analiza mjera za odrŽavanje n-1 kriterija sigurnosti u … · 3 prekogranični 110 kv dalekovodi...

1

Ivica Petrović Mario PrincipHEP-Operator prijenosnog sustava HEP-Operator prijenosnog [email protected] [email protected]

Marijan Borić Marko GreganićHEP-Operator prijenosnog sustava HEP-Operator prijenosnog [email protected] [email protected]

Vladimir Grujić Ivica ModrićHEP-Operator prijenosnog sustava HEP-Operator prijenosnog [email protected] [email protected]

ANALIZA MJERA ZA ODRŽAVANJE N-1 KRITERIJA SIGURNOSTI U EES-U NAPODRUČJU PRP OSIJEKA KOD VRŠNOG OPTEREĆENJA

SAŽETAK

U uvjetima vršnih opterećenja u dijelovima EES-a sa malom proizvodnjom na 110 kV naponskomnivou javljaju se povećana opterećenja na 400/110 kV transformatorima. Unutar Prijenosnog područjaOsijek u tim uvjetima kritično se opterećuju transformatori 400/110 kV u TS Ernestinovo, dok sutransformatori 220/110 kV u TS Đakovo vrlo slabo opterećeni. Takovo nerazmjerno opterećenjetransformatora u električki bliskim čvorištima dovodi do narušavanja N-1 kriterija sigurnosti sa mogućimvećim posljedicama za sigurnost napajanja električnom energijom velikog dijela PrP Osijeka. Povećanomopterećenju transformatora u TS Ernestinovo uvelike doprinosi i 110 kV veza sa EES-om Bosne iHercegovine (DV 110 kV Slavonski Brod 2 – Bosanski Brod i DV 110 kV Županja – Orašje preko kojih senapaja konzum električki bliskih stanica u EES-u Bosne i Hercegovine što direktno opterećujetransformatore u TS Ernestinovo).

U radu će se provesti analiza mogućih operativnih mjera u cilju ispunjavanja sigurnosnih kriterija(N-1 kriterija sigurnosti) u slučaju opisanog specifičnog stanja u EES-u na području PrP Osijeka.

Ključne riječi: vršno opterećenje, transformatori, tokovi snaga, promjena topologije, PSS/E

ANALYSIS OF MEASURES FOR KEEPING N-1 SECURITY CRITERION IN POWERSYSTEM IN PRP OSIJEK AREA DURING PEAK LOAD

SUMMARY

During the peak load in the areas of power system with small production on 110 kV voltage levelthere is an increased load on the 400/110 kV transformers. Within PrP Osijek area, in these conditions,the 400/110 kV transformers in substation Ernestinovo are critical loaded, while the 220/110 kVtransformers in substation Đakovo are very low loaded. Such disproportionate loading of transformers inelectrical close nodes leads to N-1 security criterion violations with possible greater consequences forsecurity of supply in the wide area of PrP Osijek. Increased load on the transformers in substationErnestionovo greatly contributes the 110 kV connection with the power system of Bosnia andHerzegovina (110 kV Slavonski Brod 2 – Bosanski Brod and 110 kV Županja – Orašje lines whichsupplies consumption in electrical close substations in power system of Bosnia and Herzegovina whichdirectly loads the transformers in substation Ernestinovo).

In this paper will be carried out analysis of possible operational measures in order to fulfil safetycriteria (N-1 security criterion) in described specific situation in power system in PrP Osijek area.

Key words: peak load, transformers, power flows, changing of topology, PSS/E

10. simpozij o sustavu vođenja EES-aOpatija, 11. – 14. studenoga 2012.

HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆAZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ

1-02

mailto:[email protected]






2

1. UVOD

Tijekom siječnja i veljače 2012. godine elektroenergetski sustavi Hrvatske i okolnih zemalja(posebno Bosne i Hrcegovine i Srbije) bilježe rekordno visoka opterećenja. S druge strane lošahidrološka godina dodatni je uzrok deficita snage/električne energije upravo u ovim sustavima odnosnovelikog uvoza energije, a time i povećanih tokova snaga na prekograničnim dalekovodima iz smjeraMađarske u Hrvatsku.

Unutar Prijenosnog područja Osijek u tim uvjetima kritično se opterećuju transformatori 400/110kV u TS Ernestinovo dok su transformatori 220/110 kV u TS Đakovo vrlo slabo opterećeni. Takovonerazmjerno opterećenje transformatora u električki bliskim čvorištima dovodi do narušavanja N-1 kriterijasigurnosti sa mogućim većim posljedicama za sigurnost napajanja električnom energijom velikog dijelaPrP Osijeka. Povećanom opterećenju transformatora u TS Ernestinovo uvelike doprinosi i 110 kV veza saEES-om Bosne i Hercegovine (DV 110 kV Slavonski Brod 2 – Bosanski Brod i DV 110 kV Županja –Orašje preko kojih se napaja konzum električki bliskih stanica u EES-u Bosne i Hercegovine što dovodido preopterećenja transformatora u TS Ernestinovo).

U ovom radu provest će se analiza mogućih operativnih mjera u cilju ispunjavanja sigurnosnihkriterija (N-1 kriterija sigurnosti) u slučaju opisanog specifičnog stanja u EES-u na području PrP Osijeka.Analiza će obuhvaćati protumjere koje stoje na raspolaganju voditeljima sustava (dispečerima) u realnomvremenu u obliku topoloških promjena u mreži i razdvajanja mreže između TS 400/110 kV Ernestinovo iTS 220/110 kV Đakovo.

Proračuni tokova snaga i naponskih prilika izvedeni su uporabom programskog alata PSS/E(Power System Simulator for Engineering) na simulacijskom modelu koji obuhvaća 400, 220 i 110 kVmrežu hrvatskog EES-a, 400, 220 i 110 kV mrežu EES-a Bosne i Hercegovine te 400 i 220 kV mrežucijelog ENTSO-E udruženja.

2. OPIS STANJA U EES-u ZA VRIJEME VRŠNOG OPTEREĆENJA U SIJEČNJU I VELJAČI2012. NA PODRUČJU PRP OSIJEKA

Prijenosno područje Osijek se napaja iz mreže preko četiri osnovne pojne točke: TS 400/110 kVErnestinovo (2x300 MVA), TS 220/110 kV Đakovo (2x150 MVA), TETO Osijek (42 MW) i PTE Osijek (47MW). Bitan nedostatak ees-a ovog područja je manjak proizvodnih postrojenja u odnosu na potrošnjuovog dijela hrvatskog elektroenergetskog sustava. Instalirana snaga elektrana TETO Osijek i PTE Osijeknisu dovoljne za zadovoljenje maksimalne snage koja iznosi i preko 400 MW, pa je uredna opskrbapotrošača uvelike ovisna o stanju u prijenosnoj mreži jer instalirana snaga pokriva oko 1/4 vršnogopterećenja.

Vršno satno opterećenje hrvatskog elektroenergetskog sustava zabilježeno je 06.02.2012. u 19.satu u iznosu od 3193 MW, dok su trenutna opterećenja hrvatskog elektroenergetskog sustava u prvojpolovici veljače 2012. godine često prelazila 3200 MW. Tijekom tog perioda uslijed velikog uvoza energijetokovi snaga na prekograničnim dalekovodima 400 kV Ernestinovo – Pecs 1 i 2 prelazili su često 800 MW(ukupno na oba) iz smjera Mađarske u Hrvatsku. Dio te snage tekao je dalje prema EES-u Srbije prekoDV 400 kV Ernestinovo – S.Mitrovica (prosječno 100 MW), dio prema EES-u Bosne i Hercegovine prekoDV 400 kV Ernestinovo – Ugljevik (prosječno 250 MW), manji dio prema zapadnom dijelu hrvatskogelektroenergetskog sustava preko DV 400 kV Ernestinovo – Žerjavinec (prosječno 50 MW), a najveći diote snage bi se „spuštao“ preko TR 1 i 2 400/110 kV Ernestinovo (prosječno 400 MW). Maksimalnotrenutno opterećenje transformatora 400/110 kV 1 i 2 u TS Ernestinovo bilo je 225 MW (po svakomtransformatoru) dana 11.02.2012. u 19. satu.

Ukupno opterećenje na području PrP Osijeka se za vrijeme vršnog večernjeg opterećenja uprvoj polovici veljače 2012. kretalo do 360 MW. Prekogranični 110 kV dalekovodi koji povezuju PrPOsijek sa elektroenergetskim sustavom Bosne i Hercegovine (DV 110 kV Slavonski Brod 2 – BosanskiBrod i DV 110 kV Županja – Orašje) su bili opterećeni i preko 100 MW (ukupno na oba) sa tokom snage usmjeru Bosne i Hercegovine uslijed rekordnih opterećenja i u EES-u Bosne i Hercegovine. Slaboopterećeni TR 220/110 kV 1 i 2 u TS Đakovo (prosječno 0 MW), koji zajedno sa transformatorima400/110 kV u TS Ernestinovo čine dva glavna čvorišta iz kojih se napaja potrošnja na području PrPOsijeka, uzrok su toga što se gotovo cijela potrošnja PrP Osijeka i potrošnja prekograničnih čvorišta(Orašje i Brčko s jedne strane i Bosanski Brod, Derventa i Doboj s druge strane) napaja zapravo iz TSErnestinovo (preko dva 400/110 kV transformatora).

Slika 1. prikazuje promatrano stanje u mreži na dan vršnog opterećenja hrvatskogelektroenergetskog sustava 06.02.2012. u 18:30 sati na području PrP Osijeka. U promatranom scenarijuprijenosna mreža na području PrP Osijeka je bila u punom uklopnom stanju (isključeni jedino

3

prekogranični 110 kV dalekovodi prema Srbiji DV 110 kV Nijemci – Šid i DV 110 kV Beli Manastir –Apatin). TETO Osijek bila je na mreži sa 28 MW, dok PTE Osijek (oba bloka) nisu bili na mreži.Transformatori 400/110 kV u TS Ernestinovo su bili opterećeni sa 210 MW svaki, dok su transformatori220/110 kV u TS Đakovo bili slabo opterećeni sa po 11 MW svaki. Prekogranični 110 kV dalekovodi DV110 kV Županja – Orašje i DV 110 kV Slavonski Brod 2 – Bosanski Brod bili su opterećeni 84 MW ukupnosa tokom snage u smjeru Bosne i Hercegovine. Promatrani scenarij vršnog opterećenja hrvatskogelektroenergetskog sustava uzet je kao osnovni scenarij u daljnjim analizama.

Slika 1. Tokovi snaga za vrijeme vršnog opterećenja hrvatskog elektroenergetskog sustava 06.02.2012. u18:30 h na području PrP Osijeka

Na slici 2. prikazano je stanje tokova snaga u mreži na području PrP Osijeka u slučaju ispadajednog od 400/110 kV transformatora u TS Ernestinovo u osnovnom scenariju. Preostali transformator uTS Ernestinovo se u tom slučaju opterećuje na 118 % (354 MW) od dozvoljenog opterećenja.Transformatori 220/110 kV u TS Đakovo su u tom slučaju i dalje slabo opterećeni sa po 28 MW svaki.Opterećenje na prekograničnim 110 kV dalekovodima DV 110 kV Županja – Orašje i DV 110 kVSlavonski Brod 2 – Bosanski Brod je neznatno (nedovoljno) smanjeno na 65 MW.

Na temelju prethodno navedenog jasno je da veliko opterećenje 400/110 kV transformatora u TSErnestinovo uzrokuje nezadovoljenje N-1 kriterija sigurnosti (u slučaju ispada jednog transformatorapreopterećuje se drugi transformator) i time zapravo narušava sigurna opskrba potrošača električnomenergijom na širem području PrP Osijeka. U tim uvjetima provedene su analize mogućih operativnihprotumjera u cilju smanjenja opterećenja 400/110 kV transformatora u TS Ernestinovo. Analiziraneprotumjere se isključivo temelje na topološkim promjenama u mreži koje ne predstavljaju trošak.

Topološke promjene u mreži koje bi mogle dati rezultate u smislu smanjenja opterećenja na400/110 kV transformatorima u TS Ernestinovo se temelje na razdvajanju mreže između TS Ernestinovoi TS Đakovo, odvajanju dijela mreže prema EES-u Bosne i Hercegovine (sekcioniranjem u TS Đakovo) iliisključenju 110 kV vodova prema EES-u Bosne i Hercegovine ili prema Prijenosnom području Zagreb sveu cilju da bi se dio opterećenja (konzuma) električki odvojio od transformatora 400/110 kV u TSErnestinovo.

4

Slika 2. Tokovi snaga za vrijeme vršnog opterećenja hrvatskog elektroenergetskog sustava 06.02.2012. u18:30 h na području PrP Osijeka u slučaju ispada jednog od TR 400/110 kV u TS Ernestinovo

3. ANALIZA MJERA (TOPOLOŠKIH PROMJENA U MREŽI) KOJIMA JE MOGUĆE SMANJITIOPTEREĆENJE NA TRANSFORMATORIMA 400/110 kV U TS ERNESTINOVO

Ukupno je analizirano pet različitih varijanti kojima je moguće smanjiti opterećenje natransformatorima 400/110 kV u TS Ernestinovo. Za svaku varijantu posebno napravljeni su proračunitokova snaga i naponskih prilika. Na temelju rezultata proračuna svaka varijanta je vrednovana zasebnote su opisane i pozitivne i negativne posljedice u slučaju primjene pojedine varijante.

3.1. Simulacijski model EES-a korišten za analizu pojedinih varijanti

Proračuni tokova snaga i naponskih prilika su izvedeni uporabom programskog alata PSS/E(Power System Simulator for Engineering) na simulacijskom modelu koji obuhvaćaju 400, 220 i 110 kVmrežu hrvatskog EES-a, 400, 220 i 110 kV mrežu EES-a Bosne i Hercegovine te 400 i 220 kV mrežucijelog ENTSO-E udruženja. Kao osnovni scenarij modelirano je vršno opterećenje hrvatskogelektroenergetskog sustava od dana 06.02.2012. u 18:30 h (opisano u poglavlju 2.). Osnovni scenarijzapravo predstavlja snimak stanja u elektroenergetskom sustavu u navedenom trenutku.

3.2. Varijanta 1: Sekcioniranje u TS Đakovo uz isključen DV 110 kV Vinkovci - Županja

Sekcioniranje u TS Đakovo uz isključen DV 110 kV Vinkovci – Županja sa slijedećim rasporedompolja u TS Đakovo (Slika 3):

na glavne sabirnice spojeni TR2 220/110 kV, VP 110 kV Županja na pomoćne sabirnice spojeni TR1 220/110 kV, VP 110 kV Ernestinovo, VP 110 kV Đakovo 2,

VP 110 kV Đakovo 3, VP 110 kV Andrijevci, VP 110 kV EVP Andrijevci, VP 110 kV Vinkovci SP 110 kV isključeno

Promjenom topologije prema Varijanta 1 smanjuje se ukupno opterećenje na TR 400/110 kV 1 i 2u TS Ernestinovo na 392 MW (manje za 28 MW u odnosu na osnovni scenarij) dok se dio opterećenja(TS Županja i TS Orašje) prebacuje na TR2 220/110 kV u TS Đakovo. N-1 kriterij sigurnosti i dalje nijezadovoljen jer ispadom jednog transformatora 400/110 kV u TS Ernestinovo preopterećuje se preostalitransformator na 113 % (338 MW) od dozvoljenog opterećenja, što je za 5 % (14 MW) manje u odnosuna osnovni scenarij. N-1 kriterij sigurnosti u ostatku mreže na području PrP Osijeka je zadovoljen i nemaradijalno napajanih stanica kod promjene topologije prema Varijanta 1.

5

Slika 3. Tokovi snaga na području PrP Osijeka u slučaju promjene topologije prema Varijanta 1

3.3. Varijanta 2: Sekcioniranje u TS Đakovo uz isključen DV 110 kV Vinkovci - Županja

Sekcioniranje u TS Đakovo uz isključen DV 110 kV Vinkovci – Županja sa slijedećim rasporedompolja u TS Đakovo (Slika 4):

na glavne sabirnice spojeni TR 1 220/110 kV, VP 110 kV Andrijevci, VP 110 kV EVP Andrijevci na pomoćne sabirnice spojeni TR 2 220/110 kV, VP 110 kV Ernestinovo , VP 110 kV Đakovo 2,

VP 110 kV Đakovo 3, VP 110 kV Vinkovci SP 110 kV isključeno


6

Promjenom topologije prema Varijanta 2 smanjuje se ukupno opterećenje na TR 400/110 kV 1 i 2u TS Ernestinovo na 370 MW (manje za 50 MW u odnosu na osnovni scenarij) dok se dio opterećenja(TS Bosanski Brod, TS Slavonski Brod, TS Slavonski Brod 2 i TS Požega) prebacuje na TR 1 220/110 kVu TS Đakovo. N-1 kriterij sigurnosti i dalje nije zadovoljen jer ispadom jednog transformatora 400/110 kVu TS Ernestinovo preopterećuje se preostali transformator na 107 % (322 MW) od dozvoljenogopterećenja, što je za 11 % (70 MW) manje u odnosu na osnovni scenarij. N-1 kriterij sigurnosti u ostatkumreže na području PrP Osijeka je zadovoljen i nema radijalno napajanih stanica kod promjene topologijeprema Varijanta 2.

3.4. Varijanta 3: Isključenje 110 kV dalekovoda između TS Ernestinovo i TS Đakovo

Razdvajanje 110 kV veze između TS Ernestinvo i TS Đakovo podrazumijeva isključenje slijedećihdalekodavoda: DV 110 kV Ernestinovo – Đakovo3, DV 110 kV Ernestinovo – Đakovo, DV 110 kVErnestinovo – Vinkovci, DV 110 kV Ernestinovo – Vukovar i DV 110 kV Đakovo – Đakovo2 (Slika 5.).


Promjenom topologije prema Varijanta 3 smanjuje se ukupno opterećenje na TR 400/110 kV 1 i 2u TS Ernestinovo na 198 MW (manje za 222 MW u odnosu na osnovni scenarij) dok su TR 1 i 2 220/110kV u TS Đakovo opterećeni 148 MW ukupno (126 MW više u odnosu na osnovni scenarij), dakle, velikdio opterećenja sa transformatora 400/110 kV u TS Ernestinovo se prebacuje na transformatore 220/110kV u TS Đakovo uslijed razdvajanja mreže između navedenih TS. N-1 kriterij sigurnosti je zadovoljen uslučaju ispada jednog transformatora 400/110 kV u TS Ernestinovo jer se preostali transformatoropterećuje samo na 64 % (192 MW) od dozvoljenog opterećenja, što je za 228 MW manje u odnosu naosnovni scenarij. N-1 kriterij sigurnosti u ostatku mreže na području PrP Osijeka nije zadovoljen. Razlogtoga je što razdvajanjem mreže između TS Ernestinovo i TS Đakovo (isključenjem pet 110 kVdalekovoda) se dobiva četiri radijalno napajane stanice gdje jednim ispadom dalekovoda TS ostaje beznapajanja.

7

3.5. Varijanta 4: Isključenje 110 kV dalekovoda prema PrP Zagrebu

Razdvajanje 110 kV veze između PrP Osijeka i PrP Zagreba podrazumijeva isključenje DV 110kV Slavonski Brod – Požega i DV 110 kV Našice – Slatina (Slika 6.)


Promjenom topologije prema Varijanta 4 (isključenjem DV 110 kV Slavonski Brod – Požega i DV110 kV Našice – Slatina smanjuje se ukupno opterećenje na TR 400/110 kV 1 i 2 u TS Ernestinovo na390 MW (manje za 40 MW u odnosu na osnovni scenarij) dok su TR 1 i 2 220/110 kV u TS Đakovo i daljeslabo opterećeni sa 12 MW ukupno, što je za 12 MW manje u odnosu na osnovni scenarij. N-1 kriterijsigurnosti i dalje nije zadovoljen jer ispadom jednog transformatora 400/110 kV u TS Ernestinovopreopterećuje se preostali transformator na 111 % (333 MW) od dozvoljenog opterećenja, što je za 7 %(19 MW) manje u odnosu na osnovni scenarij. N-1 kriterij sigurnosti u ostatku mreže na području PrPOsijeka nije zadovoljen. Razlog toga je što razdvajanjem 110 kV mreže između PrP Osijeka i PrPZagreba (isključenjem dva povezna 110 kV dalekovoda) se dobiva pet radijalno napajanih stanica gdjejednim ispadom dalekovoda TS (ili više njih) ostaje bez napajanja.

3.6. Varijanta 5: Isključenje 110 kV dalekovoda prema EES-u Bosne i Hercegovine

Razdvajanje 110 kV veze PrP Osijeka prema EES-u Bosne i Hercegovine podrazumijevaisključenje DV 110 kV Županja – Orašje i DV 110 kV Slavonski Brod – Bosanski Brod 2 (Slika 7.).

8


Promjenom topologije prema Varijanta 5 (isključenjem DV 110 kV Slavonski Brod 2 – BosanskiBrod i DV 110 kV Županja – Oraše smanjuje se ukupno opterećenje na TR 400/110 kV 1 i 2 u TSErnestinovo na 380 MW (manje za 50 MW u odnosu na osnovni scenarij) dok su TR 1 i 2 220/110 kV uTS Đakovo i dalje slabo opterećeni sa 16 MW ukupno, što je za 8 MW manje u odnosu na osnovniscenarij. N-1 kriterij sigurnosti i dalje nije zadovoljen jer ispadom jednog transformatora 400/110 kV u TSErnestinovo preopterećuje se preostali transformator na 109 % (327 MW) od dozvoljenog opterećenja,što je za 9 % (25 MW) manje u odnosu na osnovni scenarij. N-1 kriterij sigurnosti u ostatku mreže napodručju PrP Osijeka nije zadovoljen. Razlog toga je što razdvajanjem 110 kV mreže između PrP Osijekai EES-a Bosne i Hercegovine (isključenjem dva povezna 110 kV dalekovoda) se dobiva radijalnonapajana stanica (TS Slavonski Brod 2) gdje u slučaju ispada DV 110 kV Slavonski Brod – SlavonskiBrod 2 ostaje bez napajanja TS Slavonski Brod 2. Isključenjem predmetna dva dalekovoda isto takopostoji mogućnost ugroze N-1 kriterija sigurnosti u 110 kV mreži u EES-u Bosne i Hercegovine, tj.ostavljaju se radijalno napajane prekogranične 110 kV TS.

5. ZAKLJUČAK

Analiza tokova snaga u prijenosnoj mreži PrP Osijeka kod vršnog opterećenja pri specifičnomstanju pogona sa velikim uvozom električne energije uzrokovanog lošom hidrologijom, pokazuje da suoperativne mjere raspoložive pri vođenju sustava nedostatne za potpuno uklanjanje problema vezanih uzispunjavanje N-1 kriterija sigurnosti. Većina analiziranih i predloženih mjera u većoj ili manjoj mjeri vodi kapovećanju sigurnosti sustava, ali i dalje ostaje ugrožen manji dio sustava ili prijenosne mreže. Analizapredloženih varijanti pokazuje Varijantu 2. kao najpovoljniju za primjenu voditelju sustava (dispečeru) naoperativnom nivou za navedeno stanje u sustavu.

Druga mogućnost je naravno rješavanje navedenih problema kroz planiranje i razvoj mreže nanačin da se ugradi i pusti u pogon još jedan TR 400/110 kV sa pripadajućim postrojenjem i vodovima 400kV u TS Đakovo ili se u TS Ernestinovo ugradi i u pusti u pogon treći TR 400/110 kV. Koje će se odnavedenih rješenja primijeniti mora se potvrditi tehnoekonomskom analizom, a njena primjena će ovisitio raspolživim sredstvima i raspoloživom vremenu za realizaciju.

9

6. LITERATURA

[1] Siemens PTI, PSS/E 32.0.5. Program Operation Manual[2] V. Mikuličić, Z. Šimić: „Modeli pouzdanosti, raspoloživosti i rizika u elektroenergetskom sustavu“,

Zagreb, 2008.[3] S. Nikolovski: „Osnove analize pouzdanosti elektroenergetskog sustava“, ETF Osijek, 1995.

analiza mjera za odrŽavanje n-1 kriterija sigurnosti u … · 3 prekogranični 110 kv dalekovodi...

Documents