03 - Małkowski !!! - po recenzji v3

GENERACJA ROZPROSZONA JAKO STEROWNE ŹRÓDŁO NAPIĘCIA I
MOCY BIERNEJ DLA SIECI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA
Autor: Robert Małkowski
(„Rynek Energii” – nr 5/2012)
Słowa kluczowe: regulacja napięć, sieć średniego napięcia, generacja rozproszona
Streszczenie. Niniejszy artykuł przedstawia przykładowe wyniki uzasadniające celowość wykorzystania źródeł rozproszonych w procesie regulacji napięcia i mocy biernej w sieci SN. Część wyników jak i główne wnioski stanowią efekt pracy
badawczej [6]. W pracy wskazano podstawowe ograniczenia związane z wykorzystaniem generacji rozproszonej w czynnym
udziale w regulacji napięć w sieci SN. Wskazano możliwości oraz efekty aktywnego uczestnictwa analizowanych źródeł
w takiej regulacji.
1. WSTĘP
Nienormalny stan pracy systemu elektroenergetycznego, spowodowany lokalnym lub rozległym deficytem mocy biernej może spowodować poważną awarię, zwaną awarią napięciową [3,4,5]. W znakomitej
większości przypadków deficyt mocy biernej ma charakter lokalny, chociaż w pewnych przypadkach,
może obejmować znaczne obszary. Niezależnie od wielkości obszaru objętego awarią, przy zachwianiu
bilansu mocy biernych generowanych i pobieranych wystąpi proces nieustalony stabilny lub niestabilny
[4]. W przypadku procesu stabilnego – zostaje osiągnięty nowy stan ustalony – przy nowych poziomach
napięć. W przypadku procesu niestabilnego – mającego na ogół charakter aperiodyczny – występuje
tzw. lawina napięcia.
Jeżeli
n
m
i =1
i =1
∑ Q gi − ∑ Qoi > 0 to
dU
> 0 to U rośnie, jeżeli
dt
n
m
i =1
i =1
∑ Q gi − ∑ Qoi < 0 to
dU
< 0 , U maleje,
dt
gdzie: g, o – indeksy mocy biernej generowanej i pobieranej.
W celu przywrócenia stanu normalnego niezbędne jest doprowadzenie do zbilansowania generacji
i poboru mocy biernej. W wielu przypadkach wykorzystanie lokalnych źródeł mocy biernej do wspomagania procesu bilansowania mogłoby pozwolić uniknąć awarii napięciowej. Tym samym, lokalne
źródła mogą zwiększyć bezpieczeństwo elektroenergetyczne umożliwiając zbilansowanie mocy biernej
przy niewielkich przeciążeniach.
Należy również mieć na uwadze fakt, że dzięki skoordynowanemu sterowaniu w poszczególnych stacjach 110kV/SN można przyczynić się do ograniczenia zarówno możliwości powstania sytuacji sprzyjającej powstaniu „lawiny napięcia”, jak również wielkości obszaru objętego taką awarią.
a)
1100
ograniczenie ∆ -> 1000kVA
900
700
ograniczenie Y -> 500kVA
500
cosϕpoj =0,98
Q [kVA]
300
100
-100 0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
-300
cosϕind =0,96
-500
ograniczenie Y -> -500kVA
-700
-900
ograniczenie ∆ -> -1000kVA
-1100
P [kW]
b)
c)
0.8
0.6
0.4
Q [-]
0.2
0
-0.2
cosfi=0.98
cosfi=-0.96
Qfw1,cos
Qfw2,cos
-0.4
-0.6
Qfw1,cos+Qbat
Qfw2,cos-Qbat
-0.8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
P [-]
d)
Rys.1. Obszar dopuszczalnych stanów pracy
determinujący zakres regulacyjny mocy biernej,
a) generator Vestas V90 – 2MW,
b) generator ENERCON E-82 w wykonaniu FT oraz FTQ,
c) farma wiatrowa
z generatorami asynchronicznymi dwustronnie zasilanymi
(V90-3.0 MW) przy założeniu stałej wartości
współczynnika mocy
d) generator synchroniczny
2. MOŻLIWOŚCI REGULACYJNE ŹRÓDEŁ ROZPROSZONYCH
Efekt oddziaływania źródeł rozproszonych, związany ze sterowaniem generacją mocy czynnej i biernej,
na regulację napięć i rozpływu mocy biernej w sieci SN wynika z wielu czynników. Należą do nich
między innymi:
− wielkość mocy zainstalowanej źródła oraz wartość dyspozycyjnej mocy biernej,
− lokalizacja elektrowni,
− przyjęte kryterium regulacji.
W ogólnym przypadku dyspozycyjny zakres mocy biernej, determinowany jest przez wartość aktualnej
generowanej mocy czynnej. Przykładowe obszary dopuszczalnych stanów pracy na płaszczyźnie P-Q
przedstawiono na rys.1.
Lokalizację elektrowni w stosunku do stacji transformatorowej, czy też względem innych źródeł zasilających daną sieć przedstawiono na rys. 2. Ze względu na miejsce zainstalowania źródeł rozproszonych
w stosunku do węzła zasilającego możemy je podzielić na dwie zasadnicze grupy:
− źródła powiązane bezpośrednio lub przez niewielką impedancję z szynami średniego napięcia (SN)
głównych punktów zasilających (GPZ), rys.2 węzeł A,
− źródła usytuowane w głębi sieci średniego napięcia (rys.2 węzły B i D).
Rys.2. Miejsce zainstalowania farm wiatrowych w sieci SN
Podstawowym kryterium regulacji źródeł rozproszonych, jest optymalizacja wytwarzania mocy czynnej
przy założonych kryteriach (dla FW będzie to np. maksymalizacja wytwarzanej mocy czynnej w funkcji
prędkości wiatru, w MEW maksymalizacja wytwarzanej mocy czynnej przy zachowaniu wymaganego
poziomu wody, itd.). Kryterium dodatkowym (realizowanym na potrzeby OSD) może być zależnie od
wymagań systemowych lub wymagań stawianych przez operatora może być utrzymanie:
− stałej wartości napięcia,
− stałej wartości mocy biernej,
− stałego współczynnika tg(ϕ).
3. OGRANICZENIA STEROWANIA LOKALNYCH ŹRÓDEŁ MOCY BIERNEJ
W zależności od usytuowania lokalnych źródeł mocy biernej, sterowanie może napotykać na większe
lub mniejsze trudności. Wspomniane trudności można podzielić na kilka grup [4]:
− ograniczenia techniczne – niedostosowanie układów regulacji, brak znaczącego wpływu na sieć,
− ograniczenia administracyjne – stosunki własnościowe, zależności organizacyjne, brak przepisów
prawnych zobowiązujących / zachęcających właścicieli źródeł do wspomagania systemu elektroenergetycznego,
− ograniczenia kompetencyjne – wynikają głównie z niezrozumienia roli, jaką dane źródło może pełnić w interesie bezpieczeństwa elektroenergetycznego,
− ograniczenia taryfowe – obecne taryfy – powstałe w okresie braku deficytu mocy biernej – wyraźnie
zniechęcają do wspomagania systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych,
− ograniczenia ekonomiczne – wynikają z potrzeby sfinansowania nowych układów sterowania.
Wprowadzenie np. opłat za usługę systemową związaną z aktywnym uczestnictwem w regulacji U i
Q może zachęcić właścicieli źródeł rozproszonych, nie tylko do uczestnictwa w procesie regulacji,
ale i do inwestowania w zwiększenie swoich możliwości regulacyjnych.
Większość z wymienionych ograniczeń jest łatwa do usunięcia i nie wiąże się z wielkimi nakładami
finansowymi. Mając na uwadze, że przyczyną kilku ostatnich awarii systemowych był deficyt mocy
biernej, przy ciągłym niedoinwestowaniu sieci warto poważnie rozważyć, możliwość wykorzystania
potencjału regulacyjnego, jaki dają źródła rozproszone.
4. STEROWANIE ŹRÓDEŁ ROZPROSZONYCH NA RZECZ SIECI SN
4.1. Cel sterowania
Wspomniane ograniczenia determinują zarówno jakościowy jak i ilościowy poziom oddziaływania poszczególnych źródeł na sytuację napięciową w sieci SN. Należy w tym miejscu pamiętać, że choć pojedyncze źródło, może mieć znaczenie pomijalne to skoordynowana regulacja większej ich liczby może
mieć wpływ znaczący.
Cele usług regulacyjnych U i Q, świadczonych przez źródła generacji rozproszonej na rzecz operatora
podsystemu dystrybucyjnego, mogą być następujące:
− ograniczanie strat przesyłu w sieci,
− stabilizacja (regulacja albo podtrzymanie) napięć w otoczeniu źródeł, w normalnych warunkach sieciowych,
− stabilizacja (podtrzymanie) napięć w otoczeniu źródeł w nienormalnych warunkach sieciowych, np.
nienaturalne poziomy napięć,
− interwencyjne ograniczanie lokalnej generacji mocy biernej lub nawet pobór w sytuacji zagrożeń
nadmiernie wysokimi napięciami w sieci nadrzędnej.
4.2. Kryterium regulacji
Kryterium regulacji transformatorów w stacji 110kV/SN jest utrzymywanie zadanej wartości napięcia
dolnego. Jeśli tak, to podstawowy algorytm regulacji źródła zewnętrznego przyłączonego bezpośrednio
do stacji GPZ rys.2. węzeł A, powinien zapewnić stałość napięcia w stacji 110kV/SN (przy wyłączonym regulatorze transformatora) niezależnie od zmienności generowanej mocy czynnej (np. elektrownie wiatrowe). Przy spełnieniu takiego założenia, praca źródła nie będzie powodowała dodatkowego
zadziałania przełącznika zaczepów w wyniku działania URT.
Celowym jest w tym przypadku utrzymanie stałego napięcia nie w PCC, lecz za pewną impedancją zewnętrzną, łączącą ten węzeł z węzłem sieci zasilającej, czyli zastosowanie kompensacji prądowej.
Znacznie lepszym rozwiązaniem i stosunkowo łatwym w realizacji byłby zdalny pomiar napięcia
w stacji GPZ.
Dla źródeł rozproszonych zainstalowanych w głębi sieci SN (rys.2. węzły B i D), konieczne jest zapewnienie ich stabilnej współpracy równoległej i jednoznaczny rozdział mocy biernej pomiędzy źródła.
Klasycznym sposobem osiągania tego celu jest statyzm (nachylenie) charakterystyk zastępczych poszczególnych źródeł i nastawa jednakowych wartości zadanych napięcia przy biegu jałowym. Charakterystykę zewnętrzną rozważanych źródeł przedstawia rys.3.
Ze względu na strefę nieczułości regulatora transformatora można założyć, że niewielki statyzm widoczny na rys.3.a i związana z tym pewna, niewielka zmienność napięć, w większości przypadków, nie
będą miały praktycznego znaczenia. W takim przypadku charakterystyka zewnętrzna źródeł widziana ze
stacji odpowiadać będzie charakterystyce przedstawionej na rys.3.b.
a)
b)
Rys.3. Charakterystyka zewnętrzna źródła;
a - nastawiona w regulatorze; b - „widziana” przez stację GPZ w związku z istnieniem strefy nieczułości układów regulacji
transformatorów
Załóżmy teraz, że napięcie w sieci utrzymuje się w dopuszczalnych granicach. Wtedy należy odpowiedzieć sobie na pytanie, z jaką mocą bierną powinno pracować źródło, aby straty mocy czynnej ∆P w
sieci były najmniejsze. Dla uproszczenia posłużmy się schematem zastępczym pokazanym na rys.4.
Rys.4. Uproszczony schemat zastępczy,
dla źródła przyłączonego do stacji GPZ
Zależność na straty mocy czynnej na impedancji zastępczej, łączącej analizowane źródło ze stacją GPZ,
powodowane pracą źródła można zapisać następująco:
( P + Qźr )
∆P = źr
⋅ RL .
2
U PCC
2
2
(1)
Uwzględniając, że
tg (ϕ ) =
Qźr
,
Pźr
(2)
to straty mocy w sieci można zapisać w następującej postaci:
∆P =
Pźr ⋅ (1 + tg (ϕ ) 2 )
⋅R.
2
U PCC
(3)
Jak nietrudno zauważyć, dla ograniczenia strat przesyłu należałoby utrzymywać możliwe wysoki poziom napięcia w sieci lub pracować z mocą bierną równą zero. Tak prosta odpowiedź odnośnie kryterium sterowania jest możliwa jedynie dla rozważanego przypadku. W rzeczywistości problem ten jest
bardziej złożony.
5. WPŁYW WYBRANYCH KRYTERIÓW REGULACJI NA SYTUACJĘ NAPIĘCIOWĄ W
SIECI SN
Dla pokazania wpływu przyjętego sposobu regulacji na zmienność napięcia w stacji GPZ przyjęto
uproszczony
model
sieci
przedstawiony
na
rys.5.
Rys. 5. Uproszczony schemat modelowanej sieci
Parametry modelowanej sieci przyjęto jak dla typowej sieci 15kV. Zakres regulacyjny mocy biernej
źródeł odpowiadał obszarowi pokazanemu na rys.1b. Modelowanym zakłóceniem była zmiana napięcia
SEE.
W celu uproszczenia rozważań zablokowano działanie regulatora transformatora.
Na rys.6a pokazano procentową zmienność napięcia w stacji GPZ dla przypadku pracy źródeł wg kryterium napięciowego – wariant A, stałej mocy biernej (w przypadku Pg = const. odpowiada to pracy wg
kryterium tg(ϕ) = const.) – wariant B.
a)
b)
∆ UGPZ 15kV
20%
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
-20%
-15%
U_GPZ_0
U_GPZ_A
U_GPZ_B
∆ UGPZ 110kV
-5%
5%
Qz_0
Qz_A
Qz_B
∆ Q Σ źródeł
100%
15%
50%
0%
-50%
∆ UGPZ 110kV
-100%
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
Rys. 6. Procentowa zmienność napięcia w stacji GPZ po
stronie SN, (a) oraz mocy biernej źródeł; (b), w funkcji
zmian napięcia SEE. Oznaczenie wariantów: 0 – źródła nie
pracują, A – praca źródeł wg kryterium napięciowego,
B – praca źródeł wg kryterium tg(ϕPCC) = const.
Przedstawione wyniki pozwalają stwierdzić, że największe ograniczenie zmienności napięć uzyskujemy
w przypadku pracy źródła wg kryterium napięciowego. Przyjęcie takiego kryterium regulacji ma jednak
zasadnicze wady. Są nimi:
− konieczność koordynacji nastawień wartości zadanej napięć poszczególnych regulatorów (regulatora
transformatorów w stacji GPZ, regulatorów źródeł) każdorazowo po zmianie wartości zadanej napięcia w stacji GPZ jak również po zmianie konfiguracji sieci (np. zmiana punktu podziału); brak koordynacji tych nastawień może skutkować utrzymywaniem nienaturalnych poziomów napięć w sieci
SN oraz wymuszaniem niepotrzebnych przepływów mocy biernej w sieci; im większe nasycenie sieci SN źródłami uczestniczącymi w regulacji, tym większa skala omawianego problemu,
− konieczność komunikacji pomiędzy stacją GPZ a poszczególnymi źródłami biorącymi udział
w procesie regulacji. Jest to związane z wspomnianą potrzebą koordynacji nastawień. Problem ten
jest jeszcze bardziej złożony, jeśli istnieje potrzeba utrzymania stałej wartości napięcia poza PCC
(np. regulacja grupowa); wymaga to, bowiem przesłania informacji nie tylko o wartości zadanej napięcia, ale również informacji pomiarowych (poziom napięcia, mocy biernej); pewnym uproszczonym sposobem mogłoby być zastosowanie kompensacji prądowej,
− zależność poziomu i charakteru zmienności mocy biernej źródeł od miejsca zainstalowania w sieci;
fakt ten mógłby zniechęcać właścicieli źródeł zainstalowanych w głębi sieci do udziału w takiej regulacji; ponadto praca z tym kryterium na pierwszym miejscu stawia interes sieci przesyłowej a nie
właścicieli źródeł.
Stosunkowo dobrym rozwiązaniem okazuje się, przyjecie jako kryterium regulacji utrzymywanie stałej
wartości współczynnika tg(ϕ) (rys.7).
a)
0,80%
0,70%
0,60%
0,50%
0,40%
0,30%
0,20%
0,10%
0,00%
-0,10%
∆ UGPZ
U_GPZ_A(s=10%)
U_GPZ_A(s=5%)
U_GPZ_B(tg=0)
U_GPZ_C(tg=0)
0%
b)
25%
20%
40%
60%
80%
PgΣΣ
100%
∆ Q Σ źródeł
20%
Qz_A(s=10%)
15%
Qz_A(s=5%)
10%
Qz_B(tg=0)
Qz_C(tg=0)
5%
0%
-5%
PgΣΣ
-10%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Rys. 7. Procentowa zmienność napięcia w stacji GPZ po
stronie SN; (a) oraz mocy biernej źródeł; (b), w funkcji
zmian mocy źródeł. Oznaczenie wariantów: A – praca
źródeł wg kryterium napięciowego (zadany statyzm s),
B – praca indywidualna źródeł wg kryterium
tg(ϕPCC) = const, C – regulacja grupowa źródeł
wg kryterium tg(ϕPCC) = const.
Jak wykazano w pracy [6] najkorzystniejszym jest przyjęcie wartości tg(ϕ)=0. Wtedy to wpływ pracy
(np. zmiennej generacji mocy FW) jest stosunkowo mały. Krzywe pokazane na rys.7. wskazują również, że znacznie lepsze oddziaływanie na system mamy dzięki skoordynowanemu oddziaływaniu kilku
źródeł. Wariant C odpowiadałby przypadkowi, w którym np. FW składająca się z kilku siłowni wiatrowych utrzymuje zadaną wartość współczynnika tg(ϕ) w PCC farmy.
Skuteczność ograniczenia napięcia w przypadku realizacji kryterium sterownia w wariantach B i C jest
nieco gorsza niż w przypadku pracy z kryterium napięciowym. Dużą zaletą jest jednak fakt, że wartość
współczynnika tg(ϕ) utrzymywana może być lokalnie, co znacznie upraszcza koordynację.
Powyższe rozważania upoważniają do zarekomendowania, jako właściwego, przyjęcie sposobu regulacji pokazanego na rys.8. Charakterystyka ta powstała z połączenia obu kryteriów. W stanach normalnych identyfikowanych poprzez dopuszczalne napięcia w sieci (Umin, Umax), przyjęcie proponowanego
rozwiązania nie zmienia de facto stanu obecnego.
Rys.8. Charakterystyka U = f(Q) z kontrolą mocy biernej, kształtowana przez regulator źródła.
Poszczególne źródła pracują wg obecnie stosowanych kryteriów np. utrzymując zadaną wartość współczynnika mocy biernej lub współczynnika tg(ϕ). Natomiast w przypadku pojawienia się zagrożenia
bezpieczeństwa sieci SN, identyfikowanego jako wystąpienie zbyt niskich U<Umin lub zbyt wysokich
U>Umax napięć, poszczególne źródła zmienią kryterium regulacji i zaczną wspomagać sieć poprzez
utrzymywanie napięcia równego przyjętemu napięciu granicznemu.
W celu określenia wymagań stawianych źródłom rozproszonym przyłączonym do sieci SN właściwy
operator powinien określić wymagany zakres regulacji, jaki powinien być spełniony przez poszczególne
źródła. Przykładem takiego obszaru jest uogólniona charakterystyka przedstawiona w [1,7] wymagana
dla sterowania farm wiatrowych, przez operatora systemu Irlandii (rys.9).
Rys. 9. Obszar pracy regulatora farmy w zakresie regulacji napięcia i mocy biernej
I tak, w przypadku pracy źródła w trybie regulacji napięcia punkt pracy przesuwać się będzie po linii
poziomej w przedziale zdefiniowanym przez ograniczenia charakterystyki oraz graniczne wartości mocy biernej Qmax i Qmin. W przypadku pracy wg kryterium Q=const, punkt pracy przesuwa się po linii
pionowej, w przedziale zdefiniowanym przez ograniczenia charakterystyki oraz graniczne wartości napięć. W trybie regulacji współczynnika tg(ϕ) w efekcie zmian generacji mocy czynnej punkt pracy
przesuwa się po pewnej krzywej wewnątrz obszaru. Niezależnie od przyjętego trybu regulacji, jeżeli
punkt pracy przekroczy którąkolwiek z granic definiowanych przez konkretną charakterystykę, następuje zmiana aktualnego trybu pracy i regulacja wielkości granicznej (napięcia, mocy biernej, współczynnika tg(ϕ)).
6. PRZYKŁADOWE WYNIKI BADAŃ SYMULACYJNYCH
Przykładowe wyniki dla wybranych zakłóceń pokazano na rys.10÷16. Obiektem badanym była jedna ze
stacji GPZ na terenie jednego z operatorów sieci dystrybucyjnej w północnej części kraju. Największe
źródła pracowały wg charakterystyki pokazanej na rys.8, przy czym kryterium regulacji w stanie ustalonym było utrzymanie zadanej wartości współczynnika tg(ϕ).
Badanie pierwsze miało na celu określenie wpływu skokowej zmiany mocy w sieci SN. Założono, że po
upływie ok. 3,5 h nastąpi skokowa zmiana mocy odbioru (przyjęto pewną zmienność mocy odbiorów)
i wypadnięcie jednego ze źródeł.
Celem drugiego badania było określenie zachowania się źródeł uczestniczących w regulacji w sytuacji
wystąpienia zmian napięcia SEE charakteryzujących się niewielką szybkością i dużą amplitudą. Modelowanym zakłóceniem była liniowa zmiana napięcia SEE. Linią przerywaną pokazano zmianę napięcia,
dla przypadku pracy źródeł z kryterium utrzymywania jedynie stałej wartości współczynnika tg(ϕ) – nie
realizowano charakterystyki z rys.8.
Przykładowe przebiegi wybranych wielkości przedstawione na rys.13÷14 obrazują efekt oddziaływania
źródeł uczestniczących w regulacji w przypadku wystąpienia skokowej zmiany napięcia w SEE o wartości -5%. Oznaczenia stosowane na rysunkach 10÷16 to Uref – wartość zadana napięcia w stacji GPZ,
eps – strefa nieczułości regulatora transformatora w GPZ, Umax/Umin – wartości graniczne determinujące
zmianę kryterium działania dla źródeł.
1,04
U [-]
Umax
eps
1,02
Uref
eps
Umin
1,00
U_GPZ_15
U_GPZ_15
0,98
200
250
300
t [min]
350
Rys.10. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ
po stronie SN. Przypadek So=var oraz tg(ϕ)|z = -0,2
Umax
U_FWs
U [-]
1,040
1,030
1,020
1,010
1,000
0,990
0,980
0,970
0,960
-2,7
-2,6
Umin
Q [Mvar]
-2,5
-2,4
-2,3
-2,2
Rys.11. Zmienność napięcia regulowanego jednego
ze źródeł w funkcji zmian mocy biernej. Przypadek So=var oraz tg(ϕ)|z = -0,2
1,04
1,02
1,00
0,98
0,96
0,94
0,92
0,90
U [-]
Umax
eps
Uref
eps
Umin
U_GPZ_15
U_GPZ_15
t [min]
0
10
20
30
40
50
60
70
Rys.12. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ
po stronie SN. Przypadek USEE=var oraz tg(ϕ)|z=-0,2
Umax
1,04
U_FWs
Umin
U [-]
1,02
1,00
0,98
0,96
Q [Mvar]
0,94
-3
-2
-1
0
Rys.13. Zmienność napięcia regulowanego jednego
ze źródeł w funkcji zmian mocy biernej. Przypadek USEE=var oraz tg(ϕ)|z=-0,2
1,04
U [-]
1,02
Umax
eps
1,00
Uref
eps
0,98
Umin
U_GPZ_15
0,96
U_GPZ_15
0,94
t [min]
0
5
10
15
20
25
Rys.14. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ
po stronie SN. Przypadek USEE=var|∆U-5% oraz tg(ϕ)|z = 0
Umax
1,04
U_FWs
Umin
U [-]
1,02
1,00
0,98
0,96
Q [Mvar]
0,94
2
2,2
2,4
2,6
2,8
3
Rys.15. Zmienność napięcia regulowanego jednego
ze źródeł w funkcji zmian mocy biernej.
Przypadek USEE=var|∆U-5% oraz tg(ϕ)|z = 0
Ostatni przykład (rys. 16) ma na celu określenie zachowania się źródeł uczestniczących w regulacji
w przypadku zmiany mocy generacji.
a)
1,05 U [-]
1,03
Umax
eps
1,01
Uref
eps
0,99
Umin
U_GPZ_15
0,97
U_GPZ_15
0,95
0
b)
10
20
30
40
50
60
t [min]
1,04 U [-]
1,02
Umax
eps
1,00
Uref
Umin
0,98
U_GPZ_15
0,96
t [min]
0
10
20
30
40
50
60
Rys.16. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po
stronie SN w przypadku PgFW=var oraz a) tg(ϕ)|z = -0,2,
b) tg(ϕ)|z = 0
7. WYNIKI BADAŃ SYMULACYJNYCH
Analizując uzyskane wyniki można stwierdzić, że w pierwszej kolejności zadaną wartość napięcia próbuje utrzymać regulator napięcia transformatora w stacji GPZ (rys.12). Po wyczerpaniu możliwości
regulacyjnych transformatora (skrajny zaczep) sieć jest wspomagana przez zewnętrzne źródła.
Dzięki oddziaływaniu zewnętrznych źródeł mocy biernej, następuje ograniczenie nagłych zmian napięcia w sieci SN (rys. 10 i 14).
Pozytywne oddziaływanie źródeł objawia się również wydłużeniem czasu przełączania przełącznika
zaczepów (rys.14) (ograniczenia wartości funkcjonału uchybu regulacji). W układzie rzeczywistym,
przy dużej zmienności napięcia można by uzyskać ograniczenie liczby przełączeń przełącznika zaczepów transformatora zasilającego sieć SN.
Zmiana generowanej mocy czynnej przez FW skutkuje znacznymi zmianami zakresu dyspozycyjnej
mocy biernej FW. Najgorszym z punktu wiedzenia wspomagania sieci SN przez FW jest zmniejszenie
generowanej mocy czynnej. Skutkuje to, zgodnie z charakterystykami pokazanymi na rys. 1, ograniczeniem zakresu dyspozycyjnego mocy biernej w poszczególnych źródłach. Analiza zmienności napięcia
pokazanych na rys.16 pozwala stwierdzić, że najkorzystniejszą sytuację z punktu widzenia zmienności
napięć w sieci, związaną ze zmiennością mocy generowanej, uzyskujemy przy pracy z tg(ϕ) = 0.
8. PODSUMOWANIE
Analiza wyników przedstawionych w niniejszym artykule, jak również w pracy [6], pozwala na sformułowanie następujących wniosków:
− wykorzystanie zewnętrznych źródeł mocy biernej do sterowania U i Q może zwiększyć zakres regulacyjny transformatora zasilającego i ograniczyć liczbę przełączeń transformatora w stacji GPZ,
− ograniczyć zmienność napięć w sieci SN,
− aktywny udział źródeł mocy biernej w regulacji U i Q na rzecz sieci SN powinien następować dopiero w wyniku przekroczenia określonych przez operatora granicznych wartości napięć. Dla realizacji
tak postawionego zadania wystarczy, aby regulator nadrzędny źródła umożliwiał kształtowanie charakterystyki pokazanej np. na rys.8. W każdej z tych propozycji w stanach normalnych, identyfikowanych poprzez dopuszczalne napięcia w sieci (Umin, Umax), dane źródło pracuje wg własnego kryterium np. utrzymując zadaną wartość współczynnika tg(ϕ), przy jednoczesnej optymalizacji np. strat
w sieci wewnętrznej źródła [2]. Natomiast w przypadku pojawienia się zagrożenia bezpieczeństwa
sieci SN, identyfikowanej jako wystąpienie zbyt niskich lub zbyt wysokich napięć, poszczególne
źródła zmienią kryterium regulacji i zaczną wspomagać sieć poprzez utrzymywanie napięcia równego przyjętemu napięciu granicznemu z dokładnością do zadanego etatyzmu,
− postuluje się przyjęcie, jako wartości zadanej współczynnika tg(ϕ) możliwie bliskiego zeru, uwaga ta
dotyczy szczególnie źródeł charakteryzujących się dużą zmiennością mocy generowanej,
− zadana wartości współczynnika tg(ϕ) może być utrzymywana lokalnie i nie wymaga się w takim
przypadku przesyłania informacji pomiarowych z odległych punktów pomiarowych,
− wartości graniczne napięć (Umax, Umin) determinujące zmianę kryterium działania poszczególnych
źródeł mogą być nastawiane:
− lokalnie – wtedy najlepszym rozwiązaniem byłoby przyjecie wartości odpowiadającym dopuszczalnym granicznym wartościom napięć w sieci,
− zdalnie – wartości te mogłyby być ustalane jako np. procentowa odchyłka napięcia w stosunku do
aktualnej zadanej wartości napięcia utrzymywanej przez regulator transformatora zasilającego daną sieć.
Uzyskane wyniki wskazują na celowość wprowadzenia możliwości wykorzystania zewnętrznych źródeł
mocy biernej do celów regulacji U i Q na potrzeby sieci SN. W celu zachęcenia potencjalnych uczestni-
ków takiej regulacji należy opracować właściwe regulacje prawne. Działanie na rzecz sieci SN należy
traktować, jako usługę systemową.
LITERATURA
[1] Eirgrid Grid Code Version 2.0 January 2007.
[2] Klucznik J.: Układ sterowania farmy wiatrowej realizujący regulacje napięcia i mocy biernej, Ar-
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
chiwum Energetyki / PAN. Komitet Problemów Energetyki. - T. 37, nr spec. (2007), .ISSN 0066684X.
Machowski J.i in.: Power System Dynamics, Stability and Control, John Wiley 2008
Małkowski R., Szczerba Z.: Praca realizowana w ramach PBZ-MEiN-1/2/2006, Bezpieczeństwo
elektroenergetyczne kraju. Zadanie 8.4.1.
Małkowski R., Z. Szczerba: Wpływ struktury, algorytmów działania oraz nastawień układów regulacji transformatorów 110/SN na możliwość powstania i przebieg awarii napięciowej. Międzynarodowa Konferencja APE’09. Gdańsk-Jurata 2009.
Małkowski R., Zbroński A.: Analiza przyłączenia do sieci elektroenergetycznej oraz pracy na sieć
wydzieloną układu generacji energii rozproszonej. Projekt badawczy realizowany na rzecz Energa
S.A. Umowa nr 10/VII/2010.
Lubośny Z.: Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym. ISBN 978-83-204-3527-6, WNT,
Warszawa 2009, Wyd. I
DISTRIBUTED GENERATION AS CONTROLLED SOURCE
OF VOLTAGE AND REACTIVE POWER FOR A MEDIUM VOLTAGE NETWORK
Key words: voltages control, medium voltage network, distributed generation
Summary. This paper presents examples of the results justifying the desirability of distributed sources using in the voltage
and reactive power control in the MV network. Some of the results and main conclusions are the result of research work [6].
The paper identifies the basic limitations associated with the active participation of distributed generation in the MV network
voltage controlling. Possibilities and the effects of active participation of the analyzed sources in this control are pointed
out.
Robert Małkowski, Absolwent Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999).
W roku 2003 obronił pracę doktorską. Obecnie zatrudniony na Politechnice Gdańskiej na stanowisku
adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań badawczych
obejmuje zagadnienia związanie z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.
E-miał: [email protected]