Odciążanie jako ostateczny środek obrony KSE

Transkrypt

1 Odciążanie jako ostateczny środek obrony KSE Adam Klimpel Ekspert współpracownik PSE Operator SA Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Do awarii systemowych prowadzi zwykle utrata stabilności lub/i kaskadowe wyłączenia elementów sieci, a w efekcie utrata integralności sieci przesyłowej. Zgodnie z nomenklaturą CIGRE i ENTSO-E rozróżnia się trzy rodzaje utraty równowagi: kątową, częstotliwości i napięciową. Układy odciążające stanowią ostatni środek obrony krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) przed rozległą awarią przy wystąpieniu utraty równowagi częstotliwości (samoczynne częstotliwościowe odciążanie SCO) i przy zagrożeniu utraty równowagi napięciowej (samoczynne napięciowe odciążanie SNO). W przypadku aparatury SCO zainstalowanej w systemie elektroenergetycznym dominują tradycyjne rozwiązania. Działania tych układów bazują na kryterium podczęstotliwościowym poszczególnych stopni odciążania. Wynika to z Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, zbieżnej z wymaganiami ENTSO-E zawartymi w Policy 5 UCTE (Emergency Operations) i z Master Plan, określającymi działania i odpowiedzialność OSP przy opanowywaniu zakłóceń połączonego systemu europejskiego lub regionów. Rozwiązania i podejście do nastawień SCO nie zmieniają się od 40 lat, choć w tym czasie zmianie uległy wymagania wobec czasu i stopni odciążania. Znacznej ewolucji podlegał też KSE i jego parametry. Mimo szeregu prac przyczynkowych i analitycznych dotyczących odciążania podnapięciowego (SNO), tego typu układy nie zostały wdrożone w KSE. Nie są też zbyt popularne w ENTSO-E, a zwykle występują jako funkcjonalność WAPS. Jednak coraz powszechniej zauważane zagrożenie dla systemu elektroenergetycznego ze strony burz słonecznych i EMP (impulsów elektromagnetycznych), a w konsekwencji prądów indukowanych geomagnetycznie (GIC), pokazało przydatność układów SNO. Prądy GIC powodują bowiem wzrost poboru mocy biernej przez transformatory i zwiększają ryzyko utraty równowagi napięciowej. Automatyka odciążająca oparta na kryterium częstotliwościowym czy napięciowym odciążania oddziałuje na odbiory: zadziałanie którejś z obu automatyk skutkuje wyłączeniem określonych odbiorów i umożliwia powrót całego systemu lub jego części do równowagi. Zatem układy wykonawcze dla obu typów automatyk mogą być wspólne. Za to ich algorytmy są oparte na różnych kryteriach i od siebie niezależne, i dlatego powinny być rozpatrywane rozdzielnie. 84

2 1. Dobór parametrów nastawczych SCO Tradycyjnie rozwiązania układów SCO są stosowane w celu zapobieżenia lawinom częstotliwościowym towarzyszącym utracie równowagi częstotliwości. W połączonych systemach elektroenergetycznych przypadki utraty równowagi częstotliwości są rzadkie: jak wynika z analiz światowych, stanowią przyczynę ok % wszystkich rozległych awarii. Za to w 75% awarii systemowych przyczyną jest utrata równowagi napięciowej. Utrata równowagi częstotliwości w połączonym systemie elektroenergetycznym, jak np. ENTSO-E, jest mało prawdopodobna, gdyż wiązałaby się z nagłym deficytem przekraczającym MW. Natomiast to zjawisko może wystąpić przy wydzieleniu się niezbilansowanego podsystemu lub wyspy. Do takich sytuacji zwykle dochodzi wskutek lawinowego działania zabezpieczeń. Z wieloletnich doświadczeń wynika, że skuteczność dotychczasowych rozwiązań SCO budzi zastrzeżenia. Dotyczy to zarówno znacznej liczby działań zbędnych, jak i działań brakujących. Ogólnie można stwierdzić, że działania zbędne wynikają głównie z niedoskonałości algorytmu lub/i z niedoskonałości zasady pomiaru częstotliwości. W konkretnych rozwiązaniach konstrukcyjnych niedoskonałości te są szczególnie widoczne przy skróceniu czasu działania SCO. Łatwo zauważyć, że działania brakujące miały miejsce głównie przy znacznych deficytach mocy w wydzielonych układach lub przy zdarzeniach kaskadowych rozwijających się w trakcie utraty równowagi częstotliwości, kiedy szybkość zmian częstotliwości była większa od wynikającej z nastawień. Teoretycznie w przypadku utraty częstotliwości, początkowa szybkość zmian częstotliwości (df/dt) jest wprost proporcjonalna do deficytu mocy. Zatem przez stopniowe wyłączenie z góry określonej części obciążenia dąży się do zredukowania deficytu. W efekcie ustaje proces obniżania się częstotliwości, po czym df/dt zmienia znak na dodatni i częstotliwość się odbudowuje. W konwencjonalnych układach SCO dobierane są następujące parametry nastawcze: 1. progi rozruchowe poszczególnych stopni odciążenia, 2. liczba stopni odciążenia, 3. wielkość odciążenia na poszczególnych stopniach, 4. zwłoki czasowe odciążenia dla poszczególnych stopni, 5. całkowity czas zwłoki odciążenia na poszczególnych stopniach. Większość z konwencjonalnych urządzeń SCO wyposażone też jest w: 6. człony df/dt oraz f/ t i d 2 t/dt 2 7. człony SPZ po SCO. W warunkach KSE elementy 6 i 7 praktycznie nie są wykorzystywane. W połączonym systemie europejskim wyjątek stanowi energetyka włoska, w której kryterium pochodnej częstotliwości jest wykorzystywane dla wszystkich stopni działania. Utrata równowagi częstotliwości jest zjawiskiem bardzo złożonym, a jej przebieg zależy od znacznej liczby czynników, których zmienność w trakcie zakłócenia jest trudna do analitycznego ujęcia. W praktyce doboru nastawień korzysta się z uproszczonych opisów i zależności. Przy analizie i doborze nastawień SCO rodzi się zasadnicza kwestia: w jakim zakresie deficytu mocy SCO ma zachować skuteczność działania? Pociąga to za sobą kolejne pytanie: jakie czynniki decydują o szybkości obniżania się częstotliwości w przypadku deficytu mocy? W tym miejscu należy przytoczyć znaną i powszechnie stosowaną uproszczoną zależność opisującą początkową wartość pochodnej zmian częstotliwości przy deficycie mocy ΔP w : df dt = f n P W T m e t /Tm gdzie: f n częstotliwość znamionowa sieci, T m zastępcza stała elektromechaniczna analizowanego układu. Zastępczą stałą elektromechaniczną w przybliżeniu można określić zależnością: T m = D W 2 H W (2) gdzie: D W zastępcza stała tłumienia odbiorów wydzielonego układu, H W zastępcza stała inercji generacji w wydzielonym układzie. P W = P G P O P G (3) P O sumaryczna moc obciążeń w analizowanym wydzielonym podsystemie lub wyspie, P G sumaryczna moc generowana w analizowanym wydzielonym podsystemie lub wyspie, (1) nr 3-4 (13-14)

3 Jak wynika z zależności (1), szybkość zmian częstotliwości w wydzielonym układzie jest wprost proporcjonalna do względnego deficytu mocy ΔP w, zaś odwrotnie proporcjonalna do zastępczej stałej elektromechanicznej analizowanego układu T m. Zatem poza podstawowym warunkiem, jakim jest odciążenie prowadzące do zrównoważenia deficytu mocy, nie można też dopuszczać do zmniejszania się generacji. W efekcie konieczne jest odciążenie, zanim zaczną działać zabezpieczenia (np. podczęstotliwościowe) jednostek generujących moc, gdyż pogłębiłoby to dodatkowo względny deficyt mocy. Dla skutecznego działania SCO, przy jego nastawianiu należałoby wiedzieć, jaka jest spodziewana wartość zastępczej stałej elektromechanicznej T m, inercji wytwarzania H i jak duży deficyt mocy ΔP w może wystąpić w wydzielonym układzie. Typowe wartości inercji jednostek wytwórczych (z raportu CIGRE 238) przedstawia tab. 1. Wypadkową inercję wydzielonego układu zawierającego n jednostek wytwórczych o jednostkowej inercji poszczególnych jednostek H i i o mocy P i można określić z zależności: H = n i =1 H i n i =1 P i P i gdzie: H i, P i odpowiednio inercja i moc poszczególnej jednostki wytwórczej (o numerze i). W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych z dominującymi dużymi konwencjonalnymi generatorami, wartości T m można było określić z wystarczającą dokładnością, a w trakcie utraty częstotliwości parametr ten praktycznie nie ulegał zmianom. Z kolei wielkość deficytu mocy ΔP w jest przypadkowa i może mieć różną wartość. Dlatego od początku stosowania SCO obliczenia nastawień dokonuje się przy założeniu, iż odciążenie ma być skuteczne przy maksymalnym deficycie ΔP w = 100%. Oznacza to, iż przy takim deficycie mocy, po zadziałaniu wszystkich stopni SCO, ma nastąpić zrównoważenie obciążenia z generacją. Wraz z rozwojem generacji rozproszonej i odnawialnych źródeł energii (OZE) wyznaczenie stałej elektromechanicznej T m przestało być proste i jednoznaczne. (4) Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Z punktu widzenia spodziewanej wartości T m (lub H) w KSE można rozpatrywać podstawowe scenariusze wydzielenia układu z deficytem mocy prowadzącym do utraty stabilności częstotliwościowej: 1. wydzielenie KSE wraz z tzw. częścią środkowo-wschodnią UCTE z deficytem mocy prowadzącym do utraty stabilności częstotliwościowej, 2. wydzielenie samego KSE, 3. wydzielenie podsystemu lub wyspy w ramach KSE: a. z dominującą generacją jednostek centralnie dysponowanych (z elektrowni systemowych konwencjonalnych), b. z dominująca generacją z jednostek rozproszonych i farm wiatrowych. W każdym z wymienionych wariantów parametr T m będzie miał różną wartość, która będzie decydowała o szybkości zmian częstotliwości. Jak wynika z tab. 1, zróżnicowanie wartości tego parametru może być znaczne. Na przykład dla połączonego systemu europejskiego parametr T m przyjmuje wartość początkową rzędu s. Warto dodać, że przy awarii, która zdarzyła się w UCTE w 2006 r., początkowa wartość T m wydzielonego systemu zachodniego wynosiła ok. 15 s. W skrajnym przypadku dla podsystemu lub wyspy z dominacją generacji rozproszonej i wiatrowej (przypadek 3.b) można oszacować, że początkowa wartość T m przyjmuje wartość rzędu 4 6 s. Dla analiz dotyczących połączonego systemu europejskiego przyjmuje się wartości T m = s, podobnie w przypadku wydzielenia podsystemu środkowo-wschodniego wraz z KSE. W obliczeniach i analizach dotyczących KSE dotychczas były przyjmowane wartości T m =10 s, choć w literaturze trudno znaleźć badania, które potwierdzałyby taki wybór. Jednocześnie nie sposób przewidzieć, z jaką stałą czasową T m wydzieli się niezbilansowana wyspa czy podsystem. Z tego wynika podstawowa trudność z jednoznacznym doborem nastawień członu reagującego na wartość pochodnej lub przyrostu różnicowego zmian częstotliwości. W praktyce SCO, które skutecznie działa przy 100% deficycie w wydzielonej wyspie z dominującymi elektrowniami cieplnymi, może zawieść już przy 50% deficycie w układzie z dominującymi źródłami gazowymi, rozproszonymi i farmami wiatrowymi. Trzeba pamiętać, że wartość parametru T m zmienia się ze zmianą topologii i stanem pracy systemu. Jeśli np. w wydzielonym układzie z deficytem mocy występuje znaczny udział źródeł, które zostają wyłączo- 86

4 Tab. 1. Zakres typowych wartości inercji elementów dynamicznych Element Typowa moc generatora [MVA] H i [s] Duża turbina parowa Duża turbina gazowa Średnia turbina gazowa Mała turbina gazowa Turbina lotnicza ,3 2,5 Silnik Diesla Farma wiatrowa ,5 Rys. 1. Przykład przebiegu odciążania przez pierwsze dwa stopnie SCO

5 Rys. 2. Zmienność df/dt w procesie odciążania i zagrożenie skuteczności przez zabezpieczenia Rys. 3. Schemat zastępczy fragmentu sieci przesyłowej, w której indukowane są GIC

6 ne przez własne zabezpieczenia podczęstotliwościowe (np. starego typu elektrownie wiatrowe, turbiny gazowe, biogeneratory itp.) już przy częstotliwości 49,5 czy 49 Hz, to z jednej strony wzrasta względny deficyt mocy, zaś z drugiej zastępcza stała elektromechaniczna T m może ulec zmniejszeniu. Parametr T m zmienia się też w trakcie utraty równowagi mocy wraz ze zmianą częstotliwości i napięcia (charakterystyki częstotliwościowe i napięciowe odbiorów i wytwarzania). Algorytm działania konwencjonalnego układu SCO jest dosyć prosty. Teoretycznie gdyby nie zwłoka czasowa od pobudzenia do odciążenia przekroczenie progu pobudzenia danego stopnia przez opadającą częstotliwość powodowałoby odciążenia systemu o wcześniej założoną wielkość. W efekcie zmniejszyłoby to wartość względnego deficytu mocy, a zatem i szybkość zmian częstotliwości (zgodnie z zależnością 1). Jeśli na danym stopniu odciążenie jest wystarczające (P G P O ), to następuje zmiana kierunku pochodnej częstotliwości i częstotliwość odbudowuje się. Jeśli na danym stopniu odciążenie jest niewystarczające, to częstotliwość nadal opada (wolniej, bo zmalał deficyt) aż do pobudzenia kolejnego stopnia, przy którym nastąpi przewaga mocy generowanej nad obciążeniem. W rzeczywistości w algorytmie działania SCO występuje zwłoka czasowa między pobudzeniem danego stopnia a rzeczywistym odciążeniem. Pociąga to następujące konsekwencje: 1. rzeczywiste odciążenie następuje przy niższej częstotliwości niż nastawiona wartość progowa danego stopnia, a rozbieżność jest tym większa, im dłuższa jest zwłoka czasowa, 2. w trakcie tej zwłoki, przy znacznej szybkości opadania częstotliwości, mogą się pobudzić następne stopnie, a ich niepotrzebne zadziałanie może spowodować zbytnie odciążenie układu. Równocześnie wartości odciążenia dla poszczególnych odbiorów są określane względem obciążenia szczytowego systemu. Z kolei utrata równowagi może wystąpić dla całkiem przypadkowego rozkładu obciążenia. Wtedy rzeczywista wartość współczynnika odciążenia k i może się znacznie różnić od założonej (zarówno na plus, jak i na minus). W efekcie może wystąpić przypadek tak zbytniego, jak i niewystarczającego odciążenia układu. Rys. 1 pokazuje rozrzut między 10% a 20% rzeczywistego odciążenia, założonego jako 15%. Linie przerywane oznaczają graniczne linie rozrzutu początkowego zanikania częstotliwości przy samoistnym wypadaniu generacji (zwykle w wyniku działania zabezpieczeń podczęstotliwościowych lub/i podnapięciowych), dające odwrotny efekt wpływu tłumienia przez odbiory lub samoistnego wyłączania się odbiorów. Istnieje znaczny obszar niepewności działania SCO. W podanym przykładzie wyłączenie obciążenia przez II stopień (pobudzony przy 48,7 Hz) może nastąpić przy częstotliwości w przedziale 47,3 Hz 48,2 Hz. Podobnie może przebiegać dalszy proces odciążania. Środkiem zaradczym jest stosowanie układów inteligentnych, które dzięki śledzeniu na bieżąco wartości obciążenia na poszczególnych odpływach, jak i w skali obszarów, są w stanie selektywnie wyłączać właściwe obciążenie. Kolejne istotne zagadnienie to dopuszczalna zwłoka czasowa. Generalnie opóźnienie odciążania przez poszczególne stopnie musi być tak małe, aby odciążenie nastąpiło, zanim generatory zaczną wypadać w związku z zadziałaniem ich zabezpieczeń. Charakterystyka częstotliwościowa dopuszczalnego czasu pracy generatorów cieplnych ma przebieg zbliżony do krzywej na rys. 1. Z literatury wynika, że większość producentów turbin gazowych nie dopuszcza ich pracy przy częstotliwości poniżej 49 Hz. Starego typu elektrownie wiatrowe są odłączane od sieci przy częstotliwości 49 Hz. Większość turbin wiatrowych ma zabezpieczenia odłączające od sieci przy szybkich zmianach częstotliwości. Zwykle zabezpieczenia są nastawione na df/dt< - 0,128 Hz/s. Zostaną one odłączone od sieci, jeśli deficyt w podsystemie (o T m 0 = 10 s) przekroczy zaledwie ΔP w >2,56%. W tej sytuacji wyłączane generacje spowodują proporcjonalne pogłębienie deficytu mocy. Przy dużych zwłokach czasowych SCO, gdy występują znaczne deficyty mocy (skutkujące szybkim opadaniem częstotliwości), pojawiają się zagrożenia: Duża zwłoka czasowa opóźnia odciążanie i SCO może nie zdążyć odciążyć systemu, bo szybciej zadziałają zabezpieczenia podczęstotliwosciowe generatorów i pogłębi się deficyt mocy. Jeśli SCO zdąży odciążyć system, to może wystąpić nakładanie się pobudzenia kolejnego stopnia przed odciążeniem przez poprzedni. Grozi to zbytnim odciążeniem układu i odbudowaniem się częstotliwości ze znaczną nadwyżką generacji. Przy małych deficytach mocy duża zwłoka czasowa nie pogarsza skuteczności działania SCO. Z kolei zbyt krótka zwłoka czasowa SCO wyklucza selektywność. Szereg konwencjonalnych konstrukcji SCO jest nr 3-4 (13-14)

7 opartych na zasadę nie dostosowanej do tych warunków, co skutkuje znaczną liczbą działań zbędnych przy zaburzeniach nie będących utratą stabilności częstotliwości. Z analizy procesu odciążania wynika, iż przy założeniu, że maksymalny deficyt, dla którego SCO ma zapewnić skuteczne odciążenie wynosi 100% dla T m 10 s skuteczne odciążenie nastąpi przy czasie własnym t SCO 100 ms. Każde wydłużenie czasu działania SCO obniża wartość deficytu mocy, dla którego SCO wciąż zadziała skutecznie. 2. Człony SCO reagujące na df/dt lub f/ t Jak wynika z zależności (1), początkowa wartość pochodnej częstotliwości informuje o wielkości deficytu mocy (dla określonej wartości T m ). Teoretyczny przebieg utraty stabilności pokazuje rys. 2. Są na nim zaznaczone progi pobudzenia przekaźników podczęstotliwościowych bloków (47,5 Hz ; I strefa i 47,0 Hz; II strefa), jak też krzywe odciążania SCO przy czasie zwłoki SCO 100 ms i 500 ms. W tym przypadku SCO działające z czasem własnym 100 ms może być skuteczne, jeśli f< bloku w I strefie będzie działało ze zwłoką czasową przekraczającą 2,3 s. Jeśli czas będzie krótszy, to blok zostanie odłączony od sieci, co pogłębi deficyt mocy i proces odciążania będzie nieskuteczny. Pewnym rozwiązaniem problemu jest zastosowanie dodatkowego członu df/dt warunkującego działanie f<bloku. Człon df/dt zabezpieczenia podczęstotliwościowego bloku miałby za zadanie blokowanie działania przekaźnika podczęstotliwościowego, gdy proces odciążania jest pomyślny, tzn. df/dt 0, lub df/dt 0. Jeszcze korzystniejsze byłoby uzależnienie od d 2 f/dt 2. Na rys. 2 zaznaczono też zmienność pochodnej w procesie odciążania przez poszczególne stopnie. Trzeba jednak pamiętać, że ilustrowany jest proces wyidealizowany, gdyż rzeczywiste przebiegi różnią się od teoretycznego. Dokładniejsza analiza zmian częstotliwości w węzłach W i systemu przesyłowego w warunkach wystąpienia nagłego deficytu mocy wykazuje obecność poza składową aperiodyczną także składowych okresowych pochodzących m. in. od kołysań mocy: f Wi = f n + f ( t) p + [Asin(2p f a t + a ) + Bsin(2p f b t + b) +...] (5) Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia gdzie: (f n + f(t) p ) przebieg aperiodyczny (zgodnie z zależnością 1), f Wi przebieg zmian częstotliwości w węźle i, A, B, amplitudy składowych periodycznej o częstotliwości odpowiednio f α, f β,.. w węźle i. Warto przeprowadzić głębsze analizy z uwzględnieniem rzeczywistych przebiegów utraty stabilności częstotliwości. Mogą one wskazać, iż korzystniejsze jest wykorzystanie kryterium przyrostu różnicowego Δf/ Δt w określonym oknie czasowym lub zmian trendu tego przyrostu. W każdym przypadku skoordynowanie układów SCO i zabezpieczeń podczęstotliwosciowych bloku powinno być traktowane z większą uwagą niż dotychczas. Niechęć do stosowania pomocniczego kryterium df/dt wynika m. in. z tego, że w praktyce chwilowa wartość pochodnej częstotliwości może się znacznie różnić w zależności od lokalizacji pomiaru w systemie, jak też ulegać znacznym zmianom co do wartości i znaku w krótkich przedziałach czasu (zależność 5). Potwierdzają to oscylogramy z rzeczywistych przebiegów utraty równowagi częstotliwości. Ponadto w przebiegach pojawiają się impulsy szpilkowe, co odpowiada df/dt =. (To zagadnienie zostało omówione we wcześniejszych publikacjach autora). Stąd pewniejsze od kryterium pochodnej częstotliwości wydaje się operowanie średnią wartością pochodnej w określonym przedziale czasu lub kryterium przyrostu różnicowego. Istnieją różne możliwości wykorzystania tego dodatkowego kryterium: Stopnie podczęstotliwościowe z funkcją f/ t. Dla dużych wartości przyrostu różnicowego stosowane są wyższe wartości progowe stopni odciążania. Przy powolnym procesie zmian częstotliwości progi stopni odciążania są obniżane. Przy takim algorytmie, w przypadku dużych deficytów mocy, następuje szybsze odciążanie i ustalenie częstotliwości po odciążeniu na wyższym poziomie. Zwłoka czasowa z funkcją f/ t. Ten algorytm jest podobny do poprzedniego, tyle że przy dużych deficytach mocy czas działania jest skracany, zaś przy małych wydłużany. Efekt jest podobny, jak w poprzednim przypadku, gdyż skracając czas działania podwyższa się częstotliwość odciążania danego stopnia. Wielkość odciążenia z funkcją f/ t. W tej metodzie wielkość odciążenia jest funkcją szybkości zanikania częstotliwości. Dla małych deficytów, czyli małych wartości przyrostu różnicowego, następuje niewielkie odciążanie. Dla dużych deficytów, charakte- 90

8 ryzujących szybkie zmiany częstotliwości, ma miejsce odpowiednio duże odciążanie. Metoda przypomina układ adaptacyjny, pod warunkiem, że znana jest stała elektromechaniczna wydzielanego układu. Można to przeprowadzić np. przy równoczesnym zastosowaniu estymatora stanu, który na bieżąco analizuje topologię systemu oraz jego obszarów i jest w stanie określić parametry wydzielonego układu. Zakładanie a priori wartości T m ma sens tylko wtedy, gdy struktura zasilania w systemie elektroenergetycznym w aspekcie stałej inercji w poszczególnych obszarach jest zbliżona i struktura odbiorów jest podobna, a zatem stałe tłumienia D mają podobne wartości). W systemach, gdzie da się wyznaczyć krytyczne elementy, można użyć odmiany tej metody, wykorzystującej układ SPS bazujący na zdarzeniach w miejsce estymatora stanu. 3. Propozycja zastosowania w SCO członu f/ t W warunkach KSE autor proponuje wykorzystać człon różnicowy w następujący sposób: Pobudzenie członu f/ t następuje przy 49,5 Hz. Jeśli: f/ t<-6 Hz/s, to SCO zostaje zablokowane. (Przy szybkościach opadania częstotliwości df/dt, SCO nie ma szansy zdążyć z odciążeniem i nie można liczyć na skuteczność odciążania, gdyż świadczy to o deficycie przekraczającym 100%), -6< f/ t<-3 Hz/s, to przy obecnym I stopniu (49,0 Hz) zostają pobudzone odciążenia I i II stopnia (czyli 15% + 15%), przy częstotliwości (48,7 Hz) odciążenie obecnego stopnia III (10%), zaś przy przekroczeniu częstotliwości obecnego stopnia IV (48,4 Hz) pozostałe odciążenia stopni V i VI (5% +5%). Wszystkie stopnie z czasem działania 100 ms, -3< f/ t<-1,5 Hz/s, to SCO działa przy aktualnych stopniach pobudzenia z czasem działania 100 ms, -1,5 < f/ t<-0,2 Hz/s działa przy aktualnych stopniach pobudzenia z czasem działania 500 ms. Człon f/ t po pobudzeniu zapamiętuje swój stan do chwili, gdy f/ t 0 przez minimum 1 s. Należy zwrócić uwagę, że powyższa propozycja wykorzystania członu f/ t dla poprawy skuteczności działania SCO jest oparta na rozważaniach eksperckich i wymaga przeprowadzenia szerokich badań symulacyjnych i sieciowych. 4. Potrzeba stosowania automatyki odciążającej podnapięciowej SNO Od ostatniej awarii związanej z utratą równowagi napięciowej w KSE minęło kilka lat. Spowodowało to pewne osłabienie czujności i stopniowe odstawianie do lamusa automatyki SNO. Tymczasem zjawiska związane z utratą równowagi napięciowej są odmienne od utraty równowagi częstotliwościowej. I. Częstotliwość (będąca wskaźnikiem równowagi mocy czynnej) jest wielkością rozsianą i jej wartość w połączonym systemie jest w danej chwili niemal taka sama (zróżnicowanie wynika głównie z kołysań mocy). Wartość napięcia (jako wskaźnik równowagi mocy biernej) jest cechą lokalną charakterystyczną dla węzła, bądź jego otoczenia. Stąd, o ile SCO zwykle jest nastawiane identycznie w rożnych lokalizacjach danego SEE, to dobór nastawień SNO jest indywidualny dla każdej lokalizacji. II. Zjawisko utraty równowagi częstotliwościowej przebiega bardzo szybko, a szybkość zmian częstotliwości jest niemal liniowo zależna od deficytu mocy czynnej. III. Proces utraty równowagi napięciowej jest znacznie wolniejszy niż częstotliwościowej i zwykle dotyczy początkowo jednego węzła o charakterze odbiorczym, a następnie rozszerza się na ościenne o podobnym charakterze. IV. Do przyczyn utraty równowagi napięciowej zwykle zalicza się: a. wzrost obciążenia, b. osiągnięcie granicy wytwarzania mocy biernej przez źródło (generatory, kondensatory synchroniczne lub SVC), c. działanie przełącznika zaczepów transformatora, d. zmiana charakterystyki obciążenia, e. wyłączenie z ruchu linii lub jednostki wytwórczej, V. Obecnie dodatkowo należy uwzględnić zagrożenie wynikłe ze wzrostu poboru mocy biernej przez transformatory. Jest ono powodowane ich nasycaniem się z powodu przepływu prądów GIC (Geomagneticaly Induced Currents prądy indukowane geomagnetycznie), wywoływanych silnymi burzami słonecznymi, impulsami elektromagnetycznymi (EMP) inicjowanymi np. przez wybuchy jądrowe. nr 3-4 (13-14)

9 5. Wpływ prądów GIC na bezpieczeństwo pracy SEE Międzynarodowe gremia techniczne elektroenergetyki od lat były informowane o wpływie burz słonecznych (zwanych też magnetycznymi) na funkcjonowanie systemów elektroenergetycznych. Informacje o pierwszych rozległych awariach systemowych, spowodowanych tymi zjawiskami, nadeszły z Kanady w 1989 r. Początkowo naukowcy twierdzili, że incydenty mogą się zdarzać tylko w nocy, w szczycie aktywności cyklu słonecznego i mieć tylko lokalne znaczenie na obszarach o wysokiej szerokości geograficznej. Jednak dalsze doświadczenia wskazują, że ryzyko wpływu burz geomagnetycznych na system elektromagnetyczny (SEE) występuje na obydwu półkulach, w wielu krajach, również o umiarkowanej szerokości geograficznej. Związane z nimi uszkodzenia urządzeń elektroenergetycznych zostały ostatnio odnotowane w Stanach Zjednoczonych, RPA i w Europie (w Szwecji, Anglii, Finlandii). Intensywne wybuchy słoneczne powodują tzw. koronalne wyrzuty materii (CME Coronal Mass Ejection), które jeśli przedostaną się przez ziemską magnetosferę zakłócają pole magnetyczne i powodują spadek wartości jego składowych poziomych. O poziomie burzy magnetycznej informuje indeks K. Indeks ten pokazuje intensywność lokalnego zakłócenia pola magnetycznego ziemi. Wartości indeksów K uzyskane z 13 obserwatoriów rozmieszczonych w rożnych miejscach na Ziemi służą do określenia indeksu aktywności kosmicznej Kp (Kp indeks planetarny). Te zmiany natężenia pola magnetycznego, zgodnie z prawem Gaussa, indukują potencjał w Ziemi (Earth Surface Potential ESP), który w skrajnych przypadkach może osiągać poziom 8-9 V/km. Dla danych warunków zmian pola magnetycznego, wartość ESP zależy głównie od rezystywności gruntu: im większa oporność właściwa, tym większy potencjał. Jeśli dwa odległe od siebie punkty, w których indukuje się ESP, zostaną połączone przewodnikiem, to przepłynie przez niego prąd o wartości wynikającej z prawa Ohma. Prąd ten zwany jest prądem indukowanym geomagnetycznie (Geomagneticaly Induced Current GIC). Prądy GIC o dużych wartościach indukują się w przewodach linii o znacznej długości, przebiegających w terenach o dużej rezystywności gruntu (duże ESP), łączących transformatory o skutecznie uziemionych punktach gwiazdowych. Częstotliwość tych prądów jest Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia relatywnie mała (rzędu 0,1 0,001 Hz), zatem wobec 50 Hz ich wpływ jest zbliżony do prądu stałego, który przepływając przez przewód zerowy transformatora powoduje półokresowe przemagnesowanie rdzenia. Efektem jest przegrzewanie się transformatorów, duży wzrost poziomu parzystych i nieparzystych harmonicznych w prądach fazowych, który powoduje zaburzenia w pracy elektroenergetycznej aparatury zabezpieczeniowej (EAZ). Zjawiskom towarzyszy wzrost poboru mocy biernej w SEE. Koronografy umieszczone na satelitach SOHO/LASCO (program kosmiczny NASA) rejestrują poziom CME w trybie on line. Pierwsza informacja o burzy słonecznej jest rejestrowana przez satelity w postaci m.in. wzrostu natężenia strumienia elektronów i protonów oraz wzmożonego promieniowania X (które trafia do Ziemi w kilkanaście minut). Informacje docierają do naziemnych obserwatoriów astronomicznych na 1,5 do 2 dni przed wystąpieniem burzy geomagnetycznej, która wywołuje zmiany natężenia pola magnetycznego i w efekcie przepływ prądów GIC w transformatorach i łączących je liniach elektroenergetycznych. Wcześniejsze ostrzeżenie o rozpoczynającej się burzy słonecznej jest otrzymywane z 14 do 96-godzinowym wyprzedzeniem w stosunku do skutków. Informacje są uzyskiwane z satelitów (np. GOEC, STERO, POES, ACE), umieszczonych na orbicie (np. ACE ok. 1,6 mln km od Ziemi). Jeśli CME jest skierowane w kierunku Ziemi i występuje zagrożenie wystąpieniem znacznej burzy geomagnetycznej, to taka informacja jest przekazywana do centrów ostrzegawczych. Operatorzy systemów przesyłowych powinni traktować potencjalne zagrożenie aktywności GIC podobnie, jak ekstremalne warunki atmosferyczne (burze, wichury, zamiecie itd.). Dotychczasowe doświadczenia wskazują, że przy notowanych przez NOAA silnych burzach geomagnetycznych (czyli G2, tzn. Kp = 7) obserwatoria w Belgii i Anglii rejestrowały indeks lokalny k 6. W naszym KSP nie zostały odnotowane zakłócenia, świadczące o wpływie tych zjawisk na bezpieczeństwo pracy sieci przesyłowej. Podczas silnych burz słonecznych w elektroenergetykach światowych zostały zaobserwowane następujące problemy: niezwykły hałas i przegrzewanie się transformatorów, kołysania mocy w systemie elektroenergetycznym: zarówno czynnej, jak i biernej, wzrost wartości prądów w przewodach zerowych transformatorów, 92

10 Rys. 4. Przebieg prądu magnesującego transformatora. (Prąd magnetyzujący w warunkach normalnych linia ciągła. Prąd podpolaryzowany składową pochodząca od GIC linia przerywana czerwona) Rys. 5. Przebieg zmian pola magnetycznego i towarzyszących im prądów GIC

11 Rys. 6. Charakterystyki u=f(p); (tzw. P-V), przy tgφ = const Rys. 7. Schemat ideowy SNO i SCO

12 wzrost poboru mocy biernej przez transformatory, zmiany częstotliwości sieci, wyłączanie się baterii kondensatorów związane z pojawieniem się dużych prądów doziemnych, wzrost poziomu harmonicznych w prądach, wahliwość regulatorów zaczepów transformatorów, wahania napięć, problemy z poprawną pracą systemów łączności, działanie rejestratorów zakłóceń, zarówno zbędne, jak i brakujące działania zabezpieczeń, pobudzenie/działanie zabezpieczeń reagujących na składowe przeciwne. Ilustrację występowania prądów GIC w sieci stanowią przebiegi zarejestrowane w czasie silnej burzy magnetycznej (Kp = 7) w SE Vyhodnoj (północno-zachodnia Rosja) (rys. 5). Były one spowodowane zmianami natężenia pola magnetycznego (rejestracja miała miejsce na zbliżonej szerokości geograficznej w Ivalo w Finlandii). Rejestracja odbyła się w zerze transformatora o napięciu górnym 330 kv, połączonym w gwiazdę z uziemionym punktem zerowym, połączonym linią o długości ok. 150 km z podobnym transformatorem. Na podstawie zależności empirycznej (opracowanej przez EPRI i potwierdzonej badaniami NERC) można oszacować wzrost mocy biernej Q GIC (transformator NN, 3-fazowy, 3-kolumnowy), pobieranej przez transformator (o napięciu międzyprzewodowym U), powodowany przepływem (fazowego) prądu indukowanego geomagnetycznie o natężeniu I DC. Q GIC = 0,82U I DC (6) Dla zweryfikowania analiz teoretycznych i bieżącego monitorowania zjawisk, w przewodach zerowych transformatorów połączonych w gwiazdę z uziemionym punktem zerowym powinny być zainstalowane układy pomiarowo-rejestracyjne. Dotyczy to transformatorów blokowych, sieciowych i 110/śr wytypowanych w lokalizacjach wybranych na modelu wyznaczającym prądy GIC. Brak zainstalowanych w KSP układów pomiarowych, służących do rejestracji wartości GIC i towarzyszących im prądów wyższych harmonicznych, zmusza do zwiększonej ostrożności i oparcia działań zapobiegawczych na ostrzeżeniach, alarmach i prognozach obserwatoriów geofizycznych. W związku z silnymi burzami słonecznymi oczekiwanymi w 2013 r. należy przeprowadzić badania symulacyjne sprawdzające odporność systemu elektroenergetycznego na prądy GIC o spodziewanych wartościach. 6. Automatyczne odciążanie przy utracie równowagi napięciowej Obniżona wartość napięcia w węźle nie jest jednoznacznym symptomem świadczącym o zagrożeniu lawiną napięciową. Decyzja o podjęciu zazwyczaj drastycznych środków zapobiegawczych nie może być zatem oparta na pojedynczym wskaźniku wartości napięcia. Dodatkowo muszą być wykorzystywane kryteria: relatywnego obniżenia się napięcia w sąsiednich węzłach danego obszaru, potwierdzające przyczyny niebezpiecznego zmniejszenia się zapasu obciążenia i/lub mocy biernej, czyli w interpretacji geometrycznej przybliżenie do tzw. punktu nosowego na krzywej P-V (wyłączenia linii zasilających, odłączenie generacji, wyłączenie źródła mocy biernej, praca generatorów na ogranicznikach, wzrost poboru mocy biernej itd.) lub/i rozróżniające utratę stabilności napięciowej od innych zakłóceń np. na podstawie szybkości zmniejszania się napięcia w analizowanym węźle. Zjawisko lawiny napięciowej jest z natury nieliniowe i powinno być rozpatrywane przy pomocy technik do analizy zjawisk nieliniowych. Jedną z możliwych technik jest wykorzystanie teorii bifurkacji (lub rozwidlenia, ang. Bifurcation Theory, BF). Zakłada się w niej powolną zmienność parametrów systemu elektroenergetycznego i przewiduje, w jaki sposób system utraci stabilność napięciową. Podstawowym założeniem teorii bifurkacji jest badanie systemu w pobliżu punktu utraty stabilności. Można z niej wprost wyprowadzić zależności i uzasadnienie dla krzywych P-V i analizy modalnej, często wykorzystywanych w praktycznej ocenie warunków pracy systemu z punktu widzenia stabilności napięciowej. Określenie wskaźnika marginesu obciążenia dokonuje się dla z góry określonego obszaru, gdzie zakłada się wzrost obciążenia. Równocześnie zakłada się wzrost generacji w lokalizacjach, skąd pobierana jest moc dla pokrycia zwiększonego zapotrzebowania. nr 3-4 (13-14)

13 W rzeczywistych warunkach systemowych, do utraty stabilności napięciowej w danym obszarze odbiorczym dochodzi wtedy, gdy mają miejsce wyłączenia krytycznych dla obszaru elementów zwykle n-k (przeważnie k>2): linii, transformatorów, jednostek wytwórczych, lub z powodu raptownego wzrostu poboru mocy biernej w obszarze. Sytuację łatwo prześledzić na krzywej nosowej przedstawionej na rys. 6. Na rys. 6 osie są wyrażone w jednostkach względnych, tzn. moc P jest odniesiona do mocy zwarciowej, a napięcie U do napięcia nominalnego Un. Wyłączenie krytycznych dla danego węzła elementów SEE powoduje zmniejszenie mocy zwarciowej w analizowanym węźle, a w ślad za tym wyjściowy punkt pracy na krzywej nosowej przesuwa się w pobliże napięcia krytycznego. Jeśli ten punkt ustali się relatywnie blisko (rzędu kilku % mocy) punktu krytycznego, to wystarczy minimalny przyrost obciążenia, aby doszło do utraty stabilności napięciowej. W przypadku wzrostu poboru mocy biernej punkt pracy przemieszcza się na krzywą odpowiadającą zmienionej wartości tgφ. Podobnie dzieje się w rzeczywistych warunkach systemowych. W dodatku wzrost obciążenia, szczególnie poboru mocy biernej, nie musi nastąpić w samym węźle czy jego bezpośrednim sąsiedztwie. Bezpośrednia przyczyna może leżeć w odległym węźle odbiorczym zasilanym z analizowanego węzła (vide awaria w Ełku z czerwca 2006 r.). 7. Wymagania dla samoczynnego podnapięciowego odciążania (SNO) Działanie układu powinno być skoordynowane z zabezpieczeniami i układami regulacji w odniesieniu do chwilowych zapadów napięcia, długotrwałych zwarć itd. Opóźnienie czasowe działania układu SNO powinno być odstrojone od czasu działania zabezpieczeń rezerwowych nastawione na sekundy. Napięcie mierzone przekaźników SNO musi być pobrane z przekaźników pomiarowych zainstalowanych powyżej pod-obciążeniowych przełączników zaczepów (górne napięcie transformatorów). Napięciowy próg działania SNO powinien być wyższy od napięcia krytycznego wyznaczonego na krytycznej krzywej nosowej U(P) lub/i Q(Q) z uwzględnieniem współczynnika bezpieczeństwa o rozsądnej wartości. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Nastawienia SNO powinny być skoordynowane dla wszystkich układów zainstalowanych w danym regionie. W miarę możności działanie lokalnych układów SNO powinno wykorzystywać dodatkowe układy logiczne zapewniające niezawodność i zapobiegające działaniom niepotrzebnym. Układ SNO powinien wyłączać minimalne obciążenie, powodujące powrót napięcia do wartości dopuszczalnej. Stąd nieodzowne jest stosowanie układów inteligentnych. Po zadziałaniu SNO powinna nastąpić regulacja zapasu mocy biernej zgodnie z kryteriami stabilności napięciowej. Rys. 7 przedstawia schemat strukturalny układu automatycznego odciążania w KSP. 8. Potrzeba stosowania Inteligentnego Odciążania Z doświadczeń wielkich awarii systemowych i analiz w szeregu prac wynika, że nowe algorytmy działania, zapewniające skuteczniejszą obronę powinny być oparte na następujących założeniach: układy pomiarowe systemów odciążających powinny automatycznie określać wartość przeciążenia i dobierać wartość odciążenia, aby było skuteczne, układy odciążające powinny reagować zarówno na przeciążenie mocą czynną, jak i bierną, odciążanie powinno być kontrolowane, tzn. wyłączane powinno być tylko tyle obciążenia, ile wynika z aktualnych potrzeb (co zapewnia powrót do równowagi), układy odciążające powinny być dostosowane do sterowania sygnałami zewnętrznymi, ocena zaistniałego stanu awaryjnego powinna się odbywać w jak najkrótszym czasie po wystąpieniu zakłócenia, aby umożliwić szybkie i selektywne działanie układowi decyzyjnemu, algorytmy układów detekcyjnych powinny zapewniać właściwą selektywność i bezpieczeństwo działania. 9. Podsumowanie Zmieniająca się w ostatnich latach struktura SEE (OZE, farmy wiatrowe, generatory gazowe itd.), funkcje sieci przesyłowej (restrukturyzacja, REE itd.), znaczny postęp techniczny w zakresie EAZ (zastosowa- 96

14 nia synchrofazorów, Inteligrid i nowych środków łączności), nakazują zrewidować dotychczasowe podejście do automatyki odciążającej, szczególnie do SCO. Konieczne jest odwołanie się do nowoczesnych algorytmów działania i obszarowego podejścia do automatyk odciążających. W obliczu zagrożenia GMD (zakłócenia geomagnetyczne), związanych z nimi nagłych wzrostów poboru mocy biernej w SEE i zagrożeniem utraty stabilności, jednym ze skuteczniejszych środków obrony przed rozległymi awariami może się okazać automatyka SNO. Literatura [1]. A. Klimpel, M. Głaz, Działanie automatyki odciążającej w warunkach wystąpienia awarii, Konferencja KAE, Bielsko-Biała, [2]. David J. Finlay, John Horak, Load shedding for utility and industrial power system reliability, IEEE Conference, Colorado [3]. H. Seyedi, M. Sanaye-Pasand, Design of New Load Shedding Special Protection Schemes for a Double Area Power System, American Journal of Applied Sciences 6 (2); , [4]. Zbiorowa, Intelligent Load Shedding Need for a Fast and Optimal Solution, IEEE, PCIC, Europe [5]. Zbiorowa, An Intelligent Adaptive Load Shedding Scheme, 14th PSCC, Sevilla, June [6]. A. Klimpel, A. Dziuba, Aktualizacja wymagań techniczno-organizacyjnych dla opracowania planów obrony KSE w zakresie automatycznego odciążania KSE w stanach awaryjnych, EPC SA, Warszawa 2004/2006 (Praca zamówiona przez PSE-Operator SA). [7]. Z. Lubośny, Z. Szczerba, R. Zajczyk, Działanie automatyki SCO na obszarze wydzielonej wyspy po utracie powiązania z systemem elektroenergetycznym. Konferencja JASE.Wrocław, października 1999 r. [8]. J. Machowski, Charakterystyki wytwarzania i odbioru jako czynnik decydujący o odchyleniach częstotliwości. Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. [9]. A. Klimpel, W. Lubicki, Infrastruktury krytyczne w elektroenergetyce, Śląskie Wiadomości Elektrotechniczne, nr 5/2009. [10]. General Electric Company, Load Shedding, Load Restoration and Generator Protection Using Solid-state and Electromechanical Underfrequency Relays, Philadelphia. [11]. A. Klimpel, A. Dziuba, Studium badawcze możliwości zastosowania kryterium napięciowego przy uwzględnieniu działania automatyki SCO w planach obrony KSE, EPC SA, Warszawa 2006/2008 r. (Praca zamówiona przez PSE Operator SA). [12]. A. Klimpel, K. Lipko, Czy burze magnetyczne są groźne dla krajowej elektroenergetyki?, Elektroenergetyka współczesność i rozwój nr 3 (9)/2011. [13]. J. G. Kappenman, Low-Frequency Protection Concepts for the Electric Power Grid: Geomagnetically Induced Current (GIC) and E3 HEMP Mitigation, FERC, Metatech Corporation, January [14]. I. A. Erinmez i in., Application of Modelling Techniques to assess geomagnetically induced current risks on the NGC transmission system, CIGRE Sessions 2002, [15]. M. A Wik i in., Calculation of Geomagnetically Induced Currents in the 400 kv Power System in Southern Sweden, Space Weather, [16]. T. A. Tjimbandi, Geomagnetically induced currents in South Africa, BSc (Eng) thesis, University of Cape Town, [17]. Zbiorowa, 2012 Special Reliability Assessment Interim Report: Effects of Geomagneticaly Induced Currents on the Bulk Power Network, NERC, Feb [18]. Zbiorowa, The Impact of Geomagnetically Induced Currents on Transmission Networks, ENTSO-E, Research and Development Committee, Feb Mgr inż. Adam Klimpel, absolwent Politechniki Śląskiej, specjalność automatyzacja systemów elektroenergetycznych. Pracował naukowo w Instytucie Energetyki i wykładał w Katedrze Zabezpieczeń Politechniki Warszawskiej. Członek zarządu, dyrektor, prokurent, doradca Zarządu w EPC SA, następnie ekspert w PSE Operator SA. Obecnie na emeryturze, współpracownik PSE Operator SA. Autor szeregu publikacji, opracowań i patentów w zakresie elektroenergetyki, współtwórca zabezpieczeń statycznych typu RTX 35 i ZAZ. nr 3-4 (13-14)