PKWSE
POLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH
udział źródeł generacji podłączonych do sieci za pośrednictwem energoelektroniki. Pozycje [2, 11, 14-16, 21, 22] poruszały, wśród innych tematów, zagadnienie wpły-wu rozproszonych źródeł generacji na re-gulację częstotliwości i dostępność usług systemowych.
Przeglądowy, zbiorczy charakter miał re-ferat [14], którego autorzy identyfikują nowe wyzwania w prowadzeniu ruchu systemu, jak: malejąca inercja, niesymetryczne ob-ciążenia, tłumienie oscylacji, ograniczenie harmonicznych niskiego rzędu, oscylacje podsynchroniczne, podtrzymywanie prą-dów zwarcia, współpraca źródeł odnawial-nych ze „słabymi” sieciami. Przedstawio-ne były również i ocenioPrzedstawio-ne pod względem dojrzałości technicznej technologie mogące
stanowić odpowiedź na pojawiające się pro-blemy. Zwracała uwagę obszerna bibliografia referatu, zawierająca 56 pozycji.
W referacie [16] autorzy przedstawili wpływ odnawialnych źródeł energii RES (Renewable Energy Sources) na szero-ki zakres zagadnień odnoszących się do bezpieczeństwa prowadzenia ruchu (Ope-rational Security). Zakres ten pokazuje ry-sunek 1.
Autorzy wykorzystali dane i swoje doświadczenia z systemu elektroenerge-tycznego Irlandii, gdzie udział źródeł RES w pokryciu zapotrzebowania na moc czyn-ną sięga 55%, co pokazano na rysunku 2, przedstawiającym przebieg procentowego udziału energetyki wiatrowej na przykła-dzie jednego miesiąca 2015 roku.
W referacie przedstawiono nowe wskaźniki liczbowe stosowane do oceny stanu systemu elektroenergetycznego (dostępne on-line w systemie EMS), które mają zastosowanie w praktyce dyspozy-torskiej:
• wskaźnik względnego udziału
niesyn-chronicznej generacji (%),
• wskaźnik szybkość zmian
częstotliwo-ści ROCOF (Rate of Change of Frequ-ency, Hz/s),
• inercja systemu (MWs).
Więcej miejsca poświęcono w referacie również omówieniu poszczególnych sys-temów informatycznych wspomagających operatorów. Są to:
• Wind Dispatch Tool – system
pozwala-jący ograniczać generację wiatrową do bezpiecznego poziomu, jeżeli wskaźniki bezpieczeństwa, takie jak wymienione powyżej, osiągną wartości graniczne;
• Online Short Circuit Tool – narzędzie
sprawdzające na bieżąco, czy prądy zwarciowe, obniżone przy zwiększonym udziale RES, gwarantują zadziałanie za-bezpieczeń; praktycznym efektem wpro-wadzenia do eksploatacji tego systemu było m.in. połączenie stacji w sieci prze-syłowej, które poprzednio były separo-wane ze względu na zbyt duże prądy zwarciowe;
• Wind Security Assessment Tool –
sys-tem, który automatycznie, w czasie rze-czywistym przeprowadza dziennie ok. 1,5 mln analiz stanu ustalonego, ana-liz dynamicznych, obliczeń stabilności napięciowej, stabilności częstotliwości i przeciążeń; system ten przyczynił się do wykrycia wielu zagrożeń i wprowa-dzenia zmian w rozkładzie generacji, poziomach generacji mocy biernej oraz zmian w nastawach zabezpieczeń.
Do doświadczeń z systemu elektroener-getycznego Irlandii odwołują się również autorzy referatu [15], dotyczącego tematu niskiej inercji systemu z dużym udziałem źródeł RES. Zaprezentowano zagadnienie emulowanej (sztucznej) odpowiedzi iner-cyjnej EIR (Emulated Inertial Response), która zasadniczo polega na szybkiej reak-cji na zmianę częstotliwości. W przypad-ku farm wiatrowych o zmiennej szybkości obrotowej do formowania odpowiedzi EIR Rys. 1. Zagadnienia wchodzące w zakres bezpieczeństwa ruchu systemu elektroenergetycznego
Rys. 2. Procentowy udział generacji wiatrowej w produkcji energii wyspy w okresie października/listopada 2015 Operational Security Steady-State Dynamic Short-circuit current level Thermal Voltage Frequency Reserve Ramping
Static Limits Stability Limits
Synchronous (Rotor--angle stability) Non-synchronous (Fault-ride-through) Voltage Stability Frequency Stability Oscillatory Stability Wind
20-oct-2015 21-oct-2015 22-oct-2015 23-oct-2015 24-oct-2015 25-oct-2015 26-oct-2015 27-oct-2015 28-oct-2015 29-oct-2015 30-oct-2015 31-oct-2015 01-nov-2015 02-nov-2015 03-nov-2015 04-nov-2015 05-nov-2015 06-nov-2015 07-nov-2015 08-nov-2015 09-nov-2015 10-nov-2015 11-nov-2015 12-nov-2015 13-nov-2015 14-nov-2015 15-nov-2015 16-nov-2015 17-nov-2015 18-nov-2015 19-nov-2015
W ind penetration, % 60 50 40 30 20 10 0
wykorzystuje się energię mechaniczną zma-gazynowaną w ruchu obrotowym łopat wir-nika i wału turbiny do chwilowego, na okres kilku sekund, zwiększenia mocy czynnej od-dawanej do sieci.
Przebiegi mocy czynnej i częstotliwości sieci pokazuje rysunek 3 dla przypadków bardziej lub mniej agresywnego forsowa-nia mocy turbin wiatrowych. Oczywiście, co widać na rysunku, po kilku sekundach odpowiedź EIR w rezultacie prowadzi do obniżenia obrotów turbin, które przestają pracować z optymalną prędkością i mak-symalną mocą, ale wówczas w systemie uruchomione już zostają rezerwy regulacji pierwotnej. Autorzy referatu przedstawili wnioski z badań modelowych nad możli-wościami zapewnienia przez farmy wiatro-we realizacji sztucznej inercji w systemie i odpornością algorytmów na różne rzeczy-wiste scenariusze.
Modelowaniu odpowiedzi inercyjnej na zmiany częstotliwości, tym razem dla szczególnej morskiej farmy wiatrowej, po-święcony był referat [31] (przedstawiony w preferowanym temacie 2 sesji). Autorzy przeprowadzili badania na modelu dużej farmy z generatorami z magnesami stałymi PMSG (Permanent Magnet Synchronous Generator) połączonej z lądem za pomo-cą łącza typu VSC-HVDC (Voltage Source Converter – High Voltage DC), gdzie od strony farmy stosowany jest inwerter tran-zystorowy VSC (rys. 4).
Farmy takie są ostatnio budowane w Europie. Zaproponowany nowatorski układ regulacji nadrzędnej obejmuje za-równo regulatory mocy turbin, jak i układ sterujący łączem VSC-HVDC. Do formo-wania szybkiej reakcji farmy na zmianę
częstotliwości i symulowania odpowiedzi inercyjnej wykorzystana została energia kinetyczna wałów i łopat wirników oraz energia zmagazynowana w łączu DC. Od-zyskanie zmagazynowanej energii w celu forsowania mocy farmy odbywa się kosz-tem obniżenia szybkości obrotów turbin (rys. 5) i jednoczesnego obniżenia napię-cia łącza DC.
W normalnej sytuacji wzrost mocy gene-rowanej na farmie powoduje wzrost napię-cia łącza DC, ale natychmiast regulacja tego napięcia powoduje „wypchnięcie” mocy do sieci AC. W nowym algorytmie sterującym napięcie referencyjne DC jest sztucznie obniżane powodując dostarczenie do sieci dodatkowej mocy. Oba te działania są ze sobą synchronizowane i skoordynowane po wykryciu obniżenia częstotliwości sieci.
Zagadnienie realizacji funkcji ogranicza-nia odchyłek częstotliwości było również poruszane w referatach [8], [9] i [12], ale w odniesieniu do wykorzystania magazy-nów energii BESS (Battery Energy Storage Systems). Tematyka wymienionych trzech referatów dotyczyła ogólnie wtórnej regula-cji częstotliwości i rezerwy pierwotnej.
Innowacje
W referacie [6] autorzy opisali nowe metody prognozowania generacji ze źródeł fotowoltaicznych PV (Photo Voltaic) sto-sowane w zachodniej Australii na obsza-rze SWIS (South West Isolated System). Rys. 3. Wpływ parametrów sztucznej odpowiedzi inercyjnej turbiny wiatrowej (a) na zmiany częstotliwości sieci (b)
Rys. 4. Modelowana przez autorów farma wiatrowa z generatorami PMSG i łączem VSC-HVDC
Rys. 5. Zasada działania algorytmu śledzenia mocy maksymalnej przez regulator obrotów
i regulator kąta odchylenia łopat turbiny 400 200 0 -200 (a) 0 5 10 15 20 25 30 Time (s) EIR (M w
) Base (no EIR)Aggressive Initial EIR
Over-Sustained EIR Moderate EIR 50 49.8 49.6 49.4 Frequency (Hz) Time (s) 0 5 10 15 20 25 30 (b) PMSG wind Farm (7Mw x 50 = 350Mw) Back-to-Back VSc HVDc Ac BUS Ac BUS 33kV:154kV Main Network Network Side windFarm Side Dc link Pitch Operating Point MPPT curve ω
PKWSE
POLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH
Jest to duży izolowany system, dlatego prawidłowe prognozowanie obciążeń jest szczególnie ważne dla operatora (brak moż-liwości transferów międzyobszarowych). W chwili obecnej do 10% zapotrzebowania mocy obszaru SWIS pokrywane jest ze źró-deł PV i zakładany jest dalszy wzrost tego udziału. Rozwój generacji PV jest związany głównie z budową małych instalacji dacho-wych, więc odbywa się poza kontrolą i nie jest monitorowany przez operatora sieci. Szczęśliwie instytucja o nazwie Clean Energy Regulator dysponuje szacunkami mocy instalacji PV i udostępnia te dane dla podobszarów określanych przez kod pocz-towy (rys. 6).
lacji na danym obszarze, jest estymowana moc generacji PV. Tak wyznaczona moc ge-neracji PV jest dodawana do zmierzonych historycznych obciążeń sieci, przez co re-konstruowane są rzeczywiste przebiegi ob-ciążeń, pozbawione wpływu „wbudowanej” generacji PV. Zrekonstruowane przebiegi są następnie wykorzystywane do uczenia mo-delu sieci neuronowej pozwalającej opra-cowywać prognozy zgodne z wyuczonym wzorcem. Dodatkowe wejścia algorytmu to prognozy pogody od dwóch dostawców, dane bieżące SCADA i dane z własnych stacji meteorologicznych.
Autorzy przewidują, że w obliczu zwiększenia udziału generacji PV dokład-ność prognoz będzie musiała zostać pod-niesiona przez:
• zastosowanie danych o zwiększonej
częstotliwości odczytów z nowych sate-litów meteorologicznych,
• zastosowanie nowej techniki
obrazowa-nia nieba na podstawie stacjonarnych obrazów z sieci tanich kamer montowa-nych na gruncie.
Te nowe sygnały wejściowe algorytmu prognozowania obciążeń pozwolą na do-kładniejszą detekcję chmur i ich ruchu oraz uwzględnienie innych czynników zmienia-jących lokalnie przejrzystość atmosfery.
W referacie [20] autorzy zaprezentowali wdrożenie systemu dynamicznej obciążal-ności linii (DOL) przez operatora sieci
bel-gijskiej ELIA. Tematyka ta była poruszana na sesji 2014, ale przez innych autorów związanych z ELIA. Metody wyznaczania dynamicznej obciążalności linii na prze-strzeni 10 lat przeszły drogę od etapu badań R&D, przez pierwsze pilotażowe wdrożenia do etapu, gdzie stały się stan-dardowym narzędziem opanowania sytu-acji wzrastającej zmienności przepływów mocy w liniach. Kolejny krok, który wyko-nał operator ELIA, to prognozowanie DOL. Bezpieczeństwo systemu elektroenerge-tycznego Belgii zależy w dużym stopniu od stabilnego importu energii z sąsiednich krajów. Problem nasilił się na przełomie 2014/2015 po awariach w elektrowniach atomowych i dotyczył ośmiu linii granicz-nych z Francją i Holandią (rys. 7).
W pierwszym etapie na tych ośmiu li-niach granicznych zamontowano urządze-nia pomiarowe DOL mierzące rzeczywistą obciążalność uwzględniając zwis i tempe-raturę przewodów. W drugim etapie pro-ducent urządzeń pomiarowych wdrożył metodę szacowania obciążalności linii we-dług danych pogodowych. Dane z zainsta-lowanych urządzeń pomiarowych DOL słu-żyły jedynie do doskonalenia algorytmów obliczeniowych prognozowania. Obecnie ELIA testuje prognozowanie obciążalności linii oparte na prognozach pogody. Stoso-wana metoda szacowania obciążalności linii jest tak zestrojona, że prognozowana
Rys. 6. Mapa obwodów pocztowych z zaznaczeniem w skali kolorów mocy
instalacji PV (rejon m. Perth)
Stosowane do tej pory przez operatora SWIS modele obciążeń były wykorzystywa-ne do opracowania prognoz z pięciominuto-wą rozdzielczością na okres kolejnych sied-miu dni. Niestety prognozy nie uwzględniały potencjału generacji PV, który jest „wbudo-wany” w mierzone obciążenia.
Autorzy referatu opisali stosowaną nową metodę prognozowania generacji PV na podstawie zebranych danych historycz-nych pomiarów obciążenia sieci. Dla tych hi-storycznych danych, na podstawie modelu
obciążalność jest mniejsza lub co najwyżej równa obliczonej. Daje to dużą pewność, że wykorzystanie danych DOL jest bez-pieczne, ponieważ celem systemu DOL nie jest uzyskanie najbardziej korzystnej przepustowości linii, ale przepustowości najbardziej wiarygodnej.
W referacie autorzy przedstawili re-zultaty wdrożenia DOL w okresie od 2014 roku. Przedstawiono również rozważania na temat warunków wykorzystania pro-gnoz pogody i znaczenia wykorzystania prognoz obciążalności linii w zastosowa-niach rynkowych. Podano ważne, poniżej wymienione wnioski.
• Algorytm doskonalący prognozy DOL,
wykorzystujący rzeczywiste pomiary na konkretnych liniach, pozwolił osiągnąć w prognozach 48-godzinnych pewność rzędu 98%, co oznacza, że tylko 2% wyznaczonych wartości mogło być prze-szacowanych.
• Przez 90% czasu rzeczywiste
obcią-żalności linii przekraczają o co najmniej 20% obciążalności projektowe linii. Dla prognoz 24-godzinnych nadwyżka gnozowanej obciążalności ponad pro-jektową jest niższa i wynosi 10%. Wy-nika to z konieczności zachowania 98% pewności.
• Prognoza obciążalności linii z
wyprze-dzeniem godzinowym jest dla operatora bardziej wartościową daną ruchową niż obciążalność zmierzona w czasie rze-czywistym, ponieważ ta ostatnia, przy-chodząc za późno, nie pozwala plano-wać działań.
• Prognozy z wyprzedzeniem
jedno-dniowym są dokładne i wiarygodne, co zostało potwierdzone na podsta-wie rzeczywistych danych. Wynik ten nie zależy od warunków przebiegu linii w terenie (na obszarze Belgii). Najważ-niejszym czynnikiem wpływającym na dokładności metody wyznaczania DOL jest dokładność prognozy pogody.
• Prognozy jedno- lub dwudniowe mają
duże znaczenie rynkowe. Przesunięcie, dzięki prognozie DOL, ograniczeń prze-pływu mocy na pojedynczej linii sieci nawet o kilka MW może mieć kluczowe znaczenie dla zrealizowania znacznie większego transferu energii, ponieważ
ten transfer będzie realizowany tylko częściowo przez ograniczającą linię. Drobna korekta ograniczeń może w tym wypadku przełożyć się na dużą zmianą cen rynkowych.
W ostatnich latach w systemie cen-tralnej i północnej Europy zaobserwowa-no duże odchyłki częstotliwości, które powtarzały się w określonych godzinach porannych lub wieczornych odpowiada-jących okresom dużych zmian na krzywej obciążenia systemu. Referat [24] dotyczył występowania cyklicznego niezbilansowa-nia mocy mającego charakter strukturalny i wynikający z prognozowania generacji z godzinowym cyklem (rys. 8).
Niezbilansowanie to jest przyczyną powstawania deterministycznych odchy-łek częstotliwości DFD (Deterministic Fre-quency Deviations). Jest to zjawisko nie-korzystne, ponieważ wpływa na poziom rezerw mocy i zmniejsza marginesy bez-pieczeństwa. Autorzy referatu zaprezento-wali tradycyjną metodę usuwania zjawiska DFD. Jej elementem jest, między innymi, zobligowanie właścicieli generacji do roz-kładania grafików pracy na odcinki 15-mi-nutowe w przypadku, gdy zmiana generacji na granicy kolejnych godzin jest za duża.
Stosowany tradycyjny algorytm jest zgod-ny z wymaganiami obowiązującymi i plano-wanymi na obszarze sieci Europy, jednak Statnett, norweski operator TSO uważa, że algorytm ten nie jest wystarczający. Dla-tego wprowadził nową usługę systemową nazwaną wygładzaniem generacji GS (Ge-neration Smoothing). Jest to nieobowiąz-kowa usługa płatna, z pełną rekompensatą strat finansowych właścicieli generacji wy-wołanych przez niedotrzymanie warunków umów na dostawy energii. Istotne dwie ce-chy usługi wygładzania generacji, to:
• jednostki wytwórcze wyznaczone do
wykonania usługi nie zmieniają zapla-nowanego trybu pracy: te, które były przeznaczone do regulacji w kierunku zmniejszenia lub zwiększenia generacji wykonują zaplanowany ruch;
• grafik pracy jednostek wytwórczych jest
zmieniany nie, co do wartości mocy, ale przesuwany w czasie: przyspieszany lub opóźniany w granicach 30 lub +/-15 minut.
Rezultat tego przesunięcia czasowego pokazuje rysunek 9, na którym pierwotny skok generacji, maksymalny na granicy go-dzin, został rozłożony na 3 etapy przez roz-sunięcie w czasie korekty mocy dla trzech
Rys. 8. Maksymalne niezbilansowanie strukturalne występuje 5 minut przed i po zmianie godziny Rys. 9. Niezbilansowanie w odcinku czasu +/-10 min (MW) przesunięte o +/-15 minut Minutes 30 35 40 45 50 55 0 5 10 15 20 25 30 M w Demand Generation Minutes
Demand Generation Smoothing ref 50
30 35 40 45 50 55 0 5 10 15 20 25 30
M
PKWSE
POLSKI KOMITET WIELKICH SIECI ELEKTRYCZNYCH
jednostek wytwórczych. Efekt wygładzania dla przedziału czasowego 4:00 - 8:00 na rzeczywistych danych jest pokazany na rysunku 10.
Bezpieczeństwo systemu
Jeżeli dany system elektroenergetyczny jest silnie podatny na oscylacje elektrome-chaniczne, to analizy uwzględniające tylko stan ustalony są niewystarczające. W refe-racie [18] autorzy przedstawili nową platfor-mę DSA (Dynamic Security Assessment) uruchomioną wspólnie przez włoskiego operatora sieci przesyłowej TERNA i firmę badawczą CESI. Narzędzie to łączy w sobie dwa silniki obliczeniowe umożliwiające anali-zy systemowe dla stanu ustalonego i analianali-zy dynamiczne. Na rysunku 11 pokazana jest architektura prezentowanego systemu.
System DSA jest co 15 minut zasilany rzeczywistymi danymi z estymatora sta-nu. DSA przeprowadza zaprogramowane przez użytkowników symulacje i analizy na danych bieżących lub dla scenariuszy stwo-rzonych na podstawie historycznego obrazu systemu, jako punktu startowego.
W referacie przedstawiono cechy i wła-ściwości systemu DSA. Ciekawym aspektem tego rozwiązania jest wbudowanie w bazę danych logik działania zabezpieczeń obsza-rowych SPS (Special Protection Scheme). Celem działania SPS jest szybka redukcja generacji lub obciążenia lub zmiana konfigu-racji sieci w przypadku wykrycia pobudzenia zabezpieczenia. Pobudzeniem zabezpiecze-nia SPS może być przeciążenie, przekro-czenie określonych wartości progowych lub zmiana topologii sieci na głównych ciągach liniowych. Opisywane w referacie narzędzie DSA umożliwia prowadzenie symulacji z za-bezpieczeniami SPS aktywnymi lub wyłą-czonymi. Co więcej, w czasie rzeczywistym można na podstawie wykonanych symulacji dokonać korekty i aktualizacji nastaw zabez-pieczeń SPS, a nowe nastawy są przekazy-wane do jednostki centralnej SPS i zostają automatycznie wdrożone.
Autorzy zaprezentowali i opisali rów-nież strukturę automatycznego systemu
SPS, realizującego tzw. plan obrony syste-mu, składającego się z jednostki centralnej i lokalnych sterowników RTU (Remote Ter-minal Unit), spełniających funkcję detek-torów pobudzeń i jednocześnie urządzeń wykonawczych (rys. 12).
Zadaniem jednostki centralnej SPS jest programowanie i uzbrajanie jednostek wyko-nawczych RTU. Zadaniem RTU jest detekcja pobudzeń i rozsyłanie sygnałów pobudzeń do innych RTU w trybie komunikatów rozgło-szeniowych (bez udziału jednostki centralnej). Dzięki tej rozproszonej strukturze i dobrej sieci komunikacyjnej jednostki wykonawcze RTU mogą bardzo szybko wykonać zaplano-wane z góry wyłączenia. W systemie elektro-energetycznym Włoch, z uwagi na uwarun-kowania geograficzne, istnieje wiele krytycz-nych sekcji sieci. Stąd konieczność zaprogra-mowania wielu działań SPS jest warunkiem zachowania bezpieczeństwa systemu.
Tematyka obszarowej automatyki prze-ciwkołysaniowo-odciążającej była również poruszana w referacie [34]. Autorzy opisali wprowadzenie zabezpieczeń SIPS (Sys-tem Integrity Protection Scheme) w syste-mie elektroenergetycznym Turcji w związku z połączeniem w 2010 roku z systemem europejskim ENTSO-E/CESA. Wprowadze-nie SIPS było warunkiem tego połączenia. W artykule przedstawiono kilka przypadków SIPS działających na zasadzie:
• pobudzanych zdarzeniami, głównie
sy-gnałami z zabezpieczeń,
• pobudzonych przez pomiary
przetwa-rzane lokalnie.
Podano również statystykę zadziałań automatyki SIPS i ocenę jej skuteczności. Rys. 10. Rezultat
wygładzania na rzeczywistych danych pomiędzy 4:00 i 8:00
Rys. 11. Architektura systemu Dynamic Securty Assessment TERNA/CESI
Rys. 12. Automatyczny system Special Protection Scheme Generation (Mw) Generation_0 Gen_Smoothed 25 000 24 000 23 000 22 000 21 000 20 000 19 000 18 000 17 000 16 000 M w 04:00 04:15 04:30 04:45 05:00 05:15 05:30 05:45 06:00 06:15 06:30 06:45 07:00 07:15 07:30 07:45 08:00 DSA/HMI APPLICATION
WEB SERvER RELATIONAL DATABASE SIMULATION ENGINE
Tool for steady state analysis Tool for
transient IEc 60870 104 : Acquisition
IEc 60870 104 : Arming command Multicast message Sheddling command MMI central System High Voltage Substation Power Plant Industrial customers, civil loads RTU RTU RTU
Żadna energetyka nie poszła tak dale-ko w rozwoju połączeń prądu stałego, jak chińska. W referacie [23] przedstawiono aktualne dane na temat szybkiego wzrostu liczby projektów UHVAC/DC w hybrydo-wym systemie elektroenergetycznym Chin zarządzanym przez State Grid Corporation of China (SGCC). Omówiono sposoby za-pewnienia stabilności systemu w obliczu wyzwań stawianych przez połączenie i pra-cę synchroniczną pięciu niezależnych wcze-śniej obszarów sieci (rys. 13) i przedstawio-no zagrożenia stwarzane przez zastoso-wanie wielokrotnych połączeń UHVAC/DC, w szczególności UHVDC pomiędzy tymi obszarami i wewnątrz nich.
Innym wyzwaniem jest konieczność przesyłania znacznych mocy na duże od-ległości, również pomiędzy regionami, oraz spektakularnie wzrastające nasycenie ge-neracją niesynchroniczną. O problemach
świadczy ostatnio podana informacja1), że
operator systemu w południowym rego-nie Chin (region rego-nie wchodzi w skład wy-mienionych wyżej pięciu regionów SGCC) zdecydował się na bezprecedensowy krok rozdzielenia pracujących synchronicznie obszarów sieci AC z powodu niedających się opanować problemów ze stabilnością wywołanych szybkim rozwojem połączeń DC, któremu nie towarzyszył równoległy rozwój sieci AC.
1) WHY SOUTHERN CHINA BROKE UP ITS POWER GRID An abundance of high voltage DC makes big AC grids instable, IEEE Spectrum 2016, nr 12.