Identification of network constraints in the national electric power infrastructure
W. Dołęga 1  
 
More details
Hide details
1
Instytut Energoelektryki, Politechnika Wrocławska, Wrocław
 
Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal 2014;17(3):217–230
 
KEYWORDS
ABSTRACT
This paper identifies the network constraints affecting Poland’s electric power infrastructure. Diverse constraints are analysed which result from the load conditions of electrical power network elements, voltage stability, short-circuit conditions, dynamic and static balance conditions, the range of secondary control, as well as the requirements of supply certainty for areas around power plants. Constraints which result from the load conditions of the electrical power network elements represent the most numerous and complex group of network constraints. These stem from the permissible current-carrying capacity of the lines, which depends on the thermal capacity of conductors and sags. They can impact the maximum and minimum power of generation, and have definite effects on state and/or National Electric Power System (NEPS) periods of operation. Constraints which result from voltage stability are connected with the state of the NEPS as well as the time period, and usually concern the group of generation units connected to one switching station, whole power plants, or groups of power plants. They result mainly from too low a level of transmission line load in the summer period and a shortage of a sufficient number of devices for capacitive reactive power compensation. Constraints which result from short-circuit conditions determine the maximum number of power units connected with one busbar system during a definite configuration of network operation. They appear in situations where the busbar systems in power substations are switched off during maintenance and emergency conditions. Constraints which result from dynamic and static balance conditions determine for a given network configuration a certainmaximumnumber of power units which can be connected to a given switching station and generate electricity at the same time. These constraints are always operative and independent of the season, day, and hour of the day. Constraints which result from the range of secondary control determine the maximum number of units that can be operated on one busbar system, and must be inspected both during the planning stage and during the operational stage. Constraints which result from the requirements of supply certainty for areas around power plants define a certain minimum value of generation or minimum number of operated power units required for supply certainty for local users. Network constraints presently existing in the NEPS have a fundamental influence on both the present functioning of the NEPS and on future operational and expansion planning.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Identyfikacja ograniczeń sieciowych infrastruktury elektroenergetycznej
identyfikacja, infrastruktura elektroenergetyczna, ograniczenia sieciowe
W artykule dokonano identyfikacji ograniczeń sieciowych infrastruktury elektroenergetycznej. Przeanalizowano różnorodne ograniczenia wynikające z warunków obciążeniowych elementów sieci elektroenergetycznej, ze stabilności napięciowej, z warunków zwarciowych, z warunków równowagi dynamicznej i statycznej, z zakresu regulacji wtórnej oraz z wymagań dotyczących pewności zasilania obszarów wokół elektrowni. Ograniczenia wynikające z warunków obciążeniowych elementów sieci elektroenergetycznej stanowią największą i najbardziej złożoną grupę ograniczeń sieciowych. Wynikają z dopuszczalnej obciążalności linii, która jest zależna od termicznej obciążalności przewodów oraz zwisów. W zależności od charakteru, mogą być nakładane na moc maksymalną lub minimalną generacji elektrowni i odnosić się do określonego stanu i/lub okresu pracy KSE. Ograniczenia wynikające ze stabilności napięciowej są związane ze stanem KSE oraz okresem czasu i dotyczą zwykle: grupy jednostek wytwórczych podłączonych do jednej rozdzielni w stacji, całej elektrowni lub grupy elektrowni. Wynikają głównie ze zbyt niskiego poziomu obciążenia linii przesyłowych w okresie letnim i braku wystarczającej liczby urządzeń do kompensacji generowanej przez nie mocy biernej pojemnościowej. Ograniczenia wynikające z warunków zwarciowych wyznaczają maksymalną liczbę bloków elektrowni, pracujących na jednym systemie szyn przy zadanej konfiguracji pracy sieci. Ograniczenia te pojawiają się w sytuacji konieczności wyłączenia systemów szyn zbiorczych w stacjach elektroenergetycznych, w stanach remontowych lub awaryjnych. Ograniczenia wynikające z warunków równowagi dynamicznej i statycznej wyznaczają dla danej konfiguracji sieci pewną maksymalną liczbę bloków elektrowni, mogących jednocześnie oddawać moc do danej rozdzielni. Ograniczenia te obowiązują stale i są niezależne od: sezonu, dnia i pory dnia. Ograniczenia wynikające z zakresu regulacji wtórnej wprowadzają maksymalną liczbę jednostek pracujących na jednym systemie szyn i muszą być kontrolowane zarówno na etapie planowania, jak i na etapie prowadzenia ruchu sieci. Ograniczenia wynikające z wymagań dotyczących pewności zasilania obszarów wokłół elektrowni określają pewną minimalną wartość generacji lub minimalną liczbę pracujących jednostek, wymaganych ze względu na pewność zasilania lokalnych odbiorców. W artykule przedstawiono charakterystykę i omówiono szeroko wspomniane rodzaje ograniczeń sieciowych występujących obecnie w KSE. Mają one zasadniczy wpływ zarówno na obecne funkcjonowanie KSE jak i procesy: prowadzenia ruchu, planowania pracy i planowania rozwoju KSE.
 
REFERENCES (9)
1.
DOŁĘGA, W. 2013. Planowanie rozwoju sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie bezpieczeństwa dostaw energii i bezpieczeństwa ekologicznego. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław.
 
2.
MACIEJEWSKI, Z. 2008. Sieci przesyłowe jako element bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 11, z. 1, s. 285–298.
 
3.
MACIEJEWSKI, Z. 2011. Stan krajowego systemu elektroenergetycznego. Polityka Energetyczna – Energy Policy Journal t. 14, z. 2, s. 244–259.
 
4.
POPCZYK, J., red. 2009. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice.
 
5.
WILCZYŃSKI, A. i TYMOREK, A. 2008. Analiza możliwości likwidowania ograniczeń w przesyle energii elektrycznej występujących w warunkach rozwijania mechanizmów rynkowych (ocena różnych metod likwidowania ograniczeń, rola taryf przesyłowych). Raport. Politechnika Wrocławska, Wydział Elektryczny, Instytut Energoelektryki. Wrocław.
 
6.
PN-EN 50341-1 2005. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV. Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne.
 
7.
IRiESP 2011. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, Wersja 1.0. PSE-Operator S.A., Warszawa.
 
8.
BWPRSP 2008. Bieżące wytyczne prowadzenia ruchu sieci przesyłowej. PSE-Operator S.A., Departament Usług Operatorskich, Warszawa.
 
9.
OPKS 2008. Ocena pracy krajowej sieci 400-220 kV w okresie zimowym 2008/2009 r. (z uwzględnieniem sieci 110 kV). PSE-Operator S.A., Warszawa, listopad 2008.
 
ISSN:1429-6675