Michał Kosmecki Instytut Energetyki Oddział Gdańsk

Transkrypt

1 AKTUALNE PROBLEMY W ELEKTROENERGETYCE JURATA 3 5 CZERWCA 2009 PRACA UKŁADU PRZESYŁOWEGO PRĄDU STAŁEGO (HVDC) W WARUNKACH OBNIŻONEJ MOCY ZWARCIOWEJ Michał Kosmecki Instytut Energetyki Oddział Gdańsk Moc zwarciowa w stacji łącza prądu stałego ma kluczowe znaczenie dla jego działania. Jej zbyt niska wartość, mierzona współczynnikiem ESCR (effective short-circuit ratio), może prowadzić do powstania niepożądanych zjawisk, takich jak: utrata stabilności napięciowej, rezonans harmoniczny, zbyt wysoki fliker, przepięcia oraz błędna komutacja tyrystorów (tzw. przewroty komutacyjne). Obniżenie mocy zwarciowej może mieć związek z czasowa zmianą topologii SEE lub wynikać na przykład z zainstalowania w systemie dużej generacji wiatrowej, co dla północnej Polski jest wysoce prawdopodobne. Duża koncentracja farm wiatrowych na danym obszarze może doprowadzić do przeciążeń i wyłączeń linii przesyłowych oraz wiąże się z wyłączeniem części generacji systemowej w celu utrzymania salda wymiany międzynarodowej. Zmiana mocy zwarciowej powodowana przyłączeniem farm wiatrowych zależy również od typu stosowanych generatorów siłowni oraz rodzaju i ilości układów pomocniczych, m.in. umożliwiających kompensację mocy biernej czy przechodzenie przez zapady napięcia (Low Voltage Ride Through). W referacie zostaną przedstawione i omówione wyniki badań symulacyjnych przeprowadzonych dla klasycznego łącza HVDC (tzw. LCC HVDC) z wykorzystaniem modelu do badań procesów elektromagnetycznych i modelu do badań procesów elektromechanicznych. Wnioski będą dotyczyć m.in. interakcji warunków pracy łącza i sieci oraz określenia stanów niebezpiecznych i zagrażających prawidłowej pracy SEE. 1. WSTĘP Jednym z kryteriów oceny lokalizacji stacji łącza HVDC jest moc zwarciowa w węźle systemu elektroenergetycznego (SEE), do którego łącze ma być przyłączone. Należy przy tym brać pod uwagę poziom mocy mierzonej współczynnikiem ESCR (Effective Short Curcuit Ratio) uwzględniającym zmiany, jakie do wartości mocy zwarciowej w stacji łącza HVDC wnosi instalowanie filtrów, baterii kondensatorów lub sterowanych urządzeń kompensacji mocy biernej, których łączna moc w każdej stacji może sięgać 60% znamionowej mocy łącza [1, 2]. Źródła [1, 2] zawierają klasyfikację sztywności systemu w zależności od wartości współczynnika ESCR, wg której wysokiej sztywności systemu odpowiadają wartości ESCR większe od 3, niskiej pomiędzy 2 a 3 oraz bardzo niskiej poniżej 2. Wg raportu [5] wartość ESCR osiemnastu z trzydziestu dwóch analizowanych łącz jest mniejsza bądź równa 2,5, a najniższą odnotowaną wartością jest 0,55. Zjawiska towarzyszące pracy łącza HVDC lub powstające w następstwie zakłóceń w SEE lub w kablu/linii DC przy tak niskiej wartości współczynnika ESCR to m.in. zwiększona

2 emisja harmonicznych, przepięcia, zmniejszenie stabilności napięciowej czy przewroty komutacyjne [1, 2, 4, 6]. Skala czasowa zachodzenia tych zjawisk (od dziesiątych części milisekundy do kilku- kilkunastu sekund) wymaga użycia modeli do badań procesów elektromagnetycznych i elektromechanicznych. W pracy uwzględniono wyniki analizy interakcji łącza i SEE przeprowadzonej w programie PSCAD/EMTPC przedstawionej w [8]. 2. OPIS MODELU ŁĄCZA PRĄDU STAŁEGO Badania symulacyjne interakcji łącza HVDC i systemu elektroenergetycznego przeprowadzono dla klasycznego łącza LCC HVDC (Line Commutated Converter based HVDC), które zostało szeroko omówione w literaturze [1, 3, 4], natomiast w pozycji [7] szczegółowo omówiono różnice pomiędzy modelami do badań elektromechanicznych a modelami do badań elektromagnetycznych. Badania przeprowadzono w środowisku Matlab/Simulink, dopasowując parametry energetyczne modelu do łącza HVDC Polska- Szwecja [9]. Należy zaznaczyć, że z uwagi na brak szczegółowych danych o parametrach sterowania, model nie może być ściśle utożsamiany z łączem HVDC Polska Szwecja. Analizowane łącze jest układem monopolarnym, łączącym dwa asynchroniczne pracujące systemy o napięciu 400 kv (50 Hz) kablem o długości 250 km i kablem powrotnym (rys. 1). Łącze oparte jest na przekształtnikach tyrystorowych 12-pulsowych. Napięcie znamionowe DC równe jest 450 kv, moc znamionowa to 600 MW. Dodatkowo w stacjach przyłączeniowych zainstalowane są filtry dla 11, 13, 24 i 36 harmonicznej o łącznej mocy 95 Mvar oraz baterie kondensatorów o łącznej mocy 190 Mvar. Rys. 1. Schemat łącza HVDC W warunkach znamionowych układ pracuje w trybie regulacji mocy, w którym prostownik reguluje wartość prądu przepływającego kablem DC a falownik napięcia kabla lub kąta wyprzedzania wyłączania γ. Przy obniżonym napięciu po stronie prostownika następuje zmiana trybów regulacji prostownik przechodzi do pracy z minimalnym kątem wysterowania α, a falownik w trybie regulacji prądu. W przypadku, gdy obniżone napięcie pojawi się po stronie falownika, wchodzi on w tryb regulacji kąta γ, natomiast prostownik pozostaje w trybie regulacji prądu. Zamodelowanie działania łącza w powyżej opisanych trybach wymaga implementacji regulatora prądu sterującego pracą prostownika oraz równolegle działających regulatorów prądu, napięcia i kąta gamma w falowniku (modelowane jako układy typu PI). Regulatory wyliczają wartość kąta wysterowania tyrystorów (w przypadku regulatorów falownika, brany

3 jest najmniejszy kąt z trzech wyliczonych), która podawana jest na wejście układu wyzwalania tyrystorów wykorzystującego pętlę fazową umożliwiającą synchronizację impulsów z siecią. Dodatkowo model zaopatrzono w układy pomiarowe napięcia i prądu AC i DC, układ pomiaru kąta γ oraz funkcję VDCOL (Voltage Dependent Current Order Limiter) [1]. 3. ANALIZA WYNIKÓW BADAŃ SYMULACYJNYCH Analizę współpracy łącza HVDC oraz sieci AC przeprowadzono dla dwóch skrajnych wartości współczynnika ESCR na szynach rozdzielni 400 kv w stacji falownika, tj. 2,3 i 8,1. Wartość 8,1 w przybliżeniu odpowiada maksymalnej mocy zwarciowej w stacji Słupsk występującej podczas zimowego szczytu obciążenia, natomiast wartość 2,3 odzwierciedla niską wartość mocy zwarciowej podczas letniej doliny zapotrzebowania na moc i/lub w stanach wyłączeniowych. Symulowano następujące zdarzenia: zwarcie jednofazowe (fazy A) w sieci AC w pobliżu falownika rys. 1, zwarcie trójfazowe do ziemi w sieci AC w pobliżu falownika rys. 2, zwarcie w kablu DC w miejscu przyłączenia do stacji falownikowej rys. 3. Dla analizowanych zwarć przyjęto czas wystąpienia t=0,8 s oraz czas trwania zwarcia t z =100 ms. Przyjęto, że przed wystąpieniem zakłócenia układ pracował w warunkach znamionowych. Obserwowano przebiegi napięcia i prądu w obwodzie DC (V dc, I dc [pu]), napięcia po stronie AC (Uac [pu], rms) oraz mocy czynnej (P [pu] (1 pu=600 MW), znak mocy zgodny z kierunkiem przesyłu, tzn. dodatnia moc dla prostownika i falownika oznacza transfer ze Szwecji do Polski) i mocy biernej (Q [pu], wartość ujemna oznacza pobór mocy z sieci). Zwarcie jednofazowe W wyniku zwarcia jednofazowego układ HVDC traci możliwość przesyłana mocy. Na skutek zaniku napięcia w fazie A dochodzi do błędów komutacji, które prowadzą do wzrostu prądu w obwodzie DC do wartości znacznie przekraczającej wartość znamionową. Moc w sieci AC po stronie prostownika (Szwecja) przyjmuje przez chwilę znak ujemny, co oznacza chwilową pracę falownikową tej stacji i dopływ mocy do szwedzkiego SEE, co z kolei powoduje chwilowy przysiad napięcia do wartości 0,9 pu. Napięcie przemienne po stronie falownika spada podczas trwania zwarcia do wartości ok. 0,6 pu dla systemu o większej sztywności lub 0,5 dla systemu o mniejszej sztywności. Ponieważ transfer mocy czynnej przez łącze zostaje wstrzymany, zapotrzebowanie przekształtnika na moc bierną zanika. Sumaryczna wartość mocy biernej baterii kondensatorów i filtrów w trakcie trwania zwarcia jest zmniejszona proporcjonalnie do kwadratu napięcia, natomiast po ustąpieniu zwarcia, ale jeszcze przed wznowieniem przesyłu mocy łączem, jest bliska znamionowej. Moc bierna wnika wówczas do sieci AC powodując wzrost napięcia w stacji falownika tym większy, im mniejsza jest wartość współczynnika ESCR (U AC = 1,28 pu dla ESCR fal = 2,3; U AC = 1,08 pu dla ESCR fal = 8,1). Otrzymane przebiegi różnią się znacznie również pod względem maksymalnej wartości prądu DC w stanie przejściowym (I DC = 2,2 pu dla ESCR fal = 2,3; I DC = 2,8 pu dla ESCR fal = 8,1) oraz pod względem czasu odzyskania możliwości przesyłania pełnej mocy łączem (t = 300 ms dla ESCR fal = 2,3; t = 230 ms dla ESCR fal = 8,1).

4 Rys. 1. Zwarcie jednofazowe po stronie falownika (po lewej ESCR fal =2,3; po prawej ESCR fal =8,1) Zwarcie trójfazowe W trakcie zwarcia trójfazowego dochodzi do szybkiego zablokowania transferu mocy do odbiorczej sieci AC. Podobnie jak w przypadku zwarcia jednofazowego, po usunięciu zwarcia widoczny jest wzrost napięcia w stacji falownikowej spowodowany przesyłem mocy biernej. Wzrost ten jest większy o ok. 0,3 pu dla modelu o mniejszej wartości współczynnika ESCR. Szczytowa wartość prądu w obwodzie DC jest większa dla modelu o wyższym ESCR o około 0,6 pu. Po usunięciu zwarcia czas powrotu do przesyłu mocy znamionowej jest porównywalny dla obu modeli.

5 Rys. 2. Zwarcie trójfazowe po stronie falownika (po lewej ESCR fal =2,3; po prawej ESCR fal =8,1) Zwarcie w obwodzie DC Zwarcie w kablu DC w pobliżu stacji falownika powoduje natychmiastowy zanik napięcia w obwodzie DC od strony falownika, oraz pojawienie się ujemnego napięcia od strony prostownika. Wysoka wartość prądu DC (dochodząca do 2,8 pu) zostaje szybko zmniejszona dzięki zmianie trybu pracy przekształtnika z prostownikowego na falownikowy i oddaniu energii zgromadzonej w obwodzie DC z powrotem do sieci. Podobnie jak w poprzednich przypadkach wartość współczynnika ESCR wnosi różnice w przebiegu napięcia oraz w ilości mocy biernej po stronie AC falownika.

6 Rys. 3. Zwarcie kabla DC do ziemi (po lewej ESCR fal =2,3; po prawej ESCR fal =8,1) 4. WPŁYW SZTYWNOŚCI SIECI NA PARAMETRY WSPÓŁPRACY ŁĄCZA HVDC Z SEE Jak wynika między innymi z przedstawionych badań symulacyjnych, sztywność sieci ma wpływ na niektóre aspekty współpracy łącza HVDC z siecią AC. Poniżej podsumowano najważniejsze z nich. Przepięcia Nagłe przerwanie transferu mocy w łączą HVDC powoduje, że zapotrzebowanie przekształtników na moc bierną zainstalowaną w stacjach przekształtnikowych zanika, w wyniku czego jest ona przesyłana do SEE podnosząc lokalnie poziom napięcia. Zjawisko to zaobserwowano dla stacji falownika podczas wszystkich zdarzeń jakie symulowano. Maksymalny wzrost napięcia dla niższej wartości ESCR w stosunku do wartości wyższej to ok. 0,2 pu. Rezonans harmoniczny Pojemność baterii kondensatorów i filtrów wprowadzana do systemu o charakterze indukcyjnym może przyczynić się do powstania częstotliwości rezonansowej w zakresie przypadającym na niskie harmoniczne. Impedancja harmoniczna widziana z szyn transformatora przekształtnikowego dla tej częstotliwości będzie bardzo duża tworząc

7 warunki dla rezonansu równoległego. Wykres impedancji harmonicznej widzianej z szyn rozdzielni falownika dla dwóch wartości ESCR przedstawiono na rys. 4 (założono model SEE dobrze odwzorowujący częstotliwości do ok. 650 Hz [7]). Mniejsza wartość częstotliwości rezonansowej (130 Hz) odpowiada mniejszej wartości ESCR (2,3). Dla ESCR równego 8,1, częstotliwość rezonansowa to 207 Hz. Na rysunku można zaobserwować również wpływ filtrów 11-tej harmonicznej (550 Hz) oraz 13-tej harmonicznej (650 Hz) w postaci miejsc o impedancji zbliżonej do zera. Rys. 4. Impedancja harmoniczna widziana z szyn rozdzielni falownika dla dwóch wartości ESCR Stabilność napięciowa Obszary SEE o niskiej mocy zwarciowej są podatne na zmiany napięcia na skutek zmian przepływu mocy czynnej i biernej. Szczególnie istotne jest to w przypadku rozdzielni zasilającej falownik. Zmiany wartości napięcia AC w stanie ustalonym w funkcji przesyłanej mocy przedstawiono na rysunku 5, z którego wynika różnica zakresów zmian napięcia dla analizowanych wartości ESCR. Przy niskim napięciu w sieci AC układ regulacji mocy łącza zwiększy wartość zadaną prądu, by utrzymać stałą moc. Przy wzroście kąta γ spowoduje to zwiększenie zapotrzebowania na moc bierną, a moc dostarczana z baterii kondensatorów będzie obniżona z powodu niskiego napięcia panującego w sieci AC. W skrajnych przypadkach może to pogłębiać prowadzić do utraty stabilności napięciowej. Szczególnie przydatna w takich sytuacjach jest implementacja funkcji VDCOL, która uzależnia wartość zadaną prądu DC od napięcia.

8 Rys. 5. Napięcie AC na rozdzielni po stronie falownika w zależności od mocy przesyłanej łączem Przewroty komutacyjne Powodem powstawania błędów komutacji falownika jest m.in. niskie napięcie AC po stronie falownika. Taka sytuacja wystąpiła podczas zwarć w sieci AC przedstawionych na rys. 1 i rys. 2. Na rysunku 6 przedstawiono przebiegi napięć i prądów dla poszczególnych węzłów dla dwóch wartości ESCR podczas zwarcia jednej fazy do ziemi. Linią jasną oznaczono prąd zaworu, natomiast napięcie na nim oznaczone jest linią ciemną. Można zaobserwować, że po chwili t = 0,8 s doszło do przewrotów komutacyjnych niezależnie od wartości ESCR po stronie falownika, chociaż ich przebieg jest różny. Dla niskiej wartości ESCR komutacja prądu zarówno z zaworu 1 do 3, jak i z zaworu 4 do 6 nie kończy się poprawnie, w wyniku czego obwód jest zwarty po stronie DC przez zawory 1 i 4. Dla wyższego ESCR ma miejsce nieudana komutacja z zaworu 3 do 5 oraz z zaworu 4 do 6. Rys. 6. Zwarcie fazy A do ziemi, po lewej przebiegi dla ESCR = 2,3; po prawej dla ESCR = 8,1 Aby nie doprowadzać do przewrotów komutacyjnych stosuje się czasowo pracę ze zwiększoną wartością kąta wyprzedzania wyłączania γ, by zapewnić większe prawdopodobieństwo wystąpienia napięcia wstecznego na tyrystorze. W przypadku sieci o niskiej wartości współczynnika ESCR, w której częstość występowania zwarć lub załączeń

9 elementów jest duża, można rozważyć pracę z większym kątem γ na stałe, zwiększając tym samym niezawodność pracy łącza, kosztem m.in. zwiększonych strat przesyłowych. 5. PODSUMOWANIE Wartość mocy zwarciowej w stacji łącza HVDC ma bardzo duże znaczenie dla prawidłowej pracy układu łącze SEE. Jest to szczególnie widoczne podczas zakłóceń w sieci takich jak zwarcia lub podczas procesów łączeniowych. Obniżone napięcie AC uniemożliwia prawidłową komutację i łącze traci zdolności przesyłowe. Do najbardziej niebezpiecznych stanów należą wówczas zbyt wysokie napięcie w rozdzielni falownika oraz duża ilość niskich harmonicznych. Dodatkowo, praca falownika w sieci o niskiej wartości współczynnika ESCR może powodować problemy ze stabilnością napięciową. LITERATURA [1] D. Wilhelm, High-Voltage Direct Current Handbook, Electric Power Research Institute [2] P. Kundur, Power System Stability and Control, McGraw-Hill Inc [3] E.W. Kimbark, Direct Current Transmission, Wiley-Interscience, [4] Methodology for Integration of HVDC Links in Large AC Systems Phase I: Reference Manual, EPRI Research Project , March [5] A Summary of the Report on Survey of Controls and Control Performance in HVDC Schemes, CIGRE 1994, WG [6] Commutation Failures Causes and Consequences, CIGRE 1995, WG [7] K. Madajewski, Modele dynamiczne systemu elektroenergetycznego do badania układów przesyłowych prądu stałego, Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Zeszyt 25, Warszawa [8] K. Madajewski, B. Sobczak, Wpływ układu przesyłowego prądu stałego na system elektroenergetyczny AC przy zwarciach, APE [9] B. Abrahamsson, L. Soderberg, K. Lozinski, SwePol HVDC Link, AC-DC Power Transmission, Seventh International Conference on (Conf. Publ. No. 485). HVDC OPERATION IN WEAK AC SYSTEM Short-circuit power is essential for proper dc system operation. Its too low value, evaluated by Effective Short Circuit Ratio, might give rise to problems such as voltage instability, harmonic resonance, high flicker, temporary overvoltage or commutation failures. The decrease of short-circuit power might be caused by grid contingencies or increased penetration of wind power. The latter is likely to happen in northern Poland and can lead to transmission lines overloading and tripping as well as to disconnection of system generators in order to maintain area interchange. The change in short-circuit power due to wind farms connection also depends on the type of wind generators and auxiliary devices for reactive power compensation devices or low voltage ride through. In this paper the evaluation of simulation results carried out for LCC HVDC link is presented. It is shown that as a consequence of a switching operation or a fault abovementioned problems arise and are more visible for low ESCR at inverter station.