Autoreferat ROZPRAWY DOKTORSKIEJ

Transkrypt

1 POLITECHNIKA WARSZAWSKA Wydział Elektryczny Autoreferat ROZPRAWY DOKTORSKIEJ mgr inż. Konrad Gryszpanowicz Badanie i poprawa stabilności systemu elektroenergetycznego na etapie planowania jego rozwoju Promotor Dr hab. inż. Sylwester Robak, Prof. nzw. PW Warszawa 016

2 1 WSTĘP System elektroenergetyczny (SEE) jest bardzo złożonym obiektem, podlegającym nieustannemu rozwojowi i modernizacji mającym na celu dostosowywanie się do rosnących potrzeb odbiorców energii elektrycznej przy zapewnieniu bezpiecznej pracy i zachowaniu wymaganej jakości energii elektrycznej (w tym niezawodności dostawy). W takim żywym i bardzo złożonym organizmie zachodzą procesy adaptacji, samo-organizacji i ewolucji, mające dostosować parametry, strukturę i przeznaczenie systemu do zmieniających uwarunkowań technicznych. W systemie elektroenergetycznym ryzyko nietrafionych inwestycji jest większe niż po stronie konsumentów energii elektrycznej. Niezmiennie ważne jest więc odpowiednie dostosowywanie struktury i funkcjonalności elementów SEE do pełnienia podstawowej roli i utrzymania odpowiednich marginesów bezpieczeństwa. System elektroenergetyczny jest wyposażony w rozmaite urządzenia przeznaczone do ochrony przed skutkami zakłóceń (zabezpieczenia), regulacji automatycznej (automatyka regulacyjna), sterowania elementami SEE (automatyka sterownicza), a także ośrodków nadzoru i monitorowania pracy (dyspozytorskie centra sterowania). Wszystkie wymienione urządzenia pozwalają na bezpieczną pracę SEE w stanach normalnych oraz w przypadku powstania typowych zakłóceń. Po ich wystąpieniu, w wyniku działania zabezpieczeń następuje wyłączenie uszkodzonego elementu SEE, zaś automatyka regulacyjna, korygowana działaniami dyspozytorów sprowadza SEE do pożądanego stanu normalnego. Mimo istnienia wymienionych urządzeń nietypowe silne zakłócenia lub pojawiające się stany nienormalne pracy SEE mogą doprowadzić do awarii systemowej polegającej na utracie zdolności SEE do zasilania odbiorców na dużym obszarze lub nawet w całym SEE. Przykładami zjawisk prowadzących do awarii systemowych mogą być: utrata stabilności napięciowej objawiająca się nadmiernym zmniejszeniem napięć w sieci, a w skrajnym przypadku ich załamaniem (lawina napięcia), utrata stabilności kątowej objawiająca się utratą synchronizmu generatorów synchronicznych, kaskadowe wyłączenie elementów sieci i utrata integralności sieci przesyłowej (rozpadnięcie się sieci przesyłowej), utrata stabilności częstotliwościowej objawiająca się nadmiernym zmniejszeniem częstotliwości w SEE, a w skrajnym przypadku jej załamaniem (lawina częstotliwości). Przeciwdziałanie zjawiskom utraty stabilności SEE należy podejmować na każdym możliwym etapie, a więc w trakcie planowania rozwoju SEE, w trakcie wdrażania poszczególnych inwestycji w sektorze wytwarzania i inwestycjach sieciowych, w trakcie eksploatacji SEE. Należy tu podkreślić, że wszelkie środki poprawy stabilności (zarówno sieciowe jak i elektrowniane) powinny być traktowane jako środki dodatkowe poprawiające stabilność i łagodzące stany nieustalone, a nie środki zapewniające stabilność. Stabilność SEE przy typowych zakłóceniach powinna być zapewniona przez rozwój sieci stosowny do rozwoju sektora wytwarzania. Tak więc podstawową drogą zapewnienia bezpiecznej pracy SEE powinno być planowanie rozwoju sieci przesyłowej dostosowane do planowania wzrostu zapotrzebowania i planowanych inwestycji w sektorze wytwarzania. Mimo istnienia obszernej literatury dotyczącej analiz statycznych i dynamicznych wykonywanych na potrzeby planowania rozwoju SEE oraz dużych wieloletnich doświadczeń w wykonywaniu tych analiz w tej dziedzinie nadal istnieją zagadnienia wymagające rozwiązania.

3 CEL I TEZA PRACY Zasadniczym celem tej rozprawy jest zidentyfikowanie zagadnień wymagających rozwiązania i zaproponowanie odpowiednich rozwiązań a także ich praktyczne zweryfikowanie w ramach analiz wykonywanych na rzecz PSE SA dotyczących rozwoju KSE w najbliższych latach. W oparciu o krytyczny przegląd literatury oraz analizy KSE wykonane przez autora tej rozprawy formułuje się następujące tezy: (a) Istniejące rozwiązania automatyki odciążającej można udoskonalić stosując algorytmy decyzyjne opracowane w tej rozprawie oparte na identyfikowaniu współczynników węzłowo - gałęziowych (współczynniki odciążania). (b) Wyłączanie części generatorów jako środek przeciwdziałania utracie synchronizmu nie jest skuteczne w przypadku zwarć likwidowanych z opóźnieniem wywołanym awarią wyłącznika lub zabezpieczeń. (c) W przypadku zwarć likwidowanych z opóźnieniem skutecznym sposobem ograniczenia liczby zespołów wytwórczych tracących synchronizm może być szybka zmiana konfiguracji sieci polegająca na szybkim podziale sekcji szyn stacji lub przyspieszonym wykonaniu operacji lokalnej rezerwy wyłącznikowej. Działanie takie można zrealizować za pomocą specjalnych sygnałów zaproponowanych w tej rozprawie. (d) Załączanie rezystorów szeregowych może być skutecznym sposobem przeciwdziałania utracie synchronizmu w przypadku zwarć likwidowanych z opóźnieniem wywołanym awarią wyłącznika. Znaczące zwiększenie krytycznego czasu trwania zwarcia tą metodą można uzyskać stosując algorytm aktywacji rezystora szeregowego zaproponowany w tej rozprawie. 3 ASPEKTY PLANOWANIA W LITERATURZE Badania zachowania się SEE pod wpływem rozmaitych zdarzeń (zakłóceń i ich likwidacji) można podzielić na statyczne i dynamiczne. Z przeglądu literatury wynika, że zakres badań statycznych i dynamicznych SEE wykonywanych na potrzeby planowania rozwoju i/lub pracy SEE zależy od przyjmowanego horyzontu czasowego. Ogólnie im dłuższy horyzont czasowy tym większy nacisk kładzie się na badanie wystarczalności mocy wytwórczych na pokrycie zapotrzebowania, zaś mniejszy nacisk kładzie się na badania sieciowe i systemowe polegające na analizie zachowania się SEE pod wpływem zakłóceń i ich likwidacji. 3.1 Horyzont czasowy analiz i raportowanie Najwięcej analiz dynamiki SEE (i w tym stabilności) wykonuje się w planowaniu operacyjnym i krótkookresowym (horyzont do 3-5 lat) oraz planowaniu średniookresowym (horyzont do lat). W planowaniu długookresowym (horyzont lat) badań dynamiki SEE nie przeprowadza się lub przeprowadza sporadycznie w bardzo ograniczonym zakresie. 3. Kryteria planowania ogólnie Poprzez "kryteria planowania" (ang. planning criteria) rozumie się następujący zestaw: (a) standardy akceptowalnego zachowania się SEE, (b) wiarygodne zdarzenia (zakłócenia i ich sposoby likwidacji), (c) dopuszczalne działania regulacyjne (działania systemowe łagodzące skutki zdarzeń). 3

4 3..1 Ogólne sformułowanie standardów Ogólne standardy zachowania się SEE pod wpływem zdarzeń formułowane są zwykle w postaci kilku postulatów. Łącznie, po przeanalizowaniu literatury, można wymienić następujące postulaty: nie występowanie przeciążeń termicznych elementów sieci (przeciążenia krótkotrwałe i długotrwałe), ograniczenie zmian wartości napięć w węzłach (zmiany statyczne i dynamiczne), ograniczenie przejściowego obniżenia się częstotliwości i czasu trwania tego obniżenia, brak lub zminimalizowanie ograniczeń zasilania odbiorców (usługi przesyłowe gwarantowane, gwarantowane warunkowo, nie gwarantowane), zachowanie stabilności napięciowej (odbiorów lub obszarów odbiorczych) z odpowiednim zapasem stabilności, zachowanie stabilności kątowej lokalnej z odpowiednim zapasem stabilności oraz zapewnienie odpowiedniego tłumienia kołysań mocy, zachowanie stabilności kątowej przejściowej z odpowiednim zapasem stabilności, nie występowanie kaskadowych wyłączeń. Trzeba tu jednak podkreślić, że nie wszystkie dokumenty zajmują się wszystkimi wyżej wymienionymi postulatami. Niektóre dokumenty koncentrują się tylko na kilku postulatach, a pozostałe postulaty omawiają tylko pobieżnie. 3.. Przeciążenia termiczne Postulat nie występowania i/lub ograniczenia przeciążeń termicznych elementów sieci w kryteriach planowania jest jednym z głównych postulatów odnoszących się do stanów ustalonych sprawdzanych w ramach analiz statycznych. W licznych dokumentach (w tym amerykańskich) wprowadza się pojęcie dopuszczalnego obciążenia termicznego normalnego oraz awaryjnego. Dopuszczalne obciążenie termiczne normalne (ang. normal thermal ratings) zakłada brak zagrożenia uszkodzenia danego elementu SEE oraz skrócenia czasu jego życia. Dopuszczalne obciążenie termiczne awaryjne (ang. emergency thermal ratings) dopuszcza częściowe skrócenie czasu życia elementu lub jego osłabienie przy założeniu ograniczonego czasu pracy przy tym obciążeniu Stabilność kątowa przejściowa Badanie stabilności kątowej przejściowej (równowagi dynamicznej) metodą komputerowej symulacji stanów nieustalonych jest zalecane przez większość instrukcji i standardów na świecie. Najdłuższy czas trwania zwarcia, dla którego układ jest jeszcze stabilny nazywa się krytycznym czasem trwania zwarcia i oznacza t kr. Dla danego czasu likwidacji zwarcia określa się współczynnik zapasu stabilności w następujący sposób: tkr t k zw t = (3.1) tzw gdzie, k t (10 0), t kr - krytyczny czas trwania zwarcia, t zw - rzeczywisty czas likwidacji zwarcia. 3.3 ZDARZENIA PLANISTYCZNE I EKSTREMALNE Dla potrzeb analiz związanych z planowaniem rozwoju SEE zdarzenia można podzielić (jak w Tab. 3.1) na: zdarzenia prawdopodobne (wiarygodne), zdarzenia mniej prawdopodobne (mniej wiarygodne), zdarzenia ekstremalne (mało prawdopodobne). 4

5 Zdarzenia prawdopodobne (wiarygodne) oraz mniej prawdopodobne (mniej wiarygodne) nazywa się zdarzeniami planistycznymi. Tab Klasyfikacja zdarzeń Rodzaj zdarzenia Spełnienie standardów Wykonywanie analiz prawdopodobne wymagane planistyczne wymagane z uwzględnieniem mniej prawdopodobne działań regulacyjnych obligatoryjne w pełnym zakresie ekstremalne mało prawdopodobne zalecane ale nie wymagane zalecane w ograniczonym zakresie 3.4 DZIAŁANIA ZARADCZE I REGULACYJNE Działania zaradcze - wszystkie możliwe i ekonomicznie opłacalne czynności (w tym także inwestycje), które można podjąć dla poprawy bezpieczeństwa pracy SEE w przypadku stwierdzenia takiej potrzeby. Przykładami działań zaradczych mogą być: Zainstalowanie nowych, modyfikacja lub wycofanie starych urządzeń przesyłowych i/lub wytwórczych, Zainstalowanie nowych, modyfikacja lub wycofanie starych zabezpieczeń elektroenergetycznych, Zainstalowanie lub modyfikacja automatyki przeciwawaryjnej (typu APK, BR, FV, przyspieszenie działania zabezpieczeń i/lub LRW dla bliskich zwarć K3) w celu złagodzenia zagrożenia stabilności SEE po zdarzeniach wielokrotnych, Zainstalowanie lub modyfikacja automatyki odciążania podnapięciowego SNO i częstotliwościowego SCO, Zainstalowanie urządzeń FACTS do szybkiej regulacji przepływów w sieciach i poprawy stabilności, Wprowadzenie szczególnych procedur ruchowych z podaniem jak długo będą one obowiązywały w ramach planu działań zaradczych, Aktywne zarządzanie stroną wytwórczą i popytową (ang. demand side management), Nowe technologie, inne inicjatywy. Działania regulacyjne - wszystkie możliwe działania automatyczne oraz ręczne, które można podjąć po wystąpieniu zdarzenia dla złagodzenia jego skutków i poprawy zachowania się SEE. Zalicza się tu następujące działania: wyłączenia części odbiorów za pomocą automatyki odciążania częstotliwościowego SCO i/lub napięciowego SNO, zmiany połączeń sekcji szyn stacji lub konfiguracji sieci, wyłączenia części generatorów po zwarciu dla ratowania synchronizmu generatorów pozostałych (ang. generator tripping) nazywane w Polsce APK (automatyka przeciwkołysaniowa), szybkie regulowanie turbin parowych FV (ang. fast valving) polegające na chwilowym zamknięciu zaworów turbiny po wystąpieniu zwarcia, krótkotrwałe załączanie rezystorów hamujących BR (ang. braking resistors) w celu ratowania synchronizmu po wystąpieniu zwarcia (zwłaszcza hydrogeneratorów). 4 Automatyka odciążająca Automatyka odciążająca (AO) jest środkiem zaradczym, który można stosować dla poprawy bezpieczeństwa SEE przy zdarzeniach wielokrotnych polegających na wyłączeniu więcej niż jednego elementu sieci. Takie zdarzenia zalicza się do zdarzeń ekstremalnych. 5

6 Zadaniem automatyki odciążającej jest likwidowanie dużych przeciążeń sieci, zwłaszcza linii wyprowadzenia mocy z elektrowni. Odciążanie sieci może być dokonywane zarówno przez wyłączanie części generatorów jak również regulację wartości zadanej mocy turbin wykorzystywaną w regulacji wtórnej mocy i częstotliwości. Efektywność odciążania gałęzi sieci (linia lub transformator) można określić w następujący sposób: Ii j = κ ( ij ) k Ik (4.1) gdzie: κ (ij) k - współczynnik węzłowo-gałęziowy, Iij - zmiana prądu w gałęzi łączącej węzły i,j, I k - zmiana prądu w k-tym węźle tj. prądu zespołów wytwórczych. 4.1 Algorytm AO z pomiarem prądów bez predykcji Na potrzeby opisania algorytmu decyzyjnego AO wprowadza się następujące oznaczenia: I d - obciążalność długotrwała (wartości prądu zależne od temperatury otoczenia zadane charakterystykami np. w postaci prostych łamanych), I a, t a - obciążalność awaryjna (wartości prądu i dopuszczalny czas obciążenia). W tym wariancie zakłada się, że automatyka odciążająca AO działa na zasadzie pomiaru prądów w wytypowanych elementach sieci wyprowadzającej moc z elektrowni. Prądy zmierzone w elementach sieci I pom są porównywane do wartości obciążalności długotrwałej I d oraz obciążalności awaryjnej I a przy zdanym czasie t a. Przewiduje się trzy warianty wprowadzania danych liczbowych o obciążalności długotrwałej i awaryjnej: Dla danej temperatury otoczenia wartości dotyczące I d, I a, t a będą odczytywane z charakterystyk temperaturowych (temperatura otoczenia), Wartości obciążalności I d, I a, t a będą zadawane jako dane stałe w całym zakresie zmiany temperatury otoczenia, Wartości I d, I a, ta będą wczytywane z zewnętrznego dla AO systemu monitorowania i diagnostyki (na razie tylko dla transformatorów, ale w przyszłości może także i dla linii przesyłowych). Charakterystyki temperaturowe w postaci prostych łamanych oraz wartości stałe dla obciążalności będą zapamiętywane w komputerze sterującym i będą mogły być zmieniane przez personel. Charakterystyki temperaturowe muszą być ciągłe. Dla linii dodaje się indeks L, zaś dla transformatora indeks T, czyli uzyskuje się odpowiednio następujące wielkości: I d L, I d T, I a L, t a L, I a T, t a T. Wg danych PSE SA wartości awaryjne typowo przyjmuje się: (a) dla linii przesyłowej I a L = 10% Id L przez t a L = 0min. przy założeniu, że linia była obciążona poniżej 85% I, d L a T % a T = (b) dla transformatora I = 10 Id T przez t a T = 60min. lub wg normy I = 150 I przez t 30min. a T % d T Opisany algorytm decyzyjny AO został pomyślany w taki sposób by był niezależny od tego w jaki sposób wczytano dane o obciążalności. Algorytm ten ma podejmować decyzję o odciążaniu w oparciu o dane I d, I a, t a niezależnie od tego w jaki sposób dane te wczytano. Takie podejście zapewnia elastyczność funkcjonowania AO oraz umożliwia jej rozwój. Przy takim założeniu można w przyszłości wprowadzać dane o obciążalności dynamicznej także dla linii (o ile zostaną dla nich wprowadzone systemy monitorowania obciążalności dynamicznej). 6

7 Algorytm decyzyjny Nr 1 (oparty na pomiarach wartości prądów) Algorytm wykonywany jest jednocześnie dla każdej gałęzi monitorowanej sieci, zaś sygnał wyjściowy automatyki jest tworzony na zasadzie "jeden z wielu" tzn. sygnał wyjściowy automatyki (odciążanie lub wyłączanie zespołów wytwórczych) jest tworzony gdy powstaje co najmniej dla jednej gałęzi sieci (linii lub transformatora) monitorowanej przez automatykę. Zakłada się następujące stany działania: a) Stan czuwania i pomiarów Blok pomiarowy odczytuje pomiary prądów I pom w poszczególnych monitorowanych gałęziach sieci oraz temperaturę otoczenia. Blok danych (zależnie od opcji) odczytuje dane domyślne o obciążalności długotrwałej I d i awaryjnej I a, t a lub wyznacza je z charakterystyk temperaturowych (dla zmierzonej temperatury otoczenia) lub przyjmuje aktualne wartości dynamiczne z systemów monitorowania i diagnostyki. b) Stan alertu Gdy dla którejkolwiek z gałęzi Ipom α% Id (gdzie α % < 100% ) następuje pobudzenie AO i podanie komunikatu o wysokim obciążeniu tej gałęzi (linii lub transformatora). Następnie powrót do stanu (a). c) Stan odciążania regulacyjnego Gdy Id < Ipom Ia odliczany jest czas zwłoki równy t ruch podczas którego powinny zostać podjęte czynności ruchowe niezbędne dla zniwelowania powstałego przeciążenia. Jeśli przeciążenie ustąpiło, powrót do stanu (a). Jeśli przeciążenie nie ustąpiło automatyka wysyła rozkazy regulacyjne na zaniżenie mocy zespołów wytwórczych wybranych do regulacji. (c1) Jeśli przeciążenie nie ustąpiło i licząc od pobudzenia automatyki upłynął czas t a dozwolony dla takiego przeciążenia lub moc zredukowano do minimum technologicznego, automatyka powoduje wyłączanie do PPW regulowanych zespołów wytwórczych (lub innych zespołów jeśli regulowane zespoły nie przewidziano w logice automatyki do wyłączenia). Przejście do stanu (e). (c) Jeśli w wyniku regulacji przeciążenie ustąpiło, powrót do stanu (a) czuwania i pomiarów. d) Stan odciążania szybkiego Gdy I pom > Ia automatyka podaje komunikat, że po upływie krótkiego czasu (np. min.) nastąpi wyłączanie do PPW jednego z zespołów wytwórczych. Jeśli działanie AO nie jest anulowane przez obsługę, po upływie tego czasu zostaje wysłany sygnał na wyłączenie do PPW danego zespołu wytwórczego. Następuje przejście do stanu (e) w celu oceny sytuacji. e) Kontrola zakończenia odciążania Gdy I pom < β% Id (gdzie β % < 100% oraz β % > α% ) następuje podanie komunikatu o zakończeniu odciążania. Powrót do stanu (a). Przykładowe wartości: α % = 85%, β % = 98%. 4. Algorytm AO ze współczynnikami węzłowo-gałęziowymi Z punktu widzenia racjonalności postępowania dobrze by było aby algorytm decyzyjny AO mógł od razu przewidzieć, czy przy danym przeciążeniu jest sens podejmować odciążanie poprzez regulację tj. czy w zadanym czasie odciążanie w dostępnym tempie będzie wystarczające, czy od razu podjąć decyzję wyłączenia. Niżej opisany jest algorytm mający takie właściwości. 7

8 4..1 Współczynniki węzłowo-gałęziowe Współczynniki węzłowo-gałęziowe κ (ij) k występujące w równaniu (4.1) można obliczyć korzystając z równania impedancyjnego węzłowego. Rozważa się ogólny przypadek wpływu prądu węzłowego I k dowolnego węzła k na prąd I ij w dowolnej gałęzi i-j. Dla potrzeb opisu tego algorytmu wprowadza się dodatkowo (w stosunku do poprzedniego algorytmu) szybkość odciążania zespołu wytwórczego p oraz współczynnik odciążania. Współczynnik węzłowo-gałęziowy κ (ij) k określa efektywność odciążania gałęzi sieci (linii lub transformatora) za pomocą zmiany prądu zespołów wytwórczych. Z tego względu w dalszej części przy opisywaniu algorytmu współczynnik ten będzie nazywany "współczynnikiem odciążania". W algorytmie decyzyjnym AO współczynnik odciążania dla danej gałęzi sieci i węzła wytwórczego mógłby służyć do stwierdzenia a priori jak duża musi być redukcja wytwarzania (moc regulowanych lub wyłączanych zespołów wytwórczych), aby uzyskać wymagane odciążenie danej gałęzi sieci: IG = I L / κ lub IG = I T / κ, gdzie indeksy G,L,T oznaczają odpowiednio generator, linię, transformator. W praktyce mówiąc o obciążeniu linii przesyłowych ma się na myśli prąd, zaś w przypadku zespołów wytwórczych i transformatorów odpowiednio moc. Z tego względu współczynniki odciążania dla linii i transformatorów można zdefiniować następująco: IL = κ L Pm lub ST = κ T Pm (4.) gdzie Pm -zmiana mocy mechanicznej turbiny danego zespołu wytwórczego, IL -zmiana obciążenia linii w ka, ST -zmiana obciążenia transformatora w MVA, κl -współczynnik odciążania linii przesyłowej w ka/mw, κt -współczynnik odciążania transformatora w MVA/MW. 4.. Algorytm decyzyjny Mając oszacowanie Pm można sprawdzić czy zaniżenie mocy wybranych zespołów wytwórczych do minimum technologicznego będzie wystarczające dla odciążenia sieci. Jeśli nie będzie, należy podjąć decyzję o wyłączeniu wybranego zespołu wytwórczego i nie podejmowaniu działań regulacyjnych. Można także sprawdzić, czy przy danej szybkości regulacji p czas regulacji t r = Pm / p wymagany do zredukowania mocy turbin o oszacowaną wartość Pm jest mniejszy od czasu przewidzianego w algorytmie na regulację. Algorytm decyzyjny nr (wykorzystujący współczynniki węzłowo-gałęziowe) Zakłada się następujące stany działania: a) Stan czuwania i pomiarów (a1) Blok pomiarowy odczytuje pomiary prądów I pom w poszczególnych monitorowanych gałęziach sieci oraz temperaturę otoczenia. Blok danych (zależnie od opcji) odczytuje dane domyślne o obciążalności długotrwałej I d i awaryjnej I a, t a lub wyznacza je z charakterystyk temperaturowych (dla zmierzonej temperatury otoczenia) lub przyjmuje aktualne wartości dynamiczne z systemów monitorowania i diagnostyki. (a) Blok danych sprawdza konfigurację sieci wyprowadzenia mocy z elektrowni. Jeśli stan jest normalny (N-0), odczytuje z pamięci wartości współczynników odciążania κ dla stanu normalnego. Jeśli nastąpiło wyłączenie gałęzi sieci (linii lub transformatora) wyprowadzenia mocy z elektrowni współczynniki odciążania są modyfikowane. 8

9 b) Stan alertu Gdy dla którejkolwiek z gałęzi Ipom α% Id (gdzie α % < 100% ) następuje pobudzenie AO i podanie komunikatu o wysokim obciążeniu tej gałęzi (linii lub transformatora). Następnie powrót do stanu (a). c) Stan odciążania regulacyjnego Gdy I d < Ipom Ia w oparciu o współczynniki odciążania obliczana jest szacunkowa wartość wymaganej mocy odciążania Pm oraz wymagany czas regulacji t r = Pm / p. Sprawdzane są następujące kryteria dalszego działania: (c1) Gdy dostępna moc regulacyjna jest za mała lub wymagany czas regulacji jest za długi automatyka nie podejmuje odciążania regulacyjnego i podaje komunikat, że nie będzie wykonywana regulacja i ostrzega, że po upływie czasu t a nastąpi automatyczne wyłączenie do PPW zespołu wytwórczego wybranego z listy zespołów zadeklarowanych do wyłączeń. W takim przypadku cały czas t a może być wykorzystany na czynności ruchowe. Jeśli przeciążenie ustępuje, powrót do stanu (a). Jeśli przeciążenie nie ustępuje podawany jest sygnał na wyłączenie zespołu wytwórczego do PPW. Powrót do stanu (a). (c) Gdy dostępna moc regulacyjna jest wystarczająca i wymagany czas regulacji nie jest za długi automatyka podaje komunikat, że po upływie krótkiego czasu (np. min.) podjęte zostanie odciążanie regulacyjne. Gdy taka decyzja AO nie jest ręcznie anulowana przez obsługę, po upływie zadanego czasu automatyka wysyła rozkazy regulacyjne na zaniżenie mocy zespołów wytwórczych wybranych do regulacji. Jeśli przeciążenie ustępuje, powrót do stanu (a). Jeśli wyczerpano zakres regulacyjny następuje przejście do stanu (e) w celu oceny sytuacji i podjęcia dalszych decyzji. d) Stan odciążania szybkiego Gdy I pom > Ia automatyka podaje komunikat, że po upływie krótkiego czasu (np. min.) nastąpi wyłączanie do PPW jednego z zespołów wytwórczych. Jeśli działanie AO nie jest anulowane przez obsługę, po upływie tego czasu zostaje wysłany sygnał na wyłączenie do PPW danego zespołu wytwórczego. Następuje przejście do stanu (e) w celu oceny sytuacji. e) Kontrola zakończenia odciążania Gdy I pom < β% Id (gdzie β % < 100% oraz β % > α% ) następuje podanie komunikatu o zakończeniu odciążania. Powrót do stanu (a). Przykładowe wartości: α % = 85 %, β % = 98% W celu oszacowania wpływu wyłączeń gałęzi sieci w pracy [6] w ramach analiz wykonanych dla jednego z węzłów wytwórczych KSE zbadano zakresy zmian wartości współczynników węzłowo-gałęziowych przy wyłączeniach pojedynczych oraz wielokrotnych. Do analizy przyjęto węzeł wytwórczy przedstawiony na Rys Ze względu na poufność danych KSE oznaczenia gałęzi na rysunku są fikcyjne. Rys Uproszczony schemat węzła wytwórczego AAA 9

10 Uzyskane wartości współczynników odciążania zestawiono w Tab Tab Przykłady wartości współczynników odciążania (N-0) (N-1) (N-) Kod Min Max Min Max L4 0,479 0,506 0,60 0,663 0,873 L01 0,059 0,08 0,116 0,17 0,3 L41 0,31 0,46 0,48 0,35 0,768 AAA-A 0,31 0,31 0,456 0,337 0,790 Powyższy sposób obliczenia współczynników odciążania tj. w A/A nie zaburza analizy, a pozwala na lepszą obserwację zjawisk zachodzących w analizowanym węźle. Warto zwrócić uwagę, że dla stanów wyłączeń brano pod uwagę wyłączenia rozmaitych gałęzi sieci. Stąd rozrzuty w wartościach podanych w kolumnach min oraz max. Z przeprowadzonych obliczeń wynika, że w stosunku do stanu normalnego (N-0) w stanach wyłączeń wartości współczynników odciążania ulegają znaczącym zmianom i powyższy algorytm mógłby być stosowany tylko z metodą odpowiedniego modyfikowania wartości współczynników przy zmianach konfiguracji sieci. 4.3 Algorytm AO z identyfikowaniem współczynników odciążania Ponieważ proces odciążania poprzez regulację mocy wytwarzanej nie jest szybki, w algorytmie decyzyjnym AO zamiast obliczania współczynników odciążania na podstawie parametrów sieci, można zastosować identyfikowanie współczynników odciążania na podstawie rzeczywistych skutków odciążania uzyskanych w zadanym krótkim przedziale czasu regulacji (np. w ciągu jednej minuty). Korzystając z wzorów (4.) można napisać: IL( tr ) S κ L = lub T ( t ) κ r T = P ( t ) P ( t ) (4.3) m r gdzie tr -przedział czasu regulacji przeznaczony na identyfikację skutków odciążania, Pm ( tr) - zmiana mocy mechanicznej turbiny danego zespołu wytwórczego w danym czasie, IL( tr ) -zmiana obciążenia linii w danym czasie w ka, ST ( tr ) -zmiana obciążenia transformatora w danym czasie w MVA Algorytm decyzyjny Mając oszacowanie współczynników odciążania można podjąć decyzję, czy dalsze odciążanie regulacyjne będzie skuteczne przy danym minimum technologicznym zespołów wytwórczych i danej szybkości regulacji. Algorytm decyzyjny nr 3 (z identyfikowaniem współczynników odciążania) Zakłada się następujące stany działania: a) Stan czuwania i pomiarów a1) Blok pomiarowy odczytuje pomiary prądów I pom w poszczególnych monitorowanych gałęziach sieci oraz temperaturę otoczenia. Blok danych (zależnie od opcji) odczytuje dane domyślne o obciążalności długotrwałej I d i awaryjnej I a, t a lub wyznacza je z charakterystyk temperaturowych (dla zmierzonej temperatury otoczenia) lub przyjmuje aktualne wartości dynamiczne z systemów monitorowania i diagnostyki. m r 10

11 a) Blok danych sprawdza konfigurację sieci wyprowadzenia mocy z elektrowni. Jeśli stan jest normalny (N-0), odczytuje z pamięci wartości współczynników odciążania κ dla stanu normalnego. Jeśli nastąpiło wyłączenie gałęzi sieci (linii lub transformatora) wyprowadzenia mocy z elektrowni współczynniki odciążania są modyfikowane. b) Stan alertu Gdy dla którejkolwiek z gałęzi Ipom α% Id (gdzie α % < 100% ) następuje pobudzenie AO i podanie komunikatu o wysokim obciążeniu tej gałęzi (linii lub transformatora). Następnie powrót do stanu (a). c) Stan odciążania regulacyjnego (c1) Gdy Id < Ipom Ia podjęcie odciążania regulacyjnego przez krótki czas tr. Obliczenie współczynników odciążania w oparciu o uzyskane odciążenie. Obliczenie wymaganej mocy odciążania Pm oraz wymaganego czasu regulacji t r = Pm / p. Sprawdzane są następujące kryteria dalszego działania: (c) Gdy dostępna moc regulacyjna jest za mała lub wymagany czas regulacji jest za długi automatyka nie podejmuje odciążania regulacyjnego i podaje komunikat, że nie będzie wykonywana regulacja i ostrzega, że po upływie czasu t a nastąpi automatyczne wyłączenie do PPW zespołu wytwórczego wybranego z listy zespołów zadeklarowanych do wyłączeń. W takim przypadku cały czas t a może być wykorzystany na czynności ruchowe. Jeśli przeciążenie ustępuje, powrót do stanu (a). Jeśli przeciążenie nie ustępuje podawany jest sygnał na wyłączenie zespołu wytwórczego do PPW. Powrót do stanu (a). (c3) Gdy dostępna moc regulacyjna jest wystarczająca i wymagany czas regulacji nie jest za długi automatyka podaje komunikat, że po upływie krótkiego czasu (np. min.) podjęte zostanie odciążanie regulacyjne. Gdy taka decyzja AO nie jest ręcznie anulowana przez obsługę, po upływie zadanego czasu automatyka wysyła rozkazy regulacyjne na zaniżenie mocy zespołów wytwórczych wybranych do regulacji. Jeśli przeciążenie ustępuje, powrót do stanu (a). Jeśli wyczerpano zakres regulacyjny następuje przejście do stanu (e) w celu oceny sytuacji i podjęcia dalszych decyzji. d) Stan odciążania szybkiego Gdy I pom > Ia automatyka podaje komunikat, że po upływie krótkiego czasu (np. min.) nastąpi wyłączanie do PPW jednego z zespołów wytwórczych. Jeśli działanie AO nie jest anulowane przez obsługę, po upływie tego czasu zostaje wysłany sygnał na wyłączenie do PPW danego zespołu wytwórczego. Następuje przejście do stanu (e) w celu oceny sytuacji. e) Kontrola zakończenia odciążania Gdy I pom < β% Id (gdzie β % < 100 % oraz β % > α% ) następuje podanie komunikatu o zakończeniu odciążania. Powrót do stanu (a). Przykładowe wartości: α % = 85%, β % = 98% Weryfikacja założenia stałości współczynników odciążania W celu weryfikacji założenia o stałości współczynników odciążania przeprowadzono wszechstronne badania dotyczące węzła wytwórczego przedstawionego na Rys Na rysunku Rys. 4. przedstawiono przykładowe wyniki dla stanu (N-0) oraz wybranych stanów z wyłączeniem pojedynczym lub wielokrotnym, przy założeniu, że współczynniki odciążania były wyznaczane co Pm ( tr ) = 10 MW. 11

12 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,5 0, 0,15 0,1 0,05 0 κ T, κ L ΔP m AAA-A L4 L41 Rys. 4.. Zależność współczynników odciążania κ L, κ T od mocy odciążenia, stan (N-1) - wyłączenie linii L01 Dla ujednolicenia podejścia współczynniki odciążania obliczono w A/A (zmiana prądu w linii/transformatorze do zmiany prądu w węźle wytwórczym). Na podstawie otrzymanych wyników można sformułować następujące wnioski: 1. Wykresy współczynników odciążania κ L, κ T mają w przybliżeniu charakter liniowy;. Wartości współczynników odciążania κ L, κ T mają w przybliżeniu stałą wartość (niewielkie zmiany wartości współczynników mogą wynikać z przyjętego modelu symulacyjnego systemu elektroenergetycznego oraz właściwości programu symulacyjnego PLANS). 4.4 Przykłady wyników symulacji Badania symulacyjne, weryfikujące algorytmy odciążania przeprowadzono dla węzła wytwórczego przedstawionego na Rys W trakcie badań analizie poddano jedynie algorytm oraz algorytm Słabe przeciążenia - odciążanie regulacyjne Jako jednostki regulacyjne przyjęto generatory G1 oraz G. Przyjęto założenie, że każda jednostka wytwórcza G1 oraz G w trakcie czasu t a =0 min. Może zredukować wytwarzanie o P m = 160 MW, co łącznie daje 30 MW. Wyniki obliczeń symulacyjnych przedstawiono w Tab. 4.3 oraz Tab Tab Ilustracja działania algorytmu w zakresie łagodzenia słabych przeciążeń. Stan sieci, Wymagane gałąź odciążenie AAA-A L4 L01 L41 wyłączona P m [MW] κ T %S d κ L %I d κ L %I d κ L %I d (N-0) 0,31 7,7 0, , 0,059 44,9 0, ,6 4,8 100,6 43,9 79,1 (N-1), 0 0 0,60 109,4 0,084 48,9 0,96 88 AAA-A 165, ,7 45,6 79,4 (N-1), L01 0,49 37,7 0, , , ,9 101,5 0 81,1 1

13 Tab Ilustracja działania algorytmu 3 w zakresie łagodzenia słabych przeciążeń. Stan sieci, Wymagane gałąź odciążenie AAA-A L4 L01 L41 wyłączona P m [MW] κ Tpom %S d κ Lpom %I d κ Lpom %I d κ Lpom %I d (N-0) 0,01 7,7 0, , 0,057 44,9 0, ,7 4,3 100,1 43,8 78,5 (N-1), 197, ,50 109,4 0,087 48,9 0,39 88 AAA-A 0 100, 45,0 77,8 (N-1), L01 16,8 0,35 37,7 0,4 108, , ,4 100, 0 79,5 Przedstawione w Tab. 4.3 oraz Tab. 4.4 przykładowe wyniki badań dotyczące likwidacji słabych przeciążeń, za pomocą regulacji mocy turbiny pokazują, że już w stanie (N-0), dla danych warunków pracy sieci elektroenergetycznej, następuje przeciążenie linii L4.W pozostałych stanach (N-1) to przeciążanie się pogłębia. Zastosowanie algorytmu pozwala na dość precyzyjne określenie wymaganej wartości mocy odciążenia (lekkie niedoszacowanie mocy odciążenia). Z kolei dzięki zastosowaniu pomiarowej identyfikacji wartości współczynników odciążania (algorytm 3) możliwe jest bardzo precyzyjne wyznaczenie wartości wymaganego odciążenia regulacyjnego. Błąd odciążania na poziomie 0,%I d jest na niskim poziomie. Większa niedokładność oszacowania wymaganego odciążania P m w przypadku algorytmu, może wiązać się z dokładnością obliczeń zwarciowych, a precyzyjniej modeli zwarciowych, które posłużyły do określenia węzłowogałęziowych współczynników odciążania Silne przeciążenia - odciążanie szybkie W przypadku silnych przeciążeń proponowane badane algorytmy podejmują decyzję o wyłączeniu jednostki wytwórczej i jej przejściu do pracy na potrzeby własne. W Tab przedstawiono przykładowe wyniki dotyczące silnych przeciążeń. Tab Ilustracja łagodzenia silnych przeciążeń (odciążanie szybkie). Stan sieci, Wymagane gałąź odciążenie/ AAA-A L4 L01 L41 wyłączona odciążenie szybkie P m [MW] κ Tpom %S d κ Lpom %I d κ Lpom %I d κ Lpom %I d (N-1), 0,345 69, 0, ,6 0,095 59,8 0,000 0,0 L41 604,4/538 35,9 103, 49,9 0,0 (N-), 0,000 0,0 0,000 0,0 0,18 114,8 0,781 1,7 AAA-A oraz L4 1088,7/1076 0,000 0,0 0,000 0,0 61,7 96, Powyższe badania zarówno dla silnych jak i słabych przeciążeń pokazuję dużą skuteczność zaproponowanych algorytmów. Ze względu na wykorzystanie współczynników węzłowogałęziowych wyznaczonych w sposób pomiarowy, dla rzeczywistych warunków, jako lepszy algorytm odciążania należy wskazać algorytm WADY I ZALETY ALGORYTMÓW Wady i zalety algorytmów automatyki odciążającej przedstawiono w Tab

14 Tab. 4.. Wady i zalety algorytmów automatyki Algorytm Zalety Wady AO-1 oparty na pomiarach wartości prądów AO- wykorzystujący współczynniki węzłowogałęziowe AO-3 z identyfikowaniem współczynników odciążania Prostota algorytmu. W stanie c1), jeśli regulacja jest podejmowana, to na czas regulacji można przeznaczyć prawie cały czas t a. Jeśli działania regulacyjne nie są podejmowane, to na działania ruchowe operator ma również więcej czasu niż w poprzednim algorytmie, bo cały czas t a. Zalety poprzedniego algorytmu (AO-) oraz tę istotną cechę, że decyzja o kontynuacji odciążania regulacyjnego podejmowana jest w oparciu o realne wartości współczynników odciążania Układ nie wymaga transmisji danych o całym SEE z centralnego systemu SCADA (działa na podstawie pomiarów lokalnych) Czas regulacji (t a - t ruch ) jest krótki, gdyż czas t ruch przeznacza się na umożliwienie podjęcia czynności ruchowych i tylko czas (t a - t ruch ) przeznacza się na zaniżanie mocy. Konieczność wprowadzania z zewnątrz odpowiednich wartości współczynników. (współczynniki ulegają zmianom wraz ze zmianą min. konfiguracji sieci. Algorytm opiera się na założeniu, że w trakcie odciążania regulacyjnego współczynniki odciążania nie ulegają istotnym zmianom, co nie zawsze musi być słuszne. 5 Automatyka przeciwkołysaniowa Automatyka przeciwkołysaniowa (APK) jest środkiem zaradczym, który można stosować dla poprawy bezpieczeństwa SEE i zapobieżenia utracie synchronizmu w szczególnych przypadkach. W procesie planowania rozwoju SEE omawianą tu APK można stosować w okresach przejściowych, gdy rozwój sieci przesyłowej nie nadąża za rozwojem wytwarzania i stabilność dla zdarzeń wiarygodnych można zapewnić dzięki zastosowaniu dodatkowych środków takich jak APK. Utrata stabilności kątowej przejściowej systemu elektroenergetycznego polegająca na utracie synchronizmu generatorów synchronicznych może wystąpić wskutek dużego chwilowego zaburzenia bilansu mocy czynnej spowodowanego zwarciem w sieci przesyłowej bliskim elektrowni. Metody ratowania synchronizmu nazywa się metodami poprawy stabilności przejściowej. Są one szczegółowo opisane w podręcznikach [7], [4] oraz artykułach [3]. Najlepszą (naturalną) metodą poprawy stabilności przejściowej jest skracanie czasu trwania zwarcia poprzez stosowanie możliwie jak najszybszych zabezpieczeń oraz ostrożne prowadzenie pracy SEE przez zaniżanie mocy wytwarzanej w stanach wyłączeń remontowych, gdy z analiz stabilności wynika, że istnieje zagrożenie synchronizmu. Inne metody ratowania synchronizmu polegają na: (1) zastosowaniu szybkiej regulacji turbin parowych FV (ang. fast valving), () załączaniu rezystorów hamujących BR (ang. braking resistors), (3) zastosowaniu szeregowych urządzeń FACTS (ang. flexible AC transmission systems), (4) wykorzystaniu szybkiej zmiany konfiguracji sieci wyprowadzenia mocy z elektrowni, (5) zastosowaniu wyłączania części generatorów pracujących na wspólne szyny. 14

15 Układ testowy Do analizy przyjęto węzeł wytwórczy przedstawiony na Rys Ze względu na poufność danych KSE oznaczenia gałęzi na rysunku są fikcyjne. Rys.5.1. Schemat stacji BBB 400kV 5.1 ZDARZENIA ZAB-DOD Zdarzenie Zab-dod należy rozumieć jako zwarcie 3-fazowe K3 szyn stacji likwidowane z czasem opóźnionym przez działanie dodatkowej (wydłużonej) strefy zabezpieczenia odległościowego (przypadek odstawienia zabezpieczeń podstawowych szyn stacji) t dod =300 ms, t s =00 ms, t AT =t TB =350 ms, t II =500 ms Rys. 5.. Schemat przedstawiający zdarzenie Zab-dod. W pierwszym etapie przyjęto, że w sytuacji czasowego odstawienia zabezpieczeń podstawowych szyn stacji sąsiednich do stacji wyprowadzenia mocy z badanych elektrowni KSE może pracować przy założeniu, że ewentualne zwarcia tych szyn będą eliminowane przez rezerwę zdalną przekaźnikową z czasem 500 ms typowym dla II stref zabezpieczeń odległościowych. Przy tak długich czasach występowały przypadki w których dopuszczenie tak długich czasów trwania zwarcia prowadziło do utraty synchronizmu wszystkich generatorów danej elektrowni bez możliwości uratowania synchronizmu części generatorów za pomocą APK wyłączającej część generatorów tracących synchronizm. Przy omawianym czasie 500 ms poważne zagrożenie pracy KSE wynika także z faktu, że w przypadku zwarć szyn stacji istotnych dla sporej części KSE utrata synchronizmu następuje równocześnie w kilku elektrowniach, co jest już bardzo groźną sytuacją prowadzącą do awarii o charakterze systemowym. Na Rys pokazano przykładowo przebiegi kątów wirników i mocy generatorów trzech bliskich siebie elektrowni w przypadku opóźnionej likwidacji zwarcia szyn stacji połączonej z tymi elektrowniami. Postanowiono zbadać możliwość zastosowania dodatkowych stref działających z czasem 300 ms uaktywnianych w przypadku czasowego odstawienia podstawowych zabezpieczeń szyn stacji. 15

16 Analiza wykonana dla omawianego tu zdarzenia typu Zab-dod pokazała, że przy czasach 300 ms znacząco co zmalała liczba przypadków zagrożenia synchronizmu lecz dla stacji istotnych dla wyprowadzenia mocy z dużych elektrowni sytuacja nadal jest niedopuszczalna. (a) δ[ o ] (b) P g [MW] t[s] t[s] Rys Przebiegi kątów wirników (a) oraz mocy czynnej generatorów (b) dla zwarcia K3 szyn stacji AAA41 likwidowanego przez działanie rezerwy zdalnej z czasem drugich stref zabezpieczeń odległościowych t II =500 ms. Z wykonanej analizy wynika, że niektóre stacje nie mogą pracować ć przy odstawionym zabezpieczeniu podstawowym szyn mimo zapewnienia rezerwy zdalnej działającej z czasem 300 ms. Dla takich stacji należy zdublować zabezpieczenia podstawowe szyn zapewniające likwidację zwarcia z czasem normalnym 100 ms. (a) δ[ o ] (b) P g [MW] t[s] t[s] Rys Przebiegi kątów wirników (a) oraz mocy czynnej generatorów (b) dla zwarcia K3 szyn stacji AAA41 likwidowanego przez działanie zabezpieczeń z czasem t II =10 ms. 16

17 Na Rys pokazano przebiegi kątów wirników i mocy czynnych generatorów tych samych elektrowni i dla tego samego miejsca zwarcia jak na Rys lecz przy założeniu likwidacji zwarcia z czasem 10 ms. Jak widać w tym przypadku synchronizm jest zachowany. 5. ZDARZENIA WYŁ-K3 Zdarzenie Wył-K3 należy rozumieć jako bliskie zwarcie 3-fazowe linii wyprowadzenia mocy z elektrowni oraz zablokowanie wyłącznika i likwidacja zwarcia przez działanie lokalnej rezerwy wyłącznikowej t LRW =300 ms oraz t LRW(3/) =00 ms dla układu 3/ wyłącznikowego. W układzie 3/ wyłącznikowym należy rozpatrzyć przypadek zablokowania wyłącznika szynowego (wyłączenie linii zwartej) oraz przypadek zablokowania wyłącznika mostkowego (wyłączenie obu gałęzi danego mostka). Rys Schemat przedstawiający zdarzenie Wył-K3. Analiza wykazała, że dla czasów t LRW =300 ms występują analogiczne problemy jak dla wyżej omówionego zdarzenia Zab-dod z czasem t dod =300 ms, tzn. w wielu przypadkach dochodzi do utraty synchronizmu dużej liczby generatorów bez możliwości ratowania synchronizmu za pomocą APK. Rys ilustruje jeden z takich przypadków. Przy zwarciu bliskim w linii (BBB411- CCC43) i działaniu LRW z czasem t LRW =300 ms oraz czasie otwarcia wyłącznika sprzęgła poprzecznego t s =00 ms synchronizm tracą generatory pracujące zarówno na szyny 400 kv jak i szyny 0 kv. Analiza stanów nieustalonych w trakcie zdarzeń Wył-K3 pokazała, że problemy związane z tego typu zdarzeniem mogą być w wielu przypadkach zlikwidowane, a w niektórych najtrudniejszych przypadkach złagodzone przez przyspieszenie otwarcia wyłączników sprzęgłowych szyn. W przypadku awarii wyłącznika sygnał świadczący o braku otwarcia wyłącznika jest dostępny z lokalnej rezerwy wyłącznikowej LRW typowo z czasem t LRW =300 ms dla trójsystemowego sekcjonowanego układu szyn oraz t LRW(3/) =00 ms dla 3/ wyłącznikowego układu szyn. 17

18 δ[ o ] t[s] P g [MW] t[s] Rys Przebiegi mocy czynnej oraz kąta obciążenia generatorów przy zwarciu bliskim w linii (BBB411-CCC43) przy czasie otwarcia wyłącznika sprzęgła szyn t s =00 ms i działaniu LRW z czasem t LRW =300 ms (wyłączenie YBBB-G6 oraz YBBB-G7 z czasem t LRW =300 ms) Z punktu widzenia ratowania synchronizmu przy uszkodzeniach wyłączników takie czasy są jednak zbyt długie. Z tego względu w zaproponowano dwa specjalne sygnały pozyskiwane z zabezpieczenia odległościowego za pomocą dodatkowej strefy: sygnał BOW = Brak otwarcia wyłącznika sygnał WZB = Wielofazowe Zwarcie Bliskie Sygnał BOW można uzyskać ć w sposób następujący: (a) pierwszą strefę zabezpieczenia odległościowego nastawia się typowo na 0,85 długości zabezpieczanej linii jako bezzwłoczną z czasem własnym zabezpieczenia szacowanym na 30 ms, (b) czas otwierania wyłącznika szacuje się na 50 ms, (c) dodatkową strefę (zależnie od znaczenia danej linii dla stabilności KSE) nastawia się na (0,0 0,50) długości linii z czasem wydłużonym do wartości >(30+50) tj. z czasem >80 ms np. (90 100) ms. Uznaje się, że wyłącznik nie otworzył się, jeśli po podaniu sygnału na otwarcie wyłącznika nastąpiło podanie sygnału od dodatkowej strefy tj. nie nastąpiło przerwanie naliczania czasu tej strefy. Sygnał BOW definiuje się następująco: BOW = wielofazowe zadziałanie w I strefie zadziałanie w dodatkowej krótkiej opóźnionej strefie Przy wykorzystaniu tak zdefiniowanego sygnału z dużym prawdopodobieństwem można założyć, że pojawienie się ę takiego sygnału jest spowodowane brakiem otwarcia wyłącznika. Sygnał taki można wykorzystać do otwarcia wyłączników sprzęgłowych z czasem t s =150 ms lub do wyłączenia generatorów z czasem t APK =150 ms. Sygnał WZB można pozyskać z zabezpieczeń odległościowych przeznaczając na ten cel jedną strefę nastawioną na krótki zasięg (np. na (0,0 0,50) długości linii) działającą bezzwłocznie. Działanie tej krótkiej strefy przy zwarciach wielofazowych generuje sygnał WZB. Sygnał WZB można wykorzystać ć do przyspieszenia działania lokalnej rezerwy wyłącznikowej LRW w układzie stacji 3/ wyłącznikowym. Sygnał WZB można podać na cewkę wyłącznika i następnie przy braku otwarcia wyłącznika już bez próby ponownego otwarcia wyłącznika 18

19 dokonać przełączeń przypisanych do LRW. W ten sposób dla bliskich zwarć wielofazowych czas likwidacji zwarcia bliskiego przy awarii wyłącznika skróci się o co najmniej kilkadziesiąt milisekund. W przypadku zabezpieczeń opartych na komparatorze fazy jako sygnał WZB można wykorzystać sygnał identyfikacji zwarcia bliskiego. Sygnał ten jest dostępny szybciej niż sygnały od pierwszej strefy pomiarowej algorytmu odległościowego. Przydatność zaproponowanych sygnałów zbadano w ramach wykonywania pracy [6] dotyczącej zainstalowania w KSE dużych zespołów wytwórczych. Jako punkt wyjścia do analiz przyjęto efektywny czas otwarcia wyłącznika sprzęgła szyn t s =00 ms. Tak długi czas połączenia sekcji szyn jest przyczyną dla której synchronizm tracą także generatory przyłączone do sekcji szyn w których nie ma zwarć ani uszkodzeń. W badaniach symulacyjnych stwierdzono, że każde przyspieszenie otwarcia wyłącznika sprzęgłowego znacząco poprawia sytuację. Racjonalnym działaniem przy zdarzeniach typu Wył-K3 jest możliwie szybkie rozcięcie szyn (otwarcie wyłącznika sprzęg gła) bez oczekiwania na rezultat próby ponownego otwarcia uszkodzonego wyłącznika przez LRW. Lepiej jest nawet zbędnie rozciąć sekcje szyn niż doprowadzić do utraty synchronizmu wielu generatorów. δ[ o ] P g [MW] t[s] t[s] Rys Przebiegi mocy czynnej oraz kąta obciążenia generatorów przy zwarciu bliskim w linii (BBB411-CCC43) przy czasie otwarcia wyłącznika sprzęgła szyn t s =150 ms i działaniu LRW z czasem t LRW =300 ms (wyłączenie YBBB-G6 oraz YBBB-G7 z czasem t LRW =300 ms) W celu przyspieszenia rozcinania szyn można wykorzystać sygnał BOW pozwalający otworzyć wyłącznik sprzęgłowy z efektywnym czasem t s =150 ms, co w stosunku do przyjętego t s =00 ms daje skrócenie czasu o 50 ms czyli o 5%. Skuteczność szybszego otwarcia wyłącznika sprzęgła poprzecznego szyn stacji 400 kv wyprowadzenia mocy z dużej elektrowni ilustruje porównanie powyższego Rys z Rys Gdy wyłącznik sprzęgła szyn był otwierany z czasem t s =00 ms następowała utrata synchronizmu kilku generatorów (Rys. 5.6.). Gdy wyłącznik sprzęgła zostaje otwarty szybciej z czasem t s =150 ms, to po odłączeniu szyny z uszkodzonym wyłącznikiem z czasem t LRW =300 ms system jest stabilny (Rys. 5.7.). 19

20 Z powyższych względów wykonano dodatkowe symulacje sprawdzające jaki byłby rezultat działania zabezpieczeń od poślizgu biegunów w przypadku, gdyby mimo szybkiego rozcięcia szyn doszło do utraty synchronizmu. Wnioski z tych badań są optymistyczne. Na Rys pokazano przebiegi mocy czynnej przy zwarciu bliskim w linii (BBB41- DDD414) w stanie (N-1) ruchowego odstawienia linii (BBB41-AAA41) przy czasie otwarcia wyłącznika sprzęgła szyn t s =0,150 s i działaniu LRW z czasem t LRW =0,300 s. Wraz z działaniem LRW wyłączane są generatory YBBB-G11 oraz YBBB-G1 przyłączone do sekcji szyn z uszkodzonym wyłącznikiem. Po wyłączeniu zwarcia z synchronizmu wypadają także generatory YBBB-G9 oraz YBBB-G10 przyłączone do sąsiedniej siedniej sekcji szyn. Na rysunku trzecim założono, że generatory te są wyłączane przez zabezpieczenia od poślizgu biegunów PSP. Po takim działaniu pozostałe w pracy generatory zachowują synchronizm. a (a) wyłączenie YBBB-G11 oraz YBBB-G1 przez LRW z czasem t LRW =0,300s P g [MW] t[s] t[s] (b) wyłączenie YBBB-G9 oraz YBBB-G10 przez zabezpieczenia od poślizgu biegunów P g [MW] t[s] Rys Przebiegi mocy czynnej przy zwarciu bliskim w linii (BBB41- DDD414) w stanie (N-1) ruchowego odstawienia linii (BBB41- AAA41) przy czasie otwarcia wyłącznika sprzęgła szyn t s s=150 ms i działaniu LRW z czasem t LRW =300 ms (wyłączenie YBBB-G11 oraz YBBB-G1 z czasem t LRW =300 ms). 0

21 6 Załączanie rezystorów hamujących Rezystory hamujące są to rezystory załączane w SEE krótkotrwale w celu dociążenia mocą czynną generatorów, które wskutek zwarcia uzyskują znaczące przyspieszenia mogące prowadzić do utraty synchronizmu. Rezystory hamujące można podzielić na bocznikowe i szeregowe. Rezystory bocznikowe (głównie stosowane w hydroelektrowniach) są załączane w momencie powstania zwarcia bliskiego elektrowni na ułamek sekundy na czas wybiegania wirników generatorów (dodatni poślizg). Następnie rezystory te są wyłączane. Zastosowanie oraz sterowanie rezystorów hamujących bocznikowych jest opisane w podręcznikach [7], [4]. 6.1 Przykład zastosowania rezystorów szeregowych Rezystory szeregowe są mniej popularne i w literaturze jest mało informacji na temat ich praktycznych zastosowań, zwłaszcza dla dużych elektrowni. Zastosowanie szeregowych rezystorów hamujących do ratowania synchronizmu dużych generatorów elektrowni jądrowej opisano w referacie [10]. Rys Schemat ideowy załączenia szeregowego rezystora hamującego w polu blokowym (a) z wyłącznikiem zwierającym, (b) z dwoma wyłącznikami Jest kilka możliwych sposobów włączania szeregowego rezystora do obwodu zespołu wytwórczego. Dwa z nich pokazano na Rys Odnośnie zakresu zastosowania w artykule [10] przyjęto, że rezystor ma być wykorzystywany jako środek poprawy stabilności kątowej przejściowej dla bliskich zwarć trójfazowych w liniach przesyłowych likwidowanych z czasem opóźnionym wskutek uszkodzenia wyłącznika w polu liniowym. 6. Dobór rezystancji rezystora szeregowego Rezystor włączony do obwodu połączenia zespołu wytwórczego z SEE wpływa nie tylko na przebieg ruchu wirnika w trakcie i po danym zwarciu, ale także na przebieg wszystkich wielkości elektrycznych. Z tego względu dobierając rezystor hamujący powinno się uwzględnić następujące czynniki: (a) Intensywność hamowania wirnika generatora w trakcie zwarcia (likwidowanego z czasem opóźnionym), (b) Oddziaływanie rezystora na ruch wirnika po wyłączeniu zwarcia, (c) Wpływ rezystora na przebieg napięcia generatora w trakcie zwarcia i po jego likwidacji, (d) Momenty udarowe na wale zespołu wytwórczego w trakcie załączania i wyłączania rezystora. 1

22 6..1 Schematy zastępcze analizowanego układu Analityczne analizowanie kryteriów doboru rezystora hamującego oraz określenie algorytmu sterowania tego rezystora wymaga sformułowania i zbadania zależności matematycznych opisujących model układu. Trzeba przy tym rozważać zarówno stan zwarcia bliskiego szyn stacji wyprowadzenia mocy z elektrowni jak również stan po wyłączeniu zwarcia. Odpowiednie schematy oraz wykres fazorowy dla stanu po wyłączeniu zwarcia podano na Rys. 6.. Lewa strona schematów odpowiada schematowi zastępczemu zespołu wytwórczego " g ( d T i transformatora blokowego, E jest zastępczą siłą elektromotoryczną generatora dla stanu przejściowego, R jest rezystancją rezystora hamującego, X s jest reaktancją zastępczą przy czym X = X + X ) jest reaktancją zastępczą generatora dla stanu przejściowego systemu elektroenergetycznego, U s jest napięciem zastępczym systemu elektroenergetycznego. Rys. 6.. Schematy zastępcze i wykres fazorowy układu z rezystorem szeregowym (a) stan przed zakłóceniem, (b) stan przy wystąpieniu bliskiego zwarcia trójfazowego, (c) stan po wyłączeniu zwarcia przed wyłączeniem rezystora, (d) wykres fazorowy Przy typowych parametrach generatora i transformatora blokowego reaktancja " ( d T zastępcza zespołu wytwórczego X = X + X ) jest większa od reaktancji zastępczej g systemu X s, tj. zachodzi: Xg X s (6.1) Dla typowych stanów obciążenia generatora mocą czynną i bierną indukcyjną przejściowa siła elektromotoryczna generatora jest większa od napięcia generatora i tym samym większa od napięcia zastępczego systemu, czyli zachodzi: E > U. 6.. Stan bliskiego zwarcia trójfazowego W stanie bliskiego zwarcia trójfazowego generator jest obciążony mocą czynną odpowiadającą stratom mocy czynnej na rezystancji R wywołanej prądem zwarcia (Rys. 6..), czyli PK3 = IK3R, gdzie: = E Xg. Stąd otrzymuje się: I K3 / + R s