SIPROTEC 5. Badania systemów elektroenergetycznych w planowaniu rozwoju Cz. I. Analizy statyczne ANALIZY BADANIA PRZEGLĄDY

Transkrypt

1 Badania systemów elektroenergetycznych w planowaniu rozwoju Cz. I. Analizy statyczne iotr Kacejko, Jan Machowski, Sylwester Robak, iotr Miller, Marek Wancerz System elektroenergetyczny (SEE) jest to bardzo złożony obiekt. Obejmuje wytwarzanie i przesył energii elektrycznej, podlega nieustannemu rozwojowi i modernizacji, co ma 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 przypadku SEE ryzyko nietrafionych inwestycji jest duże. Z tego względu każde działanie inwestycyjne musi być poprzedzone szczegółowymi analizami. Zapewnienie bezpiecznej pracy SEE w okresach planistycznych wymaga analiz pod kątem zagrożeń pracy w stanach statycznych oraz dynamicznych wywoływanych rozmaitymi zakłóceniami. Analizy te obejmują: badanie wartości napięć w stanach ustalonych i nieustalonych, analizę możliwych przeciążeń elementów SEE, analizę działania zabezpieczeń i automatyki regulacyjnej oraz zabezpieczeń specjalnych, a także badania stabilności napięciowej i kątowej SEE. Zasadniczym celem tego artykułu jest szczegółowe omówienie tych analiz. W artykule nie zostały omówione zagadnienia związane z prognozowaniem zapotrzebowania i jego zbilansowania przez rozwój wytwarzania. Założono, że dane są prognostyczne modele sieciowe oraz odpowiednie bilanse mocy wytwarzanej i pobieranej. Zakres badań statycznych i dynamicznych SEE wykonywanych na potrzeby planowania rozwoju i/lub pracy SEE zależy od przyjmowanego horyzontu czasowego. Im dłuższy horyzont czasowy, tym większy nacisk kładzie się na badanie wystarczalności mocy wytwórczych na pokrycie zapotrzebowania (bilansowanie wytwarzania i poboru), a mniejszy na badania sieciowe i systemowe, polegające na analizie zachowania się SEE pod wpływem zakłóceń i ich likwidacji. 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. Na potrzeby analiz sieciowych i systemowych operatorzy sieci przesyłowych opracowują dokumenty określające standardy zachowania się SEE pod wpływem zdarzeń oraz kryteria planowania. W artykule przedstawiono podsumowanie najistotniejszych aspektów planowania związanych SIROTEC 5 nowa generacja, która łączy innowacje z tradycją smartgrid.pl@siemens.com Wraz z rodziną produktów SIROTEC 5 osiągnęliśmy nowy wymiar w automatyce zabezpieczeniowej. Indywidualnie konfigurowalne urządzenia tworzą perfekcyjnie dopasowane rozwiązania w rozsądnej cenie. rof. dr hab. inż. iotr Kacejko, dr inż. iotr Miller, dr inż. Marek Wancerz Wydział Elektryczny olitechniki Lubelskiej, prof. dr hab. inż. Jan Machowski, dr hab.inż. Sylwester Robak Wydział Elektryczny olitechniki Warszawskiej Rok LXXXI 2013 nr 7 3

2 zarówno ze standardami zachowania się SEE jak również kryteriami planowania. Jednym z najważniejszych zagadnień w planowaniu rozwoju SEE jest prognozowanie wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i planowanie sposobu zaspokojenia potrzeb wytwarzania energii elektrycznej oraz przyłączenia planowanych źródeł do istniejącego SEE. o określeniu modeli prognostycznych rozwoju źródeł wytwarzania oraz rozwoju sieci przesyłowej wykonywane są analizy sieciowe i systemowe będące przedmiotem artykułu. Analizy mają na celu sprawdzenie niezawodności SEE i jego odporności na działanie różnych zakłóceń. Dominuje w nich podejście deterministyczne. W badanych modelach prognostycznych SEE zakłada się konkretne wartości mocy wytwarzanych oraz pobieranych i dla przyjętych stanów wykonuje odpowiednie analizy komputerowe. W analizach sieciowych i systemowych związanych z planowaniem rozwoju SEE zasadniczą rolę odgrywają standardy akceptowalnego zachowania się SEE (performance standards) pod wpływem wiarygodnych zdarzeń (credible contingency). Zdarzenie (contingency) jest to zakłócenie w SEE wraz ze sposobem jego likwidacji, wynikającym z działania zabezpieczeń. Na zachowanie się SEE pod wpływem zdarzeń wpływ mają automatyczne i/lub ręczne działania regulacyjne (transmission system adjustments), takie jak: zmiany konfiguracji sieci, zmiany przekładni transformatorów regulacyjnych, załączenia/wyłączenia kompensatorów, zmiana rozdziału obciążeń, wyłączenia części odbiorów ręczne i/lub za pomocą automatyki samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO) i/lub samoczynnego napięciowego odciążania (SNO). Kryteria planowania (planning criteria) to: standardy akceptowalnego zachowania się SEE, wiarygodne zdarzenia (zakłócenia i sposoby ich likwidacji), dopuszczalne działania regulacyjne (działania systemowe łagodzące skutki zdarzeń). rzy opracowywaniu tych kryteriów kluczową rolę odgrywa dobór wiarygodnych zdarzeń oraz standardów akceptowalnego zachowania się SEE pod wpływem tych zdarzeń. Niektórzy operatorzy (np. [1]) opracowują odrębne dokumenty w celu planowania rozwoju, a inni (np. [2]) uważają, że dla planowania rozwoju w horyzoncie średnio- i długookresowym należy stosować te same kryteria jak dla krótkookresowego planowania ruchowego (operacyjnego). Standardy zachowania się SEE Standardy zachowania się SEE są opisane w ogólnej lub szczegółowej postaci w dokumentach wydawanych przez organizacje międzynarodowe, rządowe, regionalne oraz operatorów sieci przesyłowej. W USA oraz wschodniej części Kanady nad prawidłowym i niezawodnym funkcjonowaniem sieci przesyłowych i bezpieczeństwem dostaw energii czuwa organizacja NERC (North American Electric Reliability Corporation), powołana w 2006 r. Organizacja ta jest nadzorowana w USA przez Federalną Komisję Regulacji Energetyki (Federal Energy Regulatory Commission) oraz kanadyjskie władze rządowe. Liczne organizacje regionalne oraz operatorzy sieci przesyłowych wydają też własne dokumenty zgodne z dokumentami NERC, zawierające szczegółowe interpretacje dokumentów NERC i zalecenia dla swoich planistów. W Australii (gdzie są trzy odrębne SEE) obowiązuje dokument opracowany przez AEMC (Australian Energy Market Commission) oraz dokumenty wydane przez organizacje regionalne i operatorów poszczególnych systemów. W Europie natomiast (w zakresie wspólnoty) obowiązują dyrektywy arlamentu Europejskiego i Rady. W 2009 r. zostały powołane paneuropejskie organizacje ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators), czyli Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki oraz ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) czyli Europejska Sieć Operatorów Systemów rzesyłowych Energii Elektrycznej. Na razie w poszczególnych krajach obowiązują jeszcze poprzednio opracowane kodeksy sieciowe. Można jednak oczekiwać, że zgodnie z założeniami w najbliższych latach ACER oraz ENTSO-E wydadzą paneuropejskie dokumenty podobne do dokumentów NERC w USA i Kanadzie, lecz dostosowane do warunków europejskich. ierwszym takim dokumentem jest robocza wersja dokumentu Draft Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators wydanego przez ENTSO-E w październiku 2011 r. W olsce podstawowymi dokumentami rządowymi są rawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 r. oraz rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 r. Narzucają one operatorowi systemu przesyłowego obowiązek opracowywania planów rozwoju i współpracy w tym zakresie z operatorami systemów dystrybucyjnych. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci określa instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, opracowana przez SE Operator i zatwierdzona przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (28 czerwca 2011 r.). Można powiedzieć, że organizacje centralne (krajowe lub międzynarodowe) określają ogólne ramowe wytyczne dotyczące niezawodności SEE i dotyczące m.in. planowania rozwoju SEE. Operatorzy sieci przesyłowych, respektując te ogólne wytyczne, opracowują szczegółowe dokumenty [3]. oniżej omówione zostaną wybrane zagadnienia podsumowujące poszczególne składniki kryteriów planowania rozwoju SEE. Ogólne sformułowanie standardów Ogólne standardy zachowania się SEE pod wpływem zdarzeń formułowane są zwykle w postaci następujących postulatów: niewystępowanie 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, niegwarantowane), zachowanie stabilności napięciowej (odbiorów lub obszarów odbiorczych) z odpowiednim zapasem stabilności, zachowanie stabilności kątowej lokalnej z odpowiednim zapasem stabilności oraz zapewnienie odpowiedniego tłumieniem kołysań mocy, zachowanie stabilności kątowej przejściowej z odpowiednim zapasem stabilności, niewystępowanie kaskadowych wyłączeń. Trzeba podkreślić, że nie we wszystkich dokumentach dotyczących planowania rozwoju SEE brane są pod uwagę wszystkie ww. postulaty. Niektóre dokumenty koncentrują się tylko na kilku postulatach, a pozostałe omawiają tylko pobieżnie lub wcale. To czy powyższe postulaty mają być spełnione bez żadnych działań regulacyjnych łagodzących skutki zdarzeń lub z niektórymi działaniami 4 Rok LXXXI 2013 nr 7

3 regulacyjnymi autorzy standardów akceptowalnego zachowania się SEE zwykle uzależniają od rodzaju zdarzenia i własnej oceny realności wystąpienia takiego zdarzenia. odstawową regułą, którą kierują się autorzy standardów jest założenie, że przy najbardziej prawdopodobnych zdarzeniach wymaga się najostrzejszego spełnienia powyższych postulatów bez działań regulacyjnych. rzy mniej prawdopodobnych zdarzeniach dopuszcza się niektóre działania regulacyjne. Dla bardzo mało prawdopodobnych zdarzeń dopuszcza się niespełnienie niektórych postulatów. Będzie to szczegółowo przedstawione w dalszej części artykułu przy omawianiu zdarzeń i ich klasyfikacji. Standardy zachowania się SEE w USA zostały podzielone na pięć poziomów w dokumentach [4, 5]. oziomy te oznaczono literami A-E i określono w następujący sposób ) : oziom As Zdarzenie nie powinno wywołać żadnego znaczącego, niepomyślnego skutku poza elementami, w których wystąpiło zakłócenie. Stabilność kątowa i napięciowa musi być zachowana (lawina napięcia i utrata synchronizmu nie są dopuszczalne). Wyłączenie lub ograniczenie jakichkolwiek odbiorów (z gwarantowanym lub niegwarantowanym zasilaniem) nie jest dopuszczalne. oziom B. Zdarzenie może wywołać niepomyślne skutki poza elementami, w których wystąpiło zakłócenie. rzykładowo automatyka odciążania podnapięciowego może powodować wyłączanie lub ograniczanie odbiorów z niegwarantowanym zasilaniem. Nie dopuszcza się jednak wyłączania lub ograniczania odbiorów z gwarantowanym zasilaniem. Obciążenie elementów sieci nie może przekroczyć ich dopuszczalnej krótkotrwałej przeciążalności. Niestabilność napięciowa (lawina napięcia) nie jest dopuszczalna. Dopuszcza się utratę synchronizmu pojedynczych generatorów, lecz stawia się wymaganie, by w trakcie wypadania generatora z synchronizmu zabezpieczenia nie powodowały wyłączenia żadnego elementu sieci lub żadnego innego generatora. oziom C. Zdarzenie może wywołać niepomyślne, poważne skutki poza elementami, w których wystąpiło zakłócenie. rzykładowo automatyka odciążania podnapięciowego może powodować wyłączanie lub ograniczanie odbiorów z gwarantowanym zasilaniem. Obciążenie elementów sieci nie może przekroczyć ich dopuszczalnej krótkotrwałej przeciążalności. Niestabilność napięciowa (lawina napięcia) nie jest dopuszczalna. Dopuszcza się utratę synchronizmu pojedynczych generatorów, lecz ważne jest wymaganie, by w trakcie wypadania generatora z synchronizmu zabezpieczenia nie powodowały wyłączenia żadnego elementu sieci lub żadnego innego generatora. oziom D. Zdarzenie nie może wywołać kaskadowych wyłączeń. Mogą wystąpić wyłączania odbiorów z gwarantowanym zasilaniem. Niestabilność napięciowa (lawina napięcia) nie jest dopuszczalna. Możliwa jest utrata synchronizmu pojedynczych generatorów, lecz w trakcie wypadania generatora z synchronizmu zabezpieczenia nie mogą powodować wyłączenia żadnego elementu sieci lub żadnego innego generatora. Mogą wystąpić długotrwałe, bardzo słabo tłumione kołysania mocy. oziom E. Dla takich zdarzeń należy zbadać tylko ryzyko ich wystąpienia i konsekwencje. Na dużym obszarze może wystąpić zarówno utrata odbiorów jak i wytwarzania. Dopuszcza się utratę stabilności. System może nie mieć stabilnego punktu równowagi i może rozpaść się na wyspy. oziom A jest najwyższym (najdoskonalszym) poziomem zachowania się SEE pod wpływem zdarzeń, zaś poziomy B, C, D są poziomami odpowiednio niższymi. Najniższy poziom E jest już stanem awarii systemowej. o zdefiniowaniu ogólnych postulatów dotyczących zachowania się SEE, opracowanie kryteriów planowania polega na przyporządkowaniu poszczególnym poziomom zachowania się SEE zdarzeń, dla których dany poziom dopuszcza się oraz na liczbowym opisaniu postulatów jak np. określenie dopuszczalnych przeciążeń, dopuszczalnych zmian napięć i częstotliwości, współczynników zapasów stabilności napięciowej i kątowej. Zostanie to omówione w dalszej części artykułu. rzeciążenia termiczne ostulat niewystępowania i/lub ograniczenia przeciążeń termicznych elementów sieci w kryteriach planowania jest jednym z głównych postulatów dotyczącym stanów ustalonych sprawdzanych w ramach analiz statycznych. W niektórych dokumentach (np. amerykańskich) wprowadza się pojęcie dopuszczalnego obciążenia termicznego normalnego oraz awaryjnego. Dopuszczalne obciążenie termiczne normalne (normal thermal ratings) zakłada brak zagrożenia uszkodzenia danego elementu SEE oraz skrócenia jego czasu życia. Dopuszczalne obciążenie termiczne awaryjne (emergency thermal ratings) dopuszcza częściowe skrócenie czasu życia elementu lub jego osłabienie przy założeniu ograniczonego czasu pracy przy tym obciążeniu. W innych dokumentach (np. brytyjskich) nie używa się pojęć obciążenie normalne lub obciążenie awaryjne, lecz mówi się o braku przeciążenia, dopuszczalnym przeciążeniu krótkotrwałym (acceptable overloading) oraz niedopuszczalnym przeciążeniu (unacceptable overloading). Występujące tu różnice są tylko natury językowej i można powiedzieć, że pojęcie dopuszczalne obciążenie termiczne awaryjne odpowiada pojęciu dopuszczalne przeciążenie krótkotrwałe. W dokumentach dotyczących planowania rozwoju SEE jest zgodność poglądów, że dla poziomu A zachowania się SEE w stanie (N-0), tzn. bez jakichkolwiek wyłączeń elementów systemu, nie mogą wystąpić żadne nawet krótkotrwałe przeciążenia. Zarówno w planowaniu operacyjnym (ruchowym) jak i rozwoju dla tego stanu nie dopuszcza się obciążenia awaryjnego (krótkotrwałego przeciążenia). Dla poziomu A oraz stanów (N-1), tzn. przy wyłączeniu pojedynczego elementu SEE, pojawiają się różnice w dokumentach dotyczące planowania operacyjnego (ruchowego) oraz planowania rozwoju. W warunkach ruchowych w stanach (N-1) dopuszcza się krótkotrwałe przeciążenia (obciążenia awaryjne) pod warunkiem, że w odpowiednio krótkim czasie mogą one być zlikwidowane działaniami regulacyjnymi. Dla stanów (N-1) większość dokumentów dopuszcza krótkotrwałe przeciążenia (obciążenia awaryjne) również w planowaniu rozwoju SEE. Jest tak np. w dokumentach amerykańskich [4, 9], dokumencie australijskim [10] oraz standardzie brytyjskim [11], w którym istnieje informacja, że standardy niezawodności pracy SEE w planowaniu rozwoju powinny być takie same jak w planowaniu ruchowym (operacyjnym). W polskiej instrukcji [12] z 2011 r. dla planowania średniookresowego (do 3 lat) postuluje się nieprzekraczanie obciążenia dopuszczalnego długotrwale, lecz dopuszcza się (punkt II.A podpunkt b) przeciążenia krótkotrwałe, o ile mogą być one zlikwidowane za pomocą automatycznych działań regulacyjnych i nie spowodują ograniczenia odbiorców. Inne podejście przedstawiono natomiast w dokumencie amerykańskim [7]. Dla stanów (N-1) dopuszcza się obciążenia awaryjne dla sieci rozdzielczych WN zarówno w warunkach ruchowych jak i planowaniu rozwoju. Natomiast dla sieci przesyłowych NN i WN Rok LXXXI 2013 nr 7 5

4 TABELA I. Dopuszczalne obciążenia w stanach ustalonych wg [7] USA A oziom zachowania się SEE Stan sieci Sieci przesyłowe NN i WN ruchowo planowanie rozwoju Sieci rozdzielcze WN ruchowo planowanie rozwoju (N-0) normalne normalne normalne normalne (N-1) awaryjne normalne * ) awaryjne awaryjne B, C, D (N-2) awaryjne awaryjne awaryjne awaryjne * ) Nie dotyczy wyłączenia linii dwutorowej lub wyłączenia sekcji szyn stacji, co zalicza się do poziomu B. krótkotrwałe przeciążenia dopuszcza się tylko w warunkach ruchowych. Dla sieci przesyłowych NN i WN w planowaniu rozwoju dokument [7] stawia ostrzejsze wymagania i nie dopuszcza krótkotrwałych przeciążeń dla stanów (N-1). Ilustruje to tab. I. W amerykańskim dokumencie [7] do poziomu A zalicza się stany (N-1) odpowiadające wyłączeniu jednego z następujących elementów sieci: linii jednotorowej, jednego toru linii dwutorowej, transformatora, generatora, jednego bieguna linii DC. Wyłączenie sekcji szyn zbiorczych klasyfikuje się do poziomu B, w którym dozwolone jest wystąpienie obciążenia awaryjnego. Wyłączenie linii dwutorowej traktuje się jako wyłączenie (N-2) i zalicza do poziomu C, w którym dozwolone jest obciążenie awaryjne (krótkotrwałe przeciążenie dopuszczalne). W amerykańskich dokumentach [6, 7] wyłączenie linii dwutorowej traktuje się jako wyłączenie dwóch linii i klasyfikuje się do poziomu C, w którym dozwolone jest wystąpienie obciążenia awaryjnego. W brytyjskim dokumencie [11] wyłączenie sekcji szyn zbiorczych lub linii dwutorowej zalicza się do zdarzeń wielokrotnych i dopuszcza się przeciążenia (nawet przekraczające dopuszczalne obciążenia awaryjne). odobny pogląd jak ten w [7], lecz przedstawiający ostrzejsze wymagania, zawarto w dokumencie irlandzkim [1], który jest przeznaczony do planowania rozwoju średniookresowego (7 lat). W dokumencie tym nie dopuszcza się przeciążeń dla stanów (N-1) oraz stanów wyłączeń podwójnych typu (N-G-1) i (N-1-1). Stan (N-G-1) oznacza odstawienie jednego generatora i awaryjne wyłączenie jednej linii lub transformatora. Stan (N-1-1) oznacza odstawienie do remontu jednej linii lub transformatora oraz awaryjne wyłączenie innej linii lub transformatora. Dla wszystkich wymienionych stanów (N-1), (N-G-1), (N- 1-1) nie dopuszcza się krótkotrwałych przeciążeń. W dokumencie [1] określono to jako limity normalne (normal limits). Dla stanów (N- 1), (N-G-1) dopuszcza się i uwzględnia działania regulacyjne (zmiana przekładni transformatorów, regulacja kąta fazowego, zmiana rozdziału obciążeń jednostek wytwórczych, kompensatory mocy biernej, zmiana konfiguracji sieci). Dla stanów (N-1-1) dopuszcza się także te działania regulacyjne oraz zrzut obciążenia do 1500 MW. Także w australijskim dokumencie [10] występuje wymaganie niewystąpienia przeciążeń dla stanów (N-1-1) odnoszący się do sieci przesyłowych NN i WN oraz do sieci rozdzielczych WN zasilających wielkie aglomeracje, a także do połączeń z siecią WN elektrowni o mocy powyżej 600 MW. W kodeksie niemieckim [13] dla stanów (N-1) odpowiadających pojedynczym zdarzeniom w liniach napowietrznych, kablowych lub transformatorach zakłada się, że prądy nie przekraczają wartości dopuszczalnych długotrwale. W polskiej instrukcji [12] wyłączenie sekcji szyn zbiorczych oraz linii dwutorowej zalicza się do stanów (N-1) i dopuszcza się krótkotrwałe przeciążenie (obciążenie awaryjne) pod warunkiem, że przeciążenia mogą być zlikwidowane w wyniku działań regulacji automatycznej bez ograniczania odbiorców. Jest to łagodniejsze wymaganie niż w [1, 7, 10, 13]. W większości przeanalizowanych dokumentów nie podano konkretnych wartości liczbowych dotyczących dopuszczalnych krótkotrwałych przeciążeń linii napowietrznych, kablowych, transformatorów. Tylko w niektórych dokumentach porusza się kwestię wartości liczbowych, lecz stwierdza się, że konkretne wartości dla poszczególnych urządzeń powinien ustalić operator sieci wspólnie z właścicielem urządzeń. Jedynie w trzech przeanalizowanych dokumentach znajdują się dane liczbowe dotyczące dopuszczalnych krótkotrwałych przeciążeń linii napowietrznych. Dane te zawarto w tab. II. TABELA II. Dopuszczalne przeciążenia linii napowietrznych NN i WN Materiały źródłowe Dopuszczalne przeciążenie [%] Dopuszczalny czas przeciążenia [min] Irlandia [1] Arabia Saudyjska [14] 110 olska * ) wersja 2007 r. [12] * ) W wersji tej instrukcji z 2011 r. nie podano już danych liczbowych. Brak danych liczbowych w instrukcjach ruchu i kodeksach sieciowych jest zrozumiały. Dąży się bowiem do maksymalnego wykorzystania elementów sieci z dokładnym uwzględnieniem warunków pracy oraz warunków atmosferycznych. Natomiast brak danych liczbowych w instrukcjach dotyczących planowania rozwoju jest jednak sporym utrudnieniem. W planowaniu (szczególnie średnio- i długookresowym) warto mieć konkretne dane liczbowe (jak np. w irlandzkiej instrukcji [1] przeznaczonej dla planistów) lub założyć, że dla badanych stanów przeciążenia nie są dopuszczalne (jak w wyżej omówionej amerykańskiej instrukcji [7] dla stanów (N-1)). Wartości napięć i ich dopuszczalne zmiany Wartości napięć w węzłach sieci należy rozpatrywać jako statyczne (dopuszczalne długotrwale) oraz dynamiczne (dopuszczalne przejściowe zmiany wywołane zakłóceniami). Większość instrukcji i kodeksów sieciowych podaje wartości napięć dopuszczalnych długotrwale dla poszczególnych napięć znamionowych sieci. odawane są też albo wartości dopuszczalne krótkookresowo w stanach pozakłóceniowych (zmiany dynamiczne) albo dopuszczalne skoki napięcia wywołane zakłóceniami. Dla olski istotne są wartości podane wg instrukcji [12]. Wartości te mieszczą się w granicach podanych przez ENTSO-E w dokumencie [15], gdzie wymaga się, by dla zdarzeń bezpiecznych (secured) napięcie w stanach ustalonych (pozakłóceniowych) nie przekraczało wartości 0,90 1,115U n dla sieci kv oraz 0,90 1,05U n dla sieci kv. Z tego względu dane zawarte w instrukcji [12] nie wymagają komentarza i mogą być przyjęte również w pracach planistycznych. Dokument [15] ENTSO-E zwraca też uwagę na fakt, że analizując pracę SEE należy brać pod uwagę, że jeśli po badanym zdarzeniu w stanie usta- 6 Rok LXXXI 2013 nr 7

5 lonym napięcie obniży się poniżej 0,8 U n lub przekroczy 1,1 U n, to źródło może zostać automatycznie wyłączone. Ograniczenia zasilania i wyłączenia odbiorców od względem przyczyny wyłączenia i/lub ograniczenia zasilania odbiorców można podzielić na: pozakłóceniowa utrata odbiorów (consequential load loss) utrata odbiorów obsługiwanych bezpośrednio przez elementy sieci wyłączane w ramach likwidacji zakłócenia wchodzącego w skład danego zdarzenia, utrata dodatkowych odbiorów (non-consequential load loss) utrata odbiorów innych niż bezpośrednio obsługiwane przez elementy sieci wyłączane w ramach likwidacji zakłócenia wchodzącego w skład danego zdarzenia (utrata odbiorów w wyniku działania operatorów sieci lub działania zabezpieczeń specjalnych i automatyki systemowej chroniącej system przed przeciążeniami i awariami, np. automatyka SNO, SCO, AKO). od względem znaczenia (ściślej rodzaju kontraktów podpisanych na zasilanie lub przesył energii) odbiorców można podzielić na: odbiorców z gwarantowanym zasilaniem (firm or uniterruptible loads), odbiorców z warunkowo gwarantowanym zasilaniem (conditional firm loads), odbiorców z niegwarantowanym zasilaniem (non-firm or iterruptible loads). Zagadnienia ograniczania odbiorców w wyniku zdarzeń są najdokładniej omawiane w dokumentach amerykańskich i kanadyjskich [4, 5, 16]. Informacje dotyczące dopuszczalnych ograniczeń odbiorców zaczerpnięte z dokumentów [4, 5] zestawiono w tab. III. Jak widać dla poziomu A (pojedyncze proste zdarzenia) nie dopuszcza się ograniczeń w zasilaniu odbiorców. Dla poziomu B (wyłączenie sekcji szyn stacji) dopuszcza się ograniczenie odbiorców z niegwarantowanym zasilaniem (non-firm or iterruptible loads). Dla poziomów C, D (zdarzenia wielokrotne) dopuszcza się ograniczenia również odbiorców z gwarantowanym zasilaniem. TABELA III. Dopuszczalne ograniczenia odbiorców oziom zachowania się SEE A Zdarzenie Utrata jednego dowolnego elementu z takich jak: generator, linia, transformator, biegun linii DC. Najnowszy dokument [16] z 2011 r. ustala aż osiem poziomów (kategorii) zachowania się SEE, oznaczonych odpowiednio 0, 1, 3, 4, 5, 6, 7. Tabela w tym dokumencie przedstawia zdarzenia, w których dopuszcza się ograniczenie przesyłu i/lub ograniczenia odbiorców z gwarantowanym zasilaniem (firm or uniterruptible loads) oraz ograniczenia dodatkowych odbiorców (nonconsequential load loss). Świadczy to o dużym i rosnącym znaczeniu ograniczenia zasilania w standardach zachowania się SEE oraz kryteriach planowania. Analizując informacje zawarte w tab. III warto zauważyć, że nowe standardy NERC [16] zmieniły niektóre wymagania dotyczące sieci przesyłowej NN i WN. Do poziomów A, B można zaliczyć kategorie 0, 1,2 (pojedyncze zdarzenia). W tych kategoriach nie dokonano istotnych zmian dla sieci przesyłowych NN. Dla tych sieci nie dopuszcza się ograniczenia przesyłu i/lub zasilania odbiorców z gwarantowanym zasilaniem dla pojedynczych zdarzeń i w tym również dla wyłączenia sekcji szyn stacji. Natomiast dla sieci przesyłowych WN dopuszczono ograniczenia przesyłu i/lub zasilania odbiorców z gwarantowanym zasilaniem przy wyłączeniu sekcji szyn stacji. Jest to złagodzenie wymagań dotyczące lokalnych sieci przesyłowych, nie mających znaczenia dla całego SEE. W zakresie poziomu C w najnowszym dokumencie NERC [16] dla kategorii 3 odpowiadającej wyłączeniu generatora i jednego elementu sieci nie dopuszczono ograniczenia przesyłu i/lub zasilania odbiorców z gwarantowanym zasilaniem. Jest to zaostrzenie wymogów zarówno dla sieci NN jak i WN. W brytyjskim dokumencie [11] zakłada się, że dla pojedynczych zdarzeń utrata zasilania (loss of supply capacity) nie powinna mieć miejsca. Dopuszczalne wyjątki od tej zasady zostały zdefiniowane za pomocą dopuszczalnych wartości utraconej mocy odbiorów (maximum permitted loss of supply capacity). Dla zdarzeń wielokrotnych nie dopuszcza się utraty zasilania większej niż 1500 MW. W niemieckim kodeksie sieciowym [13] dla sieci 380 i 220 kv stosuje się kryterium (N-1) i uznaje, że kryterium to jest spełnione, gdy można wykluczyć długotrwałe przerwanie zasilania. W tym kryterium zwykle zakłada się pojedyncze uszkodzenie linii Dopuszcza się wyłączenie lub ograniczenie zasilania odbiorców z: nie gwarantowanym zasilaniem nie gwarantowanym zasilaniem nie B Utrata sekcji szyn stacji tak nie C Jednoczesna utrata jakiejkolwiek kombinacji tak tak dwóch elementów takich jak: linia i generator, linia i kompensator mocy biernej, dwa generatory, dwa transformatory, dwie linie, dwa kompensatory, dwa bieguny linii DC. D Jednoczesna utrata jakiejkolwiek kombinacji trzech lub więcej elementów takich jak: trzy lub więcej torów linii przesyłowych we wspólnym terenie *), utrata całej stacji rozdzielczej, utrata całej elektrowni wraz z rozdzielnią. tak tak *) Wspólny teren przesyłowy (common right-of-way) napowietrznej, kabla lub transformatora. W irlandzkiej instrukcji [1] przeznaczonej dla planistów nie dopuszcza się wyłączenia odbiorców dla zdarzeń pojedynczych (N-1). Dla zdarzeń planistycznych (N-1-1) dopuszcza się zrzut obciążenia 1500 MW, podobnie jak dla zdarzeń wielokrotnych w dokumencie brytyjskim [11]. W polskiej instrukcji [12] w wersji z 2011 r. w rozdziale II.A.2.3. dotyczącym niezawodności zawarte są następujące zapisy dotyczące ograniczania odbiorców: II.A awaryjne wyłączenie w danym układzie sieci zamkniętej dowolnego, pojedynczego jej elementu, w tym w szczególnie jednostki wytwórczej, transformatora, linii jednotorowej, jednego toru linii dwutorowej, sekcji szyn lub systemu szyn (gdy jest niesekcjonowany) nie spowoduje pozbawienia odbiorców zasilania, z wyjąt- Rok LXXXI 2013 nr 7 7

6 kiem odbiorców zasilanych bezpośrednio z wyłączonego elementu (a), II.A awaryjne wyłączenie dwóch linii, równoczesne lub sekwencyjne, nie spowoduje załamania pracy części sieci zamkniętej o sumarycznym zapotrzebowaniu większym niż 200 MW, II.A awaryjne wyłączenie w obszarze deficytowym (obszar, w którym moc pobierana jest większa od mocy wytwarzanej): największej jednostki wytwórczej pracującej w tym obszarze i pojedynczej linii zasilającej ten obszar (a), największej jednostki wytwórczej pracującej w tym obszarze i transformatora zasilającego ten obszar (b), nie spowoduje pozbawienia odbiorców zasilania. ierwszy wymóg (II.A a) nieograniczania odbiorców jest zgodny z zapisami w najnowszym dokumencie NERC [16] w zakresie sieci przesyłowych NN. Dla sieci lokalnych WN dokument amerykański dopuszcza ograniczenie odbiorców z gwarantowanym zasilaniem po wyłączeniu pojedynczego elementu i w tym sekcji szyn stacji. Drugi wymóg (II.A.2.3.7) jest ogólnie zgodny z amerykańskimi dokumentami NERC oraz brytyjskimi i irlandzkimi [1, 11], lecz dopuszczalna utrata mocy (200 MW w olsce) jest mniejsza, gdyż polski system jest mniejszy. Trzeci wymóg (II.A.2.3.8) jest zgodny z dokumentem NERC [16] oraz dokumentami [1, 11] innych, wyżej wymienionych krajów, w których to dokumentach wyłączenie generatora zalicza się do pojedynczych zdarzeń, dla których nie dopuszcza się ograniczenia odbiorców. Należy tu jednak podkreślić, że w zakresie wyłączeń generatorów dokument NERC [16] w kategorii 3 wymaga, aby nie tylko przy wyłączeniu jednego generatora ale także przy wyłączeniu generatora i jednego elementu sieci nie następowało ograniczenie zasilania odbiorców. W tym przypadku wymóg amerykański jest bardziej rygorystyczny dla sieci od polskiego. odobnie również wymagania instrukcji irlandzkiej [1] są bardziej rygorystyczne od polskich, gdyż dla zdarzeń (N-G-1) nie dopuszczają ograniczania odbiorców. Stabilność napięciowa Zachowanie stabilności napięciowej jest jednym z postulatów należących do standardów zachowania się SEE po wystąpieniu zdarzeń. Badanie stabilności napięciowej należy do podstawowych analiz wykonywanych w procesie planowania rozwoju SEE. Oczywiście zależnie od specyfiki sieci przesyłowej w poszczególnych dokumentach poświeconych kryteriom planowania stawia się większy lub mniejszy nacisk na zagadnienia stabilności napięciowej. Wymaganie stabilności napięciowej i zapasy Standard NERC stawia ogólny wymóg, by dla kategorii zdarzeń od 1 do 7 system był stabilny, lecz nie podaje szczegółów ani wymaganych współczynników zapasu stabilności. Dokładniejsze informacje na temat amerykańskich wymagań dotyczących stabilności napięciowej podają dokumenty [5, 7, 8]. W dokumentach [7, 8] wymaga się, by na krzywej nosowej dla stanu normalnego (N-0) zapas stabilności napięciowej wynosił co najmniej 10%. odobne TABELA IV. Wymagane zapasy stabilności napięciowej oziom zachowania się SEE Zdarzenie Wymagany zapas stabilności napięciowej *) [%] Źródło informacji Stan normalny sieci 10 [7, 8] A Utrata jednego dowolnego elementu z takich jak: generator, linia, transformator, biegun linii DC 5 [5, 7, 8] B Utrata sekcji szyn stacji 2,5 [5] C Jednoczesna utrata jakiejkolwiek kombinacji dwóch elementów takich jak: linia i generator, linia i kompensator mocy biernej, dwa generatory, dwa 2,5 [5] transformatory, dwie linie, dwa kompensatory, dwa bieguny linii DC D Jednoczesna utrata jakiejkolwiek kombinacji trzech lub więcej elementów takich jak: trzy lub więcej tory linii przesyłowych we wspólnym terenie *), utrata całej stacji rozdzielczej, utrata całej elektrowni wraz z rozdzielnią >0 [5] *) Zapas liczony jest dla krzywej nosowej. wymogi są podane w dokumencie [5], gdzie wymagany zapas stabilności napięciowej określa się na 5 10%. Zestawienie tych wymagań podano w tab. IV. W irlandzkiej instrukcji dla planistów [1] wymaga się, by stabilność napięciowa była zachowana dla wszystkich możliwych stanów (N-1) oraz (N-1-1). Dla mniej prawdopodobnych zdarzeń instrukcja ta nie ustosunkowuje się do stabilności napięciowej. W australijskiej instrukcji [10] zaleca się, by badania stabilności napięciowej wykonywać dla stanów obciążenia zwiększonego o 5% w stosunku do obciążenia szczytowego lub przesyłu mocy między obszarami zwiększonego o 5% oraz przy uwzględnieniu utraty (wyłączenia) największego kompensatora mocy biernej. odejmowanie badań stabilności napięciowej Większość instrukcji nie podaje, kiedy należy podejmować badania stabilności napięciowej i stawia sprawę w ten sposób, że wymaga się, aby stabilność była zachowana z podanym zapasem, ale nie doradza planistom, dla jakich węzłów odbiorczych mają te analizy wykonywać i czy dla wszystkich badanych zdarzeń. Jedynie w amerykańskiej instrukcji [7] podaje się, że badania stabilności napięciowej należy podjąć, jeśli w testowanym stanie pozakłóceniowym napięcie obniża się więcej niż 6%. Obniżenie się w stanach pozakłóceniowych napięć o więcej niż 10% traktowane jest w [7] jako naruszenie standardów zachowania się SEE. Taka informacja i proponowane podejście jest cennym uproszczeniem pracy planisty, gdyż badając wpływ poszczególnych zdarzeń na przeciążenia elementów sieci może łatwo wytypować węzły i/lub obszary odbiorcze, dla których musi wyznaczyć krzywe nosowe i zbadać stabilność napięciową. rostą metodę podejmowania decyzji, czy badać lub nie stabilność napięciową podano w artykule [17]. Raport CIGRE [18] zaleca badanie stabilności napięciowej dla zdarzeń polegających na wypadnięciu z pracy dużych generatorów, wyłączeniu silnie obciążonych linii lub linii powodujących wydzielenie się części systemu jako wyspy. Według tego raportu analiza powinna być ukierunkowana na ocenę zapasu mocy biernej generatorów i/lub kompensatorów dla pokrycia nowego zapotrzebowania na moc bierną. 8 Rok LXXXI 2013 nr 7

7 Metody badań stabilności napięciowej Stabilność napięciowa może być badana przy małych i dużych zakłóceniach oraz w stanach krótko- i długookresowych. W większości przeanalizowanych dokumentów (np. [5, 7, 8]) w planowaniu rozwoju zaleca się wykonanie analiz statycznych polegających na wyznaczeniu krzywych nosowych [19, 20] jak na rys. 1. Dla danego punktu pracy zapas stabilności napięciowej przed zdarzeniem (indeks ) oraz po zdarzeniu (indeks +) określają następujące wzory: M- 0 k U- = + + = M k 0 U (1) M- M + gdzie: 0 moc pobierana w danym punkcie pracy, M- oraz M+ moce maksymalne na krzywych nosowych odpowiednio dla stanu sieci przed i po zdarzeniu. W niektórych dokumentach (np. [10]) zaleca się wykonanie symulacji komputerowej stanu nieustalonego po wystąpieniu badanego zdarzenia. W przypadku wykonywania symulacji stanu nieustalonego bada się równocześnie stabilność kątową (przejściową) oraz dynamiczne zmiany napięć. W dokumencie [15] organizacja ENTSO-E widzi badania dynamicznych zmian napięć jako badania konieczne w analizach przyłączenia źródeł do sieci, a nie jako badania związane z planowaniem rozwoju SEE. Biorąc pod uwagę nadrzędną rolę ENTSO-E nie wydaje się więc również uzasadnione (opinia autorów tego artykułu), by w planowaniu rozwoju badanie stabilności napięciowej wykonywać za pomocą symulacji stanów nieustalonych. Można by się ograniczyć do badań statycznych dla wybranych zdarzeń powodujących znaczne obniżanie się napięć i lokalne deficyty mocy biernej. Rys. 1. Krzywe nosowe dla stanu przed i po wystąpieniu zdarzenia W artykułach [17, 21] zaproponowano szybką uproszczoną metodę sprawdzania warunków stabilności napięciowej, która może znaleźć zastosowanie w analizach związanych z planowaniem rozwoju SEE. Metoda ta polega na sprawdzaniu mocy zwarciowej i jej porównaniu z mocą odbiorów i/lub mocą znamionową transformatora zasilającego. Sytuacja w olsce W przeszłości w olsce (wbrew opiniom naukowców) uważano, że problem stabilności napięciowej nie dotyczy krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Życie zweryfikowało ten pogląd awariami napięciowymi. o tych awariach wykonano liczne ekspertyzy. Zidentyfikowano obszary zagrożone utratą stabilności. SE Operator podjął działania inwestycyjne zmierzające do zmniejszenia lokalnych deficytów mocy biernej i na różnych poziomach napięć zainstalowano kompensatory. W polskiej najnowszej instrukcji [12] wymaga się, by w stanie (N-0) zapas stabilności napięciowej (II.A.2.3.5) nie był mniejszy niż 10%, zaś w stanie (N-1) nie mniej niż 5% (II.A.2.3.6d). Wydaje się, że w ramach długookresowego planowania rozwoju SEE warto wykonywać uproszczone badania stabilności napięciowej na podstawie prostych kryteriów oraz krzywych nosowych. Obecnie pakiet programów komputerowych LANS został wyposażony w możliwości wyznaczania krzywych nosowych i może być wykorzystywany w analizach planistycznych. Dostępne są też prace badawcze oraz narzędzia komputerowe VCA (voltage critical area) opracowane w ERI i służące do analiz zarządzania mocą bierną w KSE. Stabilność kątowa lokalna Zachowanie stabilności kątowej lokalnej jest warunkiem koniecznym pracy synchronicznej SEE. Stabilność lokalna musi być zachowana dla wszystkich stanów pracy (N-0) oraz wszystkich stanów (N-1), (N-1-1), (N-2) po wystąpieniu zdarzeń, dla których zakłada się istnienie punktu pracy synchronicznej SEE. Ze względu na zmienność obciążeń w SEE wymaga się przy tym, by stabilność lokalna była zachowana z wymaganym zapasem. Do oceny stabilności lokalnej i jej zapasu w dokumentach przeznaczonych do planowania rozwoju SEE wymienia się następujące metody: sprawdzenie czy kołysania mocy wywołane małym zakłóceniem są dostatecznie szybko tłumione (np. dokumenty: USA [7, 8], Wielka Brytania [11], Australia [22], Arabia Saudyjska [14], CIGRE [18]), sprawdzenie czy moc zwarciowa jest kilkakrotnie większa od mocy przyłączanego źródła (np. dokumenty: Niemcy [13], Chorwacja [23], olska [12]), sprawdzenie czy przy zwiększeniu wybranego parametru SEE o zadaną wartość stabilność lokalna jest nadal zachowana, wybiera się przy tym parametr najmocniej wpływający na stabilność lokalną (np. moc wytwarzaną w danej elektrowni np. dokumenty USA [8] oraz olska [12, 24]). Niektóre dokumenty nie omawiają badania stabilności lokalnej lecz zakładają, że dla badanych stanów SEE jest stabilny lokalnie. W standardzie [16] wg NERC dla wszystkich kategorii zdarzeń od 1 do 7 (zdarzenia wielokrotne typu (N-2)) wymaga się, by synchronizm maszyn synchronicznych w całym SEE był zachowany. odobnie w dokumencie [4, 7] zakłada się, że dla poziomów A, B, C, D (standardy zachowania się SEE) istnieje punkt pracy wspólny dla całego SEE, tzn. synchronizm jest zachowany. Dopiero dla poziomu E dopuszcza się brak wspólnego punktu pracy i rozpad SEE na podsystemy. Wymienione tu dokumenty [4, 7, 16] nie opisują jednak metod oceny stabilności lokalnej. Natomiast autorzy raportu CIGRE [18] widzą badania stabilności lokalnej jako służące poprawie tłumienia kołysań mocy przez odpowiednią lokalizację stabilizatorów systemowych SS (power system stabiliser) oraz odpowiedni dobór ich parametrów. Inne dokumenty wykorzystują jedną z trzech wyżej wymienionych metod. Rok LXXXI 2013 nr 7 9

8 Sprawdzanie tłumienia kołysań mocy W teorii układów dynamicznych stosuje się rozmaite współczynniki określające jakość regulacji. Niektóre z nich są stosowane do oceny tłumienia kołysań mocy w SEE. W dokumentach dotyczących planowania rozwoju SEE zalecane są następujące współczynniki: współczynnik tłumienia [8, 19], dekrement tłumienia [8, 14], czas regulacji [11], czas połowienia [22]. Współczynnik tłumienia może być stosowany, gdy do badania stabilności kątowej lokalnej stosuje się analizę modalną. Analiza modalna jest metodą najbardziej zaawansowaną matematycznie [19, 25]. W analizie tej SEE jest opisany różniczkowym równaniem liniowym x = Ax, w którym x jest wektorem zmiennych stanu, A macierzą stanu zależną od parametrów SEE. Jeśli λ i = α i + j Ω i jest i-tą wartością własną macierzy A, to współczynnik tłumienia dla modu odpowiadającego tej wartości własnej dany jest wzorem α ξ = 2 2 (2) α + Ω ozostałe współczynniki (dekrement tłumienia, czas regulacji, czas połowienia) mogą być stosowane, gdy do badania stabilności kątowej (lokalnej i/lub przejściowej) stosuje się symulację komputerową stanów nieustalonych. Dekrement tłumienia (damping decrement) jest to stosunek kolejnych wychyleń w tę samą stronę x k + 2 x, gdzie k numer amplitudy k przebiegu oscylacyjnego. Czas regulacji jest to czas, po którym amplituda oscylacji osiągnie zadaną wartość. odając czas regulacji należy oczywiście określić, dla jakiej wartości amplitudy ten czas jest określony, np. 2% lub 5%. Czas połowienia (halving time) jest to czas, w którym amplituda oscylacji zmniejsza się 2-krotnie. Jest to również szczególny przypadek czasu regulacji przy założeniu, że zadana wartość dla czasu regulacji wynosi 50%. W amerykańskich i kanadyjskich instrukcjach [6, 8] wymaga się by wartość współczynnika tłumienia najsłabiej tłumionego modu elektromechanicznego była większa od 0,03 zarówno dla stanów przedzakłóceniowych jak i dla stanów pozakłóceniowych po podjęciu działań regulacyjnych. W podręczniku [19] uznaje się, że tłumienie jest satysfakcjonujące, gdy współczynnik tłumienia nie jest mniejszy niż 0,05. ostuluje się więc tłumienie silniejsze niż w instrukcjach [6, 8]. Analiza modalna wymaga użycia specjalistycznego programu komputerowego i zdaniem autorów artykułu nadaje się do badań specjalistycznych służących poprawie stabilności SEE poprzez odpowiedni dobór i dostrojenie parametrów stabilizatorów systemowych SS oraz innych układów regulacyjnych. Autorzy artykułu nie rekomendują stosowania analizy modalnej w analizach SEE dotyczących średnio- i długookresowego planowania rozwoju SEE. W amerykańskich i kanadyjskich instrukcjach [6, 8] jako alternatywny sposób oceny tłumienia kołysań mocy zaleca się wykonanie symulacji kołysań mocy w czasie s przebiegu zjawisk i zbadanie dekrementu tłumienia. Tłumienie uznaje się jako dobre, gdy dekrement tłumienia nie jest większy niż 0,85. odobne lecz ostrzejsze wymaganie jest sformułowane w [14]. Tu uznaje się, że tłumienie jest dobre, gdy dekrement tłumienia nie jest większy niż 0,70. Brytyjski standard [11] w ocenie tłumienia kołysań mocy posługuje się czasem regulacji. Tłumienie uznaje się za wystarczające, gdy po 20 s stanu nieustalonego amplituda kołysań nie przekracza 15% amplitudy początkowej. Australijski standard [22] posługuje się natomiast czasem połowienia amplitudy (czas regulacji dla 50% zmniejszenia amplitudy). Tłumienie wewnątrzobszarowych oraz międzyobszarowych kołysań mocy uznaje się za zadowalające, jeśli amplituda oscylacji zmniejsza się 2-krotnie w czasie nie dłuższym niż 10 s. Z punktu widzenia tego artykułu wybór rodzaju współczynnika (dekrement tłumienia, czas regulacji, czas połowienia) jest mało istotny, gdyż każdy z tych współczynników może być dość łatwo obliczony, gdy dostępne są wyniki symulacji. Istotne jest jednak, czy wymagania jakościowe stawiane w poszczególnych dokumentach są podobne czy też mocno się różnią. Na rys. 2 dla dwóch częstotliwości oscylacji pokazano przebiegi spełniające ww. wymagania. Dla częstotliwości 1 Hz (typowej dla kołysań wewnątrzobszarowych) najsilniej jest tłumiony przebieg dla współczynnika tłumienia ξ=0,05 wg [5]. ozostałe przebiegi są zbliżone, przy czym najsłabiej tłumiony jest przebieg dla czasu regulacji t u =20 s i błędu regulacji =15% wg [11]. Dla częstotliwości 0,3 Hz (typowej dla kołysań międzyobszarowych) natomiast najsilniej jest tłumiony przebieg dla czasu połowienia t u =5 s wg [22], zaś najsłabiej dla dekrementu tłumienia δ=0,85 wg [8]. Dla częstotliwości 0,3 Hz (rys. 1b) przebiegi dla współczynnika tłumienia ξ=0,05 wg [19] oraz dla czasu regulacji t u =20 s i błędu regulacji =15% wg [11] pokrywają się. Autorzy artykułu (podobnie jak autorzy [22]) uważają, że w fazie planowania rozwoju SEE najlepszym rozwiązaniem jest obserwacja wyników symulacji stanów nieustalonych oraz sprawdzenie czasu połowienia. Jeśli czas połowienia jest większy niż 10 s powinno podjąć się dodatkowe analizy zmierzające do zidentyfikowaa) b) Rys. 2. rzebiegi oscylacyjne tłumione dla częstotliwości: a) 1 Hz, b) 0,3 Hz 1 dla współczynnika tłumienia ξ=0,05 wg [5] (krzywa ciągła tłusta), 2 dla dekrementu tłumienia δ=0,85 wg [11] (krzywa przerywana), 3 dla czasu regulacji t u =20 s i błędu regulacji = 15% wg [11] (krzywa ciągła cienka), 4 dla czasu połowienia t u = 5 s błąd regulacji =50% wg [22] (krzywa kropkowa). 10 Rok LXXXI 2013 nr 7

9 nia przyczyn słabego tłumienia oraz jego poprawy poprzez dobór i optymalizację parametrów stabilizatorów systemowych SS i/lub innych środków poprawy stabilności. Do badania tłumienia oscylacji elektromechanicznych występujących w SEE można także rozważyć możliwość zastosowania metody rony ego. Metoda ta polega na modelowania przebiegu jako kombinacji liniowej składowych wykładniczych. W porównaniu do innych technik analizy sygnału takich jak metoda Fouriera, analiza rony ego ma tę zaletę, że umożliwia oszacowanie współczynników tłumienia niezależnie od częstotliwości, fazy i amplitudy sygnału. Analiza rony ego jest jednym z narzędzi oferowanych w ramach pakietu Matlab [26]. Sprawdzanie mocy zwarciowej W instrukcji niemieckiej [13] oraz chorwackiej [23] dotyczącej stabilności kątowej lokalnej zakłada się wymaganie, by zarówno w stanie normalnym (N-0) jak i w stanach (N-1) moc zwarciowa po stronie sieci wyprowadzającej moc z elektrowni S K3 była co najmniej 4 razy większa od sumy znamionowych mocy czynnych wszystkich jednostek wytwórczych n przyłączonych do rozpatrywanego węzła, a napięcie po stronie systemu powinno być co najmniej równe napięciu znamionowemu. Szczegółowe omówienie związku między mocą zwarciową i stabilnością kątową lokalną podano w artykułach [17, 21]. W artykułach tych wykazano, że dla S K3 6 n zachodzi k > 10% (3a) dla S K3 4 n zachodzi k > 5% (3b) gdzie k współczynnik zapasu stabilności lokalnej kątowej zdefiniowanym następująco [4, 5]: max k 0 = (4) 0 przy czym: 0 moc przy danym obciążeniu, max moc graniczna. Zależności (3 a, b) są przybliżone (uzyskane dla modelu generator sieć sztywna). Autorzy instrukcji [27] oraz artykułów [17, 21] uważają, że w długookresowym planowaniu rozwoju SEE takie proste podejście do sprawdzenia stabilności kątowej lokalnej jest wystarczające. odobny warunek dotyczący mocy zwarciowej został przeniesiony do polskiej instrukcji [12], gdzie w punkcie II.B.3.3, dotyczącym wymagań technicznych dla urządzeń wytwórców energii elektrycznej przyłączanych do sieci napisano: Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien zapewnić jej stabilną pracę w całym podanym przez wytwórcę dozwolonym obszarze pracy, przy mocy zwarciowej sieci po stronie wyższego napięcia transformatora blokowego równej czterokrotnej wartości znamionowej mocy pozornej jednostki wytwórczej. Różnica między instrukcją [12] a [27] polega na tym, że w [27] moc zwarciową porównuje się do mocy czynnej, a w [12] do mocy pozornej. Wyznaczanie mocy granicznej programem rozpływu mocy W kanadyjskiej instrukcji [8] zapas stabilności rozumiany jest w taki sposób, że przy zwiększeniu dowolnego parametru (w tym parametru najbardziej krytycznego) o 10% system elektroenergetyczny powinien pozostać stabilny. W przypadku badania stabilności lokalnej w analizach wyprowadzenia mocy z elektrowni najbardziej krytycznym parametrem jest moc czynna generowana TABELA V. Wymagane zapasy równowagi statycznej wg [28] Stan Automatyczna regulacja napięcia wzbudzenia Jest [%] nie ma [%] (N-0) (N-1) 5 10 przez daną elektrownię. Można więc przyjąć, że w myśl [8] zapas stabilności lokalnej ze względu na moc czynną elektrowni powinien być co najmniej 10%. odobne wymaganie sformułowano w polskim standardzie [28], dla którego niezbędne zapasy równowagi statycznej (stabilności kątowej lokalnej) podano w tab. V. Można powiedzieć, że formułowanie zapasu równowagi statycznej (stabilności kątowej lokalnej) analogicznie jak we wzorze (3), tj. jako względnej różnicy między mocą maksymalną a mocą obciążenia w badanym stanie jest polską tradycją, wywodzącą się ze starych podręczników opisujących zagadnienia równowagi systemów elektroenergetycznych oraz dawnej praktyki stosowanej w planowaniu rozwoju sieci przesyłowych [24]. Wiele lat temu zgodnie z instrukcją [24] moc graniczną elektrowni wyznaczano za pomocą programu rozpływu mocy zadając coraz większe wartości mocy przy założeniu, że bilansowanie odbywa się głęboko w sieci w wybranym węźle bilansującym oddalonym od badanej elektrowni. Współczesny pakiet programów komputerowych LANS ma taką funkcję dociążania węzłów wytwórczych aż do mocy granicznych, w których pochodna mocy względem kąta obciążenia / δ dąży do zera. o wyznaczeniu obciążenia granicznego max można obliczyć współczynnik zapasu równowagi statycznej (4) dla zadanego obciążenia 0. olski standard [28] wymaga jednak doprecyzowania założeń, przy których mają być wyznaczane podane tam wartości współczynników, a szczególnie należy wyjaśnić takie kwestie jak: czy uwzględnia się regulację napięcia, czy też zakłada się stałe wzbudzenie generatora oraz, w jaki sposób ma być bilansowany wzrost mocy danej elektrowni przy dochodzeniu do stanu granicznego. W pierwszym przypadku można przypuszczać, że raczej chodzi o badanie równowagi statycznej naturalnej, tj. przy stałym napięciu wzbudzenia generatora (regulacja ręczna). To przypuszczenie autorów artykułu wynika z następującego faktu. Z punktu widzenia pracy bloku wytwórczego na SEE to założenie ma sens, gdyż po przełączeniu regulacji z automatycznej ARN na regulację ręczną zespół wytwórczy musi utrzymać się w pracy synchronicznej, tj. musi mieć co najmniej kilkuprocentowy zapas równowagi statycznej naturalnej. W drugim przypadku można stwierdzić, że w dawnej praktyce zalecanej w [24] wzrost mocy danej elektrowni kompensowano w wybranym węźle bilansującym oddalonym jak najdalej od danej elektrowni dla której zadawano wzrost obciążenia. Takie założenie odpowiada najmniej korzystnej sytuacji dalekiego przesyłu energii z danej elektrowni. Łagodniejsza koncepcja może polegać na założeniu, że wzrost mocy danej elektrowni jest bilansowany przez wszystkie zespoły wytwórcze biorące udział w regulacji pierwotnej proporcjonalnie do ich mocy znamionowych. Ma to sens, gdyż w rzeczywistym SEE zawsze w początkowym etapie procesów regulacyjnych rozdział niezbilansowania mocy między zespoły wytwórcze odbywa zgodnie z nachyleniami charakterystyk sta- Rok LXXXI 2013 nr 7 11