IDENTYFIKACJA RZECZYWISTEJ TOPOLOGII SIECI ELEKTRO- ENERGETYCZNEJ NA POTRZEBY APLIKACJI OBLICZENIOWYCH DZIAŁAJĄCYCH W CZASIE RZECZYWISTYM

Transkrypt

1 IDENTYFIKACJA RZECZYWISTEJ TOPOLOGII SIECI ELEKTRO- ENERGETYCZNEJ 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 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 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-

2 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

3 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 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 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-

4 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:

5 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].

6 Identyfikacja łączników Opis układu stacji Określenie poziomów napięcia stacji (lista rozdzielnic) Określenie ilości pól rozdzielni Uproszczona analiza układu stacji Identyfikacja systemu szyn Identyfikacja pól Transformatorowych Identyfikacja pól sprzęgieł Określenie ilości pól liniowych Rys. 3. Uproszczony przebieg analizy układu stacji Opis układu stacji Topologia stacji Proces ustalania aktualnej topologii 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-

7 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 U n [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

8 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 mm 2 informacja, która umożliwi obliczenie parametrów elektrycznych linii; materiał przewodu Cu/Al. informacja, która umożliwi obliczenie parametrów elektrycznych linii;

9 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

10 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 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/ /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) , str [2] Jędrychowski R., Wydra M.: Modeling of control systems dedicated to dispersed energy sources. Przegląd Elektrotechniczny , nr 3, vol. 90, s [3] PN-EN Systemy i sieci komunikacyjne w stacjach elektroenergetycznych -- Część 6: Język opisu konfiguracji komunikacji pomiędzy urządzeniami IED w stacjach elektroenergetycznych. Październik [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

11 [5] Miller P., Wancerz M.: Komputerowo wspomagane obliczenia zwarciowe w sieciach przemysłowych. Poznan University of Technology Academic Journals, Poznań 2015, No 82, s [6] Miller P., Wancerz M.: Obliczanie nastawień zabezpieczeń pól średniego napięcia program komputerowy Katalog ZSN. Rynek Energii nr 4(113), sierpień 2014 r., s 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 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, r.jedrychowski@pollub.pl Piotr Miller, dr hab. inż., profesor PL, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, p.miller@pollub.pl Marek Wancerz, dr inż., adiunkt, Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń, m.wancerz@pollub.pl