Elektrownie wiatrowe przyłączone do szyn 15 kv GPZ

Transkrypt

1 Elektrownie wiatrowe przyłączone do szyn 15 kv GPZ Autor: Piotr Łaszczych - Energa-Operator ("Energia Elektryczna" - nr 7/2015) Wpływ elektrowni wiatrowych (EW) na pracę sieci elektroenergetycznej był i jest szeroko omawiany w publikacjach krajowych. Wszyscy operatorzy sieci dystrybucyjnych (OSD) opracowali i stosują Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci (IRiESD) 1 zawierające własne wymagania dla elektrowni wiatrowych. Zgodnie z wymaganiami określonymi w ustawie 2 obligatoryjnie są sporządzane ekspertyzy wpływu urządzeń wytwórczych o mocy powyżej 2 MW przyłączanych bezpośrednio do sieci o napięciu powyżej 1 kv. W zakresie ekspertyz zawsze wymagana jest ocena wpływu przyłączanego źródła na zmienność napięcia oraz na kształt napięcia w miejscu przyłączenia. Niestety, w przypadku stosunkowo niewielkich elektrowni wiatrowych (4-10 MW) przyłączanych do sieci 15 kv, ocena wpływu na kształt napięcia i zawartości wyższych harmonicznych polega na przedstawieniu danych producenta turbin w stosunku do wartości dopuszczalnych przez IRiESD. Obowiązek opracowania ekspertyzy nie był i nie jest związany z wykonaniem rzeczywistych pomiarów przed uruchomieniem elektrowni. Jest to jednak istotne ze względu na interpretację wyników uzyskanych w czasie prób i testów po uruchomieniu elektrowni wiatrowej, które są wymagane przez IRiESD. Przedstawione wyniki uzyskano przed oraz po przyłączeniu elektrowni wiatrowych do szyn 15 kv w dwóch przypadkach o podobnych układach sieciowych. Prezentowane wyniki są próbą odpowiedzi na pytanie: czy elektrownie pracujące na szyny 15 kv GPZ-u mają wpływ na parametry jakościowe napięcia. Nadal realizowane są umowy przyłączeniowe elektrowni z odnawialnych źródeł energii (OZE) do tych stacji. Należy przyjąć, że przedstawione wyniki mogą podlegać zmianie w trakcie przyrostu liczby przyłączanych elektrowni wiatrowych i PV w sieci 15 kv. Badania tego rodzaju, przy braku stałego systemu monitorującego parametry jakości energii elektrycznej (jee), powinny być powtarzane, w miarę realizacji umów przyłączowych OZE 3 w III grupie przyłączeniowej. Ze względu na miejsce przyłączenia źródła wytwórcze w sieci SN oddziaływają na parametry energii elektrycznej dostarczanej tysiącom odbiorców. 1 Aktualna IRiESD Energa-Operator SA obowiązuje od 1 stycznia 2014 roku. 2 Ustawa Prawo energetyczne, Dz.U poz tekst jednolity z dnia 15 czerwca 2012 roku. 3 Odnawialne źródło energii w rozumieniu źródła o zmiennej generacji mocy.

2 Opis techniki pomiarowej i sposobu opracowania danych Rejestracji parametrów dokonano w obwodach wtórnych istniejących przekładników napięciowych danej sekcji 15 kv. Dokładność istniejących przekładników można określić na 0,5. Przekładniki napięciowe pozostawały te same w trakcie pierwszego i drugiego pomiaru w obydwu lokalizacjach. W pomiarach wykorzystano 2 analizatory, przy czym w danej stacji 110/15 kv pomiaru tła oraz parametry po przyłączeniu EW rejestrowano tym samym analizatorem jee. W 1. przypadku rejestracja parametrów napięciowych realizowana była w I kwartale 2008 i 2015 r. W 2. rejestracji dokonano w I kwartale 2013 i 2015 r. Analizatory w czasie wszystkich pomiarów skonfigurowane były do pomiaru napięć przewodowych w obwodach wtórnych przekładników napięciowych. Taką konfiguracją analizatorów wybrano ze względu na: lepsze wykorzystanie zakresu pomiarowego, a co za tym idzie zwiększenie dokładności 100 [V] wartości znamionowej napięcia przewodowego w stosunku do 57,7 [V] napięcia fazowego, wartość napięcia przewodowego 15 kv formalnie przyjmowana jako wartość znamionowa sieci w relacjach z odbiorcami III grupy przyłączeniowej, wartość napięcia przewodowego 15 kv formalnie przyjmowana jako wartość znamionowa sieci dla elektrowni wiatrowych przyłączanych w III grupie przyłączeniowej. Wyniki rejestracji poddano analizie, polegającej na usunięciu próbek zafałszowanych zdarzeniami, które zidentyfikowano w sieci 15, 110 kv. Na podstawie rejestru zdarzeń systemu dyspozytorskiego Energa - Operator SA Oddział w Olsztynie zidentyfikowano zakłócenia i działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), które wystąpiły w czasie rejestracji. Próbki zafałszowane zakłóceniami i działaniem EAZ nie były uwzględniane w wynikach statystycznych. W szczególności chodzi o: wartość napięcia (min., maks., średnie), wartość Pst, Plt, wartości względne THD F U lub THD R U, wartości względne składowych harmonicznych oraz grup interharmonicznych danej próbki 10-minutowej. Liczba zafałszowanych 10-minutowych próbek przedstawiono w tabelach z wynikami. Nie były usuwane próbki zakłócane załączaniem się baterii kondensatorów BKR 2 oraz pracą urządzeń zasilanych z linii 15 kv PKP w przykładzie 2. Kondensatory pracowały zgodnie z nastawami ABK 4 identycznymi przy pierwszym i drugim pomiarze. 4 Automatyka baterii kondensatorów.

3 Parametry napięcia na szynach 15 kv po przyłączeniu elektrowni wiatrowych Przykład 1 Układ sieciowy jaki istniał w 2008 oraz 2015 r. przedstawiono na rysunku 1. Z sekcji 1 zasilani są głownie odbiorcy przemysłowi (meblarstwo), w zdecydowanie mniejszym stopniu komunalni. Pomiary prowadzone były w I kwartale roku. Wyniki przedstawiono w tabeli 1. Tabela 1 Dane statystyczne parametrów napięcia zarejestrowanych na szynach 15 kv przed przyłączeniem EW. Rok 2008 przed przyłączeniem EW Wielkość U 12 U 23 U 31 max avg min max avg min max avg min Wartość min [V] CP05 [V] skuteczna CP95 [V] napięcia CP99 [V] max [V] CP05 [] 0,60 0,52 0,43 0,62 0,54 0,44 0,64 0,56 0,47 THD F U CP95 [] 1,37 1,25 1,13 1,38 1,25 1,13 1,23 1,10 0,98 CP99 [] 1,58 1,42 1,30 1,61 1,49 1,35 1,46 1,35 1,21 max [] 1,90 1,62 1,55 2,07 1,76 1,67 1,72 1,57 1,49 CP05 [] 0,11 0,04 0,00 0,02 0,01 0,00 0,02 0,01 0,00 TID F U CP95 [] 0,16 0,06 0,02 0,07 0,03 0,02 0,08 0,04 0,03 CP99 [] 0,18 0,07 0,03 0,14 0,04 0,03 0,14 0,04 0,03 max [] 2,52 0,19 0,03 0,79 0,06 0,03 0,38 0,05 0,03 CP05 pu 0,06 0,07 0,05 0,07 0,06 0,07 P ST / P CP95 pu 0,18 0,16 0,17 0,15 0,18 0,16 LT CP99 pu 0,26 0,19 0,25 0,18 0,26 0,20 max pu 0,67 0,27 1,31 0,57 0,59 0,26 Ilość próbek minutowych w tym zafałszowanych Wartość CP05 próbek napięcia odpowiada napięciu utrzymywanemu w strefie nocnej przez układ ARN. Odpowiednio wartość CP95 napięcia odpowiada napięciu utrzymywanemu w strefie dziennej. Tabela 2 przedstawia wyniki pomiaru powtórzonego w I kwartale 2015 r., kiedy EW1 oraz EW2 pracowały w korzystnych warunkach wiatrowych. Wyniki P ST /P LT uzyskane przy powtórnym pomiarze nie odbiegają od wartości wyjściowych. Zauważalna zmiana wartości THDFU między może wynikać z przyłączonych generacji, jednak już po wstępnym przeanalizowaniu trendów poszczególnych składowych harmonicznych charakterystycznych (5 i 7, 11 i 13, 17 i 19) napięcia pozwoliła stwierdzić, że nie ma silnej korelacji pomiędzy poszczególnymi składowymi a mocą generowaną przez elektrownie EW2 oraz EW1. Trendy wartości próbek THD F U oraz podstawowych składowych harmonicznych bardziej nawiązują do cykli poszczególnych dni, co jest charakterystyczne dla obciążenia stacji (rysunek 2).

4 1050m XRUHKXS m AFL-6 70mm2 4050m XRUHAKXS120 Linia odbiorcza Linia odbiorcza 2000 m YHAKXS120mm2 Linia odbiorcza Linia EW 110 kv 3 x AFL Stacja 110/15 kv Przykład 1 Tr. 110/15 nr 1 TNLRE16000/110 PN YNd11 Uz=11,22 [] 115 (±8x1,25), 17 st. Nastawa ARN: Dzien = 107,3 V Noc = 103,5 V NO Sekcja 1 Rok 2008 Sz110=1014 MVA Sz15 = 129 MVA Sekcja 1 Rok 2015 Sz110=961 MVA Sz15 =128 MVA 3 x AP60x10 Sekcja 1 Un=15 kv PN.1 TU.1 R= m AFL-6 35 mm2 14 stacji ~300 [kw] ~ EW1 Vestas V-90 2 MW ~ EW2 Vestas V-90 3 x 2 MW Rys. 1 Uproszczony schemat stacji 110/15 kv (Przykład 1) wraz z przyłączonymi elektrowniami wiatrowymi. Kolorem czerwonym wyróżniono nowe obiekty oraz parametry które zmieniły się między 2008 a 2015 rokiem.

5 Tabela 2 Dane statystyczne parametrów napięć zarejestrowanych po przyłączeniem EW w przykładzie 1. Rok 2015 po przyłączeniu EW1 oraz EW2 Wielkość U 12 U 23 U 31 max avg min max avg min max avg min Wartość min [V] CP05 [V] skuteczna CP95 [V] napięcia CP99 [V] max [V] CP05 [] 0,77 0,71 0,66 0,82 0,76 0,70 0,76 0,69 0,64 THD F U CP95 [] 2,05 1,92 1,80 2,07 1,95 1,84 1,99 1,87 1,76 CP99 [] 2,29 2,16 2,04 2,32 2,20 2,07 2,24 2,10 1,98 max [] 2,61 2,51 2,35 2,66 2,57 2,45 2,55 2,45 2,30 CP05 [] 0,11 0,04 0,00 0,03 0,02 0,00 0,03 0,01 0,00 TID F U CP95 [] 0,17 0,09 0,07 0,11 0,09 0,06 0,11 0,09 0,06 CP99 [] 0,20 0,11 0,09 0,14 0,11 0,08 0,14 0,11 0,08 max [] 2,51 0,20 0,10 0,51 0,12 0,10 0,45 0,12 0,10 CP05 pu 0,06 0,07 0,06 0,07 0,06 0,07 P ST / P CP95 pu 0,17 0,15 0,17 0,15 0,17 0,15 LT CP99 pu 0,24 0,19 0,23 0,18 0,24 0,22 max pu 0,86 0,27 0,93 0,42 1,03 0,31 Ilość próbek minutowych w tym zafałszowanych P (moc czynna) Q 1 (bierna) Generacja EW2 max avg min max avg min min [kw] CP50 [kw] CP95 [kw] CP99 [kw] max [kw] Brak bezpośredniego wpływu na poziom THD F U i wartości indywidualnych składowych harmonicznych napięcia wynika ze stosunkowo niewielkiej i rozproszonej mocy przyłączonych elektrowni wiatrowych. Dodatkowo analizując zmienność sumarycznego wskaźnika poziomu interharmonicznych napięcia TID F U, można spekulować, że obwody sterujące przekształtnikami zastosowanymi w obwodach wirników generatorów (DFIG) realizują strategię eliminacji lub ograniczania charakterystycznych składowych harmonicznych o częstotliwości będącej krotnością częstotliwości podstawowej lub jest to efekt jednoczesnej agregacji oraz znoszenia się składowych charakterystycznych (przyczyną może być przypadkowa zmienność modułów i kątów tych harmonicznych). Na rysunku 3 przedstawiono trend TIDFU oraz trendy podstawowych grup interharmonicznych napięcia w odniesieniu do generowanej mocy przez EW2. Widać bezpośrednią zbieżność trendów tych wartości z trendem generowanej mocy czynnej. Jest to jeden z niewielu widocznych obecnie związków pomiędzy generacją wiatrową a parametrami napięcia na szynach 15 kv.

6 kw Trend mocy generowanej oraz THDFU wraz ze składowymi H5 i H7, H11 i H13, H17 i H TOT P-F nd(kw) A-B VThd (av g) B-C VThd (av g) C-A VThd (av g) A-B V H G05 (av g) B-C V H G05 (av g) C-A V H G05 (av g) A-B V H G07 (av g) B-C V H G07 (av g) C-A V H G07 (av g) A-B V H G11 (av g) B-C V H G11 (av g) C-A V H G11 (av g) A-B V H G13 (av g) B-C V H G13 (av g) C-A V H G13 (av g) A-B V H G17 (av g) B-C V H G17 (av g) C-A V H G17 (av g) A-B V H G19 (av g) B-C V H G19 (av g) C-A V H G19 (av g) Sunday Monday Tuesday Wednes day Thursday Friday Saturday Created with DranVi ew Rys. 2 Trendy THD F U oraz podstawowych składowych harmonicznych napięcia w 2015 roku pokazane na tle generowanej przez EW2 mocy czynnej.

7 kw Trend mocy generowanej oraz TIDFU wraz ze grupam i interharm. ih5 i ih7, ih11 i ih13, ih17 i ih TOT P(k W) A-B VTID (av g) B-C VTID (av g) C-A VTID (av g) A-B V ih G05 (av g) B-C V ih G05 (av g) C-A V ih G05 (av g) A-B V ih G07 (av g) B-C V ih G07 (av g) C-A V ih G07 (av g) A-B V ih G11 (av g) B-C V ih G11 (av g) C-A V ih G11 (av g) A-B V ih G13 (av g) B-C V ih G13 (av g) C-A V ih G13 (av g) A-B V ih G17 (av g) B-C V ih G17 (av g) C-A V ih G17 (av g) A-B V ih G19 (av g) B-C V ih G19 (av g) C-A V ih G19 (av g) Sunday Monday Tuesday Wednes day Thursday Friday Saturday Created with DranV iew Rys. 3 Trendy TID F U oraz podstawowych grup interharmonicznych napięcia pokazane na tle generowanej przez EW2 mocy czynnej. Przykład 2 Podobnie jak w przypadku 1., pomiaru parametrów tła dokonano na szynach 15 kv przez istniejące przekładniki napięciowe w polu pomiaru napięcia (2013 r.). Pomiar ponowiono po uruchomieniu elektrowni wiatrowych, których sposób przyłączenia przedstawiono na rysunku 2. EW2 przyłączona jest bezpośrednio do szyn 15 kv stacji, natomiast EW1 przyłącza do istniejącej linii 15 kv. Wszystkie turbiny pracujące na szyny sekcji kv posiadają generatory mocy 2 MW typu DFIG (Double Fed Induction Generator).

8 W tym przykładzie mamy do czynienia z bardziej złożoną sytuacją. Na tej stacji na sekcji 2 pracuje bateria kondensatorów (BKR2) o mocy 1,9 Mvar-a oraz linia 15 kv PKP, która znacząco wpływa na poziom parametrów jakościowych napięcia na szynach 15 kv. Bateria pracuje zgodnie z automatyką ABK, czyli załączana jest w każdy powszedni dzień o godzinie 5.50, a wyłączana o W soboty i niedziele bateria kondensatorów nie pracuje. Pomiędzy 2013 a 2015 r. transformator nr 2 wymieniono na jednostkę o mocy 25 MVA. Moc zwarciowa na szynach 15 kv wzrosła o kilkanaście procent, co powinno wpływać pozytywnie na ograniczenie zmian napięcia oraz na poziom wyższych harmonicznych w napięciu szyn 15 kv. Stacja 110/15 kv Przykład kv 3 x AFL Transformator 2 Transformator 2 TR16000/110 TNLRE25000/110 PN YNd11 YNd11 Uz=11,61[] Uz=15,56 [] 115 (±8x1,25), 19 st. 115 (±8x1,25), 17 st. Nastawa ARN: Nastawa ARN: Dzien = 107,3 V Dzien = 107,3 V Noc = 103,5 V Noc = 103,5 V Rok 2013 Sekcja 2 Sz110=1031MVA Sz15 = 125 MVA NC Rok 2015 Sekcja 2 Sz110=1096 MVA Sz15 = 143 MVA 3 x AP60x10 Linia odbiorcza 54 m XUHAKXS120 Linia odbiorcza BKR2 1,9 MVar Linia PKP2 PN.2 Linia odbiorcza Linia EW TU.2 R=90 EW1 Vestas V-90 2 MW ~ 4700 m AFL m XRUHAKXS stacje ~600 [kw] ~ EW2 Vestas V-90 4 x 2 MW Rys. 4 Uproszczony schemat stacji 110/15 kv (Przykład 2) wraz z przyłączonymi elektrowniami wiatrowymi. Kolorem czerwonym wyróżniono elektrownie wiatrowe oraz, które zostały uruchomione w okresie między 2008 a 2015 rokiem.

9 Obecność składowej harmonicznej 3 rzędu (tabela 3) w napięciu jako niecharakterystycznej dla sieci SN 15 kv może wynikać z braku symetrii oraz z prądów magnesowania transformatorów SN/nn (starsze jednostki zasilane napięciem 107 Un). Tabela 3 Dane statystyczne parametrów napięć zarejestrowanych przed przyłączeniem EW w przykładzie 2. Wielkość Wartość skuteczna napięcia THD R U P ST / P LT Rok 2013 przed przyłączeniem EW1 i EW2 U 12 U 23 U 31 min max avg min max avg min max avg min [V] CP05 [V] CP95 [V] CP99 [V] max [V] CP05 [] 0,71 0,94 0,81 0,61 0,87 0,72 0,67 0,90 0,78 CP95 [] 1,42 2,86 1,61 1,33 2,93 1,54 1,25 2,82 1,48 CP99 [] 1,56 3,85 1,89 1,47 3,92 1,88 1,40 3,81 1,83 max [] 1,65 5,72 2,68 1,57 5,73 2,68 1,52 5,58 2,59 CP05 pu 0,08 0,08 0,07 0,08 0,13 0,14 CP95 pu 0,19 0,16 0,18 0,16 0,24 0,22 CP99 pu 0,27 0,22 0,26 0,22 0,31 0,26 max pu 0,59 0,27 0,63 0,27 0,61 0,30 Ilość próbek w tym zafałszowanych ih3 CP95 [] 0,27 0,32 0,30 0,25 0,34 0,27 0,2 0,25 0,22 ih5 CP95 [] 1,07 1,87 1,22 1,07 2,03 1,22 0,91 1,85 1,07 ih7 CP95 [] 0,93 1,98 1,24 0,86 1,94 1,19 0,91 1,94 1,22 ih11 CP95 [] 0,22 0,52 0,28 0,20 0,49 0,26 0,21 0,52 0,27 ih13 CP95 [] 0,11 0,33 0,18 0,11 0,33 0,18 0,11 0,31 0,18 ih11 CP95 [] 0,05 0,17 0,1 0,04 0,18 0,09 0,05 0,21 0,11 ih13 CP95 [] 0,02 0,13 0,06 0,02 0,13 0,06 0,03 0,12 0,06 Obydwa analizowane okresy z 2013 oraz 2015 r. obejmują pracę linii 15 kv PKP, co przekłada się na wartości CP99 oraz wartości maksymalne prezentowanego THD R U. Bezpośrednie oddziaływanie na poziom wartości maksymalnych THD R U przedstawiają trendy pokazane na rysunku 5. W tym przypadku należy podkreślić, że poziom zmian napięcia oraz poziom głównych składowych harmonicznych napięcia wynika głownie z intensywności ruchu kolejowego. Dodatkowo cyklicznie załączana bateria kondensatorów, naturalnie przejmując obciążenie wyższymi harmonicznymi (wh) prądu, wzmacnia poziom wh napięcia i podnosi poziom THD F U na szynach 15 kv stacji. Głównym źródłem odkształconych prądów są w tym przypadku prostowniki w podstacjach trakcyjnych. Przykład 2 ma na celu zobrazowanie istniejącego poziomu zakłóceń od linii PKP w stosunku do przykładu 1, gdzie taki odbiór nie występuję. W przypadku stacji 110/15 kv zasilających podstacje trakcyjne może okazać się, że zdecydowanie większe zakłócenia wprowadzają odbiory trakcyjne niż elektrownie wiatrowe.

10 Created with DranV iew Trend THDRU przy linii 15 kv PKP Saturday Sunday Monday Tuesday Wednes day Thursday Friday Saturday Sunday Event # 78 at :20:26,419 Pre-trig ger Rys. 5 Praca linii 15 kv PKP szczególnie uwidacznia się w wartościach maksymalnych THD U na szynach 15 kv GPZ-tu. Tabela 4 Dane statystyczne parametrów napięć zarejestrowanych po przyłączeniu EW w przykładzie 2. Rok 2015 po przyłączeniu EW1 i EW2 Wielkość U 12 U 23 U 31 min max avg min max avg min max avg Wartość min [V] CP05 [V] skuteczna CP95 [V] napięcia CP99 [V] max [V] CP05 [] 0,58 0,87 0,73 0,58 0,86 0,71 0,55 0,85 0,70 THD R U CP95 [] 1,60 3,20 1,88 1,59 3,22 1,89 1,56 3,15 1,84 CP99 [] 1,91 4,30 2,38 1,98 4,30 2,42 1,88 4,23 2,32 max [] 2,27 6,33 3,46 2,40 6,39 3,56 2,26 6,37 3,40 CP05 pu 0,07 0,08 0,07 0,08 0,07 0,08 P ST / P CP95 pu 0,17 0,15 0,16 0,16 0,16 0,15 LT CP99 pu 0,24 0,21 0,25 0,36 0,24 0,27 max pu 2,21 1,20 2,18 0,95 1,31 0,57 Ilość próbek minutowych w tym zafałszowanych ih3 CP95 [] 0,19 0,29 0,23 0,19 0,29 0,23 0,16 0,24 0,20 ih5 CP95 [] 1,31 2,60 1,52 1,32 2,66 1,56 1,26 2,54 1,48 ih7 CP95 [] 0,97 1,69 1,18 0,91 1,61 1,11 0,98 1,68 1,19 ih11 CP95 [] 0,27 0,55 0,34 0,28 0,56 0,36 0,28 0,58 0,35 ih13 CP95 [] 0,13 0,29 0,18 0,14 0,28 0,19 0,12 0,27 0,17 ih17 CP95 [] 0,03 0,12 0,05 0,02 0,12 0,06 0,03 0,13 0,06 ih19 CP95 [] 0,02 0,11 0,04 0,02 0,1 0,04 0,02 0,1 0,04

11 Podsumowanie Analiza otrzymanych wyników wskazuje na obecnym etapie realizacji wydanych WP na stosunkowo niewielki wpływ tych źródeł na parametry napięcia. Zapewne ma znaczenie fakt, że przyłączone turbiny wiatrowe są konstrukcjami nowymi, w zupełności spełniającymi wymagania normy [4]. Drugim głównym czynnikiem jest poziom mocy zwarciowej na szynach 15 kv, który determinuje możliwość przyłączenia OZE do sieci, ze względu na tzw. lokalne kryterium stabilności napięciowej. Zrealizowane WP na przyłączenie elektrowni wiatrowych obejmują pierwszą część planowanych do przyłączenia mocy OZE. W przedstawionym przypadku 1 do sieci SN zasilanej ze stacji 110/15 kv przyłączonych będzie w sumie 20,6 MW. Natomiast w przypadku 2 planuje się przyłączyć źródła wiatrowe o łącznej mocy 23,9 MW. Są to moce, które w rzeczywistości przekraczają zapotrzebowanie na moc tych GPZ-ów. Pełnej oceny wpływu elektrowni wiatrowych na kształt i zmienność napięcia będzie można dokonać po przyłączeniu wszystkich planowanych turbin wiatrowych. Dodatkowo równoczesny rozwój mikrogeneracji będzie ograniczał zapotrzebowanie na moc u odbiorców w sieci nn, co przełoży się na zwiększoną transformację generowanej mocy z poziomu 15 kv na sieć WN 110kV. Drugim istotnym wnioskiem jest fakt obecności składowych interharmonicznych związanych z pracą układów sterowania układami przekształtnikowymi instalowanymi przy generatorach. Podobne konstrukcje znajdują zastosowanie w inwerterach PV. Ze względu na możliwość wzrostu poziomu TID F U w sieci 15 kv należy dążyć do jego monitorowania. Interharmoniczne są jedynie zdefiniowane w dokumentach normatywnych. Nie jest dobrze znany wpływ interharmonicznych na urządzenia w sieci 15 kv. Ogólnie przyjmuje się, że interharmoniczne mogą powodować migotanie światła oraz negatywnie wpływają na pracę napędów. Badania poziomu parametrów jakościowych napięcia 15 kv w stacjach z dużą liczba przyłączonej generacji operator powinien prowadzić niezależnie od opracowywanych ekspertyz i testów przewidzianych przez IRiESD. Literatura: 1. Halinka A., Rzepka P., Szablicki M., Zmienność napięć stacji WN/SN z przyłączonymi źródłami wiatrowymi, ElektroInfo nr 131 oraz nr 132/2015, 2. Lubośny Z., Warunek zwarciowy Sk /Sn 20 ograniczeniem rozwoju OZE, Automatyka Elektryka Zakłócenia, nr 1/2014,

12 3. Trzeciak A., Grządzielski I., Marszałkiewicz K., Przyłączanie jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, Energia Elektryczna lipiec 2011, 4. PN-EN :2009 Turbozespoły wiatrowe. Część 21: Pomiar i ocena parametrów jakościowych energii dostarczanej przez turbozespoły wiatrowe przyłączone do sieci elektroenergetycznej (oryg.), 5. IEC Electromagnetic compatibility. Part 3: Limits Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems. Basic EMC publication, 6. IEC Electromagnetic compatibility. Part 3: Limits Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads In MV and HV power systems. Basic EMC publication, 1996, 7. Handbook of Power Quality, University of Bergamo, Collective work, Edited by Angelo Baggini, June 2009.