Obserwowany rozwój systemów elektroenergetycznych (SEE) implikuje konieczność znacznego upowszechnienia istniejących i poszukiwania nowych narzędzi/środków umożliwiających operatorom SEE sterowanie przepływami mocy w sieci (szczególnie na poziomie sieci przesyłowej oraz dystrybucyjnej). Zapotrzebowanie to wynika głównie z rosnącego udziału niesterowalnych źródeł wytwórczych, tj.: farm wiatrowych i fotowoltaicznych, w produkcji energii elektrycznej. Brak lub ograniczone możliwości sterowania przepływami mocy mogą powodować przeciążenie obiektów sieciowych, a w konsekwencji wyłączenie fragmentu sieci. Szczególnie krytyczne znaczenie ma to w przypadku połączeń o dużych mocach wymiany, np. połączeń transgranicznych (pomiędzy SEE różnych państw). Dotychczas, na podstawie analizy wielu aspektów zarówno technicznych, jak i ekonomicznych, jako środek umożliwiający realizację postawionego zadania przyjęto stosować transformatorowe przesuwniki fazowe (TPF). W polskim SEE takie jednostki zainstalowane są m.in. na połączeniach z niemieckim i czeskim SEE. Z uwagi na wskazaną strategiczną ważność TPF stawia się szczególnie wysokie wymagania co do prawidłowej (niezawodnej) pracy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ) TPF.

Dotychczas stosowane funkcje zabezpieczeniowe dedykowane dla jednostek transformatorów energetycznych oraz TPF, tj. funkcje różnicowoprądowe 87T, 87S oraz podimpedancyjne 21S, 21L nie spełniają stawianych im wymagań. Dlatego też ważnym i zasadnym jest opracowanie koncepcji nowej funkcji zabezpieczeniowej dedykowanej do ochrony TPF, celem prawidłowej ochrony TPF przed skutkami zakłóceń zwarciowych oraz utrzymania stabilnej pracy w przypadku zakłóceń poza strefą ochrony.

W rozprawie przedstawiono koncepcję takiej funkcji zabezpieczeniowej. W ogólnym założeniu opracowana funkcja zabezpieczeniowa ma za zadanie identyfikować stan pracy TPF w celu detekcji zaistnienia zakłócenia zwarciowego w TPF – jako strefę ochrony (strefę działania funkcji) rozumie się całość TPF obejmującego transformator dodawczy TD i transformator szeregowy TS, w ograniczeniu do miejsc zainstalowania przetworników prądowych, z których pozyskiwane są sygnały wejściowe funkcji. Idea algorytmu pomiarowego polega na wyznaczaniu fazora składowej zgodnej różnicowej mocy pozornej ΔS¹_SL (przyjęto akronim PMR – pozorna moc różnicowa), stanowi to wielkość kryterialną funkcji. Natomiast idea algorytmu decyzyjnego polega na kontrolowaniu położenia na płaszczyźnie zespolonej końca tego fazora względem nastawionego obszaru działania charakterystyki działania funkcji. W sytuacji zaistnienia zakłócenia w strefa chronionej koniec tego fazora powinien znaleźć się w wewnątrz tego obszaru charakterystyki działania, co doprowadzi do pobudzenia zabezpieczenia i – w efekcie – do oczekiwanego wyłączenia TPF objętego zakłóceniem zwarciowym. Składowe wielkości kryterialnej są wyznaczane w sposób ciągły na podstawie obliczanych fazorów składowych zgodnych prądu różnicowego ΔI¹_SL oraz napięcia dodawczego ΔU¹_SL. Wartości obydwu wielości są korygowane (nadążnie adaptowane), z uwzględnieniem wartości odniesienia przesunięcia fazowego α_SL^odn oraz napięcia dodawczego ΔU_SL^odn.

Taki sposób wyznaczania wielkości kryterialnej pozwala na uwzględnienie specyfiki warunków pracy TPF, która stanowi duże wyzwanie dla dotychczas stosowanych układów EAZ TPF. W efekcie pozwala to na poprawną realizację zadania ochrony TPF przez skutkami zwarć, przy jednoczesnym braku niepożądanych nadmiarowych zadziałań podczas zwarć poza TPF i w stanie pracy bezawaryjnej (bezzakłóceniowej).

Opracowana koncepcja funkcji zabezpieczeniowej dedykowanej dla TPF stanowi istotne, nowe rozwiązanie dla EAZ TPF. Możliwe szybkie wdrożenie tej funkcji wydaje się szczególnie istotne w perspektywie zapowiadanych licznych inwestycji w TPF na rynku światowym i polskim.

Rozprawa traktuje o zagadnieniach związanych z poprawą poziomu niezawodności sieci dystrybucyjnych dzięki zastosowaniu środków technicznych wyznaczonych po przeprowadzeniu analizy wg określonego algorytmu postępowania.

Na podstawie przeprowadzonych badań można wykazać, iż istnieje możliwość osiągnięcia zadanego poziomu niezawodności na analizowanym obszarze rzeczywistej sieci dystrybucyjnej dzięki wdrożeniu zbioru proponowanych środków technicznych, a zaproponowany sposób przeprowadzania analizy pozwala na jednoznaczną ocenę możliwości uzyskania przez OSD oczekiwanego poziomu niezawodności wyrażonego wskaźnikami SAIDI i SAIFI.

Głównym celem pracy było opracowanie koncepcji rozbudowy instalacji elektrycznych i podzespołów współpracujących z systemem dystrybucji energii w pojazdach samochodowych, w szczególności idei zastosowania Sterownika Centralnej Dystrybucji Energii w połączeniu z szyną zasilającą. W początkowej fazie autor zbudował stanowisko pomiarowe oraz opracował program badań ukierunkowany na pomiar poziomu prądu w samochodowych obwodach elektrycznych. Doktorant opracował i zbudował oryginalny 10-kanałowy amperomierz, który został wykorzystany przy pracach pomiarowych.

Koncepcja decentralizacji źródeł zasilania obejmuje instalację elektryczną o dwóch podsystemach elektrycznych 12V i 48V. System ten powinien być zarządzany przez Sterownik Centralnej Dystrybucji Energii i korzystnie będzie, jeśli zostanie zastosowana szyna zasilająca montowana w płycie podłogowej jako główny tor dystrybucji energii. Rozwiązanie to jest zasadne pod kątem ograniczenia strat mocy oraz upraszcza topologię instalacji, przez co zwiększa niezawodność instalacji elektrycznej.

W ramach projektu autor opracował model Sterownika Centralnej Dystrybucji Energii. Stworzył specyfikację modularnej platformy, która może zostać dostosowana do instalacji o różnej konfiguracji w zależności od typów obwodów i współpracy z zewnętrznymi źródłami energii. Opracował także model oprogramowania dla sterownika zgodny z wielowarstwowym modelem AUTOSAR, który jest wykorzystywany dla systemów wbudowanych w przemyśle motoryzacyjnym.

Walidacja koncepcji została wykonana z wykorzystaniem metody wielokryterialnego rozwiązywania problemów decyzyjnych. Autor opracował model decyzyjny w oparciu o Analityczny Proces Sieciowy (ang. Analytic Network Process). Model ten oparł o hierarchiczną strukturę BOCR, w której są analizowane korzyści, możliwości, koszty i ryzyka podczas oceny nowej koncepcji instalacji elektrycznej. Podczas procesu oceny autor uwzględnił trzy typy instalacji elektrycznej: 12V, 12V/48V, 12V/48V z wykorzystaniem Sterownika Centralnej Dystrybucji Energii i szyny zasilającej. Korzystnym wariantem okazała się instalacja 12V/48V z integracją szyny zasilającej.