RAPORT KOŃCOWY Z ANALIZY AWARII NAPIĘCIOWEJ W KSE 26 CZERWCA 2006 r.

Transkrypt

1 Instytut Energoelektryki Na prawach rękopisu Do użytku służbowego Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej Raport serii Sprawozdania nr 01/2007 RAPORT KOŃCOWY Z ANALIZY AWARII NAPIĘCIOWEJ W KSE 26 CZERWCA 2006 r. Prof. Marian Sobierajski, Prof. Andrzej Wiszniewski, Prof. Bohdan Synal, Dr inż. Wojciech Myślecki, Dr inż. Wilhelm Rojewski Słowa kluczowe: analiza awarii, automatyka elektroenergetyczna, awaria napięciowa, lawina napięcia, system elektroenergetyczny. Wrocław, styczeń/luty 2007 r.

2 Instytut Energoelektryki Zamawiający: PSE-Operator S.A. ul. Mysia Warszawa Temat zadania: Przeprowadzenie badania awarii napięciowej w KSE w dniu 26 czerwca 2006 r. Umowa nr: BK/W/001/2006 Zamówienie nr: 003/BK/2006 Zlecenie u wykonawcy nr: Kierownik zadania: Prof. Marian Sobierajski

3 2 SPIS TREŚCI Str. 1. PODSTAWA PRAWNA, CEL I ZAKRES PRAC Podstawa prawna pracy Cel i zakres pracy WPROWADZENIE STAN PRACY KSE PRZED WYSTĄPIENIEM SYMPTOMÓW ZAGROŻENIA Planowanie pracy KSE w dniu 26 czerwca 2006 roku Prognoza zapotrzebowania w szczycie rannym Rezerwa wirująca Planowane wyłączenia linii i transformatorów w sieci przesyłowej Analiza ograniczeń przesyłowych w celu zaplanowania wymuszonej generacji Spełnienie ograniczeń sieciowych z uwzględnieniem generacji wymuszonej Praca KSE w dniu 26 czerwca 2006 r przed wystąpieniem awarii napięciowej Postoje awaryjne bloków i ubytki mocy dyspozycyjnej w dniu r Rzeczywisty przebieg zapotrzebowania mocy w szczycie w szczycie rannym Bilans mocy czynnej KSE w szczycie rannym Działanie układów ARST i poziomy napięć w sieci przesyłowej w godz. 12:00-13: Symptomy zagrożenia stabilności napięciowej Ocena rezerw mocy biernej w godz. 12:30-13:00 na podstawie badań na modelu Ocena stanu zagrożenia stabilności napięciowej KSE o godz. 13:00 oraz badanie wpływu potencjalnie możliwych działań OSP w celu zapobieżenia awarii ZDARZENIE INICJUJĄCE I ROZWÓJ AWARII NAPIĘCIOWEJ Zdarzenie inicjujące Warunki pracy elektrowni Ostrołęka o godz. 13: Warunki pracy elektrowni Ostrołęka tuż po godz. 13: Mechanizm utraty stabilności generatorów w elektrowni Ostrołęka Załamanie napięcia w systemie Działanie układów ARST i ARNE oraz zabezpieczeń podnapięciowych LIKWIDACJA AWARII Działania Operatora w celu likwidacji awarii Działania Operatora w celu przywrócenia zdolności regulacji częstotliwości Ponowna synchronizacja bloków w Elektrowni Ostrołęka Ocena działań Operatora mających na celu opanowanie i likwidacje awarii WNIOSKI KOŃCOWE I ZALECENIA Podsumowanie przyczyn i okoliczności powstania awarii oraz ocena działań OSP Planowanie i kierowanie pracą KSE Zmiany organizacyjne i legislacyjne Inwestycje sieciowe Gospodarka mocą bierną Automatyka regulacyjna i zabezpieczeniowa WYKAZ ZAŁĄCZNIKÓW 51 LITERATURA. 53 WYKAZ ODBIORCÓW. 53

4 3 8. ZAŁĄCZNIKI Załącznik 3.1. Porównanie poboru mocy biernej przez spółki dystrybucyjne centralnej i północnej części kraju w dniu 26 czerwca z prognozą w układzie normalnym oraz dniem 6 lipca Załącznik 3.2. Zdolności wytwarzania mocy czynnej i biernej jednostek JWCD Załącznik 3.3. Dopuszczalne zmiany napięć węzłowych w sieci zamkniętej 400/220/110 kv Załącznik 3.4. Postoje awaryjne bloków i ubytki mocy dyspozycyjnej w dniu r Załącznik 3.5. Przebiegi zapotrzebowania na moc w KSE w dniu 26 czerwca i w dniach porównywalnych Załącznik 3.6. Zestawienie blokad układów ARST w dniu 26 czerwca Załącznik 3.7. Przepływy mocy na liniach wymiany międzysystemowej o godz. 12:30 i 13: Załącznik 3.8. Napięcia w sieci 400 i 220 kv o godz. 12: Załącznik 3.9. Przebiegi mocy i napięć w El. Pątnów Załącznik Przebiegi mocy i napięć w El. Ostrołęka Załącznik Przebiegi mocy i napięć w El. Kozienice Załącznik Napięcia w sieci 400 i 220 kv o godz. 13: Załącznik Bilans mocy biernej w modelu KSE o godz. 12:30 i 13: Załącznik 4.1. Chronologiczny przebieg zdarzeń w elektrowni Ostrołęka w dniu awarii 26 czerwca Załącznik 4.2. Chronologiczny przebieg zdarzeń w KSE po wyłączeniu dwóch bloków w elektrowni Ostrołęka w dniu awarii 26 czerwca Załącznik 5.1. Przebiegi zmian napięcia w wybranych węzłach, ilustrujące przywracanie normalnych warunków napięciowych w KSE Załącznik 5.2. Działania celem opanowania i likwidacji awarii napięciowej KSE w dniu 26 czerwca 2006 roku Załącznik 5.3. Zdarzenia towarzyszące likwidacji awarii Załącznik 5.4. Zmiana punktu pracy njwcd na polecenie Operatora Załącznik 5.5. Przebieg uchybu regulacyjnego polskiego systemu oraz mocy wymiany.. 86

5 4 1. PODSTAWA PRAWNA ORAZ CEL I ZAKRES PRACY 1.1. Podstawa prawna pracy Pracę wykonano na podstawie Zamówienia Szczegółowego nr 003/BK/2006 złożonego w dniu 17 listopada 2006r., realizowanego w ramach Umowy nr BK/W/001/2006 zawartej w dniu 11 września 2006r., pomiędzy PSE-Operator S.A. z siedzibą w Warszawie, ul. Mysia 2, a Instytutem Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej (IEPWr), z siedzibą we Wrocławiu, Wybrzeże Wyspiańskiego 27, Wrocław Cel i zakres pracy Celem pracy jest przeprowadzenie badań awarii napięciowej w KSE w dniu 26 czerwca 2006 r. oraz opracowanie raportu końcowego z analizy tej awarii. Zadanie zlecone IEPWr obejmuje w szczególności: 1) Pozyskanie wszystkich niezbędnych informacji, w tym dostępnych danych źródłowych. 2) Wykonanie niezbędnego zakresu prac analitycznych. 3) Opracowanie raportu końcowego z badania awarii, zawierającego: (a) opis przebiegu awarii (stan wyjściowy, zdarzenie inicjujące, zakres awarii, likwidacja awarii), (b) określenie przyczyn powstania awarii, (c) ocenę działań służb planistycznych OSP, (d) ocenę działań podjętych przez służby ruchowe w celu zapobieżenia awarii, ograniczenia skali awarii, likwidacji awarii, ocenę działania układów regulacji napięcia (ARNE, ARST, generatory) (e) wnioski i zalecenia. 4) Opracowanie skrótu z raportu końcowego dla organów administracji państwowej oraz wersji publikacyjnej. 2. WPROWADZENIE Niniejsze opracowanie jest Raportem końcowym z analizy awarii napięciowej w dniu 26 czerwca 2006r opracowanym przez Zespół utworzony przez IEPWr. Raport dotyczy głównie zagadnień technicznych i zawiera opis warunków pracy systemu przed wystąpieniem awarii, jej przyczyny i przebieg oraz doraźne działania podjęte celem jej likwidacji. Ponadto, w raporcie przedstawiono wnioski i zalecenia, których realizacja jest niezbędna dla zminimalizowania ryzyka wystąpienia podobnej awarii w przyszłości. Raport został opracowany w oparciu o wyniki wcześniejszych analiz zawarte w Raporcie wstępnym, wyniki prac komisji poawaryjnych powołanych w elektrowniach Ostrołęka i Kozienice, a także na podstawie wyników późniejszych dogłębnych prac analitycznych, których celem było szczegółowe odtworzenia stanu systemu w poszczególnych fazach awarii. W badaniach awarii napięciowej w KSE w dniu 26 czerwca 2006 wykorzystano następujące materiały źródłowe i opracowania związane: (1) Awaria napięciowa w KSE 26 czerwca 2006 r. Raport wstępny z 12 załącznikami. Opracowanie Komisji PSE-Operator ds. awarii systemowej, Warszawa 10 lipca (2) Weryfikacja raportu wstępnego z analizy awarii napięciowej w KSE 26 czerwca Raport Inst. Energoelektr. PWr. Serii SPR nr 20/2006, Wrocław, wrzesień/październik2006.

6 5 (3) Analiza i ocena faktycznych możliwości regulacji napięć w systemie przesyłowym w warunkach przekraczania górnych wartości napięć oraz zagrożeń związanych ze stabilnością napięciową. Etap IV, Analiza awarii w dniu 26 czerwca Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Grudzień (4) Koreferat opracowania wymienionego w pkt. (3), wykonany przez ekspertów z Katedry Elektroenergetyki wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Gdańsk, styczeń/lutu (5) Analiza zakłóceń w systemie elektroenergetycznym w roku Wpływ na pracę sieci spółek dystrybucyjnych na podstawie danych z kwestionariusza. Prezentacja PTPiREE. (6) Kwestionariusz elektrowni. Opis zbiorczy Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie. Zespół ds. Analiz zakłóceń w systemie elektroenergetycznym w roku (7) Analiza zabezpieczeń podczęstotliwościowych i podnapięciowych bloków 1-4 BOT Elektrownia Opole SA. Opracowanie BOT Elektrownia Opole Należy podkreślić, że wcześniejsze raporty, dotyczące awarii napięciowej w KSE w dniu 26 czerwca 2006r zostały opracowane w oparciu niepełną wiedzę o awarii. Odnosi się to także do Raportu Końcowego z prac zespołu ds. analizy zakłóceń w systemie elektroenergetycznym w 2006 roku, opublikowanego przez Ministerstwo Gospodarki w dniu 23 listopada 2006 r. Zawarte w wymienionym tu raporcie wyjaśnienia przyczyn awarii, a szczególnie określenie zdarzenia inicjującego, okazały się niedostateczne, a w istocie błędne.

7 6 3. STAN RACY KSE PRZED WYSTĄPIENIEM SYMPTOMÓW ZGROŻENIA 3.1. Planowanie pracy KSE w dniu 26 czerwca 2006 roku Prognoza zapotrzebowania w szczycie rannym Prognoza zapotrzebowania w szczycie rannym w dniu 26 czerwca 2006 roku uwzględniała historię zapotrzebowania mocy w pierwszy wakacyjny poniedziałek oraz prognozowane warunki pogodowe. Prognozowano zapotrzebowanie mocy w szczycie rannym: MW Rzeczywiste zapotrzebowanie mocy w szczycie rannym: MW Błąd prognozy: 522 MW Procentowy błąd prognozy: 2.9 % Tak znaczny błąd prognozy Operator tłumaczy faktem, że dzień 26 czerwca nie był typowym poniedziałkiem, ale pierwszym upalnym dniem wakacji szkolnych. Wysoka temperatura w godzinach szczytu rannego powodowała wzrost poboru mocy przez urządzenia klimatyzacyjne. W rezultacie błąd prognozy wyniósł blisko 3%, a zatem był większy od błędu 2%- owego, przyjmowanego standardowo (zgodnie z IRiESP) przy wyznaczaniu rezerwy wirującej Rezerwa wirująca Wymagana rezerwa wirująca Przy prognozie zapotrzebowania MW rezerwa wirująca powinna uwzględniać: dodatkowe ubytki awaryjne: 5% zapotrzebowania 910 MW, błąd prognozy: 2% zapotrzebowania 364 MW razem 1274 MW Rezerwa zimna powinna wynosić 7% zapotrzebowania, tzn.: 1274 MW. Po rozłożeniu obciążenia na okresy 15-minutowe okazało się, że najniższe wartości rezerwy wirującej wystąpią w następujących chwilach czasowych: godz.: 10:15; 10:30; 11:00; 11:30; 11:45; 13:30; 13:45. Planowana rezerwa wirująca nie była mniejsza od 1299 MW. Wymagany zakres rezerwy sekundowej i minutowej w regulacji częstotliwości Wymagana rezerwa sekundowa w ramach regulacji pierwotnej: ± ( ) MW Wymagana rezerwa minutowa w ramach regulacji wtórnej: ± 700 MW. Planowany zakres rezerwy sekundowej i minutowej w regulacji częstotliwości Planowana rezerwa sekundowa w ramach regulacji pierwotnej ± 237 MW Planowana rezerwa minutowa w ramach regulacji wtórnej ± 656 MW Planowany eksport mocy W ramach synchronicznych połączeń międzysystemowych zaplanowano eksport mocy 1300 MW, co zostało uwzględnione przy planowaniu generacji. Uruchomienia źródeł pozostających w dyspozycji OSP Do dyspozycji OSP pozostawały wszystkie hydrogeneratory elektrowni szczytowopompowej Porąbka - Żar, tzn. 4x135 MW = 540 MW (Tab.3.1).

8 7 Tab Uruchomienia hydrogeneratorów w dyspozycji Operatora w dniu 26 czerwca 2006 r. praca pompowa praca kompensatorowa EW Nr Rozdz Sn Pn UG cosϕ Pmax Pmin Qmax Qmin Qmax Qmin Qmax Qmin bloku kv MVA MW kv - MW MW Mvar Mvar Mvar Mvar Mvar Mvar Porąbka ,00 135,00 13,80 0, Porąbka ,00 135,00 13,80 0, Porąbka ,00 135,00 13,80 0, Porąbka ,00 135,00 13,80 0, RAZEM Ponadto OSP miał do dyspozycji uruchomienie następujących jednostek cieplnych w kolejności wynikającej z rankingu ofert cenowych (Tab.3.2). Tab Uruchomienia jednostek cieplnych w dyspozycji Operatora w dniu ARNE Elektrownia Nr Rozdz Sn Pn UG cosϕ Pmax Pmin Qmax Qmin Qmax Qmin bloku kv MVA MW kv - MW MW Mvar Mvar Mvar Mvar Kozienice ,60 230,00 15,75 0, Kozienice ,00 560,00 20,00 0, Połaniec ,50 225,00 15,75 0, Połaniec ,00 225,00 15,75 0, Połaniec ,50 225,00 15,75 0, Połaniec ,00 225,00 15,75 0, Łaziska ,00 125,00 13,80 0, Łagisza ,00 120,00 13,80 0, Łagisza ,00 120,00 13,80 0, Skawina ,50 50,00 10,50 0, Siersza ,00 120,00 13,80 0, Konin ,00 120,00 13,80 0, Dolna Odra ,00 230,00 15,75 0, Rybnik ,60 230,00 15,75 0, RAZEM Wniosek Z punktu widzenia procedur planowania dobowego spełnione były wszystkie wymagania dotyczące rezerwy wirującej i rezerwy zimnej, wynikające z prognozowanego szczytowego zapotrzebowania mocy MW w dniu 26 czerwca 2006 roku Planowane wyłączenia linii i transformatorów w sieci przesyłowej W konfiguracji sieci zamkniętej zostały zaplanowane następujące wyłączenia linii i transformatorów w dniu 26 czerwca 2006 r.: Wyłączone linie 400 kv

9 8 Połaniec - Ostrowiec Albrechtcice - Dobrzeń Rzeszów - Tucznawa Wyłączone linie 220 kv Konin - Sochaczew Joachimów - Punkt rozgałęźny XJL - Łagisza oraz Wrzosowa Cieplice - Boguszów Klecina - Świebodzice Połaniec - Radkowice Plewiska - Konin Rożki - Puławy Wyłączone autotransformatory 220/110 kv Żydowo AT2 Klikowa AT1 Grudziądz AT1 Białystok AT1 Halemba AT1 Klecina AT1, AT2 Kozienice AT1 Podolszyce AT2 Police AT1 Plewiska AT2 Zgierz AT1 Wyłączone transformatory 400/110 kv Tucznawa TR1 Wyłączone transformatory 220/110 kv Czeczot TR1 Uwagi: 1) Linia 400 kv Połaniec - Ostrowiec pełni ważną rolę w kształtowaniu poziomów napięć w obszarze Warszawy. Jej wyłączenie powoduje obniżenie poziomów tych napięć. 2) Linia 400 kv Tucznawa - Rzeszów odgrywa istotną rolę w kształtowaniu poziomów napięć na południu kraju i jest często wyłączona w sytuacji zbyt wysokich wartości napięć w sieci przesyłowej. 3) Linia 220 kv Konin - Sochaczew jest ważna z punktu widzenia doprowadzania mocy do odbiorów w obszarze Warszawy. 4) Linia 220 kv Konin - Plewiska jest ważna z punktu widzenia doprowadzania mocy do odbiorów w obszarze Poznania Analiza ograniczeń przesyłowych w celu zaplanowania wymuszonej generacji Jednostki wytwórcze nie powinny produkować więcej mocy, aniżeli wynika to z ograniczeń przesyłowych sieci. Analiza tych ograniczeń uwzględnia prognozę zapotrzebowania

10 9 mocy w końcowych węzłach odbiorczych 110 kv. Dokonano tego zgodnie z procedurami prognozowania obciążeń węzłowych w krajowej sieci 400/220/110 kv. Ze względu na brak kompleksowych pomiarów mocy pobieranej z sieci zamkniętej w węzach 110 kv prognozy zapotrzebowania mocy w końcowych węzłach 110 kv są zawsze obarczone błędami. O ile błąd oszacowania mocy czynnej pobieranej z sieci zamkniętej 400/220/110 kv jest względnie mały, to już oszacowanie poboru mocy biernej może być traktowane jedynie jako bardzo zgrubne przybliżenie. Załącznik 3.1. zawiera porównawcze zestawienie poboru mocy biernej przez spółki dystrybucyjne centralnej i północnej części kraju w dniu 26 czerwca z prognozą w układzie normalnym oraz z poborem w dniu 6 lipca. Należy zwrócić uwagę, że tangensy mocy wyliczone dla spółek dystrybucyjnych mają mniejsze wartości niż dla niektórych odbiorców końcowych. Z punktu widzenia poziomów napięcia istotne są tylko wartości tgϕ określone w węzłach odbiorczych 400/220/110kV. Deficyt mocy biernej ma bowiem z reguły charakter lokalny i w obszarze jednej spółki tangensy mocy w poszczególnych węzłach mogą się znacznie różnić między sobą. Oznacza to, że operowanie pojęciem tangensa mocy spółki jest tu niewłaściwe i nie może stanowić kryterium oceny poprawności gospodarki mocą bierną w spółce. Oszacowanie zapotrzebowania mocy biernej w węzłach końcowych 110 kv powinno uwzględniać zmiany w strukturze odbiorów w szczycie rannym w dni upalne. W dużych miastach występuje wtedy narastanie, wraz z temperaturą otoczenia, poboru mocy przez urządzenia klimatyzacyjne. W takich warunkach istotne jest także to, że urządzenia klimatyzacyjne charakteryzują się stosunkowo małym współczynnikiem mocy cosϕ 0,75, czyli tangensem mocy tgϕ 0,9. Pesymistycznie można przyjąć, że pobór mocy biernej przez urządzenia klimatyzacyjne jest prawie taki sam jak pobór mocy czynnej. Aby uniknąć niedoszacowania poboru mocy biernej w analizach ograniczeń sieciowych powinny być wykonywane dodatkowe obliczenia rozpływów mocy, przy założeniu maksymalnego dopuszczalnego poboru mocy biernej przy tangensie mocy 0,4, ale takie obliczenia nie zostały wykonane. Na podstawie przeprowadzonych analiz sieciowych (sprawdzenie ograniczeń prądowych i napięciowych) zaplanowano wprowadzenia wymuszonej generacji następujących jednostek wytwórczych: El. Ostrołęka: bloki 1,2,3 600 MW El. Kozienice 110 kv: bloki 2,6 minimalnie jeden blok 200 MW El. Kozienice 220 kv: bloki 1,3,4,5,7,8 minimalnie trzy bloki 600 MW El. Pątnów 220 kv: bloki 2,4,5,6 minimalnie trzy bloki 600 MW El. Patnów i Konin 110 kv: bloki 1,3,9 minimalnie dwa bloki 240 MW El. Dolna Odra 400 kv: bloki 6,7,8 minimalnie dwa bloki 400 MW El. Dolna Odra: bloki 2,3,4,5,6,7,8 minimalnie trzy bloki 600 MW El. Dolna Odra 110 kv: blok MW Z uwagi na przekroczenia dopuszczalnych obciążeń, przy temperaturach powyżej 25 o C, linii 220 kv Kozienice - Mory oraz linii 220 kv Kozienice Piaseczno ograniczono generację następujących jednostek wytwórczych: El. Kozienice: bloki 1,2,3,4,5,7,8,10 maksymalna moc 1600 MW Z uwagi na wyłączenie linii 110 kv Dębno - Bielin ograniczono moc jednostki wytwórczej: El. Dolna Odra: blok 1 maksymalna moc 90 MW.

11 10 Wykaz zdolności wytwórczych mocy czynnej i biernej JWCD podano w załączniku 3.2. Należy zauważyć, że maksymalne wartości mocy biernej JWCD wyliczane są dla znamionowych wartości napięć. Brak danych dotyczących zdolności wytwórczych jednostek przy obniżonych poziomach napięć w sieci przesyłowej uniemożliwia poprawną ocenę stanu pracy KSE. Konieczne pozyskanie i uwzględnianie w analizach takich skorygowanych danych Spełnienie ograniczeń sieciowych z uwzględnieniem generacji wymuszonej Poprawne planowanie dobowe pracy krajowej sieci 400/220/110 kv powinno uwzględniać: 5% wzrost zapotrzebowania, wynikający z nieprzewidzianego poboru mocy, wyłączenia N-1, wyłączenia N-2 w przypadku dwutorowych linii oraz elementów wzajemnie uwarunkowanych. W stanach normalnych i powyłączeniowych powinno być sprawdzane spełnienie ograniczeń termicznych linii przesyłowych oraz ograniczeń napięciowych. W załączniku 3.3. podano, na podstawie IRiESP, wymagane wartości napięć węzłowych w krajowej sieci 400/220/110 kv, w węzłach generacyjnych i odbiorczych. Generalnie, dolne graniczne wartości napięć można przyjmować zgodnie z zasadą: W węzłach generacyjnych w stanach normalnych napięcie nie powinno być niższe od 1,00Un, a w stanach zakłóceniowych od 0,95Un. W węzłach odbiorczych w stanach normalnych napięcie nie powinno być niższe od 0,95Un, a w stanach zakłóceniowych od 0,90Un. Po uwzględnieniu wymuszonej generacji wykonano analizy prognozowanych rozpływów mocy w celu sprawdzenia kryterium N-1. Obliczone obciążenia linii i transformatorów w stanach N-1 były mniejsze od wartości dopuszczalnych, a wartości napięć węzłowych w tych stanach nie wykraczały poza dopuszczalny przedział określony w IRiESP. Spełnienie kryterium N-1 W oparciu o wyniki uzyskane z analiz sieciowych stwierdzono spełnienie kryterium N-1 przy prognozowanym zapotrzebowaniu mocy MW i eksporcie 1300 MW. Spełnienie kryterium N-2 Nie analizowano rozpływów mocy w stanach N-2. Spełnienie zapasu dociążania systemu Nie analizowano rozpływów mocy przy nieprzewidzianym wzroście zapotrzebowania mocy czynnej i biernej w KSE. Nie uwzględniano także wyższych wartości tangensa mocy (rzędu 0,4) w końcowych węzłach 110 kv. Wnioski 1. Analiza ograniczeń sieciowych w planowaniu dobowym oparta została na założeniu zbyt optymistycznych warunków pracy KSE w szczycie rannym w dniu 26 czerwca 2006r. 2. Nie sprawdzano kryterium N-2 dla dwutorowych linii oraz elementów wzajemnie uwarunkowanych. 3. W analizach rozpływowych nie uwzględniono nieprzewidzianego wzrostu zapotrzebowania mocy czynnej i biernej.

12 Praca KSE w dniu 26 czerwca 2006 r. przed wystąpieniem awarii napięciowej Postoje awaryjne bloków i ubytki mocy dyspozycyjnej w dniu r W stosunku do opracowanego planu wytwarzania mocy w KSE w szczycie rannym nastąpiły istotne zmiany, spowodowane odstawieniami awaryjnymi oraz ubytkami mocy dyspozycyjnej (Załącznik 3.4.). Około godz. 7:00 odstawienia awaryjne i ubytki mocy dyspozycyjnej wyniosły 571 MW. W celu ich skompensowania o godz. 7:44 zsynchronizowano z siecią w El. Dolna Odra blok nr 6 o mocy osiągalnej 222 MW (blok uruchomiono o godz. 3:01 - czas rozruchu ok. 6 godzin). Rezerwa wirująca zmalała jednak o ok. 350 MW. Z uwagi na czas rozruchu jednostek wytwórczych w KSE rzędu 6 godzin ubytki mocy, które wystąpiły po godz. 7:00 nie mogły już być pokryte w czasie do osiągnięcia szczytu zapotrzebowania. Do godz. 13:00 ubytki mocy osiągnęły wartość 1107 MW Rzeczywisty przebieg zapotrzebowania mocy w szczycie rannym W godz. 10:30-13:00 wystąpił wzrost zapotrzebowania mocy w KSE, taki że o godz. 12:45 przekroczył prognozowaną wartość szczytu rannego MW, o ok. 520 MW. W załączniku 3.5. pokazano przebieg zapotrzebowania mocy w KSE w dniu 26 czerwca 2006 r., porównany z przebiegiem zapotrzebowania w poprzedni poniedziałek 19 czerwca i poniedziałek 12 czerwca (dwa tygodnie wstecz). Przebiegi zapotrzebowania z dnia 12 czerwca i 19 czerwca różnią się między sobą niewiele, natomiast przebieg zmian zapotrzebowania mocy w dniu 26 czerwca jest wyraźnie inny. Różne są wartości szczytowe zapotrzebowania mocy oraz czas wystąpienia szczytu. I tak szczyt ranny zapotrzebowania mocy czynnej wystąpił: ok. godz. 13:00 w dniu 12 czerwca, ok. godz. 13:15 w dniu 19 czerwca, ok. godz. 12:45 w dniu 26 czerwca. W dniu 26 czerwca zapotrzebowanie szczytowe było o ok. 800 MW większe od odpowiedniego zapotrzebowania w poprzednich poniedziałkach. W dniu 26 czerwca już ok. godz. 10:30 zapotrzebowanie mocy osiągnęło wartość prognozowaną na szczyt ranny tego dnia. W oparciu o przebieg zapotrzebowania pokazany w załączniku 3.5 można określić zapotrzebowanie w sześciu charakterystycznych momentach: godzina zapotrzebowanie 10: MW 12: MW 12: MW ok. 12: MW 13: MW ok. 13: MW Uwaga: W dniu 26 czerwca szczyt zapotrzebowania mocy wystąpił ok. godz. 12:45, o godz. 13:00 zapotrzebowanie zmniejszyło się o ok. 50 MW, a ok. godz. 13:15 było mniejsze od szczytowego o ponad 200 MW Bilans mocy czynnej KSE w szczycie rannym

13 12 Bilans mocy czynnej KSE o godz. 12:30 i 13:00 zamieszczono w tabeli 3.3. Tab Bilans mocy czynnej KSE o godz. 12:30 i 13:00 12:30 13:00 Przyrost Względny przyrost MW MW MW % Sumaryczna generacja KSE % El. cieplne % El. wodne % Wymiana międzysystemowa % Zapotrzebowanie KSE % Pompy Zapotrzebowanie bez pomp % O godz. 13:00 zapotrzebowanie mocy czynnej w KSE nadal było wyższe od prognozowanego szczytu o 466 MW. Wskutek tego nieprzewidzianego wzrostu zapotrzebowania oraz powstałych w międzyczasie ubytków mocy dyspozycyjnej, rezerwa wirująca w KSE zmniejszyła się w szczycie rannym do poziomu ( ) MW. Wniosek Biorąc pod uwagę drastyczny niedostatek rezerwy wirującej należy stwierdzić, że o godz. 13:00 KSE znalazł się w bardzo niebezpiecznym punkcie pracy. Powyższa sytuacja nie miała jednak wpływu na pracę równoległą KSE z systemami UCTE. Warunki współpracy KSE z systemami UCTE w czasie zbliżania się do szczytu rannego w dniu 26 czerwca 2006 roku należy określić jako normalne. Nie zanotowano zmian częstotliwości mogących wskazywać na międzyobszarowe kołysania mocy. Z bilansu mocy czynnej w KSE oraz w UCTE wynikały zmiany częstotliwości. Ok. godz. 13:00 odchylenie częstotliwości osiągnęło wartość 90 mhz, aby następnie zmniejszyć się do 45 mhz. Takie odchylenie częstotliwości wynika ze sposobu wprowadzania zmian bazowych 15 minutowych punktów pracy JWCD i jest charakterystyczne dla okresów czasowych w okolicy pełnych godzin (od 5 minut przed i 5 minut po pełnej godzinie) Działanie układów ARST i poziomy napięć w sieci przesyłowej w godz. 12:00-13:00 Działanie regulacyjne układów ARST w stacjach zlokalizowanych w północnowschodniej części KSE odbywało się zgodnie ze standardowym algorytmem i nastawą, to jest z priorytetem utrzymywania zadanego napięcia w rozdzielni 110 kv tych stacji. Regulacja układów ARST może się odbywać w nastawionym przedziale dopuszczalnych wartości napięcia i w zakresie pomiędzy skrajnymi zaczepami przełącznika. Gdy napięcie w sieci NN osiągnie wartość spoza nastawionego zakresu lub przełącznik zaczepów osiągnie skrajny zaczep, to następuje zablokowanie działania układu. Powrót wielkości kryterialnych do wartości dopuszczalnych powoduje samoczynne odblokowanie układu ARST. Bardziej szczegółowo omówiono działanie układów ARST w dalszej części raportu. W dniu 26 czerwca 2006r. zwiększone zapotrzebowanie mocy czynnej i biernej w KSE doprowadziło do obniżenia poziomów napięć w sieci przesyłowej. W rezultacie w większości

14 13 stacji w północno-wschodniej części KSE praca transformatorów w dniu 26 czerwca odbywała się w pobliżu skrajnych zaczepów. W węzłach o najniższych poziomach napięcia blokada układu ARST występowało już ok. godz. 11:00. Proces ten nasilił się przed wystąpieniem szczytu rannego ok. godz. 13:00. Ograniczenia w regulacji ARST wystąpiły w stacjach ODM Bydgoszcz: Grudziądz, Bydgoszcz Zachód, Jasiniec, Olsztyn Mątki oraz ODM Warszawa: Miłosna, Narew, Mory, Piaseczno. Chronologię tych zdarzeń pokazano w tabeli 3.4., natomiast pełny wykaz działania blokad zamieszczono w załączniku 3.6. Tab Blokady układów ARST w ODM Bydgoszcz i ODM Warszawa w szczycie rannym 26 czerwca 2006 r. Godz. Stacja Działanie blokady układu ARST Przyczyna 10:51 Grudziądz AT3 400/220 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv 10:53 AT5 400/110 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv 10:46 Jasiniec AT1 220/110 kv blokada górnego zaczepu zaczep 27 12:53 AT2 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 11:03 Podolszyce AT1 220/110 kv blokada górnego zaczepu zaczep 27 12:59 AT1 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 197 kv 11:19 Narew AT1 400/110 kv blokada dolnego zaczepu zaczep 1 11:03 Mory AT2 220/110 kv blokada górnego zaczepu zaczep 21 11:03 AT3 220/110 kv blokada górnego zaczepu zaczep 27 11:50 AT1 220/110 kv blokada górnego zaczepu zaczep 21 12:18 AT1 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 12:18 AT2 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 12:18 AT3 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 12:08 Ostrowiec Tr3 400/110 kv blokada podnapięciowa nap. 104 kv 12:10 Piaseczno AT1 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 12:10 AT2 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 12:17 Bydgoszcz Z. AT1 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 200 kv 12:25 Miłosna AT3 400/220 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv 12:25 Tr4 400/110 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv 12:33 AT1 220/110 kv blokada podnapięciowa nap. 210 kv 12:34 AT3 400/220 kv blokada podnapięciowa nap. 209 kv 12:38 Olsztyn M. AT2 400/110 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv 12:50 Płock AT2 400/110 kv blokada dolnego zaczepu zaczep 1 12:55 Gdańsk Bł. Tr1 400/110 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv 12:55 Tr2 400/110 kv blokada podnapięciowa nap. 380 kv Wnioski

15 14 1. Blokowanie układów ARST w obszarze ODM Warszawa i ODM Bydgoszcz świadczyło o zmniejszanie się zapasu stabilności napięciowej w centralnej i północnowschodniej części KSE. 2. Mimo blokowania się układów ARST napięcie w sieci 110 kv o godz. 13:00 pozostawało na poziomie wartości znamionowych. Nieprzewidzianemu w prognozie wzrostowi zapotrzebowania mocy czynnej towarzyszył wzrost zapotrzebowania mocy biernej oraz obniżanie się napięć węzłowych w sieci 400/220 kv, w rejonach odległych od źródeł generacji. Zapasy generacji mocy biernej w bliskich elektrycznie elektrowniach Pątnów i Ostrołęka szybko zostały wyczerpane i zapotrzebowanie na moc bierną musiało być pokrywane przez dostawy z odległych elektrowni oraz przez import mocy biernej liniami wymiany międzysystemowej (Tabela 3.5.). Przepływy mocy w liniach wymiany podano w załączniku 3.7. Tab Saldo wymiany synchronicznej Polska - UCTE Godzina 12:30 13:00 Moc zespolona (minus oznacza eksport, a plus oznacza import) ( j409) MVA ( j394) MVA Wzrost przepływów mocy przez linie i transformatory sieci przesyłowej powodował wzrost strat przesyłowych. Ze względu na to, że reaktancje linii i transformatorów w sieci przesyłowej są znacznie większe od rezystancji, straty przesyłowe mocy biernej rosły znacznie szybciej niż mocy czynnej. Pojawiające się lokalnie deficyty mocy biernej skutkowały obniżaniem się poziomów napięć, głównie w deficytowych obszarach ODM Warszawa i ODM Bydgoszcz. Godzina 12:00 Zapotrzebowanie wzrosło do wartości MW i było o 404 MW wyższe od prognozowanego. Napięcia w sieci przesyłowej w centralnej i północnej części kraju zbliżały się do dolnych wartości dopuszczalnych. W kilku rozdzielniach napięcia były niższe od dopuszczalnych (Tabela 3.6.). Napięcia w sieci 400 kv i 220 kv podano w załączniku 3.8. Rozdzielnia Tab Obniżone napięcia w KSE o godz. 12:00. Napięcie, kv Napięcie, pu Poniżej dolnej wartości dopuszczalnej w stanie normalnym, %Un Poniżej dolnej wartości dopuszczalnej w stanie zakłóceniowym, %Un Plewiska 400 kv ,5 1,5 Podolszyce 220 kv ,7 - El. Pątnów 220 kv ,6 - Piaseczno 220 kv ,7 - Mory 220 kv ,3 - Sochaczew 220 kv ,5 -

16 15 W Elektrowni Pątnów (220 kv) napięcie było o blisko 4%Un niższe od wartości dopuszczalnej w stanach normalnych. Wskazywało to na wyczerpanie się zapasu generacji mocy biernej w tej elektrowni. Jednak mimo obniżania się napięć w sieci przesyłowej i wzrostu przepływów w sieci zamkniętej 440/220/110 kv o godz. 12:00 przepływy mocy w liniach nie przekraczały wartości dopuszczalnych termicznie. Godzina 12:45 Przebieg zmian zapotrzebowania mocy czynnej w KSE w dniu 26 czerwca 2006 r. wskazuje, że o godz. 12:45 wystąpiła największa wartość tego zapotrzebowania i od tego momentu nastąpił powolny spadek zapotrzebowania. Pomimo malejącego po godz. 12:45 zapotrzebowania mocy czynnej w KSE, dalej obniżały się napięcia na szynach 400/220 kv w elektrowni Pątnów, Ostrołęka i Kozienice, o czym świadczą zarejestrowane przebiegi podane w załącznikach Przyczynami tego zjawiska mogły być następujące uwarunkowania w pracy KSE w tym czasie. 1. Niezablokowane układy ARST utrzymywały bez przeszkód zadane wartości napięć po stronie 110 kv, znacznie przekraczające wartości znamionowe, co powodowało dalszy duży pobór mocy biernej z sieci przesyłowej. 2. Regulacja zaczepowa w stacjach 110kV/SN starała się utrzymać napięcia w sieci SN na zadanym poziomie i pobór mocy nie malał. 3. Obniżaniu się napięć w sieci 400/220 kv towarzyszyło zmniejszenie się mocy ładowania linii, co z kolei pogłębiało deficyt mocy biernej i powodowało dalsze obniżanie napięć. 4. Lokalne szczyty zapotrzebowania mocy nie pokrywały się z systemowym szczytem, co wynikało z różnic temperaturowych a tym samym z różnego poboru mocy przez urządzenia klimatyzacyjne w różnych częściach kraju. Godzina 13:00 O godz. 13:00 zapotrzebowanie mocy wyniosło MW i było o ok. 50 MW mniejsze od szczytowego z godz. 12:45. Nadal nie malało zapotrzebowania mocy biernej i jej import liniami wymiany utrzymywał się na poziomie 400 Mvar. Elektrownie zasilające centralną i północną część kraju wyczerpały o godz. 13:00 swoje zapasy mocy biernej indukcyjnej (Tabela 3.7.). Tab Zapasy mocy biernej w elektrowniach systemowych o godz. 13:00 Elektrownia Moc czynna Moc bierna Zapas mocy biernej El. Ostrołęka 220 kv MW Mvar 0 Mvar El. Ostrołęka 110 kv MW Mvar 0 Mvar El. Pątnów 220 kv MW Mvar 0 Mvar El. Pątnów 110 kv MW Mvar 0 Mvar El. Żarnowiec 400 kv 2.0 MW Mvar 0 Mvar O godz. 13:00 napięcia w sieci zamkniętej 400/220/110 kv obniżyły się w stosunku do godz. 12:00 o ok. (1-3) %Un. Jednak przepływy mocy w sieci zamkniętej 440/220/110 kv o godz. 13:00 nie przekraczały wartości dopuszczalnych termicznie. W wielu węzłach sieci przesyłowej 400/220kV napięcia znalazły się poniżej dopuszczalnych wartości (Tabela 3.8.). Napięcia w sieci 400 i 220 kv podano w załączniku 3.12.

17 16 Rozdzielnia Tab Napięcia w sieci 440/220 kv o godz Napięcie, kv Napięcie, pu Poniżej dolnej wartości dopuszczalnej w stanie normalnym, %Un Poniżej dolnej wartości dopuszczalnej w stanie zakłóceniowym, %Un Krajnik 400 kv Kozienice 400 kv ,5 - Żarnowiec 400 kv Słupsk 400 kv Gdańsk Bł. 400 kv ,2 - Grudziądz 400 kv ,5 2,5 Płock 400 kv ,0 - Miłosna 400 kv ,0 - Narew 400 kv ,0 - El. Pątnów 220 kv ,4 1,4 Mory 220 kv ,5 0,5 Piaseczno 220 kv ,8 1,8 Sochaczew 220 kv ,3 2,3 Włocławek 220 kv ,9 0,9 W stacji Grudziądz 400 kv napięcie było o 7,5%Un niższe od dolnej granicy dopuszczalnej w stanach normalnych i o 2,5%Un niższe od wartości dopuszczalnej w stanach zakłóceniowych. W elektrowni Pątnów (220 kv) napięcie było mniejsze od dopuszczalnych wartości odpowiednio o 6,4%Un i 1,4%Un. Wskazywało to nie tylko na wyczerpanie się zapasu generacji mocy biernej w tej elektrowni, ale na znaczny deficyt mocy biernej w obszarze zasilanym z tej elektrowni. O godz. 13:00 KSE znajdował się w stanie, w którym wyłączenie bloku w el. Pątnów mogło zainicjować awarię napięciową. Mimo obniżonych napięć w sieci przesyłowej 400/220 kv napięcia w sieci 110 kv utrzymywały się na poziomie wyższym od wartości znamionowych, za wyjątkiem rozdzielni Plewiska, gdzie napięcie było nieco mniejsze od znamionowego (Tabela 3.9.). Tab Napięcia w wybranych węzłach sieci 110 kv o godz Rozdzielnia Napięcie, kv Napięcie, pu Plewiska 110 kv Gdańsk Bł. 110 kv Grudziądz 110 kv Kozienice 110 kv Krajnik 110 kv Miłosna 110 kv Mory 110 kv Narew 110 kv Ostrołęka 110 kv Pątnów 110 kv Słupsk 110 kv Żarnowiec 110 kv Wniosek

18 17 Napięcia w sieci 110 kv utrzymywane były na stosunkowo wysokim poziomie przez układy ARST, których algorytm uprzywilejowuje pod względem regulacji sieć 110 kv. W zaistniałej sytuacji obniżenie wartości zadanej napięcia w ARST (po stronie 110 kv) pozwoliłoby ograniczyć deficyt mocy biernej w sieci 400 i 220 kv Symptomy zagrożenia stabilności napięciowej W tabeli 3.10 podano najniższe wartości napięć w wybranych węzłach sieci przesyłowej w przedziale czasu 12:00-13:00, w którym wystąpił szczyt ranny zapotrzebowania mocy w KSE. Obniżenie napięcia w węźle elektrownianym poniżej dolnej granicy dopuszczalnej w stanach zakłóceniowych 0,95Un można interpretować jako zagrożenie utraty stabilności napięciowej w obszarze zasilanym z danej elektrowni. Podobnie, obniżenie napięcia w węźle odbiorczym poniżej dolnej granicy dopuszczalnej w stanach zakłóceniowych 0.90Un- jako zagrożenie utraty stabilności napięciowej w obszarze sieci zasilanej z danego węzła. Tab Najniższe napięcia w obszarze centralnym i północnym KSE w okresie poprzedzającym awarię. 12:00 12:30 13:00 Węzeł Szyny U, pu U,pu U,pu Uwagi Dunowo DUN 400 kv DUN 220 kv Słupsk SLU 400 kv Gdańsk Błonie GBL 400 kv Grudziądz GRU 400 kv zagrożenie o 13:00 GRU 220 kv Płock PLO 400 kv Toruń Elana TEL 220 kv zagrożenie o 13:00 Włocławek Azoty WLA 220 kv zagrożenie o 13:00 Elektrownia PĄTNÓW PAT 220 kv zagrożenie o 12:30 Plewiska PLE 400 kv 0.89 zagrożenie o 12:00 PLE 220 kv Piła Krzewina PKW 220 kv Leszno LES 220 kv Podolszyce PDE 220 kv zagrożenie o 13:00 Miłosna MIL 400 kv MIL 220 kv Elektrownia OST 220 kv OSTROŁĘKA Olsztyn OLS 220 kv Narew NAR 400 kv

19 18 12:00 12:30 13:00 Węzeł Szyny U, pu U,pu U,pu Uwagi Elektrownia KOZ 400 kv KOZIENICE KOZ 220 kv Piaseczno PIA 220 kv zagrożenie o 13:00 Mory MOR 220 kv zagrożenie o 13:00 Sochaczew SOC 220 kv zagrożenie o 12:30 O godz. 12:00 wystąpiły już wyraźne symptomy deficytu mocy biernej w sieci przesyłowej 400/220 kv. Napięcie w rozdzielni 220 kv elektrowni Pątnów oraz w kilku stacjach 220 kv było niższe od dopuszczalnego w stanach normalnych. W stacji Plewiska 400 kv napięcie miało wartość mniejszą od dopuszczalnej w stanach zakłóceniowych. W elektrowni Ostrołęka napięcie na szynach 220 kv pozostawało w przedziale napięć dopuszczalnych. O godz. 12:30 pogłębił się deficyt mocy biernej. Napięcie na szynach 220kV w Elektrowni Pątnów osiągnęło granicę dopuszczalną w stanach zakłóceniowych, a napięcie w stacji Sochaczew obniżyło się o 1% poniżej wartości dopuszczalnej w stanach zakłóceniowych. O godz. 13:00 obserwuje się dalsze pogłębienie deficytu mocy biernej, głównie w obszarze ODM Warszawa i ODM Bydgoszcz. Napięcie w elektrowni Pątnów (220 kv) obniżyło się ok. 6% poniżej granicy dopuszczalnej w stanach normalnych i 1% poniżej granicy dopuszczalnej w stanach zakłóceniowych. Wniosek Na podstawie zmian napięć węzłowych, występujących w sieci przesyłowej 400/220kV, Operator już o godz mógł wnioskować, że w KSE zachodzi proces pogłębiania się deficytu mocy biernej i system zbliża się do stanu zagrożenia stabilności napięciowej, którego wyraźne symptomy wystąpiły już o godzinie 13: Ocena rezerw mocy biernej w KSE w godz. 12:30-13:00 na podstawie badań na modelu Przy obecnych rozwiązaniach technicznych Operator obserwuje i kontroluje na bieżąco bilans mocy czynnej i ocenia zdolność pierwotnej i wtórnej regulacji częstotliwości. Natomiast, ze względu na brak dostatecznej liczby pomiarów mocy biernych Operator nie jest w stanie śledzić bilansu mocy biernej w KSE. Można to uczynić tylko post factum, odtwarzając zrealizowane stany pracy KSE. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk na zlecenie Operatora Systemu Przesyłowego wykonał badania na modelu KSE, odtwarzając stany pracy w dniu 26 czerwca [3]. Wskazano tam na zasadnicze trudności w budowaniu modelu KSE, polegające na braku danych pomiarowych pozwalających dokładnie odtworzyć pobory mocy czynnej i biernej w węzłach 110 kv. Moce w węzłach końcowych 110 kv zostały oszacowane w oparciu o bazy danych i pomiarów OSP oraz o dane otrzymane ze spółek dystrybucyjnych. Ze względu na niespójność pozyskanych danych, polegającą na różnym sposobie i różnym czasie dokonywania pomiarów w

20 19 OSP i poszczególnych spółkach dystrybucyjnych, co wynika z braku telemetrycznego połączenia systemów SCADA, odtworzone obciążenia węzłowe w charakterystycznych chwilach czasowych należy traktować jedynie jako zgrubne przybliżenie. Ta niespójność danych pomiarowych, a często ich niekompletność, rzutuje też na dokładność symulacji i badań z wykorzystaniem wymienionego uprzednio modelu KSE. Wykonane badania zachowania się KSE przy modelowaniu zwiększonego o 550 MW, w stosunku do prognozy, zapotrzebowania w szczycie rannym dostarczyły przybliżonego do rzeczywistości obrazu sytuacji napięciowej i bilansów mocy czynnej i biernej. Stwierdzono, że mimo niedoskonałości modelu KSE wyniki otrzymane z symulacji komputerowych dobrze odtwarzają proporcje zmian wielkości elektrycznych w kolejnych stanach ustalonych, w czasie zbliżania się do szczytu zapotrzebowania w dniu 26 czerwca Szczególną uwagę zwrócono na przedział czasu od godz do W tabeli zamieszczono bilans mocy biernej, który w przybliżeniu odpowiada stanom ustalonym KSE o godz. 12:30 i 13:00. W załączniku przedstawiono szczegóły bilansu mocy biernej, otrzymanego z Instytutu Energetyki Oddział w Gdańsku, z rozbiciem na generatory i linie. Tab Przybliżony bilans mocy biernej w modelu KSE o godz i 13:00 Moc Straty Generatory Odbiory Baterie Godz. ładowania linii przesyłowe Import Mvar Mvar Mvar Mvar Mvar Mvar 12: ,7 7208, ,7 6158,2 443,4 13: ,3 7299, ,4 6394,3 534,8 Przyrost 305,6 91, ,3 236,1 91,4 Przyrost % 3,7 1,3-3,2-1,7 3,8 20,6 Wyniki uzyskane z symulacji komputerowych potwierdzają poczynione wcześniej sugestie, dotyczące powodów dalszego obniżania się napięć pomimo wzrostu generowanej w elektrowniach mocy czynnej i biernej biernej. Wzrost mocy biernej generatorów między 12:30 a 13:00 wynosił ok. 300 Mvar, ale w tym samym czasie wzrosły straty przesyłowe o 240 Mvar oraz zmalała moc ładowania linii o ok. 70 Mvar. W rezultacie nastąpiło dalsze pogłębienie deficytu mocy biernej. Posługując się modelem KSE można oszacować zapasy stabilności napięciowej w dniu 26 czerwca o godz. 12:30 i 13:00. Dokonano tego za pomocą krzywych nosowych P-V oraz analizy modalnej. Krzywą P-V w wybranym najsłabszym napięciowo węźle KSE otrzymuje się zwiększając obciążenie w wybranym obszarze KSE. Punkt załamania krzywej P-V odpowiada utracie zbieżności algorytmu obliczania rozpływu mocy i może być traktowany jako punkt załamania się napięcia w systemie. Tak wyznaczone krytyczne obciążenie może być traktowane jako maksymalna możliwa do osiągnięcia w danych warunkach zdolność przesyłu mocy w KSE. Na rys.3.1. przedstawiono przykładową krzywą P-V dla stacji 400 kv Grudziądz, wyznaczoną dla modelu z godziny 12:30 i 13:00 [3]. Symulowano tu wzrost obciążenia w spółkach dystrybucyjnych ODM Warszawa i Bydgoszcz.

21 20 U,pu qodz godz P [MW] Rys Krzywa P-V dla stacji 400 kv Grudziądz wykonana przy założeniu wzrostu obciążenia w spółkach dystrybucyjnych ODM Warszawa i Bydgoszcz dla modelu z godziny 12:30 i 13:00 na podstawie [3] Praktyczny sens ma zapas stabilności napięciowej określony dla dolnej granicy dopuszczalnego napięcia w stanach normalnych lub stanach zakłóceniowych. Zapas stabilności napięciowej określony dla najniższego napięcia dopuszczalnego w stanach normalnych (0,95Un) o godz. 13:00 był praktycznie równy zero. W Tab podano, na podstawie [3], wyniki obliczeń zapasu stabilności napięciowej w węźle Grudziądz 400 kv dla godz.12:30 i 13:00. Tab Zapas stabilności napięciowej w stacji Grudziądz, wg [3]. Godzina 12:30 13:00 Zapas stabilności odniesiony do punktu utraty zbieżności rozpływu mocy Zapas stabilności odniesiony do dolnej granicy napięcia w stanach normalnych Zapas stabilności odniesiony do dolnej granicy napięcia w stanach zakłóceniowych 3 % 1.3 % nie istnieje nie istnieje ok. 0.3 % nie istnieje Najsłabsze napięciowo węzły i linie można zidentyfikować za pomocą analizy modalnej zredukowanej macierzy Jacobiego równań rozpływu mocy. Identyfikuje się mod o najmniejszej wartości oraz węzły i linie mające największy udział w tym modzie. Na rys. 3.2 pokazano, na podstawie [3], wyniki takiej analizy dla modelu KSE. Zakreślony obszar północno-wschodni KSE można w przybliżeniu traktować jako obszar z deficytem mocy biernej, zagrożony utratą stabilności napięciowej o godz. 13:00.

22 21 Rys Obszar KSE z węzłami o największym udziale w najsłabiej tłumionym modzie dla modelu KSE o godz W tabeli 3.13 podano wykaz linii przesyłowych, zidentyfikowanych na podstawie analizy modalnej [3], których wyłączenie mogło mieć największy wpływ na utratę stabilności napięciowej. Widać, że w warunkach pracy systemu odpowiadających godz. 13:00, linią, której wyłączenie w największym stopniu zagrażało utratą stabilności napięciowej KSE, była linia 400 kv Rogowiec Płock, wyprowadzająca moc z El. Bełchatów na północ kraju. Stacja początkowa Tab Linie o największym udziale w najsłabiej tłumionym modzie. Stacja końcowa Od Do Współczynnik udziału w najsłabiej tłumionym modzie Rogowiec 400 kv Płock 400 kv ROG421 PLO Płock 400 kv Grudziądz 400 kv PLO411 GRU Plewiska 400 kv Krajnik 400 kv PLE424 KRA Rogowiec 400 kv Mościska 400 kv ROG421 MSK Krajnik 400 kv Dunowo 400 kv KRA424 DUN Kozienice 220 kv Mory 220 kv KOZ222 PIA Kozienice 220 kv Piaseczno 220 kv KOZ222 PIA Olsztyn M. 400 kv Gdańsk Bł. 400 kv OLM425 GBL

23 Ocena stanu zagrożenia stabilności napięciowej KSE o godz.13:00 oraz badanie wpływu potencjalnie możliwych działań OSP w celu zapobieżenia awarii Na rys.3.3. uwidoczniono wartości napięć w obszarze zagrożonym utratą stabilności napięciowej o godz. 12:00 i 13:00. W ramkach podano napięcia osiągające wartości mniejsze od dopuszczalnych w stanach zakłóceniowych. VIE KRA /0.99 DUN /0.98 HVDC SLU /0.99 ZRC /0.97 GDA 0.97/0.94 KRA /1.05 DUN /0.98 GBL 0.98/0.94 OLM /0.94 GOR 0.94/0.94 PKW 0.92/0.90 BYD ZYD 1.00/0.98 JAS GRU /0.92 GRU /0.92 OLS 0.97/0.92 ELK 0.99/0.93 LSN 0.92/0.92 PLE /? PLE /0.93 PPD El. PAT 0.96/0.94 CZE KON 1.00/0.97 TEL 0.92/0.88 PDE 0.92/0.89 WLA 0.93/0.88 SOC 0.90/0.88 PLO /0.93 WTO MOR 0.92/0.89 MIL /0.94 OST 1.04/0.98 NAR /0.92 MIL /0.94 LES 0.92/0.90 ADA 1.01/0.99 ZGI 1.00/0.99 JAN 1.03/1.02 PIA 0.92/0.88 KOZ /0.98 KOZ /1.01 OSC /1.00 Krajowy System Elektroenergetyczny PEL /1.01 Napięcia węzlowe w obszarze KSE zagrożonym utratą stabilności napięciowej roku o godz.12.00/godz.13. Pogrubienie oznacza wartośc poniżej dolnej dopuszczalnej granicy dla stanów normalnych. Druk pochyly oznacza wartość poniżej dolnej dopuszczalnej granicy dla stanów zaklóceniowych. Linia przerywana oznacza, że taka linia przesylowa byla wylączona. Rys Wartości napięć węzłowych w dniu r. o godz.12:00 i 13:00.

24 23 Wartości napięć zaczerpnięto z baz danych OSP. Warto podkreślić, że w przypadku Elektrowni Ostrołęka występuje znaczna różnica między wartością napięcia zanotowaną o godz. 13:00 przez OSP (217 kv), a wartością podawaną dla tej samej chwili przez służby Elektrowni Ostrołęka (211 kv na systemie I oraz 214 kv na systemie II). W oparciu o dostępne dane pomiarowe, zapotrzebowania mocy w KSE, mocy wytwarzanych w elektrowniach, salda wymiany międzysystemowej, poziomów napięć w sieci 400/220110kV i działania układów ARST oraz na podstawie wyników symulacji komputerowych [3], można przedstawić następującą ocenę stanu zagrożenia stabilności napięciowej KSE w dniu 26 czerwca 2006 r. o godz. 13:00, tzn. na kilka minut przed awarią. Obszar KSE słaby napięciowo zawierał się między węzłami Pątnów, Podolszyce, Mory, Piaseczno, Sochaczew, Miłosna, Ostrołęka, Kozienice, Olsztyn. Zagrożony obszar obejmował kilka ciągów linii 220 oraz 400 kv. Uwagi: 1. Najsłabszym węzłem elektrownianym był węzeł 220 kv Pątnów, w którym napięcie już o godz. 12:00 było poniżej dolnej granicy dopuszczalnej dla stanów normalnych, o godz. 12:30 było równe granicy dla stanów zakłóceniowych, a o godz. 13:00 o ok. 1% poniżej granicy dla stanów zakłóceniowych. 2. Ok. godz. 13:00 napięcia w węzłach elektrownianych Konin, Adamów, Ostrołęka i Kozienice obniżyły się przekraczając dolną granicę dopuszczalną w stanach normalnych. 3. Konsekwencją obniżenia się napięć w elektrowniach było znaczne obniżenie się napięć, poniżej 0,90Un, w węzłach odbiorczych z deficytem mocy biernej. 4. Najniższe napięcie wystąpiło w stacji Sochczew (SOC 0,88Un), Piaseczno (PIA 0,88Un), Włocławek (WLA 0,88Un), Toruń (TEL 0,88Un), Podolszyce (PDE 0,89Un), Mory (MOR 0,89Un) 5. W tej sytuacji wyłączenie generatora w jednej z bliskich elektrycznie elektrowni dostarczającej moc bierną do zagrożonego obszaru mogło spowodować lawinę napięć w tym obszarze. 6. Lawina napięć mogła być również zapoczątkowana wyłączeniem jednej z linii 400 kv w ciągu Rogowiec (El. Bełchatów 400 kv) - Płock - Grudziądz - Gdańsk Błonie. 7. Również wyłączenie jednej z linii 220 kv: Kozienice - Mory lub Kozienice - Piaseczno mogło spowodować załamanie się napięć w obszarze ODM Warszawa i ODM Bydgoszcz. W sytuacji realnego zagrożenia utratą stabilności napięciowej Operator powinien był podjąć działania zapobiegające wystąpieniu awarii napięciowej. Mogły to być następujące działania: Załączanie dodatkowych źródeł mocy biernej w obszarze deficytu mocy biernej. Blokada zabezpieczeń podnapięciowych JWCD, aby uniknąć wyłączania źródeł mocy czynnej i biernej. Blokada regulacji napięcia transformatorów 400/110 kv oraz 220/110 kv, aby doprowadzić do obniżenia napięcia w sieci 110 kv i w konsekwencji zmniejszyć pobór mocy czynnej i biernej. Zwiększenie importu mocy czynnej kablem HVDC oraz zwiększenie wytwarzania mocy biernej przez JWCD kosztem zmniejszenia ich mocy czynnej. Zmiana konfiguracji sieci przesyłowej w celu łatwiejszego doprowadzenia mocy biernej do obszarów deficytowych.

25 24 Efektywność tych potencjalnie dostępnych środków może być oceniona jedynie na podstawie symulacji komputerowych. Niektóre z nich zostały przebadane przez Instytut Energetyki Oddział Gdańsk. Stwierdzono, że największe znaczenie mogły mieć następujące działania podjęte przez Operatora o godz. (12:00-13:00). 1. Zmiana konfiguracji sieci przesyłowej poprzez załączenie jednej z linii planowo wyłączonych: załączenie linii 400 kv Połaniec Ostrowiec, załączenie linii 220 kv Konin Sochaczew, załączenie linii 220 kv Konin Plewiska. 2. Uruchomienie Elektrowni Wodnej Żydowo i zwiększenie generacji w Elektrowni Wodnej Włocławek: uruchomienie w EW Żydowo 2 hydrogeneratorów o łącznej mocy (100+j52) MVA, zwiększenie mocy generowanej w EW Włocławek z (71+j30) MVA do wartości (120+j50) MVA 3. Zwiększenie importu mocy kablem HVDC oraz zwiększenie generacji mocy biernej w Elektrowni Ostrołęka i Elektrowni Pątnów kosztem zaniżenia ich mocy czynnej: zwiększenie importu kablem HVDC z 300 MW do 600 MW, zaniżenie mocy czynnej w El. Ostrołęka na bloku 2 i 3 z 400 MW do 300 MW, zaniżenie mocy czynnej w El. Pątnów na blokach 1,2,4 i 5 z 800 MW do 600 MW. W tabeli 3.14 przedstawiono wartości napięć oraz współczynników zapasu stabilności napięciowej charakteryzujących efektywność wybranych, możliwych do podjęcia, działań Operatora, mające na celu zapobiegnięcie awarii napięciowej. Wyniki zaczerpnięto z opracowania [3]. Tab Wyniki symulacji rozpływów mocy dla różnych wariantów pracy KSE po wprowadzeniu działań Operatora zapobiegających awarii napięciowej. Badania wykonane na modelu KSE dla godz. 13:00. Elektrownia Pomiar napięcia w KSE o godz. 13:00 Zał. linii KON -SOC Zał. linii KON -PLE Zał. linii PEL -OSC Zał. EW Żydowo i większa gen. w EW Włocławek Import 600 MW kablem HVDC i większa gen. Mvar w El. Ostrołęka i El. Pątnów U,pu U,pu U,pu U,pu U,pu U,pu Ostrołęka (220 kv) 0,99 0,99 0,99 0,99 1,00 1,00 Kozienice (400 kv) 0,98 0,98 0,98 0,99 0,99 0,98 Kozienice (220 kv) 1,01 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 Pątnów (220 kv) 0,94 0,95 0,95 0,96 0,97 0,97 Adamów (220 kv) 0,99 0,99 0,98 0,99 1,00 1,00 Bełchatów (400 kv) 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 Bełchatów (220 kv) 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 Żarnowiec (400 kv) 0,97 0,97 0,97 0,98 0,99 0,98 Dolna Odra (400 kv) 0,99 0,99 0,99 0,99 1,00 1,00 Dolna Odra (220 kv) 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 Zapas Stab. Nap. 1,3% 1,4% 1,6% 1,9% 4,5% 5,1%