Řízení frekvence - bilance činných výkonů v ES Přednáška k předmětu Řízení ES 1. Úvod Tento text je podkladem k přednášce „Řízení frekvence - bilance činných výkonů v ES“ z předmětu Řízení elektrizačních soustav . Text je členěn do následujících kapitol. 1. Co je to elektrizační soustava (ES)? 2. Zdroje činného výkonu 3. Bilance činných výkonu – rovnováha mezi výrobou spotřebou 4. Příklad pokrytí výpadku výkonu.
2. Co je to elektrizační soustava (ES)? Podle Kodexu PS [1] je elektrizační soustava vzájemně propojený soubor zařízení pro výrobu, přenos, transformaci a distribuci elektřiny, včetně elektrických přípojek a přímých vedení, a systémů měřící, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky. Tato poněkud krkolomná definice převzatá z Energetického zákona [2] neuvažuje zařízení, které elektřinu spotřebovávají. Pro účely dalšího popisu uvedeme, že se ES skládá ze zdrojů, sítě a spotřebičů1, jak je ukázáno na Obr. 1. G
Systémové elektrárny G
Hraniční vedení propojení se sousední PS
Přenosová soustava 400 a 220 kV Kompenzační prostředky Velkoodběratel
400/110 kV G
Distribuční soustava 110 kV 110 kV/vn vn
G
Vnořená výroba
vn/380 V nn Maloodběratelé
Obr. 1 Zjednodušené zobrazení elektrizační soustavy Základ – jakousi páteř elektrizační soustavy tvoří přenosová soustava (PS) charakterizovaná: • • •
zasmyčkovanou sítí o napětí 400 a 220 kV vyvedením výkonu velkých tzv. systémových elektráren propojením do soustav sousedních států pomocí hraničních vedení. Na přenosovou soustavu navazuje distribuční soustava charakterizovaná:
• • • •
několika napěťovými úrovněmi od 110 kV až po sítě nízkého napětí (nn) sítě jsou radiální (na úrovni 110 kV a nn) a nebo okružní (na úrovni vn) jsou z ní zásobováni odběratelé. jsou do ní vyvedeny zdroje nižšího výkonu (nazývaná také distribuovaná nebo vnořená výroba).
Přenosová soustava ČR pracuje v režimu synchronního propojení s ostatními státy kontinentální Evropy v soustavě UCTE (více o mezinárodním propojení a mezinárodních organizacích viz [4] [5] , [6] ). 1
odpovídá definici „The POWER SYSTEM comprises all generation, consumption and network installations interconnected through the network. “ ze slovníku UCTE [3]
Obr. 2 Schématické znázornění propojení sítí UCTE Dvojitým kabelovým podmořských vedením mezi Španělskem a Marokem je realizováno synchronní propojení tzv. západojižního středomořského bloku (tvořeno Marokem, Alžírskem a Tuniskem) s celkovou přenosovou kapacitou 800 MW. Další rozšíření na tzv. východojižní středomořský blok (Libye, Egypt, Jordánsko, Sýrie a Libanon) je plánováno. Při zkušebním testu synchronního provozu 21.11.2005 se však pro nestabilitu po 7 minutách spojení rozpadlo. Podrobnosti o rozšiřovaní UCTE jsou v [7] . Rovněž se plánuje propojení UCTE se soustavou IPS/UPS (zemí bývalého Sovětského Svazu) – nejedná o rozšíření , ale provoz dvou výkonově rovnocenných soustav. Geograficky propojení ukazuje Obr. 3 .
UCTE
UPS/IPS
Obr. 3 Porovnání geografické rozlohy soustav UCTE a UPS/IPS (přejato z [8] ) Společná studie proveditelnosti synchronního propojení UCTE a UPS/IPS probíhá třetím rokem a zabývá se technickými, právními, organizačními a finančními hledisky. Jako kritické se během zpracování studie ukazuje vyšetřování dynamické stability (viz [8] ). Podle [9] je účelem mezinárodního propojení vzájemná výměna elektřiny, zvýšení stability chodu soustavy, ale zejména řešení poruchových a havarijních stavů. UCTE uvádí jako své poslání1 poskytování spolehlivé platformy pro trh s elektřinou2 („Internal Electricity Market - IEM“) na základě bezpečného 1 2
Tzv. mise UCTE je popsána na http://www.ucte.org/aboutus/mission/. Problematikou trhu v elektroenergetice se zabývají i články [10] a [11]
a efektivního provozu přenosových sítí nazývaných obrazně výkonovými dálnicemi („power highways“) a vydávání signálů při poklesu adekvátnosti1 soustavy. Bezpečný provoz propojených přenosových soustav si vyžaduje koordinovaný přístup. V lednu 2004 začala na základě Dohody („Memorandum of Understanding“) užší spolupráce provozovatelů sedmi přenosových soustav střední Evropy (Česka, Maďarska, Polska, Rakouska, Slovensko a Německa zastoupená provozovateli sítí ČEPS, MAVIR, PSE-Operator, APG, SEPS, E.ON a Vatenfall) – viz Obr. 4. Později přistoupilo Slovinsko. Regionální spolupráce se ještě více posílila založením společné asociace s názvem CEE TSO („Central East Europe Transmission System Operators“) v roce 2007 (jako reakce na aktivity organizované Evropskou komisí a na zavedení tzv. minifór spolupráce evropských regulačních úřadů – viz [12] ). Náplní regionální spolupráce provozovatelů přenosových soustav jsou podle [13] především metody řešení úzkých míst v elektrických přenosových sítích (viz také [36] , koordinované aukce a bezpečný provoz sítí na regionální úrovni.
Obr. 4 Znázornění propojení středoevropského regionu (použito se souhlasem SEPS, a.s.)
1
Podle definice uvedené v [3] má spolehlivost ES dva aspekty – bezpečnost (schopnost odolat poruchám typu zkratů nebo nepředvídaným výpadkům zařízení) a adekvátnost (zajištění rovnováhy mezi výrobou a spotřebou při uvážení plánovaných odstavek i naplánovaných výpadků ).
V České republice je přenosová soustava tvořena sítěmi o napětí 400 kV a 220 kV podle Obr. 5. Jediným provozovatelem těchto sítí je na základě licence podle Energetického zákona 458/2000 Sb. společnost ČEPS, a. s. (viz [14] nebo také http://www.ceps.cz). ČEPS, a.s. dispečersky řídí provoz zařízení přenosové soustavy a systémových zdrojů na území České republiky a zajišťuje bezpečný a spolehlivý přenos elektřiny pro uživatele přenosové soustavy v ČR i v rámci Evropského trhu s elektřinou. Zásady své působnosti jako provozovatele přenosové soustavy (která představuje přirozený monopol) zakotvila společnost ČEPS, a.s. v souladu s Direktivou EU 96/92/EC v dokumentu Kodex přenosové soustavy.
Obr. 5 Schéma sítí přenosové soustavy ČR (dle [15] ) Přenosová soustava ČR tvoří tzv. regulační oblast („Control area“) neboli je schopna regulovat vyráběný výkon tak, aby udržovala výkonovou rovnováhu na svém území v reálném čase (včetně plánovaných výměn elektřiny) a regulovala frekvenci v propojené soustavě. V ČR je podle [15] více než 280 držitelů licence na distribuci elektřiny, ale pouze 3 distributoři mají největší význam, a to ČEZ Distribuce, a. s., PRE distribuce, a. s., a E.ON Distribuce, a. s. Tito tři distributoři dodávají elektřinu převážné většině konečných zákazníků – územní působnost je vidět v pravém horním rohu Obr. 5. Ostatní distributoři mají pouze lokální charakter (např. velké průmyslové podniky).
3. Zdroje činného výkonu Obr. 6 symbolicky ukazuje hlavní zdroje používané pro výrobu elektřiny včetně jejich podílu na vyrobené elektřině v ČR (v r.2005 podle [15] ) . Největší podíl mají parní elektrárny uhelné (TP) a jaderné (JE). Menší podíl mají vodní elektrárny (VE) a elektrárny spalující zemní plyn (PP). Necelé jedno procento se vyrábělo z obnovitelných zdrojů (většinou z biomasy). Zanedbatelný je podíl kapalných paliv (KP). ST_A
G
TP
G
JE
PP
G
=
JE TP KP PP VE OZE
G VE
OZE - VtE
M
G
KP
Obr. 6 Symbolické zobrazení jednotlivých zdrojů a jejich podíl na výrobě elektřiny (podle [15] ) V následujících kapitolách si stručně popíšeme základní zdroje používané v elektrárnách pro výrobu elektřiny – viz také [16] . 3.1 Parní turbína Na následujícím obrázku je schéma parní turbíny. kotel
přihřívák
VTPS - přepouštěcí stanice NTPS NTPS VTPS
regulační ventily
C
VT
ZV
záchytné ventily
ST
NT
ω
regulátor
ref
do kondenzátoru
Obr. 7 Schéma parní turbíny U parní turbíny je pohonným médiem pára vyráběna v kotli. Ta vstupuje přes regulační ventily do vysokotlaké části turbíny (VT). Turbíny vyšší výkonů (od 100 MW) jsou vícestupňové a pára se v nich po expanzi ve VT části vrací zpět do kotle na přihřátí. Odtud pára prochází přes záchytné ventily do středotlaké (ST) a nízkotlaké (NT) části a odsud do kondensátoru. V kondensátoru se mění na vodu a kondenzátním a napájecím čerpadlem se dopravuje zpět do kotle. Záchytné ventily se uplatňují při velkých výkonových
změnách, charakteristických pro ostrovní provozy. V běžném provozu jsou naplno otevřeny. Při prudkém snížení výkonu narůstá vlivem škrcení páry ve ventilech admisní tlak. Na to reagují přepouštěcí stanice, které páry odvádějí páru mimo turbínu (tzv. „by pass“). Výkon turbíny NT závisí obecně na součinu hmotnostního průtoku páry M , izoentropického tepelného spádu H0 a vnitřní termodynamické účinnosti ηTD ( viz např.[17] ). Výkon parní turbíny lze dobře regulovat, protože hmotnostní průtok páry se dá rychle a přesně ovládat regulačními ventily (tepelný spád se mění málo a pomalu vzhledem k velké tepelné akumulaci kotle u klasických elektráren1). 3.2 Vodní turbína Na následujícím obrázku je schéma vodní turbíny. nádrž
přívodní potrubí regulační orgán
Q
H
vodní turbína
Obr. 8 Schéma vodní turbíny Pohonným mediem je voda, která protéká z nádrže přívodním potrubím do regulačního orgánu, kde mění část nebo celou tlakovou energii na pohybovou. Z regulačního orgánu vtéká voda na lopatky oběžného kola turbíny, jež svým tlakem roztáčí. Mění – li se celá tlaková energie v regulačním orgánu na pohybovou, jedná se o stejnotlaké, rovnotlaké nebo také akční turbíny (např. Peltonova). Mění – li se pouze část tlakové energii jedná se o přetlakové neboli reakční turbíny (např. Francisova nebo Kaplanova). Teoretický výkon turbíny NT závisí obecně na součinu průtoku Q, spádu H , měrné hmotnosti ρ a zrychlení g. Skutečný výkon je menší o třecí ztráty v přivaděči (snižují využitelný spád H), ztráty obtokem kolem oběžného kola a ucpávkami (snižují využitelný průtok Q), ztráty vířením a zakřivením vodního proudu, ztráty rázem a mechanické ztráty třecí a ventilační (viz např.[18] ). Výkon vodní turbíny lze regulovat změnou průtoku pomocí regulačního orgánu, změna ovšem nemůže být tak rychlá jako u parních turbín vzhledem k tlakovým změnám v přivaděči (hydraulický ráz). 3.3 Plynová turbína Na následujícím obrázku je schéma plynové (spalovací) turbíny. přívod paliva
výfuk
regulační parní
ventil
kotel přívod vzduchu
spalovací komora
kompresor
regulační ventil
plynová
parní
turbína
turbína
Obr. 9 Schéma paroplynového cyklu Pohonným mediem jsou plyny vzniklé spálením paliva ve spalovací komoře. U otevřeného cyklu odcházejí plyny výfukem do atmosféry. U kombinovaného (paroplynového) cyklu se zbytkové teplo odvádí do
1
U jaderných elektráren má reaktor pro menší výkonové změny samoregulační schopnosti
kotle, kde se vyrábí pára pro parní turbínu. Část výkonu turbíny se spotřebovává na pohon kompresoru, který stlačuje vzduch pro spalování paliva. Výkon soustrojí je daný rozdílem výkonu turbíny a příkonu kompresoru, které závisí na účinnostech, a rozdílech teplot, průtoku spalin a výhřevnosti paliva (viz např. [19] ). Výkon se dá dobře regulovat změnou množství spalin, změny ovšem nemohou být příliš rychlé, aby nebyly překročeny dovolené teploty spalin, které jsou kontrolovány omezovacími regulátory. 3.4 Přeplňovaný vznětový motor Na následujícím obrázku je schéma pohonu s přeplňovaným vznětovým motorem (turbodieselem). vstřikovací čerpadlo spalovací motor
přívod vzduchu
kompresor
výfuk
plynová turbína
Obr. 10 Schéma přeplňovaného vznětového motoru Obdobně jako u plynové turbíny jsou pohonným mediem plyny vzniklé spálením paliva. Na rozdíl od jednohřídelové plynové turbíny je kompresor poháněn výfukovými plyny přes turbínou na samostatném hřídeli. Dynamika přeplňování tak není ovlivněna otáčkami motoru, ale závisí na zatížení motoru. Výkon motoru je dán součinem otáček a středního momentu motoru, který závisí obecně na součinu množství vstřikovaného paliva během jedné otáčky mF, počtu válců, výhřevnosti paliva a vnitřní tepelné účinnosti spalování η (viz např.[20] nebo [21] ). Výkon motoru se dá dobře a rychle regulovat dodávkou paliva. 3.5 Větrná turbína Na následujícím obrázku jsou naznačeny běžné typy větrných turbín:
Obr. 11 Přehled typů větrných turbín pro výrobu elektřiny Pro větší výkony je nejpoužívanějším typem vrtule, která dosahuje pro třílisté uspořádání účinnosti až 48%. Výkon větrné turbíny NT závisí na rychlosti větru vE podle vztahu: NT= KP vE3cP (λ,β). Koeficient KP je konstanta závislá na ploše vrtule a hustotě vzduchu. Koeficient cP je vlastně účinnost turbíny a je funkcí úhlu natočení lopatek turbíny β a činitele rychloběžnosti λ, což je podíl rychlosti koncového bodu vrtule a rychlosti větru (viz také [22] ). Výkon turbíny závisí především na rychlosti větru a dá se částečně regulovat natočením lopatek.
4. Bilance činných výkonu – rovnováha mezi výrobou spotřebou Udržování výkonové rovnováhy je fundamentálním požadavkem spolehlivého provozu propojených ES. Pokrývání spotřeby výrobou nebo smluvně zajištěným dovozem bylo na prvním místě technických požadavků tzv. katalogu opatření z r. 1992, které musely soustavy sdružené ve společenství CENTREL1 splnit před připojením k tehdejšímu UCPTE. Rovněž první provozní příručka UCTE („Operation Handbook“2) se zabývá regulací frekvence a činných výkonů („Load-Frequency Control“) –viz [23] . Z hlediska dlouhodobého (v rozsahu roku, měsíce, týdne, dne případně i hodiny) zajišťuje rovnováhu mezi výrobou a spotřebou elektřiny velkoobchodní trh s tzv. silovou elektřinou na základě dvoustranných smluv a organizovaných obchodů (viz např. [24] [25] ). V dalším popisu se omezíme na fyzikálně a technickoorganizační aspekty udržování výkonové rovnováhy v reálném čase, která je zodpovědností provozovatele přenosové soustavy jako systémová služba. V propojené ES je výkonová rovnováha dána rovnicí (viz např.[9] ) : ∑PG =∑PS+∑PZ ( 1) ∑PG ∑PS ∑PZ
sumární činný výkon dodávaný generátory, sumární činné zatížení ES včetně vlastní spotřeby elektráren, celkové ztráty v sítích.
Nutno dodat, že rovnice ( 1) platí na úrovni celé propojené soustavy. Výkonová rovnováha je udržována automaticky na základě platnosti Kirchhoffových zákonů, jak je ukázáno v Příloze 1. Oba sumární členy v rovnici ( 1) se mění např. vlivem (viz také [26] ): • • • • •
náhodných fluktuací zatížení trendových změn souvisejících s tvarem denního diagramu zatížení poruchových výpadků bloků neregulovatelné dodávky (např. z větrných elektráren). změn dodávek ve zlomech obchodních hodin3.
Dojde – li k výpadku elektrárenského bloku o výkonu ∆P převezmou (při nezměněných odběrech a ztrátách) jeho výkon ostatní synchronně pracující generátory v závislosti na elektrické vzdálenosti generátoru od místa výpadku, která je určena velikostí prvku zkratové impedanční matice, jak je odvozeno v Příloze 2. Toto se nazývá elektrické rozdělení rázu činného výkonu. Po elektrickém rozdělení nastává elektromechanický vyrovnávací děj popsaný pohybovou rovnicí ( 2): dΩ ( 2) = N T − PE IΩ 0 dt Ω je mechanická úhlová rychlost, NT a PE jsou mechanický výkon turbíny a elektrický výkon svorkový generátoru, I je moment setrvačnosti soustrojí a Ω0 je synchronní úhlová rychlost rotoru . Pro jednoduchost jsou zanedbány ztráty a uvažovány výkony místo momentů (předpokládáme malé odchylky otáček Ω ≅ Ω0). Pro první okamžik po výpadku je na pravé straně pohybové rovnice ( 2) hodnota ∆P (záporná pro výpadek), což představuje brzdící výkon a soustrojí začíná zpomalovat. Na pokles otáček reaguje primární regulátor frekvence, který otevírá regulační ventily turbíny, přičemž se výkon turbíny mění proporcionálně odchylce frekvence ∆f od jmenovité hodnoty: ∆NT= -K∆f K=100*Pn /δ/f n ( 3) K Pn δ fn
1
výkonové číslo soustrojí – zesílení primární regulace [MW/Hz] jmenovitý výkon bloku [MW] statika primární regulace [%] jmenovitá frekvence 50 Hz
CENTREL sdružoval elektroenergetické společnosti zemí Visegrádské čtyřky – Česka, Maďarska, Polska a Slovenska s cílem společného provozu a přípravy na připojení k UCPTE. Jeho činnost byla ukončena v souvislosti se vznikem CEE TSO. 2 Provozní příručky UCTE nahrazují dřívější Pravidla a doporučení UCPTE a jsou závazné pro všechny členy sdružení 3 Zatímco sumární odběr se mění plynule podle tvaru denního diagramu zatížení, výroba se mění tak, aby byly splněny hodinově nasmlouvané bloky energie.
Pokud existuje dostačená výkonová rezerva v primární regulaci na pokrytí výpadku ∆P, obnoví se v soustavě výkonová rovnováha – sumární výkony turbín se budou rovnat sumárním výkonům generátorů (při zanedbání ztrát generátorů). Frekvence bude stabilizovaná – v soustavě bude stacionární odchylka frekvence ∆f od jmenovité hodnoty 50 Hz. Jednotlivá soustrojí si přerozdělí ráz činného výkonu ∆P v poměru svých výkonových čísel (při zanedbání regulačního efektu zátěže) jak je odvozeno v Příloze 3. Toto se nazývá regulátory (přesněji primárními regulátory) řízené rozdělení rázu činného výkonu neboli primární regulace frekvence. Primární regulaci frekvence funguje na principu solidarity - na pokrývání výkonové rovnováhy se v prvních okamžicích podílejí všechny zdroje zapojené do ES a pracující v režimu primární regulace. Každá regulační oblast se musí podílet na celkové primární regulační rezervě 3000 MW proporcionálně své velikosti1 (stanoveno v [23] ). Přibližné rozdělení celkové primární regulační rezervy v propojení UCTE ukazuje následující obrázek a tabulka:
Obr. 12 Rozdělení primární regulační rezervy v UCTE dle [35] Celý proces primární regulace by měl být ukončen nejpozději do 30 s od vzniku výpadku (přesněji u menších výpadků do poloviny celkové primární regulační rezervy do 15 s, u větších výpadků se čas zvětšuje proporcionálně velikosti výpadků od 15 – 30s podle kritéria C5 uvedeného v [23] ) Dynamický proces primární regulaci frekvence je popsán v Příloze 4.
1
Měřenou množství ročně vyrobené elektřiny
Po skončení primárního regulačního děje platí pro výkonovou rovnováhu v regulační oblasti: dP =∑PG -∑PS-∑PZ - PPLAN ∑PG ∑PS ∑PZ PPLAN dP
( 4)
sumární činný výkon dodávaný generátory regulační oblasti, sumární činné zatížení regulační oblasti včetně vlastní spotřeby elektráren a výkonu na čerpání, celkové ztráty v sítích regulační oblasti, plánované saldo předávaných výkonu regulační oblasti (kladná pro export a záporná pro import) odchylka salda .
Jestliže je výkon regulační oblasti malý oproti výkonu celé propojené ES, platí přibližně dP≅∆P. Výměny elektřiny (import/export) musí být udržovány na plánované smluvené hodnotě PPLAN1 což je úkolem především sekundární regulace f a P. Sekundární regulace f a P je zajišťována automaticky sekundárním regulátorem frekvence a předávaných výkonů, který je pro regulační oblast ČR umístěn na Dispečinku ČEPS. Na tento regulátor jsou připojeny terminály elektráren s bloky poskytujícími podpůrnou službu sekundární regulace P bloku a terminály v hraničních rozvodnách měřící předávaný výkon. Regulátor pracuje podle metody síťových charakteristik, která zajišťuje tzv. princip neintervence, což znamená, že způsobenou výkonovou nerovnováhu, projevující se změnou frekvence a odchylkou předávaných výkonů, vyrovnává pouze postižená regulační oblast, kde výkonová nerovnováha vznikla. Regulační odchylka regulátoru G se spočítá: G =dP + K∆f ( 5) dP K
odchylka předávaných výkonů od plánované hodnoty (rozdíl okamžitého součtu měřených toků výkonů po hraničních vedeních a plánovaného salda PPLAN) nastavený parametr regulátoru (tzv. K-faktor), který by se měl teoreticky rovnat výkonovému číslu λ regulační oblasti a který se určuje podobně jako sumární primární regulační rezerva proporcionálně podle velikosti regulační oblasti2.
Sekundární regulátor zpracovává regulační odchylku G (obyčejně má PI charakter) a rozděluje ji mezi jednotlivé regulační bloky (poskytující podpůrnou službu sekundární regulace) podle participačních koeficientů. Při obnovování výkonové rovnováhy navazuje sekundární regulace f a P na primární regulaci frekvence tak, aby postupně nahradila výkon, který byl poskytnut na principu solidarity v propojené soustavě přičemž činnost sekundární regulace f a P by měla obnovit zadané hodnoty frekvence a předávaných výkonů do 15 minut od okamžiku vzniku výkonové nerovnováhy. V případě, že sekundární regulační rezerva regulační oblasti nedostačuje na pokrývání výpadku ∆P, je dispečerem přenosové soustavy aktivována rychle startující rezerva (realizovaná na přečerpacích vodních elektrárnách a/nebo na vodních elektrárnách Vltavské kaskády). Na činnost sekundární regulace f a P navazuje terciární regulace výkonu, která slouží pro nahrazení vyčerpané sekundární regulační zálohy, tedy výkonu, který byl použit v rámci činnosti sekundární regulace. Pro terciární regulaci se využívá točivá rezerva na blocích poskytující podpůrnou službu terciární regulace P. Pokrývání výpadku výkonu se zabývá i článek [29] . V případech dlouhodobějšího pokrývání výkonové nerovnováhy (vzniklé výpadky bloků nebo větším odebíraným výkonem oproti sjednanému odběrovému diagramu), kterou subjekty trhu nejsou schopny nebo ochotni nahradit vlastními prostředky (např. najetím rezervních bloků nebo nákupem elektřiny na vyrovnávacím trhu) je použita dispečerská záloha, kterou tvoří odstavené bloky schopné najetí do specifikované doby od pokynu dispečera.
1
Ve skutečnosti prakticky nelze udržet nulové hodnoty neplánovaných výměn. Proto byly mezi provozovateli PS v rámci sdružení CENTREL smluvně stanovené maximální velikosti okamžitých odchylek výkonu 100 MW a hodinových odchylek energie 20 MWh/hod (viz [26] ). 2 Sumární výkonové číslo se rozdělí mezi jednotlivé regulační oblasti propojené ES v poměru množství ročně vyrobené elektřiny
Obecně používá dispečerská služba provozovatele přenosové soustavy k pokrývání odchylek dP širokou škálu prostředků, kterou lze rozdělit do následujících skupin: • podpůrné služby, které nakupuje od výrobců případně i odběratelů elektřiny (viz také [1] : • • •
Sekundární a terciární regulace P bloku (SR a TR) Rychle startující 10-ti minutová (QS10) a dispečerská záloha (DZt) Změna zatížení (ZZ30) Snížení výkonu (SV30) Vltava (VSR).
nákup regulační energie (především na základě smluv o dodávce regulační energie ze zahraničí), havarijní výpomoci ze sousedních soustav (na základě smluv se sousedními provozovateli PS), v případech stavů nouze i snížení spotřeby podle regulačního a vypínacích plánu1. Následující obrázek ukazuje schématicky realizaci systémové služby udržování výkonové rovnováhy: Podpůrné služby Dispečerská záloha Eplan
G Pplan
Eskut Obchodní odchylka
EDC
ROO korekceP
P DG
P DG
Havarijní výpomoc
Změna zatížení Blok v řízení G C ZAD Rychle startující G záloha
P DG
Blok v terciární regulaci
Řízení v reálném čase
Terciární regulace
Nákup energie
P DGR
Dispečink výrobce P DG
Blok v regulaci
G
P MINTR P MAXTR c TR+ cTRP DG
G
Studená záloha
G
Phžád P DISP E DISP
Ph
Blok v sekundární G regulaci
P MINSR P MAXSR c MAX P DG
f
Sekundární regulátor P/f (LFC)
ŘS Pžád
ES
Sekundární regulace
Dispečink ČEPS
Systémový služba Udržování výkonové rovnováhy
Obr. 13 Principiální schéma řízení f a P v reálném čase Uprostřed je znázorněna ES s jednotlivými poskytovateli podpůrných služeb. Vpravo je schématicky zobrazen Dispečink provozovatele PS s dispečerskou službou a řídícím systémem (ŘS), jehož součástí je sekundární regulátor frekvence a předávaných výkonů ( LFC - „Load Frequency Control“). Aktivace dispečerské zálohy, změny zatížení a rychle startující zálohy se provádí dispečerským pokynem. Aktivace terciární regulace se provádí na těch blocích, které mají cenu terciární regulace cTR menší než tzv. kryptocenu pro aktivaci regulační zálohy cZAD, zasílanou dispečerem na regulační bloky. Bloky v sekundární regulaci jsou dálkově řízeny zadanou hodnotou výkonu Pžád. Havarijní výpomoc aktivuje dispečer domluvou se sousedním dispečinkem a změnou salda. Nákup regulační energie se uskutečňuje přes obchodníky. V levé části obrázku je symbolicky zobrazen dispečink výrobce, který si určuje optimálně základní nasazení podle tzv. diagramových bodů PDG (EDC – „Economic Dispatch Control“) .
1
Plány jsou přílohou vyhlášky č. 219/2001 MPO o stavu nouze v elektroenergetice
5. Příklad pokrytí výpadku výkonu Výše uvedený teoreticky popsaný proces si můžeme ukázat prakticky na skutečném výpadku bloku 1000 MW v ES ČR. Následující obrázek ukazuje časový průběh frekvence během primárně regulačního děje: f [Hz] 50.02
2004-06-02; 13:48 - Generation Outage: Temelin 2 (CZ) 961 MW
frequency: Uchtelfangen (D) frequency: Heviz (H)
50.01
42 ms 50.00
frequency: Krajnik (PL)
49.99
49.98
frequency: Rogowiec (PL)
49.97 13:48:45
frequency: Györ (H) 13:48:50
13:48:55
13:49:00
13:49:05
t [h:m.s]
Obr. 14 Skutečné průběhy frekvence při výpadku výkonu 961 MW Je vidět, že frekvence měřená v různých částech (pomocí systému WAMS –viz např.[28] ) není stejná ve všech částech propojené soustavy. V případě vzniku většího výpadku se na jakousi střední hodnotu frekvence (zde měřenou v r. Uchtelfangen poblíž hranice s Francií) superponuje složka systémových kyvů měřených v soustavě CENTREL (rozvodny , kde se dané měření WAMS1 provádí jsou zakroužkovány v Obr. 4). Měření výkonu elektráren nebylo dispozici, proto byl pro demonstraci rázu ∆P použit výpočet síťovým simulátorem MODES. Následující obrázek ukazuje průběhy výkonů během simulačního výpočtu: P1.02 [pj] Paks [H]
1 0.98 0.96
VE Gabčíkovo [SK] 0.94
Vigy [F] 0.92
D.Odra [PL] 0.9
EDU
0.88 0.86
Belchatow [PL]
0.84 0.82 0
5
10
15
20
t [s]
25
Obr. 15 Simulační výpočet průběhů výkonů bloků v různých místech UCTE při výpadku bloku ETE Tučnou čarou je kreslen výkon turbíny NT, tenkou čarou pak výkon generátoru PG (obojí jsou v poměrných hodnotách vztažených na jmenovitý výkon turbíny). Příslušné elektrárny jsou zakroužkovány 1
V ČR ještě není v PS měřící jednotka WAMS instalována
odpovídajícími barvami i v Obr. 4. V souladu s elektrickým rozdělením jsou na průběhu PG vidět skokové změny v čase t=1s, kdy byl blok vypnut. Největší ráz je na blízkou elektrárnu EDU a nejmenší na blok připojený do uzlu Vigy (hraniční rozvodna s Německem). Na průběhu činného výkonu jsou vidět i tzv.lokální elektromechanické kyvy o kmitočtu kolem 1 Hz. Pro úplnost ukazuje následující obrázek vypočítané průběhy frekvence: VIGY (F) 50.01
GUNDE (D)
PAKS (H)
Dolna Odra -Krajnik (PL)
Belchatow - Rogowic (PL)
Gabčíkovo (SK)
f [s]
50
49.99
48 mHz
49.98
49.97
49.96
49.95
49.94
49.93
49.92 0
5
10
15
20
t [s] 25
Obr. 16 Simulační výpočet průběhů frekvence v různých místech UCTE při výpadku bloku ETE I na dynamickém modelu je vidět jakási střední hodnota frekvence a na ní superponované systémové kyvy zatlumené během 4 period.
Nutno dodat, že odchylku frekvence nezpůsobují jen výpadky elektrárenských bloků, ale i již zmíněné změn dodávek ve zlomech obchodních hodin související s fungováním vnitřního evropského trhu s elektřinou, jak je vidět na příkladu náhodně vybraného průběhu systémové frekvence. f50.07 [Hz] 50.06 50.05 50.04 50.03 50.02 50.01 50 49.99 49.98 49.97 49.96 49.95 49.94 49.93 49.92 0 :0 08 07 00 1. : 7 .1 03 07 0 0 1. :0 6 .1 03 07 0 0 1. :0 5 .1 03 07 0 0 1. :0 4 .1 03 07 0 0 1. :0 3 .1 03 07 0 0 1. :0 2 .1 03 07 0 0 1. :0 1 .1 03 07 0 00 1. : 0 .1 03 07 0 0 1. :0 3 .1 03 07 2 00 1. : 2 .1 02 07 2 0 1. :0 1 .1 02 07 2 00 1. : 0 .1 02 07 2 0 1. :0 9 .1 02 07 1 0 1. :0 8 .1 02 07 1 0 1. :0 7 .1 02 07 1 0 1. :0 6 .1 02 07 1 0 1. :0 5 .1 02 07 1 0 1. :0 4 .1 02 07 1 00 1. : 3 .1 02 07 1 0 1. :0 2 .1 02 07 1 00 1. : 1 .1 02 07 1 0 1. :0 0 .1 02 07 1 00 1. 9: .1 02 07 0 1. .1 02
Obr. 17 Průběh frekvence během dne měřený z minutových vzorků V celých hodinách jsou vidět „skokové“ změny frekvence způsobené změnou sald jednotlivých regulačních oblastí propojení UCTE. Na následujícím obrázku jsou vidět mezihodinové změny salda největších exportérů v odpovídajících hodinách: dP [MW] 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
3t 1[hod] 32
Obr. 18 Průběh mezihodinových změn salda (obchodních výměn) exportérů Např. v 22:00, kdy změna salda dosahuje řádově GW je změna frekvence kolem 130 mHz několikanásobně větší než u výpadku bloku.
Použití jednotlivých prostředků uvedených v předchozí kapitole si ukážeme i na jiném výpadku největšího elektrárenského bloku v ČR (1000 MW jaderné elektrárny Temelín), ke kterému došlo 23.1. 2006 v 1:42. Výpadku předcházela napjatá výkonové bilance ES ČR, kdy do půlnoci z 22.1. na 23.1. muselo být aktivováno v podpůrných službách až 225 MW (ve formě sekundární a kladné terciární regulace a částečně i rychle startující zálohy). Nepříznivá situace začala 22.1. 2006, kdy během jednoho dne poklesla teplota o 15°C a byla pod teplotním normálem (teplotě obvyklé v tuto roční dobu podle dlouhodobých měření)1. Provozovatel elektrárny nedisponoval dostačeným rezervním výkonem na náhradu tohoto výpadku (řada elektrárenských bloků byla v revizi nebo opravě), takže vzniklý výkonový deficit musel pokrývat provozovatel PS po dlouhou dobu jak ukazuje následující časový průběh průměrných hodinových hodnot čerpání jednotlivých podpůrných služeb, nákupu regulační energie a čerpání havarijní výpomoci. MW
DZ_nákup
TR+_nákup
SR+_nákup
SR+_využití
TR+_využití
VSR_využití
QS_využití
DZ_využití
HV_využití
ZZ30_využití
RV_využití
1400
1200
1000
800
600
400
200
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Obr. 19 Časový průběh čerpání podpůrných služeb v ES ČR během kritického dne 23.1.2006 Po výpadku (naznačeném v obrázku oranžovým bleskem) zafungovala automaticky sekundární regulace f a P a zvýšila výkon bloků poskytujících službu SR (červený sloupeček). Dispečer PS aktivoval veškerou dostupnou terciární regulaci TR (modrý sloupeček) a rovněž dal pokyn k najetí rychle startující rezervy QS – přečerpacích vodních elektráren (zelený sloupeček). Rychle byl aktivován i výkon Vltavské kaskády VSR, kterou tvoří zejména elektrárny Lipno, Orlík a Slapy a které jsou jednotně řízeny z dispečinku ve Štěchovicích (fialový sloupeček). Do hodiny dispečer najel i dispečerskou zálohu DZ, což jsou stojící bloky čekající na povel ke startu (žlutý sloupeček). Jelikož se jednalo o výpadek velkého rozsahu musel dispečer PS požádat o havarijní výpomoc HV ze sousedních soustav od společností E-ON a PSE-Operator (šedý sloupec). Čerpání těchto výpomocí je omezeno na řešení akutních situací. Rovněž využití rychle startující rezervy je limitováno (u přečerpávacích vodních elektráren na 4 hodiny a u Vltavské kaskády na 8 hodin využití rezervovaného výkonu). Jak již bylo uvedeno provozovatel elektrárny nedisponoval náhradním výkonem a proto provozovatel PS musel přistoupit i k nákupu regulační energie ze zahraničí RV (světlemodrý sloupeček).
1
Pro představu podle zkušeností (z dlouhodobých statistik) znamená pokles teploty o 1°C zvýšení zatížení soustavy o 120 – 150 MW
6. Závěr 1. Udržování výkonové rovnováhy je komplexní systémovou službou, kterou v ČR zajišťuje provozovatel přenosové soustavy – ČEPS a.s. 2. Při vzniku výpadku výkonu ∆P v regulační oblasti proběhne nejprve elektrické rozdělení rázu činného výkonu, na kterém se podílejí všechny generátory podle elektrické vzdálenosti od místa poruchy. 3. Ráz činného výkonu vyvolá elektromechanický přechodný a regulační děj na jehož konci se stabilizuje stacionární odchylka frekvence. 4. Střední hodnota frekvence je stejná v celé propojené ES a na pokrytí výpadku se podílejí všechny bloky zapojené do primární regulace frekvence. 5. V další časti regulačního děje pokrývá výpadek ta regulační oblast, kde k výpadku výkonu došlo. Jedná se o činnost automatické sekundární regulace f a P a terciární regulace prováděné na základě dispečerského pokynu. 6. Při pokrývání delších nebo větších výpadků má dispečer pro vyrovnání výkonové bilance k dispozici ještě další prostředky specifikované v kap. 4. Podrobnosti o činnosti a praktické realizaci v samostatné přednášce.
primární, sekundární a terciární regulace jsou uvedeny
Reference [1] Kodex PS –část I. Základní podmínky pro užívání přenosové soustavy, dostupný na http://www.ceps.cz [2] Zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích [3] UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004), dostupný na http://www.ucte.org/_library/ohb/glossary_v22.pdf [4] K.Máslo: Mezinárodní spolupráce – základ pro spolehlivé a bezpečné zásobování elektřinou, Energetika č.11/2001 [5] K. Máslo: Propojení přenosových soustav – základ jednotného trhu s elektřinou, Časopis EE č. 2/2003 [6] J. Strnad, P. Veselský, F. Cahyna: Zahraniční spolupráce elektrizační přenosové soustavy ČR, Vesmír č.10/2007 [7] European, CIS and Mediterranean Interconnection, 3rd SYSTINT Report 2007, dostupný na: http://www.ucte.org/_library/otherreports/SSTINTApril2007FinalMainpartAnnexes-2007-030-0428-2-.pdf [8] Feasibility Study: Synchronous Interconnection of the Power Systems of IPS/UPS with UCTE, Summary of Project Status from December 2006, dostupný na: http://www.ucte-ipsups.org/Pdf/Download/englisch/CR_Summary_of_Project_Status_19.12.2006.pdf [9] M.Kolcun, V.Griger, L.Beňa, J.Rusnák: Prevádzka elektrizačnej sústavy, TU Košice 2007, ISBN 978-80-8073-837-2 [10] K.Máslo: Řízení ES v podmínkách trhu s elektřinou, Odborný časopis pro elektrotechniku a energetiku č. 4 1999 [11] K. Máslo, S.Vnouček: Optimalizace provozu ES v tržním prostředí, sborník 7. semináře E2001, Praha září 2001 [12] ERGEG Regional Initiatives Annual Report, Progress and Prospects - March 2007, dostupný na: http://www.ergeg.org/portal/page/portal/ERGEG_HOME/ERGEG_RI/Progress%20Reports/RegionalInitiatives%20annual%20report.pdf
[13] Tisková zpráva ČEPS dostupná na http://www.ceps.cz/cz/zpravy/zobrazTSK.asp?ID=238 [14] K. Máslo: ČEPS, a.s. provozovatel přenosové soustavy České republiky, Energetika č.4/2000 [15] Česká energetika na počátku 3. tisíciletí, vydal Energetický komitét ČR / WEC v r. 2007, dostupné na: www.wec.cz [16] K. Máslo: Dynamické modely pro vyšetřování přechodných dějů v ES: seminář Aktuální otázky a vybrané problémy řízení ES, Poděbrady listopad 2001 [17] A.V.Ščegljajev: Parní turbíny 1.díl, SNTL Praha 1983 [18] M. Nechleba, J. Hušek: Hydraulické stroje, SNTL Praha 1966 [19] K. Máslo : Model a testování ostrovního provozu paroplynového cyklu, sborník III. Mezinárodního vědeckého symposia Elektroenergetika, St.Lesná, září 2005 [20] M.Ferenc a kol.: Uproszceny model matematyczny dynamiki srednioobrotowego silnika wysokopeznyego, Silniky spalinowe, Nr. 4. 1989 [21] K.Máslo: Model dieselgenerátoru pro dynamické výpočty, časopis EE č.2/1999 [22] K.Máslo: Modelování větrných elektráren pro výpočty dynamické stability, sborník 7. semináře E2004, Praha září 2004 [23] UCTE OH – Policy 1: Load-Frequency Control and performance (final policy 2.2 E, 20.07.2004), dostupný na http://www.ucte.org/_library/ohb/policy1_v22.pdf [24] M. Marvan: Obchodování s elektřinou v r. 2005, Energetika č. 2/2205 [25] M. Marvan: Problémy zavádění trhu s elektřinou, Energetika č. 3/2205 [26] K.Máslo, V.Černý, A.Fialová, P. Janeček: Odchylkový model provozu ES, sborník 9. semináře E2005, Praha září 2005 [27] K.Máslo: Spolehlivost provozu elektrizační soustavy, Energetika č.7/2006 [28] K. Máslo, K.Kósa, I.Petružela: Dynamické chování ES při změnách frekvence - ostrovní provoz, the 6th International Conference CONTROL OF POWER SYSTEMS, June 2004, Štrbské Pleso [29] P.Švejnar, K.Máslo, S.Vnouček: Dynamická odezva ES na deficit činného výkonu, Energetika č.6/1994 [30] H.P. Asal, P.Barth, E. Grebe, D. Quadflieg: Dynamic System Studies of new Requirements and Strategy for the Primary Control, CIGRE Session, Paris 1998 [31] UCTE OH Appendix 1 –: Load-Frequency Control and performance, dostupný na http://www.ucte.org/_library/ohb/policy1_v22.pdf [32] Kodex PS –část V. Bezpečnost provozu a kvalita na úrovni PS, http://www.ceps.cz [33] J. E. Gurevič a kol.: Rasčoty ustojčivosti a protiavarijnoj automatiky v energosistěmach; Energoatomizdat 1990 [34] K. Máslo: Dynamický model ES - použití v dispečerském tréninkovém simulátoru, seminář Aktuální otázky a vybrané problémy řízení ES, Poděbrady listopad 2007 [35] Geographical Distribution of Reserves - UCTE technical document, dostupný na http://www.ucte.org/publications/otherreports/ [36] R. Chrapek, P. Švejnar, K.Máslo: Řízení úzkých míst v přenosové soustavě, sborník konference CIRED, Tábor listopad 2006 [37] Directive 96/92/EC of the Parliament and of the Council concerning common rules for the internal market in electricity
Pozn. Tučně vytištěné články jsou dostupné také na webových stránkách www.modesinfo.com /Tutorial
Příloha 1. Odvození rovnováhy elektrických výkonů Při zanedbání rychlých elektromagnetických můžeme síť popsat algebraickými rovnicemi v komplexním tvaru. Za předpokladu, že síť, zdroje i zatížení jsou symetrické, se omezíme na souslednou složkovou soustavu. Pro popis je nejvýhodnější metoda admitanční matice, která má v maticovém vyjádření a poměrných hodnotách tvar (podtržením značíme komplexní čísla): I=Y*U ( 6) I je sloupcová matice (vektor) vstřikovaných proudů (kladné pro zdroje a záporné pro zatížení uzlů),. U je sloupcová matice uzlových napětí. Mimodiagonální prvky admitanční matice Y jsou tvořeny záporně vzatou podélnou admitancí mezi příslušnými uzly. Diagonální prvky jsou součtem všech admitancí do uzlu připojených tj. podélných, příčných admitancí modelujících větve. Pro přechod na výkony provedeme vynásobení řádkového matice sloupcem komplexně sdružených proudů (S= U∗I*), čímž dostaneme: UT∗I*= UT∗Y*∗U* ( 7) Po provedení maticových operací, oddělení reálné složky (pro bilanci činných výkonů) a úpravách obdržíme: ∑PG -∑PS=∑gU2 +∑rI2 ( 8) Kde na levé straně je bilance výroby a spotřeby a na levé straně jsou ztráty v sítích (pro zjednodušení zápisu jsme vynechali sčítací indexy uzlů). První suma na pravé straně sčítá přes všechny uzly soustavy ztráty v příčných složkách admitancí (svody vedení a magnetizační ztráty transformátorů), druhá suma sčítá přes všechny větve Joulovy ztráty v podélných složkách admitancí.
Příloha 2. Odvození elektrického rozdělení rázu činného výkonu Pro odvození spočítáme nejprve rázový proud pro první okamžik po výpadku výkonu ∆P v i-tém uzlu propojené soustavy. Pro tento účel upravíme rovnici ( 6) dosazením za vstřikovaný proud generátorů IG=(EU)YG:, kde E je fázor vnitřního elektromotorického napětí a YG je náhradní admitance generátoru. Po úpravě obdržíme síťovou admitanční rovnici ve tvaru: IK=YΣ*U ( 9) IK je sloupcový vektor lišící se od I tím, že v uzlech s generátory jsou zkratové proudy IK=EYG. YΣ se liší od Y tím, že v uzlech s generátorem je diagonálnímu prvku přičtena admitance generátoru YG. Po výpadku bloku se rovnice změní na: IK‘=YΣ*U‘ ( 10) IK‘ se liší od IK jen u uzlu s vypadlým blokem, kde má hodnotu Ui‘YG. – ostatní prvky zůstávají stejné , protože E se nemůže měnit skokem. Odečtením rovnice (10) od ( 9) dostaneme (při nezměněné admitanční matici): ⎛ 0 ⎞ ⎟ ⎜ ⎜ ∆I Gi ⎟ = Y Σ ∆U ⎜ 0 ⎟ ⎠ ⎝
( 11)
Na levé straně je sloupcový vektor mající jediný prvek – změnu proudu na i-té pozici (pro zjednodušení předpokládejme ∆IGi=(E-U’)YG) a na druhé straně je sloupcový vektor přírůstků napětí ve všech uzlech sítě, způsobený změnou proudu ∆IG v i-tém uzlu. Rovnici (11) můžeme řešit inverzí a pro přírůstek napětí ∆Uk v ktém uzlu obdržíme vztah: ∆Uk=Zik ∆IGi ( 12) kde Zik je prvek zkratové impedanční matice, která určuje elektrickou vzdálenost mezi uzly i a k. ∆U způsobí odpovídající změnu proudu a tudíž i změnu činného výkonu generátoru připojeného do uzlu k.
Příloha 3. Odvození primárními regulátory řízeného rozdělení rázu činného výkonu Vyjdeme z pohybové rovnice ( 2) pro i-tý generátor, kam dosadíme za výkon turbíny ( 3) a generátoru:
IΩ 0
dΩ = N T 0i − K i ∆f − PE 0i − ∆Pi dt
( 13)
Pro stacionární stav (po odeznění primárního regulačního děje, systémových a lokálních elektromechanických kyvů) je derivace na levé straně nulová. Za předpokladu výchozího ustáleného stavu se odečtou počáteční výkon turbíny a generátoru NT0 a PE0, takže rovnice přejde do tvaru: ∆Pi = − K i ∆f ( 14) Jestliže sečteme příspěvky generátorů v soustavě musí se jejich součet (při zanedbání regulačního efektu zátěže a změn ztrát v sítích) rovnat celkovému výpadku ∆P. Za předpokladu stejné odchylky frekvence ve všech uzlech pak můžeme napsat rovnici pro primárními regualátory řízené rozdělení rázu činného výkonu ∆P: Ki ( 15) ∆Pi = ∆P ∑ Ki i
Po ustálení regulačního děje si tedy soustrojí přerozdělí výkonový deficit zniklý výpadkem výkonu ∆P (neboli ráz činného výkonu) v poměru svých výkonových čísel.
Příloha 4. Odvození dynamické odezvy primární regulace frekvence Pro odvození vyjdeme ze zjednodušeného modelu propojené soustavy uvedeného v [30] znázorněného na následujícím obrázku:
a
Obr. 20 Ekvivalentní model ES pro střednědobou dynamiku (podle [30] ) Tento model je použit rovněž v provozní příručce UCTE pro vysvětlení chování primární regulace v propojené soustavě [31] . Jedná se o přírůstkový model - jako proměnné zde figurují přírůstky ∆ frekvence f, výkonu turbíny Pturb a výkonu generátoru Pel - skládá se z výpadku výkonu ∆P a z regulačního efektu zátěže Kload*∆f1. Regulační efekt zátěže je daný závislostí výkonu odebíraného spotřebiči na frekvenci napájecího napětí. Podle [9] můžeme spotřebiče rozdělit do třech skupin, na spotřebiče s odběrem: 1. nezávislým na frekvenci (odporová zátěž –topení, žárovky). 2. závislým lineárně na frekvenci (motorický zátěž - obráběcí stroje, bubnové mlýny, dopravní stroje, pístová čerpadla) 3. závislým na druhé nebo vyšší mocnině frekvence (motorický zátěž – odstředivá čerpadla , ventilátory). Pro úplnost dodejme, že regulační efekt motorické zátěže je určen momentovými charakteristikami poháněného zařízení a motory jsou z tohoto hlediska pasivními prvky. Při malých změnách frekvence běžných při provozu propojené ES je možno závislost linearizovat, přičemž poměrné výkonové číslo závisí na skladbě zátěže. Podle [33] se střední hodnota kload pohybuje v rozsahu 0.7 -1.5, přičemž horní hodnota je pro průmyslový odběr. Pro bytový odběr je kload kolem 0.4. V [30] jsou uvedeny tři simulační výpočty: A. ∆P=1300 MW, Psys=200 GW, Kload=1%/Hz - představuje výpadek největšího bloku v soustavě B. ∆P=3000 MW, Psys=150 GW, Kload=1%/Hz - představuje největší projektový výpadek C. ∆P=6000 MW, Psys=200 GW, Kload=2%/Hz - představuje výpadek větší než je rezerva pro primární regulaci, soustava má zvýšený regulační efekt zátěže. Ve všech případech je uvažována mechanická časová konstanta Tsys=10 s. Statika primární regulace je volena tak, aby se celá rezerva pro primární regulaci (3000 MW) uvolnila pro odchylku ∆f=0.2 Hz. Rychlost aktivace výkonu turbíny je zvolena na 3000 MW/30 s (funkce omezovače rychlosti zatěžování je zadána v členu označeném jako „Rate limiter“, což by měl být regulátor výkonu a frekvence). Na následujícím obrázku jsou ukázány časové průběhy odchylek frekvence a výkonu turbíny: 1
V obrázku je chybně uvedena statika zátěže σload v jednotkách %/Hz – správně má být obráceně Hz/%. U šipky s ∆P musí být v součtovém bodě rovněž znaménko mínus.
Obr. 21 Průběhy odchylek frekvence a regulačního výkonu (podle [30] ) Při běžných výpadcích jednotlivých bloků (případ A) by odchylka frekvence nepřekročí -200 mHz, což je mez pro přepínání regulace turbín z režimu regulace výkonu do režimu regulace otáček (podle Frekvenčního plánu - viz [32] ). Při největším projektovém výpadku ∆P=3GW (případ B) je plně vyčerpána regulační rezerva. Teprve na konci regulačního děje se turbína odlehčí o regulační efekt zátěže. Výpadek je zvládnut činností primární regulace. Odchylka frekvence dosáhne -800 mHz a je bezpečně nad 49 Hz, což je podle Frekvenčního plánu mez pro 1. stupeň systémového frekvenčního odlehčování. Při nadprojektovém výpadku ∆P=6GW (případ C) je výpadek z poloviny pokryt regulačním efektem zátěže, je zde již riziko působení frekvenčního odlehčování. Výpočty chování primární regulace v propojené soustavě byly provedeny i pomocí síťového simulátoru MODES s výsledky zobrazenými na následujícím obrázku. 1200
6
∆P [GW]
1000
5
800 600
4 ∆Pel
C
3
400 200
2 A
1
∆Ptur
0 -200
00
A
-1
-400
-2
-600
-3 B
-800 -1000 00 ∆f
-4
C
10
20
-5 30
40
50
60
t 70 [s]
Obr. 22 Průběhy odchylek frekvence a výkonů vypočítané síťovým simulátorem MODES Pro lepší pochopení regulačních dějů jsou do obrázku dokresleny (tečkovaně) i změny elektrického výkonu generátoru ∆Pel. Je dobře vidět ráz činného výkonu na generátor, ke kterému dochází v čase t=1 změnou zatížení o ∆P (jelikož generátor je v modelu jediný, musí pokrýt celou výkonovou změnu ∆P). Po poklesu frekvence se mění i výkonu generátoru vlivem regulačního efektu zátěže. Průběhy frekvence spočítané síťovým simulátorem vcelku odpovídají výsledkům z [30] . Podrobnosti o tvorbě dynamického modelu v síťovém simulátoru jsou uvedeny v [34] .
