Regulace frekvence - bilance činných výkonů v ostrovním provozu (OP) Přednáška k předmětu Řízení ES 1. Úvod Tento text je podkladem k přednášce „Regulace frekvence - bilance činných výkonů v ES“ z předmětu Řízení elektrizačních soustav. Text je členěn do následujících kapitol. 1. Rozdíl mezi řízení frekvence v propojené soustavě a ostrovním provozem 2. Frekvenční plán jako součást Obranného plánu proti šíření poruch 3. Regulační režimy parních a vodních turbín 4. Vyhodnocení chování zdrojů ve velkých a malých ostrovech 5. Start ze tmy
2. Řízení frekvence v propojené soustavě a ostrovním provozem Principy řízení frekvence a činného výkonu v rozsáhlé propojené soustavě (při paralelním provozu velkého množství synchronně pracujících zdrojů) byly popsány v předchozí přednášce [1] . V této přednášce se budeme zabývat ostrovním provozem, který je podle Kodexu PS [2] definován jako stabilní, mimořádný provoz části elektrizační soustavy (po jejím oddělení od ostatní soustavy jako důsledek poruchy), do které může pracovat několik zdrojů (bloků, elektráren). Ostrovní provoz tedy podle definice vzniká po poruše – vypnutí vedení a/nebo
transformátorů chybnou manipulací nebo ochranami. Postižená část sítě ztrácí synchronní spojení se zbytkem soustavy a pracuje asynchronně 1(s frekvencí obvykle odlišnou od jmenovité). Existuje i druhý způsob vzniku ostrova a to záměrnou činností při obnově soustavy po poruše typu blackout, kdy dojde nejprve k tzv. startu ze tmy („blackstart“ – najetí zdroje bez podpory vnější sítě), rozběhu vlastní spotřeby dalších bloků, jejich najetí a postupnému zatěžování. Ostrovní provoz je ukončen synchronizací a přifázováním k zbytku soustavy. Přifázování se provádí pomocí automatických synchronizačních zařízení, která kontrolují plnění fázovacích podmínek (dovolený rozdíl napětí, fází a kmitočtů). Vyregulování frekvence v ostrově do pásma vhodného pro fázování řídí dispečer přenosové soustavy podle příslušné provozní instrukce. Následující tabulka ukazuje rozdíly mezi oběma režimy provozu ES. Tab. 1 Porovnání synchronního a ostrovního provozu a pokrývání nerovnováhy ∆P Synchronní provoz Udržování výkonové komplexní systémová služba rovnováhy zajištěná provozovatelem PS primární regulace f Primární pokrytí ∆P
Ostrovního provoz regulace otáček turbín, součinnost provozovatelů sítí a elektráren, frekvenční odlehčování proporcionální regulace otáček, frekvenční odlehčování změna základního otevření, změna zatížení, centrální regulace frekvence
Sekundární pokrytí sekundární regulace f a P ∆P Zásadní rozdíl mezi oběma provozy je v tom, že zatímco v synchronním propojení se mohla regulační oblast spoléhat na výpomoc ostatních regulačních oblastí, v ostrovního provozu se musí část sítě zvaná ostrov spoléhat sám na sebe. Matematicky vyjádřeno platí pro ostrov již známá bilanční rovnice: ∑PG =∑PS+∑PZ ∑PG sumární činný výkon dodávaný generátory ( 1) ∑PS sumární činné zatížení ostrova včetně vlastní spotřeby elektráren ∑PZ celkové ztráty v sítích
Sumární členy v rovnici se mění především vlivem náhodných fluktuací zatížení, poruchových výpadků bloků a neregulovatelné dodávky. Při vzniku ostrova převezmou bilanční nerovnováhou ∆P (rozdíl výroby, spotřeby a ztrát v ostrově před jeho vznikem) všechny generátory ostrova. Po tomto elektrickém rozdělení nastává elektromechanický vyrovnávací děj popsaný pohybovou rovnicí: dΩ ( 2) IΩ = N T − PG Ω mechanická úhlová rychlost, I je moment setrvačnosti soustrojí dt NT a PG jsou mechanický výkon turbíny a elektrický výkon svorkový generátoru
Pro první okamžik po vzniku ostrova je na pravé straně pohybové rovnice hodnota ∆P (záporná pro deficitní ostrov), která způsobí změnu otáček soustrojí a také změnu frekvence ostrova. 1
Rozuměj asynchronně z hlediska propojených energetických soustav
1
3. Frekvenční plán jako součást Obranného plánu proti šíření poruch Při běžném synchronním provozu je odchylka frekvence od jmenovité hodnoty 50 Hz udržovaná (především činností primární regulace frekvence) v pásmu ± 200 mHz. Při vybočení frekvence z těchto mezí jsou prováděny opatření určené provozní instrukcí dispečinku provozovatele přenosové soustavy Frekvenčním plánem, který rozpracovává zásady určené v příloze vyhlášky č. 219/2001 Sb. O stavech nouze v elektroenergetice. Opatření se týkají jak výrobců – elektráren (bez ohledu, jestli jsou vyvedeny do přenosové nebo distribuční soustavy, tak odběratelů (frekvenční odlehčování). Frekvenční plán určuje tři pásma provozu vzhledem k změnám frekvence pro jednotlivé typy elektráren: Tab. 2 Vymezení frekvencí v Hz pro pásma provozu (převzato z [3] ) Typ elektrárny
Uhelné
Jaderné EDU
Provoz
Vodní (VE) ETE
Přečerpávací (PVE) turbína
čerpání
Paroplynové
49.5-50.5
48.5-51.5
49-49.5 50.5-52
48-48.5 51.5-52
normální bez omezení
48.5-50.5
48.5-50.5
časové omezení, omezení P a cosϕ nepřípustný
46-48.5 50.5-53
47.5-48.5 50.5-52
47.9-48.5 50.5-51.5
46-48.5 50.5-53
48.550.5 46-48.5 50.5-53
53
52
51.5
53
53
48.5-50.5
52
Při vybočení odchylky frekvence z mezí ± 200 mHz je signalizován signál „snížený nebo zvýšený kmitočet“ a bloky se mají automaticky přepínat do otáčkové proporcionální regulace1 a odpínat od centrálního regulátoru f a P. Dojde rovněž k automatickému odpojení automatické regulace napětí (ASRU) ze systému terciární regulace napětí. Při poklesu frekvence pod hodnotu 49.8 – 49.2 Hz se automaticky odpojují od ES na vlastní spotřebu bloky PVE v režimu čerpání a při dalším poklesu frekvence přechází do turbínového režimu. Při poklesu frekvence pod 49 Hz se v pásmu 49 – 47.5 Hz automaticky odpínají lokální distribuční soustavy (závodní elektrárny) do separátního provozu. Při poklesu frekvence do pásma nepřípustného provozu se nejprve automaticky odpojují jaderné a paroplynové elektrárny na vlastní spotřebu a pak (při poklesu frekvence pod 46 Hz) i uhelné, vodní a přečerpací vodní elektrárny. Při nárůstu frekvence nad 50.2 Hz se automaticky odpojují od sítě na vlastní spotřebu vybrané bloky VE a PVE v turbínovém režimu. Při 51.5 Hz se automaticky vypínají zbývající bloky PVE v turbínovém režimu a bloky VE pokud nezregulovaly na nulový výkon. Při dosažení pásma nepřípustného provozu pro nadfrekvenci se bloky vypínají od sítě do provozu na vlastní spotřebu se zpožděním zohledňujícím přechodné zvýšení frekvence. V ES ČR (obdobně jako u ostatních států bývalého sdružení CENTREL) byly přijaty čtyři stupně systémového frekvenčního odlehčování zátěže pomocí frekvenčních relé instalovaných v rozvodnách 110 kV a 22 kV provozovatelů distribučních soustav. Tab. 3 Systémové frekvenční odlehčování (převzato z [3] ) Stupeň / frekvence [Hz] Objem odlehčované zátěže [%]
1. 49 12
2. 48.7 12
3. 48.4 12
4. 48.1 14
Z tabulky je patrné, že v systému frekvenčního odlehčování je připojeno 50 % celkové zátěže ČR. Relé dávají signál k vypnutí příslušnému vypínači bez umělého časového zpoždění. Zátěž je tedy odepnuta v čase sestávajícího z času potřebného pro změření odchylky frekvence a vypínacího času příslušného vypínače. Je nutno podotknout, že ostrovní provoz je událostí s řídkým výskytem, který se ale nedá úplně vyloučit (viz např. [4] -[8] ), takže je nutno se na ni připravovat. Kvalitně připravený Frekvenční plán je základním předpokladem úspěšného zvládnutí těchto situací. Rovněž úplné výpadky soustavy (Blackout) mají velmi malou pravděpodobnost, přesto jsou připraveny příslušné postupy jejich řešení (viz např. [9] -[23] ).
1
Tento požadavek je formulován obecněji v příloze č. 3 (Frekvenční plán) vyhlášky č. 219/2001 Sb.(O stavu nouze v elektroenergetice) jako zajištění stabilní regulace otáček turbín
2
4. Regulační režimy jednotlivých typů turbín V začátcích využívání turbín pro výrobu elektřiny, které souhlasí ze začátkem elektrizace, pracovaly turbíny vždy v otáčkové regulaci a zásobovaly omezený počet odběratelů. Čidlem otáček byl známý roztěžník (angl. „Flyballs“), který přímo ovládal (jako Wattův regulátor – viz Obr. 1) přívod pracovní látky (páry nebo vody) do turbíny. Zvýšením otáček se zvedla objímka a přes pákoví se přivřely regulační ventily u parní turbíny a naopak – regulace tedy byla proporcionální. Turbína fakticky pracovala přirozeně v ostrovním provozu. V případě paralelní spolupráce více turbín, rozděloval se na ně výkon ručním posunováním objímky roztěžníku. Obr. 1 Wattův regulátor otáček (převzato z [24] ) Jak rostly jednotkové výkony turbín přibyl v regulátoru hydraulický zesilovač (pomocný a hlavní servomotor), který umožnil vyvinout dostatečnou sílu pro ovládání regulačního orgánu. U parních turbín se jednalo se o mechanicko-hydraulický systém, který se používal na turbínách do výkonu 50 MW.
Obr. 2 Schéma mechanicko-hydraulického systému (převzato z [25] ) Zadaná hodnota otáček se prováděla přenastavováním pákoví a mohla být prováděna automaticky regulátorem výkonu. Vzniklo tak tzv. sériové uspořádání (nebo kaskádovité), kdy regulátor výkonu měnil zadané otáčky. S nárůstem výkonu byl mechanický roztěžník nahrazen odstředivým čerpadlem (impelerem) a výstup regulátoru výkonu se přenášel buď přes páku transformátoru oleje (viz Obr. 3) nebo přes elektro-hydraulický převodník. Jednalo se o hydrodynamický systém (viz Obr. 4) používaný pro jednotkové výkony do 110 MW na našich klasických parních elektrárnách a 220 MW u jaderné elektrárny Dukovany. Sériové uspořádání zůstalo zachováno. V takovém uspořádání turbína reaguje na odchylku frekvence sítě. Pokud však je v činnosti regulátor výkonu, je reakce jen dočasná, protože regulátor výkonu (obvykle proporcionálně integrační) eliminuje vliv sériového regulátoru otáček, který má proporcionální charakter.
Obr. 3 Schéma transformátoru oleje (převzato z [25] ) 3
Obr. 4 Schéma hydrodynamického systému (převzato z [25] ) Zatím poslední vývojovým stupněm je elektro-hydraulický systém, kde hydraulická část slouží jen jako zesilovač1 a regulační obvody jsou realizovány v elektronické části (dříve analogové dnes již digitální – programovatelné). Přenos je zprostředkován rychlými elektro-hydraulickými převodníky (EHP). Vzniká tak tzv. paralelní systém elektronicko–hydraulický. Regulační režim se volí v elektronické části přepnutím mezi: regulací otáček (čistě proporcionální i PI), regulací výkonu s volitelnou korekcí od odchylky frekvence (primární regulace f ), předtlakovou regulací, ručním řízení. nebo jako výběr minimální hodnoty (omezovací regulace tlaku, vakua, teploty atd.). Jelikož původní hydraulický regulátor otáček má jen záložní funkci, tak pokud není turbína v režimu regulace otáček nereaguje na odchylku frekvence sítě2. Výjimkou je primární regulace f, která bývá většinou omezena (obvykle ± 5% jmenovitého výkonu).
Obr. 5 Schéma elektro-hydraulického systému (převzato z [25] )
1
s výjimkou některých ochranných funkcí např. elektrického urychlovače, který je aktivovaný od vypínače bloku nebo čidla zrychlení a způsobí rychlý pokles tlaku oleje s rychlým dočasným zavření regulačních ventilů 2 Pokud zanedbáme samoregulační efekt, který bývá u parních turbín zanedbatelný
4
Tak se vývojem dospělo do stavu, kdy v běžném provozu v propojené elektrizační soustavě turbíny regulují výkon a na odchylku frekvence sítě reagují buď omezeně nebo vůbec. Případ, že dojde k oddělení části sítě od propojené soustavy – tedy vznik tzv.ostrova, musel být ošetřen speciálně. Moderní elektro-hydraulické regulátory parních turbín typu EHS byly vybaveny tzv. regulátorem přeběhu aktivovaným při překročení nastaveného zrychlení. Při zapůsobení se regulace přepnula do regulace otáček. K přepnutí tedy došlo k jen při přechodu do přebytkového ostrova. Dnes je toto řešení nahrazeno speciálními regulátory uvedenými dále. U vodních turbín vybavených regulátory typu A-ROT bylo přepnutí do režimu regulace otáček implementováno automaticky při vybočení frekvence z nastavitelného pásma (obvykle 48.5-51.5 Hz). Regulátor otáček měl proporcionální charakter (přesněji PIDP s trvalou statikou ve zpětné vazbě). Před připojením k soustavě UCPTE byl začátkem 90 let zpracován tzv. Plán obrany proti šíření poruch. Jeho součástí byl i frekvenční plán vytvořený pod dohledem společností BAG (Bayernwerk Aktiengesellschaft) a EdF (Electricité de France). Tento plán určoval i základní požadavky, jak se mají při odchylkách frekvence chovat parní, vodní a jaderné elektrárny. Obrázek ukazuje statickou charakteristiku (závislost vyráběného výkonu na frekvenci sítě) pro bloky klasických elektráren. Běžný provoz je dán pásmem 49.8 -50.2 Hz. Bloky pracují buď v koordinované regulace (jedná se zřejmě o regulaci výkonu nebo předtlakovou regulaci nebo jejich kombinaci) nebo v primární regulaci. Při vybočení frekvence z tohoto pásma se jedná o tzv. narušený provoz (angl. „Disturbed operation“). Blok c je nasazený na maximální výkon Pmax bez primární regulace. Blok d pracuje v primární regulaci nasazený na Pmax snížený o primární regulační rezervu 5%Pn. Blok e pracuje odlehčený (např. z důvodu zařazení do dálkové regulace) buď v primární regulaci (čárkovaná šikmá čára se statikou 8%) nebo bez ní (čárkovaná kolmá čára). Nakonec blok f pracuje odlehčený v primární regulaci – pracovní bod je Pmin. Při vybočení frekvence z mezí 49.8 -50.2 Hz se regulace přepne do režimu regulace, kdy je výkon turbíny určen podle charakteristiky: Ptur=Pzad-k*df ( 3) kde Pzad je výchozí pracovní bod, k je zesílení (nepřímo úměrné hodnotě statiky δ, která bývá 5%), df=f-fZAD Jedná se tedy o proporcionální regulaci podle principu Wattova regulátoru (jen místo otáček je v regulační rovnici frekvence). Kde je to technologicky možné (s ohledem na existenci dostatečně dimenzovaných přepouštěcích stanic) se provede natopení kotle na maximální výkon Pmax (kotel je tak připraven na rychlé změny odběru páry). Obr. 6 Statické charakteristiky regulace konvenčních bloků Při nárůstu frekvence o 0.2 Hz (při přechodu do přebytkového ostrova) blok c nejprve skokem sníží výkon o 8% při statice 5% a pak plynule snižuje výkon až na hodnotu vlastní spotřeby Paux. Blok d plynule přechází na čárkovanou charakteristiku až na výkon vlastní spotřeby Paux. Obdobně se chovají částečně zatížené bloky e a f s tím rozdílem, že mohou zvyšovat výkon při poklesu frekvence v deficitním ostrovu. 5
Výše uvedené požadavky byly uplatněny při praktické realizaci úprav regulačních systémů turbín v rámci příprav na připojení ES ČR k evropské soustavě UCPTE v polovině 90. let. Jejich implementaci si ukážeme na dvou příkladech parních turbínách včetně hodnocení jejich chování v ostrovním režimu. Prvním příkladem je starší regulátor TVER použitý u elektrárny Dukovany (EDU), jehož struktura přibližně odpovídá již popsanému hydrodynamickému systému jak je zobrazeno na následujícím obrázku. pHPKz + -
Σ
KTO
TPO ručně NS
+
-
fS + + NZ
+ pHPK Elektronická část regulace TG
A
Σ
Regulátor výkonu
N
Impeler
NS
Turbína
nTG
fS
TG
MSO
Korektor tlaku
Σ
Hydraulická část regulace TG
Turbínový polohový ovladač TPO EHP
-
+
Σ
+
+
Σ
Primární transformátor
Regulační ventily
M I N
Přepouštěcí ventily
+ Elektrohydraulický převodník
Ruční řízení
Omezovač pHPK
K
Obr. 7 Principiální schéma regulátoru TVER (viz také [8] ) Regulační systém má dvě části. Hydraulická část obsahuje prvky pro konvenční regulaci otáček turbogenerátoru (čidlo otáček tzv. impeler, primární transformátor s měničem nerovnoměrnosti, měnič středních otáček MSO, regulační ventily). Elektronická část obsahuje turbínový polohový ovladač TPO a obvody pro zajištění nadřazených regulačních funkcí turbíny. Spojení obou části zajišťuje elektrohydraulický převodník EHP, který je připojen na vstup hydraulické regulace otáček a působí jako zadavač otáček TG. Regulační odchylka otáček je zpracována v primárním transformátoru, který má charakter proporcionálního členu. Jeho zesílení je dáno nastavením měniče nerovnoměrnosti. Rozsah nastavení nerovnoměrnosti δ = 3 ÷ 8 %, obvyklé nastavení je δ = 5 %. Výstup primárního transformátoru je tlak sekundárního oleje. Výstup primárního transformátoru je porovnáván se signálem omezovače. Menší ze signálů pak ve formě tlaku sekundárního oleje působí na hydraulické servomotory regulačních ventilů. V režimu TPO-ručně ovládá operátor přímo tlačítky +/ převodník EHP přes turbínový polohový ovladače TPO a tím zasahuje přímo do hydraulické regulace turbíny. Korektor tlaku KTO působí omezuje nárůsty výkonu turbogenerátoru (TG) vyvolané poruchami na frekvenci. Je řízen regulační odchylkou tlaku páry v hlavním parním kolektoru HPK. Při poklesu frekvence dojde k zatížení TG podle statické charakteristiky hydraulické regulace TG, což vyvolá i pokles tlaku v HPK. KTO provede korekci polohy EHP tak, že částečně eliminuje vliv poruchy frekvence na výkon TG. KTO tedy zajišťuje řízené zatěžování bloku při neřízeném poklesu frekvence ES. Nárůst frekvence a následné odlehčení TG není řízeno KTO, tento poruchový stav je řešen automatickým otevřením přepouštěcích stanic do kondensátoru PSK. Pro plnění požadavků ostrovního provozu byly nezbytné úpravy, jejichž popis je převzat z [26] . V původním projektu EDU se předpokládal normální provoz v propojené ES (s malými odchylkami frekvence) nebo provoz na vlastní spotřebu (resp. běh naprázdno) při odpojení vývodového vypínače 400 kV. Avšak při ostrovním provozu zůstává vývodový vypínač zapnut, ale výkon se může měnit mezi nominální hodnotou a vlastní spotřebou, přičemž odchylky kmitočtu mohou mít velikost až ±2 Hz. Pro ocenění vlivu ostrovního provozu na EDU bylo nutné provést analýzy chování elektrárny při velkých změnách frekvence sítě. Rozhodující jsou vlastnosti regulátoru turbíny. Při změnách frekvence se prakticky bez omezení uplatňuje hydraulický regulátor otáček s nastavenou statikou 5 %). Předřazený elektronický regulátor výkonu turbíny však jeho vliv eliminuje a reguluje výkon turbíny na zadanou hodnotu (případně pro blok v primární regulací korigovanou odchylkou frekvence, ovšem jen v úzkém pásmu). Při poklesu frekvence nabírají turbogenerátory výkon bez ohledu na možnosti reaktoru a klesá tlak v hlavním parním korektoru (HPK). Korektor tlaku se snaží výkon TG omezit, aby se tlak páry zvýšil. Ale regulátor otáček naopak výkon TG zvyšuje a tak se pokles tlaku prohlubuje. Pokud nedojde k jeho stabilizaci, mohou zapůsobit ochrany a TG odstavit. Proto bylo rozhodnuto o provedení nutných úprav řídících a technologických systémů EDU.
6
Změny musely respektovat omezené realizační možnosti analogových řídících systémů a splňovat následující požadavky: 1. Hlavní regulovanou veličinou je frekvence elektrizační soustavy. 2. Regulátor otáček (frekvence) musí být proporcionální (z důvodů stability více zdrojů v ostrovní soustavě). 3. Přechod mezi regulačními režimy musí být automatický. 4. Nesmí být zrušeny potřebné korekční vazby na regulaci výkonu reaktoru zajišťující bezpečnost provozu. 5. Musí být doplněn informační systém bloku tak, aby měl operátor dostatek informací k ocenění stavu bloku a mohl bezpečně řídít blok i při velkých změnách frekvence. První dva požadavky byly splněny konstrukcí hydraulického regulátoru otáček turbíny. Pro splnění zbylých bylo rozhodnuto modifikovat SKŘ pouze minimálně, s tím část řídících zásahů bude realizovat obsluha bloku. Změny v řídících systémech spočívaly v instalace frekvenční automatiky (FREA), úpravách regulátorů turbíny, reaktoru, přepouštěcích stanic do kondenzátoru a průtoku napájecí vody. Schématicky jsou základní úpravy na následujícím obrázku: MEZE TG
N Zadaný výkon
MIN
PI regulátor výkonu
omezovač
P
korektor frekvence
korektor vakua
korektor tlaku +
PI regulátor tlaku
korektor tlaku -
poloha EHP
N MIN
*2
TPO
KTO OP
ARM d P HPK P HPKnom
fES
P HPK
MSO ručně
fES tlak p2
EHP
FREA 16
*1
PHK
*4
VS
FMM
IVS
*3
ruční ovládání ventil
*5 EHP
EHP 08
primární transformátor
MIN
RV
VS
sekundární transformátor
N … omezovač ruční
GTX
NT
VT
NT G
nTG
PHK
kondezátor
Obr. 8 Úprava regulátoru TVER (převzato z [26] ) Frekvenční relé FREA 16 vyhodnocuje odchylku frekvence napětí sítě od 50 Hz. Pokud ta překročí hodnotu 0.2 Hz a je zapnutý vývodový vypínač 400 kV, je to příznak vzniku ostrova a elektrárna přechází do režimu ostrovní provoz. Výstupem FREA 16 jsou tři signály : • Frekvence mimo meze (FMM). Při změně kmitočtu o ±0.15 Hz je obsluha upozorněna na nebezpečí velkých změn frekvence • Ostrovní provoz (OP). Při změně kmitočtu o ±0.2 Hz se aktivuje bez zpoždění automatické převedení regulace TG na otáčkovou regulaci (*2). Regulátor výkonu reaktoru se přepíná do režimu regulace tlaku (*1), aby sledoval případné změny TG. • Zregulování na vlastní spotřebu (VS) Při poklesu kmitočtu pod 47.9 Hz okamžitě, nebo při zvýšení kmitočtu nad 52.5 Hz se zpožděním 25 s (zohledňující odeznění přechodového jevu) jsou TG odepnuty od soustavy vývodovým vypínačem 400 kV (*5). 7
Regulaci v ostrovním režimu zajišťuje hydraulická část regulátoru TVER. Od signálu OP dochází k odpojení regulátoru výkonu (*2) a připojení korektoru tlaku ostrova (*3). Funkčnost ochran TG je zajištěna připojením mezí a nízkých parametrů přímo na hydraulický omezovač (*4). V ostrovním provozu je potřeba omezit velké a rychlé změny výkonu primárního zdroje a tak je část parní produkce odregulována pomocí přepouštěcích stanic do kondensátoru (PSK). Tato část výkonu je pak k dispozici pro kompenzaci rychlých změn zátěže ostrova a zabránění nepovolených změn výkonu reaktoru. Na klasických elektrárnách je tato funkce součástí speciálního regulátoru – tzv. regulátoru ostrovního provozu (ROP). Na EDU se automaticky pouze sníží hodnota otevíracího tlaku PSK při vzniku ostrova. Úplný přechod na regulaci tlaku páry pomocí PSK provádí obsluha ručně do 180 s od přechodu do ostrovního provozu podle provozního předpisu. Zvýšení podpory operátora elektrárny v ostrovním provozu je zajištěno signalizací na panelech blokové dozorny a v informačním systému. Důležitý pro obsluhu je podpůrný programu PpSP, který hlídá chování TG vůči žádané statické charakteristice 5 % a který vypočítává velikost výkonové rezervy v PSK (viz také [11] ). Druhý příklad je novější digitální regulátor s programovatelnou elektronickou částí. Jedná se elektrohydraulický systém skládající se z elektronického regulátoru a hydraulické části podle následujícího obrázku. NS
fS + +
Elektronická část regulace TG
Rychlé řízení ventilů
-
Σ
Regulátor výkonu
Regulátor ostrovního provozu
+ -
NZ pHPK -
+ Σ
pHPKZ
A Regulátor tlaku
N
Regulátor otáček
A N Ruční řízení
Regulace Omezovací tlaku
M I N
A
A
N
N
Hydraulická část regulace TG NS
fS
TG
A N Nepřifázováno
M I N
EHP
uRV uPSK
RŘV
OSTROV
Maximální otevření RV
funkce
pHPK
K
Obr. 9 Principiální schéma digitálního regulátoru (viz také [8] ) V tomto uspořádání neobsahuje hydraulická část čidlo otáček a vlastní regulátor otáček je implementován elektronicky. Provoz bloku v ostrovním provozu zajišťuje samostatná část regulátoru turbiny nazvaná regulátor ostrovního provozu - ROP. Do režimu ROP se blok přepíná opět frekvenčním relé při odchylce frekvence větší jak 200 mHz. Vlastní ROP je tvořen vlastním proporcionálním regulátorem otáček, větví základního otevření a omezovací regulací tlaku. Regulátor otáček má nastavitelné zesílení (statiku) a možnost omezení rychlosti změny výstupu v závislosti na tom, jestli je tlak regulován primárním zdrojem nebo Obvod proporcionální Obvod základního regulace otáček otevření RV přepouštěcími stanicemi PSK. Základní otevření zajišťuje tzv. Otevření n RV 3000 n beznárazové přepínání regulátoru z + + režimu regulace výkonu/tlaku do Základní Σ otevření Σ ROP. Omezovací regulace tlaku ∆n +RUČ působí při poklesech tlaku. V režimu + + T OSTROV A X A N Σ r ROP regulace primárního zdroje e 20 N n (reaktoru nebo kotle) přechází do d RUČ 1 A N regulace tlaku. Zjednodušené schéma regulátoru ostrovního je na Obr. 10 30% I (převzato z [24] ). Výstupní signál regulátoru BO Omezovací regulace tlaku + + ostrovního provozu je vytvářen Σ superpozicí základního otevření a p KTO + Σ výstupu proporcionální větve ∆p p regulace otáček, přičemž jeho MIN maximální hodnota může být omezena výstupem větve omezovací regulace od nízkého tlaku v HPK. Obr. 10 Ideové schématu regulátoru ostrovního provozu TG
TG
y
x
HPK
HPKž
HPK
8
Následující obrázek ukazuje příklad implementace ROP na JE Temelín (podle [16] ). Základní otevření ventilů x
RUČ
XXX %
-
+
AUT
XXX %
∑
Velká zátěž 1(2)SE83BOHILMSG
Frekvence sítě < 49,8 Hz Otáčky TG < 2988 ot/s
2991
Otáčky v pásmu 2988 -3012
x
-1
-1
1(2)SE83BOLOLMSG
1 3009
x
1
Malá zátěž
N
x y
y
-1
ZADEJ
O R
1(2)SB02S901
x
1
Frekvence sítě >50,2 Hz Otáčky TG > 3012 ot/s
Otáčky TG XXX /min
x
y
y
O R
1(2)SE83FREQOK
S
OSTROVNÍ REŽIM
S
1(2)SE83ISIALPS
R Rušení Ostrovního Režimu
N
R
O R
N
Základní otevření ventilů v RUČ A
Základní otevření ventilů TG XXX %
KONEC Vysmeknuto 1(2)SE83ASLN
Nepřifázováno 1(2)SE83BROPEN
1(2)SE83BO
Otáčky TG XXX /min
O R
1(2)SB02S901
RŘV
3000
1(2)SE83FVI
Porucha měř.otáček
-
Citlivost otevírání ventilů na změny otáček TG
1(2)SE83WSRBAD
x
+ ∑
0,017 %/s
x
PSK : Zavřeno
6 %/s A
AUT XXX %/ot RUČ Ruč XXX
N
20 %/s N
A
100%/s Klesající zátěž
N
A
ZADEJ
0,4 N
A
T R E N D
X
+ x
>0,1 <0,15
+
1(2)RA05P901TC
Žádaný P v HPK 1(2)CC019-01
XXX MPa
R
+
XXX MPa
P v HPK
_
∑
+
∑
x
S
MPa
30
105
100
1,2
+ ∑
X
[%]
M I N
M A X MIN Viz. obr.3.2-1
Výstupní signál Otáčkové regulační smyčky Ostrovního režimu [%]
1(2)SE83ISIOUT
Obr. 11 Zjednodušené schéma uspořádání ROP bloku ETE Žádané otevření ventilů TG se tvoří jako součet základního otevření a proporcionální regulace otáček. Tento součet je omezen shora signálem z omezovače tlaku v HPK. Z důvodů zajištění bezpečného provozu ETE v deficitních ostrovních soustavách je omezována také rychlost změny signálu z proporcionální regulace otáček.
9
U vodních turbín větších výkonů se používaly od 70.let 20.století rovněž elektrohydraulické regulátory (EHR) , jejichž dodavatelem byl tehdejší VÚAP Praha. Blokové schéma staršího provedení takového regulátoru typu A-ROT je zobrazeno na následujícím obrázku:
Obr. 12 Zjednodušené schéma elektro-hydraulického regulátoru vodní turbíny A-ROT (podle [30] ) V horní části obrázku je regulátor výkonu, který má čistě integrační charakter (s integrační časovou konstantou TZ). Jeho výstup je v obrázku označen jako „rychlý vstup“ vstupuje do zpětné vazby regulátoru otáček, který má strukturu, obvyklou pro vodní turbíny, jak lze zjistit porovnáním s modelem typického regulátoru na Obr. 12. Pro závislost žádané hodnotu otevření turbíny WY na regulační odchylce otáček lze při zanedbání derivační vazby (Tder=0) a za zjednodušujícího předpokladu K→ ∞ odvodit přenosovou funkci: ( 4) 1 + pTd k b P (1 + pTd P ) bP Regulátor má tedy proporcionální charakter se zesílením rovným obrácené hodnotě trvalé statiky bP. k Zároveň se vzhledem k členu ve jmenovateli chová jako setrvačný člen 1. řádu s časovou konstantou Td P , bP která dosahuje až stovek sekund. „Rychlý vstup“ z regulátoru výkonu se však dostává na výstup žádané hodnotu otevření turbíny WY prakticky bez zpoždění, takže oba regulátory mají rozdílnou dynamiku v souladu s požadavky,
které jsou na ně kladeny. Přepnutí z jednoho režimu regulace do druhého docházelo při vybočení frekvence z pásma 48.551 Hz. Frekvenční relé vypnulo vypínač v horní části obrázku a regulátor plynule (beznárazově) přešel do režimu proporcionální regulace otáček..
Obr. 13 Model typického regulátoru vodní turbíny (podle IEEE[31] ) 10
Porovnání parametrů obou regulátorů je v následující tabulce. Tab. 4 Systémové frekvenční odlehčování regulátor A-ROT Model IEEE regulátor PIDp
bP trvalá statika kP přechodná statika RP - permanent droop Rt transient droop k proporcionální bP trvalá statika
Td časová konstanta tlumení K –zesílení TR dashpot time constants Q servo gain TI integrační časová konstanta – TI≈Td * kP
zesílení - k≈1/ kP
V dnešní době je již většina původních regulátorů A-ROT na našich vodních elektrárnách nahrazeny novými regulátory ZAT/SAT, které mají v režimu regulace otáček strukturu ukázanou na následujícím obrázku: P f
k
bP
Generátor
+
Σ
+
1 pT I
Σ
+ Σ+
Žádané otevření turbíny Wy
+
f ZAD+b PP0
pTd
Obr. 14 Zjednodušené schéma PIDp1 regulátoru Regulátor měří svorkový výkon generátoru a frekvenci svorkového napětí a na výstupu má žádanou hodnotu otevření. Stacionární přenosová funkce (v ustáleném stavu) mezi výkonem generátoru a odchylkou frekvence je: P=P0- (f-fZAD)/bP ( 5) a odpovídá statické charakteristice výkonu podle rovnice ( 3). Hodnota P0 odpovídá velikosti svorkového výkonu generátoru po přechodu do ostrovního provozu. Dynamické vlastnosti regulátoru PIDp jsou obdobné jako u předchozích regulátorů, přičemž v posledním řádku Tab. 4 je ukázána přibližná ekvivalence mezi parametry.
1
Ve schématu je regulátor označen jako PIDp, přičemž poslední písmeno p ukazuje proporcionální charakter přenosu mezi výkonem a odchylkou frekvence nebo otáček
11
5. Vyhodnocení chování zdrojů ve velkých ostrovech Následující obrázky ukazují časový průběh regulačního děje po výpadku Itálie 28.9.2003 ( viz [8] stručně také Příloha 1) . 1.02
∆f [mHz]
p, N [pj]
250
∆fS odchylka frekvence sítě 1.01
125 pHPK tlak páry
1
0
0.99
-125
NS výkon generátoru
0.98
-250 NR výkon reaktoru
0.97 03:25
-375 03:35 t
03:30
Obr. 15 Časový průběh odezvy bloku s hydrodynamickou regulací po výpadku Itálie Z obrázku je vidět správná odezva výkonu generátoru NS na odchylku frekvence ∆f podle proporcionálního zákona v souladu s rovnicí ( 3). Analýzou závislosti výkonu turbíny s uvážením vlivu změny tlaku vychází trvalá statika δ vychází 11 % (po přepočtu na jmenovitý tlak páry). Vysoká hodnota (v srovnání s doporučnými 5%) je způsobena nelinearitou statické charakteristiky (závislosti mezi tlakem sekundárního oleje jako výstupem primárního transformátoru z Obr. 7 a výkonem TG), která je pro plný výkon plochá. V lineární části (pro menší výkony pod 95% jmenovité hodnoty) dosahuje statika požadovaných hodnot. Nárůst tlaku páry byl odregulován snížením výkonu reaktoru. Následující obrázek ukazuje časový průběh regulačního děje pro druhý příklad digitálního regulátoru. 1.02
∆n [mHz]
p, N [pj]
250
∆n odchylka otáček 1.01 1
125
pHPK tlak páry
0
NR výkon reaktoru
0.99
-125
0.98
-250
0.97
NS výkon generátoru
-375 otevření PS-K
0.96 28/9/03 3:25
28/9/03 3:30
t-500 28/9/03 3:35
Obr. 16 Časový průběh odezvy bloku s elektrohydraulickou regulací po výpadku Itálie Z obrázku je opět vidět počáteční odezva výkonu na odchylku otáček. Rovnice má v poměrných hodnotách tentokrát tvar: NS= NS0 - 100*(∆n+∆nBASE)/ δ ( 6) Trvalá statika δ vychází nyní 5%. Zadaná hodnota otáček je vlivem větve základního otevření posunuta o hodnotu ∆nBASE=0.0028 p.j- (8.4 ot/min nebo 140 mHz) nad jmenovitou hodnotu. V čase 3:32 byl reaktor přepnut v souladu s provozními předpisy do ruční regulace a regulaci tlaku převzaly přepouštěcí stanice PSK. Tlak páry byl tak rychle odregulování na jmenovitou hodnotu. 12
6. Vyhodnocení chování zdrojů v malém ostrově V této kapitole ukážeme tři příklady malých ostrovů. První je příklad přebytkového ostrova vytvořeného z r. Čebín -Slavětice po poruše dne 3.8.2006 ( viz [27] [28] -stručně také Příloha 2) . Vznik přebytkového ostrova byl doprovázen zvýšením frekvence 53 Hz. Jednotlivé turbíny EDU přešly do regulace otáček a adekvátně měnily výkon přivřením regulačních ventilů. Nadfrekvenční ochrana vypnula PVE Dalešice v souladu s frekvenčním plánem (při dosažení hodnoty 51.5 Hz) krátce po vzniku ostrova. Vlivem činnosti proporcionální regulace otáček se stabilizovala na 52.2 Hz - elektrárna Dukovany snížila svůj výkon z 1776 MW na 430 MW.
Obr. 17 Časový průběh frekvence při přechodu do ostrova V dalším průběhu došlo v 5. minutě ostrovního provozu k výpadku 3. reaktorového bloku zapůsobením technologické ochrany. Tento výpadek je vidět na následujícím obrázku sumárního výkonu EDU kresleného černou čarou (převzato z [26] ). 53
2000
52.8 1800
52.6 52.4
52
frekvence [Hz]
1600
výpadek výroby 90 MW
1400
výpadek zátěže 90 MW
51.8
Příprava na fázování
51.6 51.4
1200 1000
51.2 800
51 50.8
výkon [MW]
52.2
600
50.6 400
50.4 50.2
200
50 49.8 14:50
0
14:55
15:00
15:05
15:10
15:15
15:20
15:25
Obr. 18 Průběh frekvence a výkonu elektrárny Dukovany během ostrova (dle [26] ) Průběh výkonů ukazuje správnou činnost řídících systémů jako odezvu na odchylku frekvence ostrova. Na pokyn dispečera přenosové soustavy začala v 15:14 obsluha elektrárny snižovat výkon změnou základního otevření pomocí tlačítek +/- přes TPO (nejprve na jednom vybraný tzv. pilotním bloku a později pro urychlení procesu regulace frekvence ostrova na více blocích). Tyto regulační zásahy jsou vidět na průbězích otevření EHP i výkonu generátorů na Obr. 19. V čase 15:24:25 byla odchylka frekvence jen 0.2 Hz a dispečer přenosové soustavy mohl ostrov pomocí automatického fázovacího zařízení (synchrotaktu) přifázovat. Běžná hodnota nastavení přípustného skluzu ∆f v automatickém synchronizačním zařízení je ∆f = 250 mHz. 13
100 220 90
200
otevření EHP TG 4B
80
180
70
otevření EHP TG 4A
140
otevření [%]
výkon [MW]
160
60
120
výkon TG 4A
50
výkon TG 4B
100
40
80 30
60
20
40
10
20 0 14:50
14:55
15:00
15:05
15:10
15:15
15:20
0 15:30
15:25
Obr. 19 Změna výkonů a otevření EHP obou TG 4. bloku EDU v ostrovním provozu (dle [26] ) Za povšimnutí stojí činnost korektoru tlaku, která je patrná jako dočasné snížení otevření EHP po výpadku 3. reaktorového bloku v 14:52, kdy zbylé bloky přebraly výpadek a poklesl tlak páry v HPK. Druhý příklad ukazuje poruchu z 25.4.2001, kdy část přenosové soustavy tvořená r. 400 kV Výškov, Babylón, Bezděčín a Neznášov přešla do deficitního ostrova po zkratu na vedení V450 při současné revizi druhého vedení V453, jak ukazuje následující obrázek: FO CLER ∆t=0.5s
C3OPAB 254/54 MW
245/154 MW
G
280/260 MW TBAB
V450
V451
FSLG 2x vypnutí zkratu přechod do ostrova
C1VYS
TBEZ
C1BAB
přepnutí do reg.otáček
411 kV V470
88 MW
V452
TNEZ
C1BEZ
C3POR
G 50 MW
V453
C1NEZ
16
IGEN [p.j. ]
TEME3
14
PG [p.j. ] 12
3 10
FO
2
G
8
EME3
6
483/407 MW
4
1
23 MW 0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
-1 SU _C3EOPB [ % ]
-2 -3 -4
2
-5 0
2
1.zkrat
4
6
8
10
12
14
16
t[sec]
18
2.zkrat
t[sec]
FO
Obr. 20 Schéma ostrova s výsledky simulačního výpočtu Ostrovní provoz byl iniciován dvěma jednofázovými zkraty na vedení V450. Po druhém zkratu bylo vedení definitivně vypnuto, přičemž zobrazená část sítě přešla do ostrovního provozu. Jelikož ostrov byl deficitní (výroba na blocích EME3, Opatovice, Poříčí a v závodních elektrárnách byla menší než spotřeba), došlo k poklesu frekvence zobrazené ve střední části obrázku (výsledek simulačního výpočtu programem MODES). Frekvence je kreslena jako procentní odchylka od jmenovité hodnoty (1%=0.5 Hz). Blok EME3 přešel do regulace otáček. Vlivem frekvenčního odlehčení (FO) se frekvence zotavila na hodnotě kolem 51 Hz (údaje u odběrů jsou kresleny před poruchou/po působení FO) . Opatření podle frekvenčního plánu (frekvenční odlehčování zatížení a přepnutí do regulace otáček) tedy zajistilo stabilní přechod do ostrova a připravilo podmínky pro zpětné přifázování ostrova k soustavě. 14
Následující obrázek ukazuje měření frekvence a její derivace z pohledu závodní elektrárny Škoda Auto v Mladé Boleslavi, vyvedené do uzlové oblasti 110 kV Bezděčín.
Obr. 21 Průběh měření frekvence v Škoda Auto (podle [29] ) Po dosažení frekvence 49.56 Hz se elektrárna odpojila od sítě a vytvořila vlastní ostrov. Po zapůsobení dvou stupňů lokálního odlehčování se frekvence ostrova stabilizovala na přibližně 50.4 Hz. Na příkladu 1. ostrova, který předcházel vyhlášení stavu nouze dne 25.7.2006 ( viz [5] -stručně také Příloha 3) si ukážeme chování 4. bloku vodní elektrárny Orlík. P [MW]
df [Hz]
90.00
2 TG4
80.00 70.00 60.00 Pid 50.00 1 40.00
df
30.00 20.00 10.00
0 4: 0
0 12
:1
3: 0
12
:1
2: 0
0
0 12
:1
1: 0
0 :1
0: 0
12
12
:1
9: 0
0
0 12
:0
8: 0
0 :0
7: 0
12
12
:0
6: 0
0
0 12
:0
5: 0
0 12
:0
4: 0
0 :0
3: 0
12
12
:0
2: 0
0 12
:0
1: 0
12
:0
0: 0 :0 12
0
0
0
0.00
Obr. 22 Porovnání idealizovaného a měřeného průběhu výkonu blok VE Orlík Tečkovaně je kreslena idealizovaná statická odezva výkonu na odchylku frekvence df, která je kreslena tenkou modrou čarou. Skutečný průběh výkonu je kreslen tučnou čarami. Je vidět, že po vzniku ostrova reaguje blok na odchylku frekvence oproti statickému průběhu se zpožděním. Teprve asi 90 s po vzniku ostrova začíná sledovat idealizovanou odezvu. Tento průběh však je v souladu s fyzikálně technickými schopnostmi vodní turbíny v režimu proporcionální regulace otáček, kdy se blok zjednodušeně chová jako člen se zpožděním 1.řádu s časovou konstantou danou Td*kP/bP (viz ( 4)) nebo pro PIDp TI/bP. Pro běžné hodnoty nastavené TI pak vychází pro statiku 4% hodnota kolem 200s. Po pěti minutách po vzniku ostrova byla zřejmě změněna zadaná hodnota fZAD, což vedlo k snížení výkonu a urychlilo pokles frekvence k jmenovité hodnotě 50 Hz a proces zpětného přifázování ostrova. 15
7. Start ze tmy Jak již bylo řečeno v kap. 2 je ostrovní provoz využíván během tzv. startu ze tmy. V této kapitole si krátce popíšeme přípravné výpočty najetí vlastní spotřeby bloku 200 MW elektrárny Chvaletice z vodní elektrárny Orlík (podrobnosti jsou v [23] ). Následující obrázek ukazuje jednopólové schéma trasy z VE Orlík k rozvodně vlastní spotřeby. AM
AM
6.3 kV 15.75 kV 400
AM
ECHV_VS
471
T401
TÝNEC
400 kV ČECHY STŘED
20 8
EORL
001
15 kV
MILÍN
Obr. 23 Jednopólové schéma najížděcí trasy pro simulační výpočet rozběhu vlastní spotřeby Výpočty spočívají v kontrole toho, jestli při rozběhu jednotlivých pohonů vlastní spotřeby (VS) nedojde k vybočení napětí a frekvence z dovolených mezí. Tyto meze byly zvoleny podle následujících kritérií: 1. nesmí působit podpěťová ochrana na 6 kV vlastní spotřeby spouštěné elektrárny (1. st. U < 0.8 Un, t = 6 s, 2. st. U < 0.65 Un, t = 2 s) 2. odchylky frekvence nesmí překročit meze normálního provozu pro vodní turbíny, t.j. -1.5 až +0.5 Hz podle Frekvenčního plánu (Tab. 2). Regulace turbíny pracovala v režimu proporcionální regulace otáček. Následující obrázek ukazuje průběh skluzu generátoru (odchylku otáček od jmenovité hodnoty přepočítanou na mHz). SG_EORL2[ mHz]
200 0 0
100
200
300
400
500
600
-200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400 -1600
t[s]
Obr. 24 Průběh skluzu generátoru při rozběhu VS Z průběhů je vidět, že frekvenční kritérium je splněn. Největší odchylka frekvence nedosahuje dovoleného poklesu -1.5 Hz. Největší pokles frekvence je během rozběhu kouřového ventilátoru o výkonu 4.2 MW. Rovněž napětí se při simulovaném rozběhu udržovalo v dovolených mezích, takže blok VE Orlík by měl být schopný najet VS tepelné elektrárny přes vydělenou část přenosové sosutavy.
16
8. Závěr 1. Udržování výkonové rovnováhy je v ostrovním režimu lokální funkcí především turbín v ostrově. 2. Proto se podle Frekvenčního plánu (platného pro všechny zdroje bez ohledu kam jsou vyvedeny) přepínají regulátory turbín do režimu proporcionální regulace otáček. 3. Správně fungující proporcionální regulace otáček zajistí stabilní přechod do přebytkového ostrova 4. V případě, že existuje dostatečná výkonová rezerva může proporcionální regulace otáček zajistit i přechod do deficitního ostrova 5. V případě, že je deficit výkonu (rozdíl mezi výkonem turbín a zatížením ostrovní části sítě před vznikem ostrova) větší než výkonová rezerva zdrojů v ostrově (sumární rozdíl maximálního výkonu turbín a jejich výkonu před vznikem ostrova) frekvence v ostrově klesá a po dosažení 49 Hz dojde k působení automatického odlehčování zatížení. 6. Vlastní ostrovní provoz je obvykle při nejmenovité frekvenci, což je dáno proporcionálním charakterem otáčkové regulace (podle statických charakteristik). 7. Odchylku frekvence ostrova je nutno odregulovat do pásma vhodného pro zpětné přifázování ostrova ke zbytku soustavy (obvykle ∆f = ±250 mHz). Odregulování provádí obsluhy elektráren na pokyn dispečera přenosové soustavy změnou základního otevření, čímž posouvají polohu statické charakteristiky turbína nahoru nebo dolů (viz Obr. 6). 8. Zpětné fázování ostrova se uskutečňuje pomocí automatického fázovacího zařízení (synchrotaktu), který provede kontrolu fázovacích podmínek (∆f , ∆U a ∆φ ) a zajistí beznárazové fázování (při ∆φ →0). 9. Schopnost ostrovního provozu elektrárenských bloků není samozřejmou vlastností regulačních systémů a musí být pečlivě zajištěna technickými a organizačními opatřeními na straně elektráren. 10. K tomu je provozovatel přenosové soustavy motivuje tím, že vykupuje placenou podpůrnou službou Schopnost ostrovního provozu, která musí být prokázána certifikačními zkouškami. 11. Každý případ přechodu do ostrovního provozu je analyzován. Podle návrhu aktualizovaného Kodexu PS (pro r. 2008) by měly elektrárny doložit správné fungování krátkou zprávou. 12. Správná funkce regulačních systémů i technologie bloků v ostrovním provozu je základním předpokladem pro zvládnutí poruch a zabránění jejich šíření do výpadků napájení (blackout)
17
Reference [1] K.Máslo: Řízení frekvence - bilance činných výkonů v ES, přednáška k předmětu Řízení ES na VŠB TU Ostrava, dostupná na http://fei1.vsb.cz/kat451/studium/f_studium.htm Studijní materiály/Řízení ES [2] Kodex PS –část I. Základní podmínky pro užívání přenosové soustavy, dostupný na http://www.ceps.cz [3] Kodex PS –část V. Bezpečnost provozu a kvalita na úrovni PS, dostupný na http://www.ceps.cz [4] K.Máslo: Příčiny a následky velkých výpadků v dodávkách elektřiny, Energetika č.7/2005 [5] K. Máslo: Popis poruch v přenosové soustavě ČR, vzniklých 25. 7. 2006, Energetika č.8-9/2006 [6] K. Máslo: Zpráva o systémové poruše v propojení UCTE, k níž došlo 4.11.2006, Energetika č.12/2006 [7] K. Máslo: Rozpad synchronního propojené sítí UCTE z pohledu dynamické stability elektrizační soustavy, Energetika č.6/2007 [8] 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 [9] K.Máslo, S.Vnoucek, J.Fantík: Unit black start and power system restoration , the International Symposium MEPS'96, Wroclaw, Poland, 1996 [10] P.Švejnar, K.Máslo, S.Vnouček: Spuštění elektrárenského bloku ze stavu bez napětí a obnova napětí v ES, Energetika č. 2/97 [11] I.Petružela, Z.Piroutek, K. Máslo: Sowtfarová podpora provozu jaderné elektrárny v ostrovním provozu, sborník mezinárodního kolokvia Vybrané problémy řízení ES pořádaného EGÚ Praha, Praha 1997 [12] K.Máslo, I.Petruzela, J.Piroutek: Nuclear power plant in island operation, presented at the UPEC 1997, Manchester, England [13] K.Máslo, J.Fantík, Electromechanical and electromagnetic phenomena during power system restoration, the IXth Int. Scientific Conf. EE '98, St.Lesná [14] K.Máslo: Provoz a fázování ostrovů, odborný seminář Aktuální otázky a vybrané problémy řízení ES, Poděbrady 1999 [15] K.Máslo, J.Anděl: Ostrovní provozy, 5. seminář E2001 Systémové a podpůrné služby, Praha 2001 [16] I. Petružela, J. Kurka, J. Hledík, M. Bíca, K. Máslo: Provoz JE Temelín v reálné ostrovní soustavě, 5. mezinárodní konference Automatizace energetických procesů, Zlín květen 2002 [17] A. Borghetti, M. Paolone, K. Maslo, I.Petružela, S. Spelta: Steam unit and gas turbine power station reliable control for network black-start-up, konferenci IEEE PowerTech’2003 Bologna Italy [18] K. Máslo, C.A.Nucci, A. Borghetti, I.Petružela: Power System Dynamics During Large Power Imbalance Phenomena, the 12th IEEE Mediterranean Electrotechnical Conference - MELECON, Dubrovník May 2004 [19] K. Máslo : Model a testování ostrovního provozu paroplynového cyklu, sborník III. Mezinárodního vědeckého symposia Elektroenergetika, St.Lesná, září 2005 [20] K.Máslo, K. Witner, L. Kočiš, M.Švancar: Výpočet přechodných dějů při zkoušce rozběhu vlastní spotřeby JE, 6. mezinárodní vědecká konference Electric Power Engineering 2005, Dlouhé Stráně červen 2005 [21] K. Máslo, K.Witner: Rozběh vlastní spotřeby elektrárny ze tmy, Sborník konference ELEN 2006 pořádané ČVUT , Praha září 2006 [22] J.Šulc, K.Witner, K.Máslo, A.Kasembe, J.Hradecký: Možnost provozu ostrovní soustavy v oblasti Prahy, Energetika č.7/2006 [23] K. Máslo, K. Witner, A. Kasembe, L. Kočiš, M. Švancar: Výpočet přechodných dějů při startu ze tmy z elektrárny Orlík, 7.mezinárodní konference Electric Power Engineering, Dlouhé Stráně červen 2007 [24] I. Petružela.: Poznatky z velkých poruch elektrizačních soustav, Časopis Energetika 6/2006 [25] J.Kozák: Elektromechanické přechodné děje v ES, diplomová práce ČVUT FEL Praha, Katedra výroby a rozvodu el.energie 1985 [26] I. Petružela.: Rozbor provozu JE Dukovany v ostrovní soustavě Čebín – Slavětice 3.8.2006, Časopis Energetika 6/2006 [27] K. Máslo: Dynamický model ES - použití v dispečerském tréninkovém simulátoru, seminář Aktuální otázky a vybrané problémy řízení ES, Poděbrady listopad 2006 [28] K. Máslo : Systémové poruchy v elektrizační soustavě - technicko fyzikální pohled, 7.mezinárodní konference Electric Power Engineering, Dlouhé Stráně červen 2007 [29] M.Švec, M.Minařík: Poruchové stavy v distribuční soustavě a jejich analýza, konference ČK CIRED, Tábor 2007 [30] Inventarizace technických vlastností vodních a přečerpávacích elektráren, Technická zpráva ORGREZ Brno, 1991 [31] IEEE Working Group Report: Hydraulic Turbine and Turbine Control Models for System Dynamic Studies; IEEE PAS No1;1992 Pozn. Tučně vytištěné články jsou dostupné také na webových stránkách www.modesinfo.com /Tutorial 18
Příloha 1 Výpadek Itálie 1 Popis • • • • •
V noci na 28.9.2003 dovážela Itálie 6651 MW. Vlivem vysokého zatížení vedení 380 kV Lavorgo – Mettlen ve Švýcarsku došlo k zvětšení průhybu lan a kontaktu na stromy v koridoru Vedení se nepodařilo znovu zapnout Švýcarský provozovatel žádá a snížení importu o 300 MW, což italský provozovatel do 10 minut provedl Výpadek dalšího vedení – opět zkratem – pak následuje lavinovitý výpadek hraničních vedení Itálie a oddělení od zbytku soustavy UCTE, jak ukazuje obrázek Mettlen
Airolo
FRANCIE
Sils Lavorgo
RAKOUSKO
Robbia
Ponte
Gorduno Sondrio
Avise
Albertville
Pallanzeno
Valpelline
Malta
Lienz
Soazza
Moerel
Riddes
ŠVÝCARSKO
Soverzene
Mese
Divaca
Redipuglia
Musignano
Planais Padriciano
SLOVINSKO
Rondissone Villarodin
Venaus
Le Broc-Carros
Camporosso
Oddělení od zbytku UCTE
2 Příčiny • Neúspěšné opětné zapnutí vedení po trvajícím jednofázovém zkratu (kontakt lana na vegetaci) • Nerozpoznání urgentní situace při přetížení vedení a nedostatečné opatření pro jeho odlehčení (snížení importu jen o 300 MW byla nedostatečná – PVE s výkonem kolem 3000 MW byly ponechány v režimu čerpání). • Napěťový kolaps a ztráta statické stability po přechodu Itálie do ostrovního provozu což vedlo k blackoutu. • Nedostatečné provádění údržby koridorů – ořezávání stromů pro udržování bezpečné vzdálenosti od vodičů. • Řada bloků nezvládla přechod do ostrovního provozu a byla předčasně vypnuta jak ukazuje následující tabulka (přejato z [24] ): Výpadek Hlavní příčina výpadku
Před poklesem f na 47.5 Hz
při přechodu na VS
celkem
počet bloků
výkon [MW]
počet bloků
výkon [MW]
počet bloků
výkon
Výpadek kotle
0
0
3
899
3
899
Vysoká teplota kouřových plynů
2
306
0
0
2
306
Ztráta buzení
1
119
1
635
2
754
Ztráta synchronního chodu
1
163
0
0
1
163
Výpadek turbíny
6
714
7
580
13
1294
Zapůsobení podfrekvenční ochrany
5
630
26
4760
31
5390
Zapůsobení impedanční ochrany
1
90
2
382
3
472
Zapůsobení podpěťové ochrany
1
405
0
0
1
405
Jiné příčiny
4
782
2
459
6
1241
Celkem
21
3209
41
7715
62
10924
3 Následky • Obnova soustavy trvala v průměru od 8-16 hodin • některé části jižní Itálie byly bez elektřiny až 3 dny. • postiženo 57 mil. lidí 19
Příloha 2 Vznik ostrova Čebín -Slavětice 3.8.2006 1 Popis • • • • • • • • •
Rozvodna Sokolnice se nacházela v rekonstrukci a některé prvky byly zapojeny náhradním způsobem Vývod linky V417 byl v náhradním provozu a vlastní pole bylo uzemněno odpojovači kvůli revizi vypínače Současně byla vyřazená rozdílová ochrana přípojnic a automatika selhání vypínače. V této provozně nestandardní situaci byla provedena chybná manipulace - zapnutí přípojnicového odpojovače vývodu V417, přičemž ve stejném poli byly zapnuté zemnící nože Vzhledem k vyřazené rozdílové ochraně přípojnic došlo k vypnutí zkratu až později působením ochran na druhých stranách odchozích vedení Dlouhotrvajícím zkratem byla narušena stabilita blízkých zdrojů (EDU a EDA), na to reagovaly ochrany vedení V433 a V433 Tímto vypnutím se rozvodny Čebín a Slavětice dostaly do ostrovního provozu – viz fialová část na následujícím obrázku Přechod do ostrova byl úspěšný a nedošlo k napěťovému ani frekvenčnímu kolapsu. Po půlhodině byl ostrov přifázován zpět k ES.
DE
PL
400 kV 220 kV
~ ~
~
~
- vypnuto
~
V226
V209
~
~
V475
~~
~
Čebín
V422
ETE
V423
EDA EDU
~ ~ Slavětice V433
V435
Sokolnice
V417
V436
AP
V424
V437
SK
V497
2 Příčiny Souběh chybné manipulace při nestandardním zapojení sítě 3 Následky • •
•
Následné výpadky napájecích transformátorů po vzniku ostrova v rozvodnách společnosti E.ON způsobily omezení spotřeby elektřiny na Jihlavsku a Žďársku (přibližně kolem 400 MW) Vzhledem k tomu, že ostrov byl přebytkový došlo činností otáčkové regulace k snížení výkonu elektráren podle následující tabulky (VE odstaveny v souladu s Frekvenčním plánem) Elektrárna
Výkon před poruchou [MW]
Výkon těsně po poruše [MW]
Dukovany
1774
430
VE Dalešice
100
0
Hodonín
36
6
VE Vranov
10
0
VE Vír
6
0
Během ostrova vypadl 3 reaktorový blok EDU zapůsobením technologické ochrany 20
Příloha 3 Vznik 1. ostrova 25.7.2006 1 Popis • • • • • • • •
na začátku dne 25. 7. 2006 byla z důvodů oprav a revizí vypnuta v přenosové soustavě ČR vedení V441, V404, V209, V207 a V244 –viz Obr. již v 9 hodin ráno dosáhly (podle měření v rozvodně Chodov) 33,5 oC a denní průměr byl 27 oC změny sald jednotlivých regulačních oblastí spolu s výpadky vedení mimo přenosovou soustavu ČR způsobily, že obvyklý tranzitní tok činných výkonů přes ČR ze severu na jih se zmenšil přibližně o 300 MW, tok ve směru východ – západ se naopak zvětšil přibližně o 400 MW tato situace způsobila přetěžování vedení V415 Čechy střed – Chodov, které bylo v 11:10:49 vypnuto v 12:01 bylo vedení V420 Hradec-západ - Mírovka vypnuto ochranou po jednofázovém zkratu způsobeném pádem lana na zem v 12:07 bylo vedení V402 Krasíkov – Prosenice vypnuto dispečerem z důvodu požáru vazební tlumivky v 12:07 bylo vedení V203 Opočinek – Sokolnice vypnuto distančními ochranami z důvodů kyvů způsobených asynchronním chodem Tímto vypnutím přešla část přenosové soustavy, označená na obrázku modře, do ostrovního provozu.
EPRU1, ET U
C hotějovice
~
ETI2, PVR
~
Babyló n
~
EME3
~
~
Hradec
Bezděčín
EPO
Vítkov
Výškov
Neznášov
Čechy Střed
ECHV
~ Týnec
~
EDS G1,2
V415 K rasíko v
V420 Opočínek
Přeštice
~ EORK ~
V402
V203
~
2 Příčiny • • • •
Extrémní klimatické podmínky v celé Evropě způsobené dlouhotrvajícím vedrem. Změna tranzitních toků přes přenosovou soustavu ČR způsobená fungováním vnitřní evropského trhu s elektřinou i výpadky vedení v zahraničí. Výpadek vedení V420 Hradec-Mírovka – rozpojení fázového lana. Destrukce vysokofrekvenční tlumivky v rozvodnách Čechy Střed a Krasíkov – překročení jmenovité zatížitelnosti při vysoké teplotě okolí.
3 Následky • •
1.ostrov se podařilo v krátké době přifázovat, ale situace v PS se nelepšila a po hodině došlo k dalšímu ostrovnímu provozu v 14:00 byl vyhlášen stav nouze a zároveň regulační stupně 2, 3, 4 a 5 s cílem snížit tuzemskou spotřebu. Tímto opatřením byl řízeně snížen výkon odběratelů o cca 600 MW. Nedošlo tedy ke ztrátě napájení odběratelů, ale ke kontrolovanému snížení zatížení 21
