festgestellt, dass die schwächsten Punkte Umspannwerke in der Tri-City oder in deren Nähe sind. Von allen oben betrachteten Varianten besteht die schlechteste Option für den ÜNB darin, dass Windparks ohne Erzeugung erzeugt werden, die in der Lage sind, das Spannungsniveau lokal zu erhöhen. In dieser Variante wurde die Kernkraftwerke durch neue Einheiten ersetzt, die sich südlich der Tri-City befinden, hauptsächlich: Unten in Abb. Auch wenn bei den Modellen 2025 das System erheblich entlastet war, gibt es aufgrund der ordnungsgemäßen Auslastung weniger Überlastleitungen als 2012 Netzerweiterung und -aufrüstung durchgeführt.

Wenn das System nur wenige lokale Stromerzeugungsquellen in der Nähe von Empfängern hat, wie z. B. die Windparkvariante W2, muss mehr Strom über Übertragungs- und Verteilungsnetze gesendet werden, was zu einer Überlastung dieser Leitungen führt. W5 - die Nullwind- und Kernkraftvariante, die die Quellen vollständig vom System trennt. Mit dieser Variante konnte beobachtet werden, wie sich der Ausfall einer beträchtlichen Anzahl von Quellen in Nordpolen auf den Netzbetrieb der ENERGA SA auswirkt, und die Anzahl der überlasteten Leitungen wurde für verschiedene Varianten ermittelt.

Variante 4 wurde für das LD-Modell getestet. Um die Leistungsaufnahme in und aus dem System auszugleichen und eine angemessene Spinnreserve bei reduzierter Erzeugung in turbulenten Quellen sicherzustellen, d.h. Außerdem wurden einige Erzeugungseinheiten an Orten mit hoher Konzentration herkömmlicher Kraftwerke abgeschaltet.

Die Produktion der Kernenergie blieb unverändert. Das Betriebsregime wurde jedoch in Pumpspeicherkraftwerken in Nordpolen geändert, d.h. Trotz dieser Maßnahmen war die erforderliche Spinnreserve sehr schwer zu erreichen. In der vorliegenden Variante gab es keine Stabilitätsspanne im System. Die Spannung in einigen LV-Knoten war bereits für den normalen Systembetrieb im Ausgangszustand ohne zusätzliche Belastung zu niedrig oder zu hoch. Knoten mit zu hoher Spannung waren typischerweise solche, an die große Windparks angeschlossen waren.

Anzahl der Überlast 110-kV-Knoten zu Beginn und am Ende der Simulation im LD 2025-Modell für verschiedene Varianten Abb.

Anzahl der überlasteten Leitungen in verschiedenen NPS-Varianten einen Schritt vor dem Spannungszusammenbruch. Die Daten in Tab. Sowohl unter normalen Systembedingungen als auch beim Spannungsabfall und Verlust der Systemstabilität war die Anzahl der überlasteten ENERGA SA-Knoten die kleinste aller analysierten Varianten der Windbedingungen und der FW-Leistung. Windkraftanlagen, die an 110-kV-Knoten angeschlossen sind, arbeiten in der Nähe von Empfängern und können einen Teil des Strombedarfs lokal decken.

Dies führt direkt zum Laden von Stromleitungen. Gegenwärtig ist die Gesamtnennkapazität von Windkraftanlagen im System im Vergleich zu der in anderen Quellen installierten Kapazität gering. Aufgrund der Präsenz der besten Windverhältnisse im Norden des Landes wird davon ausgegangen, dass sich die meisten Windkraftanlagen in Nordpolen befinden werden [1]. Dieses Gebiet hat einen der niedrigsten Stromverbrauchswerte in Polen.

Infolgedessen muss die dort erzeugte überschüssige Energie an Empfänger im Landesinneren übertragen werden. Dies kehrt den Stromfluss in Stromleitungen und das Ausmaß ihrer Belastung um. Unterhalb von Abb. 3. Das Gegenteil dieser Variante kann der Fall sein, wenn kein Wind und keine Kernenergie erzeugt werden. In diesem Szenario sind in Nordpolen nur sehr wenige Erzeugungsquellen tätig. Dies ist der andere Extremfall, der berücksichtigt wurde.

Anzahl der Überlastknoten am Ende der Simulation für verschiedene Varianten in den Modellen LD 2025 und CS 2025. Die Anzahl der überlasteten Knoten, die in einer bestimmten Simulation kurz vor dem Verlust der Spannungsstabilität stehen, ist in Klammern angegeben. Die Daten in der Tabelle zeigen deutlich, dass Variante W5 die schlechteste ist. Der kleine Unterschied zwischen der Anzahl der überlasteten Knoten im Modell LD oder den Varianten 2 und 5 resultiert aus einem saisonalen Nachfragerückgang im Sommer.

Im Notfall können einige sehr schnell startende Erzeugungseinheiten wie Wasser- und Gasanlagen aktiviert werden, um das NPS-Gleichgewicht schnell wiederherzustellen.

Eine solche Situation ist bei Spitzennachfrage nicht sehr wahrscheinlich, wenn die Mehrheit der Erzeugungseinheiten mit hohen Kapazitätsauslastungsraten arbeitet und kaum zusätzlich belastet werden kann. In einem Zustand, in dem das System in der Variante W5 an der Stabilitätsgrenze nicht mehr richtig funktioniert hatte, hatte es für die Varianten W1 und W3 noch einen kleinen Stabilitätsspielraum. In dem analysierten Szenario hatten fast 70 Knoten zum Zeitpunkt eines divergierenden iterativen Prozesses eine zu niedrige Spannung.

Das erste Modell wurde ausgewählt, um die Ergebnisse mit der W4-Variante zu vergleichen. Die Wintergipfelvariante wurde als der extremste Fall des Systembetriebs im nördlichen Bereich analysiert, d.h. Gemäß der Vermutung kann bei begrenzter lokaler Erzeugung eine große Anzahl von Knoten eine sehr niedrige Spannung aufweisen. Diese Situation ist der Null-WF-Erzeugungsvariante W2 sehr ähnlich.

Das N-1-Ereignis ist ein Ausfall eines einzelnen Geräts, das im Transformator, Generator oder in der Hochspannungsleitung des Stromversorgungssystems installiert ist. Das N-2-Ereignis ist ein plötzlicher Ausfall und Ausfall zweier solcher Elemente. NPS sollte gegen diese Art von Ereignis immun sein; Sie sollten die Stromversorgung der Empfänger nicht unterbrechen. Dies bedeutet auch, dass ein Ausfall einer einzelnen Übertragungsleitung den Betrieb des Stromversorgungssystems nicht destabilisieren kann.

Die Leitungsstromtragfähigkeiten und Knotenlasten wurden für ZS 2025 analysiert. Dies lag an der Tatsache, dass es den höchsten Strombedarf aufweist und einige Geräte möglicherweise an den Grenzen ihrer Nennkapazitäten arbeiten. Der Ausfall einer NPS-Komponente kann zu großen Störungen führen, da große Leistungen über alternative Übertragungswege übertragen werden müssen, wodurch andere Übertragungselemente des Stromversorgungssystems belastet werden. Der Artikel konzentriert sich auf die Beschreibung der repräsentativsten Variante der drei im Forschungsprojekt analysierten Modelle.

Folgende Annahmen wurden getroffen: Eine Wasserkraftanlage inaktiviert. Für die N-1- und N-2-Analysen wurden sieben verschiedene Varianten von Ereignissen ausgewählt, die in NPS stattfinden können. Eine Liste der Ausfälle mit zugehörigen Varianten ist nachstehend aufgeführt: Aus Sicht des Verteilernetzbetreibers ist die Stromtragfähigkeit der Leitungen, über die Strom fließt, ein wichtiger Faktor für die Kontinuität und Zuverlässigkeit der Stromversorgung in einem Gebiet Übertragung an Hauptversorgungspunkte, wo sie nach der Spannungsumwandlung an MV weiter an Endbenutzer übertragen wird.

Die folgende Tabelle zeigt die Anzahl der überlasteten Leitungen und die Anzahl der Knoten, bei denen die Spannung unter die in [4] festgelegten Kriterien für vorausgewählte Betriebsbedingungen gefallen ist. Es folgt aus Tab. Variante 2. Bereiche, in denen das Risiko besteht, dass die Spannungsstabilität für die Simulation verloren geht ZS 2025, Basisfallmodell mit Ausfällen in den Varianten 5 und 6 8.

Darüber hinaus sind die Varianten 5 und 6 durch die größten Spannungsabfälle in Knoten in der Nähe des Ausfalls und eine große Anzahl von Knoten gekennzeichnet, die eine signifikante Tendenz zeigen, die zulässige Spannungsgrenze schnell zu erreichen.

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