Bibliografická citace práce: PROKOP, O. Analýza provozu sítě po připojení jaderného bloku velkého výkonu. Diplomová práce. Brno: Ústav elektroenergetiky FEKT VUT v Brně, 2016, 73 stran. Jako autor uvedené diplomové (bakalářské) práce dále prohlašuji, že v souvislosti s vytvořením této diplomové (bakalářské) práce jsem neporušil autorská práva třetích osob, zejména jsem nezasáhl nedovoleným způsobem do cizích autorských práv osobnostních a jsem si plně vědom následků porušení ustanovení 11 a následujících autorského zákona č. 121/2000 Sb., včetně možných trestněprávních důsledků vyplývajících z ustanovení části druhé, hlavy VI. Díl 4 Trestního zákoníku č. 40/2009 Sb.
Abstrakt 4 ABSTRAKT Práce se zabývá analýzou provozu uzlu sítě po připojení jaderného bloku. Cílem diplomové práce je popsat vliv síťových poruch na blok jaderné elektrárny. Práce řeší tři základní problémy: Vliv zkratu a výkonové nerovnováhy v síti na synchronní generátor jaderné elektrárny a její provoz v ostrovní síti. Práce je zaměřena zejména na blok jaderné elektrárny. V případě poruchy v síti je nutné sledovat další bloky v modelu a jejich ochrany, protože výpadek bloku by mohl způsobit rozpad soustavy. Pro účely simulace je vytvořen testovací model elektrizační soustavy. Model byl optimalizován v programu LUG, který slouží pro výpočet elektrických síti. Simulace dynamických dějů je provedena v programu MODES. Jednotlivé poruchy jsou nastaveny pomocí scénářů. Výsledky jsou generovány do výstupních souborů, ze kterých byla vytvořena analýza vlivu síťových poruch na synchronní generátor jaderné elektrárny. Schopnost synchronního generátoru obnovit původní rovnovážný stav nebo zaujmout nový rovnovážný stav při změnách provozních parametrů sítě je jednou z nejdůležitější vlastností bezpečného a spolehlivého provozu sítě. Při zkratu vzniká tlumený přechodný děj. Prodloužením doby trvání zkratu vzrůstá amplituda přechodného děje. Nebezpečí ztráty stability synchronního generátoru se zvyšuje. Proto se určuje mezní doba trvání zkratu, při které nedojde ke ztrátě stability. Mezní doba trvání zkratu pro zkoumaný generátor je dostatečná pro vypnutí zkratu ochranami (v nejhorším případě 0,8 s). Například v porovnání s vodními elektrárnami je výrazně delší. Na výkonovou nerovnováhu v síti reaguje jaderný blok stabilním přechodem do nového provozního stavu. Modely ostatních elektráren byly navrženy s vysokou spolehlivostí a tak v případě těchto poruch nedojde k jejich výpadku a nedojde k rozpadu soustavy. Vznik ostrovní sítě je doprovázen silnými proudovými rázy. Bloky musí být odolné proti těmto rázům. V ostrovním provozu často dochází k rychlým změnám elektrických parametrů. Proto bloky musí reagovat na tyto změny co nejrychleji a co možná v nejširších mezích. Pro tento účel se používá regulátor ostrovního provozu. V případě přebytkového ostrova lze u parních elektráren využít přepouštěcí stanici do kondenzátoru. Tento režim je velkou výhodou parních elektráren, které jsou tak schopné rychle reagovat na změny zatížení. Hlavním výsledkem práce je chování synchronního bloku jaderné elektrárny při různých poruchách v síti. Na základě zjištěných údajů lze konstatovat, že zkoumaný blok jaderné elektrárny je vysoce stabilní vůči poruchám v síti. Výsledky této práce umožňují pokračování v tomto tématu využitím reálného modelu sítě a reálného modelu bloku. KLÍČOVÁ SLOVA: Dynamická stabilita; Elektrizační soustava; Jaderná elektrárna; MODES; Ostrovní síť; Výpadek bloku; Zkrat
Abstract 5 ABSTRACT The thesis deals with the analysis of the grid node operation after the connection the nuclear unit. The aim of the master s thesis is to describe the influence of network s faults to a nuclear unit. Thesis is dealing with three fundamental problems. An influence of short circuits and power imbalance on the synchronous generator of nuclear power plant and its operation of the island network. The thesis is focused especially on the nuclear unit. However, in the case of any failure in the network, it s necessary to check other units and their protections in the test system because unit failure could cause the disintegration of the power network. For the purposes of the simulation a test system of the power network has been developed. The test system was optimized in the LUG software, which is used to calculate the power network. Transient simulations are performed in the MODES software. Single faults are configured with scenarios. Results are generated into output files. Analysis of influence network s faults on the synchronous generator of nuclear power plants. The ability of the synchronous generator to restore the primary steady state or hold the new steady state during changes in operating parameters of the network is one of the important parts of the safe and reliable operation of the power network. During the short circuit the damped transient actions occur. With the extension of the short circuit duration, the amplitude of the transient action increases. The risk of the stability loss of a synchronous generator increases. Therefore, the critical clearing time of a short circuit is being defined, which is the time when there is not any loss of stability. Critical clearing time of research generator is sufficient to turn off the short circuit with the help of its protection (the worst case is 0,8 s). For example, by comparison with the hydroelectric power plant, the critical clearing time is much longer. Models of other power plants have been designed with high reliability so in the case of these faults, it doesn t cause the disintegration of the power network. Creation of island grid is characterized by strong current surges. Units must be resistant to these surges. In the island grid fast changes of the electrical parameters often occurs. Therefore, units must respond to these changes as quickly as possible and in the broadest limits. For this purpose an island operation regulator is being used. In the case of surplus island grid in steam power plants a dump condenser can be used. This is an important ability of steam power plants because the units are able to react quickly to changes of electrical parameters in island grid. The main result of this thesis is the behavior of the nuclear power plant during various faults in the power network. Researched generator of the nuclear power plant is highly stable against faults in the power network based on the findings. The results allow to continue in this topic with real network and real unit of nuclear power plant. KEY WORDS: Transient stability; Power system; Nuclear power plant; MODES, Island grid; Power plant disconnection; Short circuit
Obsah 6 OBSAH SEZNAM OBRÁZKŮ... 8 SEZNAM TABULEK... 10 SEZNAM SYMBOLŮ A ZKRATEK... 11 1 ÚVOD... 13 2 ANALÝZA ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY... 14 2.1 MATEMATICKÝ MODEL USTÁLENÉHO CHODU ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY... 14 2.1.1 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU JAKO LINEÁRNÍ ÚLOHA... 14 2.1.2 VÝPOČET USTÁLENÉHO CHODU JAKO NELINEÁRNÍ ÚLOHA... 15 2.2 KLASIFIKACE UZLŮ... 20 3 ŘÍZENÍ FREKVENCE A ČINNÉHO VÝKONU V SÍTI... 21 3.1 FREKVENČNÍ CHARAKTERISTIKY ZATÍŽENÍ... 22 3.2 FREKVENČNÍ CHARAKTERISTIKY GENERÁTORŮ... 23 3.3 STATICKÁ CHARAKTERISTIKA ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY... 24 3.4 REGULACE FREKVENCE A ČINNÝCH VÝKONŮ... 24 3.4.1 PRIMÁRNÍ REGULACE FREKVENCE... 25 3.4.2 SEKUNDÁRNÍ REGULACE... 25 3.5 REGULACE PARNÍ TURBÍNY... 26 4 ŘÍZENÍ NAPĚTÍ A JALOVÉHO VÝKONU V SÍTI... 27 4.1 BUDÍCÍ SYSTÉMY SYNCHRONNÍCH GENERÁTORŮ... 28 4.2 OPATŘENÍ PROTI POKLESU A VZRŮSTU NAPĚTÍ... 28 4.2.1 ELEKTRÁRNY... 28 4.2.2 TRANSFORMÁTORY... 28 4.2.3 KOMPENZAČNÍ PROSTŘEDKY... 29 4.2.4 MIMOŘÁDNÉ PROSTŘEDKY... 29 5 PŘECHODNÉ DĚJE... 30 5.1 VLNOVÉ PŘECHODNÉ DĚJE... 30 5.2 ELEKTROMAGNETICKÉ PŘECHODNÉ DĚJE... 30 5.3 ELEKTROMECHANICKÉ PŘECHODNÉ DĚJE... 31 5.4 PŘECHODNÉ DĚJE V OBVODECH SYNCHRONNÍHO STROJE... 31 6 STABILITA ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY... 32 6.1 ÚHLOVÁ STABILITA PŘECHODNÁ... 33 6.1.1 VLIVY RŮZNÝCH ČINITELŮ NA STABILITU SYNCHRONNÍHO STROJE... 36 6.2 FREKVENČNÍ STABILITA... 37 7 OSTROVNÍ PROVOZ... 39 7.1 JADERNÉ ELEKTRÁRNY V OSTROVNÍM PROVOZU... 39 7.2 ROZPAD PROPOJENÍ UCTE V ROCE 2006... 40
Obsah 7 8 VÝPOČETNÍ SOFTWARE... 42 8.1 LUG... 42 8.2 MODES... 42 8.2.1 MODELOVÁNÍ PRVKŮ ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY... 43 9 NÁVRH SÍTĚ... 45 9.1 PARAMETRY MODELU... 45 9.2 NASTAVENÍ CHRÁNĚNÍ... 48 9.3 PARAMETRY ZÁTĚŽE... 49 10 ANALÝZA MODELU SÍTĚ... 50 10.1.1 VLIV ZKRATU NA STABILITU SYNCHRONNÍHO STROJE... 51 10.1.2 VLIV ZMĚNY VÝROBY NA STABILITU SYNCHRONNÍHO STROJE... 55 10.1.3 OSTROVNÍ PROVOZ... 59 11 ZÁVĚR... 65 11.1 ZÁVĚRY PRÁCE A JEJÍ PŘÍNOS... 66 11.2 NÁVRH DALŠÍHO POSTUPU... 66 POUŽITÁ LITERATURA... 67 PŘÍLOHY... 69
Seznam obrázků 8 SEZNAM OBRÁZKŮ Obrázek 1 Příklad jednoduché sítě [4]... 14 Obrázek 2 Algoritmus Gauss-Seidlovy metody [4]... 16 Obrázek 3 Algoritmus Newton-Rhapsonovy metody [6]... 19 Obrázek 4 Statické charakteristiky zátěže jako funkce U [9]... 21 Obrázek 5 Frekvenční charakteristika zátěže [3]... 22 Obrázek 6 Frekvenční charakteristika generátoru [3]... 23 Obrázek 7 Statické charakteristiky ES: Změny výkonu zdrojů [10]... 24 Obrázek 8 Statické charakteristiky ES: Změny výkonu spotřeby [10]... 24 Obrázek 9 Kvazistacionární odchylka frekvence [3]... 25 Obrázek 10 Ideové schéma regulace napětí a jalového výkonu [15]... 27 Obrázek 11 Časový rozsah přechodných dějů v elektrizační soustavě [1]... 30 Obrázek 12 Zjednodušené rozdělení stability ES [1]... 32 Obrázek 13 a) Schéma soustavy, b) náhradní schéma soustavy se dvěma vedeními [8]... 33 Obrázek 14 Výkonová charakteristika synchronního generátoru[1]... 33 Obrázek 15 Náhradní schéma soustavy s jedním vedením [8]... 33 Obrázek 16 Výkonové charakteristiky stroje při výpadku jednoho z vedení [1]... 34 Obrázek 17 Trojfázový zkrat na jednom ze dvou paralelních vedení [8]... 35 Obrázek 18 Stabilita stroje při zkratu na vedení [1]... 35 Obrázek 19 Časové průběhy elektrických veličin při zkratu pro nestabilní případ [1]... 36 Obrázek 20 Náhradní schéma pro různé druhy zkratů v soustavě [8]... 37 Obrázek 21 Rozpad propojení UCTE s přibližným znázorněním jednotlivých ostrovů [20]... 40 Obrázek 22 Frekvence po rozpadu sítě na tři vydělené části [20]... 41 Obrázek 23 Průběh frekvence při resynchronizaci [20]... 41 Obrázek 24 Blokové schéma modelu primárního okruhu a parogenerátoru [23]... 44 Obrázek 25 Schéma navržené sítě... 45 Obrázek 26 Průběhy elektrických veličin vyšetřovaného generátoru při vypnutí vedení V403.. 50 Obrázek 27 Průběhy elektrických veličin vyšetřovaného generátoru při zkratu na začátku vedení V403... 52 Obrázek 28 Průběh frekvence při zkratu na začátku vedení V403... 52 Obrázek 29 Průběhy elektrických veličin vyšetřovaného generátoru při zkratu v polovině vedení V410... 53 Obrázek 30 Průběhy elektrických veličin vyšetřovaného generátoru při zkratu na transformátoru T1-A... 54
Seznam obrázků 9 Obrázek 31 Hledání mezní doby zkratu vyšetřovaného generátoru na vedení na konci vedení V403... 55 Obrázek 32 Průběhy mechanického výkonu turbín jednotlivých bloků elektráren při výpadku elektrárny E6... 56 Obrázek 33 Průběh frekvence v uzlu N403 a skluzu zkoumaného generátoru při výpadku elektrárny E6... 56 Obrázek 34 Průběhy výkonů turbín jednotlivých elektráren při výpadku elektrárny E3... 57 Obrázek 35 Průběh frekvence po výpadku elektrárny E3... 58 Obrázek 36 Průběhy elektrických veličin po výpadku elektrárny E6... 58 Obrázek 37 Samoregulační efekt zátěže a frekvenční odlehčování v uzlu N401... 59 Obrázek 38 Schéma vydělené části sítě... 59 Obrázek 39 Průběh frekvence v deficitní ostrovní síti... 60 Obrázek 40 Průběhy výkonů turbín v deficitní ostrovní síti a tlak páry na vstupu do turbíny... 60 Obrázek 41 Elektrické parametry vyšetřovaného generátoru při přechodu do deficitního ostrovního provozu... 61 Obrázek 42 Průběh frekvence fázování obou ostrovů (deficitní ostrov)... 61 Obrázek 43 Průběhy elektrických veličin vyšetřovaného generátoru při fázování ostrovů (deficitní ostrov)... 62 Obrázek 44 Průběh frekvence v přebytkovém ostrově... 62 Obrázek 45 Průběhy výkonů turbín v přebytkovém ostrově a tlak páry na vstupu do turbíny... 63 Obrázek 46 Elektrické parametry vyšetřovaného generátoru při přechodu do přebytkového ostrovního provozu... 63 Obrázek 47 Průběh frekvence fázování obou ostrovů... 64 Obrázek 48 Průběhy elektrických veličin vyšetřovaného generátoru při fázování ostrovů... 64 Obrázek 49 Průběhy výkonů turbín jednotlivých elektráren po zvýšení zatížení... 73 Obrázek 50 Průběh frekvence po zvýšení zatížení... 73
Seznam tabulek 10 SEZNAM TABULEK Tabulka 1 Dovolené toleranční hodnoty napětí [14]... 27 Tabulka 2 Vymezení frekvence v Hz pro pásma provozu [14]... 38 Tabulka 3 Systémové frekvenční odlehčování [14]... 38 Tabulka 4 Parametry vedení na jednotku délky... 46 Tabulka 5 Parametry uzlů sítě... 46 Tabulka 6 Parametry vedení... 47 Tabulka 7 Parametry transformátorů... 47 Tabulka 8 Parametry elektráren... 48 Tabulka 9 Nastavení ochran generátorů [23]... 49 Tabulka 10 Typy jednotlivých zátěží... 49 Tabulka 11 Napětí v uzlech při ustáleném chodu sítě... 69 Tabulka 12 Výkonové toky, ztráty a zatížení transformátorů... 69 Tabulka 13 Výkonové toky, ztráty a zatížení jednotlivých vedení... 70 Tabulka 14 Salda předávaných výkonů mezi jednotlivými oblastmi... 70 Tabulka 15 Ustálené hodnoty zkoumaného jaderného bloku elektrárny E2... 70 Tabulka 16 Velikost napětí a jeho úhel při posuzování kritéria N-1... 71 Tabulka 17 Výkonové toky, ztráty a transformátorů při posuzování kritéria N-1... 71 Tabulka 18 Výkonové toky, ztráty a zatížení vedení při posuzování kritéria N-1... 72
Seznam symbolů a zkratek 11 SEZNAM SYMBOLŮ A ZKRATEK ČEPS ČR EDU ENTSO-E ES ETE FACTS HPK HRT IEEE JE Provozovatel české přenosové soustavy Česká republika Elektrárna Dukovany European network of transmission system operators for elektricity (Evropská sít provozovatelů přenosových soustav) Elektrizační soustava Elektrárna Temelín Střídavé přenosové systémy zlepšující řiditelnost a zvyšují přenosovou schopnost přenosové soustavy Hlavní parní kolektor Hladinový regulační transformátor Institute of Electrical and Electronics Engineers Jaderná elektrárna N-1 Spolehlivostní kritérium OZE PPE PSK PVE UCTE VE VVER Obnovitelné zdroje Paroplynová elektrárna Přepouštěcí stanice do kondenzátoru Přečerpávací vodní elektrárna Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (Společenství pro koordinaci přenosu elektrické energie Vodní elektrárna Vodo-vodjanoj energetičeškij reaktor (Tlakovodní reaktor) B Susceptance S E Elektromotorické napětí V f Frekvence Hz G Vodivost S I Elektrický proud A l Vzdálenost m M Moment stroje Nm n Otáčky synchronního generátoru ot.min -1
Seznam symbolů a zkratek 12 Nt Poměrné otáčky turbíny - P Činný výkon W p Tlak Pa Ptur Odchylka tlaku na vstupu do turbíny % Q Jalový výkon VAr R Rezistance Ω S Zdánlivý výkon VA sg Skluz % t Čas s T Časová konstanta s U Napětí V X Reaktance Ω Y Admitance S δ Úhel napětí ω Úhlová rychlost rad.s -1
1 Úvod 13 1 ÚVOD Tématem diplomové práce je analýza provozu uzlu sítě s jaderným blokem. Hlavním cílem práce je provést simulaci vlivu síťových poruch na blok jaderné elektrárny. Pro účely simulace byl navržen model, který vychází z testovací sítě zveřejněné organizací IEEE. Parametry jaderné elektrárny byly získány z knihoven programu MODES. Navržený model jaderné elektrárny lze přirovnat k jaderné elektrárně Dukovany před využitím projektových rezerv. Model oproti testovací síti byl částečně zjednodušen a optimalizován tak, aby napěťové hladiny odpovídaly napěťovým hladinám používaným v ČR a v ustáleném chodu se napětí v jednotlivých uzlech pohybovalo v tolerančních mezích a aby nedocházelo k přetížení jednotlivých prvků. Stejné podmínky platí i pro spolehlivostní kritérium N-1. Model je převeden do prostředí programu MODES, ve kterém je vyšetřovaná dynamická stabilita. Pro modely elektráren byly zvoleny předdefinované parametry z knihovny program. Na modelu jsou simulovány vlivy jednotlivých síťových poruch a změn parametrů sítě na blok jaderné elektrárny. Elektrizační soustava je velmi složitý fyzikální celek, ve kterém dochází k neustálým provozním změnám. Klíčovou vlastností z pohledu bezpečnosti je schopnost soustavy obnovit původní rovnovážný stav nebo zaujmout nový rovnovážný stav při změnách provozních parametrů soustavy. Základním a nejčastějším poruchovým stavem v síti je zkrat. Prvním cílem tedy bylo vyšetřit vliv zkratové poruchy na synchronní generátor jaderné elektrárny. Dále v síti může docházet k výpadkům elektrárenských bloků a ke změnám zatížení. Tím dojde v soustavě k výkonové nerovnováze a ke změně frekvence. Tato výkonová nerovnováha je pokrývána jednak generátory a také opatřením na straně zátěže. Práce popisuje, jakým způsobem obecně regulují výkonovou nerovnováhu klasické a vodní elektrárny a jak elektrárny s jaderným blokem. Dalším cílem práce je popis chování jaderné elektrárny v ostrovním provozu. Stabilní zdroj, který je schopen reagovat na rychlé změny v ostrovním provozu, je klíčový pro udržení ostrovní sítě a eliminace možnosti blackoutu soustavy. V práci jsou využity tyto teoretické poznatky: výpočet ustáleného chodu sítě, regulace základních elektrických veličin (činný a výkon, frekvence, napětí a jalový výkon). Dále je rozebírána stabilita soustavy při vyšetřovaných poruchách. Vždy je stanoven teoretický předpoklad, který je poté zkoumán na navrženém modelu sítě. V ostrovním provozu je popsán teoretický případ ostrovního provozu z roku 2006 a popis jakým způsobem se ostrovní provoz reguluje na jaderné elektrárně, konkrétně na jaderné elektrárně Dukovany. Z těchto předpokladů vychází simulace ostrovního provozu. Pro simulaci ustáleného chodu sítě byl využit program LUG od EGÚ Brno. Pro simulaci dynamických dějů program MODES. V práci je čerpáno z mnoha literárních zdrojů. Hlavním zdrojem literatury jsou publikace od Ing. Karla Másla, CSc., který je také autorem programu MODES. Téma dynamické stability je velmi obsáhlé, do této oblasti lze zahrnout znalosti z celé oblasti elektroenergetiky. Téma diplomové práce jsem si vybral z důvodů částečného navázání na bakalářskou práci (Role elektrárny Dukovany v elektrizační soustavě ČR), kde jsem chtěl na některé teoretické předpoklady (stabilní a odolný zdroj vůči poruchám v síti, schopnost regulování ostrovní sítě) navázat výpočetní simulací. Dalším důvodem výběru tohoto tématu je důležitost tématu. Znalost zda se dané bloky udrží při dané poruše, je nejdůležitější znalostí pro bezpečný chod elektrizační soustavy.
2 Analýza elektrizační soustavy 14 2 ANALÝZA ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY Elektrizační soustava je složitý fyzikální celek, ve kterém probíhají neustále přechodné děje za účelem zajištění rovnováhy mezi výrobou a spotřebou elektrické energie. Základní analýzou elektrizační soustavy je výpočet ustáleného chodu sítě [1]. 2.1 Matematický model ustáleného chodu elektrizační soustavy Výpočtem ustáleného chodu sítě se získají napěťové a proudové poměry, dodávané a odebírané činné a jalové výkony, výkonové toky a ztráty v síti. Znalost těchto parametrů je nutná pro řízení provozu, navrhování dalšího rozvoje soustavy, při výpočtu přechodných dějů (zkraty, statická a dynamická stabilita) a řady optimalizačních úloh (např. hospodárné rozdělování výroby, optimální regulace napětí, hodnocení spolehlivosti, atd.). Řešení ustáleného chodu také kontroluje, zda některý prvek sítě není přetížen [2]. 2.1.1 Výpočet ustáleného chodu jako lineární úloha Pro některé přibližné výpočty ustáleného chodu sítě (např. dlouhodobé plánování rozvoje elektrizační soustavy, výpočet spolehlivosti) je možné řešit ustálený chod jako lineární úlohu. Lze použít některou z metod lineárních obvodů jako je metoda smyčkových proudů nebo metoda uzlových napětí [3]. Matematický popis vychází z platnosti Ohmova zákona a Kirchhoffových zákonů. Pro odvození je použita jednoduchá čtyřuzlová síť z obr. 1 [4]. Síť z obr. 1 můžeme zapsat rovnicí ve tvaru: Obrázek 1 Příklad jednoduché sítě [4] I1 Y11 Y12 Y13 Y14 U1 I 2 Y 21 Y22 Y23 Y24 U 2 = I 3 Y 31 Y 32 Y 33 Y 34 U 3 I4 Y41 Y42 Y43 Y44 U4 (2.1)
2 Analýza elektrizační soustavy 15 Soustavu 2.1 lze zkráceně zapsat v maticovém tvaru: I = YU (2.2) Prvky admitanční uzlové matice [Y] jsou sestaveny podle algoritmu vyplývajícího z druhého Kirchhoffova zákona (i-tý diagonální prvek Yii je tvořen součtem admitancí všech větví incidenčních s i-tým uzlem. Mimodiagonální prvek Yij je tvořen záporně vzatým součtem admitancí všech větví spojujících i-tý uzel s j-tým uzlem). Pro n uzlů mimo uzel referenční, který se značí číslem 0 lze rovnici 2.2 zapsat ve tvaru: n i ij j j=1 I Y U i 1,2,3,... n (2.3) Soustava rovnic 2.1 je pro obecnou síť nezávislá, tj. admitanční matice je regulární. Úlohou jednoho z uzlů je hradit neznámé proudy tekoucí v příčných větvích a vyrovnávat bilanci mezi dodávkami a odběry, tzv. bilanční uzel. Vzhledem k tomu, že v bilančním uzlu máme zadáno napětí, můžeme soustavu přepsat do tvaru [2]: Analogicky rovnici 2.3: I2 Y21U 1 Y22 Y23 Y24 U2 I 3 = Y 31U 1 + Y 32 Y33 Y34 U 3 I4 Y41U 1 Y42 Y43 Y44 U4 (2.4) n I I U I U I U i 1,2,3,..., n (2.5) i i1 1 ij j ij j j2 j1 n Po určení neznámých uzlových napětí se rozdělení proudů v jednotlivých větvích náhradního schématu určí ze vztahu: I Y U -U i 1,2,3,... n (2.6) ij ij i j Proud Iij je proud tekoucí větví o admitanci Yij z uzlu i do uzlu j [5]. 2.1.2 Výpočet ustáleného chodu jako nelineární úloha V praxi jsou odběry a dodávky zadávány činnými a jalovými výkony. To má za následek, že chod sítě nemůžeme popsat soustavou lineárních rovnic. Matematická formulace výpočtu ustáleného chodu sítě vede k soustavě nelineárních rovnic, pro jejichž řešení se musí použít iterační metoda (Gauss-Seidlova iterační metoda, Newton-Raphsonova iterační metoda, ). Pro i-tý uzel platí: S P jq U I Vyjádříme-li z rovnice 2.7 proud, dostaneme vztah: i i i i i (2.7) S P jqi I i U U * i i * * i i (2.8)
2 Analýza elektrizační soustavy 16 Po dosazení do vztahu 2.5: Vztah 2.9 se upraví do tvaru: Pi jqi * U i Pi jqi I = Y U j i 1,2,3,... n i * U i1 Vyjádřením napětí Ui se získá: i n ij j1 Y U Y U Y U i 1,2,3,... n ij j ii i ij j j1 ji1 n (2.9) (2.10) i1 n 1 Pi jqi Ui Yij U j Yij U i 1,2,3,... n * j (2.11) Yii Ui j1 ji1 Převedením 2.9 do iteračního tvaru se získá iterační tvar výpočtu Gauss-Seidlovou metodou: i1 n k1 1 Pi jqi k1 k Ui i 1,2,3,... n k Yij U j Yij U * j Yii Ui j1 ji1 Výpočet je ukončen, je-li pro všechna i splněna podmínka: (2.12) k1 k i i U - U (2.13) Obrázek 2 Algoritmus Gauss-Seidlovy metody [4]
2 Analýza elektrizační soustavy 17 Gauss-Seidlova metoda se vyznačuje jednoduchým algoritmem výpočtu a potřebuje oproti jiným iteračním metodám krátkou dobu výpočtu na jeden iterační krok. Nevýhodou je však její pomalá konvergence (zejména u málo zauzlených sítí [4]). Dále je nutné volit vysokou přesnost výpočtu. Pokud by tomu tak nebylo, může se stát, že nepřesně vypočítaná napětí způsobují značnou chybu ve výkonových tocích a v uzlových výkonech. Tyto nevýhody částečně odstraňuje Newton Raphsonova iterační metoda [2]. Aplikujeme-li Newton-Raphsonovu iterační metodu na rovnici 2.8 popisující ustálený chod sítě, rovnice bude mít tvar: n * i ij j j1 P jq U Y U i 2,3,..., n (2.14) i i Pravou stranu rovnice rozepíšeme na reálnou a imaginární část: ji * - j j i ij Ui e Ui e Yij e i i ij U U Y (2.15) Dosazením polárního tvaru napětí a admitance a ze znalosti goniometrických vztahů 1 do vztahu 2.14 dostáváme po úpravě tzv. výkonové rovnice: n Pi Yij U j Ui cosi j ij j1 i 2,3,, n n Qi Yij U j Ui sin i j ij j1 (2.16) Pro výpočet diferencí napětí a úhlů napětí použitím výkonových rovnic 2.16 dostaneme soustavu rovnic ve tvaru: P2 P2 P2 P2 P2 P2 U2 U3 Un 2 3 n P3 P3 P3 P3 P3 P3 P2 U2 U3 Un 2 3 n U2 P 3 U 3 Pn Pn Pn Pn Pn P n Pn U2 U3 Un 2 3 n Un Q 2 Q2 Q2 Q2 Q2 Q2 Q 2 2 Q U 3 2 U3 Un 2 3 n 3 Q3 Q3 Q3 Q3 Q3 Q 3 Qn U2 U3 Un 2 3 n n Qn Qn Qn Qn Qn Q n U2 U3 Un 2 n n (2.17) 1 Goniometrické vzorce: cos(- x) cos( x);sin(- x) -sin( x)
2 Analýza elektrizační soustavy 18 Soustavu lze zkráceně zapsat: P P P U U Q Q Q U (2.18) Jednotlivé prvky parciální derivací diagonálních a mimodiagonálních prvků se vypočítají z výkonových rovnic. Výpočet prvků matice [ P U ]: Diagonální prvky n Pi Yij U j cosi j ij 2Yii Ui cosii (2.19) U i j1, ji Mimodiagonální prvky Pi U j Yij Ui cosi j ij (2.20) Výpočet prvků matice [ Q U ]: Diagonální prvky n Qi Yij U j sin i j ij 2Yii Ui cosii (2.21) U i j1, ji Mimodiagonální prvky Qi Y ij U i i j ij U j sin (2.22) Výpočet prvků matice [ P δ ]: Diagonální prvky Mimodiagonální prvky P Yij U j Ui sin i j ij (2.23) n i i j1, ji Pi U j Y U U sin ij j i i j ij (2.24)
2 Analýza elektrizační soustavy 19 Výpočet prvků matice [ Q δ ]: Diagonální prvky Mimodiagonální prvky Q Yij U j Ui cosi j ij (2.25) n i i j1, ji Pi U j Yij U j Ui cosi j ij (2.26) Obrázek 3 Algoritmus Newton-Rhapsonovy metody [6] Newton-Raphsonova metoda velmi rychle konverguje a obvykle potřebný počet iterací závisí na požadované přesnosti a málo na velikosti řešení sítě [2].
2 Analýza elektrizační soustavy 20 2.2 Klasifikace uzlů Každý uzel reprezentuje rozvodnu, odběrové místo, generátor, nadřazenou soustavu, atd. Je jednoznačně určen tzv. aktivními veličinami: Absolutní hodnotou napětí U, úhlem napětí δ, činným výkonem P a jalovým výkonem Q [5]. Z hlediska těchto veličin se uzly rozdělují podle toho, které z nich jsou zadány a které se dopočítávají pomocí rovnic ustáleného chodu. Podle toho, které veličiny jsou zadány, dělíme uzly na [4]: 1. Bilanční zadáno je napětí a jeho úhel. Tento uzel se obyčejně ve schématu označuje jako první a řešením ustáleného chodu se získá činný a jalový výkon. Úlohou tohoto uzlu je vyrovnávat bilanci výkonu s uvažováním činných a jalových ztrát v sítích. Z tohoto důvodu se zpravidla volí za bilanční uzel jeden z napáječů, ve kterém je dostatečně velký zdroj výkonu. 2. Napájecí respektive odběrové uzly zadán je činný a jalový výkon. Výkony zdrojů a odběrů jsou odlišeny znaménky. Řešením ustáleného chodu se vypočítá napětí a jeho úhel. 3. Regulační nebo kompenzační uzly v těchto uzlech je zadán činný výkon a absolutní hodnota napětí. Řešením ustáleného chodu sítě se zjistí potřebný jalový výkon (odebíraný nebo dodávaný) pro dodržení zadané hodnoty napětí v uzlu a úhel tohoto napětí.
3 Řízení frekvence a činného výkonu v síti 21 3 ŘÍZENÍ FREKVENCE A ČINNÉHO VÝKONU V SÍTI Frekvence je jedním ze základních kvalitativních ukazatelů dodávky elektrické energie. Teoreticky by měla být trvale udržována na jmenovité hodnotě 50 Hz. Tento požadavek je splněn, pokud je rovnováha mezi výrobou a spotřebou. Při ustáleném chodu elektrizační soustavy musí platit v každém časovém okamžiku rovnice bilance činných výkonů. Suma dodávaných činných výkonů PG musí být rovna součtu celkové spotřebované elektrické energie PS a celkovým ztrátám v síti PZ. P G PS PZ (3.1) Při každém narušení této bilance dochází ke změně frekvence a napětí v síti. Tato změna bude probíhat do té doby, než dojde k opětovnému vyrovnání výkonové bilance [1]. Bilance výkonů v soustavě platí jen pro určité hodnoty frekvence a napětí v soustavě. Při jejich změnách dochází ke změnám vyráběných (spotřebovaných) výkonů. Platí to i opačně, při změně dodávaných výkonů respektive změně zatížení v soustavě dochází ke změně frekvence a napětí. Z obrázku 4 pro statickou charakteristiku zátěže jako funkci napětí je patrné [9]: a) Charakteristiky pro činné výkony P leží daleko od sebe, tj. při změně frekvence f (při určitém napětí U) se značně změní činný výkon. Naopak změnou napětí U se činný výkon P příliš nemění. b) Charakteristiky pro jalové výkony Q leží blízko od sebe, tj. při změnách frekvence f se jalový výkon Q příliš nemění. Se změnou napětí U se však jalový výkon Q mění výrazně. Obrázek 4 Statické charakteristiky zátěže jako funkce U [9] Uvedené vlastnosti umožňují analyzovat chování elektrizační soustavy odděleně jako závislosti činného výkonu na frekvenci a jalového výkonu na napětí. Frekvenci v soustavě charakterizuje vyrovnanost bilance činných výkonů v celé soustavě. Napětí charakterizuje vyrovnanost jalových výkonů jen v dané oblasti. Proto frekvence je celosystémový provozní parametr elektrizační soustavy, ale napětí je lokální provozní parametr [3]. Při nominální frekvenci je dodržena výkonová bilance, avšak pokud je frekvence jiná než nominální, poukazuje to na nedostatek respektive přebytek činného výkonu v síti. Odchylka frekvence může nastat například při změně výkonu elektrárny (změní se výroba), při změně zatížení (spotřeby), nebo při změně výkonu elektrárny a změně zatížení [3].
3 Řízení frekvence a činného výkonu v síti 22 3.1 Frekvenční charakteristiky zatížení Frekvenční charakteristika zátěže elektrizační soustavy nám určuje vliv frekvence na změně zatížení. Je dána současným působením spotřebičů, u kterých je výkon závislý na frekvenci. Spotřebiče můžeme rozdělit do třech skupin [3]: 1) Výkon je nezávislý od frekvence odporová zátěž a některé světelné zdroje. 2) Výkon je závislý lineárně na frekvenci mechanizmy obráběcích strojů, dopravní stroje. 3) Výkon je závislý na druhé a vyšší mocnině frekvence odstředivá čerpadla, ventilátory. Obrázek 5 Frekvenční charakteristika zátěže [3] Frekvenční charakteristiky zatížení vyjadřují exponenciální závislost. P1 značí zatížení při frekvenci f1, Pn je zatížení při jmenovité frekvenci fn a kz označuje výkonový součinitel zatížení, který se určuje na základě měření. Pro výkon P1 lze psát: k z f1 1 n n P P f Pro malé změny kmitočtu od jmenovité hodnoty se závislost 3.2 nahrazuje přímkou se směrnicí v okolí bodu fn: (3.2) P P P k f f f 1 n 1 z n f 1 1 fn Z rovnice 3.3 lze vyjádřit výkonový součinitel zatížení: (3.3) k P1 P n z (3.4) f1 f n Z tohoto vztahu je zřejmé, že kz udává směrnici přímky p vyjadřující poměrnou změnu zatížení na poměrné změně frekvence v okolí jmenovité frekvence. Označíme-li výraz: k z P f n Kz (3.5) n
3 Řízení frekvence a činného výkonu v síti 23 Dosazením do rovnice 3.4 dostaneme vztah: K z P f kde Kz značí výkonové číslo zatížení. To udává, o kolik MW se změní zatížení při změně frekvence o 1 Hz. Při poklesu frekvence tedy dojde i k poklesu zatížení v důsledku frekvenční závislosti. Tento jev se nazývá samoregulační efekt zátěže. Ten přispívá příznivě k udržení požadované frekvence a zmenšuje její odchylky od jmenovité hodnoty [2]. 3.2 Frekvenční charakteristiky generátorů V provozním režimu elektrizační soustavy je potřebné regulovat odchylky frekvence, které vznikají při změně zatížení. Regulace turbíny je určena charakteristikou regulátoru (frekvenční charakteristikou generátoru). Při změně frekvence z nominální hodnoty fn na hodnotu f1 se automaticky zvýší výroba z výkonu P0 na výkon P1. Při dalším snižování frekvence se bude výkon zvyšovat až do nominální hodnoty PGn. Frekvenční charakteristika turbogenerátoru je znázorněna na obr. 6 [3]. (3.6) Obrázek 6 Frekvenční charakteristika generátoru [3] Výkonové číslo generátoru Kg udává velikost změny zatížení generátoru při změně kmitočtu o 1 Hz a je definováno vztahem: K P g g (3.7) Spolupracuje-li do soustavy n generátorů, pak při celkové změně zatížení generátorů o ΔPg platí: g g1 g 2 gm gi i1 f n P P P... P P (3.8) Výsledné výkonové číslo n generátorů pracujících do soustavy: K gv n K (3.9) i1 Z této rovnice vyplývá, že čím více generátorů je v soustavě zapojeno, tím větší je výkonové číslo a tím menší jsou odchylky kmitočtu při určitém výpadku výkonu. Zatížení na jednotlivé stroje se rozdělí v poměru jejich výkonových čísel, jelikož změna frekvence je v celé soustavě stejná [2]. gi
3 Řízení frekvence a činného výkonu v síti 24 3.3 Statická charakteristika elektrizační soustavy Změní-li se frekvence v síti, změní se současně spotřeba i výroba. Celková změna zatížení ΔP je tedy pokryta změnou výroby o ΔPg a v důsledku změny frekvence i změnou zatížení ΔPz. P P ( P ) (3.10) g z P f K f K f ( K K ) f K (3.11) gv z gv z s Výkonové číslo soustavy Ks je důležitým faktorem popisujícím, jak se v elektrizační soustavě mění frekvence se zatížením. Výkonové číslo se zjišťuje nejčastěji měřením. Měření probíhá odpojováním určitého zatížení a zaznamenáváním změn frekvence [2]. Obrázek 7 Statické charakteristiky ES: Změny výkonu zdrojů [10] Obrázek 8 Statické charakteristiky ES: Změny výkonu spotřeby [10] 3.4 Regulace frekvence a činných výkonů Regulace frekvence a činného výkonu má hierarchický charakter. Základní úroveň tvoří primární regulace realizovaná na úrovni elektrárenského bloku. Na ní navazuje sekundární regulace frekvence a činného výkonu. Pokud existuje dostatečná výkonová rezerva v primární regulaci na pokrytí výpadku, obnoví se v soustavě výkonová rovnováha a frekvence se stabilizuje. Jednotlivá soustrojí si přerozdělí ráz činného výkonu v poměru svých výkonových čísel
3 Řízení frekvence a činného výkonu v síti 25 (při zanedbání samoregulačního efektu zátěže) [1]. Na pokles otáček a frekvence reagují jednotlivé primární regulátory turbín, které otevírají regulační ventily, přičemž změna výkonu turbíny je proporcionálně úměrná odchylce frekvence od jmenovité hodnoty [3]. 3.4.1 Primární regulace frekvence Primární regulace frekvence je lokální automatická funkce zajišťovaná obvody primární regulace, spočívající v přesně definované změně výkonu elektrárenského bloku v závislosti na odchylce frekvence od zadané hodnoty. Cílem primární regulace je zastavení vzrůstu či poklesu odchylky frekvence v řádu několika sekund. Primární regulace frekvence je založena na principu solidarity. To znamená, že na obnově výkonové rovnováhy se podílejí všechny zdroje v propojené soustavě zapojené do primární regulace [11]. Regulační záloha primární regulace je pro celou synchronní soustavu ENTSO-E stanovena tak, aby při odchylce frekvence v ustáleném stavu o -200 mhz byl aktivován celý rozsah primární regulace. Při nárůstu frekvence o 200 mhz se naopak výkon elektrárenských bloků zapojených do primární regulace snížil o celý regulační rozsah. Poskytovatel primární regulace musí zajistit uvolnění požadovaného regulačního rozsahu do 30 sekund od okamžiku vzniku odchylky frekvence [12]. Primární regulace frekvence je proporcionálního charakteru. Účast turbíny na odstranění poruchy v síti závisí od nastavené statiky korektoru frekvence. Poté co nastane výkonová rovnováha, frekvence se stabilizuje na tzv. kvazistacionární hodnotě. Velikost odchylky frekvence závisí na amplitudě poruchy a výkonovém číslu sítě. Po dosažení rovnováhy výroby a spotřeby primární regulací v propojených soustavách se saldo mezi jednotlivými soustavami liší od dohodnutých hodnot [3]. 3.4.2 Sekundární regulace Obrázek 9 Kvazistacionární odchylka frekvence [3] Sekundární regulace je centrálně koordinována služba na úrovní národních elektrizačních soustav a jejím cílem je udržovat saldo předávaných výkonů v propojené soustavě na sjednané hodnotě. Sekundární regulace navazuje na primární regulaci tak, aby postupně nahradila výkon poskytnutý na principu solidarity. Sekundární regulátor pracuje podle metody síťových charakteristik, které zajišťují tzv. princip neintervence, tj. výkonovou nerovnováhu vyrovnává pouze postižená regulační oblast. Poskytovatel sekundární regulace musí velikost regulační zálohy poskytnout nejpozději do 15 minut od požadavku dispečinku (např. rychle startující 15 minutová záloha nebo výpomoc ze zahraniční soustavy, ) [12].
3 Řízení frekvence a činného výkonu v síti 26 Primární regulace frekvence nezabezpečuje odstranění regulační odchylky. Na odstranění regulační odchylky se používá sekundární regulace. Pro sekundární regulaci se určí zdrojový blok (jeden, nebo i více bloků). Všechny ostatní bloky udržují zadané zatížení a regulují pomocí primárních regulátorů. Vyrovnání frekvence na nominální hodnotu může uskutečnit pouze sekundární regulace, která využívá proporcionálně integračního regulátoru [3]. 3.5 Regulace parní turbíny Pomocí turbogenerátoru a zejména pomocí turbíny se zabezpečuje regulace činného výkonu a frekvence. Regulace turbíny v ustáleném stavu má určitou necitlivost v pásmu otáček 0,6 ot.min -1 (odchylka frekvence 10 mhz). V pásmu necitlivosti nedojde k měřitelné změně polohy regulačního ventilu. Potřebný výkon, který má turbína dodat se reguluje pomocí regulátoru otáček. Regulátor otáček ovládá regulační ventily, kterými se řídí množství páry vstupující do turbíny a tím i její výkon [3]. Původní funkcí regulátoru turbíny bylo udržovat zadané otáčky turbíny. Propojováním jednotlivých soustav do větších celků byla tato funkce potlačena (otáčky turbíny jsou dány frekvencí sítě) a regulátor začal plnit funkci udržování činného výkonu generátoru na zadané hodnotě. Postupným vývojem vznikly dvě hlavní uspořádání regulátoru turbíny a hydraulického regulátoru otáček sériový a paralelní. V současné době elektrohydraulické systémy mají paralelní uspořádání. V takovém uspořádání hydraulický regulátor tvoří pouze zálohu elektronickému regulátoru turbíny. Původní primární regulace byla u paralelního i sériového regulátoru potlačena, proto musí být elektronický regulátor doplněn o zařízení, které původní primární regulaci nahrazuje. Takovým zařízením je tzv. korektor frekvence, který určuje statiku primární regulace, tj. sklon statické charakteristiky. Moderní elektronické regulátory parní turbíny mohou plnit tyto funkce [1]: a) Regulaci otáček používá se při najíždění (proporcionálně integrační charakter). b) Regulátor ostrovního provozu používá se při vzniku ostrova (proporcionální charakter). c) Regulaci výkonu někdy také nazývaná jako klasická regulace, výkon turbíny je regulován pomocí regulačních ventilů a zdroj páry (kotel, jaderný reaktor) udržuje zadaný tlak páry (obvyklý režim pro blok poskytující primární regulaci frekvence). d) Předtlakovou regulaci výkon turbíny je určen vývinem tepla (dodávkou paliva u klasického bloku a reaktivitou 2 u jaderného bloku), tlak páry je udržován regulačními ventily. e) Doplňkové funkce plní ochrannou funkci (brání nebezpečnému zvýšení otáček), po zapůsobení obou funkcí zůstává turbína v režimu regulace otáček. Regulátor přeběhu zapůsobí zpravidla, jestliže je derivace otáček (zrychlení) větší než zadaný trend a otáčky jsou větší než zadané, v tomto případě se pak mění struktura regulátoru. Elektrický urychlovač zapůsobí při odpojení bloku od sítě a povelem od strojních ochran odstavuje turbínu na volnoběh nebo na vlastní spotřebu. 2 Reaktivita značí odklon reaktoru od kritického stavu, tj. od stavu, kde počet neutronů v reakci zůstává konstantní a řetězová reakce se samovolně udržuje [13].
4 Řízení napětí a jalového výkonu v síti 27 4 ŘÍZENÍ NAPĚTÍ A JALOVÉHO VÝKONU V SÍTI Stejně jako v případě činných výkonů, musí být dodržena i bilance jalových výkonů. Přenos jalového výkonu v síti je spojený s velkými úbytky napětí a jalovými ztrátami (velké reaktance vedení a transformátorů). Proto ani velký generovaný jalový výkon v jednom uzlu soustavy nezabezpečí potřebné hodnoty napětí v ostatních uzlech. Proto je potřebné bilanci jalových výkonů dodržovat nejen pro celou soustavu, ale i pro každý uzel zvlášť [3]. Tabulka 1 Dovolené toleranční hodnoty napětí [14] Síť Základní režim Stav N-1 UMIN [kv] UMAX [kv] UMIN [kv] UMAX [kv] 400 kv 390 420 380 420 220 kv 209 242 198 242 110 kv 104,5 121 99 121 Změnu jalového výkonu lze provádět buď na straně spotřeby (kompenzace), nebo na straně výroby. Hladina napětí v určitém místě soustavy se mění buď beze změny jalového výkonu (pomocí změny převodu transformátoru), nebo změnou hodnoty jalového výkonu. Změna napětí závisí nejen na velikosti změny dodávky jalového výkonu, ale také na konfiguraci daného uzlu. Z tohoto důvodu se definuje tzv. elektrická tvrdost uzlu, která je definována jako množství jalového výkonu potřebného ke změně napětí o 1 kv. Velikost tvrdosti uzlu závisí na napěťové hladině a zatížení uzlu [9]. Regulace napětí a jalového výkonu v ČR je hierarchicky členěna na primární regulaci (na úrovni jednoho bloku elektrárny), sekundární regulaci (na úrovni jednoho uzlu soustavy) a terciární regulaci (na úrovni celé regulované soustavy). Ideové schéma regulace napětí a jalového výkonu je na obr. 10 [15]. Obrázek 10 Ideové schéma regulace napětí a jalového výkonu [15] Primární regulace napětí udržuje zadané svorkové napětí generátoru pomocí změny buzení. Vstupem regulačního obvodu svorkového napětí generátoru je žádaná hodnota svorkového napětí. Doba působení této lokální změny jsou řádově sekundy a má přímý vliv na stabilitu celého systému. Funkce je analogická funkci primárního regulátoru frekvence [16].
4 Řízení napětí a jalového výkonu v síti 28 Sekundární regulace slouží ke koordinaci regulačních prvků v dané lokalitě na základě požadavků terciární regulace. Udržuje zadané velikosti napětí ve vybraných uzlech elektrizační soustavy a rozděluje vyráběný jalový na jednotlivé stroje. Regulační proces má být aperiodický nebo maximálně s jedním překmitem. Výsledná doba regulace má být kratší než 120 sekund [16]. 4.1 Budící systémy synchronních generátorů Základní funkce budícího systému jsou generovat stejnosměrný budící proud pro napájení budícího vinutí synchronního stroje a plnit ochranné a řídící funkce (hlídání mezí budícího proudu a omezovače proudu). Střídavé budící systémy se rozdělují na nezávislé, závislé a s proudovou kompaundací. Nezávislé buzení označuje nezávislost buzení na napětí generátoru. Komapundace buzení značí proporcionální závislost složky budícího proudu na proudu statorového vinutí. Této závislosti se docílí odvozením budícího proudu od proudu generátoru pomocí proudového transformátoru. Závislý budící systém je napájen ze svorek vlastní spotřeby nebo z výstupu generátoru. Při vzniku vnější poruchy, kdy se vyžaduje kvalitní funkce buzení, může dojít k ovlivnění napájecího napětí a tím naopak zhoršení vlastností budícího systému. Nezávislý napájecí systém je tedy provozně výhodnější než systém závislý [17]. Regulátory buzení odvozují svoji činnost z časového průběhu veličin, které jsou důležité pro udržení napětí a stability v elektrizační soustavě (odchylka napětí, změna zátěžného úhlu nebo jeho první a druhá derivace, případně změna činného a zejména jalového výkonu) [18]. Úkolem těchto regulátorů je [14]: Udržovat zadanou hodnotu napětí na svorkách generátorů (primární regulace), rychlou změnou buzení zvyšovat stabilitu strojů v průběhu přechodného děje, tlumit kývání v ES (tzv. systémové stabilizátory), udržovat pracovní bod generátoru v dovolené oblasti PQ diagramu (hlídač mezí statorového a rotorového proudu a hlídač meze podbuzení). 4.2 Opatření proti poklesu a vzrůstu napětí 4.2.1 Elektrárny Všechny elektrárenské bloky s minimálním výkonem 100 MW mají v činnosti automatické regulátory buzení. Elektrárenské bloky, které splňují podmínky stanovené kodexem přenosové soustavy, mohou být poskytovatelé podpůrných služeb sekundární regulace napětí a jalového výkonu a tím udržovat zadané napětí v pilotních uzlech. Další podmínkou bezpečného provozu je zachování nezbytné točivé rezervy jalového výkonu rozmístěného v síti nejen pro aktuální provozní stav, ale i pro zachování stability v případě náhlých změn (výpadek velkého výkonu, změna topologie sítě nebo prudký nárůst zatížení) [14]. 4.2.2 Transformátory Všechny síťové transformátory 400/220 kv, 400/110 kv, 220/110 kv jsou vybaveny přepínači odboček pod zatížením. Transformátory 400/110 kv a 220/110 kv jsou postupně vybavovány hladinovými regulátory (HRT). Tyto regulátory udržují konstantní napětí na sekundární straně. Každý HRT je vybaven blokací změny odbočky při podpětí na primární straně transformátoru, čímž se zabrání nebezpečí kolapsu napětí [14].
4 Řízení napětí a jalového výkonu v síti 29 4.2.3 Kompenzační prostředky Z hlediska zamezení překročení horní meze napětí po vyčerpání regulačních schopností alternátorů je soustava vybavena dostatečným množstvím vhodně rozmístěných kompenzačních tlumivek [14]. 4.2.4 Mimořádné prostředky Při vzrůstu napětí nad 420 kv dochází k postupnému vypínání přenosových vedení 400 kv (po vypnutí nesmí v soustavě zůstat jednostranné napájení zatížení). Při poklesu napětí pod 380 kv se přechází k snižování činného výkonu klasických bloků za účelem uvolnění jalového výkonu a najetí rychle startující zálohy. Vydání dispečerského pokynu k přerušení případných prací na přenosových vedeních a jejich uvedení do provozu. V oblastech s minimálním napětím je možné vydat dispečerský pokyn k vypnutí sjednaného objemu zatížení [14].
5 Přechodné děje 30 5 PŘECHODNÉ DĚJE Přechodné děje v elektrizační soustavě vznikají při přechodu z jednoho ustáleného stavu do nového. Narušení ustáleného stavu může nastat v důsledku manipulace v soustavě, při změně zatížení nebo v důsledku poruchy některého zařízení soustavy (zkrat, výpadek generátoru ze synchronismu apod.). Přechodný děj chápeme jako časovou změnu, při které se určité množství energie vázané k danému elektrickému obvodu mění na jinou formu energie. Protože tato změna nemůže probíhat skokem, uvedené děje se musí řešit podle fyzikálních zákonů popisující tyto jevy [7]. Přechodné děje mají široké spektrum od velmi rychlých vlnových a elektromagnetických dějů, přes rychlé elektromechanické děje až po pomalé termodynamické děje. Tyto fyzikální děje jsou poté doplněny regulačními ději, které mohou mít rychlý charakter (primární regulace) nebo pomalý charakter (sekundární regulace). Rozdělení přechodných dějů je znázorněno na obr. 11, kde na vodorovné ose je vynesen časový rozsah, ve kterém se tyto děje vyšetřují [1]. Obrázek 11 Časový rozsah přechodných dějů v elektrizační soustavě [1] 5.1 Vlnové přechodné děje Jsou nejrychlejšími přechodnými ději. Trvají v řádech mikrosekund až milisekund. Průběh změn provozních parametrů elektrizační soustavy je tak rychlý, že nelze zanedbat rychlost šíření elektromagnetických vln v prvcích soustavy. Prvky je proto nutné nahrazovat modely s rozprostřenými parametry [1]. Matematický model těchto dějů vede k řešení parciálních diferenciálních rovnic. Mezi vlnové přechodné děje řadíme zejména přepětí [7]. 5.2 Elektromagnetické přechodné děje Elektromagnetické přechodné děje s dobou trvání od několika milisekund do několika desetin sekundy. U těchto dějů lze zanedbat šíření elektromagnetických vln v prvcích soustavy a pro všechny prvky lze použít model se soustředěnými parametry. Zanedbat lze také změny otáček točivých strojů a jejich úhlové rychlosti považovat za konstantní. To umožňuje nahlížet na elektrizační soustavu jako na čistě elektrický systém [1]. V matematickém popisu to znamená použití obyčejných diferenciálních rovnic s časem jako jedinou nezávislou proměnnou. Mezi elektromagnetické přechodné děje patří zejména zkraty [7].
5 Přechodné děje 31 5.3 Elektromechanické přechodné děje Jejich doba trvání se mění v širokých mezích od desetin sekundy až po desítky sekund. Jsou charakterizované zejména mechanickým pohybem rotoru generátorů a jsou ovlivňované také elektromagnetickými silami, které působí na tento pohyb. Tyto děje můžeme popsat obyčejnými diferenciálními rovnicemi, v případě prvků elektrizační soustavy je můžeme popsat algebraickými rovnicemi [7]. Elektromechanické děje jsou dále členěny na krátkodobou, střednědobou a dlouhodobou dynamiku. Při krátkodobé dynamice (do několika sekund) se vyšetřuje vliv poruch typu zkratů na stabilitu synchronních a asynchronních strojů. Při těchto výpočtech se počítá s modelem pasivní sítě, modely točivých strojů a jejich budících systémů. Za předpokladu, že zkraty trvají několik desetin sekundy, uvažují se konstantní výkony turbín, tj. turbína nemusí být modelována. Výjimku tvoří tzv. rychlé řízení ventilů, které umožňuje rychlé snížení výkonu turbíny a model turbíny je nutné uvažovat. Střednědobá dynamika (do několika sekund) souvisí s činností primární regulace frekvence a regulace otáček po vzniku deficitu činného výkonu vlivem výpadku bloků nebo přechodem části soustavy do ostrovního provozu (hrozba frekvenčního kolapsu). Oproti krátkodobé dynamice je nutné model rozšířit o poháněcí zařízení (turbínu a motor). Při poklesech frekvence pod 49 Hz je nutné vzít v úvahu i činnost frekvenčního odlehčování zátěže. Dlouhodobá dynamika (do několika desítek minut) souvisí s činností sekundární regulace činného výkonu a frekvence po vzniku deficitu činného výkonu. Také souvisí s činností automatické změny odboček transformátorů a omezovačů proudů regulátorů buzení po vzniku deficitu jalového výkonu (změnami zatížení, výpadky bloků nebo vedení) [1]. 5.4 Přechodné děje v obvodech synchronního stroje Během přechodného děje se mění úhlové rychlosti rotorů elektrických strojů, takže průběh přechodného děje je ovlivňován setrvačnostmi točících se částí soustrojí. Z tohoto důvodu je nutné kromě elektromagnetických přechodných dějů respektovat také mechanické děje. Tím se výpočty komplikují, jelikož charakter vazeb mezi mechanickými a elektrickými veličinami a jejich derivacemi podle času je nelineární. Při výpočtech elektromagnetických přechodných dějů v synchronních strojích se zavádí určitá zjednodušení [8]: 1. Všechny tlumící obvody v rotoru se nahrazují jedním tlumícím vinutím v podélné ose a jedním v příčné ose. 2. Zanedbává se vliv magnetického sycení, tj. vlastní a vzájemné indukčnosti jsou nezávislé na velikosti proudů a magnetické toky stroje jsou lineárními funkcemi proudů. 3. Předpokládá se sinusové rozložení elektromotorického napětí ve vzduchové mezeře. 4. Předpokládá se plná symetrie statorového vinutí a symetrie rotoru vzhledem k jeho podélné a příčné ose.
6 Stabilita elektrizační soustavy 32 6 STABILITA ELEKTRIZAČNÍ SOUSTAVY Stabilita elektrizační soustavy je schopnost soustavy obnovit původní rovnovážný stav, nebo nabýt nového rovnovážného stavu po určitém rozruchu (změna provozních parametrů soustavy, vznik poruchy). Základní otázkou stability je schopnost generátoru udržet se v synchronním provozu s elektrizační soustavou. Pochopení různých typů stability a jejich vzájemných vazeb je klíčovým problémem při návrhu a provozu elektrizační soustavy. Elektrizační soustava je vysoce nelineární systém, který pracuje při neustále se měnících podmínkách. Při vzniku poruchy závisí stabilita jednak na počátečních podmínkách, tak i na typu poruchy (zkraty, výpadky vedení, výpadky ve výrobě a zátěže) [7]. Z hlediska zkoumání odolnosti soustavy proti rozruchům se dělí stabilita do několika dílčích problémů. Rozdělení stability elektrizační soustavy je na obrázku 12 [1]. Obrázek 12 Zjednodušené rozdělení stability ES [1] Úhlová stabilita popisuje schopnost synchronních strojů zůstat v synchronním provozu se zbytkem propojené soustavy po nějakém rozruchu (zkrat, výpadek vedení). Tato schopnost souvisí se schopností udržet rovnováhu mezi elektrickým momentem generátoru a mechanickým momentem poháněcího stroje (turbína). Úhlová stabilita tedy souvisí elektromechanickými přechodnými ději [1]. Je ovlivněna zkratovým výkonem soustavy a parametry generátorů. Nalezení ustáleného stavu po poruše ovlivňuje zejména buzení generátorů a regulace turbíny [19]. Úhlovou stabilitu můžeme dále rozdělit na stabilitu malých kyvů a přechodnou stabilitu (starší literatura používá rozdělení na statickou stabilitu a dynamickou stabilitu). Stabilitu malých kyvů je možné považovat soustavu za lineární a použít řešení soustav lineárních diferenciálních rovnic. U přechodné stability nelze předpoklad linearity přijmout. Protože nelineární soustava nemá analytické řešení, používají se pro vyšetření přechodné stability tzv. síťové simulátory (např. program MODES), které řeší problém v časové oblasti (spočítají časové průběhy fyzikálních veličin). V obou případech úhlové stability se jedná o krátkodobé děje, které za normálních podmínek stačí vyšetřovat do 10 sekund. Proto bývá často nazývána krátkodobá dynamika. Napěťová a frekvenční stabilita souvisí se schopností soustavy udržet rovnováhu činných a jalových výkonů (mezi výrobou a spotřebou) a tím i udržení stabilní frekvence a napětí po nějakém rozruchu [1].
6 Stabilita elektrizační soustavy 33 6.1 Úhlová stabilita přechodná Princip úhlové stability lze nejlépe vysvětlit na jednostrojovém modelu na obrázku 13. Synchronní generátor poháněný parní turbínou dodává elektrický výkon PE přes dvojité vedení o reaktanci X (součet synchronní reaktance alternátoru, reaktance transformátoru a reaktance vedení) do tvrdé sítě charakterizované konstantním napětím US. Ve výchozím stavu je elektrický výkon PE roven mechanickému výkonu turbíny PM (pro zjednodušení se zanedbávají mechanické a elektrické ztráty) [1]. Obrázek 13 a) Schéma soustavy, b) náhradní schéma soustavy se dvěma vedeními [8] Synchronní generátor (s hladkým rotorem) je zobrazen podle teorie synchronního stroje v přechodném stavu, tj. s přechodným elektromotorickým napětím E a přechodnou reaktancí. Předpokládá se stálý budící proud alternátoru. Úhel δ, který svírají fázory elektromotorického napětí E a napětí sítě US, se nazývá zátěžný úhel [8]. Pro činný výkon vyráběný synchronním generátorem a přenášeným přes vedení do sítě platí vztah: P E EU S sin (5.1) X Závislost činného výkonu generátoru na zátěžném úhlu se nazývá výkonová charakteristika. Výkonová charakteristika je kreslena v poměrných jednotkách vztažených na jmenovitý zdánlivý výkon generátoru. Je-li vedení mezi soustavou a generátorem velmi dlouhé, amplituda charakteristiky je malá v porovnání s velikosti mechanického výkonu PM, který je na obr. 15 zobrazen přímkou. První průsečík s přímkou určuje stabilní pracovní bod. Obrázek 14 Výkonová charakteristika synchronního generátoru[1] Dojde-li k výpadku jednoho z paralelních vedení (oslabení sítě), nastane přechodný děj, který lze vysvětlit na výkonových charakteristikách. Obrázek 15 Náhradní schéma soustavy s jedním vedením [8]
6 Stabilita elektrizační soustavy 34 Pokud bude poměr reaktancí vedení k synchronní reaktanci dostatečně malý, nastane stabilní přechodný děj z obr. 16a). Původní tečkovaná výkonová charakteristika se skokem změní na novou (plně kreslenou čáru). Zátěžný úhel δ se začíná měnit podle diferenciální pohybové rovnice: kde TM MS 2 d M 2 M M E PM PE (5.2) dt TM mechanická časová konstanta vypočtená z momentu setrvačnosti soustrojí ωms synchronní úhlová rychlost V rovnici jsou použity místo momentů výkony (v poměrných jednotkách a při malých odchylkách otáček od synchronních jsou obě veličiny stejné). Akcelerační výkon na pravé straně rovnice je určen rozdílem přímky mechanického výkonu a sinusového průběhu elektrického výkonu. Po vypnutí jednoho z vedení je elektrický výkon PE menší než mechanický výkon PM a zátěžný úhel δ se začíná zvětšovat (rotor stroje se urychluje). V bodě δ1 se výkony srovnají, ale rotor se pohybuje setrvačností dál. Plocha označená znaménkem plus odpovídá kinetické energii, kterou rotor získal pohybem z polohy δ0 do polohy δ1 (akcelerační plocha). Pokud je brzdící plocha (označená znaménkem mínus) větší nebo rovna akcelerační ploše, rotor se zpomalí a nakonec se ustálí v nové rovnovážné poloze δ1 (tzv. pravidlo ploch). V opačném případě je rotor urychlován, zátěžný úhel δ roste a stroj ztratí stabilitu. Obrázek 16 Výkonové charakteristiky stroje při výpadku jednoho z vedení [1] Ke ztrátě stability může dojít, pokud reaktance vedení bude vysoká (dlouhá vedení). Výkonová charakteristika klesne pod přímku mechanického výkonu. Rotor stroje bude urychlován stálým akceleračním výkonem (fialové šrafování na obrázku 16b), zatažený úhel δ roste a stroj přejde do asynchronního chodu. Tento chod se projevuje rázy činného výkonu, které namáhají hřídel a přes stator se přenášejí na obvod soustrojí a mohou stroj poškodit. Takový stav musí být vypnut ochranou.
6 Stabilita elektrizační soustavy 35 Podmínky pro udržení stabilního synchronního chodu se zhorší, dojde-li na jednom vedení ke zkratu. Přechodný děj má nyní dvě fáze (zkrat a vypnutí zkratu). Obrázek 17 Trojfázový zkrat na jednom ze dvou paralelních vedení: a) schéma soustavy, b) náhradní schéma v bezporuchovém stavu (stav 0), c) náhradní schéma během zkratu (stav Z). d) náhradní schéma po vypnutí daného vedení (stav 1) [8] Každá fáze má odlišnou výkonovou charakteristiku. Při zkratu klesá výkonová charakteristika z původního elektrického výkonu PE0 na hodnotu PEZ. Rotor se začíná urychlovat a nabírá kinetickou energii odpovídající ploše označené znaménkem plus. Po vypnutí zkratu se přechází na charakteristiku PE1. Opět platí pravidlo ploch. Pro stabilní děj musí být brzdící plocha větší nebo rovna ploše akcelerační. Velikost akcelerační plochy je dána jednak rozdílem výkonu turbíny PM a výkonu generátoru PE a jednak dobou trvání zkratu. Pro zachování stability je tedy nutné, aby měl zkrat co nejkratší dobu trvání. Toho se dosáhne správným nastavením ochran. Moderní digitální ochrany a výkonové vypínače dokáží tento čas zkrátit pod 100 milisekund. Dobra trvání zkratu, při které se akcelerační plocha rovná ploše brzdící, se nazývá mezní doba trvání zkratu. Do této doby musí být zkrat vypnut. Pokud se tak nestane, dojde ke ztrátě stability. Obrázek 18 Stabilita stroje při zkratu na vedení [1] Pro využití v praxi je pravidlo ploch příliš složité a časově zdlouhavé, proto ho nelze uplatit. Z tohoto důvodu byly vyvinuty výpočetní programy, které umožňují stabilitu elektrizační soustavy počítat (např. program MODES). Na obrázku 19 jsou kresleny časové průběhy svorkového napětí UG, proudu I, činného výkonu PG, pro který je typický pilovitý průběh při přechodu do asynchronního chodu, který ohrožuje stroj (krut hřídele, namáhání základů soustrojí). Dále jsou v obrázku znázorněny průběhy budícího napětí a budícího proudu. Budící proud v poměrných jednotkách odpovídá elektromotorickému napětí E za synchronní reaktancí. Na jeho průběhu lze pozorovat skokový pokles po vypnutí vedení
6 Stabilita elektrizační soustavy 36 i pozdější nárůst daný vlivem buzení. Během elektrického zkratu elektrický výkon PE a svorkové napětí UG klesá skokem, zatímco proud narůstá (stroj dodává zkratový proud) [1]. Obrázek 19 Časové průběhy elektrických veličin při zkratu pro nestabilní případ [1] 6.1.1 Vlivy různých činitelů na stabilitu synchronního stroje U stroje s vyniklými póly přechodná reaktance v podélné ose je menší než v příčné ose. To způsobí, že výkonová charakteristika má o něco vyšší maximum posunuté od 90 doprava. Tím se urychlující plocha zmenší a brzdící plocha zvětší. Z praktického hlediska je to příznivé, protože přípustná doba trvání zkratu je nepatrně větší (několik setin sekundy). Často se však tento rozdíl zanedbává. V porovnání se stroji s hladkým rotorem mají menší mechanickou konstantu Tm. To je způsobené, že stroje s vyniklými póly mají zpravidla podstatně nižší jmenovité otáčky. Konstantě Tm je nepřímo úměrné úhlové zrychlení rotoru stroje. Proto úhel narůstá za stejných podmínek rychleji, což je nepříznivé. Další nepříznivým vlivem strojů s vyniklými póly je větší přechodná reaktance, čímž bude i vazební reaktance větší. V důsledku těchto skutečností jsou stroje s vyniklými póly při elektromechanických přechodných dějích náchylnější v porovnání se stroji s hladkým rotorem k vypadnutí ze synchronismu a přípustné doby trvání zkratů jsou pro ně kratší. V sítích vvn se zpravidla zanedbává rezistance (X >> R). Přítomnost rezistance však působí příznivě, protože vznikající ztráty výkonu zatěžují synchronní stroj. Proto je jeho odlehčení během zkratu menší, a tím je i menší urychlující výkon. Zanedbání rezistance alternátorů a transformátorů je možná zpravidla vždy bez výrazného ovlivnění výsledků. Zanedbání rezistance vedení určitý vliv v přesnosti výsledků mít může a to zejména v případech zkratů za delším úsekem vedení. Mezi nejdůležitější činitele ovlivňující stabilitu synchronního stroje patří druh zkratu. Vazební reaktance je závislá na druhu zkratu. Náhradní schéma jednotlivých typů zkratu je ukázáno na obrázku 20, kde X1, X2, X0 jsou sousledná, zpětná a netočivá reaktance.
6 Stabilita elektrizační soustavy 37 Obrázek 20 Náhradní schéma pro různé druhy zkratů v soustavě: a) trojfázový zkrat, b) dvoufázový zemní zkrat, c) dvoufázový zkrat, d) jednofázový zkrat [8] Výsledná vazební reaktance během zkratové poruchy je největší v případě trojfázového zkratu. Nejtěžším zkratem je tedy trojfázový zkrat, nejlehčím jednofázový zkrat. Zvolením trojfázového zkratu za základní poruchu pro výpočet mezní doby trvání zkratu a tím i doby nastavení ochran zůstane stabilita zachována i při ostatních druzích zkratů. X X X (5.3) X 3 f 2 f N 2 f 1f Dalším činitelem ovlivňující průběh elektromechanického přechodného děje je například regulátor buzení synchronních strojů nebo regulátor turbíny (v případě dějů kratších než 1 sekunda se působení regulátoru turbíny zpravidla zanedbává) [8]. Přenosová soustava je kompaktní celek vykazující vysoký stupeň statické stability. K narušení meze statické stability dojde až v případě přenosu výkonů, které překračují přenosové schopnosti jednotlivých přenosových profilů nebo ve výjimečných poruchových stavech. Proti ztrátě synchronismu chrání vypínací funkce distančních ochran na vedeních a transformátorech, které rozpoznají nebezpečí narušení statické stability. V rozvodnách 400 kv jsou kontrolovány výpočtem maximální dovolené doby trvání třípólového zkratu, aby nedošlo k narušení dynamické stability blízkých generátorů. Generátory o výkonu větším než 200 MVA jsou vybaveny ochranou proti ztrátě stability [14]. 6.2 Frekvenční stabilita Frekvenční stabilita souvisí se schopností udržet rovnováhu mezi činnými výkony zdrojů a spotřebičů, tj. schopnost zdroje udržet otáčky (frekvenci) blízko jmenovité hodnotě. K této nerovnováze dojde při změně spotřeby nebo při změně dodávaného výkonu (např. výpadkem zdroje). Porucha se projeví na generátorech rozdělením rázu činného výkonu. Po ustálení regulačního děje si turbosoustrojí přerozdělí výkonový deficit vzniklý výpadkem výkonu v poměru svých výkonových čísel [1]. Frekvenční stabilita je ovlivněna regulačním rozsahem stroje a parametry soustrojí (setrvačností). Nalezení ustáleného bodu po poruše ovlivňuje regulace turbíny a odezva zátěže na odchylky frekvence [19]. Pokud nás zajímá jen výsledný ustálený stav, využije se znalostí z kapitoly 3. V případě, že chceme znát i průběh přechodného děje, lze použít pro jeho výpočet síťové simulátory [1].
6 Stabilita elektrizační soustavy 38 V běžném provozu elektrizační soustavy (charakterizovaném odchylkami frekvence v pásmu ± 200 mhz) je frekvence udržována pomocí primární regulace frekvence a sekundární regulace. Při vybočení frekvence z těchto mezí určuje opatření frekvenční plán. Opatření týkající se bloků elektráren shrnuje tabulka 2. Tabulka 2 Vymezení frekvence v Hz pro pásma provozu [14] Typ JE PVE elektrárny Uhelné VE Provoz EDU ETE Turbína Čerpání Normální bez omezení Časově omezen Nepřípustný Automatické odpojení od ES PPE OZE 48,5 50,5 48,5 50,5 48,5 50,5 48,5 50,5 49,5-50,5 48,5 51,5 49-51 46 48,5 50,5-53 f > 53 f < 46 f > 53 f < 47,5 47,5-48,5 50,5-52,5 f > 52,5 f < 47,5 f > 52,5 f < 47,9 47,9-48,5 50,5-51,5 f > 51,5 f < 47,9 f > 51,5 f < 47,9 46-48,5 50,5-53 f > 53 f < 46 f > 50.2 f < 47,5 46-48,5 50,5-53 f > 53 f < 46 f > 50.2 f < 47,5 49-49,5 50,5-52 f > 52 f < 49 f > 52 f < 49.2 48-48,5 51,5-52 f > 52 f < 48 f > 52 f < 48 47.5-49 51-51,5 f > 51,5 f < 47,5 f > 51.5 f < 47,5 Při vybočení frekvence z mezí ± 200 mhz se elektrárenské bloky automaticky přepínají do otáčkové proporcionální regulace a odepínají se od centrálního regulátoru. Dojde také k odpojení automatické sekundární regulace napětí a jalového výkonu ze systému terciární regulace napětí. Při automatickém odpojení od elektrizační soustavy bloky přechází na provoz na vlastní spotřebu. Bloky přečerpávacích vodních elektráren v čerpadlovém provozu se odstavují a jsou připraveny k najetí do turbínového režimu (pokud je to technicky možné). Při poklesu frekvence pod hodnotu 49,8 Hz automaticky najíždí vybrané bloky přečerpávacích vodních elektráren v turbínovém režimu. Při poklesu frekvence pod 49 Hz se provádí vypínání zátěže pomocí frekvenčních relé instalovaných v rozvodnách 110 kv a 22 kv. V elektrizační soustavě ČR byly přijaty čtyři stupně systémového frekvenčního odlehčování zátěže (tabulka 3). Zátěž je odepnuta v čase sestávajícího se z času potřebného pro změření frekvence a vypínacího času příslušného vypínače. Tabulka 3 Systémové frekvenční odlehčování [14] Stupeň/frekvence 1. /49 Hz 2. /48,7 Hz 3. /48,4 Hz 4. /48,1 Hz Objem odlehčované zátěže (netto) [%] 12 12 12 14 Při nárůstu frekvence nad 50,2 Hz se automaticky odpojují na vlastní spotřebu vybrané bloky vodních elektráren a přečerpávacích vodních elektráren v turbínovém režimu. Při frekvenci 51,5 Hz zbývající bloky přečerpávacích vodních elektráren v turbínovém režimu a bloky vodních elektráren pokud nezregulovaly na nulový výkon [14].
7 Ostrovní provoz 39 7 OSTROVNÍ PROVOZ Ostrovní provoz je schopnost elektrárenského bloku pracovat do vydělené části sítě, tzv. ostrova. Většinou je stavem nouze, který je nutný co nejrychleji vyřešit přifázováním k propojené soustavě. Elektrárenský blok přechází do ostrovního provozu v případě odchylky frekvence o ±200 mhz od nominální hodnoty. Rozpadem soustavy může vzniknout řada menších ostrovů, jejichž parametry se mohou následnými výpadky zdrojů neustále měnit. Při i po rozpadu sítě může dojít k pěti základním jevům ohrožující zbývající část soustavy: 1. Frekvenční kolaps, 2. napěťový kolaps vzniká, pokud soustava nemá dostatek jalového výkonu, 3. ztráta synchronismu, 4. přetížení, 5. kývání a mžikové rozhození elektrických veličin vlivem zkratu - podpěťové vypnutí některých pohonů či rozvoden v blízkosti zkratu. Při přechodu do ostrovního provozu je nutné zajistit proporcionální regulaci otáček (tzv. regulátor ostrovního provozu) a odpojit blok od sekundární regulace činného výkonu. Pokud je možné zajistit stabilní a aperiodický přechod otáček na novou hodnotu danou elektrickými parametry v ostrově, případně odepnout blok od vnější sítě a přejít do provozu na vlastní spotřebu. Blokové regulace a technologické zařízení bloku musí zajistit stabilní spolupráci s ostatními bloky zapojenými v ostrově a dle pokynu dispečinku měnit plynule otáčky turbogenerátoru tak, aby mohlo dojít k opětovnému přifázování elektrizační soustavy. K zajištění stabilní hodnoty frekvence v ostrovním provozu nejlépe vyhovuje režim otáčkové regulace. V otáčkové regulaci má být regulační rozsah co největší, aby blok reagoval na odchylky frekvence, které jsou mnohem větší než v nominálním provozu. V ostrovním provozu je prioritní bezpečnost soustavy před ekonomií provozu (výjimku tvoří jaderné elektrárny, u kterých je prioritou jaderná bezpečnost) [14]. 7.1 Jaderné elektrárny v ostrovním provozu Popis provozu jaderné elektrárny v ostrovním provozu je popsána na jaderné elektrárny Dukovany. Pokud dojde k odchylce frekvence o ±200 mhz (± 12 ot.min -1 ) od nominální hodnoty, okamžitě se musí doregulovat tlak v hlavním parním kolektoru HPK. Po obnově nominálního tlaku v HPK následuje kontrola frekvence ostrova a stavu napětí na vývodu generátorů a rozvoden 6 kv. Po všech modernizacích může blok EDU bezpečně pracovat v intervalu frekvencí od 48,9 Hz do 51,5 Hz. Směnový inženýr může povolit provoz i při nižší, popřípadě vyšší frekvenci, ale znamená to nižší rezervu do vypnutí vedení 400 kv. Bloky jaderné elektrárny musí být schopny reagovat na změny ostrova bez prudkých změn výkonu reaktoru (z důvodu jaderné bezpečnosti). Pro větší a rychlejší změny výkonu v ostrově je nutné zajistit dostatek rychle dosažitelného výkonu. K tomu slouží přepouštěcí stanice do kondenzátoru PSK. Při poklesu tlaku s trendem větším než 200 kpa za minutu nebo od překročení mezí o mínus 0,09 MPa nebo plus 0,15 MPa od zadaného tlaku v HPK, je přepouštěcí stanice do kondenzátoru přepnuta do regulace tlaku v HPK. Po zregulování tlaku do dovolených mezí je PSK automaticky přepnuta zpět do regulace rezervy. Přepouštěcí stanice do kondenzátoru
7 Ostrovní provoz 40 v ostrově tedy funguje buď jako regulátor rezervy, nebo jako regulátor tlaku v HPK. Hodnotu otevření rezervy PSK má možnost operátor měnit dle aktuálních výkonů turbogenerátoru a dle požadavků dispečinku [15]. 7.2 Rozpad propojení UCTE v roce 2006 Nastalo po vypnutí německého vedení Conneforde Diele (pro bezpečný průjezd lodě). Touto manipulací se začalo zatěžovat vedení Landesbergen Wehrendorf a hrozilo jeho přetížení a následné vypnutí nadproudovou ochranou. Na základě zkušeností dispečeři provedli rekonfiguraci sítě. Dispečeři před rekonfigurací neprovedli kontrolní výpočet chodu sítě (zřejmě v časové tísni). Místo odlehčení se však vedení ještě více zatížilo a bylo vypnuto nadproudovou ochranou. Tím se začaly přetěžovat další vedení a následně došlo k jejich vypnutí (celkem 13 vedení). Takto oslabená síť již nedokázala přenášet toky a nastala ztráta úhlové stability, čímž došlo k asynchronnímu chodu západní a východní části. Během několika vteřin po vzniku asynchronního chodu se oddělil severovýchodní přebytkový ostrov a krátce na to se zbytek propojení rozdělil na západní (silně deficitní část) a jihovýchodní část. Obrázek 21 Rozpad propojení UCTE s přibližným znázorněním jednotlivých ostrovů [20] Nejhůře na tom byl západní ostrov s deficitem téměř 9 000 MW. Frekvence poklesla až k hodnotě 49 Hz. Vlivem nízké frekvence začaly první stupně frekvenčního odlehčování (vypnulo se kolem 17 000 MW zátěže a čerpadla v přečerpávacích vodních elektrárnách o výkonu 1 600 MW). Tyto opatření byly v souladu s obranným plánem. S čím se však nepočítalo, byl výpadek velkého množství větrných elektráren a tepláren s kombinovanou výrobou elektrické energie a tepla, které nezvládly přechod do ostrova nebo byly vypnuty frekvenčními ochranami (celkově 10 000 MW). Výkon vypadlých zdrojů byl nahrazen rychle startujícími zálohami (především vodními elektrárnami). V severovýchodním ostrově došlo vzhledem k přebytku výkonu cca 10 000 MW (vlivem velké výroby větrných elektráren) k nárůstu frekvence v prvním okamžiku až na 51,4 Hz. Přebytek výkonu byl odregulován především automatickým vypínáním větrných elektráren nadfrekvenčními ochranami a automatickou regulací turbín (přepnutí do otáčkové regulace). Regulaci frekvence velmi komplikovaly větrné elektrárny, které se po poklesu pod 50,3 Hz začaly automaticky zapínat a zvyšovat přebytek výkonu v ostrově. Tento přebytek musely odregulovat parní elektrárny v ČR a v Polsku (snížením výkonu). To však způsobilo velké přetoky výkonu z Německa do ČR (2 270 MW) a do Polska, čímž hrozilo přetěžování sítí a další výpadky. Koordinací dispečinku a redispečinkem zdrojů (zvýšení výkonu elektráren v Polsku a naopak