ANALIZA ZAGROŻEŃ ZWIĄZANYCH Z WYKONYWANIEM OPERACJI ŁĄCZENIOWYCH W SEE

Piotr Miller, Marek Wancerz Politechnika Lubelska, Katedra Sieci Elektrycznych i Zezpieczeń ANALIZA ZAGROŻEŃ ZWIĄZANYCH Z WYKONYWANIEM OPERACJI ŁĄCZENIOWYCH W SEE Streszczenie: Wykonywanie operacji łączeniowych w warunkach silnego obciążenia sieci przesyłowej może wywoływać duże udary prądowe szczególnie wtedy, gdy różnice pomiędzy napięciami na otwartych biegunach wyłącznika są stosunkowo duże zarówno pod względem amplitudy jak i fazy. Udary te mogą powodować szereg zagrożeń w pracy SEE, m.in. uszkodzenie wyłącznika, uzwojeń maszyn elektrycznych, mogą wywoływać zmęczenie materiału wałów dużych zespołów wytwórczych a także zbędnie pobudzać do działania zezpieczenia odległościowe zainstalowane w sieci przesyłowej. W dotychczasowych badaniach omawianych zjawisk opracowano analityczne zależności, na podstawie których wyznaczane są kryterialne wartości kąta załączenia, przy których wymienione powyżej zagrożenia nie występują. W artykule zależności te zostały zweryfikowane przy pomocy szeregu badań symulacyjnych wykonanych na testowym modelu sieci w programie komputerowym PowerWorld. 1 WPROWADZENIE Przedmiotem rozważań niniejszego artykułu jest kontrola możliwości przeprowadzenia operacji łączeniowych w sieci przesyłowej. Z różnych przyczyn, w chwili poprzedzającej załączenie, na otwartych biegunach wyłącznika mogą występować napięcia różniące się miedzy sobą co do modułu, fazy oraz częstotliwości. W przypadku, gdy różnice te są znaczne należy liczyć się z możliwością powstania silnych udarów prądowych tuż po zamknięciu wyłącznika. W celu uniknięcia zagrożeń wywołanych tymi udarami w sieciach przesyłowych instaluje się urządzenia do kontroli synchronizmu łączeń (ang. synchrocheck), których zadanie sprowadza się do kontroli wartości napięć (co do modułu i fazy) oraz częstotliwości i blokowania możliwości wykonania operacji łączeniowej, w przypadku gdy zmierzone wartości napięć i/lub częstotliwości przekraczają wartości kryterialne nastawione w urządzeniu. Istotnym problemem jest właściwy dobór wartości nastawczych urządzenia do kontroli synchronizmu łączeń. Zbyt restrykcyjne nastawy ograniczą co prawda udary prądowe wywołane operacjami łączeniowymi, mogą jednak zlokować możliwość zamknięcia wyłącznika w trudnych stanach SEE, często decydujących o tym, czy uda się uniknąć awarii systemowej. Warto tutaj przywołać przykład awarii systemowej we Włoszech w 2003 r. Wielu specjalistów uważa, że można było jej uniknąć, a przynajmniej ograniczyć jej rozmiar, gdyby udało się przywrócić do pracy linię przesyłową Mettlen-Lavorgo [1]. Niestety urządzenie synchrocheck zainstalowane w linii, nastawione według powszechnie stosowanej praktyki na kąt 30º uniemożliwiło wykonanie operacji łączeniowej (rzeczywisty kąt wynosił 42º). W celu określenia poprawnych nastawień urządzenia do kontroli synchronizmu łączeń warto zastanowić się nad zagrożeniami, które mogą pojawić się w trakcie wykonywania operacji łączeniowych. Wynikają one przede wszystkim z negatywnych skutków działania dużej wartości prądu, który pojawia się w pierwszej chwili po załączeniu elementu systemu elektroenergetycznego. Ze względu na krótkotrwały przebieg stanu nieustalonego, zjawiska termiczne wywołane prądem załączenia nie mają znaczenia, natomiast najważniejsze zagrożenia związane z procesem łączenia wynikają z: możliwości uszkodzenia wyłącznika wskutek przekroczenia jego zdolności łączeniowej, możliwości zbędnego pobudzenia zezpieczeń odległościowych, zagrożeń związanych z możliwością uszkodzenia uzwojeń transformatorów (blokowych oraz sieciowych) lub generatorów synchronicznych przez działanie sił dynamicznych wywołanych dużą wartością szczytowego prądu załączenia, powstawania naprężeń w wałach zespołów wytwórczych przyczyniających się do zmęczenia materiału i ograniczenia ich żywotności, zagrożenia utratą stilności systemu elektroenergetycznego (dotyczy łączenia podsystemów pracujących asynchronicznie). W oparciu o analizę tych zagrożeń można sformułować analityczne warunki kryterialne wyznaczające dopuszczalne wartości parametrów łączenia (napięć co do modułu i fazy oraz częstotliwości) [4, 15]. 2 KRYTERIA DOBORU WARTOŚCI NASTAWCZYCH Z punktu widzenia doboru nastawień urządzeń do kontroli synchronizmu łączeń istotny jest początkowy prąd załączenia rozumiany jako wartość skuteczna składowej okresowej prądu w pierwszej chwili po zamknięciu wyłącznika, tj. dla chwili t 0. Podobnie jak przy obliczaniu początkowego prądu zwarcia [2] do obliczania początkowego prądu załączenia generatory synchroniczne należy odwzorować jak dla stanu

podprzejściowego [2,5,6,16], czyli za pomocą sił elektromotorycznych E " za reaktancjami podprzejściowymi " " przy założeniu, że Xq Xd. Wartości E " należy obliczyć dla zadanego stanu obciążenia systemu elektroenergetycznego. W raporcie [4] oraz w [15] wykazano, że wszystkie wielkości niezbędne do obliczenia nastawień urządzeń do kontroli synchronizmu łączeń można obliczyć tworząc dla powyższego modelu impedancyjną macierz węzłową tworzoną tak samo jak do obliczeń zwarciowych [2]. Dzięki temu można model badanej sieci przesyłowej uprości do prostego schematu zastępczego jak na rys.1a. Rys. 2.1 Model do wyznaczenia początkowego prądu załączenia; (a) schemat zastępczy, (b) wykres fazorowy Na rys. 2.1a przez E a, E b, Z a, Z b oznaczono siły elektromotoryczne oraz impedancje źródeł zastępczych. Z jest impedancją gałęzi zastępczej odwzorowującej połączenia węzłów a,b reprezentujących otwarte bieguny wyłącznika poprzez pracującą sieć przesyłową. Początkowy prąd załączenia I można obliczyć za pomocą twierdzenia Thevenina mając napięcie U na biegunach wyłącznika (rys. 2.1b) oraz impedancję Thevenina widzianą z węzłów, przy zwartych źródłach napięciowych. Impedancja ta (rys. 2.1a) dana jest wzorem: Z Th Z Z Z Z Z Z a b a b Do dalszej analizy wzór (1) opisujący impedancję Thevenina można przekształcić w następujący sposób: Z Z Z a b a b Th ; Z (1) 1 Z Z (2) gdzie jest współczynnikiem zespolonym odwzorowującym wpływ gałęzi wzdłużnej impedancji Thevenina. Korzystając ze schematu zastępczego (rys. 2.1a) początkowy prąd załączenia w następujący sposób: I E E U U Z Z Z Z Z a b a b a b Th Z na wartość I można obliczyć Należy podkreślić, że urządzenie do kontroli synchronizmu łączeń mierzy rozchylenie kątowe napięć U a, U b a nie sił elektromotorycznych E a, E b (rys. 2.1b), dlatego też dalsze rozważania dotyczą dopuszczalnej wartości kąta załączenia. Wartość wyznaczonego kąta, która może posłużyć do nastawienia urządzenia do kontroli synchronizmu łączeń odpowiada najmniejszej wartości uzyskanej z wszystkich niżej omówionych warunków. (3)

W literaturze [3,4,7-15] można znaleźć dokładne omówienie wszystkich kryteriów, na podstawie których można wyznaczyć graniczne wartości kąta. W artykule ograniczono się jedynie do podania ostatecznych zależności, na podstawie których można wyznaczyć wartości kryterialne. Kryterium związane z zagrożeniem wyłącznika max iwz ZTh sin (4) 2 2kk 2U b u gdzie: i wz jest znamionowym prądem załączalnym wyłącznika, kb 1 jest współczynnikiem bezpieczeństwa, ku 2 jest współczynnikiem udaru, oraz Ua / Ub 1 czyli Ua Ub U. Dla sieci najwyższych napięć można przyjąć k u 2. Kryterium związane z możliwością zbędnego zadziałania zezpieczeń odległościowych cos ( R R )( R R ) ( X X )( X X ) ' ' ' ' C a C b C a C b (C) ' 2 ' 2 ( RC Rb ) ( XC X b) (5) gdzie wartości R oraz X odpowiadają charakterystycznym punktom charakterystyki rozruchowej zezpieczenia odległościowego zgodnie z rys. 2.2. Rys. 2.2 Ilustracja geometryczna warunku nie pobudzenia zezpieczenia odległościowego Kryterium związanie z możliwością uszkodzenia uzwojeń maszyn elektrycznych sin max 2 1 X a 1 2 Xb (6) Kryterium związane z zagrożeniem zmęczeniowym wałów dużych zespołów wytwórczych P śr 0,5 pu czyli Pśr 0,5 PnG (7) gdzie P ng jest mocą znamionową generatora, natomiast ilustrację definicji Pśr podano na rys. 2.3. Rys. 2.3 Przykład zmian mocy czynnej generatora synchronicznego po załączeniu linii przesyłowej

Wartość początkową korzystając ze wzorów: Pśr w pierwszej chwili po załączeniu danej linii przesyłowej można obliczyć * * " * " ( zia zib) * G i Gi Gi Gi * ZGi S E I E I P Re( S ) Gi Gi (8) gdzie Z Gi jest impedancją danego bloku generator transformator, natomiast z ia oraz z ib są elementami impedancyjnej macierzy węzłowej, I jest początkowym prądem załączenia. Więcej szczegółów dotyczących powyższych kryteriów można znaleźć w [3,4,7-15]. Omówione powyżej zależności zostały zaimplementowane w programie Synchrosoft [15]. Zadaniem programu jest wyznaczenie kryterialnych wartości parametrów łączenia (napięć co do modułu i fazy oraz częstotliwości), na podstawie których można dobrać nastawy urządzeń synchrocheck zainstalowanych w wybranych punktach sieci przesyłowej. Podstawową zaletą programu jest to, że umożliwia on w stosunkowo łatwy i szybki sposób uzyskać informację, czy w wybranym punkcie sieci przesyłowej, w określonych warunkach można przeprowadzić operację łączeniową unikając zagrożeń omawianych we wprowadzeniu do niniejszego artykułu. Powstaje jednak pytanie, czy uproszczona analiza nie prowadzi do błędnych wyników? Czy wyznaczone przez program krytyczne wartości kąta łączenia znajdą potwierdzenie w badaniach symulacyjnych przeprowadzonych na dokładnych modelach z zastosowaniem nowoczesnego oprogramowania. W dalszej części artykułu przeprowadzone zostaną badania symulacyjne w celu potwierdzenia poprawności opisywanej metody. 3 BADANIA SYMULACYJNE Badania symulacyjne wykonano na modelu sieci testowej CIGRE (rys. 3.1) przy pomocy programu PowerWorld. Sieć testowa składa się z 17 węzłów (nie licząc węzłów generatorowych), 20 linii oraz 9 transformatorów w tym 7 transformatorów blokowych. Blokom generator-transformator przyporządkowano modele dynamiczne szóstego rzędu z uwzględnieniem układów regulacji wzbudzenia, regulatora prędkości obrotowej turbin oraz w przypadku dwóch bloków układów stilizatora PSS. Rys. 3.1 Sieć testowa CIGRE W badaniach skoncentrowano się na dwóch z opisanych powyżej zagrożeniach, mianowicie tych związanych z możliwością zbędnego pobudzenia się zezpieczeń odległościowych oraz tych związanych z możliwością wystąpienia uszkodzeń zmęczeniowych wałów zespołów wytwórczych.

Zagrożenie związane z możliwością zbędnego zadziałania przekaźników odległościowych W celu uzyskania różnych wartości kątów napięć na otwartych biegunach wyłącznika, modyfikowano sieć CIGRE, zmieniając moc czynną oraz bierną w wybranych węzłach sieci. Czas trwania symulacji wynosił 5 sekund. Jest to czas wystarczający, y po zamknięciu włącznika stwierdzić czy impedancja ruchowa wnika w obszar działania zezpieczenia odległościowego. Na poniższych rysunkach przedstawiono przebiegi zmian impedancji ruchowej po zamknięciu wyłącznika. Na rysunkach widoczna jest także uproszczona charakterystyka rozruchowa przekaźnika. Wyniki symulacji zostały porównane z wartościami kryterialnymi obliczonymi w programie SynchroSoft. Przeprowadzone symulacje polegały na załączaniu linii LIN7 przy różnych kątach fazorów napięć na otwartych biegunach wyłącznika. Rys. 3.2 Charakterystyka zmian impedancji ruchowej po zamknięciu wyłącznika przy różnicy kątów 30 Rys. 3.3 Charakterystyka zmian impedancji ruchowej po zamknięciu wyłącznika przy różnicy kątów 60 Analizując przestawione charakterystyki można zauważyć, że przy zwiększaniu różnicy kątów napięć na biegunach wyłącznika charakterystyka impedancji mierzonej linii zbliża się do charakterystyki rozruchowej zezpieczenia odległościowego. Przy różnicy kątów wynoszącej 60 można spodziewać się wniknięcia impedancji ruchowej w obszar pierwszej strefy charakterystyki rozruchowej zezpieczenia odległościowego. Kąt obliczony w programie SynchroSoft wynosił 57,7 jest zbieżne z wynikami badań symulacyjnych. Zagrożenie zmęczeniowe wałów dużych zespołów wytwórczych Badania polegały na sprawdzeniu wartości udarów mocy przy różnych kątach pomiędzy fazorami napięć na otwartych biegunach wyłącznika (rys. 3.4). Przy otwartym wyłączniku zmieniano parametry sieci w celu

uzyskania odpowiedniej wartości kąta θ. Zmianę kąta uzyskiwano poprzez zmianę generacji i obciążenia w pobliżu miejsca łączenia. Poniżej zaprezentowano wybrane wyniki przeprowadzonych symulacji (załączenie wyłącznika w linii LIN7 od strony szyn B06211 - rys. 3.4). Wykreślono dwa rodzaje charakterystyk przedstawiających udary mocy: dla wszystkich generatorów oraz dla generatora z największym udarem. B4H211 LIN7 0 b 0 a Wyłącznik B06211 Rys. 3.4 Fragment sieci CIGRE z lokalizacją wyłącznika linii LIN7 Na kolejnych rysunkach zaprezentowano przebiegi udarów mocy dla dwóch wartości kątów łączenia. Rys. 3.5 Udary mocy poszczególnych generatorów dla łączenia przy kącie θ=29,56 Rys. 3.6 Udary mocy poszczególnych generatorów dla łączenia przy kącie θ=44,82

Rys. 3.7 Udar mocy w generatorze B06511 dla łączenia przy kącie θ=29,56 Rys. 3.8 Udar mocy w generatorze B06511 dla łączenia przy kącie θ=44,82 Przedstawione charakterystyki otrzymane dla wykonanych łączeń w pobliżu węzła B06211 potwierdzają rozważania teoretyczne dotyczące wpływu wielkości kąta pomiędzy fazorami napięć na otwartych biegunach wyłącznika na zagrożenia związane z powstawaniem udarów mocy. W generatorach oddalonych od miejsca łączenia są one mniejsze, natomiast w generatorach w pobliżu mają znaczne wartości. Udar mocy w generatorze B06511 przekroczył granice maksymalnego bezpiecznego udaru dla kąta łączenia o wartości 44,82. W takim przypadku wykonanie łączenia mogłoby wywołać niebezpieczne naprężenia na wale zespołu wytwórczego, które z czasem mogłyby spowodować uszkodzenia związane ze zmęczeniem materiału. 4 PODSUMOWANIE Otrzymane metodą symulacyjną wyniki porównano z wynikami uzyskanymi w programie SynchroSoft. Poniżej została przedstawiona tela podsumowująca rezultaty porównania badań dotyczących udarów mocy na wałach dużych zespołów wytwórczych. Tela 4.1 Porównanie wyników uzyskanych metodami symulacyjnymi z wynikami z programu SynchroSoft Miejsce łączenia SynchroSoft Symulacje komputerowe Linia Węzeł θo θs1 θs2 LIN 7 B06511 42,3 39,7 - LIN 2 B3H511 40,5-35,9 LIN 6 B4H511 86,5-39,04 LIN 10 B08511 90,5-60,16 LIN 21 B01511 45,3 31,17 -

Oznaczenia w teli: θ O wartość kryterialna kąta wyliczona za pomocą programu SynchroSoft, θ S1 wartość kryterialna kąta uzyskana podczas symulacji, θ S2 - maksymalna wartość kąta, jaką uzyskano na podstawie symulacji (nie uzyskano wartości kryterialnej kąta ze względu na brak możliwości dalszej regulacji). Analizując otrzymane wyniki za pomocą programu SynchroSoft oraz te z przeprowadzonych symulacji można zauważyć, iż uzyskane wartości kryterialne są zbliżone. Należy podkreślić, że dobierając wartości nastawień w urządzeniach do kontroli synchronizmu łączeń trzeba koniecznie kierować się wynikami obliczeń ewentualnie badań symulacyjnych, a nie tylko wartościami podanymi w literaturze. Należy każdy przypadek rozważyć indywidualnie, y niepotrzebnie nie blokować możliwości wykonania operacji łączeniowych, szczególnie w trudnych warunkach pracy systemu. 5 LITERATURA [1] W. Johnson, Glassgow Accident Analysis Group Analysing the Causes of the Italian and Swiss blackout 28th September 2003,Department of Computing Science University of Glasgow, Glasgow, G12 8QQ,Scotland, U.K. [2] Kacejko P, Machowski J, Kowalik R.: Zwarcia w systemach elektroenergetycznych, 2nd ed. Warszawa: Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, 2009. [3] Kacejko P, Machowski J, Miller P, Pijarski P, Kuczyński R.: Przywracanie zdolności przesyłowej sieci po ruchowym lub awaryjnym odstawieniu linii, Elektroenergetyka. Współczesność i Rozwój. nr 3(9), 2011, str.25 45. [4] Kacejko P, Machowski J, Miller P, Wancerz M, Adamek S, Opracowanie metody oraz narzędzi do oceny parametrów łączeń synchronicznych elementów sieci przesyłowej w oparciu o przebiegi symulacji dynamicznych. Praca badawczo-rozwojowa nr Nr 4/ WEiIPL/IF/2010/RB/TK wykonana na zlecenie PSE Operator S.A, 2011. [5] Machowski J.: Regulacja i stilność systemu elektroenergetycznego. Warszawa: Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2007. [6] Machowski J, Bialek J. W, Bumby J. R.: Power system dynamics: Stility and control, 2nd ed. Chichester, U.K: Wiley, 2008. [7] Machowski J, Kacejko P.: Udary prądowe przy zamykaniu układów pierścieniowych sieci przesyłowej, Przegląd Elektrotechniczny. r. 87. nr 8, 2011, str.114 120. [8] Machowski J, Kacejko P.: Wpływ zakłóceń w sieci przesyłowej na naprężenia zmęczeniowe wałów turbozespołów dużej mocy, Wiadomości Elektrotechniczne. nr 06, 2011, str.3 7. [9] Machowski J, Kacejko P, Miller P.: Kryteria zamykania układów pierścieniowych sieci przesyłowej, Przegląd Elektrotechniczny. nr 10, 2011, str.272 280. [10] Machowski J, Kacejko P, Miller P.: Czynniki ograniczające załączanie elementów sieci przesyłowej wysokiego napięcia, Wiadomości Elektrotechniczne. nr 10, 2012, str.8 13. [11] Machowski J, Kacejko P, Miller P.: Przywracanie zdolności przesyłowej sieci po ruchowym lub awaryjnym odstawieniu linii, Rynek Energii. nr 4(101), 2012, str.28 37. [12] Machowski J, Kacejko P, Miller P.: Kryteria i możliwości wykonywania łączeń asynchronicznych pomiędzy układami wyspowymi wyłonionymi w sieci KSE, Energetyka, 2012, str.29 33. [13] Machowski J, Kacejko P, Miller P, Kuczyński R, Obliczanie udarów prądowych powstających przy załączaniu elementów sieci przesyłowej wysokiego napięcia. XIV Ogólnopolska Konferencja Zezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce, Warszawa-Józefów, 19-21 października, 2011. [14] Machowski J, Kacejko P, Miller P, Kuczyński R, Warunki ograniczające załączanie elementów sieci przesyłowej. XIV Ogólnopolska Konferencja Zezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce, Warszawa-Józefów, 19-21 października, 2011. [15] Miller P.: Synchroniczne i asynchroniczne operacje łączeniowe w systemie elektroenergetycznym. Lublin: Politechnika Lubelska, 2013. [16] Wancerz M, Kacejko P.: Problematyka likwidacji zwarć jednofazowych na liniach łączących bloki wielkiej mocy z systemem elektroenergetycznym, Przegląd Elektrotechniczny, 2012. ANALYSIS OF RISKS ASSOCIATED WITH PERFORMING SWITCHING OPERATIONS IN SEE Summary: Performing switching operations under high load transmission network can result in strong current surges, especially when the difference between the voltages at open circuit breaker poles are relatively high in terms of both amplitude and phase. The surges can cause a number of risks in the working of the power system. These risks can cause the damage to the switch or windings of electrical machines and induce material fatigue of large power units shafts. One of such risks can lead to unwanted activation of distance protection of the energized line. The formulas which have been developed on the base of previous studies are used to determine criterial values of switching angle at which the distance protection is not activated. A series of simulation studies have been carried out on a real network model in computer program PowerWorld. The results were described in the paper. Preliminary studies have confirmed that not only the distance protection installed in the switching line, but also in the neighbouring lines can activate (second and third zone). However, such risks can appear when switching angles are larger than those calculated an analytical way.