Relejna zastita elektroenergetskog sustava_zbornik

Str. 656HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA B5-06ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ Kristijan Frlan11. savjetovanje HRO CIGRÉ HEP-OPS d.o.o. PrP RijekaCavtat, 10. – 13. studenoga 2013. [email protected] ZbunjakHEP-OPS d.o.o. PrP [email protected]đan SkokSveučilište u Rijeci, Tehnički [email protected] NAPREDNA SISTEMSKA ZAŠTITA OD PREOPTEREĆENJA U DIJELU MREŽE PRIJENOSNOG PODRUČJA RIJEKA SAŽETAK U ovom je radu opisana početna faza izrade sustava naprednog vođenja prijenosneelektroenergetske mreže u okolici vjetroelektrane Vrataruša (42 MW) na dijelu hrvatskogelektroenergetskog sustava temeljenog na tehnologiji sinkroniziranih mjerenja kao nastavak na ranijeobjavljeni rad naveden u literaturi pod stavkom [1]. Također je predstavljen opis djelovanja naprednesistemske zaštite od preopterećenja sa svojim pripadajućim definicijama i analizama različitih uklopnihscenarija tog dijela mreže. Na temelju provedenih analiza svakog pojedinog scenarija prikazani su izvršnimodeli djelovanja i prijedlozi naprednih mjera ublažavanja opterećenja izmjenom topologije mreže. Osnovni cilj sustava naprednog vođenja prijenosne mreže temeljenog na tehnologijisinkroniziranih mjerenja fazora je u stvarnom vremenu nadzirati njeno opterećenje, a zatim u slučajevimapreopterećenja dijelova mreže poduzimati napredne mjere ublažavanja opterećenja. Nužnost sustava jeizbjegavati mjere rasterećenja sustava, a pogotovo smanjenja proizvodnje. Napredne mjere ublažavanjaopterećenja su usmjerene prema izmjeni topologije mreže kako bi se na prikladniji način raspodijelilonjeno opterećenje. U kritičnim situacijama mogu se dozvoliti mjere rasterećenja sustava, a u krajnjojnuždi obrane sustava od raspada mogu se dozvoliti mjere smanjivanja proizvodnje. Ključne riječi: napredno vođenje prijenosne mreže, napredna sistemska zaštita odpreopterećenja, tehnologija sinkroniziranih mjerenja fazora, modeli djelovanja, mjere za ublažavanjeopterećenja ADVANCED OVERLOAD SYSTEM INTEGRITY PROTECTION SCHEME IN THE PART OF POWER TRANSMISSION NETWORK RIJEKA SUMMARY This paper describes initial implementation phase of power transmission network advancedcontrol system around wind farm Vrataruša (42 MW) in the Croatian electric power system based onsynchronized phasor measurements technology as an extension to the earlier published paper [1].Among other things it also describes operation of the advanced overload system integrity protectionscheme with its respective operation definitions and analysis of different scenarios in that part of thenetwork. On the basis of each scenario analysis this paper presents the final action models and advancedload mitigation measures by changing the network topology. The main objective of advanced control system of power transmission network based on thesynchronized phasor measurements technology is to monitor the network loads in real time andaccording to overloading cases to take advanced load mitigation measures. The necessity of theadvanced control system is to avoid load shedding measures and especially generation reducingmeasures. Advanced load mitigation measures are directed toward changing the network topology inorder to distribute loads more adequately. Load shedding measures can be allowed in the critical casesand generation reducing measures can be allowed in extreme cases of defending the electric powersystem from total blackout. Key words: advanced control of power transmission network, advanced overload systemintegrity protection scheme, synchronized phasor measurement technology, action models, loadmitigation measures 1

Str. 6571 UVOD Teorija izgradnje velikih elektroenergetskih sustava u prošlosti se zasnivala na proizvodnjielektrične energije u velikim upravljivim elektranama te njezinom prijenosu i distribuciji do krajnjihkorisnika koristeći prijenosne odnosno distribucijske mreže. Integracija promjenljive i neupravljiveproizvodnje električne energije ovisne o meteorološkim okolnostima iz vjetroelektrana i fotonaponskihelektrana koje se priključuju na prijenosnu ili distribucijsku mrežu s obzirom na njihovu instaliranu snagute promjene načina i strukture potrošnje električne energije nameću tehničko-ekonomske promjene uvođenju elektroenergetskog sustava i tržišta električne energije [2]. Način vođenja elektroenergetskog sustava na razini upravljačkih centara zasnovano na SCADAmjerenjima te na reakciji dispečera ovisno o pogonskom stanju sustava mogu dovesti do izvanrednihsituacija kao i do ugrožavanja stabilnosti sustava u cjelini. Vođenje sustava zasnovano na naprednimtehnologijama omogućuje zaštitu cjelovitosti sustava i postizanje sigurnog pogona u uvjetima narušene iliupitne stabilnosti. Napredno vođenje prijenosnog elektroenergetskog sustava podrazumijeva zajedničko naprednodjelovanje, zasnovano na funkcijama upravljanja, zaštite i mjerenja u svrhu očuvanja stabilnog stanjadijela prijenosne mreže. Zahtjevi na brzinu djelovanja su ekstremni te je potrebno djelovati u stvarnomvremenu uz vrlo sigurno i pouzdano korištenje telekomunikacijskih mreža. Jedna od tehnologija koja može poduprijeti razvoj sustava naprednog vođenja prijenosne mrežeje tehnologija sinkroniziranih mjerenja fazora. Navedena tehnologija razvijena je još u 1980-tim godinama[3], a nakon sve učestalijeg broja raspada elektroenergetskih sustava u Sjedinjenim Američkim Državamai Europi početkom 21. stoljeća [4] intenzivirana je njezina primjena. Širina primjene tehnologijesinkroniziranih mjerenja fazora ubrzano se razvija od početnih primjena prilikom nadzora spajanja velikihdijelova međusobno asinkronih sustava u jednu interkonekciju do današnjih primjena u funkcijamanaprednog vođenja elektroenergetskih sustava. Na dijelu elektroenergetskog sustava Hrvatske prijenosnog područja Rijeka u okoliciVE Vrataruša (42 MW) u određenim pogonskim uvjetima postoji mogućnost preopterećenja pojedinihdijelova mreže što u kombinaciji s zatajenjem bilo kojeg dijela opreme može dovesti do raspada i težihposljedica za cijeli sustav. U takvim situacijama potrebna je pravodobna reakcija u vidu utjecaja nauklopno stanje i konfiguraciju sustava kako bi se izbjeglo eventualno širenje poremećaja na okolnedijelove. Problematika vezana uz dio prijenosne mreže u okolici VE Vrataruša detaljnije je opisana u radunavedenom u literaturi pod stavkom [1].2 ARHITEKTURA SUSTAVA NAPREDNOG VOĐENJA PRIJENOSNE MREŽE – PRVA FAZA UGRADNJE Sustav naprednog vođenja sastoji se iz dijela opreme koja se ugrađuje u određenomupravljačkom centru i opreme koja se ugrađuje u određene objekte. Dio sustava montiran u upravljačkomcentru sastoji se od računala visoke raspoloživosti i pouzdanosti. Centralni dio sustava naprednogvođenja ima specijalno prilagođenu programsku podršku koja je dizajnirana za obavljanje proračuna ipredlaganje izvođenja naprednih mjera s ciljem očuvanja pouzdanog pogona EES-a. Centar sustava činiviše paralelnih procesa na kojima se obavljaju proračuni i donose odluke. Komunikacija između centralnog djela sustava i naprednih elektroničkih uređaja koji su ugrađeniu pojedine objekte je dvosmjerna. Napredni elektronički uređaji sakupljaju informacije o mjerenjima te ihšalju prema centralnom djelu sustava, a nakon obrade informacija prihvaćaju naredbe na osnovu kojihobavljaju točno definirane radnje. U prvoj fazi izgradnje sustava naprednog vođenja prijenosne mreže ugrađena su tri naprednaelektronička uređaja za sinkronizirano mjerenje fazora koja prikupljaju mjerenja s ukupno pet različitihvisokonaponskih polja. U trafostanicama Melina i Crikvenica na 110 kV naponskoj razini ugrađeni suuređaji SEL 421, a na 220 kV naponskoj razini u trafostanici Melina ugrađen je uređaj Arbiter 1133(Tablica I).Tablica I. Prikaz mjesta ugradnje uređaja za sinkronizirano mjerenje fazoraUređaj Mjesto ugradnje Naponska razina Mjerenja 1 Mjerenja 21 SEL 421 TS Melina 110 kV VP Plase VP Vinodol2 SEL 421 TS Crikvenica 110 kV VP Vrataruša VP Vinodol3 ARBITER 1133 TS Melina 220 kV VP Senj / 2

Str. 658 Uređaji su povezani s centralnim računalom pomoću SDH1 telekomunikacijske mreže prema sliciu nastavku (Slika 1). Slika 1. Telekomunikacijska arhitektura sustava naprednog vođenja prijenosne mreže Svaki navedeni uređaj vremenski je sinkroniziran vlastitom GPS antenom. Preko strujnih inaponskih mjernih transformatora prikuplja podatke o faznim vrijednostima struje i napona polja u kojemje ugrađen te informacije o frekvenciji i njezinoj brzini promjene (df/dt). Unutarnji algoritam uređaja natemelju prikupljenih podataka računa simetrične komponente struje i napona te ih zajedno s faznimvrijednostima šalje prema centralnom računalu. Svi podaci prikupljaju se s frekvencijom uzorkovanja od50 Hz odnosno svakih 20 ms. Trajno se zapisuju u arhivu koja zadržava vrijednosti ne starije od trimjeseca. U svakom trenutku moguće je iz arhive preuzeti podatke i koristiti ih u svrhu naknadnih analizaporemećaja koji su se odvili na tom dijelu mreže, a i šire.3 NAPREDNA SISTEMSKA ZAŠTITA OD PREOPTEREĆENJA Distribuirani konvencionalni sustavi upravljanja i zaštite u današnjim tržišnim uvjetima vođenjaelektroenergetskih sustava teže sve većoj centralizaciji i međusobnom povezivanju kako bi se razmjenomšto većeg broja informacija postigli što napredniji sustavi upravljanja i zaštite. Dosadašnji sustavi relejnezaštite bazirani na zaštiti pojedinih elemenata mreže ne mogu adekvatno odgovoriti na novo nastaletržišne uvjete upravljanja EES-om. Iz navedenih razloga javila se potreba za razvojem sistemskih zaštitakoje štite integritet šireg dijela sustava. Kako bi razvili naprednu sistemsku zaštitu nekog dijela sustava potrebno je provesti niz studijakoordinacije s konvencionalnim sustavom relejne zaštite i dobro poznavati njegov rad. Koordinacijasustava relejne zaštite i napredne sistemske zaštite dijela sustava rezultirat će uspješnim ublažavanjem iuklanjanjem mogućih poremećaja na širokom području te održavanjem stabilnosti i integriteta sustava. Preopterećenje prijenosnih vodova ili određenog dijela sustava pojava je koja se dogodi kadaodređeni iznos energije koji pokušava prijeći iz jednog dijela sustava u drugi premaši prijenosnekapacitete između ta dva dijela sustava. Uzrok povećanog prijenosa energije iz jednog dijela sustava udrugi može biti značajan gubitak proizvodnje/tereta na jednom dijelu sustava ili isključenje značajnovisoko opterećenog prijenosnog voda pri čemu se energija koja se prenosila tim vodom raspodijeli na1 SDH – sinkrona digitalna hijerarhija 3

Str. 659preostale što često rezultira kaskadnim raspadom većeg dijela sustava. Kako bi se sačuvala cjelovitost istabilnost šireg dijela elektroenergetskog sustava, a potrošačima osigurala sigurna opskrba električnomenergijom u svim slučajevima potrebno je provesti odgovarajuće mjere djelovanja sustava naprednogvođenja.3.1 Definiranje i analiza scenarija U skladu sa zahtjevima na djelovanje algoritma za sustav naprednog vođenja provedene sudetaljne analize dijela mreže prijenosnog područja Rijeka. Detaljno su analizirana četiri scenarija. Prvomscenariju odgovara maksimalna proizvodnja iz hidroelektrana Senj i Vinodol te vjetroelektrane Vrataruša,dok sljedeća tri scenarija odgovaraju kombinaciji maksimalne proizvodnje iz samo dvije od navedenihelektrana (Tablica II). U svakom od navedenih scenarija zabilježene su potencijalne početne opasnosti(Tablica III). Tablica II. Opis analiziranih scenarija HE SENJ HE VINODOL VE VRATARUŠAScenarij G1 G2 G3 SP G1 G2 G3 SP Ukupno (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW)#1 70 70 70 + 28 28 28 + 42#2 70 70 70 + 0 0 0 + 42#3 0 0 0 + 28 28 28 + 42#4 70 70 70 + 28 28 28 + 0Scenarij Tablica III. Potencijalne početne opasnosti #1 Potencijalne početne opasnosti #2 #3 Visoko opterećen 110 kV kabel Crikvenica – Krk (74%) Opterećenje 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša (67%) #4 Visoko opterećen 110 kV dalekovod Crikvenica – Vrataruša (77%) Opterećenje 110 kV kabela Crikvenica – Krk (62%) Opterećenje 110 kV kabela Crikvenica – Krk (56%) Opterećenje 110 kV kabela Crikvenica – Krk (66%) Opterećenje 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša (52%) Opterećenje 110 kV dalekovoda Senj – Vrataruša (52%) Za svaki od navedenih scenarija provedeno je šest N-1 analiza za slučajeve ispada sljedećihobjekata:  110 kV kabel Crikvenica – Krk  110 kV dalekovod Crikvenica – Vrataruša  110 kV dalekovod Otočac – Senj  220/110 kV autotransformator u HE Senj  220 kV dalekovod Melina – Senj  110 kV dalekovod Crikvenica – Vinodol Detaljne N-1 analize za svaki pojedini scenarij ukazale su na nekoliko slabosti dijela mrežeprijenosnog područja Rijeka u okolici VE Vrataruša. Za svaku navedenu slabost predviđeno jepoduzimanje određenih modela djelovanja.3.1.1 N-1 analize scenarija #1 Prilikom isključenog stanja 110 kV dalekovoda Otočac – Senj može doći do visokog opterećenja110 kV kabela Crikvenica – Krk. Za rasterećenje navedenog kabela može se koristiti razdvajanje110 kV sabirnica u HE Vinodol na način da se na jedan sistem sabirnica priključe generatori i tereti tedalekovodi Delnice i Vrbovsko, a na drugi sistem sabirnica dalekovodi Crikvenica, Melina i Plase.Razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Vinodol na opisani način dovest će do porasta opterećenja na110 kV dalekovodu Crikvenica – Vrataruša pa se u slučaju preopterećenja navedenog dalekovodapredlaže razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da se na jedan sistem sabirnica priključi jedangenerator i tereti te dalekovod Vrataruša, a na drugi sistem sabirnica drugi generator i220/110 kV autotransformator. 4

Str. 660 U slučaju isključenog stanja 220/110 kV autotransformatora u HE Senj može doći do visokogopterećenja 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša i 110 kV kabela Crikvenica – Krk. Za rasterećenjenavedena dva objekta može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da se na jedansistem sabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovod Vrataruša, a na drugi sistem sabirnica drugigenerator te dalekovod Otočac. Ako se primjenom opisanog modela razdvajanja 110 kV sabirnica uHE Senj ne smanji dovoljno razina opterećenja 110 kV kabela Crikvenica – Krk tada se može primijenitidodatno razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Vinodol na način da se na jedan sistem sabirnica priključegeneratori i tereti te dalekovodi Delnice i Vrbovsko, a na drugi sistem sabirnica dalekovodi Crikvenica,Melina i Plase. Ako je pak u isključenom stanju 220 kV dalekovod Melina – Senj tada također može doći dovisoke razine opterećenja 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša i 110 kV kabela Crikvenica – Krk.Za rasterećenje navedena dva objekta može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na načinda se na jedan sistem sabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovodi Vrataruša i Otočac, a nadrugi sistem sabirnica drugi generator i 220/110 kV autotransformator. Kao i u prethodnom slučaju, akose primjenom opisanog modela razdvajanja 110 kV sabirnica u HE Senj ne smanji dovoljno razinaopterećenja 110 kV kabela Crikvenica – Krk tada se može primijeniti dodatno razdvajanje110 kV sabirnica u HE Vinodol na način da se na jedan sistem sabirnica priključe generatori i tereti tedalekovodi Delnice i Vrbovsko, a na drugi sistem sabirnica dalekovodi Crikvenica, Melina i Plase. Zadnja N-1 analiza prvog scenarija kod isključenog stanja 110 kV dalekovodaCrikvenica – Vinodol utvrdila je mogućnost visokog opterećenja 110 kV kabela Crikvenica – Krk. Zarasterećenje navedenog kabela može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da sena jedan sistem sabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovodi Vrataruša i Otočac, a na drugisistem sabirnica drugi generator i 220/110 kV autotransformator.3.1.2 N-1 analize scenarija #2 Prilikom isključenog stanja 110 kV dalekovoda Otočac – Senj može doći do visokog opterećenja110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša i 110 kV kabela Crikvenica – Krk. Za rasterećenje navedenadva objekta može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da se na jedan sistemsabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovod Vrataruša, a na drugi sistem sabirnica drugigenerator i 220/110 kV autotransformator. U slučaju isključenog stanja 220/110 kV autotransformatora u HE Senj može doći dopreopterećenja 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša (Slika 2). Za rasterećenje navedenogdalekovoda može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da se na jedan sistemsabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovod Vrataruša, a na drugi sistem sabirnica drugigenerator te dalekovod Otočac (Slika 3). Ako je pak u isključenom stanju 220 kV dalekovod Melina – Senj tada također može doći dovisoke razine opterećenja 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša. Za rasterećenje navedenogdalekovoda može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da se na jedan sistemsabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovodi Vrataruša i Otočac, a na drugi sistem sabirnicadrugi generator i 220/110 kV autotransformator. Posljednja N-1 analiza drugog scenarija kod isključenog stanja 110 kV dalekovodaCrikvenica – Vinodol utvrdila je mogućnost visokog opterećenja 110 kV kabela Crikvenica – Krk. Zarasterećenje navedenog kabela može se koristiti razdvajanje 110 kV sabirnica u HE Senj na način da sena jedan sistem sabirnica priključi jedan generator i tereti te dalekovodi Vrataruša i Otočac, a na drugisistem sabirnica drugi generator i 220/110 kV autotransformator.3.1.3 N-1 analize scenarija #3 U slučaju trećeg scenarija bez proizvodnje električne energije iz HE Senj provedbom navedenihN-1 analiza nije zabilježena niti jedna situacija koja bi zahtijevala korištenje naprednih mjera ublažavanjaopterećenja.3.1.4 N-1 analize scenarija #4 Prilikom isključenog stanja 110 kV dalekovoda Otočac – Senj može doći do visokog opterećenja110 kV kabela Crikvenica – Krk. Za rasterećenje navedenog kabela može se koristiti razdvajanje110 kV sabirnica u HE Vinodol na način da se na jedan sistem sabirnica priključe generatori i tereti tedalekovodi Delnice i Vrbovsko, a na drugi sistem sabirnica dalekovodi Crikvenica, Melina i Plase. 5

Str. 661 Slika 2. Scenarij #2, ispad AT u HE Senj uzrokuje preopterećenje 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša Slika 3. Rasterećenje prethodno navedenog dalekovoda (Slika 2) razdvajanjem 110 kV sabirnica u HE Senj prema opisanom modelu djelovanja3.2 Definiranje modela djelovanja Detaljne N-1 analize definirale su različite modele djelovanja u korist ublažavanja opterećenjadijela mreže prijenosnog područja Rijeka na temelju izmjene topologije mreže. A, B i C modeli djelovanjaodnose se na razdvajanje sistema 110 kV sabirnica u HE Senj, a D model djelovanja odnosi se narazdvajanje sistema 110 kV sabirnica u HE Vinodol (Tablica IV). 6

Str. 662 Tablica IV. Modeli djelovanjaModel djelovanja A Postrojenje HE SENJSistem I jedan generator i tereti (odvodi prema distribuciji) teSistem IIModel djelovanja dalekovodi Vrataruša i OtočacSistem I drugi generator i 220/110 kV autotransformatorSistem IIModel djelovanja B Postrojenje HE SENJSistem I jedan generator i tereti (odvodi prema distribuciji) teSistem IIModel djelovanja dalekovod VratarušaSistem I drugi generator te dalekovod OtočacSistem II C Postrojenje HE SENJ jedan generator i tereti (odvodi prema distribuciji) te dalekovod Vrataruša drugi generator i 220/110 kV autotransformator D Postrojenje HE VINODOL generatori i tereti (odvodi prema distribuciji) te dalekovodi Delnice i Vrbovsko dalekovodi Crikvenica, Melina i Plase Modeli djelovanja definirani su za dva osnovna slučaja: preopterećenje 110 kV kabelaCrikvenica – Krk i 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša. U slučaju preopterećenja 110 kV kabela Crikvenica – Krk razlikujemo dva izbora:  izbor 1: ako je isključen 110 kV dalekovod Otočac – Senj, 220 kV dalekovod Melina – Senj ili 220/110 kV autotransformator u HE Senj onda poduzeti D model djelovanja  izbor 2: ako je isključen 110 kV dalekovod Crikvenica – Vinodol onda poduzeti A model djelovanja U slučaju preopterećenja 110 kV dalekovoda Crikvenica – Vrataruša razlikujemo tri izbora:  izbor 1: ako je isključen 110 kV dalekovod Otočac – Senj onda poduzeti C model djelovanja  izbor 2: ako je isključen 220/110 kV autotransformator u HE Senj onda poduzeti B model djelovanja  izbor 3: ako je isključen 220 kV dalekovod Melina – Senj onda poduzeti A model djelovanja3.3 Definiranje programskog algoritma napredne sistemske zaštite od preopterećenja Programski algoritam napredne sistemske zaštite od preopterećenja je u svom početnom korakudefiniran mogućnošću izbora prijenosnog voda za kojeg želimo pokrenuti naprednu sistemsku zaštitu odpreopterećenja. Nakon izbora željenog prijenosnog voda potrebno je definirati ulazne podatke algoritma uvidu dozvoljenih opterećenja (Tablica V).Tablica V. Definiranje dozvoljenog opterećenja prijenosnog vodaDozvoljeno opterećenje Struja It [A]prijenosnog voda Pri. snaga St [MVA] Ulazni podaci algoritma za sistemsku zaštitu od preopterećenja prijenosnih vodova su ujedno injegovi kriteriji djelovanja. Kriterija djelovanja algoritma može biti neograničen broj, ali su za početakodabrana dva osnovna kriterija, kriterij snage i struje. Potrebno je omogućiti korisniku mogućnost izborakriterija algoritma. Također je potrebno omogućiti upis ulaznih podatka vremenske točnosti algoritma ivremenske odgode njegovog djelovanja odnosno zatezanja (Tablica VI).Tablica VI. Parametri vremenske točnosti i odgodeVremenska točnost algoritma TKORAK [ms]Vremenska odgoda djelovanja algoritma TODGODA [s] Nakon upisa ulaznih podataka razmatranog prijenosnog voda potrebno je provesti provjeruuključenosti voda odnosno verifikaciju njegovih mjerenih vrijednosti. Sada algoritam ulazi u fazu petljekoja se vrti sve dok operater ne odabere prekid algoritma. Na sljedećoj slici (Slika 4) prikazana je blokshema algoritma napredne sistemske zaštite od preopterećenja. 7

Str. 663 Slika 4. Blok shema algoritma napredne sistemske zaštite od preopterećenja U prvoj fazi petlje algoritam računa prividnu snagu voda za točno definirano vrijeme uzorkovanjapodataka. U drugoj fazi algoritam provjerava ispunjenost odabranih kriterija iz početnog dijela programa.Da li je izračunata prividna snaga voda veća od maksimalno dozvoljene? Da li je izmjerena struja vodaveća od maksimalno dozvoljene? Potrebno je omogućiti provjeravanje samo onih kriterija koji su prvotno 8

Str. 664odabrani u početnom dijelu algoritma. Ako kriterij preopterećenja nije zadovoljen vrijeme uzorkovanjapodataka se pomiče na sljedeći podatak u koracima od TKORAK [ms] te se algoritam vraća na početakpetlje. Ako je kriterij preopterećenja zadovoljen algoritam ulazi u sljedeću fazu. U trećoj fazi algoritamizvršava podešenu vremensku odgodu algoritma upisanu na početku programa. U četvrtoj fazi algoritamponovo provjera ispunjenost odabranih kriterija koji su možda prestali vrijediti nakon izvršavanjavremenske odgode. Ako su kriteriji prestali vrijediti vrijeme uzorkovanja podataka se pomiče na sljedećipodatak u koracima od TKORAK [ms] te se algoritam vraća na početak petlje. Ako je kriterij preopterećenjazadovoljen algoritam ulazi u sljedeću fazu. U petoj fazi je zamišljeno izvršavanje izabranog modeladjelovanja ovisno o konfiguraciji mreže na temelju opisanih modela djelovanja u prethodnom poglavlju.3.4 Osvrt na automatizirano djelovanje sustava naprednog vođenja U početnoj fazi primjene napredne sistemske zaštite od preopterećenja ne predlaže seautomatsko djelovanja sustava naprednog vođenja u smislu nekontroliranog upravljanja uklopnimstanjem mreže već se predlaže vizualno isticanje preopterećenog dijela mreže, a potom i predlaganjeizvođenja naprednih mjera ublažavanja opterećenja dispečeru koji je odgovoran za stabilnost ugroženogdijela mreže. Tek po potvrdi dispečera o izvršavanju predloženih naprednih mjera ublažavanjaopterećenja promatranog dijela mreže sustav naprednog vođenja može izvršiti izmjenu topologije mrežeprema definiranim modelima.4 ZAKLJUČAK Napredno vođenje prijenosne elektroenergetske mreže zamišljeno je kao tehnologija koja ćeputem naprednih sistemskih zaštita omogućiti održavanje stabilnosti elektroenergetskog sustava u svenestabilnijim uvjetima njegova vođenja. Nije zamišljena kao tehnologija koja će zamijeniti konvencionalnelokalne sustave relejne zaštite nego kao tehnologija koja će ih nadograditi. Djelovat će u početnimfazama razvoja poremećaja nakon djelovanja konvencionalnih lokalnih sustava relejne zaštite. Prepoznatiće promjene u mreži koje su nastale djelovanjem lokalnih sustava relejne zaštite i po potrebi ukazati napotencijalne probleme u mreži. U slučaju brzog razvoja poremećaja zadaća će joj biti sačuvati integritetsustava pokretanjem naprednih sistemskih zaštita. Naravno da će potpuna funkcionalnost sustavanaprednog vođenja prijenosne elektroenergetske mreže biti izuzetno koordinirana i odmjerena kako bi sesmanjio rizik od nepotrebnih pokretanja naprednih sistemskih zaštita. Na području Hrvatskog EES-a oko vjetroelektrane Vrataruša nastavit će se s istraživanjima natemu naprednog vođenja prijenosne elektroenergetske mreže kako bi se riješio problem mogućegpreopterećenja sustava. Tehnologija sinkroniziranih mjerenja fazora je zasigurno jedna od tehnologija načijim temeljima se može izgraditi sustav naprednog vođenja prijenosne elektroenergetske mreže nopotrebno je uložiti još mnogo istraživačkog truda kako bi se postigla zadovoljavajuća pouzdanost i nakraju sama primjena opisanih principa djelovanja.5. LITERATURA[1] S. Skok, K. Frlan, Z. Zbunjak, „Nadzor i vođenje rada vjetroelektrane s okolnim elektroenergetskim sustavom na osnovi sinkroniziranih mjerenja fazora“, 10. savjetovanje HRO CIGRE, Cavtat, 6. – 10. studenog 2011.[2] M. Lovrić, „Pametno vođenje elektroenergetskog sustava“, HEP Vjesnik, broj 256/296, svibanj 2012.[3] A. G. Phadke, J. S. Thorp, „Synchronized Phasor Measurements and Their Applications“, New York, Springer, 2008.[4] dostupno na poveznici: http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_major_power_outages[5] S. Skok, I. Ivanković, K. Frlan, Z. Zbunjak, “Monitoring and Control of Smart Transmission Grid Based on Synchronized Measurements”, The International Conference on Advanced Power System Automation and Protection, APAP2011, Oct 16, 2011 - Oct 20, 2011, Bejing, China[6] Z. Zbunjak, I. Kuzle, „Possible Savings in Electricity Transmission Using Wide Area Montoring Technologies in Croatian Power Transmission Network“, European Energy Market 2011, EEM2011, Zagreb, Hrvatska, 25-27 Svibnja, 2011.[7] S. Skok, R. Rubeša, V. Kirinčić, K. Frlan, Z. Zbunjak, „Dinamička analiza pogona dijela elektroenergetskog sustava prijenosnog područja Rijeka obzirom na rad VE Vrataruša“, 9. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Zadar, 8. - 10. studenog 2010. 9

Str. 665HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA B5-11ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ11. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 10. – 13. studenoga 2013.Renata Rubeša Srđan SkokHOPS – Hrvatski Operator Prijenosnog [email protected] [email protected] Vedran KirinčićAnte MarušićFakultet Elektrotehnike i računarstva [email protected]@fer.hr Tehnički fakultet Sveučilišta u Rijeci PRORAČUN PARAMETARA PRIJENOSNIH VODOVA U STVARNOM VREMENU KORISTEĆI SINKRONIZIRANA MJERENJA FAZORA SAŽETAK Matematički modeli elektroenergetskog sustava (EES) za proračune u stvarnom vremenu koji sekoriste za pomoć dispečeru u vođenju sustava, poput estimacije stanja, proračuna tokova snaga i analizesigurnosti, temelje se na parametrima elemenata EES-a, koji ne moraju nužno biti točni. Konstantevodova su osnovna električna svojstva nadzemnog voda te ovise o svojstvima materijala od kojih je vodizrađen. Za izradu matematičkih modela prijenosnih vodova većinom se koriste kataloški parametribudući da mjerenje konstanti često nije praktično i uobičajeno. Budući da su konstante vodova svremenom promjenjive, u referatu je predložen algoritam za proračun parametara vodova temeljen nasinkroniziranim mjerenjima fazora struja i napona s obje strane dalekovoda. Algoritam je ispitan namjerenjima iz sinkroniziranih mjernih jedinica ugrađenih u hrvatskoj prijenosnoj mreži na 400kV razini.Temperatura dalekovoda u linearnoj je vezi s otporom dalekovoda te je u referatu dan primjer izračunatemperature za 400kV dalekovod Melina – RHE Velebit temeljen na predloženom algoritmu. Proračunparametara u stvarnom vremenu može se primijeniti i za unapređenje proračuna estimacije stanja EES-aili za promjenu podešenja uređaja relejne zaštite. Ključne riječi: parametri vodova, sinkronizirana mjerenja fazora, temperatura prijenosnog voda REAL TIME TRANSMISSION LINE PARAMETER CALCULATION BASED ON SYNCHRONIZED MEASUREMENTS SUMMARY Power system mathematical models used for calculations such as state estimation, power flowand security analysis are based on power system element parameters which might be erroneous.Transmission line constants are basic electrical parameters and depend of the material from which theline is constructed. Mathematical models of overhead transmission lines are mostly filled with cataloguevalues since measuring is not practical and common. Transmission line constants may change in time Inthis paper an algorithm for calculation transmission line parameters based on synchronized phasormeasurements from both sides of the line is presented. The algorithm is tested on measurements derivedfrom phasor measurement units installed in the Croatian transmission power system on 400kV level.Since line temperature is in linear correlation with transmission line resistance, in the paper the proposedalgorithm is used to calculate the line temperature on the 400kV line Melina – Velebit. The propsedalgorithm can be used to enhance the state estimation process or enhance the relay settings. Key words: transmission line parameters, synchronized phasor measurements, transmission linetemperature 1

Str. 6661. UVOD Konstante dalekovoda su osnovna električna svojstva nadzemnog voda i iz njih slijede sva ostalasvojstva i karakteristike o kojima ovise električne prilike na vodu. Vrijednost konstanti voda ovisi osvojstvima materijala od kojih je vod izveden (npr. specifični otpor materijala za vodiče), o geometrijskimsvojstvima voda (npr. dimenzije vodiča, međusobna udaljenost i raspored vodiča) i o okolnim prilikama(npr. temperatura, oborine). Poznavanje konstanti voda temelj je izrade modela mreže EES u raznim programima za analizurada EES-a kao i za podešenje uređaja relejne zaštite. Vrijednosti koje se koriste najčešće se preuzimajuiz tehničkih priručnika s time ne moraju nužno odgovarati stvarnim prilikama na terenu koje mogu utjecatina iznos konstanti dalekovoda u pogonu. Uvođenje sinkroniziranih mjernih jedinica (engl. PMU - Phasor Measurement Unit – uređaji zasinkronizirano mjerenje fazora) u EES otvorilo je niz mogućnosti za unapređenje postojećih aplikacija zapraćenje i analizu rada EES-a, o čemu se već govorilo u mnogobrojnoj literaturi i čemu je posvećen velikibroj radova. Sinkronizirana mjerenja fazora napona i struja s obje strane dalekovoda, međutim, otvorilasu dodatnu mogućnost, a to je izračun parametara dalekovoda u stvarnom vremenu. Sinkroniziranamjerenja fazora napona i struja sadrže pogreške koje je potrebno poznavati i kompenzirati. Sinkroniziranamjerenja fazora napona i struja moraju biti konzistentna i visoke raspoloživosti. Slijedeći uvjeti moraju biti zadovoljeni za upotrebu sinkroniziranih mjerenja fazora napona i strujaza proračun parametara prijenosnih vodova u stvarnom vremenu: - Visoka pouzdanost mjerenja: nesinkronizirana mjerenja fazora napona i struja ili mjerenja sa statusom 'neispravno' nisu upotrebljiva za proračun parametara vodova, - Visoka pouzdanost telekomunikacijskog sustava, - Prepoznavanje sklopnih operacija u EES-u, - Poznavanje greške mjernog sustava sinkronizirane mjerne jedinice. Proračun parametara prijenosnog voda u stvarnom vremenu predstavlja osnovu za proračunekoji se temelje na matematičkom modelu EES-a, kao što su estimacija stanja i tokovi snaga. Model mrežeu stvarnom vremenu predstavlja matematički model koji na osnovu mjerenih podataka daje slikunaponskih i strujnih prilika u stvarnoj elektroenergetskoj mreži. Trenutno stanje mreže definirano jepomoću modela mreže i topoloških podataka i telemetrije mjerenja iz izvorišnih sustava (SCADApodataka). Podaci parametara vodova spremljeni u matrici admitancije čvorišta mogu biti netočni zbognetočnih podataka dobivenih od proizvođača ili zbog utjecaja promjene svojstva materijala tijekomvremena.2. PRIMJENA SINKRONIZIRANIH MJERENJA FAZORA NAPONA I STRUJA ZA PRORAČUN PARAMETARA EES-a Za primjenu sinkroniziranih mjerenja fazora napona i struja za proračun parametara vodova ustvarnom vremenu potrebno je zadovoljiti određene uvjete raspoloživosti sinkroniziranih mjerenja kojiovise o mjernom sustavu PMU jedinice, o telekomunikacijskim vezama između centralnog poslužitelja iPMU jedinice i dostupnosti GPS signala za dobivanje vremenske oznake sinkroniziranih mjerenja. Oraspoloživosti i pouzdanosti PMU jedinica u hrvatskom prijenosnom sustavu detaljnije će se obrazložiti upoglavlju 2.1. Mjerni sustav PMU jedinica, koji je zasnovan na mjernom sustavu mikroprocesorskih releja,koristi brzu Fourierovu transformaciju za analogno digitalnu pretvorbu valnih signala struja i napona.Reprezentacija signala u fazorskom formatu pretpostavlja da signal sadrži nazivnu frekvenciju 50Hz.Spore promjene u EES-u uzrokuju varijacije u iznosu frekvencije koje se mogu zanemariti u stacionarnimproračunima koji koriste sinkronizirana mjerenja fazora napona i struja. Prilikom kvarova u sustavu(tropolni, jednopolni kvarovi) i prilikom izvođenja sklopnih operacija, osnovni mjereni signal struje inapona sadrži harmonike koje nije moguće jednostavno razlučiti od osnovne frekvencije. Mjerenevrijednosti fazora napona i struja za vrijeme sklopnih operacija je potrebno prepoznati i zanemariti uproračunu parametara vodova u stvarnom vremenu [1] . Sinkronizirana mjerenja fazora napona i struja sadrže grešku mjernog sustava PMU jedinice icjelokupnog mjernog lanca koje sačinjavaju strujni i naponski mjerni transformatori i dovodni kabeli.Strujni i naponski mjerni transformatori uvode amplitudnu i faznu grešku mjerenja koja može biti znatnoveća od greške same PMU jedinice. U proračunu parametara prijenosnog voda koristi se pad napona(vektorska razlika) mjerenja napona čvorišta na oba kraja voda. Što je pogreška faznog kuta veća,proračun postaje osjetljiviji i rezultati nepouzdaniji. Greške faznog kuta dolaze do izražaja kod vodova kojisu podopterećeni, odnosno za koje je trenutni iznos djelatne snage kroz vod manja od približno 10%nazivnog opterećenja. Greška faznog kuta mjernog sustava za sinkronizirano mjerenje fazora takođerograničava primjenu proračuna parametara prijenosnog voda kod izrazito kratkih vodova [2]. 2

Str. 6672.1. Pouzdanost PMU jedinica Pouzdanost mjerenja iz PMU jedinice ovisi o mogućnosti PMU jedinice da u centralni poslužiteljkontinuirano šalje podatke te o telekomunikacijskom sustavu da podatke dostavi do centralnogposlužitelja bez gubitaka. Moguće je razlučiti nekoliko slojeva uključenih u prijenos podataka docentralnog poslužitelja. Prvi sloj uključuje samu PMU jedinicu i mogućnost da mjerni sustav provedeanalogno digitalnu pretvorbu mjerenja, drugi sloj uključuje dostupnost GPS sustava za dobivanjevremenske oznake mjerenih vrijednosti i treći sloj uključuje telekomunikacijski sustav kojim se mjerenipodaci prenose u centralni poslužitelj. U svakom sloju prijenosa podataka moguće su greške i prekidi kojisu podijeljeni u 3 faktora [3]: 1) Faktor 1: Greška u telekomunikacijskom sustavu: u ovu grešku spadaju i slučajevi kada je PMU jedinica isključena i sve ostale greške zbog kojih podaci ne pristižu do centralnog poslužitelja 2) Faktor 2: GPS signal nedostupan: PMU jedinica šalje podatke u centralni poslužitelj, međutim mjerenja ne sadrže vremensku oznaku stoga su neupotrebljiva 3) Faktor 3: Greška u mjernom sustavu PMU jedinice: PMU jedinica je uključena i šalje podatke u centralni poslužitelj no s lošim statusom kvalitete. Navedeni faktori utječu na raspoloživost i pouzdanost dobivanja podataka iz PMU jedinice. Analizadostupnosti podataka iz PMU jedinica napravljena je za 5 PMU jedinica ugrađenih u prijenosnomelektroenergetskom sustavu Hrvatske na 400kV razini. Na slici 1. prikazan je udio pojedinog faktora naukupnu neraspoloživost mjerenja iz PMU jedinica kroz period od jedne godine. U obzir je potrebno uzetida je u ukupnoj neraspoloživosti mjernog sustava PMU jedinica uključeno i vrijeme dok su pomoćninaponi ormara u kojem je PMU jedinica ugrađena isključeni (vrijeme redovitog održavanja uređajaugrađenih u istom ormaru u kojem je fizički smještena PMU jedinica). Iz slike je vidljivo da su greške utelekomunikacijskom sustavu i greške u mjernom sustavu PMU jedinice jednako zastupljene, doknajmanji utjecaj na neraspoloživost podataka iz PMU jedinice ima gubitak GPS sinkronizacije. Greška u Greška u Greška u telekomunikacijskom sinkronizaciji mjernom sustavu sustavu sa GPS sustavom PMU jedinice 48% 48% 4% Slika 1. Udio pojedinog faktora na ukupnu neraspoloživost mjerenja iz PMU jedinica Vremenska neraspoloživost PMU jedinica prikazana je na slici 2. za period od godine dana. Iz slike jevidljivo da su podaci iz PMU jedinice ugrađene u TS Konjsko na VP 400kV RHE Velebit bili ukupnoneraspoloživi u trajanju od 8h i 24min u razdoblju od godine dana.Vrijeme 9:36:00 8:24:00 7:12:00 6:00:00 4:48:00 3:36:00 2:24:00 1:12:00 0:00:00 PMU Konjsko PMU Melina PMU Tumbri PMU Žerjavinec PMU Ernestinovo Slika 2. Ukupno vrijeme trajanja neraspoloživosti PMU jedinice kroz godinu dana 3

Str. 668Ukupni zbirni broj prekida primanja podataka iz PMU jedinica po PMU jedinici prikazan je na slici 3.Broj prekida 30 25 20 PMU Melina PMU Tumbri PMU Žerjavinec PMU Ernestinovo 15 10 5 0 PMU Konjsko Slika 3. Ukupni broj prekida primanja podataka iz PMU jedinica, zbirno za sve faktoreIz predmetne analize može se zaključiti da je ukupna raspoloživost podataka iz PMU jedinica za hrvatskiEES vrlo visoka, te se podaci mogu koristiti u proračunu parametara EES-a u stvarnom vremenu.2.2. Prepoznavanje sklopnih operacija i kvarova u sustavu Mjerni sustav za sinkronizirano mjerenje fazora zasnovan je na mjernom sustavumikroprocesorskih uređaja za relejnu zaštitu. Za analogno/digitalnu pretvorbu signala koriste se istialgoritmi. Za vrijeme kvara u EES-u ulazni valni oblik struje ili napona sadrži veliki broj signala frekvencijarazličitih od osnovne koji nisu predvidljivi i poznati, te stoga ih nije moguće razlučiti i izdvojiti iz signalaosnovne frekvencije. Kako je poznato, mjerni sustav PMU jedinica pretvara ulazni sinusoidni signal u fazorskureprezentaciju tog istog signala. U prikazu sinusoidnog signala pomoću fazorskog formata frekvencija sesmatra konstantnom, odnosno 50(60) Hz. Većina komercijalnih PMU jedinica koristi algoritamuzorkovanja s N uzoraka sinusoidnog signala unutar jedne periode. Efektivna vrijednost fazoraprocjenjuje se pomoću sljedeće jednadžbe: ���̂��� = √2 ∑������2������=−−1 ���2��� ������[∆������(������ + 1)] ∙ ������ −������(������+21)2������������ (1) ������ 2 Pri čemu su: procijenjeni fazor nakon jedne periode; ���̂��� uzorak mjerenja struje ili napona u trenutku [������ = ∆������(������ + 1)] ������[∆������(������ + 1)] 2 2 Pretpostavlja se da se uzorak mjerenja napona ili struje sastoji od samo jedne frekvencijskekomponente koja ne mora nužno biti nazivna (fn), te ako je mjerenje faznog kuta zabilježeno u trenutkut=0, tada se uzorak mjerenja napona ili struje se može izraziti kao: ������ [∆������ (������ + 1)] = √2������������[���̅��� ∙ ������ −������(������+12)2������������∙������������������ ] (2) 2 Pri čemu su: ���̅��� 'stvarna' vrijednost fazora uzorka mjerenja fn nazivna frekvencija f stvarna frekvencija uzorkovanog mjerenja Supstitucijom jednadžbe (2) u (1) procijenjena vrijednost fazora uzorkovanog mjerenja u trenutkut se odnosi prema stvarnom iznosu fazora prema sljedećoj jednadžbi: ���̂��� = ������ ∙ ���̅��� + ������ ∙ ���̅��� (3) 4

Str. 669Pri čemu su koeficijenti A i B: ������ = ������������������[������∙(������������������−1)] (4) ������∙������������������[������������∙(������������������−1)] (5) ������������������[������∙(������������������−1)] ������ = ������∙������������������[2������������+������������∙(������������������−1)] Iz koeficijenata A i B može se zaključiti da ako je f = fn tada je A = 1, B = 0 te je ���̂��� = ���̅���, odnosnoda je procijenjeni fazor točan i jednak stvarnoj vrijednosti. Za vrijeme kvara u sustavu ulazni signal sadrži više harmonike različitih izvora: prigušenaeksponencijalna komponenta u strujnom valnom obliku, utjecaj zasićenja strujnih mjernih transformatora,nelinearnost električnog luka za vrijeme kvara. Zbog navedenih razloga, iako je estimirani fazor iz PMUjedinice dostupan cijelo vrijeme trajanja kvara, fazori dobiveni u vrijeme trajanja kvara nemaju stvarnofizikalno značenje te se ne bi trebali upotrebljavati u proračunima sa sinkroniziranim fazorskimmjerenjima. Upotrebljive fazorske veličine su samo one koje pripadaju vremenu prije i poslije zabilježenogkvara.3. ALGORITAM ZA PRORAČUN PARAMETARA VODOVA3.1. Prijedlog algoritma Centralni poslužitelj sustava za nadzor elektroenergetskog sustava na osnovu sinkroniziranihmjerenja (eng. WAMS – Wide Area Monitoring System) prikuplja podatke iz svih PMU jedinica ugrađenihu određenom dijelu elektroenergetskog sustava. Rezolucija pristizanja mjerenja u poslužitelj najčešće je20ms ili 100ms. U Hrvatskom Operatoru Prijenosnog Sustava koristi se rezolucija od 20ms, te se podaci(fazori napona čvorišta, struja grana i frekvencija) arhiviraju u centralnu bazu poslužitelja. PMU uređajikoji su ugrađeni s obje strane prijenosnog voda mjere struje u grani i napon čvorišta na mjestu ugradnjePMU jedinice. S obzirom na visoku rezoluciju mjerenja, može se pretpostaviti da se vrijednosti uzastopnihuzoraka mjerenja ne mijenjaju značajno. Uz navedenu pretpostavku moguće postaviti model mjerenjavišestrukih uzoraka sinkroniziranih mjerenja fazora, a koji je opisan izrazom (6) [4]: ������(������������) = ℎ(������(������������), ������) + ������(������������), ������ = 1 … … ������ (6)Pri čemu su:z(ti) vektor mjerenja koji sadrži uzorke mjerenja napona čvorišta i struja grana u trenutku ti;h vektor nelinearnih funkcija koji povezuje nepoznate varijable s mjerenjima;x(ti) vektor varijabli stanja u trenutku ti;p vektor nepoznatih parametara prijenosnog voda;e(ti) vektor koji sadrži mjernu grešku svakog uzorka u trenutku ti. Uz pretpostavku homogenog voda, za model prijenosnog voda koristi se nadomjesna simetričnapi shema prijenosnog voda prikazana na slici 4. I1 i11 g+jb I2 1 i12 i21 2 V1 jy jy V2 Slika 4. Nadomjesna pi shema prijenosnog vodaZa matematički model voda koriste se serijska admitancija g+jb i paralelna susceptancija jy. Uzpoznate strujno naponske prilike na početku i kraju prijenosnog voda mogu se postaviti sljedećejednadžbe: ������1 = ������11 + ������12 = (������1 − ������2)(������ + ������������) + ������1(������������) (7) 5

Str. 670 ������1 = ������21 − ������11 = (������2 − ������1)(������ + ������������) + ������2(������������) (8) ������1 = ������1 + ������������1 (9) ������2 = ������2 + ������������2 (10) Rastavljanjem jednadžbi (7) do (10) na realne i imaginarne vrijednosti postavlja se vektormjerenja zx(ti) koji sadrži mjerenja struja grana i napona čvorišta u pravokutnim koordinatama: ������������(������������) = [������������������������{������1} ������������������������{������1} … ������������������������{������1}������������������������{������1} … ]������ (11)U predloženom algoritmu vektor mjerenja z(ti) uvećat će se za vektor nepoznatih parametaraprijenosnog voda g, b i y: ������������(������������) = [������ ������ ������]������ (12)Iz jednadžbi (11) do (12) dobije se konačni vektor mjerenja z(ti): ������(������������) = [������������(������������) ������������(������������)]������ (13) Metodom najmanjih vaganih kvadrata iz jednadžbe (6) iterativnim postupkom računaju separametri prijenosnog voda dok se ne dostigne zadovoljavajuća točnost. U predloženom algoritmu mijenja se broj uzastopnih uzoraka mjerenja koji se uzimaju u obzir.Nadalje će se identificirati krajnji broj uzoraka mjerenja nakon kojeg povećanje broja uzoraka mjerenja neutječe na točnost proračuna i unapređenje rezultata.3.1. Primjena algoritma na sinkroniziranim mjerenjima fazora hrvatskog EES-a Opisani algoritam primijenjen je na arhivskim mjerenjima fazora napona čvorišta i struja na 400kVdalekovodima hrvatskog EES-a. Rezultati će se prikazati za mjerenja zabilježenima na DV 400kV Melina– RHE Velebit. Osnovni tehnički podaci dalekovoda 400kV TS Melina – RHE Velebit dani su u Tablici I.Tablica I. Podaci DV 400kV TS Melina – RHE Velebit It (A) St (MVA) Rd (Ω/km) Xd (Ω/km) Duljina (km) Materijal Presjek 1920 1330DV 400kV Melina- 180.42 Al/Fe 3x(2x490/110) 0.0360 0.348RHE Velebit U TS Melina i RHE Velebit ugrađene su PMU jedinice tipa ABB RES521. Proračun je izveden zarazličiti broj mjernih uzoraka koji su korišteni u svakom ciklusu estimacije. Koncept proračuna dan je naslici 5. t = 20s t = 20s t = 20s 1. ciklus procjene 2. ciklus procjene 20. ciklus procjeneTest br.: 1 uzorak mjerenja 1 uzorak mjerenja 10 uzoraka 10 uzoraka 1 1 uzorak mjerenja 50 uzoraka 50 uzoraka 2 10 uzoraka 100 uzoraka 100 uzoraka 3 50 uzoraka 300 uzoraka 300 uzoraka 4 100 uzoraka 500 uzoraka 500 uzoraka 5 300 uzoraka 700 uzoraka 700 uzoraka 6 500 uzoraka 1000 uzoraka 1000 uzoraka 7 700 uzoraka 8 1000 uzorakaSlika 5. Koncept izvođenja procjene parametara prijenosnog voda U svakom pojedinačnom testu koristi se različiti broj mjerenih uzoraka, u rasponu od 1 do 1000.Jedan uzorak mjerenja odgovara vremenu od 20ms koji se uzima u ciklus procjene, dok maksimalni brojuzoraka od 1000 odgovara vremenskom prozoru od 20s ulaznog signala. Ukupno vrijeme trajanja signalaiznosi 400s. U Tablici II. dani su podaci za gore opisane ulazne parametre proračuna. 6

Str. 671Tablica II. Ulazni parametri proračunaTest br.: Broj uzoraka Uzrokovanje Broj Vrijeme ulaznog signala uzastopnih uključenog u jedan ciklus mjerenja sinkroniziranih procjena procjene [s] mjerenja [ms] 20 0,02 20 0,211 20 20 1 20 22 10 20 20 6 20 103 50 20 20 14 20 204 100 205 300 206 500 207 700 208 1000 20 Na slikama 6. i 7. prikazane su vrijednosti proračuna za serijski otpor (Rd) i serijsku reaktanciju(Xd) prijenosnog voda koristeći 1 uzorak mjerenja u svakom ciklusu procjene i 1000 uzoraka što je ujednoi najveći broj uzoraka korišten u proračunu. Za usporedbu prikazana je i kataloška vrijednost otpora ireaktancije. Slika 6. Vrijednost Rd Slika 7. Vrijednosti Xd Iz slike 7. vidljivo je da je proračunata vrijednost serijske reaktancije s većim brojem uzorakakorištenim u ciklusu procjene znatno bliža kataloškoj vrijednosti. Za dovoljno kratki vremenski period proračuna, koji je korišten u ovom primjeru (400s), može sepretpostaviti da se ambijentalni uvjeti i opterećenje dalekovoda nisu značajno promijenili pa nećeznačajnije utjecati na iznos parametara dalekovoda. S ovom pretpostavkom izračunata je varijancapromjene parametara za svaki ciklus procjene ovisno o broju korištenih uzoraka mjerenja. Rezultati zaotpor voda i serijsku reaktanciju su prikazani na slici 8. 7

Str. 672 Slika 8. Varijanca promjene parametara u ovisnosti o broju uzoraka Iz slike 8. može se zaključiti da se varijanca izračunatih vrijednosti parametara ne mijenjaznačajno povećanjem broja korištenih uzoraka mjerenja iznad 100, što se može smatrati optimalnimbrojem korištenih uzoraka mjerenja za izračun parametara prijenosnog voda. 4. PRIMJENA ALGORITMA4.1. Primjena algoritma za proračun temperature dalekovoda Termička zaštita dalekovoda danas se koristi skoro na svakom prijenosnom dalekovodu uzmogućnost uključenja signala upozorenja voditelju sustava o blizini termičke granice ili uz mogućnostisključenja dalekovoda. Nedostatak funkcije termičke zaštite dalekovoda je nepoznavanje vanjskih uvjeta,odnosno nepoznavanje okolne temperature, koja je od presudne važnosti za mogućnost preopterećenjadalekovoda. Funkcija ima bitno različite uvjete rada u uvjetima ljeto/zima stoga je jedna od mogućnostirješenja prepodešenje funkcije za ljeto odnosno zimu. Budući da se prema literaturi dalekovodiprojektiraju za vanjsku temperaturu od 40°C, što je rubno stanje koje se u praksi vrlo rijetko pojavljuje, teznajući da je zimska prosječna temperatura znatno niža, moguće je više iskoristiti dalekovod u uvjetimakada je najpotrebnije [5]. U praksi temperatura vodiča varira u opsegu od 0° do 60° ili više, što rezultira promjenom otporavodiča. Temperatura površine vodiča funkcija je sljedećih veličina: • Svojstva materijala vodiča • Promjer vodiča • Uvjeti na površini vodiča • Vremenski uvjeti (Sunce, vjetar…) • Struje koja protječe kroz vodič Prve dvije veličine specifična su fizikalna svojstva vodiča. Treća veličina je promjenjiva svremenom, te ovisi o ambijentalnim atmosferskim prilikama. Vremenski uvjeti najviše se mijenjaju svremenom i godišnjem dobu. Peta veličina, opterećenje vodiča može biti konstantno no većinom ovisi oopterećenju EES-a. Primjena PMU jedinica pruža mogućnost prevladavanja nedostataka dosadašnje klasičnetehnologije termičke zaštite. Sinkroniziranim mjerenjem fazora napona i struja s obje strane dalekovodamoguće je izračunati stvarni otpor dalekovoda, a poznavajući otpor dalekovoda iz općepoznate relacijetemperature i otpora moguće je izraziti trenutnu temperaturu dalekovoda. Praćenje izračuna temperature dalekovoda provedeno je za DV 400kV Melina - RHE Velebit nauzorcima sinkroniziranih mjerenja fazora struja i napona kroz period od 2 sata. U ovom periodu prosječnoopterećenje dalekovoda je iznosilo 287MW što je iznad minimalne granice ispod koje se proračuni neprovode zbog greške u sinkroniziranim mjerenjima fazora. Na slikama 9. i 10. prikazano je opterećenjedalekovoda (P [MW]) i izračunata temperatura na temelju proračunatog otpora dalekovoda iz linearnerelacije dane u jednadžbi (14). ������������1 = ������������0[1 + ������(������1 − ������0)] (14)Pri čemu su:RT1 otpor vodiča pri temperaturi T1 [Ω]RT0 otpor vodiča pri temperaturi T0 [Ω] 8

Str. 673α temperaturni koeficijent ovisan o materijalu vodiča, za Al/Če α = 0.0047 1/°C Izračunata srednja temperatura na dalekovodu iznosila je 26,7°C, dok je prosječna vanjskatemperatura za promatrani period iznosila (podatak za meteorološku postaju Rijeka) iznosila 15,8°C. Slika 9. Opterećenje DV 400kV Melina – RHE Velebit, period 2h Slika 10. Izračunata temperatura dalekovoda, period 2h Primjenjivost rezultata proračuna parametara prijenosnog voda za izračun temperature ovisi otrenutačnom opterećenju dalekovoda i dužini dalekovoda. Zbog greške u sinkroniziranim mjerenjimaproračun je podložan pogreškama pri malom opterećenju dalekovoda. Međutim, informacija voditeljusustava o temperaturi dalekovoda i trenutačnom opterećenju može biti od velike koristi prilikom vođenjasustava, posebice pri velikim opterećenjima dalekovoda kao informacija o udaljenosti trenutačne točkeopterećenja od dozvoljene.4.2. Primjena algoritma za proračun estimacije stanja Estimacija stanja jedan je od ključnih proračuna u nacionalnom dispečerskom centru tepredstavlja temelj za sve ostale proračune koje služe za uspješno vođenje EES-a, kao što su analizasigurnosti ili optimalni tokovi snaga. Proračuni se temelje na modelu mreže koji, kako je već navedeno,može biti podložan greškama. Utjecaj greške parametara modela prijenosnog voda značajno utječe narezultate estimacije za mjerna mjesta koja su topološki blizu elementa s pogrešnim parametrom.Predloženim algoritmom moguće je promijeniti impedanciju i admitanciju promatranog prijenosnog voda umatrici admitancije mreže, bez da se direktno utječe na sam proračun estimacije i mijenja algoritam, kakoje predloženo u [6].5. ZAKLJUČAK Sinkronizirane mjerne jedinice primjenu su našle u mnogobrojnim sustavima koji služe za pomoćdispečeru u vođenju sustava. Danas se primjenjuju u sustavu za nadzor i zaštitu dijela EES-a, no takođersinkronizirana mjerenja fazora napona i struja primjenu su našla kao dodatni izvor mjerenja uproračunima estimacije stanja, u post-mortem analizama događaja i poremećaja u sustavu ili u validaciji 9