Marian Sobierajski - Politechnika Wrocławska

Prezentacja na temat: "Marian Sobierajski - Politechnika Wrocławska"— Zapis prezentacji:

1 Marian Sobierajski - Politechnika Wrocławska
AWARIA NAPIĘCIOWA W PÓŁNOCNO-WSCHODNIEJ CZĘŚCI KSE 26 CZERWCA 2006 ROKU Marian Sobierajski Politechnika Wrocławska Studia Podyplomowe Smart Power Grid

2 WPROWADZENIE Bezpieczne wartości przesyłanych mocy dyktowane są obecnie przede wszystkim obciążalnością termiczną linii oraz stabilnością napięciową. W ośrodkach OSP na świecie prowadzi się systematyczne analizy stabilności napięciowej sieci przesyłowych w cyklu rocznym, miesięcznym, tygodniowym i dobowym. Wykonywane są także bieżące analizy dla celów operatywnego kierowania pracą systemu elektroenergetycznego. Stałym składnikiem procedury opracowywania PKD dla KSE powinno być badanie zapasu mocy biernej a także zapasu zdolności przesyłu mocy w sieci przesyłowej. Pomocą dla operatora może być także identyfikowanie najsłabszych węzłów w sieci przesyłowej, wykonywane np. w 15 min. przedziałach czasu. 2

3 Wpływ sieci dystrybucyjnych i generatorów na zmniejszanie się zapasu stabilności napięciowej
Układy regulacji przekładni pod obciążeniem transformatorów 110kV/SN starają się przywrócić po 2-5 minutach zadany poziom napięcia po stronie SN. Przywracanie zadanych poziomów napięć SN powoduje wzrost przesyłu mocy liniami przesyłowymi NN, co z kolei powoduje wzrost strat przesyłowych XI2 oraz RI2, zmniejszenie generacji linii BU2, i w konsekwencji dalsze obniżanie się napięć w sieci przesyłowej. Wzrost zapotrzebowania na moc bierną towarzyszący przywracaniu zadanych napięć w SN zmusza generatory do zwiększania wytwarzania mocy biernej aż do granic wynikających z ograniczeń prądu wirnika i stojana. Kiedy jeden z generatorów osiąga graniczną wartość mocy biernej, wtedy jego napięcie obniża się. Przy zadanej stałej wartości wytwarzanej mocy czynnej powoduje to wzrost prądu stojana i zmniejszenie dopuszczalnej wartości wytwarzanej mocy biernej. Pozostałe generatory przejmują na siebie wzrost wytwarzania mocy biernej, aż do osiągnięcia swoich granicznych mocy biernych. Proces przeciążania prądowego generatorów rozszerza się na kolejne generatory.

4 UTRATA STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ 26 czerwca 2006r. - planowanie
Prognoza zapotrzebowania w szczycie rannym na dzień 26 czerwca 2006 roku uwzględniała historię zapotrzebowania mocy w pierwszy wakacyjny poniedziałek oraz czynnik pogodowy (panujące upały). Prognozowano 18200 MW, a faktyczne maksymalne zapotrzebowanie wyniosło MW i wystąpiło o godz. 12:45. Przyczyny zbyt niskiego oszacowanie zapotrzebowania: słabe rozpoznania przez OSP poboru mocy przez urządzenia klimatyzacyjne, wzrost zapotrzebowania przez te urządzenia wraz z temperaturą, stosunkowo mały współczynnik mocy urządzeń klimatyzacyjnych cosj » 0.75, czyli tangens mocy tgj » 0.9. 4

5 UTRATA STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ 26 czerwca 2006r – deficyt MVAr
Już w godzinach przedpołudniowych w KSE zaczęły występować lokalne deficyty mocy biernej. Występowało obniżanie się poziomów napięć, głównie w północno-wschodnich i centralnych obszarach Kraju. Zapasy generacji mocy biernej w bliskich elektrycznie elektrowniach Pątnów (PAT) i Ostrołęka (OST) szybko zostały wyczerpane. Zapotrzebowanie na moc bierną pokrywane było przez dostawy z elektrowni odległych elektrycznie, a nawet przez import mocy biernej. 5

6 Model rozpływowy KSE na godz 10
Model rozpływowy KSE na godz otrzymany na podstawie Estymatora Stanu

7 UTRATA STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ 26 czerwca 2006r – działanie ARST
Układy automatycznej regulacji napięcia w stacjach (ARST) pracowały w trybie utrzymywania na zadanym poziomie napięcia na szynach 110 kV. W sieci przesyłowej w węzłach o najniższych poziomach napięcia już ok. godz. 11:00 występowały przypadki blokowania się układów ARST. Proces ten nasilił się tuż przed wystąpieniem szczytu rannego ok. godz. 12:45. Blokada ARST wystąpiła w stacjach: ODM Bydgoszcz: Grudziądz, Bydgoszcz Zachód, Jasiniec, Olsztyn Mątki ODM Warszawa: Miłosna, Narew, Mory, Piaseczno. Mimo wyczerpywania się zdolności regulacyjnych układów ARST napięcia w sieci 110 kV o godz. 13:00 utrzymywały się na poziomie bliskim lub powyżej wartości znamionowych. 7

8 Odtworzony bilans mocy biernej o godz. 12:30 oraz 13:00
Hour Generators Loads Bank capacitors Line reactive generation Transmission losses Import from UCTE Mvar 12:30 8345,7 7208,3 95 4490,7 6158,2 443,4 13:00 8651,3 7299,6 92 4416,4 6394,3 534,8 Rise Mvar 305,6 91,3 -3 -74,3 236,1 91,4 Rise % 3,7 1,3 -3,2 -1,7 3,8 20,6

9 5 10 15 20 25 30 -2 -1 1 2 3 4 minute Zmiany mocy biernej w KSE 26 czerwca 2006 r w przedziale czasu 12:30 – 13:00 MW demand Mvar demand Mvar transmission losses Mvar geneartion of HV lines percentage

10 Napięcia: Ugodz.12/Ugodz.13
Rys.6. Schemat obszaru sieci przesyłowej z obniżonymi napięciami 26 czerwca 2006 roku.

11 Możliwe działania OSP zapobiegające lawinie napięć 26 czerwca 2006r.
W sytuacji narastającego zagrożenia utratą stabilności napięciowej Operator mógł był podjąć działania zapobiegawcze: Blokada regulacji pod obciążeniem przekładni transformatorów 400/110 kV oraz 220/110kV. Zwiększenie importu mocy czynnej kablem HVDC oraz zwiększenie wytwarzania mocy biernej w Elektrowni Pątnów, Ostrołęka i Kozienice kosztem zmniejszenia mocy czynnej generatorów. Zmiana konfiguracji sieci przesyłowej w celu łatwiejszego doprowadzenia mocy biernej do obszarów deficytowych. Np. załączenie linii: 400kV Połaniec–Ostrowiec, 220kV Konin-Sochaczew i Konin-Plewiska. Operator nie podjął jednak takich działań, być może z obawy o konsekwencje ekonomiczne ograniczenia generacji oraz wyłączeń odbiorców. W tych warunkach ok. godz. 13:08 doszło do samoczynnego wyłączeniu dwóch bloków (nr 2 i 3) w Elektrowni Ostrołęka, co zainicjowało awarię napięciową

12

13 Bezpośrednie przyczyny lawiny napięć 26 czerwca 2006r.
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. To z kolei, przy stałej mocy czynnej, zwiększa prąd stojana i wzmaga działanie ogranicznika tego prądu a tym samym powoduje dalsze zmniejszenie mocy biernej i napięcia itd. W wyniku takiego destabilizującego działania ogranicznika prądu stojana i jego interakcji z ogranicznikiem kąta mocy (działającym na zwiększenie wzbudzenia) doszło do utraty synchronizmu generatora, a następnie do zadziałania zabezpieczeń podnapięciowych i odłączenia bloku nr 2 od sieci przesyłowej. W tym samym czasie analogiczne zjawiska zachodziły w pracy bloku nr 3, co doprowadziło do jego awaryjnego wyłączenia. Nastąpiło również wyłączenie turbozespołu TZ3 w Elektrociepłowni A- Ostrołęka przez zabezpieczenie odległościowe. 13

14 Rozwój lawiny napięć 26 czerwca 2006r.
Rozwój lawiny napięć w KSE w czasie 13:09 – 13:13 13:09 - EC Białystok, generator 2 - wyłączenie przez zabezp. U< 13:09 - EC Białystok, generator 4 - wyłączenie przez zabezp. U< 13:09 - El. Kozienice, blok 7, samoczynne wyłączenie (obniżenie U 6kV) 13:12 - El. Kozienice, blok 9, zmiana od Q=+325 Mvar do Q=+234 Mvar 13:12 - EC Starachowice, generator 1 - wyłączenie przez zabezp. U< 13:12 - EC Starachowice, generator 2 - wyłączenie przez zabezp. U< 13:12 - EC Starachowice, generator 3- wyłączenie przez zabezp. U< 13:13 - samoczynne wyłączenie łącza HVDC w stacji Słupsk, którym był realizowany przesył 300 MW ze Szwecji do Polski. 14

15 Przenoszenie się lawiny napięć na inne obszary KSE 26 czerwca 2006r.
Po wyłączeniu łącza HVDC napięcie w st. Dunowo spadło o godz. 13:13 do wartości odpowiednio: 350kV (0,875p.u.), 199kV (0,905p.u.) i 103kV (0,936p.u.). Nastąpiło dalsze pogłębienie deficytu mocy czynnej i biernej w półn.-wsch. i centralnej części Kraju, a także 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 półn.-wsch. części Kraju oraz utrata możliwości utrzymania zadanych wartości napięcia w punktach przyłączenia do sieci przesyłowej pozostałych elektrowni. W tych warunkach poważnemu obniżeniu uległo także napięcie u znacznej liczby odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczej. 15

16 Działania Operatora w celu opanowania i likwidacji awarii
OSP podjął następujące działania w celu opanowania i likwidacji awarii : Uruchomienie hydrogeneratorów zlokalizowanych w pobliżu obszarów z obniżonymi napięciami. Zwiększenie wytwarzania mocy przez jednostki nJWCD. Zablokowanie automatyki podnapięciowego wyłączania JWCD. Zwiększenie generacji mocy biernej w elektrowniach kosztem zmniejszenia wytwarzania mocy czynnej. Import mocy czynnej z sąsiednich systemów. Wyłączenia odbiorców w obszarach o bardzo niskim napięciu. Zmiany konfiguracji sieci w celu podniesienia napięcia potrzeb własnych wyłączonych bloków systemowych Ponowna synchronizacja wyłączonych bloków. Działania podjęte przez Operatora okazały się skuteczne i ok. godz. 16:00 w KSE został przywrócone normalne warunki pracy. 16

17 Rys. 7. Proces przywracania napięć w sieci 400/220/110 kV, na przykładzie stacji Płock 400/110 kV.

18 PODSUMOWANIE Różnice cen energii w różnych częściach połączonych systemów mogą pociągać za sobą realizacje przepływów mocy prowadzących do lokalnych deficytów mocy biernej, obniżania napięć węzłowych w sieci przesyłowej. Obniżone napięcia powodują z kolei zwiększanie strat przesyłowych mocy biernej i zmniejszanie mocy pojemnościowej ładowania linii przesyłowych, co następnie powoduje obniżanie napięć, itd., aż do utraty stabilności napięciowej. Ochrona sieci przesyłowej przed awarią napięciową wymaga zainstalowania w systemie elektroenergetycznym automatyki zapobiegającej utracie stabilności napięciowej przez zwiększanie wytwarzania mocy biernej w obszarach deficytowych przez sterowane źródła albo przez zmniejszanie poboru mocy czynnej i biernej w deficytowym obszarze. W przypadku braku takiej automatyki Operator powinien podjąć działania profilaktyczne wydając odpowiednie polecenia operatorom elektrowni oraz operatorom nadzorującym pracę właściwych podsystemów elektroenergetycznych.

19 DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ