Lis B - Informatyzacja w energetyce

ANALIZA GOSPODARKI MOCĄ BIERNĄ JAKO NARZĘDZIE DLA POPRAWY
BEZPIECZEŃSTWA PRACY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO
Autor: Robert Lis, Grzegorz Błajszczak
(„Rynek Energii” – nr 6/2009)
Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, deregulacja, zarządzanie mocą bierną
Streszczenie. W artykule omówiono wyniki badań zrealizowanych w ramach projektu badawczego, którego
celem było zbadanie i opracowanie metodologii określania obszarów w systemie elektroenergetycznym (SEE),
które są podatne na utratę stabilności napięciowej podczas pracy SEE w szczególnych warunkach. Obszary te,
podatne na niestabilność ze względu na brak rezerwy mocy biernej, są określane jako Obszary Kontroli Napięcia
(z ang. Voltage Control Areas, w skrócie VCAs). Kiedy VCAs zostały zidentyfikowane w SEE, wówczas
wyznacza się odpowiedni poziom rezerwy mocy biernej w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania
systemu w każdych warunkach. Electric Power Research Institute (EPRI) zlecił Powertech Labs Inc. (PLI)
realizację tego projektu badawczego w zakresie opracowania oprogramowania – tzw. interfejsu VCA. PLI
przeprowadziło wyczerpujący przegląd literatury, który wykazał, że istniejące metody identyfikacji VCAs miały
ograniczone zastosowanie. Przyczyn tego należy upatrywać w problemie bezpieczeństwa napięciowego, które ma
charakter niezwykle nieliniowy i VCAs może również zmienić kształt i wielkość dla różnych warunków pracy
SEE i nieprzewidywalnych stanów pracy. Na potrzeby projektu, przyjęte zostało praktyczne podejście do
określenia VCAs dla badanego systemu w różnych stanach jego pracy. Opisywana metoda oparta jest na analizie
krzywych PV w połączeniu z analizą modalną. Przeprowadzone zostały próbne testy w krajowym systemie
elektroenergetycznym na zlecenie PSE Operator. Baza danych z parametrami krajowego systemu oraz przyjazny
dla użytkownika interfejs VCA zbudowany został w oparciu o oprogramowanie MS Access. Identyfikacja VCAs
została przeprowadzona przy użyciu kilku różnych technik typu data mining. Obszary VCAs identyfikowane były
za pomocą metod grupowania heurystycznego.
1.
WSTĘP
Moc bierna krąży między generatorami (w elektrowniach), indukcyjnościami i pojemnościami
w sieciach wpływając na rozpływy mocy i poziomy napięć. Odpowiednie rozpływy mocy w
sieciach i wartości na-pięć w węzłach mają kluczowe znaczenie dla poprawnej pracy KSE i
realizowania dostaw energii. Sterując rozpływami mocy biernej (poprzez wzbudzenie
generatorów, dołączanie lub odłączanie kondensatorów lub dławików) uzyskuje się sterowanie
napięciami i wykorzystaniem zdolności przesyłowych. Zapewnienie odpowiednich możliwości
regulacyjnych (rezerw mocy biernej) jest ważnym i trudnym zadaniem operatora sieci. W
związku z tym PSE Operator partycypuje w przygotowaniach narzędzia wspomagającego
zarządzanie mocą bierną w KSE w ramach projektu amerykańskiego instytutu EPRI:
„Opracowanie metody identyfikacji obszarów zagrożonych niestabilnością napięciową i
określenie dla nich wymaganych rezerw mocy biernej”. Projekt wdrażany jest przy współpracy
Politechniki Wrocławskiej. Przedmiotem niniejszego artykułu jest prezentacja wyników
projektu dotyczących opracowania optymalnych pod względem technicznym, ekonomicznym i
organizacyjno – prawnym rozwiązań kompensacji mocy biernej w KSE, w horyzoncie długoterminowym. Zasadniczym celem projektu jest opracowanie w pełni automatycznej metody,
która określi:
- krytyczne obszary regulacji napięcia tzw. obszary VCA (Voltage Control Area
Identification) w KSE, z uwzględnieniem topologii, warunków, ograniczeń i przesyłu,
- wymagane źródła mocy
elektroenergetycznego KSE.
biernej
potrzebne
dla
zapewnienia
bezpieczeństwa
Precyzyjne określenie lokalizacji i ilości dostępnej mocy biernej w KSE realizowane jest za
pomocą zaawansowanego programu – interfejsu VCA. Narzędzie to w zamierzeniu jest
narzędziem planistycznym (w pierwszej fazie), ale zakłada się rozszerzenie zastosowania na
przykład w narzędziu on-line do oceny bezpieczeństwa. Obecnie proponuje się następujące
podejście do realizacji założeń systemu: połączenie metody krzywych PV z mode tracking
wykorzystujące data mining:
-
określa się obszar działania w oparciu o obciążenie, warunki sterowania, itp.,
-
definiuje się zbiór ograniczeń,
- wykorzystując metodę krzywych PV, dokonuje się analizy z uwzględnieniem wszystkich
możliwych warunków tak, aby znaleźć punkty niestabilności dla wszystkich możliwych
warunków.
Do określenia pojedynczych węzłów w obszarze regulacji napięcia VCA wykorzystano znane
metody krzywych PV wraz z analizą modalną - metodą badania statycznej stabilności
napięciowej dotyczącej zachowania się KSE w ciężkich warunkach obciążeniowych,
wynikających z nakładania się na siebie ograniczeń automatycznej regulacji wzbudzenia oraz
kompensacji mocy biernej na duży pobór mocy w węzłach elektrycznie odległych od źródeł.
W kolejnym etapie wdrożenia przewiduje się wykorzystanie interfejsu VCA do stworzenia
zasad obowiązujących w procesie dochodzenia do cen mocy biernej, które płacone będą
dostawcom i naliczane użytkownikom. Koszty pokrycia zapotrzebowania na statyczną moc
bierną są znacznie niższe od kosztów pokrycia zapotrzebowania na dynamiczną moc bierną.
Wynika to z faktu, że nakłady inwestycyjne potrzebne w związku ze statycznymi źródłami
mocy biernej, tego rodzaju jak kondensatory, są o rzędy wielkości niższe, w porównaniu z
nakładami inwestycyjnymi dotyczącymi źródeł dynamicznych, tego rodzaju jak kompensatory
statyczne i kondensatory synchroniczne. Koszty zapewnienia mocy biernej obejmują również
pewne wydatki, nie mające charakteru nakładów, koszty paliwa i obsady osobowej
generatorów, a czasem obejmują też koszty wynikające z poważnego wpływu na straty
pojawiające się w systemie elektroenergetycznym. Jednakże w dłuższej perspektywie
czasowej, nakłady inwestycyjne wykazują tendencję do utrzymywania się na poziomie
znacznie przekraczającym koszty nie mające charakteru nakładów inwestycyjnych. Koszty
usługi kompensacji mocy biernej podlegają wpływowi szeregu innych czynników. Po
pierwsze, moc bierna nie przepływa na większe odległości, a tym samym jej kompensacja musi
być w jakiś sposób rozproszona w całym systemie elektroenergetycznym: doprowadzenie
mocy biernej z dala od miejsca, w którym jest potrzebna, prowadzi na ogół do jednoczesnego
zwiększenia zapotrzebowania na moc bierną i straty mocy czynnej. Po drugie, system
elektroenergetyczny sam w sobie "konsumuje" moc bierną, a tym samym trzeba regulować
napięcia w całym systemie przesyłowym. Po trzecie, zmienna natura obciążeń składa się
czasem na konieczność jednoczesnego doprowadzania i odbierania mocy biernej w jednym
miejscu w systemie, za-leżnie od pory dnia. Po czwarte, moc bierna nie przepływa na większe
odległości, a przy tym potrzeby jej dotyczące wykazują wielką zmienność, co ostatecznie
prowadzi do tego, że systemy elektroenergetyczne wymagają rezerw mocy biernej, które są
stosunkowo duże, jeśli porównać je z potrzebami dotyczącymi rezerwy mocy czynnej.
Zakończenie prac w ramach opisywanego projektu powinno doprowadzić także do
sformułowania wniosków związanych ze strategicznym rozwojem KSE. Podjęte działania
prawne, organizacyjne i ekonomiczne oraz inwestycje sieciowe wyczerpują obecne możliwości
bezpośrednio dostępne PSE Operator.
2.
ZAPOTRZEBOWANIE NA MOC BIERNĄ
W polskiej sieci, regulację napięcia zapewniają zarówno wytwórcy, jak i obiekty przesyłowe.
W chwili obecnej, w wielu elektrowniach zainstalowano najnowocześniejsze systemy
automatycznej regulacji napięcia, ARNE-2. Pozostałe elektrownie dysponują regulatorami
napięcia generatora, które utrzymują właściwe napięcie. Moc czynną uzyskuje się również na
zasadzie właściwego przełączania linii przesyłowych i urządzeń bocznikowych, jak również w
drodze zmiany ustawień zaczepów na transformatorach. Typowe systemy borykają się z
dwoma rodzajami problemów napięciowych: z jednej strony, nadmierne napięcie (zazwyczaj
pojawia się ono w godzinach poza szczytem), a z drugiej - zbyt niskie napięcie lub nawet
załamanie się napięcia (zazwyczaj następuje to w okresach szczytu). Nie wydaje się, by
sytuacja wy-stępująca w Polsce była inna. W okresie porannego szczytu letniego w 2009 roku,
PSE Operator nie zgłaszał żadnych problemów z napięciem. W związku z letnią doliną nocną,
odpowiadającą okresowi poza szczytem, PSE Operator zgłaszał nadmierne wytwarzanie mocy
biernej (a stąd i groźbę nadmiernie wysokiego napięcia) w sieci. W takiej sytuacji, regulacja
oparta na napięciu wytwarzanym przez generatory wydaje się trudna, a tym samym PSE
Operator zdecydował się na rozwiązanie problemu przez odłączenie linii wysokiego napięcia i
załączenie dławika. Jednakże, w tej konfiguracji niektóre generatory utrzymują się na poziomie
granicznym ich możliwości regulacji mocy biernej. Stąd, w pewnych warunkach awaryjnych,
niezawodne działanie systemu elektroenergetycznego wymagać będzie podjęcia innych działań
(tego rodzaju jak odłączenie większej liczby linii przesyłowych). W okresie zimowych
szczytów i godzin poza szczytem, PSE nie zgłaszały żadnych problemów, gdy system
zachowywał swój stan bazowy. Jednakże wydaje się, że w sytuacjach awaryjnych, w systemie
elektroenergetycznym mogą pojawić się problemy z napięciem (szczególnie przy niskich
obciążeniach). Oprócz możliwości zaistnienie zbyt wysokich napięć w okresach poza
szczytem, PSE zgłaszała również pewne lokalne problemy ze spadkiem napięcia. W takich
przypadkach, wytwórcy znajdujący się we "właściwych" miejscach powinni pracować w
warunkach ograniczeń - to znaczy odprowadzać do systemu samą tylko moc bierną. PSE
Operator nie obciąża w sposób bezpośredni swych klientów – spółki dystrybucyjne- za
korzystanie z mocy biernej. Zamiast tego, odzyskuje koszty mocy biernej w opłatach za energię
czynną. Z drugiej strony, spółki dystrybucyjne obciążają swych klientów za moc bierną.
Konkretnie - gdy stosunek zużytej przez klienta mocy biernej do zużytej przez klienta mocy
czynnej (tg f = Q/P) przekracza poziom progowy (zazwyczaj 0,4), klient musi wnosić
dodatkowe opłaty.
Na światowych rynkach konkurencyjnych mamy do czynienia z sytuacją odwrotną - operator
systemu elektroenergetycznego musi uzyskać usługi regulacji napięcia od niezależnych
wytwórców. W takiej sytuacji, wytwórcy zapewniają regulację napięcia w odpowiedzi na dwa
różne rozwiązania o charakterze bodźców. Pierwsze z nich wymaga od wytwórców
zapewniania regulacji napięcia, jako warunku dopuszczania ich do sieci przesyłowej.
- W Argentynie, każdy wytwórca musi, w granicach swych możliwości, zapewniać usługę
regulacji napięcia, gdy zażąda tego odeń operator systemu elektroenergetycznego. Budowa i
eksploatacja nowych generatorów musi spełniać określone minimum wymogów regulacji
napięcia, które ustala operator systemu elektroenergetycznego.
- W Norwegii, każdy wytwórca musi zapewniać operatorowi systemu elektroenergetycznego
pewien
wien standardowy wolumen usług regulacji napięcia.
napi
Drugie rozwiązanie
ązanie dopuszcza usługi
regulacji napięcia
cia zapewniane przez wytwórców w odpowiedzi
odpo
na bodźce
źce cenowe. Operator
systemu elektroenergetycznego
troenergetycznego musi płacić
płaci wytwórcom za te usługi regulacji napięcia,
napi
które
przekraczają ilość określonąą jako standardowa.
s
- W USA (California ISO), operator systemu elektroenergetycznego uzyskuje usługi
us
regulacji
napięcia na przetargach - jeśli
śli rynek jest dostatecznie
dostatecznie konkurencyjny, lub zgodnie z "kosztami
alternatywnymi" każdego
dego wytwórcy - jeśli rynek nie ma dość konkurencyjnego charakteru. [4]
W obu przypadkach, czas świadczenia usług można
mo
określać od tak krótkiego przedziału
czasowego, jak jeden dzień,
ń,, po tak długi przedział czasowy, jak dwa lata, a same ceny mogą
mog
być zróżnicowane w zależności
żności od miejsca.
- W USA (Midwest ISO), operator systemu elektroenergetycznego
elektro
płaci
łaci wytwórcom, za
świadczone
wiadczone przez nich usługi regulacji napięcia,
napi
proporcjonalnie
nie do ich możliwości
moż
Mvar.
- W USA (New York ISO), płatności
p
ci wnoszone przez operatora systemu
elektroenergetycznego za usługi regulacji napięcia
napi
składają się z dwóch elementów.
mentów. Pierwszy z
nich stanowi odbicie kosztów synchronicznego kondensatora, skorygowanych według:
a) liczby godzin dyspozycyjności
dyspozycyjno wytwórcy w związku z regulacją napięcia, oraz
b) względnego
dnego wpływu wytwórcy (wynikającego
(wynikaj
z jego położenia
enia geograficznego) na napięcia
napi
występujące
ce w systemie elektroenergetycznym. Drugi element tworzy opłatę
opłat pokrywającą
ponoszone przez wytwórcęę koszty alternatywne
alternatyw (jeśli występują),
), np. świadczenia
ś
usługi
regulacji napięcia.
cia. Oba wspomniane elementy zróżnicowane
zró
są w zależności
zależno
od położenia
geograficznego.
3.
WYZNACZANIE ZAPASU STABILNOŚCI NAPIĘCIOWEJ
Ważnym
nym aspektem badania stabilności
stabilno
napięciowej jest określenie
nie zapasu stabilności.
stabilno
W
publikacji [3] proponowane są różnorodne
ró
wskaźniki oceniające
ce zapas stabilności
stabilno napięciowej.
Najczęściej wiążą one stan planowany lub aktualny ze stanem krytycznym. W programie
VSAT zapas stabilności
ci napięciowej
napię
określany jest za pomocą krzywych QV oraz analizy
modalnej macierzy Jacobiego równań
równa rozpływu mocy. W literaturze dotyczącej
dotycz
stabilności
napięciowej [1] uważa się, że o ewentualnej utracie stabilności
stabilno objawiającej
ącej się
si lawiną napięcia
decydują warunki początkowe
tkowe systemu, czyli
cz
ustalony stan pracy tużż przed wystąpieniem
wyst
zakłócenia. Warunki początkowe
ątkowe wynikają
wynikaj zatem z rozwiązania
zania równań rozpływu mocy.
Zjawisko lawiny napięcia
cia można w tym przypadku
przy
rozumieć jako osobliwe przejście
przej
z jednego
stanu fizycznego do drugiego, zgodnie
zgodni z rozwiązaniem równań różniczkowych
niczkowych opisujących
opisuj
dynamiczny stan systemu. Analiza modalna jest stosowana w badaniach
badaniach stabilności
stabilno kątowej,
ale może być również zastosowana do badania statycznej stabilności
stabilno napięciowej.
ciowej. Pozwala ona
wskazać węzły oraz obszary
zary zagrożone
zagro
utratą stabilności.
ci. Po zlinearyzowaniu równań
równa
rozpływu mocy w otoczeniu danego punktu pracy otrzymujemy następujące
nast pujące równanie maciemacie
rzowe:
gdzie: ∆P - przyrost mocy czynnych węzłowych,
w
∆Q - przyrost mocy biernych węzłowych,
w
∆θ - przyrost kątów napięć
ęć węzłowych,
wę
∆V - przyrost modułów napięć
ęć węzłowych.
ęzłowych.
Badanie stabilności napięciowej
ciowej przeprowadza się,
si przy założeniu
eniu znamionowej częstotliwości
cz
w systemie. Można
na zatem założyć
założ zerowe przyrosty mocy czynnych w węzłach
ęzłach systemu ∆P =
0. W konsekwencji
cji otrzymujemy
co oznacza liniową zależność
ść przyrostów mocy biernych
bier
węzłowych
złowych od przyrostów modułów
napięć węzłowych.
złowych. Po obliczeniu wartości
warto
własnych i wektorów
rów własnych zredukowanej
macierzy Jacobiego równańń węzłowych
wę
JR , możemy zapisać
JR = MΛN ,
(3)
gdzie: M - macierz wektorów
ów własnych prawostronnych,
prawostron
Λ - macierz wektorów własnych
lewostronnych.
Ponieważ odwrócona macierz wektorów prawostronnych
nych jest równa macierzy wektorów
lewostronnych, zatem
Znającc przyrosty mocy biernych można
mo
wyznaczyć przyrosty modułów napięć
napi
Po podstawieniu zależności
ci (5) do wcześniejszych
wcze niejszych wzorów otrzymujemy kolejno
Podobnie jak przy badaniu stabilności
stabilno kątowej każda wartość własna λi i odpowiadające
odpowiadaj
jej
wektory prawo- i lewostronne definiują
definiuj mod (i)) systemu. Na podstawie wzoru (7) możemy
mo
zdefiniować wektor przyrostów modalnych mocy biernych
oraz wektor przyrostów
ów modułów modalnych napięć
napi
Wektory modalne są liniowąą kombinacją
kombinacj fizycznych napięć i mocy biernych. W przypadku
i-tego przyrostu
stu modalnego napięcia
napi
mamy
Jeżeli jedna z wartości
ci własnych dąży
d
do zera wraz z obciążaniem
aniem systemu λi 0, to przyrost
modalnego napięcia ∆Vmi jest bardzo wrażliwy na przyrost modalnej mocy biernej ∆Vmi,
natomiast nie ma to wpływu na inne przyrosty modalnych napięć. Oznacza to, że system
elektroenergetyczny jest wrażliwy na pewną liniową kombinację przyrostów węzłowych mocy
biernych. Udział poszczególnych przyrostów węzłowych mocy biernych w krytycznej
wartości własnej λi określa wpływ tej mocy biernej na statyczną stabilność napięciową systemu
wielowęzłowego. Niech przykładowo transponowany wektor własny lewostronny wynosi
[10,20,1,0,12,1]. Oznacza to, że przyrosty mocy biernej w węzłach 1,2,5 mają największy
wpływ na przyrosty modalnego napięcia ∆Vmi i modalnej mocy biernej ∆Qmi. Jeśli wartość
własna λi jest bliska zeru, to węzły 1,2,5 mają największy wpływ na lawinę napięć w systemie.
4.
FUNKCJE INTEFEJSU VCA
Interfejs VCA jest nakładką programową która wykorzystuje doskonałe narzędzie DSA Tools
firmy POWERTECH o handlowej nazwie VSAT - Voltage Security Assessment Tool oraz bazę
danych MS Access. Wykonane analizy systemowe za pomocą interfejsu VCA miały na celu
wykazanie jego przydatności do oceny decyzji oraz planów zainstalowania niezbędnych
środków do kompensacji mocy biernej w KSE w horyzoncie długoterminowym np.: w ciągu
przesyłowym 400 kV Północ - Południe wraz ze sprawdzeniem ich wpływu na planowane
przedsięwzięcia rozwojowe. Obecnie została zakończona faza 1 projektu i rozpoczęto
testowanie interfejsu VCA wraz z partnerami biorącymi udział w tym projekcie. Stopień
integralności systemu VSAT z interfejsem VCA został pokazany na rys. 1. Wynik analizy
wykonanej za pomocą interfejsu VCA zawiera pożądaną wartość mocy biernej w
analizowanym obszarze VCA bez podziału na źródła stałe, z regulacją skokową oraz z
regulacją płynną. Istotne, z punku widzenia PSE-Operatora, staje się uwzględnienie w kolejnej
fazie projektu jednoczesnej pracy źródeł mocy biernej i regulacji na zaczepach
transformatorów. W związku z cenną funkcją interfejsu VCA jaką jest wskazanie lokalizacji
źródeł mocy biernej, nie działa jeszcze funkcja alokacji generatorów w wydzielonym obszarze
VCA. Alokację generatorów VCA można zrealizować jedynie w programie VSAT.
Należy dodatkowo zinwentaryzować środki kompensacyjne zainstalowane w KSE, w tym w
szczególności w sieci dystrybucyjnej, oraz sposoby ich wykorzystywania. Należy dokonać
przeglądu dostępności niezbędnej bazy pomiarowej dotyczącej rzeczywistych poziomów
napięć i zapotrzebowania mocy biernej w węzłach sieci krajowej 110, 220 i 400 kV dla różnych
obciążeń w roku w stanach pracy sieci. Dla wyodrębnionych w bazie węzłów VCA określane
są źródła mocy biernej, potrzebne dla zapewnienia bezpieczeństwa analizowanego systemu
elektroenergetycznego. W bazie danych umieszcza się parametry węzłów VCA z wartością
własną bliską zeru, dla których przyrost modalnego napięcia jest bardzo wrażliwy na przyrost
modalnej mocy biernej i mają największy wpływ na lawinę napięć.. Bezpieczny zapas mocy
biernej w węźle
le odpowiada przyrostowi poboru mocy przy dopuszczalnym napięciu
napi
Vdop (rys.
2):
Zapas mocy biernej w węźle
ęźle odpowiada przyrostowi poboru
poboru mocy do punktu lawiny napięcia
napi
W przypadku ujemnego lub zbyt małego
ma
bezpiecznego
nego zapasu mocy biernej w węźle
w
należy
rozważać zastosowanie kompensacji w tym węźle.
w le. Zwykle taka sytuacja występuje
wyst
w stanach
N-1 lub N-2. Minimalna
malna moc baterii, użytej
u
do kompensacji jest równa ujemnemu
bezpiecznemu zapasowi mocy biernej w danym węźle.
w
Algorytm wyznaczania krytycznych obszarów
obszar
regulacji napięcia
cia wraz z określeniem
okre
wymaganych źródeł
ródeł mocy biernej - Interfejs VCA Przedstawiono niżej.
- Wyznacza zapas przesyłu
łu mocy czynnej i biernej zwiększając
zwi
c moc odbiorów aż
a do utraty
zbieżności
ci rozpływu mocy. Brak bezpiecznego zapasu przesyłu
przesyłu grozi utratą
utrat stabilności
napięciowej w układzie
dzie normalnym, bez wyłączeń.
wył
Jeżeli punkt lawiny
winy napięć został osiągnięty
przy braku zapasu bezpiecznego, to konieczna jest zmiana konfiguracji
konfiguracji sieci przesyłowej.
- Jeżeli
eli brak jest bezpiecznego zapasu przesyłu mocy, to należy
nale y zidentyfikować
zidentyfikowa słabe węzły
z napięciami
ciami mniejszymi od dopuszczalnego. W celu zwiększenia
zwi
wartości
ści napięć
napi w słabych
węzłach należy wyznaczyć,
ć, za pomocą
pomoc krzywych P-V, potrzebną do kompensacji moc bierną.
biern
- Bada się, czy sieć przesyłowa jest zagrożona
zagro
utratą stabilności napięciowej
ęciowej po wyłączeniu
wył
pojedynczej gałęzi
zi (linii, transformatora, łącznika
ł
szyn). Jeżeli po wyłączeniu
ączeniu gałęzi
gał rozpływ
mocy jest rozbieżny, to oznacza
cza utratę
utrat stabilności napięciowej.
wej. W takim przypadku konieczna
jest zmiana konfiguracji sieci przesyłowej.
- W wyznaczonych słabych
łabych węzłach
w
przeprowadza się analizę modalną,
modalną następnie węzły
grupuje się w tzw. obszary VCA oraz przyporządkowuje
przyporz
się im właściwe
ściwe i dostępne
dost
źródła
mocy biernej – baterie kondensatorów oraz generatory .
- W celu podwyższenia
szenia poziomów napięć
napi w słabych węzłach
złach w stanach powyłączeniowych,
powył
wyznacza się za pomocąą krzywych P-V
P
niezbędną do kompensacji
pensacji moc baterii. Dla
wyznaczonych obszarów VCA określa
okre
się sumaryczną wartość mocy biernej,
bier
właściwą z
punktu widzenia stabilności napięciowej.
- W bazie danych umieszcza się parametry węzłów VCA z wartością własną bliską zeru, dla
których przyrost modalnego napięcia jest bardzo wrażliwy na przyrost modalnej mocy biernej i
mają największy wpływ na lawinę napięć (rys. 3).
Po uruchomieniu interfejsu VCA przeprowadza się identyfikację obszarów VCA w oparciu o
aktualne parametry – np. współczynnik udziału węzła w wybranej wartości własnej. Następnie
analiza modalna przeprowadzana jest w punktach niestabilności napię-ciowej dla określonego
modelu systemu elektroenergetycznego, który zapisany jest w następujących plikach w
odpowiednim formacie:
-
Solved Powerflow File (np. PTI format),
Contingency File,
Parameter File,
Transfer File,
Monitor File,
Interface File (opcjonalny, lecz wskazany).
Następnie pożądana jest weryfikacja danych we/wy z programu VSAT - w rozpływie mocy
modyfikuje się listę wyłączeń, moc wymiany między sąsiednimi systemami, itp. Przegląd
współczynników udziału i wartości własnych jest najistotniejszy z punktu widzenia właściwej
identyfikacji obszarów VCA.
Przed wykonaniem analizy ustala się wartości parametrów VCA, tj.:
progową wartość współczynnika udziału,
stopień podobieństwa grup wyłączeń do łączenia w klastry,
minimalną liczba grup w technologii klastrowej,
stopień podobieństwa klastrów dla każdego VCA,
wartość progowa współczynnika udziału do normalizacji węzłów generacyjnych.
5.
PRZYKŁADOWA ANALIZA DEFICYTU MOCY BIERNEJ
Wykonane przykładowe analizy systemowe za pomocą oprogramowania VCA miały na celu
ocenę decyzji oraz planów zainstalowania niezbędnych środków do kompensacji mocy biernej
w KSE w horyzoncie długoterminowym w ciągu przesyłowym 400 kV Północ - Południe oraz
określenie podstawowych założeń do analiz systemowych dla określenia niezbędnych środków
kompensacyjnych w KSE w horyzoncie długoterminowym wraz ze sprawdzeniem ich wpływu
na planowane przedsięwzięcia rozwojowe. Poniżej znajduje się okno z kilkoma węzłami
analizowanego ciągu przesyłowego.
Parametry zaczytanej do interfejsu sieci można wyświetlić w oknie VSAT Output/Input. Po
wybraniu pliku z rozszerzeniem . ctg można wyświetlić wszystkie zdefiniowane wyłączenia
N-1 oraz N-2. Wykonano przykładowe obliczenia systemowe za pomocą interfejsu VCA w
celu oceny i weryfikacji decyzji oraz planów zainstalowania niezbędnych środków do
kompensacji mocy biernej w KSE w horyzoncie długoterminowym w ciągu przesyłowym 400
kV Gdańsk Błonia - Grudziądz - Płock - Miłosna - Mościska -Rogowiec. Zbadano stabilność
napięciową w stanach N-1 oraz N-2 po załączeniu baterii kondensatorów w sieci
400/220/110kV i SN. Wyszukiwano najsłabsze węzły, w których napięcie w stanach
powyłączeniowych jest mniejsze od Vdop=0.9Vn. W wyniku obliczeń otrzymano 2 niezależne
obszary VCA. Analizowany ciąg przesyłowy 400kV należał do obszaru VCA 1.
Wyniki analizy dostępne są w oknie VCA Results. Wyliczona wartość rezerw mocy biernej w
wydzielonym obszarze VCA, który zawiera analizowany ciąg przesyłowy 400 kV Gdańsk
Błonia – Grudziądz – Płock – Miłosna – Mościska – Rogowiec, jest równa ok. 470 Mvar. Tę
wartość należy porównać z wartościami źródeł mocy biernej już zainstalowanej przez PSE
Operator: 430 Mvar. Różnica (ok. 40 Mvar) tych wartości wskazuje na prawdopodobną
konieczność zainstalowania dodatkowych źródeł mocy biernej w analizowanym ciągu
przesyłowym.
6.
PODSUMOWANIE
Dokonano analizy systemowej ciągu przesyłowego 400 kV i przedstawiono ocenę wpływu,
zinwentaryzowanych przez PSE Operator, źródeł mocy biernej na poprawę bezpieczeństwa
przesyłu mocy i stabilności napięciowej w analizowanym obszarze KSE. Wynik tej analizy,
dokonanej za pomocą interfejsu VCA, zawiera pożądaną wartość mocy biernej w
analizowanym obszarze VCA. Istotne jest uwzględnienie w kolejnej fazie projektu
jednoczesnej pracy źródeł mocy biernej i regulacji na zaczepach transformatorów. W
przyszłości dostępny będzie również podział na źródła stałe, z regulacją skokową oraz z
regulacją płynną. W badaniach uwzględniono baterie kondensatorów istniejące w sieci 400 kV,
220 kV, 110 kV i SN w roku 2007. Łączna moc uwzględnionych w analizach środków do
kompensacji mocy biernej wynosiła w sieci 400 kV i 220 kV - baterie kondensatorów: w 2008
roku 430 Mvar. W interfejsie VCA - lokalizacja źródeł mocy biernej, nie działa funkcja alokacji
generatorów w wydzielonym obszarze VCA. Alokację generatorów VCA można zrealizować
jedynie w programie VSAT. Wprawdzie okres 2007/2008 nie reprezentuje wszystkich
możliwych poziomów obciążeń obserwowanych przez PSE Operator, to jednak jest on
wystarczająco zróżnicowany, aby wyniki analizy VCA można było wykorzystać przynajmniej
jako przewodnie wartości do sformułowania zaleceń dotyczących taryf mocy biernej.
Krótkoterminowe koszty krańcowe na dowolnej szynie określa się jako zmianę całkowitych
kosztów wytwórcy, pojawiającą się w odpowiedzi na zmiany potrzeb mocy biernej na danej
szynie, z uwzględnieniem ograniczeń sieciowych i założeniem najbardziej ekonomicznej
dyspozycji mocy.
Z przeprowadzonej analizy kosztów krańcowych mocy biernej wynika, że koszty krańcowe
mocy biernej są niższe o mniej więcej dwa do trzech rzędów wielkości (średnio), od kosztów
krańcowych mocy czynnej.
LITERATURA
[1] Lis R. Wiszniewski A.: Raport pt: Ocena projektu EPRI „Development of a Method for the
Identification of Critical Voltage Areas and Determination of Required Reactive Reserves” pod
względem możliwości wdrożenia jego wyników w PSE Operator S.A., Raport Instytutu
Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, Seria SPR nr 09/2008, Wrocław 2008.
[2] Zhong J., Nobile E., Bose A. Bhattacharya K.: Localized Reactive Power Markets Using the
Concept of Voltage Control Areas. IEEE Trans. Power Syst., vol. 19, pp. 1555-1561, Aug.
2004.
[3] Gross G., Tao S., Bompard E Chicco G.: Unbundled Reactive Support Service: Key
Characteristics and Dominant Cost Component. IEEE Trans. Power Syst., vol. 17, pp. 283-289,
May 2002.
[4] US-Canada Power System Outage Task Force, Final Report on the August 14, 2003
Blackout in the United States and Canada: Causes and Recommendations, Issued April 2004.
[5] Zając W.: Aktywne układy kompensacji mocy biernej. Rynek Energii 2001, nr 1.
REACTIVE POWER MANAGEMENT AS A TOOL FOR OVERALL POWER
SYSTEM EFFICIENCY AND OPERATION IMPROVEMENT
Key Words: power system, deregulation, reactive power management
Summary. The objective of this research project is to investigate and devise a methodology for
identifying areas in power systems that are prone to voltage instability under particular operating
conditions and contingencies. These areas, which are prone to instability due to their lack of reactive
power reserves, are referred to as Voltage Control Areas (VCAs). Once VCAs are identified, methods of
determining their adequate reactive power reserve requirements to ensure secure system operation under
all conditions. The Electric Power Research Institute (EPRI) contracted Powertech Labs Inc. (PLI) to
carry out this research project. PLI conducted a rather exhaustive literature survey which revealed that
the existing methods for the identification of VCA have had only a limited success in application
because they have, in general, not produced results for practical systems. This, in general, is due to the
fact that voltage security problem is highly nonlinear and VCAs may also change in shape and size for
different system conditions and contingencies. To deal with these issues, a more practical approach was
adopted by this project to clearly establish the VCAs for a given system under all system conditions. The
approach is based on a PV Curve method combined with Modal Analysis. The general approach is as
follows:
- define a system operating space based on a wide range of system load conditions, dispatch
conditions, and defined transactions (source-to-sink transfers),
-
define a large set of contingencies that spans the range of credible contingencies,
- using PV curve method, push the system through every condition, under all contingencies until the
voltage instability point is found for each condition,
- at the point of instability for each case (nose of the PV curve) perform modal analysis to determine
the critical mode of instability as defined by a set of bus participation factors corresponding to the zero
eigenvalue,
- store the results of the modal analysis in a database for analysis using data mining techniques to
identify the VCAs and track them throughout the range of system changes,
-
establish the reactive reserve requirements for each identified VCA.
The above approach was successfully implemented and tested on the PSE Operator power system. A
database with user-friendly interface for storing/retrieving result of modal analysis for each
scenario/contingency was de-signed based on the Microsoft Access. VCA identification was carried
using several data mining techniques. Fi-nally the VCAs were identified using a clustering method
developed by PLI. For the studied scenarios and contingencies in the PSE Operator system, two VCAs
were identified.
Robert Lis, dr inż., Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej,
e-mail: [email protected]
Grzegorz Błajszczak, dr inż., PSE Operator S.A.,
e-mail: Grzegorz.Blajszczak@PSE Operator.pl