Zapady napięcia - kompensacja. energoelektronicznych. 1. Wstęp. 2. Zapady napięcia

Transkrypt

1 Zapady napięcia - kompensacja przy zastosowaniu urządzeń energoelektronicznych typu FACTS Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia 1. Wstęp Zapady napięcia, obok przerw w zasilaniu, to najgroźniejsze zjawiska występujące w systemie elektroenergetycznym SEE. Zapady mogą być przyczyną wysokich strat finansowych, dotyczących wszystkich sektorów gospodarki. Szacuje się, że problemy związane z jakością zasilania w Unii Europejskiej kosztują przemysł i handel około 10 miliardów EUR rocznie, podczas gdy nakłady na zapobieganie powstawaniu tych problemów są mniejsze niż 5% wspomnianych kosztów. Zapady napięcia to zjawisko globalne i bardzo złożone. Niemożność przewidzenia wystąpienia zapadu i jego oddziaływanie na cały SEE sprawiają, że eliminacja zapadów napięcia zasilającego jest zadaniem trudnym i wymagającym. Pośród sposobów ochrony przed zapadami można wyróżnić dwie podstawowe metody: prewencyjne zapobiegające występowaniu zwarć lub ograniczające prądy zwarciowe oraz przetężenia towarzyszące uruchamianiu silników dużej mocy, kompensacyjne ograniczające skutki zapadów przez regulację napięcia lub zastosowanie zasilania rezerwowego. Istnieje wiele różnych podejść do kompensacji zapadów napięcia, co jest przede wszystkim spowodowane brakiem norm, zarówno od strony prawa energetycznego, jak i wymagań stawianych producentom odbiorników energii, dotyczących pracy przy obniżonym napięciu zasilającym. Obowiązujące polskie i europejskie normy jakości energetycznej nie są ani precyzyjne, ani wiążące. Normy dopuszczają nieokreślone wahania napięcia aż przez 5% czasu tygodnia. A przecież istnieją odbiorcy, dla których dostęp do niezakłóconego napięcia 24 godziny na dobę przez 7 dni w tygodniu ma kluczowe znaczenie. Z drugiej strony, producenci urządzeń wymagających zasilania z SEE nie podają norm dotyczących pracy układów w warunkach obniżonego napięcia zasilania. Nie istnieją także normy określające odporność urządzeń na zapady napięcia, a więc trudno też określić, jakie zabezpieczenia zastosować. Małgorzata Bobrowska-Rafał Krzysztof Rafał Prof. Marian P. Kaźmierkowski Politechnika Warszawska 2. Zapady napięcia Zapad napięcia (ang. voltage dip lub voltage sag) to krótkotrwała redukcja wartości skutecznej napięcia, najczęściej spowodowana zwarciem bądź uruchomieniem maszyny/procesu wielkiej mocy. Wg normy nr 1-2 (11-12)

2 PN-EN 50160:2002: Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych, zapad napięcia zasilającego to zmniejszenie wartości amplitudy do wartości zawartej w przedziale od 90% do 1% napięcia znamionowego sieci, po którym w krótkim czasie następuje wzrost napięcia do poprzedniej wartości. Dla napięć wielofazowych, zapad napięcia oznacza obniżenie wartości amplitudy przynajmniej w jednym z napięć fazowych lub międzyfazowych. W tym przypadku zapad zaczyna się w chwili, w której pojawi się w pierwszej fazie, a kończy wraz z końcem zapadu w ostatniej fazie. Zmian napięcia zasilającego, które nie powodują obniżenia jego wartości poniżej 90% napięcia deklarowanego, nie uważa się za zapady, lecz za fluktuacje napięcia. Parametrami charakteryzującymi zapad są: amplituda lub głębokość zapadu (różnica między minimalną wartością skuteczną napięcia w czasie trwania zapadu, a napięciem znamionowym), czas trwania (liczony pomiędzy momentami, kiedy napięcie spadnie poniżej 90% wartości znamionowej). Wykres zależności pomiędzy czasem trwania i amplitudą zapadu a przyczynami jego powstania przedstawiono na rys. 1, gdzie poszczególne numery oznaczają: 1. zwarcia w systemie przesyłowym, 2. zwarcia w odległym systemie dystrybucyjnym, 3. zwarcia w lokalnym systemie dystrybucyjnym, 4. rozruch silników wielkiej mocy, 5. krótkie przerwania, 6. bezpieczniki. Najczęstszą przyczyną powstawania zapadów napięcia w SEE są zwarcia. Zwarcia zdarzają się w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych, a także w instalacjach odbiorców. Powodują przetężenia prądowe, skutkiem których są spadki napięć na impedancjach linii zasilających i w konsekwencji zapady napięcia. Większość zwarć w systemie jest eliminowana poprzez zadziałanie automatycznych zabezpieczeń. Systemy zabezpieczeń są projektowane tak, aby ograniczyć liczbę odbiorców, którzy mogą odczuć skutki zwarcia. Najczęstszym rozwiązaniem jest odcięcie odbiorców znajdujących się poniżej miejsca zwarcia wtedy dotknie ich przerwa w zasilaniu. Odbiorcy przyłączeni powyżej miejsca zwarcia lub do linii równoległych doświadczą zapadu napięcia, którego amplituda zależy od szczegółowej konfiguracji SEE oraz od: Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia rodzaju sieci energetycznej (publiczna, przemysłowa, dystrybucyjna lub przemysłowa), w której wystąpiło zwarcie, poziomu napięcia w sieci, rodzaju zwarcia, rodzaju transformatorów łączących sieć zasilającą odbiorcę z siecią, w której nastąpiło zwarcie, odległości odbiorcy od miejsca zwarcia, przekrojów poprzecznych przewodów i kabli, rodzaju linii (napowietrzna lub sieć podziemna). Stosowanie systemu Samoczynnego Ponownego Załączenia (SPZ), którego zadaniem jest załączenie linii po wyłączeniu jej przez automatykę zabezpieczeniową, prowadzi niekiedy do pojawienia się sekwencji zapadów napięcia. Jest to najgroźniejszy przypadek dla SEE. Skutkiem pojawienia się zapadów powtarzających się w krótkich odstępach czasowych może być utrata stabilności części SEE i przerwanie dostaw napięcia. Istnieje siedem typów zapadów napięcia, które występują w SEE. Pierwszy z nich to rzadko występujący w rzeczywistości zapad symetryczny, oznaczony jako zapad typu A. Zapady B, C, D to zapady wywołane zwarciami jednofazowymi lub międzyfazowymi. Zapady E, F, G są spowodowane pojawieniem się zwarcia dwufazowego doziemnego. Klasyfikacja zapadów przedstawiona jest w tab Energoelektroniczne kompensatory zapadów napięcia w SEE 3.1 Metody ochrony przed zapadami Istnieje kilka różnych podejść do ochrony przed skutkami zapadów napięcia. Jak pokazano na rys. 2, koszt ochrony wzrasta wraz z oddalaniem się od odbiornika i ze zwiększaniem poziomu mocy i napięcia. Kolejne etapy, jakie należy rozważyć, biorąc pod uwagę ochronę odbiorców przed zapadami napięcia, to: ochrona przed zapadami uwzględniona w specyfikacji urządzenia, ochrona indywidualnych urządzeń lub grup urządzeń, ochrona całego zakładu lub dużych grup odbiorników, ochrona na poziomie sieci energetycznej. Jest to sposób najdroższy, głównie ze względu na wysokie napięcia i poziomy mocy. Przed rozważeniem instalacji urządzeń kompensujących zapady należy podjąć kroki dążące do minimalizacji liczby zwarć, skrócenia ich czasu i amplitudy. 50

3 Czas trwania Rys. 1. Zależność pomiędzy czasem trwania, amplitudą zapadu a przyczyną jego powstania Rys. 2. Sposoby ochrony przed zapadami

4 Tab. 1. Klasyfikacja zapadów napięcia A B C D E F G Zapad napięcia nie jest zjawiskiem stałym, a jego typ może się zmieniać w zależności od sposobu: połączenia uzwojeń transformatora między różnymi częściami SEE (YNyn, Yy, Dd, Dz, Yd, Dy, Yz) podłączenia odbiorcy (gwiazda, trójkąt).

5 Ochronę przed negatywnymi skutkami zapadów można realizować na kilka różnych sposobów. Zmniejszenie ilości zapadów w SEE można uzyskać przez ograniczenie czynników powodujących zwarcia lub przez podniesienie napięcia znamionowego, co jednak wiąże się ze zwiększeniem kosztów. Bardziej opłacalne są: instalacja urządzeń kompensujących w pobliżu konkretnych odbiorców lub ochrona wybranych grup odbiorników. Kolejne usprawnienia mogą być wprowadzone poprzez odpowiednią modyfikację struktury sieci, tj. przez instalację dodatkowych generatorów w pobliżu wrażliwych odbiorców lub zwiększenie liczby podstacji i szyn. Rozwiązaniem, które przynosi najlepsze efekty w zmniejszaniu skutków zapadów, jest instalacja urządzenia typu FACTS, które wprowadzają urządzenia energoelektroniczne do SEE. 3.2 Elastyczne sieci przesyłowe (FACTS) Do tej pory do regulacji napięcia w SEE były stosowane mechanicznie załączane układy kondensatorów lub dławików. Jednak ze względu na ograniczone możliwości łączeniowe tych układów nie są to urządzenia odpowiednie do kompensacji dynamicznych zmian napięcia, takich jak zapady. Choć układy te posiadają zdolność regulacji napięcia, to czas reakcji na zapad przekracza granice wrażliwości większości urządzeń. W związku z tym układy przełączane mechanicznie nie są rozwiązaniem odpowiednim do kompensacji zapadów napięcia u odbiorców o podwyższonych wymaganiach wobec jakości energii. Obecnie, wraz z rozwojem energoelektroniki, powszechnie zaczyna się stosować urządzenia wykorzystujące w pełni sterowane przyrządy półprzewodnikowe, co znacznie zwiększa ich funkcjonalność oraz dynamikę regulacji. Dzięki zastosowaniu tyrystorów lub tranzystorów zamiast łączników mechanicznych możliwa jest bardzo szybka reakcja na zapad napięcia w czasie kilku-kilkudziesięciu milisekund. Urządzenia takie nie tylko kompensują zapady napięcia, ale przede wszystkim sterują przepływem mocy w SEE. Urządzenia te należą do rodziny elastycznych systemów przesyłowych prądu przemiennego (ang. Flexible Alternating Current Transmission Systems FACTS). Stanowią one element inteligentnych sieci i wpisują się w politykę koncepcji smart grid. FACTS, czyli elastyczne systemy przesyłowe prądu przemiennego, są zdefiniowane przez międzynarodowe standardy IEEE jako systemy przesyłowe prądu przemiennego zawierające układy energoelektroniczne oraz inne urządzenia statyczne zwiększające zdolności regulacyjne i przesyłowe. Poza możliwością kompensacji zapadów, zainstalowanie urządzeń FACTS w systemie przesyłowym niesie ze sobą takie korzyści, jak: zwiększenie przepustowości istniejących linii przesyłowych oraz możliwość opóźnienia budowy nowych linii; zmniejszenie zapotrzebowania na rezerwy mocy wytwórczych; ograniczenie strat przesyłowych mocy czynnej i biernej zwiększenie sprawności przesyłu energii; zwiększenie niezawodności systemu przesyłowego stabilizacja systemu w stanach awaryjnych i zmniejszenie liczby awarii; tłumienie oscylacji mocy i rezonansu podsynchronicznego; regulację przepływu mocy oraz redukcję krążenia mocy w systemie możliwość kierowania przesyłem znacznie ułatwia handel energią elektryczną; poprawę jakości energii minimalizowanie zapadów napięcia, a także kompensację niesymetrii oraz wyższych harmonicznych napięcia. Zapewniają przy tym dużo większą szybkość reakcji, niż tradycyjne metody kompensacji bazujące na elementach biernych przełączanych mechanicznie. Dzięki szybkości reakcji na zakłócenie, układy FACTS powinny być stosowane przy szybko zmieniających się warunkach sieci, do których zalicza się zapady napięcia. Ze względu na stosowaną technologię, urządzenia FACTS można podzielić na dwie grupy: I generacja wykorzystująca elementy bierne przełączane przez tyrystory o komutacji sieciowej (Line Commutated Converters LCC), II generacja wykorzystująca przekształtniki napięciowe o komutacji wymuszonej (Force Commutated Converters FCC), bazujące na tranzystorach IGBT, tyrystorach IGCT lub GTO. Zestawienie urządzeń obu generacji wraz z ich podstawowymi funkcjami przedstawia tab. 2. Do kompensacji zapadów można wykorzystać wszystkie urządzenia posiadające zdolność regulacji napięcia Układy energoelektroniczne w urządzeniach FACTS Rozwój technologii FACTS możliwy jest przede wszystkim dzięki znacznemu postępowi w technologii łączników półprzewodnikowych. Obecnie elementy dostępne na rynku są w stanie przewodzić prądy do kilku ka i blokować napięcia do kilku kv. Jednak żaden z dostępnych przyrządów półprzewodnikowych nie ma parametrów pozwalających na bezpośrednią pracę przy wysokim napięciu. Do zastosowań w sienr 1-2 (11-12)

6 ciach przesyłowych wymagają więc szeregowego połączenia w stosy i/lub obniżenia napięcia za pomocą transformatora. W układach FACTS II generacji zastosowanie znajdują głównie przekształtniki o komutacji wymuszonej z napięciowym obwodem napięcia stałego (zwane przekształtnikami napięciowymi Voltage Source Converter). Najprostszą realizacją takiego przekształtnika jest trójfazowy mostek zbudowany na bazie tranzystorów IGBT (rys. 3a). Wytwarza on napięcie modulowane wyjściowe o dwóch poziomach i sinusoidalnej składowej podstawowej. Aby zminimalizować zniekształcenia spowodowane modulacją, jako sprzęg z siecią stosuje się filtry o charakterze indukcyjnym. Częściowo rolę filtru pełni również indukcyjność rozproszenia transformatora. Prócz dużych zniekształceń generowanego napięcia wadą przekształtnika dwupoziomowego jest również niski zakres napięć, ograniczony maksymalnym napięciem blokowania półprzewodnika. Dlatego w układach wielkich mocy znajdują zastosowanie przekształtniki wielopoziomowe. Konstrukcje te pozwalają na pracę przy wyższych napięciach, ponieważ rozkłada się ono równomiernie na większej liczbie łączników półprzewodnikowych. Ponadto umożliwiają kształtowanie wyjściowej fali napięcia z większej liczby poziomów, umożliwiając minimalizację filtrów sprzęgających. Topologia przekształtnika z diodami poziomującymi przedstawiona na rys. 3b pozwala na wytworzenie trójpoziomowego napięcia wyjściowego oraz podwojenie napięcia pracy przy zastosowaniu tych samych elementów półprzewodnikowych. Największe zalety w zastosowaniach w sieciach przesyłowych mają wielopoziomowe przekształtniki modułowe (rys. 3c). Dzięki kaskadowemu połączeniu wielu modułów możliwa jest praca przy znacznie wyższych napięciach oraz generacja schodkowego napięcia wyjściowego o kształcie zbliżonym do sinusoidy. Oferowane obecnie urządzenia tego typu mogą pracować przy napięciach rzędu kilkunastu kv i osiągają moce kilkuset MVA. Ze względu na trudności z budową magazynów energii o dużych pojemnościach i mocach, przekształtniki stosowane w układach FACTS są najczęściej pozbawione możliwości wymiany mocy czynnej z siecią. Mogą natomiast generować moc bierną o dowolnym charakterze, zapewniając płynną regulację w zakresie mocy znamionowej urządzenia. Ogromną zaletą układów opartych na przekształtnikach napięciowych jest dynamika regulacji napięcia. Elementy półprzewodnikowe są przełączane z częstotliwością od kilkuset Hz do kilku khz umożliwiając Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia reakcję przekształtnika w czasie kilku milisekund. Pozwala to na dynamiczną regulację SEE w stanach awaryjnych, jakimi są zapady napięcia Topologie regulatorów FACTS Ze względu na sposób podłączenia do sieci, urządzenia typu FACTS, służące m. in. do kompensacji zapadów napięcia, można podzielić na: kompensatory równoległe ( shunt compensator); kompensatory szeregowe ( series compensaator); kompensatory szeregowo-równoległe ( shunt-series compensator). Rodzaj zastosowanej topologii znacząco wpływa na zakres i sposób kompensowania zapadów. Kompensacja szeregowa (rys. 4a) jest najczęściej stosowana w celu zwiększenia zdolności przesyłowych w długich liniach przesyłowych. Polega na zmianie impedancji linii poprzez włączenie w szereg elementu reaktancyjnego. Najczęściej jest to kondensator, który może być załączony na stałe, przełączany lub regulowany tyrystorowo. Zabieg taki pozwala na zmniejszenie całkowitej reaktancji linii, a w rezultacie zmniejszenie kąta przesyłu i zwiększenie zdolności przesyłowych. Dzięki zmianie reaktancji możliwa jest również regulacja przepływu mocy w sieci oraz ograniczanie prądów zwarciowych. Układy SSSC należące do II generacji wykorzystują włączony szeregowo w linię transformator dodawczy umożliwiając generację zadanego spadku napięcia w linii. Niemożność wymiany mocy czynnej ogranicza jednak zakres regulacji napięcie dodawcze musi być prostopadłe do prądu linii. Ponadto urządzenie może jedynie chronić odbiorców znajdujących się poniżej miejsca zainstalowania. Wady te sprawiają, że przydatność regulatorów szeregowych do kompensacji zapadów napięcia jest niska. Najpowszechniejszym typem urządzeń FACTS są kompensatory równoległe (rys. 4b). Idealny kompensator równoległy pracuje jako źródło napięcia, które w systemie przesyłowym pełni rolę sterowanego źródła mocy biernej. Indukcyjny charakter linii przesyłowych sprawia, że napięcie w punkcie przyłączenia kompensatora zmienia się w zależności od charakteru składowej biernej prądu generowanego przez urządzenie. Poziom napięcia rośnie podczas generacji mocy pojemnościowej, a maleje podczas generacji mocy indukcyjnej. Efektywność regulacji napięcia zależy od zastępczej impedancji sieci widzianej z zacisków kompensatora. Dzięki tej funkcjonalności, pośrednio wpływa na poziom napięcia w sieci. 54

7 Tab. 2. Urządzenia FACTS I i II generacji oraz ich funkcje Urządzenie (nazwa polska / nazwa angielska) Funkcje I generacja Statyczny Kompensator Mocy Biernej (Static Var Compensator SVC) Regulacja napięcia, kompensacja mocy biernej, tłumienie oscylacji Kondensator/Dławik Szeregowy Sterowany Tyrystorowo (Thyristor Controlled Series Capacitor/Reactor TCSC/TCSR) Regulacja prądu, tłumienie oscylacji, ograniczanie prądów zwarciowych, poprawa stabilności napięciowej Tyrystorowo Sterowany Regulator Kąta Fazowego (Thyristor Controlled Phase Angle Regulator TCPA R) Regulacja przepływu mocy czynnej, tłumienie oscylacji, poprawa stabilności napięciowej Tyrystorowo Sterowany Regulator Napięcia (Thyristor Controlled Voltage Regulator TCVR) Regulacja napięcia, regulacja przepływu mocy biernej, tłumienie oscylacji, poprawa stabilności napięciowej II generacja Statyczny Generator Mocy Biernej (Static Compensator STATCOM) Regulacja napięcia, kompensacja mocy biernej, tłumienie oscylacji, poprawa stabilności napięciowej Statyczny Szeregowy Kompensator Synchroniczny (Static Series Synchronous Compensator SSSC) Regulacja prądu, tłumienie oscylacji, ograniczanie prądów zwarciowych, poprawa stabilności napięciowej Zespolony Regulator Przepływu Mocy (Unified Power Flow Controller UPFC) Regulacja przepływu mocy czynnej i biernej, regulacja napięcia, kompensacja mocy biernej, tłumienie oscylacji, poprawa stabilności napięciowej, ograniczenie prądów zwarciowych Międzyliniowy Regulator Przepływu Mocy (Interline Power Flow Controller IPFC) Regulacja przepływu mocy biernej, regulacja napięcia, tłumienie oscylacji, poprawa stabilności napięciowej

8 a. b. c. Rys. 3. Topologie, schematy zastępcze oraz napięcia wyjściowe przekształtników: a. dwupoziomowego, b. trójpoziomowego, c. wielopoziomowego

9 Tab. 3. Odpowiedniki urządzeń FACTS i CUPS FACTS CUPS STATCOM SSSC UPFC Distribution STATCOM D-STATCOM Dynamic Voltage Restorer DVR Unified Power Quality Conditioner UPQC a. b. c. Rys. 4. Regulatory FACTS II generacji: a. szeregowy, b. równoległy, c. szeregowo-równoległy

10 a. b. Rys. 5. Kompensator mocy biernej typu SVC: a. schemat, b. charakterystyka napięciowo-prądowa a. b. c. Rys. 6. Rys. 6. Układ STATCOM przyłączony do sieci elektroenergetycznej: a. schemat zastępczy, wykres wskazowy w czasie generacji mocy biernej: b. indukcyjnej, c. pojemnościowej.

11 Na tej podstawie można wysnuć dwa wnioski: odbiorca, pobierając moc bierną, wpływa na poziom napięcia w sieci; instalując kontrolowane źródła mocy biernej można regulować poziom napięcia w sieci. Zatem przez regulację składowej biernej prądu oddawanej do sieci można utrzymać stałe napięcie równe wartości znamionowej niezależnie od współczynnika mocy odbiorcy i poziomu napięcia źródła. Jeżeli dynamika regulacji jest odpowiednio duża, taki układ jest zdolny do kompensacji zapadów napięcia. Głębokość zapadów, które urządzenie może kompensować, jest jednak ograniczona mocą znamionową kompensatora oraz dopuszczalnym obciążeniem linii. Generator mocy biernej w sieci przesyłowej pracujący jako kompensator zapadów napięcia spełnia zatem dwa podstawowe zadania: kompensuje wpływ odbiorców na poziom napięcia (zapady wywołane przez odbiorcę np. przez rozruch silników indukcyjnych wielkiej mocy); kompensuje wpływ napięcia źródłowego (zapady wywołane przez zwarcia w systemie powodujące obniżenie napięcia w SEE). Układem łączącym cechy kompensatorów szeregowych (SSSC) i równoległych (STATCOM) jest zespolony regulator przepływu mocy (Unified Power Flow Controller UPFC), przedstawiony na rys. 4c. UPFC może kontrolować jednocześnie napięcie, kąt fazowy i impedancje linii, regulując przy tym przepływ mocy czynnej i biernej oraz generując moc bierną w punkcie przyłączenia. Regulator zespolony to połączenie szeregowego i równoległego kompensatora statycznego ze wspólnym obwodem napięcia stałego. Umożliwia to dwukierunkowy przepływ mocy czynnej pomiędzy przekształtnikami. Dzięki temu kompensator szeregowy może generować napięcie dodawcze w fazie z prądem linii, co nie jest możliwe w układzie SSSC. Dodatkowo każdy z przekształtników może być niezależnym źródłem mocy biernej. Układ UPFC daje największy zakres regulacji spośród wszystkich układów kompensacji. Pomimo lepszej sprawności układu typu UPFC w stosunku do pozostałych urządzeń FACTS, kompensator ten nie jest rekomendowanym rozwiązaniem służącym do kompensacji zapadów w sieci przesyłowej. Do istotnych wad rozwiązania należy zaliczyć najwyższą cenę i wysoki stopień skomplikowania układu. Technologia budowy i eksploatacji UPFC nie jest dojrzała i nie znajduje się w ofercie żadnej z firm. Kilka znanych autorom uruchomionych do tej pory regulatorów UPFC to wyłącznie prototypowe instalacje pokazowe. W niniejszym artykule zostały przedstawione wyłącznie układy FACTS, które są dedykowane do zastosowań w sieciach przesyłowych. Należy zaznaczyć, że większość opisanych układów posiada również swoje odpowiedniki przeznaczone dla sieci rozdzielczych (Custom Power Systems CUPS), przedstawione w tab. 3. Są to układy o relatywnie niższych mocach, a użyte w nich elementy półprzewodnikowe umożliwiają zastosowanie wyższych częstotliwości łączeń, zapewniając lepszą dynamikę układów regulacji. W przeciwieństwie do układów FACTS, gdzie regulacji podlega wyłącznie składowa podstawowa, CUPS mogą kompensować wyższe harmoniczne prądu lub napięcia. Inny jest również cel stosowania obu typów układów: FACTS pełnią rolę regulacyjną i stabilizacyjną w systemie przesyłowym oraz zwiększają jego przepustowość, natomiast CUPS zapewniają przede wszystkim poprawę jakości energii elektrycznej. W kontekście ochrony poszczególnych odbiorców przed skutkami zapadów urządzenia CUPS powinny być rozpatrywane w pierwszej kolejności, głównie ze względu na niższy koszt instalacji. Jednak dla globalnej poprawy stabilności napięciowej SEE urządzenia FACTS są niezastąpione Statyczny generator mocy biernej jako kompensator zapadów Do grupy kompensatorów równoległych zalicza się dwa typy urządzeń FACTS: kompensatory mocy biernej należące do I generacji (Static Var Compensator SVC), generatory mocy biernej należące do II generacji ( Static Compensator STATCOM, nazywany również SVC Plus). Układy SVC do generacji mocy biernej wykorzystują kondensatory i dławiki załączane za pomocą dwukierunkowych łączników tyrystorowych. Zapewnia to dużo wyższą dynamikę łączeń, niż w przypadku łączników mechanicznych. Ponadto w przypadku dławików umożliwia płynną regulację mocy biernej poprzez sterowanie fazowe tyrystora. Stosunkowo prosty układ SVC jest przedstawiony na rys. 5a. Składa się z załączonego na stałe kondensatora i z dławika o dwa razy większej reaktancji. Przy braku wysterowania łącznika tyrystorowego układ ma charakter pojemnościowy. Przez zwiększenie kąta wysterowania możliwa jest stopniowa kompensacja mocy biernej pojemnościowej, a następnie generacja mocy o charakterze indukcyjnym. Charakterystyka napięciowo-prądowa układu jest przedstawiona na rys. 5b. nr 1-2 (11-12)

12 Wadą układów typu SVC jest zależność prądu od poziomu napięcia. Sprawia to, że podczas zapadu zakres regulacji obniża się. Tej wady nie posiada układ statyczny generator mocy biernej typu STAT- COM. Układ ten składa się z przekształtnika o komutacji wymuszonej, sprzężonego z siecią za pomocą filtru indukcyjnego. Schemat zastępczy układu przedstawia rys. 6a. Przekształtnik stanowiący regulowane źródło napięcia może w zależności od jego amplitudy generować moc bierną indukcyjną lub pojemnościową (rys. 6b, c). Konstrukcja taka sprawia, że STATCOM jest w stanie generować prąd znamionowy, niezależnie od poziomu napięcia sieci. W praktyce układy te pracują w zamkniętej pętli regulacji z kaskadowo połączonymi regulatorami prądu i napięcia, przedstawiony na rys.7. Wewnętrzną pętlę regulacji stanowi algorytm sterowania zorientowanego napięciowo (Voltage Oriented Control VOC), umożliwiający niezależną regulację składowej czynnej i biernej prądu. Składowa czynna zadawana jest przez regulator napięcia w obwodzie pośredniczącym tak, aby utrzymać na kondensatorze napięcie niezbędne do poprawnej pracy przekształtnika. Za zadawanie składowej biernej odpowiedzialny jest regulator napięcia AC. Na podstawie zmierzonych wartości napięcia w sieci obliczana jest chwilowa wartość amplitudy i wyznaczana wartość mocy biernej potrzebnej do utrzymania jej na zadanym poziomie. Moc bierna układu STATCOM może być również zadawana niezależnie przez inny układ regulacji. Umożliwia to wykorzystanie układu w inteligentnych sieciach energetycznych do realizacji bardziej złożonych celów, niż regulacja napięcia w punkcie przyłączenia. Układ STATCOM sterowany za pomocą opisanego algorytmu cechuje się bardzo dobrą dynamiką regulacji. Rys. 9 przedstawia wyniki symulacji układu o mocy 200 MVA przyłączonego do sieci przesyłowej o napięciu znamionowym 220 kv. Zamodelowano pojedynczą linię przesyłową, w której następuje trójfazowe zwarcie doziemne. Na końcu linii, w miejscu dołączenia kompensatora napięcie w trakcie zapadu obniża się do 85% wartości znamionowej. Układ regulacji STATCOM reaguje na obniżenie amplitudy wytwarzając moc bierną o charakterze pojemnościowym. W przypadku sieci o wysokiej impedancji wewnętrznej moc kompensatora pozwala na przywrócenie napięcia do wartości znamionowej (rys. 8a). Niska impedancja sieci zmniejsza wpływ mocy biernej na poziom napięcia układ STATCOM jest w stanie skompensować zapad w nieznacznym stopniu (rys. 8b). W obu przypadkach należy zwrócić uwagę na wysoką dynamikę pracy Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia układu. Napięcie może być przywrócone do wartości znamionowej już w jednym okresie napięcia sieci. Charakterystyczną cechą jest przeregulowanie występujące po ustąpieniu zapadu. Układ regulacji też potrzebuje około jednego okresu, aby zareagować na powrót napięcia do wartości znamionowej i obniżyć poziom generowanej mocy biernej. Przedstawione cechy układów STATCOM sprawiają, że urządzenia te doskonale nadają się do kompensacji zapadów w sieciach przesyłowych. Ważną zaletą generatorów mocy biernej jest globalny wpływ na poziom napięcia w sieci. Kompensatory szeregowe mogą jedynie regulować napięcie poniżej miejsca zainstalowania. Układy SVC i STATCOM wpływają natomiast na poziom napięcia we wszystkich sąsiadujących węzłach sieci. Układy SVC ze względu na niższą dynamikę oraz spadek wydajności wraz z napięciem mogą być stosowane jedynie do kompensacji długich i łagodnych zapadów napięcia. Wyższa dynamika i dostępność pełnego zakresu prądu biernego niezależnie od napięcia sprawiają, że podczas krótkich i głębokich zapadów napięcia dużo lepiej sprawdza się STATCOM. STATCOM jest urządzeniem służącym do stabilizacji napięcia zarówno w stanach statycznych, jak i dynamicznych. Do jego niewątpliwych zalet należą także szeroka dostępność w ofercie handlowej oraz możliwość dokładnego dopasowania zakresu mocy i napięć do parametrów sieci. Obecnie STATCOM jest najczęściej stosowanym rozwiązaniem stabilizującym napięcie w przypadku odbiorców o podwyższonych wymaganiach jakości energii. Urządzenia STATCOM są też preferowane we wszystkich aplikacjach, gdzie występują szybkie zmiany obciążenia mogące wywołać zapady bądź migotanie napięcia: sieci o zwiększonej impedancji wewnętrznej, niespokojne obciążenia (piece łukowe, młyny, rozdrabniarki, spawarki, etc.), niesymetryczne obciążenia, farmy wiatrowe. 4. Decyzja o instalacji kompensatora zapadów napięcia w SEE Decydując się na instalację kompensatora zapadów w sieci przesyłowej należy uwzględnić trzy podstawowe czynniki: typ urządzenia; lokalizację kompensatora; moc znamionową. 60

13 Rys. 7. Schemat blokowy układu sterowania STATCOM a. b. Rys. 8. Amplituda napięcia odbiorcy i moc kompensatora STATCOM przy: a. wysokiej impedancji linii; b. niskiej impedancji linii

14 Tab. 4. Procentowa struktura kosztów instalacji kompensatora zapadów napięcia. Składnik Procentowy koszt Elementy kompensatora 55% Projektowanie i zarządzanie projektem 15% Prace terenowe 12% Instalacja 10% Transport i ubezpieczenie 4% Przekazanie urządzenia operatorowi 4% Tab. 5. Koszty instalacji kompensatorów STATCOM i SVC wg różnych źródeł Typ SVC STATCOM Koszty instalacji Koszt (USD/kVar) 100 MVAr 200 MVAr 300 MVAr 400 MVAr NIE TAK NIE TAK Tab. 6. Orientacyjny koszt kompensatora STATCOM Moc Koszt (EUR) ±50MVAr ±100MVAr ±200MVAr

15 Wybierając typ urządzenia należy kierować się jego zaawansowaniem technologicznym i możliwościami regulacji napięcia. Sprawdzonym i dającym najlepsze rezultaty rozwiązaniem przeznaczonym do kompensacji sieci przesyłowych jest urządzenie STATCOM. Przed wyborem urządzenia należy także przeprowadzić analizę stabilności SEE i wpływ kompensatora na zapotrzebowanie mocy biernej statycznej i dynamicznej. 4.1 Lokalizacja kompensatora Lokalizacja kompensatora decyduje o jego funkcjonalności. Gdy kompensator jest instalowany na środku linii przesyłowej, zwiększa się jej przepustowość, a dzięki jego instalacji opóźnić można budowę nowych linii przesyłowych. Gdy urządzenie zainstalowane jest na końcu linii, służy jako regulator napięcia. Chroni odbiorcę przed zakłóceniami występującymi w sieci elektroenergetycznej oraz kompensuje jego wpływ na napięcie, co skutkuje polepszeniem jakości dostarczanej energii. Wybór lokalizacji kompensatora należy rozpatrzyć w zależności od jego przeznaczenia: jeżeli zadaniem kompensatora jest zwiększenie stabilności napięcia dostarczanego odbiorcom (również kompensacja zapadów), kompensator powinien zostać zainstalowany na końcu linii w pobliżu węzła odbiorczego; jeżeli kompensator ma za zadanie zwiększyć zdolności przesyłowe linii, powinien zostać zainstalowany na jej środku; jeżeli celem jest gospodarka mocą bierną dla zmniejszenia strat przesyłowych, należy przeprowadzić analizę przepływu mocy w sieci oraz wykonać odpowiednie badania symulacyjne w celu optymalnego doboru miejsca zainstalowania. 4.2 Dobór mocy kompensatora Dobór mocy kompensatora zapadów napięcia zależy przede wszystkim od jego lokalizacji, a także głębokości zapadów, które powinny być kompensowane. Dobierając moc kompensatora należy mieć na uwadze następujące wnioski: skuteczność kompensacji zapadów za pomocą urządzeń STAT- COM zależy od zastępczej impedancji wewnętrznej sieci w miejscu przyłączenia. Sieci sztywne o niskiej impedancji wewnętrznej wymagają znacznie większej mocy do skompensowania tego samego ubytku napięcia; moc kompensatora wzrasta wraz z napięciem znamionowym i z zakresem kompensowanego ubytku napięcia. Jeśli więc wyrazimy brakujące napięcie w jednostkach względnych to moc kompensatora wzrasta z kwadratem napięcia znamionowego (np. aby skompensować 10% zapad napięcia kompensator o napięciu 220 kv potrzebuje cztery razy większej mocy, niż przy 110 kv). Z tego powodu kompensatory STATCOM są najczęściej stosowane w sieciach dystrybucyjnych. Przy doborze mocy urządzenia kompensującego najważniejsze parametry to: napięcie znamionowe, zastępcza impedancja systemu w punkcie przyłączenia, głębokość zapadów, które będą kompensowane. 5. Analiza ekonomiczna inwestycji w urządzenie do kompensacji zapadów napięcia W analizie ekonomicznej jakości energii elektrycznej w SEE zapad napięcia jest postrzegany jako najpoważniejszy problem, które generuje największe straty finansowe. Rozważając pojedyncze zakłócenia, jedynie długie przerwy w dostawie energii mogą powodować wyższe straty finansowe. Biorąc jednak pod uwagę zdecydowanie większą częstość występowania zapadów oraz zwiększoną wrażliwość urządzeń po stronie odbiorców, koszt zapadów napięcia w sieciach elektroenergetycznych jest większy niż koszt zaników. Poprawa wytrzymałości urządzeń przemysłowych oraz zwiększenie odporności sieci elektroenergetycznej na zapady napięcia spowoduje zmniejszenie strat finansowych ponoszonych zarówno przez odbiorcę przemysłowego, jak i operatora sieci przesyłowej. Najlepszym z możliwych rozwiązań służących do kompensacji zapadów napięcia w sieciach przesyłowych, jeżeli jest rozważane ograniczanie strat finansowych wywołanych zapadami, jest zastosowanie urządzeń typu FACTS. Należy wspomnieć, iż wysoka cena urządzeń nie przekreśla możliwości czerpania korzyści finansowych z ich instalacji. Całkowity koszt urządzenia przeznaczonego do kompensacji zapadów napięcia składa się z początkowych kosztów instalacji i z kosztów utrzymania urządzenia. Czas wykonania instalacji kompensatora od momentu podpisania umowy z dostawcą do przekazania go operatorowi SEE wynosi od 12 do 18 miesięcy. nr 1-2 (11-12)

16 5.1. Początkowe koszty instalacji W przypadku początkowych kosztów instalacji należy wziąć pod uwagę: koszt urządzenia, koszty dostawy, koszty instalacji urządzenia w wyznaczonym miejscu, opłaty za usługi profesjonalne: wycenę, projekt, szkolenia personelu, doradztwo itp., podatki, koszty przygotowania infrastruktury, ograniczona liczba dostawców kompensatorów zapadów wysokiego napięcia, inne. Na cenę samego urządzenia wpływają przedstawiane mu wymagania, co bezpośrednio przekłada się na następujące parametry urządzenia: elementy składowe kompensatora (łączniki, transformatory, kondensatory czy dławiki, elementy ochronne i sterowania itd.), wymagania dla transformatorów jednofazowych i zapasowych, przeciążalność układu, odporność na warunki środowiskowe (zawilgocenie, zanieczyszczenie powietrza, warunki sejsmiczne) i wymagania dot. hałasu, osiągalność/nadmiarowość elementów, sposób komunikacji z centralą operatora sieci. Struktura kosztów dla typowego urządzenia typu STATCOM jest przedstawiona w tab. 4. Należy podkreślić, że całkowity koszt instalacji jest wyrażony jako funkcja nominalnej mocy, którą urządzenie ma kompensować im większa moc kompensacji, tym większa sumaryczna cena. W tab. 5 przedstawione są koszty instalacji urządzeń SVC i STATCOM, w zależności od poziomu kompensowanej mocy. Jednostkowa cena kvar spada wraz ze zwiększeniem kompensowanej mocy, a tym samym zwiększeniem rozmiaru urządzenia. W tab. 6 przedstawione są ceny układów typu STATCOM oferowanych przez jedną z czołowych firm na rynku. Ceny podane w tabeli mają charakter informacyjny i są kosztami ogólnymi z rynku niemieckiego z r. Do podanej ceny należy doliczyć: podatek, koszty transportu, koszty uzyskania pozwoleń, pozostałe koszty terenu, projektu itd. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia 5.2. Koszty utrzymania urządzenia Koszty utrzymania urządzenia są często pomijane w całościowym szacowaniu finansowym inwestycji. Należy jednak podkreślić, że koszty utrzymania będą ponoszone przez wiele lat, podczas których urządzenie będzie pracować i ze względu na swoją wysokość nie mogą być lekceważone. Wspomniane koszty dotyczą całego cyklu działania urządzenia i zawierają: koszty utrzymania urządzenia w ruchu, koszty serwisowe, ubezpieczenie, ewentualne podatki. Zwykle przyjmuje się że całkowite roczne koszty utrzymania urządzenia wynoszą od 5% do 10% kosztów początkowych. Normalnie kompensatory pracują automatycznie i są zbudowane jako bezzałogowe podstacje. Zmiana nastaw lub trybu pracy może być wykonana tak lokalnie, jak i zdalnie, np. z regionalnego lub krajowego centrum sterowania Korzyści wynikające z zainstalowania kompensatora zapadów Korzyści finansowe wynikające z usprawnienia sieci elektroenergetycznej poprzez zainstalowanie urządzenia STATCOM można zdefiniować jako różnicę pomiędzy: stratami finansowymi wynikającymi z pracy sieci bez kompensatora (zapady, zaniki, straty przez moc bierną); a całkowitym kosztem urządzenia. Gdy kompensator jest zainstalowany na końcu linii przesyłowej, wówczas minimalizuje występowanie krytycznych zapadów, które szkodzą odbiorcom. Minimalizuje wtedy ich straty finansowe ponoszone przez złą jakość energii. Zdecydowanie więcej korzyści dla operatora sieci wynika z zainstalowania kompensatora zapadów na środku linii przesyłowej. Zalety takiej lokalizacji kompensatora to: zwiększenie odległości przesyłu energii elektrycznej, stabilizacja napięcia w sieciach o zwiększonej impedancji (tzw. sieci miękkie); zmniejszenie strat przesyłowych, zwiększenie zdolności przesyłowej sieci przez umożliwienie pracy w warunkach maksymalnej wydajności, zwiększenie stabilności w stanach przejściowych, lepsze tłumienia zakłóceń, zmniejszenie oscylacji mocy i migotania napięcia, zmniejszenie zawartości wyższych harmonicznych. Najważniejszym wyzwaniem w przypadku oceny opłacalności inwestycji jest określenie korzyści materialnych i niematerialnych z zainstalowania kompensatora oraz oszacowanie wszystkich potencjalnych wkładów fi- 64

17 nansowych. Można wskazać trzy podstawowe i mierzalne czynniki świadczące o generowaniu dochodów z kompensatorów zapadów dla operatorów sieci elektroenergetycznej: zwiększona sprzedaż energii elektrycznej (dzięki zwiększonej przepustowości sieci), zwiększone wpływy za przesył większej ilości energii elektrycznej pomiędzy operatorami, uniknięcie lub opóźnienie inwestycji w nowe linie przesyłowe WN, a nawet w nowe jednostki wytwórcze. 6. Podsumowanie Zapady napięcia pojawiające się w systemie elektroenergetycznym (SEE) generują największe straty finansowe spośród wszystkich zakłóceń występujących w sieci. Do ochrony przed skutkami obniżonego napięcia wykorzystuje się w sieciach przesyłowych układy FACTS lub w sieciach rozdzielczych ich odpowiedniki CUPS. Należy podkreślić, iż układy FACTS nie służą jedynie do kompensacji zapadów napięcia, ale także dzięki ich instalacji w SEE można zwiększyć przepustowość sieci i odległości przesyłu energii, stabilizować napięcie w stanach statycznych i dynamicznych, zmniejszyć straty przesyłowe, tłumić oscylacje. Pomimo wysokiej ceny urządzenia, instalacja FACTS w SEE pozwala na minimalizację kosztów związanych z przesyłem (dzięki sprzedaży większej ilości energii i możliwości opóźnienia inwestycji w nowe linie), co w konsekwencji prowadzi do szybkiego zwrotu kosztów urządzenia. Dzięki dynamicznemu rozwojowi technologii przekształtników wielkich mocy oraz niewątpliwym zaletom, liczba urządzeń typu FACTS instalowanych w SEE stale wzrasta. Obecnie trudno sobie wyobrazić koncepcję sieci inteligentnej (smart grid) bez zastosowania urządzeń FACTS. Literatura: [1] Bollen, M. H. J. Understanding Power quality problems, New York: The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., [2] Dugan R. C., McGranaghan M. F., Santoso S., Beaty H. W.. Electrical Power Systems Quality, McGraw-Hill, [3] Moreno-Muñoz, A. Power Quality: Mitigation Technologies in a Distributed Environment (Power Systems), Springer-Verlag, [4] Benysek R., Strzelecki G. Power Electronics in Smart Electrical Energy Network. London : Springer-Verlag, [5] T.A. Short, Electric Power Distribution Handbook, CRC Press, Florida, [6] D. Chapman, Introduction to power quality, in Power Quality Application Guide Copper Development Association, May [7] D. M. Didden, Voltage disturbances Considerations for choosing the appropriate sag mitigation device, in Power Quality Application Guide Copper Development Association, May [8] A: K. Habur and D. O Leary, FACTS For Cost Effective and Reliable Transmission of Electrical Energy, [9] N. G. Hingorani and L. Gyugyi, Understanding FACTS: Concepts & Technology of Flexible AC Transmission Systems, Wiley, New York Małgorzata Bobrowska-Rafał i Krzysztof Rafał są współfinansowani przez Unię Europejską w ramach Europejskiego Funduszu Społecznego, projekt Program Rozwojowy Politechniki Warszawskiej. Mgr inż. Małgorzata Bobrowska-Rafał, doktorantka w Instytucie Sterowania i Elektroniki Przemysłowej na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (od 2008 r.). Doświadczenie naukowe zdobyła w Polsce, pracując przy projektach badawczych oraz przemysłowych, oraz za granicą (Liebherr, Airbus). Jej zainteresowania naukowe dotyczą współpracy przekształtników energoelektronicznych z siecią elektroenergetyczną, odnawialnych źródeł energii i jakości napięcia w sieci. Mgr inż. Krzysztof Rafał, doktorant w Instytucie Sterowania i Elektroniki Przemysłowej na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (od 2008 r.), stypendysta Fundacji Nauki Polskiej. Brał udział w wielu projektach badawczych i przemysłowych (m. in. Airbus) w kraju i za granicą. Jego tematyka badań to kompensatory jakości energii i współpraca przekształtników energoelektronicznych z siecią elektroenergetyczną. Prof. dr hab. inż. Marian P. Kaźmierkowski uzyskał stopień doktora nauk technicznych (1972) i doktora habilitowanego (1981) na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej. W okresie dyrektor Instytutu Sterowania i Elektroniki Przemysłowej na Wydziale Elektrycznym PW. W latach dyrektor Centre of Excellence on Power Electronics Intelligent Control for Energy Conservation PELINCEC (European Framework Program V). Autor i współautor ponad 15 monografii i podręczników, m. in. Automatic Control of Converter-Fed Drives (Elsevier, 1994) oraz (z R. Krishnan i F. Blaabjerg) Control in Power Electronics (Academic Press, 2002). Jest doktorem honoris causa Uniwersytetu w Aalborgu, Dania (2004) oraz Institut Polytechnique National w Tuluzie, Francja. Od 2007 roku członek korespondent PAN. nr 1-2 (11-12)