docregulacja napięć
download 
Reklamacja Transkrypt
regulacja napięć
ISSN 1230-039X TECHNIKA, EKONOMIA, ORGANIZACJA ELEKTROENERGETYKA 2’04 Numer 2, 2004 (49) SPIS TREŚCI REGULACJA NAPIĘĆ 50 lat prac Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk w zakresie regulacji napięć LINIE PRZESYŁOWE Linia 220 kV Leśniów – Ec Zielona Góra – realizacja inwestycji ........ 1 . . . . . . . . . . . . . . . . 24 ENERGETYKA WIATROWA Za i przeciw turbinom wiatrowym o dwóch łopatach . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 LINIE PRZESYŁOWE Nadprzewodnikowe wsparcie dla sieci energetycznych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA ELEKTROENERGETYKA Nr 2/2004 (49) REGULACJA NAPIĘĆ RYSZARD DOLNY, KRZYSZTOF MADAJEWSKI MARIUSZ MAZUR Instytut Energetyki Oddział Gdańsk 50 LAT PRAC INSTYTUTU ENERGETYKI ODDZIAŁ GDAŃSK W ZAKRESIE REGULACJI NAPIĘĆ W roku 2004 Instytut Energetyki Oddział w Gdańsku obchodzi 50-tą rocznicę swojego istnienia. Problematyka regulacji napięć stanowiła przez cały ten okres jeden z wiodących tematów prac badawczych i wdrożeniowych Oddziału. Obejmowała przy tym zarówno zagadnienia regulacji generatorowej, jak i sterowania poziomami napięć i rozpływami mocy biernej w sieci. Przedstawiony referat przybliża praktyczny wkład Oddziału1) w dzisiejszy obraz problematyki regulacji w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE). UKŁADY WZBUDZENIA, REGULACJI NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ GENERATORÓW SYNCHRONICZNYCH – TŁO HISTORYCZNE Układy wzbudzenia i regulacji napięcia generatorów synchronicznych ewoluowały od ręcznie nastawianych rezystorów, ograniczających prąd wzbudzenia wzbudnic prądu stałego, poprzez regulatory elektromechaniczne, regulatory wykorzystujące wzmacniacze magnetyczne, regulatory analogowe aż do obecnie instalowanych cyfrowych wieloparametrowych układów regulacji, sterujących prostownikami dużej mocy zbudowanymi na tyrystorach lub tranzystorach IGBT. Generatory istniejące w krajowej energetyce po drugiej wojnie światowej, wyposażone były we wzbudnice prądu stałego i regulatory elektromechaniczne różnych typów. Wiele z nich nie zapewniało odpowiedniego współczynnika forsowania, dlatego uzupełniano je przekaźnikowymi układami forsowania, które działały na zasadzie włączania dodatkowego, domagnesowującego prądu, załączanego w momencie obniżenia się napięcia na zaciskach generatora. Generatory sprowadzane z zagranicy w latach 50. wyposażano we wzbudnice prądu stałego i regulatory ze wzmacniaczami magnetycznymi. Rozwiązanie takie zastosowano do generatorów firmy Elektrosiła o mocach 25 i 50 MW oraz firmy Siemens o mocach 50 i 75 MW. Te ostatnie, ze wzmacniaczami magnetycznymi w układzie przeciwsobnym, charakteryzowały się bardzo dobrymi parametrami regulacyjnymi. W roku 1956 rozpoczęto w Oddziale pierwsze prace badawcze związane z opracowaniem układów wzbudzenia i regulacji napięcia generatorów synchronicznych. W ciągu kilku lat opracowano i wdrożono serię transduktorowych regulatorów napięcia typu RNGT. Począwszy od 1959 r. aż do lat 90. wszystkie produkowane w Dolmelu prądnice synchroniczne wyposażano w opracowane w Oddziale układy wzbudzenia i regulacji napięcia. Pierwsze z nich oznaczone symbolami RNGT-1 i RNGT-2 stosowano do maszyn o mocach od 2 MW do 50 MW wyposażonych we wzbudnice prądu stałego. Układy te zastąpiły sprowadzane z firmy BBC regulatory elektromechaniczne. Regulatory zawierały jedynie tor regulacji napięcia generatora, 1) W artykule słowo Oddział w znaczeniu Instytut Energetyki Oddział Gdańsk użyto niezależnie od zmian struktury organizacyjnej i przynależności jednostki w minionych 50-ciu latach. ELEKTROENERGETYKA 1 REGULACJA NAPIĘĆ a nie posiadając części ruchomych, charakteryzowały się wysokim współczynnikiem niezawodności i zapewniały dobre właściwości dynamiczne maszynom synchronicznym. Na początku lat 60. firma Dolmel zakupiła licencję na generatory 120 MW. Przewidywano wyposażenie generatorów w skomplikowany układ wzbudzenia, zawierający wzmacniacze maszynowe napędzane silnikiem asynchronicznym. Oddział opracował wówczas regulator typu RNGT-7, w którym zastosowano dwustopniowe przeciwsobne wzmacniacze magnetyczne w układzie amplistatu. Pozwoliło to znacznie uprościć układ wzbudzenia, a jednocześnie zapewnić bardzo dobre właściwości dynamiczne generatorów. Dla turbogeneratora TWW-200 o mocy 200 MW produkowanego przez Dolmel opracowano w Oddziale regulator napięcia RNGT-8. W skład układu wzbudzenia wchodziła wzbudnica induktorowa, statyczny prostownik diodowy oraz podwzbudnica. Wzbudnica induktorowa pracuje z częstotliwością 500 Hz. W maszynach tych zarówno uzwojenie twornika, jak i wzbudzenia umieszczone są w żłobkach stojana. Brak uzwojeń na wirniku sprawia, że prądnicę tę charakteryzuje wysoki współczynnik niezawodności. Wadą tej maszyny jest natomiast większy o około 40 proc. ciężar i gabaryty w stosunku do klasycznych maszyn synchronicznych. Jest to wynikiem wykorzystywania jedynie składowej przemiennej indukcji w szczelinie, przy niewielkim nasyceniu obwodu magnetycznego. W ten typ układu wzbudzenia i regulacji napięcia wyposażono niemal wszystkie bloki 200 MW instalowane w KSE. Na początku lat 70. opracowano w Oddziale i wdrożono do produkcji elektroniczny analogowy regulator napięcia typu RNGY-6, w którym tor regulacji automatycznej wyposażono we wzmacniacze wykorzystujące tranzystory i układy scalone, a jako wzmacniacz mocy zastosowano sześciopulsowy mostek tyrystorowy. W tego typu regulatory wyposażano generatory o mocach od 63 MW do 500 MW. Dalszy rozwój elementów półprzewodnikowych, a zwłaszcza tyrystorów dużej mocy i układów scalonych, umożliwił opracowanie i wdrożenie do praktyki statycznych układów wzbudzenia. Pierwsze układy zastosowano w połowie lat 70. w małych elektrowniach wodnych, a kolejne na blokach 200 MW. Pod koniec lat 70. i w latach 80. statyczne tyrystorowe układy wzbudzenia opracowane w Oddziale zastosowano w dużych elektrowniach szczytowo-pompowych (Porąbka-Żar, Żarnowiec) oraz w generatorach 360 MW elektrowni Bełchatów. W kolejnych latach opracowywano w Oddziale i wdrażano statyczne układy wzbudzenia dla wielu generatorów bardzo różnych mocy. Wiele spośród tych układów wyeksportowano i pracują do dziś w Indiach, Turcji, krajach byłej Jugosławii, Grecji i innych. Pierwsze na świecie układy wzbudzenia z cyfrowym regulatorem zainstalowano w latach 80., kiedy pojawiły się możliwości technologiczne do ich opracowania. W tym okresie w Oddziale podjęto wstępne prace nad zastosowaniem tej techniki w układach regulacji napięcia. Od połowy lat 90. cyfrowe regulatory napięcia opracowane w Oddziale wdrażane były równolegle z analogowymi, a w ostatnich kilku latach stanowią one praktycznie jedyne stosowane rozwiązanie. Dorobek Instytutu w zakresie układów wzbudzenia i regulacji napięcia maszyn synchronicznych daleko wykracza poza układy stosowane w elektrowniach systemowych. W okresie ostatnich 50-ciu lat w Oddziale opracowano i wdrożono układy wzbudzenia dla elektrowni okrętowych, elektrowni przemysłowych (cukrownie, zakłady chemiczne, rafinerie, itd.), elektrowni dieslowskich (potrzeby własne elektrowni jądrowych, elektrownie na wyspach). Wiele z tych rozwiązań to statyczne układy wzbudzenia o zasilaniu napięciowo-prądowym (kompaundacyjne) rzadko stosowane w energetyce zawodowej. Działalność ta z powodzeniem rozwijana jest w Oddziale do chwili obecnej. WPŁYW UKŁADÓW WZBUDZENIA I REGULACJI NAPIĘCIA NA PRACĘ KSE Równolegle z opracowywaniem nowych rozwiązań układów wzbudzenia i regulacji napięcia dla generatorów dużej mocy, w Oddziale prowadzono prace badawcze związane z wpływem tych układów na pracę systemu elektroenergetycznego. W latach 60. opracowano modele matematyczne układów wzbudzenia i przeprowadzono wiele badań symulacyjnych dla określenia właściwych struktur układów wzbudzenia i regulacji napięcia. Tych zagadnień dotyczyły rozprawy doktorskie [48, 55, 58]. W tym okresie korzystano w badaniach symulacyjnych z maszyn analogowych, co w praktyce ograniczało model systemu elektro2 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ energetycznego do układu pojedynczy generator – sieć sztywna. Wyniki uzyskane z badań symulacyjnych umożliwiły opracowanie takich struktur układów regulacji, które przez wiele lat zapewniały bardzo dobre właściwości dynamiczne turbozespołów pracujących w KSE. Dotyczyło to zwłaszcza układów wzbudzenia ze wzbudnicami induktorowymi i regulatorami napięcia wykorzystujących wzmacniacze magnetyczne. W końcu lat 70. w badaniach symulacyjnych prowadzonych w Oddziale rozpoczęto wykorzystywanie maszyn cyfrowych (ODRA 1325) i języka Fortran. Rozwijano modele i rozpoczęto stosowanie analizy modalnej oraz metod częstotliwościowych. Opracowano własne programy obliczeniowe pozwalające na badania złożonych modeli KSE. Od połowy lat 90. w badaniach systemowych prowadzonych w Oddziale wykorzystuje się profesjonalne programy obliczeniowe. Połączenie w Oddziale prac projektowych i wdrożeniowych z pracami badawczymi i pomiarami w systemie elektroenergetycznym stworzyło placówkę o bardzo wysokich kompetencjach i doświadczeniu w dziedzinie regulacji napięć i dynamiki generatorów synchronicznych. PRZYKŁADY UKŁADÓW WZBUDZENIA I REGULACJI NAPIĘCIA OPRACOWANYCH W INSTYTUCIE Okres 50-ciu lat to ogromna przepaść pomiędzy rozwiązaniami technicznymi w każdej z dziedzin, w tym w układach wzbudzenia. Nie sposób omówić tej ewolucji w krótkim artykule, stąd spośród kilkudziesięciu układów wzbudzenia i regulacji napięcia opracowanych w Oddziale przedstawiono trzy przykładowe rozwiązania charakterystyczne dla tego okresu. Wybrano układy: • RNGT-8 – układ zbudowany na wzmacniaczach magnetycznych, ze wzbudnicą induktorową i statycznym prostownikiem diodowym, • WGSY-3 – statyczny tyrystorowy układ wzbudzenia o zasilaniu napięciowym z analogowym regulatorem napięcia, • WGSY-38 – statyczny tyrystorowy układ wzbudzenia o zasilaniu napięciowym z cyfrowym regulatorem napięcia. Autorzy poprzestają na tradycyjnym słownictwie stosowanym w omawianej dziedzinie. I tak, w niniejszym materiale mowa jest o regulatorach napięcia dla określenia wieloparametrowego regulatora generatora, zawierającego kilka torów regulacji oraz wiele ograniczników regulacji i stabilizator systemowy. Podobna uwaga dotyczy tak zwanej regulacji ręcznej, która to nazwa tradycyjnie najczęściej oznacza automatyczny układ regulacji prądu wzbudzenia lub napięcia wzbudzenia. UKŁAD WZBUDZENIA TYPU RNGT-8 Układ wzbudzenia typu RNGT-8 składa się z dwóch torów regulacji; toru regulacji automatycznej oraz ręcznej. Oba tory regulacji współpracują z własnymi wzmacniaczami transduktorowymi. W skład obu torów wchodzą wzmacniacze działające w kierunku dowzbudzenia oraz odwzbudzenia wzbudnicy induktorowej (rys.1). W stanie ustalonym prąd sterujący wzmacniacza wyjściowego jest zatem bliski zero. W stanach dynamicznych, gdy różnica pomiędzy wartością zadaną a mierzoną zwiększa się, wówczas prąd sterujący przyjmuje odpowiednio wartość ujemną lub dodatnią, sterując wyjściowymi wzmacniaczami magnetycznymi zgodnie z charakterystyką przedstawioną na rysunku 1. Rys. 1. Idealna charakterystyka wzmacniacza transduktorowego ELEKTROENERGETYKA 3 REGULACJA NAPIĘĆ Tor regulacji automatycznej wyposażony jest dodatkowo w ograniczniki: • maksymalnego prądu stojana, • minimalnej mocy biernej, • ujemnego przepływu. W latach 90. przy okazji instalowania w KSE układów ARNE (omówienie tych układów zamieszczono poniżej) w elektrowniach zmodernizowano tor regulacji automatycznej eliminując wzmacniacze wstępne oraz modyfikując i uzupełniając elektroniczne ograniczniki: • ogranicznik P/Q w miejsce ogranicznika minimalnej mocy biernej, • nowy ogranicznik prądu stojana, • ogranicznik prądu wirnika, • ogranicznik indukcji U/f. Dodano również stabilizator systemowy. Powyższa modernizacja przeprowadzona została na wszystkich blokach Elektrowni Dolna Odra, Jaworzno III, Łaziska, Ostrołęka, Rybnik oraz Turów wyposażonych we wzbudzenia tego typu. Tor regulacji ręcznej pełni funkcje automatycznej regulacji napięcia wzbudzenia. Uchyb regulacji steruje parą wzmacniaczy magnetycznych regulacji ręcznej, których prądy wyjściowe sterują dwoma odrębnymi uzwojeniami wzbudzenia wzbudnicy sterując je odpowiednio „w górę” lub „w dół”. UKŁAD WZBUDZENIA I REGULACJI NAPIĘCIA TYPU WGSY-3 Schemat układu pokazano na rysunku 3. Układ tego typu różni się od omawianego wcześniej układu RNGT-8 nie tylko zastosowaną technologią, ale też sposobem przetwarzania energii dostarczonej do wzbudzenia generatora. Jest to statyczny układ wzbudzenia bez elementów wirujących, a energia z zacisków generatora poprzez transformator wzbudzenia i prostowniki tyrystorowe dużej mocy doprowadzana jest do wzbudzenia generatora. Prostownik wzbudzenia zbudowany jest z kilku modułów (szaf). Takie rozwiązanie podwyższa niezawodność bowiem awaria jednego z modułów nie wpływa negatywnie na pracę układu wzbudzenia. Prostownik może współpracować zarówno z torem regulacji automatycznej, jak i ręcznej. Tor regulacji automatycznej wyposażono w następujące ograniczniki: • ogranicznik P/Q, • ogranicznik prądu stojana, • ogranicznik prądu wirnika, • ogranicznik indukcji U/f. Wszystkie układy zawierają stabilizatory systemowe. Układ wyposażono w system wzbudzenia wstępnego, który umożliwia wzbudzenia generatora do około 10 proc. napięcia znamionowego. Układy tego typu instalowano na blokach budowanych lub modernizowanych w latach 80. i 90. w elektrowniach: Bełchatów, Kozienice, Opole, Turów, Porąbka-Żar, Żarnowiec. UKŁAD WZBUDZENIA I REGULACJI NAPIĘCIA TYPU WGSY-38 Obecnie opracowywane układy wzbudzenia z cyfrowym regulatorem napięcia charakteryzuje bardzo duża liczba realizowanych funkcji. Poniżej skrótowo opisano te funkcje bazując na regulatorze napięcia, który będzie w najbliższym czasie instalowany na bloku 360 MW (rys. 4). Regulator zawiera dwa w pełni redundowane kanały regulacji. Opisywane poniżej tryby regulacji, funkcje regulatora i zabezpieczenia zaimplementowane są w każdym kanale niezależnie. TRYBY REGULACJI Cyfrowy kanał regulacji może pracować w jednym z następujących trybów regulacji: • Tryb regulacji napięcia generatora (regulacja automatyczna) używany jest podczas normalnej pracy. W trybie tym wartość mierzona regulatora napięcia porównywana jest z wartością zadaną i zależnie od różnicy tych sygnałów generowany jest odpowiedni kąt sterowania tyrystorów. • Tryb regulacji prądu wzbudzenia (regulacja ręczna). Mierzona wartość prądu wzbudzenia porównywana jest z wartością zadaną i zależnie od niej zmieniany jest kąt wyzwalania tyrystorów. 4 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ Rys. 2. Schemat elektromaszynowego układu wzbudzenia i regulacji napięcia typu RNGT-8 • Regulacja współczynnika mocy. Na podstawie aktualnych wartości mocy czynnej i biernej obliczany jest tgϕ, który porównuje się z jego wartością zadaną, a następnie zmienia się odpowiednio na wartość zadaną napięcia generatora (regulator pracuje wówczas w trybie automatycznym). • Regulacja mocy biernej. Aktualna wartość mocy biernej jest porównywana z wartością zadaną, a następnie zmienia się odpowiednio wartość zadaną napięcia generatora (regulator pracuje wówczas w trybie automatycznym). • Regulacja mocy biernej zerowej. Tryb pracy używany w układzie w czasie odstawiania bloku ma na celu maksymalne ograniczenie prądu generatora w czasie otwierania wyłącznika blokowego. Regulator napięcia utrzymuje moc bierną w pobliżu wartości zero. ELEKTROENERGETYKA 5 Rys. 3. Schemat statycznego układu wzbudzenia i regulacji napięcia typu WGSY-3 współpracującego z czterema prostownikami wzbudzenia REGULACJA NAPIĘĆ 6 ELEKTROENERGETYKA Rys. 4. Schemat statycznego układu wzbudzenia typu WGSY-38 podwójnym kanałem regulacji i czterema modułami prostownika wzbudzenia REGULACJA NAPIĘĆ ELEKTROENERGETYKA 7 REGULACJA NAPIĘĆ FUNKCJE REGULATORA NAPIĘCIA Cyfrowy regulator napięcia (RC) w trybie regulacji automatycznej realizuje następujące dodatkowe funkcje: • Kompensacji prądowej zapewniającej właściwy rozdział mocy biernej podczas pracy równoległej generatorów lub kompensacji spadku napięcia na transformatorze blokowym i linii zasilającej. • Ogranicznika niedowzbudzenia (rys. 5) – pojemnościowej mocy biernej. Ogranicznik ten utrzymuje prąd wzbudzenia w zakresie określonym charakterystyką P/Q. Charakterystykę aproksymowano krzywą łamaną w 6 punktach. Charakterystyka ograniczająca jest zależna od wartości napięcia na zaciskach generatora. • Ogranicznika maksymalnego prądu stojana. Ogranicznik ten utrzymuje prąd wzbudzenia na takim poziomie, aby utrzymać prąd stojana poniżej wartości dopuszczalnej i zapobiec przeciążeniu cieplnemu uzwojenia stojana. Sposób działania ogranicznika prądu stojana zmienia się w zależności od tego czy maszyna jest przewzbudzona czy niedowzbudzona. Układ wzbudzenia nie ma praktycznie wpływu na zmianę mocy czynnej generatora, jeżeli zatem wartość składowej czynnej prądu przekroczy wartość dopuszczalną, to ogranicznik przechodzi w tryb regulatora zerowej mocy biernej, utrzymując tym samym minimalny możliwy prąd stojana. Ogranicznik jest blokowany w wypadku stwierdzenia awarii pomiaru prądu stojana. • Ogranicznika pułapu prądu wzbudzenia i maksymalnego prądu wzbudzenia. Ogranicznik ten ogranicza prąd wzbudzenia do dwóch odrębnie nastawianych wartości. Pierwsze ograniczenie określa pułap forsowania prądu wzbudzenia i określane jest jako Ifmax. Jeśli zachodzi taka potrzeba, to prąd wzbudzenia – z dużą szybkością – ograniczany i utrzymywany jest na poziomie maksymalnego pułapu prądu wzbudzenia przez określony wcześniej czas, a następnie zostaje zmniejszony do wartości ograniczenia cieplnego prądu z charakterystyki czasowej. Jeżeli w trakcie działania ogranicznika nastąpi skokowe obniżenie napięcia generatora (dU/dt), to maksymalny pułap prądu zostaje odblokowany i forsowanie może być rozpoczęte przy założeniu, że dopuszczalna wartość I2 t nie jest przekroczona. Ogranicznik ten jest blokowany w wypadku awarii pomiaru prądu wzbudzenia. • Ogranicznika indukcji chroniącego generator i transformator blokowy przed wzrostem indukcji w żelazie przy obniżeniu częstotliwości (prędkości obrotowej) generatora. • Ogranicznik minimalnego prądu wzbudzenia. Zapewnia on minimalny prąd podtrzymania pracy tyrystorów w mostku prostownikowym. Ogranicznik ten blokowany jest poza zakresem dopuszczalnego swojego działania tzn.: 1. w czasie wzbudzania, gdy napięcie generatora jest niższe od zadanego, 2. dla dodatniej (indukcyjnej) mocy biernej (nie powinno dochodzić do jego pracy), 3. w wypadku awarii pomiaru prądu wzbudzenia. W trybie regulacji ręcznej dodatkowe funkcje to: • Funkcja ogranicznika nadnapięciowego regulacji ręcznej. Ogranicznik nie dopuszcza do zwiększenia napięcia generatora powyżej wartości zadanej w czasie pracy na regulacji ręcznej. Rys. 5. Działanie ograniczników regulacji na płaszczyźnie P/Q 8 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ • Ogranicznika niedowzbudzenia – pojemnościowej mocy biernej funkcjonalnie identycznego jak dla regulacji automatycznej. • Ograniczników maksymalnego prądu stojana, funkcjonalnie identycznego jak dla regulacji automatycznej. ZABEZPIECZENIA W UKŁADZIE WZBUDZENIA Układ wyposażono w następujące funkcje zabezpieczające generator przed nieprawidłowym działaniem układu wzbudzenia: • Monitorowanie pomiaru napięcia generatora. Do regulatora napięcia doprowadza się pomiary z obu kompletów przekładników pomiarowych napięcia generatora i na tej podstawie regulator oblicza, bazując na algorytmach pomiaru prawdziwej wartości skutecznej (true RMS) napięcia we wszystkich fazach. Jeśli któreś z napięć fazowych – obliczane z przekładników aktywnego kanału regulacji – obniży się o przyjętą wartość i zadany czas poniżej wartości napięcia obliczanego z kanału rezerwowego to generowane jest żądanie przełączenia na kanał rezerwowy, lub o ile aktywnym kanałem jest kanał rezerwowy przełączanie następuje na regulację ręczną tego kanału. • Monitorowanie pomiaru prądu wzbudzenia generatora. Do regulatora napięcia doprowadza się pomiar z przekładników prądu wzbudzenia po stronie przemiennej oraz transduktora mierzącego prąd po stronie prądu stałego. O ile różnica tych wartości przekroczy zadaną wartość w określonym czasie, generowany jest sygnał uszkodzenia pomiaru prądu wzbudzenia. Sygnał ten przełącza regulator na regulację automatyczną oraz blokuje działanie ograniczników maksymalnego i minimalnego prądu wzbudzenia, a także zabezpieczeń od wzrostu prądu wzbudzenia. • Monitorowanie pomiaru prądu generatora. Do regulatora napięcia doprowadza się pomiary z obu kompletów przekładników pomiarowych prądu generatora i na tej podstawie regulator oblicza prądy we wszystkich fazach. O ile dowolne z prądów fazowych obliczane z przekładników aktywnego kanału regulacji obniży się poniżej wartości napięcia obliczanego z kanału rezerwowego o zadaną wartość przez określony czas generowane jest żądanie przełączenia na kanał rezerwowy, lub o ile aktywnym kanałem jest kanał rezerwowy, przełączanie następuje na regulację ręczną kanału aktywnego. • Funkcja samotestowania regulatora. Regulator napięcia wyposażono w układ kontroli prawidłowej pracy (tzw. Watch-dog). Układ ten – sprzętowo niezależny od procesora – zerowany jest generowanymi w krytycznym momencie programu impulsami, o ile w czasie 2 ms (1 ms to czas najszybszej pętli realizowanej w układzie sterowania) nie nastąpi wyzerowanie układu kontrolnego, generowany jest sygnał o niesprawności układu, powodujący przełączenie na kanał rezerwowy. Automatyczne przełączenie na kanał rezerwowy następuje także w wyniku awarii zasilania kanału, uszkodzenia sterownika PLC danego kanału, otwarcia zabezpieczenia przekładników pomiarowych danego kanału. • Zabezpieczenie od zaniku impulsów wyzwalających tyrystory. Oferowane wzmacniacze impulsów wyzwalających nowej generacji posiadają kontrolę ciągłości obwodów wyzwalających. O ile nastąpi zanik prądu płynącego do dowolnej bramki tyrystora, generowany jest alarm nieprawidłowej pracy mostka tyrystorowego. Alarm ten powoduje przełączenie na rezerwowy kanał regulacji. Jeżeli uszkodzenie się powtórzy przy pracy wszystkich czterech mostków, uszkodzony mostek jest wyłączany poprzez blokadę impulsów wyzwalających. • Monitorowanie stanu wyłącznika generatorowego. Do regulatora napięcia doprowadza się styk pomocniczy wyłącznika generatorowego. W przypadku wyłączenia generatora z sieci blokuje się stabilizator systemowy. Jeżeli w czasie otwierania wyłącznika regulator jest w trybie regulacji ręcznej, wartość nastawnika regulacji ręcznej zmieniana jest na wartość odpowiadającą wartości znamionowej biegu jałowego. Stan wyłącznika służy także do blokowania sygnału odwzbudzania, który może się pojawić jedynie przy otwartym wyłączniku. POMIAR KĄTA MOCY, ZABEZPIECZENIE OD PRACY ASYNCHRONICZNEJ Obserwacja kąta mocy, rozumianego tutaj jako różnica kątów między wewnętrznym SEM generatora a umownym napięciem systemu, może mieć istotne znaczenie w pracy turbozespołów ELEKTROENERGETYKA 9 REGULACJA NAPIĘĆ dużej mocy. Po przekroczeniu wartości krytycznej może dojść do utraty stabilności i asynchronicznej pracy turbozespołu. Takie problemy powodowane są zaburzeniami w pracy systemu (np. zwarcia) lub np. utratą wzbudzenia. W opisywanym układzie regulatora napięcia realizowana będzie funkcja szybkiego pomiaru kąta mocy z możliwością transmisji do układów automatyki systemowej (np. APKO) lub innych systemów o działaniu predykcyjnym lub restytucyjnym. PRZEŁĄCZANIE POMIĘDZY KANAŁAMI I PĘTLAMI REGULACJI Obydwa cyfrowe tory regulacji oraz poszczególne pętle regulacji posiadają układy do śledzenia pętli aktywnej. Umożliwia to płynne bezzakłóceniowe przełączanie pomiędzy nimi. Automatyczne przełączanie pomiędzy kanałami następuje w wypadku uszkodzenia kanału bądź stwierdzenia nieprawidłowości pomiaru napięcia generatora, prądu generatora lub prądu wzbudzenia. W sytuacji przełączenia na kanał rezerwowy, na którym generowana jest awaria błędnego pomiaru napięcia, następuje przełączenie na regulacje ręczną. Jeżeli nastąpi uszkodzenie obu kanałów regulacji, generowany jest sygnał na wyłączenie bloku. Rys. 6. Koncepcja przełączania przy dwóch rezerwujących się kanałach regulacji Przedstawione trzy rozwiązania układów wzbudzenia i regulacji napięcia generatorów dużej mocy opracowane w Oddziale, obrazują typowe etapy w rozwoju tych układów. Rozwój ten następował również z tego względu, że pracownicy Oddziału nie tylko projektowali i badali układy, ale również bezpośrednio uruchamiali układy w elektrowniach. Zebrano w ten sposób dużo doświadczeń praktycznych i przeprowadzono wiele eksperymentów służących doborowi struktur i parametrów regulatorów napięcia i stabilizatorów systemowych zapewniających optymalne właściwości generatora w systemie elektroenergetycznym. Wybrane wyniki z tych pomiarów i badań przytoczono na str. 11. 10 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ Przykładowe wyniki pomiarów i badań układów wzbudzenia i regulacji napięcia w elektrowniach Zmiany mocy czynnej Zmiany częstotliwości Rys. 7. Amplitudowa charakterystyka częstotliwościowa mocy czynnej i częstotliwości generatora o mocy 360 MW. Pokazano wpływ stabilizatora systemowego (linia ciągła bez stabilizatora, linia przerywana z włączonym stabilizatorem systemowym). Statyczny układ wzbudzenia f[Hz] Rys. 8. Przebieg lokalnej częstotliwości napięcia generatora o mocy 360 MW z włączonym (lewa część rysunku) i wyłączonym stabilizatorem systemowym. Statyczny układ wzbudzenia ELEKTROENERGETYKA 11 REGULACJA NAPIĘĆ Rys. 9. Przebieg mocy czynnej generatora o mocy 360 MW z włączonym (lewa częśc rysunku) i wyłączonym stabilizatorem systemowym 150 P[MW] 100 0 2 4 6 8 10s f[Hz] 12 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ 150 P[MW] 100 0 2 4 6 8 10s Rys. 10. Przebiegi mocy czynnej generatora o mocy 200 MW z wyłączonym stabilizatorem systemowym łączonym (rysunek górny i prawa część rysunku środkowego) i wyłączonym stabilizatorem systemowym w odpowiedzi na zmianę wartości zadanej napięcia. Maszynowy układ wzbudzenia ze wzbudnicą induktorową UKŁADY AUTOMATYCZNEJ REGULACJI WTÓRNEJ Układy ARNE automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej elektrowni Prace nad układami wtórnej regulacji dużych elektrowni systemowych o dużej liczbie bloków podjęto w Gdańskim Oddziale Instytutu Energetyki z początkiem lat 70. Pierwszym, wprowadzonym do eksploatacji w 1975 r., układem obejmującym wtórną regulacją grupę generatorów oraz transformatory sprzęgające systemy szyn w przyelektrownianej rozdzielni WN był układ typu KRNQ w El. Kozienice. W następnych latach wprowadzono takie układy w elektrowniach: Ostrołęka i Rybnik. W latach 80. opracowano i wprowadzono do eksploatacji układy nowocześniejsze, o modułowej konstrukcji i elastycznym sposobie programowania, oznaczone symbolem ARNE-1. Układy tego typu zastosowano w elektrowniach: Połaniec, Bełchatów i Dolna Odra. Powyższe układy wykonywane były w technice analogowej, w postaci wielu szaf, uciążliwe zarówno w konstruowaniu, jak i w eksploatacji, co przyczyniało się do stosunkowo wolnego tempa ich wprowadzania do eksploatacji. Istotny przełom w szerokim zastosowaniu układów wtórnej regulacji napięcia w polskiej energetyce przyniosło dopiero pojawienie się na rynku dostępnej techniki mikroprocesorowej. Pierwszy układ, wykonany w tej technice, typu ARNE-2 został wykonany w początkach lat 90. dla El. Jaworzno. W następnych latach układy mikroprocesorowe typu ARNE-2 wprowadzono w kolejnych elektrowniach i tak w chwili obecnej układy te eksploatowane we wszystkich elektrowniach systemowych w Polsce (łącznie 18 elektrowni i EC). Kolejność wdrożeń układów regulacji wtórnej ( KRNQ, ARNE-1, ARNE-2) przedstawiono w załączonej tabeli. W tabeli przedstawiono również lata, w których następowała modernizacja wcześniejszego układu na układ nowszego typu. Zasada działania a także opis budowy układów ARNE-2 przedstawiono obszernie we wcześniejszych publikacjach dotyczących tej tematyki [9,16]. Każdy układ prowadzi ruch elektrowni w zakresie automatycznego utrzymywania zadanego poziomu napięcia na szynach zbiorczych przyelektrownianej rozdzielni WN a także gospodarki mocą bierną. Sposób realizacji tego zadania przez układ przedstawia rysunek 11 na przykładzie rozdzielni 220 kV w Stacji Mikułowa. ELEKTROENERGETYKA 13 REGULACJA NAPIĘĆ Historia wdrożeń układów wtórnej regulacji napięcia elektrowni Elektrownia Kozienice KRNQ 1973 – 1974 – model 1975 – 1976 – wprowadzenie i uruchomienie Ostrołęka 1977 – 1978 Rybnik 1980 Tabela 1 ARNE-1 ARNE -2 1992 1994 – 1995 – modernizacja 1991 1997 – modernizacja 1994 – 1995 2001 – 2002 – modernizacja Dolna Odra 1983 1995 Połaniec 1985 Bełchatów 1987 – 1988 1994 – 1995 1995 1997 – modernizacja 1988 – 1989 – prototyp 1991 – modernizacja 1995 – modernizacja 1998 – 1999 – modernizacja 1992 – 1993 2000 – modernizacja 1992 – 1993 2000 – modernizacja Jaworzno III Łagisza Żarnowiec Łaziska 1994 1994 1999 – 2000 – modernizacja 2002 – 2003 – modernizacja 1997 2004 – modernizacja Turów Porąbka-Żar Opole 1998 Siersza 2002 Pątnów 2002 Ec Zielona Góra 2003 Stalowa Wola 2003 – 2004 Adamów 2002 – 2004 Dla porównania przedstawiono na rysunku 12 dobowy przebieg zmian tego samego napięcia przy wyłączonym układzie ARNE-2, tj. przy tradycyjnym, ręcznym sposobie utrzymywania zadanego napięcia. 250 [kV] Um220/IA Uz220/IA 240 230 220 15:04 16:19 17:34 18:49 20:04 21:19 22:34 23:49 01:04 02:20 03:35 04:50 06:05 07:20 08:35 09:50 11:05 12:21 13:38 14:53 Rys. 11. Praca całodobowa układu ARST/ARNE w El. Turów i St. Mikułowa – 25 – 26.04.2004 (ARST/ARNE – załączony) 14 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ [kV] 250 Um220/IIA 240 230 220 20:00 21:15 22:31 23:46 1:01 2:16 3:31 4:46 6:01 7:17 8:40 9:58 11:13 12:28 13:43 15:52 17:07 18:22 19:38 Rys. 12. Praca całodobowa układu ARST/ARNE w El. Turów i St. Mikułowa – 24 – 25.02.2003 (ARST/ARNE – wyłączony) UKŁADY ARST AUTOMATYCZNEJ REGULACJI STACJI TRANSFORMATOROWEJ Jak wspomniano wcześniej w stacjach NN, w ostatnich latach zaczęto stosować wyspecjalizowane mikroprocesorowe układy typu ARST. Kierunek ten uzasadniają doświadczenia ze stacji 400/220/110 kV Grudziądz – Węgrowo, gdzie wprowadzono pierwszy taki układ. Wdrożenie poprzedzono próbami stosowania pojedynczych regulatorów dla poszczególnych transformatorów oraz układów nadrzędnych (grupowych) dla tych regulatorów, co okazało się niepraktyczne i nie było dalej kontynuowane. Badania układu prototypowego w stacji Grudziądz – Węgrowo pozwoliły na opracowanie ostatecznej konstrukcji tych układów, które w następnych latach zostały zastosowane w przeszło czterdziestu stacjach transformatorowych NN. W załączonej tabeli przedstawiono kolejność wdrożeń układów ARST w poszczególnych stacjach transformatorowych. Układy ARST umożliwiają automatyczną regulację jednego z następujących parametrów: • napięcie strony niższej w stacji transformatorowej, • napięcie strony wyższej, • mocy biernej przesyłanej przez transformatory, • przekładni transformatorów (numeru zaczepu). Wartości zadane regulowanych parametrów mogą być określane i wprowadzane miejscowo (lokalnie) lub zdalnie z dyspozycji mocy. Układy ARST stacji blisko siebie położonych pracują w regulacji skoordynowanej, która zapewnia automatyczny wybór parametru regulowanego w stacji podrzędnej (-ych) w stosunku do stacji nadrzędnej. Szczegółowy opis budowy i zasady działania układów ARST przedstawiono w [9,11]. W większości stacji układy ARST są wykorzystywane obecnie do automatycznego utrzymywania zadanego poziomu napięcia strony niższej transformatorów (najczęściej 110 kV). W stacjach, w których układy ARST pracują w regulacji skoordynowanej jako układy podporządkowane – parametrem regulowanym automatycznie jest przekładnia transformatorów lub przepływ mocy biernej. Układy ARST zapewniają również jednakową przekładnię transformatorów pracujących równolegle. ELEKTROENERGETYKA 15 REGULACJA NAPIĘĆ Układy Stacyjne – ARST Tabela 2 Stacja Rok Grudziądz-Węgrowo Miłosna Stacja Rok 1996 Zgierz 1999 1996 Dunowo 1999 2000 – modernizacja Olsztyn Mątki 1999 Bydgoszcz Zachód 1997 Gorzów 2000 Jasiniec 1997 Ostrowiec 2000 Plewiska 1997 Lublin 2000 Polkowice 1997 Abramowice 2000 Poznań Południe 1997 Podolszyce 2000 Błonia 1998 Płock 2000 Gdańsk 1 1998 Narew 2000 Sochaczew 1998 Żukowice 2000 Zamość 1999 Świebodzice Chełm 1999 Mokre 1999 Rożki 1999 Czerwonak 2000 Czarna 1999 Pasikurowice 2001 Glinki 1999 Chmielów 2001 Morzyczyn 1999 Boguchwała 2001 Leszno 1999 Krosno-Iskrzynia 2001 Piła-Krzewina 1999 Rzeszów 2001 Piaseczno 1999 Mory 2002 Janów 1999 Piotrków 2002 Pabianice 1999 2000 2000 Leśniów 2003 – modernizacja Skuteczność działania układu ARST w funkcji automatycznego utrzymywania napięcia strony niższej transformatorów ilustruje rysunek 13 dla przykładowej stacji Gdańsk – Błonia. Dla porównania na rysunku 14 przestawiono dobowy przebieg zmian tego samego napięcia (110 kV) utrzymywanego w sposób ręczny przez obsługę stacji. [kV] 124 122 120 118 116 114 112 110 9:44 11:24 13:04 14:44 16:24 18:04 19:44 21:24 23:04 0:44 2:24 4:04 5:44 7:24 9:04 Rys. 13. Przebieg dobowych zmian napięcia 110 kV w Stacji Gdańsk – Błonia od 19.03.2000 godz. 9.44 do 20.03.2000 godz. 9.15 przy załączonym układzie ARST. Uzad=120 kV 16 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ [kV] 124 122 120 118 116 114 112 110 9:08 10:48 12:28 14:08 15:48 17:28 19:08 20:48 22:28 0:08 1:48 3:28 5:08 6:48 8:28 Rys. 14. Przebieg dobowych zmian napięcia 110 kV w Stacji Gdańsk – Błonia od 23.03.2000 godz. 9.08 do 24.03.2000 godz. 9.16 przy wyłączonym układzie ARST. Uzad = 119 kV Przedstawione wyżej układy ARNE-2, jak i układy ARST, zostały wprowadzone nie tylko do utrzymywania zadanych poziomów napięć w węzłowych punktach systemu, ale przede wszystkim jako układy wykonawcze przyszłego systemu obszarowej regulacji napięcia i mocy biernej w KSE. Realne warunki do stworzenia takiego systemu stworzyły systemy zdalnego sterowania wprowadzone przez Oddział w poszczególnych dyspozycjach mocy. Przedstawiono je poniżej. SYSTEM ZDALNEGO STEROWANIA (SZS) UKŁADAMI ARNE I ARST Regulacja nadrzędna w Obszarowych Dyspozycjach Mocy Do budowy systemu obszarowej regulacji napięcia i mocy biernej w KSE zostały zaprojektowane i wykonane w Oddziale systemy SZS dla poszczególnych ODM-ów. Pierwszy system zdalnego sterowania powstał w 1998 roku w ODM Bydgoszcz. System obejmował swoim działaniem elektrownię Żarnowiec oraz stacje elektroenergetyczne: Grudziądz, Bydgoszcz Zachód, Jasiniec, Gdańsk Błonia i Gdańsk I. W okresie późniejszym do systemu dołączono jeszcze stacje Dunowo i Olsztyn Mątki. W tym samym okresie zainstalowano system SZS w ODM Katowice, pozwalający na sterowanie układami ARNE w elektrowniach Porąbka – Żar, Jaworzno III, Łaziska, Łagisza i Rybnik. W latach następnych uruchomiono systemy SZS w ODM – Warszawa, Poznań i Radom. We wszystkich okręgach, systemy sterują układami regulacji ARNE i ARST. Stacje elektroenergetyczne położone blisko siebie podlegają regulacji skoordynowanej. Na rysunku 15 przedstawiono konfigurację wybranego systemu SZS w ODM Warszawa. Za pomocą terminala dyspozytorskiego można sterować układami ARNE i ARST, wprowadzając żądane kryteria regulacji oraz wielkości zadane. Właściwa ilustracja graficzna na terminalu pozwala na ocenę aktualnych warunków oraz stanu regulacji. System SZS na bieżąco prowadzi rejestrację wszystkich wielkości analogowych, mierzonych przez układy ARNE i ARST. W systemie prowadzony jest również dziennik zdarzeń, zawierający adnotacje czasowe czynności związanych z pracą systemu. Dzięki podłączeniu systemu SZS do sieci lokalnej ODM, na wszystkich terminalach nadzoru możliwe jest monitorowanie pracy i rejestracja wielkości regulowanych. Regulacja nadrzędna w Krajowej Dyspozycji Mocy Na rysunku 16 przedstawiono konfigurację systemu zdalnego sterowania układami regulacji ARNE i ARST z Krajowej Dyspozycji Mocy. System pozwala na monitorowanie pracy oraz ELEKTROENERGETYKA 17 REGULACJA NAPIĘĆ rejestrację wszystkich danych dotyczących układów ARNE i ARST, w ramach pracującego w KDM systemu DYSTER. Obsługa systemu odbywa się z terminala DYSTER i dostosowana jest do warunków określonych przez ten system. Rys. 15. Konfiguracja systemu zdalnego sterowania układami regulacji ARNE i ARST z Obszarowej Dyspozycji Mocy 18 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ Rys. 16. Konfiguracja systemu zdalnego sterownia układami regulacji ARNE i ARST z Krajowej Dyspozycji Mocy REGULACJA OBSZAROWA Kontynuując dotychczasowe prace w dziedzinie regulacji napięcia Oddział podjął w ostatnim czasie wstępne prace związane z opracowaniem i wdrożeniem systemu automatycznej, skoordynowanej, obszarowej regulacji napięcia i mocy biernej w KSE. Realizacja projektu dostarczy środków technicznych do utrzymania optymalnego profilu napięciowego i właściwej gospodarki mocą bierną w KSE. Obecnie w KSE nadrzędna regulacja napięcia i zarządzanie zasobami mocy biernej w sieci przesyłowej są realizowane przez ręczne wprowadzanie nowych wartości zadanych dla lokalnych układów wtórnej regulacji napięcia i mocy biernej. Układy te pracują w niemal wszystkich węzłach wytwórczych i w wybranych stacjach transformatorowych. Rolę układów wtórnej regulacji, które regulują napięcia i przepływy mocy biernej w ramach węzła lub kilku połączonych węzłów, spełniają układy ARNE i ARST. Za pomocą sytemów zdalnego sterowania układy ARNE i ARST są połączone z Obszarowymi Dyspozycjami Mocy. Projekt Instytutu przewiduje opracowanie i wdrożenie Systemu Obszarowej Regulacji Napięcia (SORN) dla wybranego obszaru KSE. System ELEKTROENERGETYKA 19 REGULACJA NAPIĘĆ SORN zostanie sprzęgnięty z systemem Energy Management System (EMS) w Krajowej Dyspozycji Mocy. Planuje się wykonanie pilotowej wersji systemu SORN w jednej z ODM. Energy Management System EMS Planowanie Napięć Estymator Stanu wektor sterowania ∆U ETAP II model KSE Uklad Nadrzędnej Regulacji Interfejs komunikacyjny Poziomy napięcia dla węzłów pilotujących 400 i 220 kV ARNE Poziomy napięcia dla węzłów pilotujących 400 i 220 kV .... Węzeł pilotujący 400 kV ARNE Węzeł pilotujący 220 kV Węzeł pilotujący 400 kV ARNE Węzeł pilotujący 220 kV ROZBUDOWA ETAP I Układ Obszarowej Regulacji ARNE .... ARNE .... Sieć 110 kV model KSE ARST Układ Obszarowej Regulacji ARNE .... model KSE ARST Sieć 110 kV Rys. 17. Schemat poglądowy struktury systemu obszarowej regulacji napięcia i mocy biernej SORN 20 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ Na rysunku 17 przedstawiona jest struktura docelowego systemu SORN. Na system SORN składa się Układ Nadrzędnej Regulacji (UNR) oraz Układ Obszarowej Regulacji (UOR). W ramach tej struktury układ UNR będzie odpowiedzialny za nadrzędną regulację napięcia i gospodarkę mocą bierną obejmującą węzły 400 kV i 220 kV. Proponowany układ UOR przeznaczony będzie do prowadzenia regulacji napięcia i sterowania przepływem mocy biernej w sieci 110 kV. Istniejące układy ARNE oraz istniejące i projektowane układy ARST zostaną wykorzystane jako elementy wykonawcze systemu SORN. Podstawowe znaczenie w realizacji pracy ma sprzężenie systemu SORN z systemem EMS. System EMS jest wykorzystywany do planowania i prowadzenia ruchu sieci elektroenergetycznej, a także jako źródło bieżącej (on-line) informacji o stanie systemu elektroenergetycznego oraz do określenia optymalnego profilu napięcia i rozpływu mocy biernej w kluczowych węzłach sieci przesyłowej. Projektowany system SORN wykorzysta te dane do realizacji regulacji nadrzędnej oraz do prowadzenia optymalnej, skoordynowanej regulacji napięcia i mocy biernej w sieci 110 kV wybranego obszaru KSE. Jednocześnie dane proponowanego Układu Obszarowej Regulacji będą uzupełnione przez bieżące pomiary i odwzorowanie topologii sieci 110 kV, które są w większym zakresie dostępne w systemie SCADA w ODM niż w KDM. Planuje się również rozwinięcie współpracy ze spółkami dystrybucyjnymi w celu lepszego odwzorowania aktualnego lub prognozowanego stanu sieci 110 kV. Nieco podobny do projektowanego system regulacji obszarowej zastosowano w energetykach włoskiej i hiszpańskiej, a automatyzowanie procesów regulacji napięcia i rozpływów mocy biernej w systemach elektroenergetycznych jest przedsięwzięciem, które podejmują energetyki wielu rozwiniętych krajów. Zrealizowanie projektu spowoduje optymalne wykorzystanie układów ARNE i ARST, poprzez uwzględnienie interakcji występujących pomiędzy tymi układami oraz uwzględnienie zmieniających się parametrów pracy KSE i charakteru rzeczywistych zakłóceń. W pracy zostanie położony nacisk na zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, na stabilizację napięcia, obok tradycyjnie stosowanego kryterium minimalizacji strat mocy czynnej przez likwidację zbędnych przepływów mocy biernej. Pomyślne wprowadzenie pilotowej wersji systemu SORN pozwoli w przyszłości rozszerzyć system na kolejne obszary KSE. REGULATORY NAPIĘCIA TRANSFORMATORÓW Innym zagadnieniem związanym z regulacją napięcia jest regulacja na transformatorach odbiorczych w sieciach średnich i niskich napięć. Z chwilą wprowadzenia przełączników zaczepów umożliwiających zmianę przekładni transformatorów pod obciążeniem, podjęto prace nad układami regulacji do samoczynnego sterowania tymi przełącznikami. W pierwszych latach działania Instytutu opracowano w Oddziale regulator transduktorowy typu RNTT. Regulatory te – produkowane w ZRE Gdańsk – były szeroko stosowane w krajowej energetyce w latach 60. Zaprzestano ich produkcji w latach 70. a zastąpiły je regulatory typu RNTH-3 wykonane na obwodach scalonych. W latach 80. opracowano kolejny typ regulatora RNTC z zastosowaniem elementów cyfrowych, a w latach 90. typu RMT – w wykonaniu mikroprocesorowym. W końcu lat 90. opracowano w Oddziale najnowszy mikroprocesorowy regulator napięcia transformatora typu URT. Jego podstawowe zalety to: • prostota i wysoki komfort obsługi, • uniwersalność w zakresie możliwości współpracy i komunikacji z innymi systemami stacji i układami zdalnego sterowania, • rejestracja zdarzeń i parametrów regulowanych przez regulator. Regulator URT cieszy się dzisiaj uznaniem użytkowników: począwszy od roku 2000 do chwili obecnej wykonano i wprowadzono do eksploatacji ponad 150 takich regulatorów. Obecnie prowadzone są w Oddziale prace nad ulepszoną wersją tego regulatora. ELEKTROENERGETYKA 21 REGULACJA NAPIĘĆ PODSUMOWANIE Efekty praktyczne minionych 50 lat prac Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk nad rozwojem układów regulacji napięcia generatorów synchronicznych oraz układów wtórnej regulacji napięcia pozwalają stwierdzić, że jest on wiodącą jednostką w tym zakresie. Dotychczasowe osiągnięcia zespołu pracującego nad tymi zagadnieniami w Oddziale oraz przedstawione w artykule najnowsze prace i zamierzenia potwierdzają nowoczesność wdrażanych obecnie rozwiązań i długofalowy charakter prowadzonej w firmie działalności. BIBLIOGRAFIA [1] Dębowski J., Grabowski A., Kowalik T.: Próby prototypu regulatora napięcia RNGT-71 do generatora 150 MVA. „Energetyka” 10/1964, „Biuletyn Instytutu Energetyki” nr 9/10. [2] Dębowski J., Grabowski A., Ptaszyński J.: Wyniki badań eksploatacyjnych tyrystorowego regulatora napięcia typu RNGY-6. „Energetyka” 1977, nr 9. [3] Dębowski J., Grabowski A., Sauk M.: Badanie prototypu regulatora napięcia serii RNGY-2 w elektrowni Bielkowo. Praca IEn nr 7179, Warszawa 1969. [4] Dębowski J., Grabowski A., Sauk M.: Badanie regulatora napięcia RNGT-82 generatora typu TWW-200-2. „Energetyka” 1978, nr 11, „Biuletyn Instytutu Energetyki” nr 11/12. [5] Dębowski J., Grabowski A., Sauk M.: Badanie układu regulacji napięcia typu RNGT-82 generatora TWW-200-2, 200 MW w elektrowni Pątnów. Praca IEn nr 7275, Warszawa 1969. [6] Dębowski J., Grabowski A., Sauk M.: Tyrystorowy regulator napięcia generatorów ze wzbudnicami induktorowymi. „Energetyka” 1911, nr 11, „Biuletyn Instytutu Energetyki” nr 11/12. [7] Dębowski J., Grabowski A., Sauk M.: Układ regulacji napięcia RNGY-31 do generatorów małej mocy ze wzbudnicami prostownikowymi. Praca IEn nr 7868, Warszawa 1970. [8] Dębowski J., Grabowski A., Sauk M.: Własności tyrystorowego regulatora napięcia RNGY-61 generatorów ze wzbudnicami induktorowymi. „Przegląd Elektrotechniczny” 1972, nr 11. [9] Dolny R, Dobroczek A.: System monitorowania, rejestracji i zdalnego sterowania układów regulacji napięcia elektrowni ARNE i stacji transformatorowych ARST w Krajowej Dyspozycji Mocy. „Automatyka Elektroenergetyczna” 1999, nr 1. [10] Dolny R, Tepczyński W.: Wyniki eksploatacji układu kompleksowej regulacji napięcia i mocy biernej typu KRNQ w Elektrowni Kozienice. „Energetyka”, 1977, Nr 1. [11] Dolny R., Piotrowska J, Grzegorczyk K.: Wyniki badań eksploatacyjnych układów ARST. „Energetyka” 2000 Nr 11. [12] Dolny R., Piotrowski J.: Układy nadrzędnej regulacji napięcia i mocy biernej elektrowni – doświadczenia eksploatacyjne, kierunki dalszych prac. Seminarium PDM, 1985. [13] Dolny R., Jemielity J, Marjański S.: – Wybrane zagadnienia z dziedziny układów automatyki służących do ograniczenia strat energii w sieciach przesyłowych i rozdzielczych. Konferencja Naukowo-Techniczna: Straty energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych. Poznań, 17-18 maja 1999. [14] Dolny R., Jemielity J.: Rozwój systemu zdalnego sterowania układów ARST i ARNE. Ogólnopolska konferencja 2000: Wczoraj i dziś sterowania systemem elektroenergetycznym Bielsko-Biała, grudzień 2000. [15] Dolny R., Marjański S.: Ocena przydatności wyposażenia układu sterowania systemu elektroenergetycznego w zakresie układów i urządzeń regulacji napięcia i mocy biernej. Konsorcjum PG, PSI, PW, 1995. [16] Dolny R., Morawski C.: Mikroprocesorowe układy automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej elektrowni. „Biuletyn Elektroenergetyczny” Nr 2 1990 r. [17] Dolny R., Szuca M, Stankiewicz W.: Automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej Elektrowni Wodnej Żarnowiec. „Energetyka”, 1994, Nr 9. [18] Dolny R.: Urządzenia automatycznej regulacji napięcia w przyelektrownianych stacjach WN i stacjach transformatoroworozdzielczych. VII Konferencja Naukowo-Techniczna: Sieci 110 – 750 kV. Realne kierunki postępu. Kraków, listopad 1989. [19] Grabowski A., Mściwojewski E.: Układy wzbudzenia i regulacji napięcia turbogeneratorów produkowanych w Dolmelu. Materiały konf. DOLMEL w 4O-leciu PRL, Wrocław 1985. [20] Grabowski A., Kowalik T., Szczerba Z.: Analiza układów wzbudzenia i regulacji napięcia turbogeneratorów o mocy 500 – 600 MW. Praca IEn Warszawa 1966. [21] Grabowski A., Madajewski K., Mściwo,jewski E.: Modele matematyczne okrętowych generatorów synchronicznych. Prace I Międzynarodowego Sympozjum „Automatyzacja i diagnostyka urządzeń okrętowych”. Gdynia 1979 r. [22] Grabowski A., Madajewski K., Mściwojewski E.: Koncepcja statycznego tyrystorowego układu wzbudzenia i regulacji napięcia turbogeneratorów o mocy 600 MW. II Sympozjum „Problemy optymalizacji w energetyce”. Gdańsk 19 21.04.1979. [23] Grabowski A., Madajewski K., Mściwojewski E.: Model matematyczny generatora o mocy powyżej 500 MW. Opracowanie IASE nr. NG/126/7.80. [24] Grabowski A., Madajewski K., Mściwojewski E.: Modele matematyczne okrętowych generatorów synchronicznych. Prace I Międzynarodowego Sympozjum „Automatyzacja i diagnostyka urządzeń okrętowych”. Gdynia 1979 r. [25] Grabowski A., Madajewski K., Mściwojewski E.: Tyrystorowy układ wzbudzenia hydrozespołów elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar. „Energetyka” 6/1979 r. [26] Grabowski A., Madajewski K., Mściwojewski E.: Układ wzbudzenia hydrozespołów elektrowni Żarnowiec. „Przegląd Elektrotechniczny”, 1984, nr 6. 22 ELEKTROENERGETYKA REGULACJA NAPIĘĆ [27] Grabowski A., Madajewski K., Mściwojewski E.: Układ wzbudzenia i regulacji napięcia turbogeneratora o mocy 465 MW. Materiały konf.: Turbogeneratory dużej mocy. Dolmel, Wrocław 1988. [28] Grabowski A., Mściwojewski E., Sauk M.: Statyczne układy wzbudzenia i regulacji napięcia generatorów największych mocy. „Energetyka” 1980, nr 3. [29] Grabowski A., Mściwojewski E.: Struktury układów regulacji napięcia generatorów synchronicznych. Prace VIII Krajowej Konferencji Automatyki. Szczecin, 1980. [30] Grabowski A., Mściwojewski E.: Thyristor excitation and voltage regulation systems produced in Poland for large power synchronous alternators. Materiały konf.: Second Symposium on Security of Power System Operation, Wrocław, 1981. [31] Grabowski A., Muczyński J., Fulczyk K.: Statyczne tyrystorowe układy wzbudzenia do generatorów o mocy 120 MW. „Energetyka” 1987, nr 12. [32] Grabowski A., Sauk.: Interaction of various limit controllers and protections of static thyristor excitation system. Materiały konf.: Protection of Electric Power Equipment in Generation and Distribution of Electric Energy. Brno, 1987. [33] Grabowski A., Sauk M.: Układ wzbudzenia prądnic napędzanych silnikami spalinowymi dla elektrowni jądrowych. „Przegląd Elektrotechniczny” 1987, nr 11 – 12. [34] Grabowski A., Smoczyńska U.: Analiza pracy generatorów 120 MW z regulatorem RNGT-71 oraz 160 MW i 63 MW z regulatorem RNGY-61 przy obciążeniu pojemnościowym. Opracowanie IEn, Warszawa, 1970, nr 8340. [35] Grabowski A., Smoczyńska U.: Wpływ regulatorów napięcia na pracę równoległą turbogeneratorów w czasie zwarć. Prace IASE, Wrocław 1983, zeszyt 37. [36] Grabowski A., Sobczak B.: Stabilność lokalna generatora synchronicznego o mocy 120 MW. Materiały konf.: IV Ogólnopolskie Sympozjum Symulacji Procesów Dynamicznych. Zakopane, 1987. [37] Grabowski A., Sobczak B.: Stabilność lokalna turbogeneratora TGHW-600 o mocy 465 MW. Materiały konf.: X Krajowa Konferencja Automatyki, Lublin, 1988. [38] Grabowski A., Sobczak B.: Wpływ dokładności modelu generatora na granicę stabilności lokalnej. „Archiwum Energetyki” 1989, nr 4. [39] Grabowski A., Szczerba Z.: Transduktorowy regulator napięcia RNGT-71 do generatora 150 MVA. „Energetyka” 10/1964, „Biuletyn IEn” nr 9/10. [40] Grabowski A., Szczerba Z.: Transduktorowy regulator napięcia RNGT-71 do generatora 150 MVA. „Energetyka” 1964, nr 10, „Biuletyn Instytutu Energetyki”, nr 9/10. [41] Grabowski A.: Badania stabilności statycznej generatorów prowadzone w Gdańskim Oddziale Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych. Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej. Wrocław, 1984, nr 60. [42] Grabowski A.: Badanie własności dynamicznych regulatora napięcia RNGY-6. Praca IEn nr 7572 Warszawa, 1969. [43] Grabowski A.: Modele układów wzbudzenia ze wzbudnicą prądu przemiennego dla badania stabilności systemu elektroenergetycznego. Prace Naukowe Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, Wrocław, 1987, nr 78. [44] Grabowski A.: Modelowanie analogowe układu regulacji napięcia typu RNGT-71 generatorów. „Energetyka” 8/1968,. „Biuletyn” IEn Nr 7/8. [45] Grabowski A.: Stabilność dynamiczna dwóch generatorów wyposażonych w układy wzbudzenia o różnych charakterystykach. „Energetyka” 1986, nr 6. [46] Grabowski A.: Stabilność lokalna turbogeneratora wyposażonego w transduktorowy regulator napięcia obciążonego pojemnościowo. „Archiwum Energetyki” 1982, nr 2. [47] Grabowski A.: Wpływ kompensacji prądowej na stabilność lokalną prądnic synchronicznych. „Archiwum Energetyki” 1989, nr 1-2. [48] Grabowski A.: Wybór struktury regulatora napięcia do turbogeneratorów dużej mocy wyposażonych we wzbudnicę prądu przemiennego z prostownikami. Politechnika Gdańska. Rozprawa doktorska, Gdańsk, 1970. [49] Madajewski K., Patkowski J.: Zastosowanie techniki cyfrowej do poprawy dokładności rozdziału mocy biernej w elektrowni okrętowej. III Krajowa Konferencja Elektrotechniki Okrętowej. Gdańsk, 1976 r. [50] Madajewski K., Sobczak B.: Wpływ transmitancji regulatora napięcia i typu stabilizatora systemowego na tłumienie kołysań mocy w systemie. IX Międzynarodowa Konferencja Naukowa, „Aktualne problemy w elektroenergetyce“, Jurata 9 – 11 czerwca 1999. [51] Madajewski K.: Stabilność lokalna generatora synchronicznego ze statycznym tyrystorowym układem wzbudzenia. „Rozprawy Elektrotechniczne” 1986, t. 32, zeszyt 1. [52] Madajewski K.: Statyczny tyrystorowy układ wzbudzenia i regulacji napięcia typu WGKY-34 hydrozespołów elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar. „Biuletyn Postępu Techniczno-Ekonomicznego i BHP”. Nr 3/1979 r. [53] Madajewski K.: Własności dynamiczne generatora synchronicznego z indywidualnym i grupowym regulatorem napięcia. Instytut Energetyki. Rozprawa doktorska, Warszawa, 1982. [54] Madajewski K.: Zastosowanie stabilizatora systemowego do poprawy stabilności lokalnej generatora synchronicznego. Materiały konf.: IX Krajowa Konferencja Automatyki, Łódź, 1985. [55] Mściwojewski E.: Własności statyczne i dynamiczne wybranych układów wzbudzenia i regulacji napięcia samowzbudnych generatorów synchronicznych. Praca doktorska. Gdańsk, 1968 r. [56] Praca zbiorowa: Tyrystorowy układ wzbudzenia i regulacji napięcia generatora o mocy 200 MW w Elektrowni Turów. „Energetyka” 1977, nr 6. [57] Szczerba Z., Grabowski A., Kowalik T., Wasilewski L.: Analiza i synteza układu regulacji napięcia typu RNGT-82 do generatora TWW-200-2 o mocy 200 MW. Praca IEn nr 5356 Warszawa, 1966. [58] Szczerba Z.: Układy wzbudzenia generatorów synchronicznych ze wzbudnicą induktorową. Praca doktorska. Gdańsk, 1964 r. ELEKTROENERGETYKA 23 POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA ELEKTROENERGETYKA Nr 2/2004 (49) LINIE PRZESYŁOWE W bardzo krótkim odstępie czasu prezentujemy kolejny materiał dotyczący budowy linii przesyłowych najwyższych napięć w Polsce. Tym razem przybliżymy Państwu konstrukcje wsporcze linii z zastosowaniem słupów rurowych. Ta technologia wykorzystywana przy coraz wyższych napięciach staje się w naszym kraju coraz bardziej powszechna. Pragniemy zwrócić Państwu uwagę na pionierskie rozwiązania kwestii własnościowych linii. Linia Leśniów – Ec Zielona Góra jest linią dwunapięciową 220 i 110 kV, posiadającą trzech współwłaścicieli. Stosunki właścicielskie w połączeniu z problematyką eksploatacyjną tworzyć będą bogaty bagaż doświadczeń z tym związanych. Postaramy się w przyszłości ten wątek zaprezentować na naszych łamach. Redakcja BENEDYKT KUBACKI Energoprojekt-Poznań SA PIOTR OLEJNICZAK Elektrociepłownia Zielona Góra SA LINIA 220 KV LEŚNIÓW – EC ZIELONA GÓRA REALIZACJA INWESTYCJI W rekordowo krótkim czasie została zrealizowana nowa inwestycja – budowa linii 220 kV o długości 19 400 m, służąca wyprowadzeniu mocy, z będącego w ostatnim stadium realizacji, bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Zielona Góra SA. Z kilku koncepcji wyprowadzenia mocy z bloku, o mocy elektrycznej rzędu 190 MW, wybrano powiązanie nowego bloku gazowo-parowego na napięciu 220 kV, ze stacją elektroenergetyczną 220/110 kV Leśniów, ważnym węzłem Krajowego Systemu Energetycznego w tym rejonie kraju. Rozpoczęcie prac projektowych nastąpiło jesienią 2001r., kiedy to po przyjęciu oferty biura, w dniu 24 października 2001 r. została podpisana umowa na opracowanie dokumentacji projektowej z częścią formalnoprawną, na linię 220 kV GSZ Leśniów – Ec Zielona Góra. Termin uzyskania pozwolenia na budowę został ustalony w umowie na 26 czerwca 2003 r. Część techniczna wymagała opracowania przez biuro, jako warunków wyjściowych do projektu, propozycji rozwiązań technicznych, a część formalnoprawna opracowania koncepcji trasy linii i przeprowadzenia całej procedury – od wprowadzenia linii 220 kV do miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego, uzyskania warunków zabudowy i zagospodarowania terenu do uzyskania pozwolenia na budowę. Te dwie części projektu były wyjątkowo mocno od siebie uzależnione, gdyż proponowane rozwiązania techniczne miały ogromny wpływ na procedurę uzgodnień z właścicielami gruntów na trasie, a także na proces uzyskania decyzji administracyjnych. Po rozpoznaniu terenu i wstępnych uzgodnieniach okazało się, że warunki terenowe (zagospodarowanie urbanistyczne terenu miasta Zielona Góra i tereny podmiejskie zajęte przez instalacje techniczne, szczególnie energetyczne linie napowietrzne WN i SN) sugerują budowę linii z wykorzystaniem tras linii istniejących oraz zastosowanie konstrukcji zmniejszających do minimum powierzchnię terenu zajętego przez słupy. 24 ELEKTROENERGETYKA LINIE PRZESYŁOWE Zaproponowano wykorzystanie fragmentu trasy istniejącej linii 220 kV Leśniów – Żukowice – od stacji Leśniów do słupa nr 20 (5804 m) – własność PSE SA oraz tras istniejących linii 110 kV Leśniów – Łużycka od słupa nr 48 do słupa nr 19 i linii 110 kV Krośnieńska – Ec Zielona Góra od słupa nr 10 do słupa nr 15 (łącznie 11 004 m) stanowiących własność GE ENEA SA Oddział w Zielonej Górze. Uzyskano zgodę właścicieli tych linii i w efekcie powstały odcinki linii dwutorowych 2x220 kV oraz dwunapięciowej 220 i 110 kV, z podziałem własności elementów linii (schemat – rys. 1). Po wstępnych pracach koncepcyjnych i uzgodnieniach, projekt zmian w MPZP dla potrzeb prowadzenia linii został zakończony w grudniu 2002 r., uchwalony przez Radę Gminy w lutym 2000 r., a już w kwietniu 2003 r. złożony został wniosek o uzyskanie decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu. W tym czasie powstała Specyfikacja Istotnych Warunków Zamówienia na potrzeby procedury przetargowej w ramach Zamówień Publicznych. Dwustopniowy przetarg na realizację linii ogłoszony został w BZP w listopadzie 2002 r. z wyznaczonym terminem składania ofert wstępnych na styczeń 2003 r. Po zakwalifikowaniu wszystkich uczestników, którzy złożyli oferty wstępne do drugiego etapu, złożenie ofert ostatecznych zostało ustalone na marzec 2003 r., Rozstrzygnięto przetarg i wybrano wykonawcę robót, którym została firma BE „SELPOL” SA Łódź (podpisano umowę w maju 2003 r.). Równolegle prowadzone były prace projektowe, projekt budowlany został zakończony złożeniem wniosku o wydanie pozwolenia na budowę w maju 2003 r, a projekt wykonawczy w czerwcu 2003 r. Budowa rozpoczęła się w lipcu 2003 r. i prowadzona była ściśle według harmonogramu skoordynowanego z ustalonymi terminami wyłączeń linii istniejących. CHARAKTERYSTYKA LINII Długość całkowita linii 220 kV Leśniów – Ec Zielona Góra – 19 400 m, w tym: • odcinek dwutorowy 2x 220 kV – 5 804 m, • odcinek dwutorowy 220 i 110 kV – 11 004 m, • odcinek jednotorowy 220 kV – 2 592 m. Słupy stalowe rurowe – 69 szt, w tym: • dwutorowe 2x220 kV – 19 sztuk, • dwutorowe 220 i 110 kV – 36 sztuk, • jednotorowe 110 kV – 14 sztuk. Fundamenty: • blokowe – 56 sztuk, • studniowe – 13 sztuk. Przewody robocze: • 3 x AFL-8 525 mm2 w liniach 220 kV, • 3 x AFL-6 240 mm2 w liniach 110 kV. Izolacja : izolatory długopniowe LP75/31W i LPZ75/27W • I strefa zabrudzeniowa od GSZ Leśniów do słupa nr 69, • III strefa zabrudzeniowa od słupa nr 65 do Ec Zielona Góra. Ochrona środowiska: • szerokość obszaru ograniczonego użytkowania wynosi tylko 50 m dla linii dwutorowej 2x 220 kV oraz 40 m dla linii dwutorowej 220 i 110 kV i jednotorowej 220 kV, • odległość przewodu roboczego nad ziemią nie mniej niż 8 m, co zmniejsza znacząco wartości pola elektrycznego i magnetycznego na wysokości 2 m nad ziemią w stosunku do wymagań normy. Zwiększona pewność pracy linii: • zmniejszone naprężenie przewodów w całej linii, dodatkowy rząd izolatorów w łańcuchach, wielopunktowe zawieszenie łańcuchów odciągowych, przewody robocze bez złączek śródprzęsłowych (dostawa przewodów na bębnach dla danych sekcji odciągowych), uchwyty odciągowo-klinowe. ELEKTROENERGETYKA 25 LINIE PRZESYŁOWE SŁUPY RUROWE LINII Przyjęta koncepcja zastosowania słupów rurowych ułatwiła załatwienie spraw formalnoprawnych, szczególnie w zakresie uzyskania zgody właścicieli gruntów na przeprowadzenie linii i lokalizację stanowisk słupów. Ważnym argumentem w rozmowach z właścicielami była informacja o zmniejszonej szerokości obszaru ograniczonego użytkowania i zastosowaniu słupów rurowych o średnicy podstawy maksymalnie 2,18 m (najwyższy słup odporowo – narożny 2x 220 kV). Słup kratowy dla tych samych parametrów zajmowałby teren o wymiarach 10,14 x 10,14 m (powierzchnia ponad dwadzieścia siedem razy większa). Wybór producenta i dostawcy słupów został dokonany przez generalnego wykonawcę linii, BE „SELPOL” SA Łódź. Słupy rurowe produkcji PETITJEAN Francja dostarczyło Przedsiębiorstwo Handlowe GEM Sp. z o.o. – wyłączny przedstawiciel tego producenta Zdj. 1. Słup rurowy narożny 220 kV w Polsce. Wytyczne do projektu słupów opracowane zostały przez projektantów ENERGOPROJEKTU – POZNAŃ SA dla każdego stanowiska, uwzględniając rzeczywiste obciążenie słupa na tym stanowisku, wynikające z długości przęsła w przypadku słupów przelotowych oraz kąta załomu i naprężenia w przewodach w przypadku słupów odporowo-narożnych i krańcowych. Takie przygotowanie tematu pozwoliło na zaprojektowanie słupów zróżnicowanych wytrzymałościowo, a zatem i ciężarowo, co rzutuje na koszt konstrukcji i fundamentów. Dla 69 stanowisk słupów zaprojektowano 33 typy słupów, 8 przelotowych, 18 odporowo-narożnych i 7 krańcowych. Dla każdego stanowiska, podane zostały przez konstruktora słupów z firmy PETITJEAN wartości sił działających na fundament, które w połączeniu z wynikami badań geotechnicznych stanowiły podstawę projektu fundamentów. Słupy wykonane z blachy ocynkowanej o grubości 5 – 15 mm, zabezpieczono dodatkowo przez dwukrotne malowanie. Elementy słupów łączone są teleskopowo, a mocowanie do fundamentów elementem kołnierza za pomocą 32 do 44 kotew o średnicy 30 do 56 mm w zależności od typu słupa. PROWADZENIE LINII RÓŻNYCH WŁAŚCICIELI NA WSPÓLNYCH KONSTRUKCJACH WSPORCZYCH Przyjęty do realizacji sposób wyprowadzenia mocy z Ec Zielona Góra wymagał modernizacji odcinka linii 220 kV należącej do PSE SA oraz odcinków linii 110 kV należących do Grupy Energetycznej ENEA SA Oddział Zielona Góra. Zakres robót przyjętych umownie pod hasłem modernizacji polegał na całkowitym demontażu istniejących odcinków linii jednotorowych i budowie po tej trasie nowych odcinków linii dwutorowych, z których jeden tor stanowił dotychczasową linię, a drugi tor to nowa linia 220 kV – wyprowadzenie mocy z Ec Zielona Góra. 26 ELEKTROENERGETYKA LINIE PRZESYŁOWE Rys. 1. Schemat linii z oznaczonym podziałem własności Różne formuły realizacji linii na obiekcie stanowiącym własność PSE SA – w przypadku linii 220 kV oraz na obiekcie stanowiącym własność GE ENEA SA – w przypadku linii 110 kV, zostały wypracowana przez służby prawno-finansowe tych firm. Na podstawie podpisanych umów, stanowiących tytuł prawny do wykonania inwestycji, oraz regulujących sposób użytkowania linii po wykonaniu inwestycji, PSE SA wyraziły zgodę na modernizację istniejącej linii – na odcinku około 5,8 km, od stanowiska nr 20 do stacji GSZ Leśniów – w ten sposób, aby było możliwe umieszczenie na niej toru prądowego 220 kV stanowiącego własność Ec Zielona Góra i jego wykorzystywanie dla celów przesyłu energii. Jednocześnie po dokonaniu modernizacji, PSE SA pozostały nadal właścicielem całej linii poza torem prądowym należącym do Ec Zielona Góra. Po modernizacji PSE SA wykorzystują zmodernizowaną linię w takim zakresie jak przed modernizacją, tzn. wykorzystują do własnego przesyłu energii elektrycznej jeden tor linii. Wybudowanie linii dwutorowych zostało wykonane według nowoczesnych, opisanych wyżej, technologii. Zatem, w wyniku prac nastąpiło nie tylko odtworzenie istniejącej pierwotnie linii, ale odtworzenie jej w nowym kształcie. Podstawowe założenia prowadzonej inwestycji na obiekcie PSE SA były następujące: – PSE SA zachowają własność zmodernizowanej linii, – Ec Zielona Góra zostanie właścicielem jednego toru prądowego 220 kV umieszczonego na linii należącej do PSE SA, – PSE SA będą korzystały ze zmodernizowanej linii w takim samym zakresie jak przed modernizacją – użytkując jeden tor linii dwutorowej, – Ec Zielona Góra SA korzysta ze zmodernizowanej linii wykorzystując jeden tor linii dwutorowej, – Ec Zielona Góra SA będzie korzystała ze zmodernizowanej linii użytkując jeden tor linii dwutorowej, ELEKTROENERGETYKA 27 LINIE PRZESYŁOWE – inwestycja zostanie zrealizowana przez Ec Zielona Góra SA na jej koszt. W aspekcie finansowym i podatkowym koszty prowadzonej inwestycji będą rozliczane przez ich amortyzację. – wykonywanie usług eksploatacyjnych linii stanowiącej własność PSE SA oraz Ec Zielona Góra SA, która jest właścicielem jednego toru prądowego, na odcinku wspólnym, zostało powierzone jednemu podmiotowi. Modernizacja odcinków linii 110 kV należących do GE ENEA SA Oddział Zielona Góra miała charakter odmienny od modelu inwestycji polegającej na modernizacji linii 220 kV należącej do PSE SA. Cel inwestycji był ten sam, czyli zmodernizowanie odcinków istniejących linii energetycznych 110 kV, tak aby było możliwe ich wykorzystywanie również do przesyłu energii z mającego powstać bloku energetycznego. W celu wykonania prac modernizacyjnych Ec Zielona Góra SA musiała uzyskać tytuł prawny do prowadzenia prac na tej linii oraz do jej użytkowania po zakończeniu inwestycji. Model przeprowadzonej transakcji polegał na zakupie linii przez Ec Zielona Góra SA Zdj. 2. Słup przelotowy rurowy linii 220 kV (I etap transakcji), następnie po przeprowadzeniu prac modernizacyjnych odsprzedanie na rzecz GE ENEA SA udziału we współwłasności przedmiotowej linii (II etap transakcji). GE ENEA SA oraz Ec Zielona Góra SA są właścicielami torów prądowych (GE ENEA SA toru 110 kV, a Ec Zielona Góra SA toru 220 kV) oraz współwłaścicielami pozostałych elementów linii. Transakcja była neutralna finansowo dla GE ENEA SA. Podstawowym założeniem było, żeby po zakończeniu inwestycji i ustaleniu współwłasności zmodernizowanej linii jako etapu ostatecznego, GE ENEA SA korzystała z linii na warunkach podobnych jak przed transakcją do tych samych celów i w tym samym zakresie jak przed inwestycją. Prace eksploatacyjne w zakresie torów prądowych będą wykonywane przez każdą ze stron we własnym zakresie, a części linii stanowiącej współwłasność przy współudziale obu stron. Podobnie jak przy inwestycji dokonanej na linii należącej do PSE SA, również i w tym przypadku podstawowym założeniem było, żeby inwestycja została wykonana oraz sfinansowana przez Ec Zielona Góra SA. Informacje dotyczące szczegółów rozwiązań technicznych i prawnych mogą być udostępnione zainteresowanym indywidualnie w EC Zielona Góra SA. PODSUMOWANIE Zrealizowana linia 220 kV jest pierwszą w Polsce linią NN zrealizowaną w całości na słupach rurowych. Sprawna i szybka realizacja linii 220 kV była możliwa dzięki wykorzystaniu tras istniejących linii WN, budowaniu linii wielotorowych, do niedawna niezbyt „lubianych” przez Eksploatację i Służby Ruchu oraz zastosowaniu słupów rurowych, których montaż w porównaniu do słupów kratowych jest wielokrotnie krótszy. W aspekcie budowy nowych, czy też modernizacji istniejących linii NN, biorąc pod uwagę trudności, jakie występują obecnie z realizacją wszystkich inwestycji liniowych, przykład możliwości wykorzystania tras istniejących linii, a dodatkowo należących nawet do różnych właścicieli, jest pozytywny, mogący ukierunkować działania inwestorów. Wypada powiedzieć również, że życzliwe podejście urzędów, zainteresowanych realizacją bloku w Ec Zielona Góra SA, likwidowało przeszkody występujące często przy realizacji innych obiektów. 28 ELEKTROENERGETYKA POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA ELEKTROENERGETYKA Nr 2/2004 (49) ENERGETYKA WIATROWA Tym artykułem rozpoczynamy prezentację nowego stałego cyklu - Energetyka wiatrowa. Zdając sobie sprawę z bogatej specjalistycznej oferty skierowanej do Czytelników w różnego rodzaju publikacjach, ambicją naszą jest informowanie Państwa o niuansach i ciekawostkach związanych bezpośrednio, ale nie tyko, z problematyką energetyki wiatrowej. W numerze tym przedstawiamy rozważania odnośnie do ilości łopat w turbinie wiatrowej, w numerze następnym opowiemy o możliwościach instalowania turbin z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury. Redakcja MIKE ROBINSON Nordic Windpower AB ZA I PRZECIW TURBINOM WIATROWYM O DWÓCH ŁOPATACH Rozszerzający się rynek kojarzy się z wizerunkiem wielkich turbin wiatrowych o trzech łopatach. Jednak turbiny z dwoma łopatami są także dostępne, a oba ich rodzaje mają zalety i wady. Rynek energii w Wielkiej Brytanii powiększa się korzystając z wielkich turbin wiatrowych o trzech łopatach. To co widzimy w mediach umacnia ten wizerunek. Jednakże w okresie szybkiego rozwoju wykorzystania energii odnawialnej powinniśmy mieć możliwość przeglądu względnych zalet dwu- i trzyłopatowych jednostek oraz ponownego rozważenia stosowania bardziej atrakcyjnych komercyjnie i nowocześniejszych technicznie turbin o dwóch łopatach. Jedną z sił motorycznych szerszego korzystania z energii odnawialnej jest uzyskiwanie efektywnej ekonomicznie energii elektrycznej przy minimalnej absorpcji zasobów naturalnych. Głównym powodem rozpowszechnienia turbin o trzech łopatach jest łatwość ich projektowania, co początkowo obniżyło barierę technologiczną wejścia na rynek. Turbiny o trzech łopatach są wyważone osiowo pionowo i poziomo, co nie ma miejsca w przypadku turbin z dwoma łopatami, które generują oscylujące obciążenia w obu kierunkach w czasie rotacji, a przede wszystkim w momencie, gdy jedna łopata mija wieżę, a druga jest poddana maksymalnemu naciskowi wiatru. Trudności związane z modelowaniem skutków tej nierównowagi na pozostałe ELEKTROENERGETYKA 29 ENERGETYKA WIATROWA konstrukcje nośne i strukturę turbiny opóźniły komercyjne wykorzystanie technologii turbin o dwóch łopatach. Podstawowa różnica w projektowaniu turbin o dwóch łopatach polega na zastosowaniu pewnego rodzaju balansującej piasty. Oznacza to, że piasta i łopaty są umocowane zawiasowo (przeguby) do wału turbiny. Dopuszczalny zakres przesunięcia może być bardzo mały (w granicach +/2°). Jednak nawet to małe przesuniecie łącznie z skutecznymi rozwiązaniami tłumiącymi ma znaczny wpływ na zmniejszenie sił działających na cały system. Udoskonalenia w modelowaniu, zastosowanie piasty balansującej i rozwiązań tłumiących przyczyniło się do tego, że wyprodukowane ostatnio duże jednostki o dwóch łopatach osiągają bardzo dobre wyniki eksploatacyjne oraz wyjątkowo wysokie wskaźniki niezawodności. Techniczne i komercyjne zalety turbin wiatrowych o dwóch łopatach były znane od wielu lat osobom zajmującym się tymi turbinami. W latach 70. i 80. kilka większych krajowych programów koncentrowało się na wykorzystaniu turbin o dwóch łopatach. Dla przykładu można podać, że pierwsze generatory turbin wiatrowych o mocy 3 MWe 50 Hz i 4 MWe 60 Hz, wyprodukowane wspólnie przez firmy Hamilton Standard (USA) i Swedyard (Szwecja), były turbinami o dwóch łopatach. W tym przedsięwzięciu zaangażowanych było kilka zespołów projektowych firmy Nordic Windpower. Szwedzka jednostka zlokalizowana w Maglarp była eksploatowana w latach 1982 – 1993, natomiast jednostka w Stanach Zjednoczonych w Medicine Bow w stanie Wyoming pracowała do 2002 roku. (www.medicinebow.org/turbine). Jednostka o mocy 3 MWe, zainstalowana w Orkney Isles w latach 80. przez firmę Wind Energy Group, była także maszyną o dwóch łopatach. PROJEKTOWANIE ŁOPAT Generator turbiny wiatrowej wykorzystuje energię wiatru przez zmniejszenie jego prędkości. Efektywne wykorzystanie tej energii przy danej średnicy łopaty i prędkości obrotowej wymaga określonej aktywnej aerodynamicznie powierzchni łopaty. Większość zaprojektowanych obecnie turbin wiatrowych dysponuje trzema łopatami na które rozdziela się tę aktywną powierzchnię. Jednakże, jeśli niezbędną powierzchnię rozkłada się tylko na dwie łopaty, można osiągnąć pewne korzyści strukturalne i ekonomiczne. Pierwszym efektem jest zwiększenie cięciwy łopaty. Ponieważ profil łopaty zależy od jej relatywnej grubości (stosunek grubości do cięciwy normalnie jest rzędu 15 – 20 proc.) wraz z zwiększeniem cięciwy rośnie grubość łopaty. W wyniku tego grubsza łopata ma znacznie większą wytrzymałość, ponieważ wytrzymałość belki jest proporcjonalna do trzeciej potęgi jej grubości. Ta zwiększona wytrzymałość całej struktury umożliwia także obniżenie ilości materiału niezbędnego do zwiększenia wytrzymałości łopaty, co czyni ją względnie lżejszą i tańszą. Dzięki temu obniża się znacznie całkowity koszt łopaty. Obniżenie całkowitego ciężaru łopaty razem z zastosowaniem elastycznej wieży obniża dodatkowo ciężar instalowanej jednostki. Zmniejszenie całkowitego ciężaru, w porównaniu z podobnymi jednostkami o trzech łopatach może sięgać nawet 25 proc. Zmniejszenie ciężaru jest równoznaczne z obniżką kosztu turbiny. 30 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA SPRAWNOŚĆ Turbina o trzech łopatach może wykorzystać około 2 – 3 proc. więcej energii wiatru niż turbina o dwóch łopatach. Różnica ta jest mniej zależna od większej prędkości turbiny. Jednakże zwiększenie długości łopaty o około 1 proc. może wyrównać spadek sprawności, ponieważ produkcja energii jest proporcjonalna do powierzchni omiatania łopat. MONTAŻ NA MIEJSCU Montaż turbiny o dwóch łopatach można przeprowadzić znacznie szybciej i w mniej kosztowny sposób w porównaniu z jednostką o trzech łopatach. Łopaty mogą być mocowane do gondoli, gdy jednostka znajduje się na ziemi, a następnie całą konstrukcję można osadzić na wierzchołku wieży jednym dźwignięciem. Skraca to czas montażu oraz zmniejsza zapotrzebowanie na zdolność udźwigu na miejscu montażu. Takie ułatwienie montażu jest oczywiście bardzo korzystne w odniesieniu do morskich farm wiatrowych, których koszty instalacji są znacznie wyższe, a i czas odgrywa istotną rolę. WIZERUNEK ZEWNĘTRZNY Istnieje fałszywy pogląd, że duże turbiny o dwóch łopatach, o mocy powyżej 700 kWe, mają znacznie bardziej niekorzystny wizerunek w porównaniu z turbinami o trzech łopatach. Pogląd ten utrwalił się pod wpływem pierwszych turbin dwułopatowych o mniejszej mocy od 2 do 300 kWe. Turbiny te pracowały na wyższych obrotach niż większe jednostki, które miały podobne obroty, lecz mniejsze łopaty. Niefortunnie szybkość rotacji oddziaływała na wzrok wywołując wrażenie bardzo nieregularnego ruchu łopat. Wraz z stosowaniem coraz większych turbin wiatrowych, o dłuższych łopatach, ulegała zmniejszeniu prędkość ich obrotu i zamiast nieregularnego obrotu łopat mniejszych jednostek pojawił się regularny i spokojny ruch łopat. Częstotliwość mijania wieży przez łopaty turbiny dwu śmigłowej jest mniejsza niż w przypadku turbiny o trzech łopatach. Wrażenia rotacyjne są generowane przede wszystkim przez częstotliwość przekraczania wieży lub horyzontu przez łopatę turbiny. Przy założeniu tej samej prędkości obrotów częstotliwość mijania wieży przez łopaty w turbinach dwułopatowych stanowi 2/3 częstotliwości turbin o trzech łopatach. To właśnie może być przyczyną tego, że turbiny o dwóch łopatach charakteryzują się spokojniejszym i bardziej majestatycznym ruchem łopat w porównaniu z jednostkami o trzech łopatach. W praktyce największym wyzwaniem dla dostawców turbin o dwóch łopatach w Wielkiej Brytanii jest pokonanie pewnego oporu i niechęci w procesie oceny wpływu tych jednostek na środowisko naturalne. Lokalizacje dla farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii, które uzyskały już planistyczną akceptację, są niezwykle cenne wobec długotrwałego i kosztownego procesu uzyskiwania odpowiedniej aprobaty. W tych warunkach inwestorzy nie chcą niczego zmieniać w swoich wnioskach o zgodę co mogłoby ewentualnie zwiększyć ryzyko jej uzyskania. Z tego powodu przywiązani są oni do wypróbowanych rozwiązań. Okoliczność, że jednostki o dwóch łopatach są ELEKTROENERGETYKA 31 ENERGETYKA WIATROWA mniej rozpowszechnione w Wielkiej Brytanii niż jednostki o trzech łopatach powoduje, że niektórzy inwestorzy obawiają się, iż chociaż nie ma to większego wpływu, przedstawianie innych rozwiązań organom planistycznym mogłoby stwarzać pewne problemy i opóźnienia w procesie uzyskiwania akceptacji projektów. Jednakże kilku inwestorów podjęło równoległe starania w sprawie stosowania turbin o dwóch i trzech łopatach, a firma Nordic Windpower podjęła się przeprowadzenia formalnego przeglądu i oceny wizerunku zewnętrznego turbin o dwóch i trzech łopatach. HAŁAS Poziom hałasu generowanego przez turbiny o dwóch łopatach, pracujące z tą samą prędkością i o tej samej długości łopat co turbiny o trzech łopatach, jest nieco niższy. Jednakże większość obecnych projektów turbin jest konstruowanych pod kątem spełnienia wymagań w zakresie hałasu, w najbardziej ekonomiczny sposób, na poziomie akceptowanym przez konsumenta. W konsekwencji większość producentów eksploatuje turbiny tak, aby dotrzymać powszechne standardy w zakresie hałasu. W wyniku tego wszystkie korzyści, w tym obniżenie hałasu, zanikają ze względów komercyjnych, a nie technicznych. W przeszłości były liczne doniesienia na temat problemów związanych z hałasem przekładni turbin wiatrowych w początkowym okresie eksploatacji. Wydaje się, że problem ten nie występuje w nowszych rozwiązaniach przekładni. MORSKA ENERGIA WIATROWA Turbiny o dwóch łopatach mają kilka zalet: • mniejszy ciężar jednostki i liczba łopat zwiększają liczbę jednostek, które można transportować jednym rejsem statku, • łatwość montażu oraz możliwość mocowania łopaty do gondoli przed umieszczeniem jej na wieży, • większa cięciwa łopat pozwala na wytwarzanie silniejszych łopat i dzięki temu jednostka może pracować z większą prędkością obrotową. Wskutek tego zwiększa się zdolność wytwarzania energii elektrycznej oraz obniżają koszty przekładni dzięki redukcji stopni przełożenia. RADAR Profil radarowy jest nieznacznie mniejszy niż dla turbin o trzech łopatach, lecz normalnie nie ma to większego wpływu na wybór jednostki. CZĘSTOTLIWOŚĆ EMITOWANIA CIENIA Cienie rzucane przez turbinę wiatrową na okna powodują periodyczne dokuczliwe zmiany warunków oświetleniowych wewnątrz pokoju. Turbiny o dwóch łopatach, pracujące z tą samą prędkością obrotową, wytwarzają oczywiście mniej tych zmian oświetleniowych. Niższy poziom hałasu i intensywne wykorzystywanie niezamieszkałych miejsc powodują, że mniejsza częstotliwość generowania cienia przez turbiny o dwóch łopatach może w przyszłości być uwzględniana w procesie planowania i turbiny wiatrowe mogłyby być lokalizowane bliżej zamieszkałych budynków. Tłumaczenie: LIDEX Publikacja Modern Power Systems Re-gen Wind styczeń/luty 2004 32 ELEKTROENERGETYKA POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA ELEKTROENERGETYKA Nr 2/2004 (49) LINIE PRZESYŁOWE AMERICAN SUPERCONDUCTOR CORPORATION Raport NADPRZEWODNIKOWE WSPARCIE DLA SIECI ENERGETYCZNYCH Pierwszy prototyp nadprzewodnikowego, synchronicznego kompensatora mocy biernej „SuperVAR” firmy AMSC przechodzi właśnie pierwsze testy przeprowadzane we wschodniej części stanu Tennesse przez Tennesse Valley Authority (TVA),USA. Charakteryzuje się zwartą zabudową i wyjątkową dynamiczną charakterystyką. Raport, wydany przez North American Electricity Reliability Council (Północnoamerykański Urząd ds. Bezpieczeństwa Zasilania Energią Elektryczną), bazujący na analizie awarii energetycznej z sierpnia 2003 roku, zwraca uwagę na priorytetowe znaczenie zapewnienia odpowiedniego poziomu mocy biernej w sieciach przez właścicieli i operatorów sieci przesyłowych. Ma to znaczący wpływ na uniknięcie wyłączeń, zapewnienie odpowiedniej jakości energii i zwiększenie zdolności przesyłowych poprzez odpowiednią regulację napięcia. Synchroniczne kompensatory mocy biernej firmy AMSC są zaprojektowane do dostarczania (odbierania) szybkozmiennych zakłóceń w sieci. Mogą reagować dostatecznie szybko, aby zabezpieczyć przed chwilowymi przepięciami lub obniżeniami napięcia, które mogą być wywołane przez wyładowania atmosferyczne, przemijające zwarcia wywołane przez gałęzie drzew, zwierzęta itd. Pierwszy „SuperVAR” został zainstalowany w grudniu zeszłego roku w stacji należącej do TVA zasilającej walcownie stali Hoeganaes Corp w Gallatin w stanie Tennessee. Kompensator ten ma pomagać w stabilizacji napięcia w sieci TVA poprzez dostarczanie mocy biernej w celu kompensacji nagłych dużych zmian mocy biernej pobieranej przez walcownie podczas pracy pieca łukowego. Kompensator, zaprojektowany przez firmę AMSC przy współpracy z TVA, jest zbudowany na bazie takiej samej maszyny wirującej z wysokotemperaturowymi nadprzewodnikami (HTS), co silnik napędowy AMSC zbudowany dla Marynarki Stanów Zjednoczonych. Prototyp został po raz pierwszy uruchomiony próbnie w styczniu tego roku. Po pierwszych próbach maszyna została rozebrana, niektóre z jej elementów zostały przetestowane i na tej podstawie zaprojektowano ulepszoną wersję wirnika. Nowy wirnik jest obecnie montowany w fabryce, a pierwsze testy ulepszonego prototypu były planowane na czerwiec br. Oczekuje się, że ten prototyp zostanie ponownie zainstalowany w stacji TVA i zsynchronizowany z siecią w końcu lipca 2004. Zarówno producent AMSC, jak i użytkownik są zadowoleni z przebiegu projektu. TVA zamówiło pięć podobnych jednostek bazując na pomyślnych wynikach testów prototypu. ELEKTROENERGETYKA 33 LINIE PRZESYŁOWE DYNAMICZNA KOMPENSACJA. Kompensator synchroniczny jest dynamicznym kompensatorem mocy biernej zbudowanym jako wirująca maszyna pracująca synchronicznie z siecią, o architekturze podobnej do synchronicznego silnika lub generatora (rys. 1 i 2). Jej pole (wzbudzenie) jest sterowane przez regulator napięcia w celu dostarczania lub odbierania mocy biernej z sieci, w zależności od potrzeb. Opracowany przez AMSC nadprzewodnikowy kompensator mocy biernej opiera się na tradycyjnej technologii, łącząc konwencjonalną armaturę z nowymi uzwojeniami o dużej gęstości mocy, nawiniętymi wysokotemperaturowym, nadprzewodnikowym drutem. W rezultacie powstał wysoce sprawny kompensator, pozbawiony kosztów obsługi wirnika, typowych dla częstych zmian pola magnetycznego. Maszyna przez krótki czas może wytrzymać 8-krotne przeciążenie prądowe, co umożliwia pracę w stanach przejściowych przy powstaniu zakłócenia. Sterowanie mocą czynną na pokrycie strat jest osiągane tradycyjnie, przez regulacje różnicy w kącie przesunięcia fazowego napięć maszyny i napięć sieci w punkcie podłączenia. Straty spowodowane mocą bierną w liniach przesyłowych AC są tym większe, im większa jest odległość odbiorników od generatora. Wzrasta również zapotrzebowanie na moc bierną, co stawia dalsze wymagania wobec sieci. Moc bierna jest pobierana przez większość elementów sieci i większość odbiorników przyłączonych do sieci. Ponieważ jednak moc bierna nie może być łatwo przesyłana (bez strat), powinna być wytwarzana w miejscu, gdzie jest na nią zapotrzebowanie. Zastosowanie wytwarzania mocy biernej blisko dużych odbiorów zapewni korzyści w postaci pracy sieci z lepszym współczynnikiem mocy i będzie w ekonomiczny sposób gwarantować stabilną pracę systemu w stanach nieustalonych. Powinno to również poprawić pracę układów energoelektronicznych, stałych kondensatorów i innych konwencjonalnych rozwiązań maszyn wirujących stosowanych w tym samym celu. MOC BIERNA Moc bierna, przesunięty w fazie składnik mocy pozornej, może mieć charakter zarówno indukcyjny (prąd opóźnia się w stosunku do napięcia), jak i pojemnościowy (prąd wyprzedza napięcie). Nadprzewodnikowy kompensator jest przystosowany do generacji lub absorpcji dużych ilości mocy biernej (MVA) w miejscu jego przyłączenia do sieci: jest zaprojektowany do stałego dostarczania mocy biernej, przy minimalnym odkształceniu wyższymi harmonicznymi, z możliwością dynamicznej odpowiedzi przekraczającej wielokrotnie jego wartości nominalne, na zakłócenie w stanach przejściowych. Pierwszy prototyp ma możliwość dostarczania 8 MVA mocy biernej i dostarczenia chwilowego do 8-krotnego przeciążenia prądowego w stanach awaryjnych. NADPRZEWODNICTWO Przez zastosowanie wysokotemperaturowych, nadprzewodnikowych drutów nawojowych, przedstawiana maszyna stała się dużo bardziej sprawnym urządzeniem (rys. 3) i powinna oferować dużo znaczących korzyści: mniejsze stałe straty, większą moc wyjściową, mniejsze koszty i większą niezawodność niż konwencjonalne urządzenia. Straty w uzwojeniach stanowią połowę strat standardowej maszyny. Dodatkowo, projekt nadprzewodnikowego wirnika daje możliwość pracy ze wzbudzeniem zarówno powyżej, jak i poniżej zakresu normalnej pracy, bez pogorszenia parametrów dynamicznych w przypadku zakłóceń i w stanach przejściowych. Maszyna nie doświadcza naprężeń cieplnych w uzwojeniach przy zmianach obciążenia od zera do maksymalnego, co pozwala 34 ELEKTROENERGETYKA LINIE PRZESYŁOWE zarówno na jej „impulsową” pracę, jak i pracę ciągłą – bez zmniejszenia czasu żywotności maszyny. Tego typu maszyny nie wprowadzają wyższych harmonicznych do sieci, zachowując jednocześnie wysoką sprawność (straty w uzwojeniach są o około 20 proc. mniejsze niż w tradycyjnych maszynach). Wysokotemperaturowe, nadprzewodnikowe uzwojenie utrzymywane jest w zasadzie w stałej temperaturze, niezależnie od wielkości prądu, za pomocą redundantnych elementów chłodzących. W tradycyjnej maszynie prąd uzwojenia może osiągnąć 3-krotną wartość nomi- Rys. 1. Kompensator „SuperVAR” z nadprzewodnalną, co znacznie zmienia temperaturę nikowym uzwojeniem wirnika i tradycyjnym statorem przewodnika. W rezultacie zwoje przesuwają się, powodując mechaniczne zmęczenie Ekran kriogeniczny Wysokotemperaturowe izolacji. Jest to główną przyczyną awarii w trai elektromegnetyczny nadprzewodnikowe uzwojenie wirnika dycyjnych maszynach. Bieguny Obudowa Uzwojenie statora Przestrzeń próżniowa Obieg chłodzenia PRODUKT HANDLOWY Wał Komora wirnika Moduł chłodzenia nadprzewodnika Techonologia kriogeniczna /wysokotemperaturowych nadprzewodnikow Techonologia tradycyjna Rys. 2. Główne elementy maszyny wirującej, z wysokotemperaturowym nadprzewodnikowym uzwojeniem wirnika. Kriogeniczne moduły chłodnicze umieszczone są w głównej obudowie. Do chłodzenia elementów wirnika stosuje się gaz – hel Z nadprzewodnikiem Sprawność Firma AMSC zaprezentowała początkowo nadprzewodnikowy kompensator mocy biernej o nazwie handlowej „SuperVAR” o mocy 10 MVA, przyłączany do napięcia (międzyprzewodowego) 13,8 kV. Maszyna zawiera zamknięty obwód kriogeniczny i bezszczotkowe wzbudzenie. Choć zbudowany prototyp pracuje z mocą 8 MVA przy napięciu 13,8 kV, podczas próby zwarcia na zaciskach wejściowych dostarcza 8-krotnie większego prądu (w pierwszej półfali sinusoidy) i średnio 6,5-krotnie większego w następnych pięciu okresach. Maszyna ta również wytrzymuje dwukrotnie większy prąd w czasie do 60 sekund. Maszyna zaprojektowana jest do pracy na zewnątrz w temperaturach od 30°C do +40°C. Tradycyjna Oczekuje się, że czas użytkowania maszyny przekroczy 40 lat, a łączna sprawność będzie o 1 proc. wyższa od tradycyjnych kompensatorów. Jednostka ma wymiary 1,83 m x 0,61 m x 1,83 m i waży 9072 kg. Może zostać zainstalowana w przyczepie. Obciążenie Zastosowano w niej dwie kriogeniczne chłodnice z dwoma kompresorami o wymiarach Rys. 3. Porównanie sprawności z tradycyjną maszy0,6 m x 0,6 m x 0,6 m i wadze 1089 kg każdy. ną przy różnych obciążeniach ELEKTROENERGETYKA 35 LINIE PRZESYŁOWE Praca SuperVAR w sieci Oscylacje [deg] Kąt obciążenia [deg] Na rysunku 4 pokazano tłumienie oscylacji powstałych po nagłej zmianie obciążenia. Maszyna nie ma ograniczeń stabilności dynamicznej w całym swoim zakresie mocy. Rysunki od 5 do 7 pokazują powrót do normalnych warunków pracy po zwarciu trójfazowym. Przed zwarciem maszyna była zsynchronizowana z siecią. Zwarcie nastąpiło po stronie górnego napięcia transformatora. Rysunek 5 pokazuje przebieg kąta obciążenia po zwarciu w górnym uzwojeniu transformatora. Czas trwania zwarcia wynosił 25 okresów, tj. dużo więcej niż 3 okresy wymagane na zadziałanie zabezpieczenia. Rysunek 6 pokazuje przebieg prądu podczas zwarcia i powrotu do pracy. Maszyna pobiera ponad 5-krotnie większy prąd (w pierwszym okresie) i wraca do normalnej wartości po około jednej sekundzie. Napięcie na zaciskach maszyny przed zwarciem, podczas zwarcia i zaraz po zwarciu pokazano na rysunku 7. Przed zwarciem napięcie miało wartość znamionową (1) . Po zaniknięciu zwarcia napięcie zaczęło rosnąć i osiągnęło poprzednią wartość po około jednej sekundzie bez zmiany wzbudzenia. Czas [s] Czas [s] Rys. 5. Zmiany kąta obciążenia spowodowane 25-okresowym zwarciem Amplituda napięcia Amplituda prądu Rys. 4. Tłumienie oscylacji o małej częstotliwości wywołanych nagłą zmianą obciążenia Kompresory są chłodzone w zamkniętym obiegu wodnym, a stojan maszyny wymuszonym obiegiem powietrza. System chłodzenia wymaga około 50 kW mocy i jest zasilany z (suchego) transformatora podłączonego do linii 13,8 kV. AMSC oferuje maszynę, która charakteryzuje się wyjątkową dynamiką, odporną na przeciążenia (co w przypadku większości awarii jakie mogą pojawić się w sieci), daje wystarczający czas na podjęcie innych działań. Napięcie na zaciskach jest odbudowywane w ciągu około jednej sekundy bez potrzeby dodatkowego szybkiego wzbudzania. Maszyna wyposażona jest w system ochrony, który w przypadku błędnego podłączenia zacisków nie pozwala na uszkodzenie maszyny. Nowy kompensator powinien umożliwić pracę linii przesyłowych z większym obciążeniem, zredukoCzas [s] wać potrzeby instalacji noCzas [s] Rys. 6. wych mocy wytwórczych Rys. 7. Podczas zwarcia prąd w maszynie „SuperVAR” Powrót napięcia po zwarciu na zaciskach osiąga 6-krotną wartość, po przeminięciu zwarcia i dodatkowych linii przesymaszyny w ciągu jednej sekundy prąd 5-krotnej wartości jest wprowadzany do sieci łowych w rejonach o rosnącym zapotrzebowaniu na energię elektryczną. Może zastąpić stare, nieekologiczne generatory, które muszą pracować ze względu na bezpieczeństwo systemu i regulacje napięcia. W przyszłości planowane są projekty jednostek o większej mocy. Tłumaczenie: LIDEX Modern Power Systems Czerwiec, 2004 36 ELEKTROENERGETYKA KOLEGIUM REDAKCYJNE Wojciech KAMIŃSKI – Redaktor Naczelny (Tel.: 321 – 31 – 43) Zygmunt MACIEJEWSKI – Zastępca Redaktora Naczelnego Elżbieta WDOWIARSKA – Sekretarz Redakcji (Tel. 693 – 21 – 77), (Fax: 693 – 16 – 45) e-mail: [email protected] ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Ryszard FRYDRYCHOWSKI Zbigniew ORKISZ Jacek RATZ Tomasz SIKORSKI Regina WEGNEROWSKA Wydawca: POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA Biuro Komunikacji ISSN 1230-039X Adres Redakcji 00-496 Warszawa, ul. Mysia 2 Redakcja zastrzega sobie prawo dokonywania zmian i skrótów w nadesłanych materiałach oraz opracowania redakcyjnego tekstów. Atrykułów niezamówionych redakcja nie zwraca. Realizacja wydawnicza: Argraf Sp. z o.o., 03-301 Warszawa, ul. Jagiellońska 76
