6. Stabilność napięciowa systemów elektroenergetycznych Zjawiska fizyczne towarzyszące lawinie napięć



Pobieranie 70.25 Kb.
Data02.05.2016
Rozmiar70.25 Kb.


Wykład 6. Stabilność napięciowa. Awarie systemowe. Monitorowanie obciążalności linii. Pomiary i estymacja rozpływów mocy. Zapobieganie blackoutom.


6. Stabilność napięciowa systemów elektroenergetycznych
6.1. Zjawiska fizyczne towarzyszące lawinie napięć

Badanie stabilności napięciowej jest jednym z najważniejszych zagadnień związanych ze sterowaniem systemów elektroenergetycznych. Stało się to za przyczyną kilku bardzo poważnych awarii systemowych. Cechą wspólną tych awarii było załamanie się napięcia, tzw. voltage collapse, w literaturze polskiej - kolaps napięciowy lub lawina napięć, rys. 6.1.



Rys. 6.1. Typowy przebieg zmian napięcia oznaczający utratę stabilności napięciowej.


Utrata stabilności napięciowej może nastąpić bądź to wskutek nagłego wzrostu obciążenia, bądź w następstwie awaryjnego wyłączenia ważnej dla systemu gałęzi przesyłowej. Na rysunku 6.1 pokazano przybliżony przebieg kolapsu napięciowego w z wyszczególnieniem charakterystycznych przedziałów czasowych. Z punktu widzenia zmian napięcia w stanach nieustalonych można wyróżnić 5 zasadniczych okresów czasowych:

1) przedział od 0 s do 1 s - związany z nieustalonymi stanami elektromagnetycznymi i rozpoczęciem się nieustalonych stanów elektromechanicznych,

2) przedział od 1 s do 20 s - związany z działaniem automatycznej regulacji wzbudzenia i napięcia generatora,

3) przedział od 20 s do 60 s - związany z działaniem układów regulacji chroniących generator przed naruszeniem górnych i dolnych ograniczeń wytwarzania mocy biernej,

4) przedział od 1 minuty do 10 minut - związany z działaniem automatycznej regulacji przekładni transformatora pod obciążeniem,

5) przedział powyżej 10 minut - związany z odbudową napięcia i działaniami dyspozytora mocy.

Zachowanie się SEE w wymienionych przedziałach czasu powinno być badane poprzez wyznaczenie przebiegów czasowych napięć. Jednakże całkowanie numeryczne jest bardzo czasochłonne. Ponadto pracochłonny jest proces analizowania uzyskanych wyników. Z tych powodów w literaturze przedmiotu utrzymuje się pogląd, że kolejne stany powyłączeniowe można badać statycznie modelując odpowiednio SEE i wyliczając kolejne rozpływy mocy.
Przedział od 0 s do 1 s

Po awaryjnym wyłączeniu mocno obciążonej gałęzi, następuje nieustalony stan elektromagnetyczny w generatorze. W przypadku zwarcia linii stan taki jest traktowany jako stan podprzejściowy. W tym stanie nie działa jeszcze układ regulacji napięcia generatora i napięcie na zaciskach generatora znacznie się obniża, nawet poniżej 20%. Rozpływ mocy w tym przedziale powinien być obliczony dla sieci, w której generatory są zamodelowane jako stałe siły elektromotoryczne włączone za reaktancjami podprzejściowymi. Odbiory powinny być zastąpione stałymi impedancjami przyłączonymi między węzły i ziemię. Zbyt niskie napięcia węzłowe z rozpływu mocy mogą być poprawione jeśli zostanie zastosowana szybka regulacja dodatkowych źródeł mocy biernej. Można to osiągnąć instalując w SEE statyczne kompensatory sterowane tyrystorowo.



Przedział od 1 s do 20 s

Działają tu układy automatycznej regulacji napięcia generatorów i o ile nie są naruszone ograniczenia mocy biernej generatora, to napięcie na jego zaciskach jest równe napięciu w stanie przedzakłóceniowym. Generator może więc być zamodelowany jako węzeł typu PU. Natomiast odbiory powinny być zamodelowane za pomocą swych dynamicznych charakterystyk napięciowych. Nie działa jeszcze automatyczna regulacja przekładni transformatorów pod obciążeniem. Obliczony rozpływ mocy powinien pokazać, czy napięcia węzłowe nie obniżą swych wartości tak dalece, że zainicjują działanie zabezpieczeń napięciowych. W takim przypadku należy przewidzieć załączenie sterowanych baterii kondensatorów.



Przedział od 20 s do 60 s

Jeżeli w trakcie regulacji napięcia generatorów nastąpiło naruszenie górnych lub dolnych dopuszczalnych wartości mocy biernej generatora, to zadziałają ograniczniki prądu wzbudzenia. W takim przypadku generator należy zamodelować jako węzeł typu PQ z mocą bierną graniczną, maksymalną lub minimalną, zależnie od tego z której strony nastąpiło naruszenie ograniczenia. Podjęte zostaną również sterowane załączenia dodatkowych baterii kondensatorów, jako środek zapobiegawczy przeciwko obniżaniu się napięcia w SEE. W obliczanym tu rozpływie mocy należy te źródła zamodelować jako reaktancje pojemnościowe. Odbiory dalej są przedstawiane w postaci swych charakterystyk napięciowych dynamicznych.



Przedział od 1 minuty do 10 minut

Jest to przedział działania automatycznej regulacji przekładni transformatorów pod obciążeniem. Generatory są tu modelowane jako węzły typu PU, a te w których nastąpiło naruszenie ograniczenia mocy biernej - jako węzły typu PQ. Niektóre z regulowanych przekładni mogą osiągnąć dolny lub górny swój pułap. W takim przypadku wypadają one z dalszej regulacji stając się transformatorami o stałych przekładniach. Odbiory kompleksowe powinny być odzwierciedlone przy pomocy swych statycznych charakterystyk napięciowych, gdyż odbiory te obejmują sieci rozdzielcze, w których występuje regulacja przekładni transformatorów, np. 110 kV/SN. W sieci powinny być zamodelowane wszystkie uprzednio włączone źródła mocy biernej.



Przedział powyżej 10 minut

Obliczane tu rozpływy mocy powinny uwzględniać reakcje dyspozytora, np. zmiany konfiguracji sieci, odłączenia niektórych odbiorów, itp.

W omawianych przedziałach czasowych kolejne wyznaczane stany SEE mogą się cechować obniżonymi napięciami, nawet do 0.5UN i znacznymi rozchyłami kątowymi, bliskimi 90 stopni. To może powodować utratę zbieżności iteracji rozpływu mocy. Wybrana metoda obliczania rozpływu mocy musi być niewrażliwa na silne nieliniowości.

6.2. Utrata stabilności napięciowej na przykładzie awarii napięciowej Krajowego Systemu Elektroenergetycznego 26 czerwca 2006 roku

Rys. 6.2. Schemat obszarów sieci przesyłowej z obniżonymi napięciami 26 czerwca 2006 roku.

Na rys. 6.2 przedstawiono schemat fragmentu sieci przesyłowej 400/220 kV z obniżonymi napięciami o godz. 12:00 i 13:00 w dniu 26 czerwca 2006 r. Prognoza zapotrzebowania w szczycie południowym 26 czerwca 2006 roku uwzględniała historię zapotrzebowania mocy w pierwszy wakacyjny poniedziałek oraz czynnik pogodowy. Prognozowano 18200 MW, a faktyczne zapotrzebowanie o godz. 12:45 w dniu 26 czerwca wyniosło 18722 MW.

Zbyt niskie oszacowanie zapotrzebowania mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) uwarunkowane było zbyt małym doświadczeniem Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) związanym z poborem mocy przez urządzenia klimatyzacyjne. Wysoka temperatura spowodowała w dużych miastach zwiększenie poboru mocy przez urządzenia klimatyzacji. Pobór mocy przez te urządzenia charakteryzuje się stosunkowo małym współczynnikiem mocy cos ~ 0.75, czyli tangensem mocy tg ~ 0.9. W przybliżeniu pobór mocy przez urządzenia klimatyzacyjne jest prawie taki sam jak pobór mocy czynnej.

W KSE zaczęły pojawiać się lokalne deficyty mocy biernej, co objawiało się obniżaniem poziomów napięć, głównie w północnych i centralnych obszarach systemu. Zapasy generacji mocy biernej w bliskich elektrycznie elektrowniach Pątnów (PAT) i Ostrołęka (OST) szybko zostały wyczerpane i zapotrzebowanie na moc bierną musiało być pokrywane przez dostawy z elektrowni odległych elektrycznie.

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, a 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. Obniżenie napięć w sieci przesyłowej powodowało blokadę układów Automatycznej Regulacji Stacji Transformatorowych(ARST). W większości nastaw układy ARST pracują w trybie utrzymywania napięcia systemów szyn 110 kV stacji systemowych. Działanie układów ARST może się odbywać w zakresie dopuszczalnych wartości: napięcia systemu szyn, skrajnych numerów zaczepów transformatorów. W stanie przekroczenia danej wartości kryterialnej następuje zablokowanie działania układu. W stanie blokady układ przestaje wysyłać rozkazy regulacyjne. Z chwilą zmniejszenia się wartości kryterialnych do poziomu wartości dopuszczalnej, układ odblokowuje się.

W węzłach o najniższych poziomach napięcia blokada układu ARST występowało już ok. godz. 11:00. Proces ten nasilił się tuż przed wystąpieniem szczytu rannego ok. godz. 13:00. W stacjach Obszarowej Dyspozycji Mocy (ODM) Bydgoszcz: Grudziądz (GRU), Bydgoszcz Zachód (BYD), Jasiniec (JAS), Olsztyn Mątki (OLM) oraz ODM Warszawa: Miłosna (MIL), Narew (NAR), Mory (MOR), Piaseczno (PIA) wystąpiły ograniczenia w regulacji ARST, spowodowane głównie blokadą skrajnych zaczepów transformatorów oraz przekroczeniem dopuszczalnych napięć systemów szyn 400 kV i 220 kV.

Należy jednak podkreślić, że mimo wyczerpywania się zdolności regulacyjnych układów ARST napięcie w sieci 110 kV o godz. 13:00 utrzymywało się na poziomie bliskim lub powyżej wartości znamionowych, co powodowało zwiększone zapotrzebowanie mocy biernej odbiorów w sieci 110 kV pogłębiając deficyt mocy biernej. Oznacza to, że zadane wartości napięć w układach ARTS były za wysokie w stosunku do zdolności wytwórczych i przesyłowych mocy biernej w szczycie rannym 26 czerwca 2006

roku.

W sytuacji zagrożenia utratą stabilności napięciowej Operator mógł zdecydować się na podjęcie działań zapobiegających wystąpieniu awarii napięciowej.



  1. Blokada regulacji pod obciążeniem przekładni transformatorów 400/110 kV oraz 220/110 kV.

  2. Zmiana zadanych napięć w układach regulacji ARST po stronie 110 kV do poziomu wartości znamionowych.

  3. Import mocy czynnej kablem HVDC oraz zwiększanie wytwarzania mocy biernej w Elektrowni Pątnów, Ostrołęka i Kozienice kosztem zmniejszania mocy czynnej generatorów.

  4. Zmiana konfiguracji sieci przesyłowej w celu łatwiejszego doprowadzenia mocy biernej do obszarów deficytowych. Mogło to być załączenie linii 400 kV Połaniec - Ostrowiec oraz linii 220 kV Konin - Sochaczew i Konin - Plewiska.

Jednak Operator nie podjął takich działań i po godz. 13:08, po wyłączeniu dwóch jednostek wytwórczych w Elektrowni Ostrołęka doszło do awarii napięciowej.

W Elektrowni Ostrołęka doszło do zadziałania ogranicznika prądu stojana generatora bloku nr 2. Ogranicznik prądu stojana działa na odwzbudzenie generatora i wywołuje redukcję mocy biernej indukcyjnej, a co za tym idzie obniżenie napięcia generatora. Ok. godz. 13:08 dochodzi do zadziałania zabezpieczeń podnapięciowych (nastawionych na 0,8Un, t=20 s.) i następuje odłączenie bloku nr 2 od sieci przesyłowej.

W tym samym czasie analogiczne zjawiska zachodzą w pracy bloku nr 3. Tuż przed utratą synchronizmu generatora bloku nr 2 następuje zadziałanie ogranicznika prądu stojana bloku nr 3 i ok. 13:08 następuje awaryjne wyłączenie bloku nr 3 przez zabezpieczenia nadprądowo-zwłoczne trójuzwojeniowego transformatora potrzeb własnych. Wystąpiło również wyłączenie turbozespołu TZ3 w Elektrociepłowni A- Ostrołęka przez zabezpieczenie odległościowe.

Nagłe pozbawienie dostawy mocy czynnej i biernej do deficytowego obszaru z bliskiego elektrycznie źródła energii uruchomiło proces lawiny napięcia. Rozwój lawiny napięć w KSE w czasie 13:09 – 13:13 przedstawiał się następująco:


  • 13:09 - 15:04 - EC Białystok, generator 2 - wyłączenie przez zabezpieczenie podnapięciowe,

  • 13:09 - 20:30 - EC Białystok, generator 4 - wyłączenie przez zabezpieczenie podnapięciowe ,

  • 13:09 - 15:24 - El. Kozienice, blok 7, samoczynne wyłączenie (spadek nap. 6 kV potrzeb własnych),

  • 13:09 - El. Kozienice, blok 9, samoczynny spadek Q=+325 Mvar do Q=+234 Mvar o 13:12,

  • 13:12 - 15:26 - EC Starachowice, generator 1 - wyłączenie przez zabezpieczenie podnapięciowe,

  • 13:12 - 15:54 - EC Starachowice generator 2 - wyłączenie przez zabezpieczenie podnapięciowe,

  • 13:12 - 17:47 - EC Starachowice generator 3 - wyłączenie przez zabezpieczenie podnapięciowe,

  • 13:13 - kabel prądu stałego Starno – Słupsk, wyłączenie spowodowane obniżeniem napięcia na potrzebach własnych, spadek napięcia z 350 kV do 330 kV wyłączenie filtra i baterii Q3).

Postępujący spadek napięć w systemie przesyłowym spowodował samoczynne wyłączenie łącza HVDC w stacji Słupsk, którym był realizowany przesył 300 MW ze Szwecji do Polski. Bezpośrednią przyczyną zatrzymania pracy łącza był spadek napięcia na potrzebach własnych stacji DC (napięcie w stacji Słupsk spadło poniżej 360 kV (0.9Un). Jednocześnie z tego samego powodu wyłączona została bateria Q3. Pozostająca w pracy bateria Q2 po dalszym zaniżeniu napięcia na szynach 400 kV do poziomu około 330 kV (0.825Un) generowała około 65 Mvar. Po wyłączeniu łącza HVDC napięcie w stacji Dunowo spadło o godzinie 13:13 do wartości odpowiednio 350 kV (0,875 p.u.), 199 kV (0.905Un) i 103 kV (0.936Un).

W wyniku wyłączenia kabla HVDC nastąpiło dalsze pogłębienie deficytu mocy czynnej i biernej w północnej i centralnej części kraju, co spowodowało znaczny wzrost jej przesyłu ze źródeł zlokalizowanych na południu kraju i z zagranicy. Niektóre linie osiągnęły maksymalne dopuszczalny poziom obciążenia dla występujących w tym czasie temperatur (ze względu na zwisy przewodów). Przesyły mocy czynnej i biernej na duże odległości spowodowały dodatkowe straty mocy biernej i pogłębienie jej deficytu. Nastąpiło załamanie napięcia w rozdzielniach sieci przesyłowej w centralnej i północnej części kraju oraz utrata możliwości utrzymania zadanych wartości napięcia w punktach przyłączenia do sieci przesyłowej pozostałych elektrowni. Krajowy deficyt mocy czynnej i biernej był pokrywany przez systemy zagraniczne. W warunkach załamania napięcia w sieci przesyłowej poważnemu obniżeniu uległo napięcie u znacznej liczby odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczej.

W obliczu rozwijania się w KSE niebezpiecznej awarii napięciowej tej sytuacji Operator podjął niezbędne działania w celu opanowania i likwidacji tej awarii. Działania te obejmowały następujące polecenia i decyzje.



  1. Uruchomienie hydrogeneratorów bliskich elektrycznie obszarów z obniżonymi napięciami.

  2. Zwiększenie wytwarzania mocy przez jednostki nJWCD, nie będące dyspozycji OSP.

  3. Zablokowanie automatyki podnapięciowego wyłączania JWCD, aby uniknąć wyłączeń mogących doprowadzić do całkowitego blackoutu KSE.

  4. Zwiększenie generacji mocy biernej w elektrowniach kosztem zmniejszenia wytwarzania mocy czynnej.

  5. Import mocy czynnej z sąsiednich systemów.

  6. Redukcja poboru mocy w obszarach o bardzo niskim napięciu.

  7. Zmiany konfiguracji sieci w celu podniesienia napięcia potrzeb własnych wyłączonych bloków systemowych

  8. Ponowna synchronizacja wyłączonych bloków.

Kolejne działania występowały w różnych chwilach czasowych i często przeplatały się wzajemnie. Ich kolejność była uwarunkowana aktualną sytuacja w odbudowywanym KSE.

Przywrócenie stanu normalnego w KSE wymagało ponownego przyłączenia kabla HVDC. W tym celu Operator musiał przywrócić właściwy poziom napięcia potrzeb własnych. Osiągnął to załączając hydrogeneratora H1 w Elektrowni Wodnej Żydowo oraz odłączając transformator AT1 w stacji Słupsk od szyn 400 kV. Pozwoliło to załączyć baterie Q3, filtr, a następnie kable HVDC.

Ponowna synchronizacja Elektrowni Ostrołęka wymagała przywrócenia odpowiednich poziomów napięcia w rozdzielni potrzeb własnych. Można to było osiągnąć tylko poprzez wprowadzenie ograniczeń katastrofalnych dla odbiorców Zakładu Energetycznego Białystok. Konieczne było również wyłączenie linii 220 kV Ostrołęka - Ełk przy pozostawionym połączeniu autotransformatora AT2 z systemem szyn 220 kV.

Działania podjęte przez Operatora okazały się skuteczne i ok. godz. 16:00 w KSE został przywrócone normalne warunki pracy.

Awarii napięciowej KSE 26 czerwca 2006 r można było uniknąć, gdyby w planowaniu dobowym zostały wykonane odpowiednie analizy systemowe identyfikujące słabe miejsca sieci przesyłowej w przypadku wzrostu zapotrzebowania mocy w KSE. Pozwoliłoby to zaplanować w KSE odpowiednie rezerwy mocy biernej.

6.3. Analiza stabilności napięciowej w planowaniu pracy sieci przesyłowej

Planowanie bezpiecznej pracy krajowej sieci przesyłowej z punktu widzenia stabilności napięciowej powinno uwzględniać 5% wzrost zapotrzebowania mocy w stanach normalnych wynikający z nieprzewidzianego poboru mocy, wyłączenia N-1, oraz wyłączenia N-2 w przypadku elementów wzajemnie uwarunkowanych.

W stanach normalnych i powyłączeniowych sprawdzane powinny być ograniczenia termicznych linii przesyłowych oraz ograniczeń napięciowych. W przybliżeniu można przyjąć, że:


  • 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.

Utrata stabilności napięciowej jest procesem wolnozmiennym. Z tego powodu proces ten może być modelowany statycznie w poszczególnych przedziałach czasu i analizowany za pomocą obliczeń rozpływów mocy. Jednakże na uzyskane wyniki wpływ mają zastosowane w obliczeniach modele poszczególnych elementów sieci przesyłowej.

Obliczenia polegają tu na iteracyjnym rozwiązywaniu układu nieliniowych równań algebraicznych o postaci:

Konwencjonalne programy obliczania rozpływów mocy w sieci przesyłowej rozróżniają węzły generatorowe, odpowiadające poszczególnym szynom elektrowni oraz węzły odbiorcze, odpowiadające w warunkach krajowych rozdzielniom 110 kV. Węzły odbiorcze są modelowane jako węzły typu PQ, o zadanych wartościach mocy czynnej i biernej. Wartości te znane są z prognoz zapotrzebowania mocy. Węzły generacyjne są modelowane jako węzły typu PU, o zadanych wartościach mocy czynnych, wynikających z planowania wytwarzania mocy w systemie, i takich zadanych modułach napięć, aby w sieci przesyłowej były spełnione wszystkie ograniczenia napięciowe.

Posługiwanie się takimi prostymi modelami generatorów (typ węzła PU) jest zbyt uproszczone z punktu widzenia oceny reakcji systemu elektroenergetycznego na zmiany napięć w sieci przesyłowej. Takie podejście jest uzasadnienie w przypadku obliczeń dotyczących planowania pracy sieci z długim wyprzedzeniem czasowym (kliku lat). W przypadku analiz napięciowych wykonywanych dla krótkich horyzontów czasowych (z wyprzedzeniem tygodni lub dni) właściwe jest uwzględnianie w obliczeniach rozpływów mocy charakterystyk napięciowych zarówno generatorów jak i odbiorów.



6.3.1. Charakterystyki napięciowe generatorów, odbiorów, kondensatorów i cewek

W standardowych programach obliczania rozpływu mocy generatory są modelowane jako węzły typu PU, przy czym moc bierna generatora nie może przekroczyć ściśle określonych wartości minimalnej Qmin i maksymalnej Qmax , wynikających z wykresu kołowego generatora. Maksymalna moc bierna odpowiada dopuszczalnemu prądowi wirnika i stojana, a wartość minimalna - warunkom równowagi statycznej. W przypadku osiągnięcia jednej z tych granicznych wartości mocy biernej generator powinien być modelowany jako węzeł typu PQ, czyli węzeł o zadanej mocy czynnej i biernej.


Moce odbiorów zależą od wartości napięcia i na ogół mogą być opisane zależnościami kwadratowymi (wielkości wyrażone są tu w jednostkach względnych)



gdzie:


PL, QL - wartości mocy czynnej i biernej odbioru, odpowiadające aktualnemu napięciu,

Po, Qo - wartości mocy czynnej i biernej odbioru, odpowiadające znamionowemu napięciu, ai, bi - współczynniki charakterystyk pochodzące z pomiarów, U - aktualna wartość napięcia odbioru.


Z punktu widzenia analiz systemowych w rzeczywistym systemie istotny staje się dostęp do danych. Należy stwierdzić, że w praktyce nie są dostępne są dane, pozwalające posługiwać się pełnym modelem kompleksowego odbioru. Z tego powodu w analizach systemowych moce odbiorów traktowane są jako wartości stałe, niezależne od napięcia.

P = const oraz Q = const

Takie podejście jest usprawiedliwione, jeżeli decydujemy się na ocenę pesymistyczną, która daje w wyniku zaniżone wartości zapasu stabilności. Pamiętać jednak należy, że wartość mocy biernej odbioru zależy od wartości mocy czynnej. Można to uwzględnić przez narzuconą wartość tangensa mocy, charakterystyczną dla danego odbioru kompleksowego.


6.3.2. Wyznaczanie zapasu mocy biernej i zapasu przesyłu mocy czynnej w sieci przesyłowej

Prawie we wszystkich systemach na świecie stosowane jest kryterium N-1, uwzględniające wypadnięcie z ruchu pojedynczego elementu przesyłowego lub pojedynczego generatora. W wielu systemach rozważane są także podwójne wyłączenia gałęzi i wyłączenia szyn (kryterium N-2). Generalnie, rozważane są następujące rodzaje wyłączeń: wypadnięcie pojedynczej gałęzi, wypadnięcie pojedynczego generatora, wypadnięcie szyn, wypadnięcie obu torów linii 2-torowej, wypadnięcie generatora + wyłączenie linii wymiany, wypadnięcie szyn podstacji, także inne kombinacje wyłączeń w czasie upałów, mrozów, silnych wiatrów, itp.

Zapas mocy biernej w planowaniu określany jest na różne sposoby. Najczęściej bezpieczny zapas mocy biernej definiuje się jako odległość planowanego punktu pracy od punktu lawiny napięć. Przy czym przez punkt lawiny napięć (PLN) rozumie się w analizie statycznej taki punkt, w którym po niewielkim wzroście mocy obiorów nastąpi utrata zbieżności procesu iteracyjnego w programie rozpływu mocy.

Rys. 6.3. Krzywa nosowa PU w warunkach normalnych oraz podczas krytycznego wyłączenia awaryjnego.


Aby zapas przesyłu mocy był zrozumiały dla Operatora, powinien być powinien być wyrażany w MW lub procentach dopuszczalnego wzrostu zapotrzebowania mocy w systemie elektroenergetycznym. Zapas ten może być wyliczony dla stanów normalnych i zidentyfikowanych krytycznych wyłączeń na podstawie charakterystyk napięciowych przesyłu mocy, zwanych krzywymi nosowymi P-U. Krzywe nosowe są tworzone dla najsłabszych napięciowo węzłów, Rys. 6.3. Zapas przesyłu mocy czynnej w sieci przesyłowej jest definiowany następująco


Położenie punktu lawiny napięć jest w tym wypadku dobrym i wygodnym odniesieniem do określania zapasu przesyłu mocy. Położenie tego punktu (na krzywej P-U) informuje jak dalece (procentowo) może wzrosnąć obciążenie systemu przesyłem mocy czynnej i biernej, aby proces obliczeń rozpływu mocy był nadal zbieżny. Wszystkie węzłowe moce czynne i bierne obiorów są proporcjonalnie zwiększane, a wzrost ten jest proporcjonalnie pokrywany przez wszystkie generatory danego systemu elektroenergetycznego.

Jeśli tak obliczony zapas przesyłu mocy czynnej w stanie normalnym jest większy od 5%, to traktuje się go jako bezpieczny zapas stabilności napięciowej. Znacznie ostrzejszym wymaganiem jest spełnienie 5% zapasu w wyłączeniach N-1. Oznacza to bowiem, że po wyłączeniu dowolnej pojedynczej gałęzi lub pojedynczego generatora całkowite obciążenie systemu może wzrosnąć do 105%, a mimo to nie wystąpi w sieci przesyłowej lawina napięć.

W odniesieniu do sytuacji pokazanej na rys. 6.4 zapas stabilności napięciowej wynosi w normalnych warunków stan normalny = (30000-25500)100%/25500 = 17%, a w warunkach krytycznego pojedynczego wyłączenia awaryjnego stan krytyczny = (27100-25500) 100%/25500 = 6%.

Zapas przesyłu mocy większy od 5% gwarantuje brak lawiny napięcia, ale nie musi oznaczać spełnienia ograniczeń napięciowych, które dla węzłów elektrownianych powinny wynosić 95% wartości znamionowej napięcia oraz 90% w przypadku węzłów odbiorczych.




6.4. Straty przesyłowe mocy biernej

Przy przesyle mocy czynnej i biernej występują straty przesyłowe mocy biernej na parametrach podłużnych i poprzecznych sieci. Straty przesyłowe podłużne mocy biernej są wprost proporcjonalne do kwadratu przesyłanych mocy i odwrotnie proporcjonalnie do kwadratu napięcia. Wzrost przesyłanych mocy i obniżenie napięcia powoduje wzrost strat mocy biernej zgodnie z zależnością



gdzie


X – reaktancja podłużnej gałęzi,

P,Q – przesyłana moc czynna i bierna od węzła początkowego do węzła końcowego gałęzi,

U – napięcie w węźle początkowym gałęzi.

Wzrost przesyłanej mocy biernej Q przy stałym przesyle mocy czynnej P powoduje wzrost strat mocy biernej i powiększa deficyt mocy biernej w systemie.

Straty przesyłowe poprzeczne związane są z susceptancją poprzeczną transformatorów BT i wynoszą

Straty poprzeczne mocy biernej w systemie mają niewielką wartość w porównaniu ze stratami podłużnymi. I chociaż maleją wraz z obniżaniem się napięcia w sieci, to ich wpływ na zatrzymanie rozwijającego się deficytu mocy biernej jest niewielki.




6.5. Wpływ wzrostu zapotrzebowania na bilans mocy biernej w systemie

Badając stabilność napięciową rozważa się różne scenariusze dociążania. Zwykle stosuje się scenariusz proporcjonalnego wzrostu mocy czynnej odbiorów przy stałych tangensach mocy w węzłach. Symulacja pokrywania wzrostu zapotrzebowanej mocy w systemie przesyłowym może przebiegać na różne sposoby. Spośród wielu możliwych, najczęściej stosowane są dwa następujące.



  1. Wzrost zapotrzebowania jest pokrywany przez elektrownie systemowe proporcjonalnie do mocy znamionowej ich generatorów,

  2. Wzrost zapotrzebowania jest pokrywany przez węzeł bilansujący, co odpowiada importowi mocy z systemu zewnętrznego.

Sposób drugi daje najbardziej pesymistyczne wyniki, gdyż pociąga za sobą największy wzrost strat mocy biernej. Ten sposób został zastosowany w symulacjach komputerowych przedstawionych w niniejszej pracy.

Wraz ze wzrostem zapotrzebowania mocy zmienia się bilans mocy w systemie. Poniżej podano strukturę wytwarzania mocy w KSE w szczycie zimowym 2008 roku w planowanym punkcie pracy oraz po 10% wzroście zapotrzebowania. Widać znaczny wzrost strat mocy biernej towarzyszący wzrostowi zapotrzebowania mocy.


Bilans mocy biernej w KSE w szczycie zimowym 2008 r - stan planowany

BILANS mocy KSE P,MW Q,MVAR

Generacja -26786.7 -8932.2

Kompensatory 0.0 -347.5

Ladowanie linii 0.0 -5009.4

Razem WYTWARZANIE -26786.7 -14289.1

Odbiory 25000.9 10065.3

Odbiory Ysh=const 0.0 0.0

Straty podluzne transf. 23.4 1139.8

Straty podluzne linii 603.7 3129.9

Straty poprz. w transf. 0.0 32.7

Razem POBOR 25628.0 14367.6
Bilans mocy biernej w KSE w szczycie zimowym 2008 r - wzrost zapotrzebowania o 10%

BILANS mocy KSE P,MW Q,MVAR

Generacja -26786.7 -12406.9

Kompensatory 0.0 -277.4

Ladowanie linii 0.0 -4559.8

Razem WYTWARZANIE -26786.7 -17244.1

Odbiory 27536.1 11085.9

Odbiory Ysh=const 0.0 0.0

Straty podluzne transf. 38.3 1911.3

Straty podluzne linii 1017.4 5431.0

Straty poprz. w transf. 0.0 31.5

Razem POBOR 28591.9 18459.8
Bilans strat i kompensacji w KSE w szczycie zimowym 2008 r - stan planowany

BILANS strat i kompensacji Mvar w KSE P,MW Q,MVAR

Straty podluzne i poprzeczne 627.1 4302.4

Kompensacja(Ladowanie linii i KOMPENSATORY) 0.0 -5356.9

Suma strat i kompensacji 627.1 -1054.5


Bilans strat i kompensacji w KSE w szczycie zimowym 2008 r - wzrost zapotrzebowania o 10%

BILANS strat i kompensacji Mvar w KSE P,MW Q,MVAR

Straty podluzne i poprzeczne 1055.7 7373.8

Kompensacja(Ladowanie linii i KOMPENSATORY) 0.0 -4837.2

Suma strat i kompensacji 1055.7 2536.6


Rys. 6.4a. Histogram napięć w KSE w szczycie zimowym 2008 - stan planowany

Rys. 6.4b. Histogram napięć w KSE w szczycie zimowym 2008 - wzrost zapotrzebowania o 10%


Po zainstalowaniu baterii kondensatorów o łącznej znamionowej mocy ok. 650 Mvar w węzłach sieci przesyłowej poziomy napięć ulegają poprawie po zwiększeniu zapotrzebowania o 10% w porównaniu z 2008 rokiem. Poniżej podano strukturę wytwarzania mocy w KSE w szczycie zimowym 2015 roku w planowanym punkcie pracy oraz po 10% wzroście zapotrzebowania.
Bilans mocy biernej w KSE w szczycie zimowym 2015 r - stan planowany

BILANS mocy KSE P,MW Q,MVAR

Generacja -29111.5 -7351.1

Kompensatory 0.0 -672.2

Ladowanie linii 0.0 -6274.1

Razem WYTWARZANIE -29111.5 -14297.4

Odbiory 27696.4 7832.3

Odbiory Ysh=const 0.0 0.0

Straty podluzne transf. 93.4 3772.7

Straty podluzne linii 556.1 2868.4

Straty poprz. w transf. 0.0 32.5

Razem POBOR 28345.8 14505.9
Bilans mocy biernej w KSE w szczycie zimowym 2015 r - wzrost zapotrzebowania 10%

BILANS mocy KSE P,MW Q,MVAR

Generacja -29111.5 -11052.9

Kompensatory 0.0 -667.3

Ladowanie linii 0.0 -6267.1

Razem WYTWARZANIE -29111.5 -17987.3

Odbiory 30937.7 8748.9

Odbiory Ysh=const 0.0 0.0

Straty podluzne transf. 115.3 4504.6

Straty podluzne linii 846.8 4705.2

Straty poprz. w transf. 0.0 32.5

Razem POBOR 31899.8 17991.2
Bilans strat i kompensacji w KSE w szczycie zimowym 2015 r - stan planowany

BILANS strat i kompensacji Mvar w KSE P,MW Q,MVAR

Straty podluzne i poprzeczne 649.5 6673.7

Kompensacja(Ladowanie linii i KOMPENSATORY) 0.0 -6946.3

Suma strat i kompensacji 649.5 -272.6

Rys. 6.5a. Histogram napięć w KSE w szczycie zimowym 2015 - stan planowany

Rys. 6.5b. Histogram napięć w KSE w szczycie zimowym 2015 - wzrost zapotrzebowania o 10%


Bilans strat i kompensacji w KSE w szczycie zimowym 2015 r - wzrost zapotrzebowania o 10%

BILANS strat i kompensacji Mvar w KSE P,MW Q,MVAR

Straty podluzne i poprzeczne 962.1 9242.3

Kompensacja(Ladowanie linii i KOMPENSATORY) 0.0 -6934.4

Suma strat i kompensacji 962.1 2307.9



Zagadnienia do zapamiętania


  1. Przebieg awarii napięciowej 26 czerwca 2006 r w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

  2. Straty przesyłowe mocy biernej.

  3. Zmiana bilansu mocy biernej po wzroście zapotrzebowania mocy w systemie elektroenergetycznym.


©absta.pl 2016
wyślij wiadomość

    Strona główna