Univerza v Ljubljani

Fakulteta za elektrotehniko

Boštjan Podbregar

Frekvenčna zaščita in izklop bremen

Seminarska naloga pri predmetu Razdelilna in industrijska omrežja

Izvajalec predmeta: prof. dr. Grega Bizjak

Ljubljana, 2017

4

Vsebina

Povzetek ............................................................................................................................ 6

1. Uvod ......................................................................................................................... 7

2. Frekvenčna stabilnost elektroenergetskega sistema ................................................. 8

3. Regulacija frekvence .............................................................................................. 10

3.1. Primarna, sekundarna in terciarna regulacija frekvence ................................. 11

4. Posledice prevelikih frekvenčnih odstopanj........................................................... 13

4.1. Posledice povišanja frekvence na generator ................................................... 13

4.2. Posledice znižane frekvence na generator ...................................................... 13

4.4. Posledice odstopanj frekvence na turbino ...................................................... 16

5. Podfrekvenčna zaščita (Under Frequency Load Shedding) ................................... 17

5.1. Določanje sheme ULFS s pomočjo frekvenčnega gradienta EES .................. 18

5.2. Shema ULFS za manjši testni otok ................................................................. 22

5.3. Shema UFLS slovenskega prenosnega omrežja ............................................. 25

5.4. Podfrekvenčni releji ............................................................................................. 26

6. Vprašanja................................................................................................................ 29

7. Zaključek ................................................................................................................ 31

8. Viri ......................................................................................................................... 32

Seznam slik

Slika 1: Mehanizmi za regulacijo frekvence [2] ............................................................. 10

Slika 2: Delovanje primarne regulacije frekvence .......................................................... 11

Slika 3: Delovanje primarne in sekundarne regulacije frekvence ................................... 12

Slika 4: Omejevanja toka in magnetnega pretoka v generatorju [3] ............................... 15

Slika 5: Časovna omejitev generatorske V/Hz zaščite [3] .............................................. 15

Slika 6: Pomembne spremenljivke pri določanju primanjkljaja moči P def [4]................ 20

Slika 7: Testni otok [4] ................................................................................................... 23

Slika 8: Odvisnost df/dt testnega otoka od PL0, (αi = 1, βi= 2) [4] .................................. 23

Slika 9: Odvisnost df/dt od αi [4] .................................................................................... 24

Slika 10: Regulacija frekvence in vpliv UFLS na frekvenčni gradient [4] ..................... 25

Slika 11: Elektromehanski rele ....................................................................................... 26

Slika 12: Shema UFLS [6] .............................................................................................. 27

Slika 13: Multifunkcijski rele SIEMENS 7RW80 .......................................................... 28

5

Seznam uporabljenih kratic

EES Elektroenergetski sistem

ANSI American National Standards Institute UFLS Underfrequency Load Shedding UCTE Union For The Coordination Of Transmission of Electricity

Seznam uporabljenih simbolov

PPRO delovna moč proizvodnje PODJ delovna moč odjema PIZG moč izgub

Δfd dinamični pogrešek frekvence Δfs statični pogrešek frekvence

S statika agregata ΔPG primarni odziv agregata PN nazivna moč generatorja

Δf sprememba frekvence fN nazivna frekvenca

x per unit vrednost statorskega toka ali napetosti t dopustni čas preobremenitve Heq vztrajnostna konstanta sistema

Hi vztrajnostna konstanta i- tega generatorja Si navidezna moč i-tega generatorja

PSTEP trenutni primanjkljaj delovne moči (per unit) Seq vsota navideznih moči vseh generatorjev v omrežju Pdef trenutni primanjkljaj delovne moči (MW)

Ptur,0 začetna mehanska moč PL0 začetni odjem sistema

ΔPtur primarni odziv generatorjev

ΔPL sprememba bremena zaradi nihanja napetosti in frekvence sistema

PL trenutna delovna moč bremen QL trenutna jalova moč bremen

Ui trenutna napetost na i-tem vodu U0,i napetost na i-tem vodu tik pred motnjo αi faktor bremen za delovno moč (napetostna odvisnost)

βi faktor bremen za jalovo moč (napetostna odvisnost) dfHz/dt frekvenčni gradient

QG0 jalova moč pred motnjo ΔQreg dodatek jalove moči napetostne regulacije QG proizvedena jalova moč

QL jalova moč bremen Qeps razlika med proizvedeno in porabljeno jalovo močjo

Ptrip procentni delež primanjkljaja delovne moči

6

Povzetek

V delu je predstavljen pomen frekvenčne stabilnosti elektroenergetskega sistema, ki je

ključna za stabilno obratovanje le-tega. Podani so mehanizmi, ključni za regulacijo frekvence.

Poudarjena pa je pomen podfrekvenčnega razbremenjevanja, ki preprečuje popoln razpad

sistema. Podani so parametri, ki so ključni pri določanju sheme razbremenjevanja.

Ključne besede: frekvenčna stabilnost, regulacija frekvence, podfrekvenčno

razbremenjevanje

7

1. Uvod

Zaščitni sistemi, ki so vključeni v elektroenergetski sistem v večini primerov varujejo

naprave pred nepredvidljivimi dogodki, kjer spremenljivke napetosti in tokov dosežejo

vrednosti, ki so izven dopustnih meja. S tem se preprečuje skrajšanje življenjske dobe naprav,

ki skrbijo za zanesljiv prenos električne energije do porabnikov. Parametri električne energije,

ki jo dovedemo porabniku, morajo biti znotraj meja, ki jih zapovedujejo tehnični predpisi.

Porabniku moramo dovesti simetrično tri fazno napajanje, katerega napetost in frekvenca

morata biti znotraj prepisanih meja, saj se na strani porabnika nahajajo naprave, ki so občutljive

na kakršnakoli odstopanja s stališča napetosti in frekvence.

V tem delu se na začetku opredelim na problematiko regulacije frekvence v EES, ki je

ključnega pomena za stabilno delovanje le-tega. Sistem mora biti zmožen odpraviti odstopanja

frekvence od referenčne vrednosti, za kar so potrebni sistemi, ki so opisani v naslednjih

poglavjih. Ko sistemu zaradi neravnovesja med porabo in proizvodnjo grozi razpad, je ena

izmed zadnjih rešitev podfrekvečno razbremenjevanje, ki glede na velikost znižane frekvence,

izklopi delež bremen, z namenom ohranitve sistema v obratovanju. Za ustrezno delovanje

razbremenjevanja, je potrebna ustrezno načrtovana shema. V jedru naloge se opredelim na

določanje sheme s pomočjo frekvenčnega gradienta.

8

2. Frekvenčna stabilnost elektroenergetskega sistema

Sistemska frekvenca v EES je neposredno povezana z izravnavanjem odstopanj med

proizvodnjo in porabo delovne moči. Za stabilno obratovanje sistema, mora biti moč vseh

proizvodnih enot enaka moči vseh odjemalcev. Pri tem ne smemo pozabiti na izgube, ki smo

jim priča v praksi (en. 2.1). Te predstavljajo nezanemarljiv delež energije, ki se izgubi zaradi

upornosti, dozemne kapacitivnosti in stresane reaktance. Delež je izrazitejši na distribucijskem

omrežju, kjer so napetostni nivoji nižji in posledično mora teči večji tok, zaradi katerega se s

kvadratom povečujejo joulske izgube na ohmskih upornostih vodov. Na prenosnem omrežju

mora sistemski operater Eles d.o.o. zagotoviti 30 MW za pokritje omenjenih izgub. Na

distribucijskih omrežjih je skupno potrebno zagotoviti 100 MW, za kar so odgovorna

distribucijska podjetja Elektro Ljubljana, Elektro Maribor, Elektro Celje, Elektro Gorenjska in

Elektro Primorska.

PRO ODJ IZGP P P (en. 2.1)

Stabilnost vsakega sistema je pogojena s sposobnostjo, da se ta po nepredvidljivi motnji,

ki ga izrine iz stabilne delovne točke, vrne v drugo stabilno stanje. Elektroenergetski sistem bo

frekvenčno stabilen, ko bo ta zmožen po večji motnji obdržati frekvenco sistema blizu

referenčne vrednosti. Za primer, ko zgornja enačba (en. 2.1) ne velja, se obravnavata dva

različna scenarija. Scenarij, ko se frekvenca sistema zniža in scenarij, ko frekvenca sistema

naraste. Frekvenca sistema bo upadla, zaradi nenadnega izpada proizvodne enote. Pojavi se

primanjkljaj proizvodnje delovne moči (en. 2.2).

PRO ODJ IZGP P P (en. 2.2)

Prvih nekaj sekund bo ta primanjkljaj pokrivala energija ki je shranjena v rotacijskih

masah generatorjev, ki proizvajajo električno energijo. Posledično se vrtilna hitrost

generatorjev zniža, to pa se odrazi v znižanju sistemske frekvence. Do obratnega scenarija pride

lahko, zaradi nenadnega izpada večjega porabnika, kjer bo delovna moč proizvodnje naenkrat

nižja od delovne moči porabe (en. 2.3).

9

PRO ODJ IZGP P P (en. 2.3)

Ob večjih motnjah, ki bi povzročila znatnejša odstopanja med proizvodnjo in porabo

delovne moči, lahko pride do razpada sistema na otoke. Zaradi velikih neravnovesij se

aktivirajo zaščitni sistemi, ki izklopijo preobremenjene daljnovodne povezave in ostale

elektroenergetske naprave, kar posledično povzroči razpad interkonekcijskega sistema na več

otokov. Sistem najpogosteje razpade na dva otoka, kjer se na enem frekvenca zniža (en. 2.2),

na drugem pa zviša (en. 2.3).Odstopanje ne sme preseči dopustnih vrednosti tudi v primeru

razpada sistema na otoke. Pogoj za frekvenčno stabilnost elektroenergetskega sistema, torej

obsega zmožnost, da frekvenca sistema ne odstopa od dopustnih vrednosti, v primeru večjih

motenj. Frekvenca ne sme odstopati tudi takrat, ko sistem razpade na otoke, kjer se pojavijo

različne vrednosti frekvenc glede na otoke.

Občutljivost sistemske frekvence je v omrežjih, ki so večji in dobro povezani, relativno

majhna, kajti tam se nahaja večje število proizvodnih enot. Več enot zagotavlja večje količine

rezervne energije shranjene v rotacijskih masah. Takšen sistem je stabilnejši, kajti frekvenca je

toga. Razmere postanejo problematične v primeru razpada sistema na otoke. Manjši kot bodo,

manj stabilna bo frekvenca otoka. S tem se poveča možnost popolnega razpada sistema. Prej

sem omenil, da se pojavijo otoki z viškom moči proizvodnje (povišana frekvenca) in otoki s

primanjkljajem moči proizvodnje (znižana frekvenca). V slednjih začne frekvenca zelo hitro

upadati, kajti energija nakopičena v rotacijskih masah ne zadostuje za pokritje porabe. To

lastnost imenujemo kratkoročna frekvenčna stabilnost [1].

10

3. Regulacija frekvence

Večja odstopanja frekvence je potrebno odpravljati, če želimo stabilno obratovati. Ob

pojavu motnje ΔPImbalance, pri izravnavi frekvence najprej pomagata vztrajnost (inercija) sistema

in samoregulacija bremen. Ta dva pojava sta posledica rotirajočih mas v sistemu, ki zajemajo

generatorje na strani proizvodnje in motorje na strani odjemalcev. Po iznihu teh dveh pojavov,

se aktivirajo sistemi, ki so namenjeni regulaciji frekvence. Najprej se aktivira primarna, nato

sekundarna in potem terciarna regulacija frekvence. V primeru najhujših scenarijev je potrebno

podfrekvenčno razbremenjevanje (load shedding), ki je opisano v poglavju 5 [2]. V tem

poglavju namenim nekaj besed posameznim regulacijskim mehanizmom, ki so prikazani na

spodnji sliki (Slika 1).

Slika 1: Mehanizmi za regulacijo frekvence [2]

11

3.1. Primarna, sekundarna in terciarna regulacija frekvence

Razlaga v tem podpoglavju bo temeljila na predpostavki, da je v EES prišlo do izpada

večje proizvodne enote, kar je povzročilo znižanje sistemske frekvence.

Primarna regulacija frekvence deluje tako, da ob motnji stabilizira frekvenco v stabilno

kvazistacionarno stanje. Ta mora v čim krajšem možnem času zmanjšati dinamični pogrešek

Δfd do vrednosti statičnega pogreška Δfs, kjer lahko sistem stabilno obratuje. Primarna regulac ija

ima zato proporcionalni značaj, kajti po končani regulaciji bo še vedno prisoten statični

pogrešek (Slika 2).

Slika 2: Delovanje primarne regulacije frekvence

Regulator prejema meritve dejanske vrednosti sistemske frekvence in glede na referenčno

frekvenco prilagaja mehansko moč na turbini. V sistem primarne regulacije morajo biti

vključene vse elektrarne, razen vetrnih, sončnih in malih hidroelektrarn. Odziv posameznih

agregatov na motnjo je odvisen od statike generatorja S. En. 3.1 velja za primer, ko frekvenca

upade.

N NG

G N

N

f

f f PS P

P f S

P

(en. 3.1)

12

Vsak generator, ki je vključen v primarno regulacijo, se bo glede na nazivno moč PN in

statiko S različno odzval z dodatno delovno močjo ΔPG. Primanjkljaj delovne moči v EES je

možno pokriti z vsoto primarnih odzivov vseh generatorjev.

Po pretečenih 30 sekundah od nastopa motnje, ki je povzročila padec frekvence, se

aktivira sekundarna regulacija frekvence, ki odpravi statični pogrešek Δfs, s čimer privede EES

v normalno obratovalno stanje (Slika 3).

Slika 3: Delovanje primarne in sekundarne regulacije frekvence

Regulator sekundarne regulacije prilagaja moč agregatov, ki sodelujejo v sekundarni

regulaciji. Namreč sistemski operater prenosnega omrežja ima za potrebe zagotavljanja

sistemskih storitev, zakupljen določen regulacijski obseg, znotraj katerega lahko ta regulira moč

elektrarne, ki je vključena v sistem sekundarne regulacije. Sodelovanje proizvodnih enot v

sekundarni regulaciji frekvence ni obvezno. Naloga sekundarne regulacije frekvence je tudi

odprava napake pri izmenjavi moči s sosednjimi EES.

V primerih, ko operater s sekundarno regulacijo v 15ih minutah ne more nadomestit i

primanjkljaja delovne moči, ta izvede terciarno regulacijo frekvence. Moč terciarne regulac ije

je večinoma zagotovljena iz elektrarn, ki so zmožne zagotoviti moč v 15 minutah. Mednje

spadajo plinske termoelektrarne in črpalne hidroelektrarne.

13

4. Posledice prevelikih frekvenčnih odstopanj

Odstopanje sistemske frekvence referenčne vrednosti, je potrebno preprečevati, ker bi

bilo obratovanje EES v nasprotnem primeru nemogoče. Proizvodne enote in transformator j i

imajo vgrajeno frekvenčno zaščito (V/Hz releji), ki jih ščiti pred povišano ali znižano sistemsko

frekvenco. Turbine elektrarn niso zmožne prenesti večjih motenj, kjer vrednost sistemske

frekvence sistema doseže vrednosti nad 52,5 Hz ali pod 47,5 Hz. Trajno obratovanje elektrarn

mora potekati znotraj teh dveh meja. V primeru prekoračitve, se aktivira omenjena zaščita, ki

izklopi proizvodno enoto in s tem dodatno poveča primanjkljaj moči proizvodnje. Po tem

ukrepu skoraj zagotovo pride do popolnega razpada otoka. To prinaša dodatne komplikac ije,

kajti vzpostavitev normalnega obratovanja EES, je v tem primeru zahtevnejša [1].

4.1. Posledice povišanja frekvence na generator

Na otoku, kjer se frekvenca poviša, generatorji to spremembo čutijo kot izgubo bremen.

Posledično se bodo ti zavrteli hitreje in aktivirala se bo primarna regulacija, ki bo zniža la

mehansko moč na turbini in s tem se bo frekvenca ustalila v nekem stacionarnem stanju, kjer

generatorji lahko obratujejo. Generatorji se bodo vrteli z nekoliko povišano hitrostjo, kar ne

predstavlja večje grožnje, če hladilni sistemi ustrezno delujejo in če frekvenca ostane znotraj

prej omenjenih meja. Večji problem predstavlja zvišana napetost, zaradi izgube bremen.

Spremembo napetosti zazna regulator vzbujanja, ki ustrezno zniža enosmerno vzbujanje na

rotorju generatorja. Z nadaljnjim nižanjem vzbujanja, zaradi povečevanja napetosti, se poveča

možnost aktivacije zaščite, ki preprečuje prenizko vzbujanje (loss-of-excitation protection). Ta

v primeru prenizkega vzbujanja, izklopi generator iz omrežja. Na otoku z viškom proizvodne

moči, to ne predstavlja resne grožnje, kajti s tem se odstopanje med proizvodno in porabo

zmanjša [3].

4.2. Posledice znižane frekvence na generator

Obraten scenarij se zgodi v EE otokih, kjer nastane primanjkljaj moči proizvodnje.

Generatorji so tukaj v preobremenjenem stanju, hitrost in hlajenje sta pod normalnimi

vrednostmi. Napetost se zniža in regulator vzbujanja posledično povečuje enosmerno vzbujanje

14

na rotorju. Regulator povečuje vzbujanje do zgornjih meja, kar poveča nevarnost termične

preobremenitve rotorja in statorja. Možnost delovanja zaščitnih sistemov, ki preprečujejo

statorsko in rotorsko pregrevanje, preveliko vzbujanje ter podfrekvenčno obratovanje

generatorjev se močno poveča. Kot sem prej omenil, se izklop proizvodnih enot v otokih s

primanjkljajem moči proizvodnje, odrazi v popolnem razpadu le-teh.

Obstaja možnost preobremenjevanja generatorjev za nek krajši čas, kajti ti se zaradi

povečanega toka ali napetosti ne bodo hipoma segreli. Dovoljen čas preobremenitve lahko

izračunamo s pomočjo spodnje enačbe (en. 4.1), kjer K predstavlja konstanto, ki zavzame dve

različni vrednosti, 44 če računamo čas za stator in 33, če računamo za rotor. Parameter x

predstavlja per unit vrednost statorskega toka ali napetosti.

2( 1)

Kt

x

(en. 4.1)

Tabela 1: Dovoljeni časi preobremenitve glede na povečano napetost in tok generatorja

t [s] I [p. u.] U[p. u.]

120 1,16 1,12

60 1,3 1,25

30 1,54 1,46

10 2,26 2,08

V tabeli (Tabela 1) so podane vrednosti časa, za katere lahko stroj preobremenimo. Večja

kot bo preobremenitev, manj časa bo lahko generator obratoval v tem stanju. Vrednosti podaja

organizacija ANSI. Zaščita mora generatorje ščititi pred tem, da bi ti delovali v

preobremenjenem stanju dlje od časov, ki so podani v Tabeli 1. Napetostni regulatorji za

določen čas dopustijo generator v preobremenjenem stanju, po pretečenem času pa znižajo

vzbujanje na varno vrednost. Obratovanje generatorja v preobremenjenem stanju, bi imelo slab

vpliv na njegovo življenjsko dobo. V primerih znižane frekvence sistema, se za znižanje

povečanega toka, ki je posledica prevelikega bremena generatorjev, zniža navidezno moč

generatorja. Poleg tega generatorju linearno z nižanjem frekvence, nižamo tudi napetost. S tem

skrbimo za normalizacijo razmer glede magnetnega pretoka v stroju. Obratovanje generatorja

ob znižani sistemski frekvenci je prikazano na naslednji sliki (Slika 44).

15

Slika 4: Omejevanja toka in magnetnega pretoka v generatorju [3]

Nad- in pod-frekvenčna zaščita generatorjev v prvi vrsti ščiti generator pred izgubo

življenjske dobe. Ta mora upoštevati časovne omejitve, ki jih podaja proizvajalec. Večja kot bo

sprememba in s tem preobremenitev, manjši bo dopustni čas obratovanja (Slika 5) [3].

Slika 5: Časovna omejitev generatorske V/Hz zaščite [3]

16

4.4. Posledice odstopanj frekvence na turbino

Sprememba frekvence ima lahko velik vpliv tudi na turbine, ki poganjajo generator.

Vodne turbine, vgrajene v hidroelektrarnah, niso v nikakršni meri občutljive na nihanje

frekvence. Precej občutljive pa so parne turbine, ki jih sestavlja množica lopatic. Te se

dimenzijsko razlikujejo glede na visokotlačni in nizkotlačni del turbine. Vsaka posamezna

lopatica turbine je vpeta v gred in ima s svojim ukrivljenjem svojo lastno nihajno frekvenco.

Lopatice parne turbine so oblikovane in uglašene za točno določeno obratovalno stanje (f =

50Hz). Za preprečevanje resonančnega pojava, se uporablja frekvenčna zaščita turbin, ki v

primeru večjih motenj le-to izključi iz sistema. S tem se prepreči možnost mehanskih poškodb

ob vibracijah.

Scenarij povišane sistemske frekvence za obratovanje parne turbine ni tako problematičen

kot scenarij znižane frekvence. Podfrekvenčna zaščita turbine je kompleksnejša zaradi dejstva,

da je odziv frekvence sistema odvisen od velikosti motnje (izpadle moči), ki je v tem primeru

izpad agregatov iz sistema. Upoštevati je potrebno tudi odziv podfrekvenčnega

razbremenjevanja, ki ob prenizki frekvenci razbremeni EES tako, da odklopi delež bremen.

Delež izklopljenih bremen je odvisen od velikosti motnje. Ob predpostavki, da releji te zaščite

ustrezno delujejo, je možno oceniti dinamične lastnosti sistema ob večji motnji, ki povzroči

razdelitev sistema na EE otoke. S poznavanjem teh karakteristik je možno ustrezno nastavit i

podfrekvenčno zaščito turbin.

Glavna podfrekvenčna zaščita parnih turbin je avtomatsko razbremenjevanje sistema.

Zaščita se ne nahaja na mestu turbine, ampak je razpršena po sistemu tako, da varuje posamezna

območja. Za učinkovito delovanje podfrekvenčnega razbremenjevanja, je potrebno predvideti

več možnih scenarijev, ki bi EES razdelili na posamezne EE otoke. Napovedati je potrebno

meje posameznih otokov. Takšna napoved ni povsem zanesljiva, zato so parne turbine zaščitene

z dodatnimi varnostnimi sistemi. Lahko pa podfrekvenčno razbremenjevanje z normalizac ijo

frekvenčnih razmer otoka, prepreči aktivacijo teh sistemov in s tem obdrži elektrarno v

obratovanju. To pa je seveda ključnega pomena v otokih z nižjo frekvenco, kjer se pojavi

primanjkljaj delovne moči. Frekvenčna zaščita turbine mora biti zato dobro koordinirana s

podfrekvenčnim razbremenjevanjem in ostalimi zaščitnimi sistemi [3].

17

5. Podfrekvenčna zaščita (Under Frequency Load Shedding)

Eden izmed sistemov za preprečevanje razpada EES, je podfrekvenčno razbremenjevanje

oz. Underfrequency Load Shedding (UFLS). Večina večjih sistemov uporablja podfrekvenčne

releje, ki ob večjih motnjah izklopijo delež bremen. Določiti je potrebno odjemalce, ki pridejo

v poštev za razbremenitev. Zaradi izklopa bremen, je delovanje UFLS tesno povezno z veliko

ekonomsko škodo. Po razbremenitvi se frekvenca otoka normalizira in operaterji lahko

obnovijo celoten sistem v prvotno stanje brez otokov. Neustrezno delovanje frekvenčne zaščite

generatorja ali turbine, lahko povzroči nepotreben izklop agregata iz omrežja. Takšni dogodki

poslabšajo trenutne razmere in lahko vodijo v popolni razpad otoka. Zaradi tega mora sistem

podfrekvenčnega razbremenjevanja, delovati pred aktivacijo zaščitnih sistemov. Kot sem

omenil morajo biti releji razporejeni po sistemu tako, da lahko ob več možnih scenariji, ustrezno

odreagirajo. S tem se preprečuje popoln razpad sistema, ne glede na različne meje otokov, na

katere se razdeli celoten EES ob motnji. V primeru velikega interkonekcijskega EES, ki ga

sestavlja veliko manjši sistemov, obstaja tudi veliko možnih konfiguracij otokov, ob različnih

motnjah. Zaradi tega je nujna koordinacija med vsemi sistemi, ki tvorijo večji sistem [3].

V interkonekciji UCTE lahko rezervo moči ob nenadnem izpadu 3000 MW proizvodnih

kapacitet, zagotovi skupen primarni odziv vseh elektrarn povezanih v sistem. Ob takšnem

izpadu ne sme priti do razbremenjevanja sistema. UFLS se izvaja avtomatsko po različnih

stopnjah, ki jih definira velikost odstopanja frekvence. Glede na velikost odstopanja je določen

delež izklopa bremen. Zaščita se aktivira, ko frekvenca sistema pade pod 49 Hz. Med to

vrednostjo in spodnjo mejo 47,5 Hz, se definirajo omenjene stopnje razbremenjevanja. Po

upadu frekvence pod 49 Hz se razbremenjuje minimalno od 10 % do 20 % bremen, ki so del

sheme. Vsak sistemski operater prenosnega omrežja je zadolžen za lastno shemo

razbremenjevanja. Sheme UFLS lahko delimo na klasične, pol-prilagodljive in prilagodlj ive.

Prilagodljive sheme temeljijo na uporabi začetnega frekvenčnega gradienta, za določitev

primanjkljaja moči. S tem je možno oceniti koliko bremena je treba izklopiti, za vzpostavitev

ravnovesja med proizvedeno in porabljeno delovno močjo. Frekvenčni gradient določimo s

poznavanjem frekvenčnega odziva EES [4].

18

5.1. Določanje sheme ULFS s pomočjo frekvenčnega gradienta EES

Shemo ULFS lahko določimo s pomočjo frekvenčnega odziva EES. Določiti moramo

primanjkljaj moči Pdef, ki ga je potrebno izničiti s pomočjo izklopa bremena. Približen

frekvenčni odziv EES, je možno izračunati s pomočjo ekvivalenta generatorja, ki zajema vse

generatorje vključene v EES. Najprej izračunamo vztrajnost ekvivalenta generatorja Heq (en.

5.1), kjer Hi ponazarja vztrajnostno konstanto i-tega generatorja, Si navidezno moč i-tega

generatorja in n število vseh generatorjev.

1

1

n

i i

ieq n

i

i

H S

H

S

(en. 5.1)

Frekvenčni gradient ob času t = 0 (v trenutku nastanka motnje) lahko določimo s spodnjo

enačbo (en. 5.2), ki pri izračunu upošteva vztrajnostno konstanto ekvivalenta Heq in trenutni

primanjkljaj delovne moči PSTEP.

0 2

STEP

t eq

Pd

dt H

(en. 5.2)

Primanjkljaj delovne moči PSTEP je izražen v per unit enoti, glede na bazno vrednost, ki

je vsota navideznih moči vseh proizvodnih enot v sistemu Seq (en. 5.3).

1

def def

STEP n

eqi

i

P PP

SS

(en. 5.3)

Primanjkljaj delovne moči izražen v MW Pdef izračunamo:

19

2 eq Hzdef eq

N

H dfP S

f dt (en. 5.4)

Na trenutni primanjkljaj delovne moči Pdef vplivajo:

- začetna mehanska moč (tik pred motnjo) na turbinah vključenih v sistem Ptur,0,

- začetni odjem sistema (tik pred motnjo) PL0,

- primarni odziv generatorjev ΔPtur,

- sprememba bremena zaradi nihanja napetosti in frekvence sistema ΔPL.

Zaradi relativno počasnega primarnega odziva turbin glede na spremembo frekvence,

predpostavimo, da je v času t = 0 vrednost ΔPtur = 0 MW.

Glavna pomanjkljivost določanja sheme UFLS s pomočjo frekvenčnega odziva, je

neupoštevanje napetostne odvisnosti bremen. Ta ob motnji skoraj hipoma upade ob znižani

frekvenci. To pa vpliva na delovno in jalovo moč bremena. Primanjkljaj delovne moči je v

večini primerov, posledica znižanja jalove moči, ki je odvisna od napetostnega profila sistema.

Delovno in jalovo moč bremena lahko matematično modeliramo s spodnjima enačbama (en.

5.5),

0, 0,

1 10, 0,

i im m

i iL L i L L i

i ii i

U UP P Q Q

U U

(en. 5.5)

kjer PL in QL predstavljata trenutni vrednosti moči bremena. PL0,i in QL0,1 začetni moči i-

tih generatorjev tik pred motnjo, Ui trenutno napetost v i-tem vozlišču, U0,i pa napetost na i-tem

vozlišču tik pred motnjo (t = 0). Število vozlišč vključenih v shemo UFLS podamo z m, faktor

αi predstavlja odvisnost delovne moči od i-tega bremena in βi faktor opisuje odvisnost jalove

moči od i-tega bremena glede na napetostna nihanja [4].

Slika 6 prikazuje glavne parametre, ki imajo vpliv na primanjkljaj moči Pdef. Ptur podaja

vsoto vseh mehanskih moč turbin. Shema ne upošteva izgub v generatorju. Razlika med Ptur in

PL povzroči spremembo frekvence dfHz/dt. Jalovi moči pred motnjo QG0, dodamo dodatno

jalovo moč ΔQreg, ki je posledica napetostne regulacije po motnji, zaradi upada frekvence. Vsoti

20

teh dveh jalovih moči QG odštejemo jalovo moč bremena QL. Dobimo razliko med proizvodnjo

jalove moči in jalovo močjo bremena, ki jo podaja oznaka Qeps. Ta razlika povzroči odstopanje

napetosti ΔU od napetosti pred motnjo. To ima vpliv na delovno (ΔPL) in jalovo moč (ΔQL)

bremena. Ta vpliv je odvisen od α in β faktorja. Glede na te parametre, je možno s to shemo

izračunati trenutno vrednost primanjkljaja moči Pdef.

Slika 6: Pomembne spremenljivke pri določanju primanjkljaja moči Pdef [4]

Primanjkljaj delovne moči Pdef, kjer ne upoštevamo izgub omrežja, lahko zapišemo:

def tur LP P P (en. 5.6)

Z vstavitvijo karakteristike bremen (en. 5.5) v zgornjo enačbo, dobimo zahtevano

vrednost izklopa bremen v MW.

0 0, 0 0,

1 10,

1 ; .

im m

itur L def L i L L i

i ii

UP P P P P P

U

(en. 5.7)

Iz praktičnih razlogov izrazimo moč izklopa bremen Ptrip relativno glede na moč bremena

PL tik pred pojavom motnje. Releji imajo tako nazorno informacijo o tem, kolikšen delež

bremen morajo izklopiti.

21

0

0

100tur Ltrip

L

P PP

P

(en. 5.8)

0,

10 0, 0

100100 1

im

def itrip L i

iL i L

P UP P

P U P

(en. 5.9)

Ptrip, torej predstavlja procentni delež primanjkljaja delovne moči otoka, kar neposredno

poda celotno zahtevano količino razbremenitve, za normalizacijo in odpravo neravnoves ij.

Zavedati se moramo, da pri izračunu nismo upoštevali izgub. Prvemu delu zgornje enačbe (en.

5.9), podamo oznako »merjena vrednost«, drugemu pa »napetostni dodatek«. Slednji poda

odvisnost spremembo bremena zaradi napetostnega nihanja. Frekvenčni gradient bo posledično

odvisen od napetostnih nihanj in začetne delovne moči obremenitve sistema PL0. Enačbo za

frekvenčni gradient lahko za enačbama 5.4 in 5.9 zapišemo s spodnjo enačbo, kjer frekvenčni

gradient razdelimo na dva časovna odvoda.

0 0, 1 2

1 0,

( ) 1 ' '2

im

N itur L L i

ieq eq i

f UdfP P P f f

dt H S U

(en. 5.10)

Prvi del (f1') definira frekvenčni gradient, ko ima breme konstanto delovno in jalovo moč.

Drugi del (f2') upošteva omenjeno spremembo bremena zaradi napetostnega padca, kar ima

neposredni vpliv na frekvenčni gradient. Razvidno je, da moramo poznati začetno obremenitev

sistema, saj je f2' neposredno odvisen od PL0,i. Poznati je potrebno tudi faktorje αi, medtem ko

faktorji βi niso ključni, ker imamo meritve napetosti v posameznih vozliščih. Problematično

ostaja pridobivanje vrednosti PL0,i, za nek sistem (otok). Ti podatki bi omogočili veliko lažje

določanje potrebne količine moči razbremenitve. Z enačbo 5.6 bi enostavno lahko določili to

količino, posledično bi proizvodne enote povrnili v delovno točko pred motnjo. Komunikac ija,

ki poteka med UFLS releji in sistemom SCADA, mora poznati meje otoka in posledično

proizvodne enote ter vozlišča (tista, ki so del sheme) le-tega [4].

22

5.2. Shema ULFS za manjši testni otok

Do sedaj smo spoznali, da je pri določanju sheme UFLS, treba poznati različne parametre

predvidenih otokov. V primeru določanja sheme s pomočjo frekvenčnega gradienta preko

frekvenčnega odziva sistema, je treba poznati meje otoka in njegove pripadajoče proizvodne

enote ter bremena, napetosti vozlišč, karakteristike bremen (faktor αi) in napetostni profil

sistema. Primanjkljaj moči v odstotkih glede na celotno obremenitev (en. 5.9) lahko zapišemo

v obliki:

trip

dfP A B

dt (en. 5.11)

Kjer sta A = f(Seq, Heq, PL0,i) in B = f(Ui, αi).

0

2100

eq eq

N L

H SA

f P

(en.5.12)

0,

1 0,

1001

im

iL i

i i L

UB P

U P

(en. 5.13)

Za lažje razumevanje določanja sheme UFLS, na podlagi trditev podanih v prejšnjem

poglavju (5.1.Določanje sheme ULFS s pomočjo frekvenčnega gradienta EES), si bomo v

nadaljevanju pogledali odvisnost frekvenčnega gradienta od PL0 in faktorja αi. Testni otok

(Slika 7) vsebuje štiri hidro proizvodne enote in štiri bremena.

23

Slika 7: Testni otok [4]

Ko bo faktor αi konstanten, se bo glede na različno začetno moč bremen PL0, frekvenčni

gradient testnega otoka različno spreminjal (Slika 8).

Slika 8: Odvisnost df/dt testnega otoka od PL0, (αi = 1, βi= 2) [4]

Odvisnost frekvenčnega gradienta od PL0 je linearen, vendar se z večjo obremenitvijo

naklon povečuje. Večje kot bo breme, intenzivneje se bo frekvenca sistema spremenila (večji

gradient). Kot je bilo večkrat omenjeno, bo frekvenčnih gradient odvisen tudi od različnih

karakteristik bremen, zato preverimo še odvisnost frekvenčnega gradienta od faktorja αi, kjer

PL0 bremen znaša 117 MW(Slika 9).

24

Slika 9: Odvisnost df/dt od αi [4]

Vidimo, da vpliv napetostnih nihanj zaradi spremembe jalove moči ni zanemarljiv, zato

lahko samo prva vrednost gradienta (f1'), poda zavajajočo predstavo odziva frekvence otoka na

motnjo. Poznati je torej potrebno napetosti vozlišč Ui in faktorje αi [4].

Pri načrtovanju UFLS, si prizadevamo k minimizaciji količine izklopljenih bremen in

vzdrževanju frekvence otoka ali sistema v dopustnih mejah. Pomembno je, da upad frekvence

ustavimo v čim krajšem možnem času. Prvo stopnjo UFLS določimo pri frekvenci 49 Hz, ki ob

aktivaciji drastično spremeni frekvenčni gradient. Za primere, ko se frekvenčni upad ne ustavi,

je treba določiti dodatne točke (stopnje) pri katerih izklopimo dodatno količino bremen. Za

obravnavan primer določimo stopnje, glede na vrednosti uporabljene v shemi UFLS za

slovenski EES. Te vrednosti (48,8 Hz, 48,4 Hz in 48 Hz) lahko dosežemo le, ko se upad

frekvence nadaljuje.

Tabela 2: Definirane stopnje UFLS za obravnavan primer

stopnja frekvenca [Hz] delež PL0 [%]

1. 49,0 10

2. 48,8 dodatnih 15

3. 48,4 dodatnih 15

4. 48,0 dodatnih 15

Padanje frekvence bo sprožilo aktivacijo štirih stopenj, ki bodo skupno izklopile 55

odstotkov bremena v otoku.

25

Slika 10: Regulacija frekvence in vpliv UFLS na frekvenčni gradient [4]

Prvi graf zgornje slike (Slika 10) prikazuje potek frekvenčnega gradienta, brez turbinske in

napetostne regulacije v primeru konstantnega bremena (konstantna delovna in jalova moč).

Zaradi skoraj konstantnega gradienta po motnji, se bo frekvenca otoka sesedla. Drugi graf

podaja simulacijo gradienta, ob standardni nastavitvi parametrov turbinske in napetostne

regulacije ter ob upoštevanju bremenskih parametrov α = 1, β = 2. Frekvenčni gradient bo s

časom, počasi upadal. Na tretjem grafu se nahaja potek gradienta ob uporabi klasične sheme

UFLS (Tabela 2), brez turbinske in napetostne regulacije, z upoštevanjem konstantnega

bremena. Frekvenčni gradient po končanem UFLS pade na vrednost nič. Zadnji graf podaja

simulacijo gradienta z upoštevanjem standardnih parametrov turbinske in napetostne regulac ije,

odvisnosti bremen (α = 1, β = 2) ter klasične sheme UFLS (Tabela 2). na prvem in tretjem grafu

je gradient konstanten med prehodnimi pojavi, na drugem in četrtem pa se med prehodnimi

pojavi (med posameznimi stopnjami) spreminja. Šele z upoštevanjem turbinske in napetostne

regulacije, lahko minimiziramo delež izklopa bremen [4].

5.3. Shema UFLS slovenskega prenosnega omrežja

V slovenskem EES poteka razbremenjevanje prenosnega omrežja avtomatsko ali na

zahtevo sistemskega operaterja. Distribucijsko podjetje je dolžno operaterju prenosnega

omrežja posredovati shemo UFLS za vsako VN/SN razdelilno transformatorsko postajo.

Razbremenjevanje prenosnega sistema poteka po štirih stopnjah (Tabela 3).

26

Tabela 3: Stopnje podfrekvenčnega razbremenjevanja slovenskega prenosnega sistema

stopnja frekvenca [Hz] delež PL0 [%]

1 49,2 10

2 48,8 dodatnih 15

3 48,4 dodatnih 15

4 48,0 dodatnih 15

Prenosne vode, ki so del sheme UFLS, določi distribucijski operater ali končni odjemalec.

Seznam vodov operater distribucijskega omrežja ali odjemalec, vsako leto posodobi in ga

posreduje sistemskemu operaterju. Distribucijsko podjetje ali končni odjemalec porazdeli

porabnike glede na pomembnost (prioriteto). Bolnišnice in industrija imajo večjo prioriteto od

npr. gospodinjskih odjemalcev. V primeru, ko črpalna hidroelektrarna deluje v črpalnem

režimu, se ob znižanju sistemske frekvence najkasneje pri 49,5 Hz izklopi brez zakasnitve.

Ponovni vklop bremen po delovanju UFLS je dovoljen, le z odobritvijo sistemskega operaterja.

Sistemski operater ima pooblastilo o spreminjanju nastavitev UFLS, distribucijski operater in

končni odjemalec sta se dolžna prilagoditi. Ta dva sta dolžna tudi vgraditi releje za UFLS na

vode, ki so del sheme. Nastavitve relejev morajo biti posredovane sistemskemu operaterju.

Točnost merjenja frekvence mora znašati vsaj 100 mHz [5].

5.4. Podfrekvenčni releji

Obstajajo tri osnovne vrste podfrekvenčnih relejev, ki so na voljo za vgradnjo v shemo

UFLS.

Slika 11: Elektromehanski rele

27

Eni izmed njih so elektromehanski releji (Slika 11: Elektromehanski rele), ki delujejo na

osnovi indukcije. Ta za delovanje uporablja dve navitji, ki povzročita magnetna pretoka. Ko

frekvenca pade, se pojavi fazna razlika med magnetnima pretokoma, ki povzroči navor in

posledično proženje kontaktov. Z nižanjem frekvence, se kotna razlika povečuje in proizvaja

se navor. Ti releji ne potrebujejo podnapetostnega nadzora, ker lahko obratujejo tudi pri 50 %

nazivne napetosti. Večji kot bo frekvenčni gradient, hitreje bo rele prožil.

Druga vrsta relejev, so polprevodniški (solid-state) oz. statični releji. Ti za zaznavanje

frekvenčnih odstopanj uporabljajo digitalno štetje. Binarni števec dobi visoko frekvenčni

impulz oscilatorja. Rele nato s pomočjo števca šteje impulze med periodo sistemske napetosti.

Na podlagi števila impulzov pri frekvenci 50 Hz in preštetih impulzov, rele ugotovi

podfrkevenčno oz. nadfrekvenčno stanje.

Obstajajo pa še digitalni oz. mikroprocesorski releji, ki s pomočjo mikroprocesorja merijo

periodo vhodnega signala (napetost sistema). Izmerjeno periodo nato primerjajo z periodo,

določeno pri stopnjah UFLS in glede na primerjavo izklopijo ustrezen delež bremen [8].

Rele 7RW80 (Slika 12 in Slika 13), je mikroprocesorski rele podjetja Siemens, ki mu je

možno nastaviti različne varnostne funkcije. V primeru uporabe v podfrekvenčni zaščiti, bo

zaznal upad frekvence in ustrezno odreagiral. Izdal bo ukaz o izklopu bremen z nižjo prioriteto

[6].

Slika 12: Shema UFLS [6]

28

Povežemo ga z elektroenergetskimi napravami, ki jih želimo ščititi (generator,

transformator). Rele zazna vsakršno nihanje napetosti, frekvence in prevzbujanja. Odzval se bo

glede na nastavljene parametre. Rele je lahko tudi del sheme UFLS v primeru večjih izpadov

proizvodnih ali prenosnih naprav v EES [7].

Slika 13: Multifunkcijski rele SIEMENS 7RW80

29

6. Vprašanja

1. Definicija frekvenčne stabilnosti sistema.

Zmožnost sistema, da frekvenca sistema ne odstopa od dopustnih vrednosti, v primeru

večjih motenj. Frekvenca sistema ne sme odstopati tudi v primeru, ko sistem razpade na otoke.

2. Naštej mehanizme regulacije frekvence sistema.

Pri regulaciji frekvence sistema najprej pripomoreta inercija sistema in samoregulac ija

bremen. Zatem se aktivira primarna regulacija frekvenca, ki traja 15 sekund, ki frekvenco

sistema privede v kvazistacionarno stanje. Sledi ji sekundarna regulacija, ki izniči stacionarni

pogrešek. V primeru, ko operater nima zadostnega regulacijskega obsega sekundarne

regulacije, ta aktivira terciarno regulacijo frekvence. V najhujših scenarijih se aktivira še

podfrekvenčno razbremenjevanje.

3. Kakšen je vpliv znižanja frekvence na generator?

Prisoten je primanjkljaj moči proizvodnje. Generatorji so tukaj v preobremenjenem

stanju, hitrost in hlajenje sta pod normalnimi vrednostmi. Napetost se zniža in regulator

vzbujanja posledično povečuje enosmerno vzbujanje na rotorju. Regulator povečuje vzbujanje

do zgornjih meja, kar poveča nevarnost termične preobremenitve rotorja in statorja.

4. Vloga podfrekvenčnega razbremenjevanja.

Preprečuje popoln razpad sistema (otoka). Aktivira se z namenom normalizac ije

frekvence sistema.

5. Utemelji vlogo frekvenčnega razbremenjevanja in osnoven princip delovanja.

Predstavlja enega izmed sistemov za preprečevanje razpada EES, ki ob znižani frekvenci

sistema/otoka izklopi delež bremen.

30

6. Naštej glavne parametre, ki vplivajo na frekvenčni gradient EES.

Na frekvenčni gradient sistema vplivajo, vztrajnostna konstanta sistema, skupna moč

generatorjev, trenutna vrednost primanjkljaja delovne moči, začetna delovna moč vseh bremen,

napetostni profil in napetostna odvisnost bremen.

7. Stopnje podfrekvenčnega razbremenjevanja prenosnega sistema Slovenije.

stopnja frekvenca [Hz] delež PL0 [%]

1 49,2 10

2 48,8 dodatnih 15

3 48,4 dodatnih 15

4 48,0 dodatnih 15

RAČUNSKA NALOGA:

S pomočjo enačbe 4.1 izračunaj dopustne čase obratovanja generatorja v

preobremenjenem stanju, če statorski tok preseže nazivno vrednost za 10 %, 25 %, 75 %, 100

% in 150 %. Faktor K znaša 44.

2

2

2

2

2

44(10% ) 209,5

(1,1 1)

44(25% ) 78,2

(1,25 1)

44(75% ) 21,3

(1,75 1)

44(100% ) 14,7

(2 1)

44(150% ) 8,4

(2,5 1)

N

N

N

N

N

t I s

t I s

t I s

t I s

t I s

31

7. Zaključek

Utemeljen je bil pomen stabilnosti frekvence sistema in regulacije le-te. To je pogoj za

stabilno in zanesljivo obratovanje EES. Omenjeni so bili vplivi frekvenčnih nihanj na generator,

turbino in samo omrežje. Glavni namen seminarskega dela je bil, opis parametrov, ki jih

moramo upoštevati pri določitvi sheme UFLS s pomočjo frekvenčnega gradienta. Ugotovil

sem, da nanj nimajo vpliva samo vztrajnostna konstanta sistema, skupna moč generatorjev in

trenutna vrednost primanjkljaja moči, vendar je treba dodatno upoštevati začetno breme

sistema, napetostni profil in napetostno odvisnost bremen. Za določanje omenjenih parametrov,

je potrebno določiti/predvideti meje posameznih otokov. Na gradient vpliva preveč različnih

parametrov, zato je nemogoče izdelati prilagodljivo shemo UFLS, ki bi bila primerna za vseh

možne sisteme. UFLS je zadnja možna rešitev pred popolnim razpadom sistema, zato

predstavlja enega izmed ključnih mehanizmov, ki prepričujejo popoln razpad sistema in s tem

dobavo električne energije pomembnejšim porabnikom.

32

8. Viri

[1] R. Mihelič, Stabilnost in dinamični pojavi v elektroenergetskih sistemih,

Osnovni pojmi s primeri, Ljubljana: Slovensko združenje elektroenergetikov

CIGRE – CIGRED, 2013.

[2] REE, Terna, TransnetBW, 50 Hertz transmission, RTE, Swissgrid, Energinet.dk.

(2016). Frequency Stability Evaluation Criteria for the Synchronus Zone of

Continental Europe, Requirements and impacting factors [Online]. Dosegljivo :

https://www.entsoe.eu/Documents/SOC%20documents/RGCE_SPD_frequenc

y_stability_criteria_v10.pdf. [Dostopano: 26. 4. 2017].

[3] P. M. Anderson. (1999). Power system protection [Online]. Dosegljivo :

https://docs.google.com/file/d/0B8UzJ3PUAuboMUJ4TUJBZHlxTEU/edit.

[Dostopano: 28. 4. 2017].

[4] R. Mihelič, U. Rudež. (2011). Analysis of Underfrequency Load Shedding

Using a Frequency Gradient [Online]. Dosegljivo: IEEE Xplore,

http://ieeexplore.ieee.org. [Dostopano 1. 5. 2017].

[5] Uradni list RS. (2016 št. 29). Sistemska obratovalna navodila za prenosno

omrežje električne energije. Ljubljana: Slovenija.

[6] Siemens. (2011). Load shedding (7RW80) [Online]. Dosegljivo :

https://www.downloads.siemens.com/download-

center/Download.aspx?pos=download&fct=getasset&id1=DLA11_1512.

[Dostopano: 4. 5. 2017].

[7] Siemens. SIPROTEC 7RW80 [Online]. Dosegljivo :

http://w3.siemens.com/smartgrid/global/en/products-systems-

solutions/Protection/voltage-and-frequency-protection/Pages/SIPROTEC-

7RW80.aspx. [Dostopano: 9.5.2017].

33

[8] IEEE Power Engineering Society. (2007). IEEE Guide for the Application of

Protective Relays Used for Abnormal Frequency Load Shedding andRestoration

[Online]. Dosegljivo: IEEE Xplore, http://ieeexplore.ieee.org. [Dostopano 11. 5.

2017].