Funkcjonowanie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej sieci WN przy niewielkiej wartości prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową

W ostatnim dziesięcioleciu energetyka wiatrowa wyróżniała się najbardziej spośród wszystkich technologii odnawialnych źródeł energii (OZE), osiągając w 2010 r. wartość mocy zainstalowanej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym na poziomie 1 GW. Działania inwestorów wskazują jednak na znacznie większe zainteresowanie rozwojem tego sektora OZE. Potwierdzają to informacje przedstawione m.in. w [9], z których wynika, że do końca listopada 2010 roku Urząd Regulacji Energetyki (URE) udzielił promesy koncesji dla 174 instalacji wiatrowych o łącznej mocy ponad 3600 MW.

Dopiero w dalszej kolejności plasują się promesy koncesji wydane przez URE dla pozostałych typów OZE: biogazownie – 25 instalacji o łącznej mocy niespełna 29 MW; elektrownie na biomasę – 5 instalacji o łącznej mocy 21 MW; elektrownie wodne – 12 instalacji o łącznej mocy 7 MW; elektrownie fotowoltaiczne – 5 instalacji o łącznej mocy 1 MW. Natomiast z informacji przedstawionych w [1] wynika, że PSE Operator podpisał umowy o przyłączenie do podlegającej mu sieci elektroenergetycznej farm wiatrowych o sumarycznej mocy 931 MW oraz wydał warunki przyłączenia potwierdzone wpłatą zaliczki dla farm wiatrowych o mocy 4283 MW. Ponadto spółka ta uzgodniła z operatorami sieci dystrybucyjnej warunki przyłączenia do sieci WN farm wiatrowych o sumarycznej mocy na poziomie 9 GW. Można zatem zakładać, że znaczna część inwestycji, które będą realizowane w energetyce wiatrowej w najbliższym okresie, będzie dotyczyć farm wiatrowych przyłączanych do sieci WN.

Przedstawione informacje, zwłaszcza dane dotyczące perspektyw rozwoju energetyki wiatrowej, wskazują, że źródła wiatrowe mogą wywrzeć istotny wpływ na funkcjonowanie sieci WN. Zasadniczo, wyprowadzenie mocy ze źródeł wiatrowych do sieci WN może prowadzić do zmian: rozpływów mocy, poziomów napięć, wskaźników jakości energii elektrycznej, wartości prądów zwarciowych, a także warunków pracy automatyki elektroenergetycznej w tym elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ). W większości przytoczonych zagadnień wpływ źródeł wiatrowych na pracę sieci jest proporcjonalny do mocy tych źródeł. Jednak w przypadku EAZ przyłączenie farmy wiatrowej nawet o niewielkiej mocy (kilka/kilkanaście MW) do sieci WN może generować istotne problemy w funkcjonowaniu struktur automatyki zabezpieczeniowej w obszarze sieciowym wokół miejsca przyłączenia tej farmy.

Zagwarantowanie prawidłowego działania EAZ sieci WN po przyłączeniu do niej źródeł wiatrowych jest zagadnieniem ważnym z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa pracy zarówno elementom sieciowym, jak i samym źródłom wiatrowym. Problem wpływu farm wiatrowych na działanie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej sieci WN jest bardzo obszerny, dlatego w artykule ograniczono się przede wszystkim do przedstawienia problematyki wpływu niewielkiej wartości prądu zwarciowego generowanego przez farmy wiatrowe na działanie EAZ sieci WN.

Sposób współpracy źródeł wiatrowych z siecią elektroenergetyczną – wybrane aspekty konstrukcyjne

W rozwiązaniach komercyjnych obecnie dostępne są siłownie wiatrowe o mocy znamionowej w zakresie od ok. 1 kW do kilku MW. Siłownie te mogą być przyłączane do sieci pojedynczo lub w sposób zgrupowany w postaci tzw. farmy wiatrowej. Na ogół przyjmuje się, że pojedyncze siłownie wiatrowe lub farmy wiatrowe niewielkiej mocy (do kilku MW) najczęściej przyłączane są odpowiednio do sieci nn lub SN. Farmy wiatrowe o mocy z zakresu od kilku do kilkudziesięciu MW (w niektórych przypadkach przekraczające 100 MW) przyłączane są zwykle do sieci WN. Natomiast farmy wiatrowe o mocy powyżej 100 MW przyłączane są na ogół do sieci NN.

Sposób przyłączania farmy wiatrowej do sieci WN może być zróżnicowany. Zależy m.in. od mocy i lokalizacji farmy (odległości od poszczególnych stacji elektroenergetycznych WN), a także liczby farm przyłączonych do ciągu liniowego, z którym ma współpracować dana farma. Przykładowy sposób przyłączenia farmy wiatrowej o mocy 40 MW do sieci WN, powszechnie stosowany w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), przedstawiono na rysunku 1.

Można wyróżnić szereg różnych konstrukcji siłowni wiatrowych, jednak na farmach wiatrowych instaluje się zwykle siłownie o poziomej osi obrotu i trójłopatowym wirniku. Moce siłowni wiatrowych instalowanych na farmach współpracujących z siecią WN zawierają się zwykle w przedziale 0,5÷3 MW. Cechy elektryczne siłowni warunkowane są głównie rodzajem zastosowanego generatora oraz układów regulacji.

Obecnie w siłowniach o mocy rzędu kilkuset kW i większej wykorzystuje się przede wszystkim dwa typy generatorów: generatory asynchroniczne dwustronnie zasilane (DFIG, ang. Doubly-Fed Induction Generator) oraz generatory synchroniczne. Obydwa rodzaje generatorów współpracują z przekształtnikami energoelektronicznymi w sposób zależny od rodzaju danego generatora (rys. 2.). Dzięki wykorzystaniu przekształtników siłownie wiatrowe mają możliwość generowania energii elektrycznej przy stosunkowo dużych zmianach prędkości ob-91 rotowej wirnika, co daje możliwość pracy tych siłowni podczas zmian prędkości wiatru występujących w szerokim zakresie. Ponadto wykorzystanie przekształtników energoelektronicznych oraz zastosowanie odpowiednich układów regulacji umożliwia produkcję mocy biernej, oraz poprawę jakości generowanej energii elektrycznej. Bardziej szczegółowe informacje dotyczące sposobów współpracy farm wiatrowych z siecią WN oraz aspektów konstrukcyjnych siłowni wiatrowych przedstawiono m.in. w [6].

Wartość prądu zwarciowego generowanego przez siłownie wiatrowe

Pod względem zachowania się siłowni wiatrowych w stanach zakłóceń zwarciowych występujących w sieci elektroenergetycznej źródła wiatrowe można podzielić na dwie grupy: siłownie wiatrowe nieprzystosowane do pracy na podtrzymanie zwarcia oraz siłownie wiatrowe przystosowane do pracy na podtrzymanie zwarcia. W drugim przypadku siłownie są wyposażone w tzw. opcję przejścia przez zwarcie (ang. fault ride through) [7]. Obecnie siłownie wiatrowe instalowane na farmach wiatrowych przyłączanych do sieci WN powinny być wyposażone w opcję przejścia przez zwarcie, co zapewnia współpracę farmy z siecią elektroenergetyczną podczas zakłóceń zwarciowych w zakresie wymaganym przez Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej [4] (rys. 3.).

Cechą charakterystyczną siłowni wiatrowych wyposażonych w opcję przejścia przez zwarcie jest generacja prądu zwarciowego o wartości zmieniającej się dynamicznie w dość szerokim zakresie w początkowym okresie zwarcia oraz stosunkowo niewielka wartość generowanego ustalonego prądu zwarcia. Potwierdzają to przykładowe przebiegi prądu zamieszczone na rysunku 4., które zostały wygenerowane przez siłownię wiatrową wyposażoną w opcję przejścia przez zwarcie podczas zapadów napięcia wywołanych zakłóceniami zwarciowymi. Z porównania kształtu przebiegów zamieszczonych na rysunku 4a i 4b wynika, że ustalony prąd zwarciowy generowany przez turbinę oscyluje wokół poziomu prądu znamionowego i praktycznie w małym stopniu jest uzależniony od wartości występującego zapadu napięcia.

Według [5] przebieg prądu zwarciowego analizowanej siłowni wiatrowej można aproksymować za pomocą krzywej przedstawionej na rysunku 6. Siłownia ta w chwili wystąpienia zwarcia generuje udar prądowy, który następnie w czasie około 50 ms jest zmniejszany do poziomu prądu znamionowego. Po tym czasie generowany jest przez siłownię ustalony prąd zwarcia o charakterze silnie pojemnościowym. Wartość generowanego udaru prądowego zależy od impedancji pętli zwarciowej i zwykle nie przekracza kilkukrotnej wartości prądu znamionowego. Natomiast wartość ustalonego prądu zwarcia nie przekracza wartości prądu znamionowego i jest uzależniona od sposobu pracy uzwojeń stojana generatora (rys. 7.). Dla uzwojeń stojana połączonych w trójkąt (przy dużej prędkości obrotowej turbiny) ustalony prąd zwarciowy osiąga wartość prądu znamionowego, natomiast dla uzwojeń stojana połączonych w gwiazdę (przy niewielkiej prędkości obrotowej turbiny) prąd ten odpowiada wartości prądu znamionowego podzielonego przez √3.

Przedstawione rozważania dotyczyły głównie siłowni wiatrowych z generatorem asynchronicznym dwustronnie zasilanym. Jednak siłownie wiatrowe z generatorami synchronicznymi, które są wyposażone w opcję przejścia przez zwarcie, w sytuacjach zakłóceń zwarciowych zachowują się podobnie jak siłownie z generatorami asynchronicznymi, tzn. podczas występującego zwarcia generowany przez nie prąd w krótkim okresie ograniczany jest do wartości prądu znamionowego.

Z uwagi na szybkie tłumienie udaru prądu zwarciowego (rys. 6.) oraz dużą jego zależność od impedancji pętli zwarciowej w rozważaniach przedstawionych w dalszej części artykułu ograniczono się do uwzględnienia ustalonej wartości prądu zwarcia generowanego przez siłownie wiatrowe.

Wartość prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową

Wartość prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową jest determinowana wartością prądu zwarciowego generowanego przez pojedynczą siłownię wiatrową oraz liczbą siłowni pracujących jednocześnie na farmie. Generacja przez siłownię wiatrową prądu zwarciowego na poziomie prądu znamionowego powoduje, że spodziewana maksymalna wartość ustalonego prądu zwarcia płynącego od strony farmy wiatrowej nie przekroczy wartości prądu znamionowego tej farmy, a więc jest stosunkowo niewielka.

Ponadto liczba siłowni wiatrowych pracujących jednocześnie na farmie w chwili wystąpienia zakłócenia może być praktycznie dowolna – zmienność liczby siłowni wiatrowych pracujących w danej chwili wynika m.in. z występujących warunków wietrznych. Powoduje to, że wartość prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową może być znacznie mniejsza od wartości prądu znamionowego danej farmy.

Zakres zmian prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową jest ograniczony od dołu przez wartość prądu znamionowego pojedynczej siłowni wiatrowej, natomiast od góry przez wartość prądu znamionowego farmy wiatrowej. Spodziewane wartości ustalonego prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową o mocy znamionowej 40 MW, w zależności od liczby siłowni wiatrowych pracujących jednocześnie na farmie, przedstawiono na rysunku 8.

Funkcjonowanie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej sieci WN przy niewielkiej wartości prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową

Prawidłowa identyfikacja i lokalizacja zakłóceń zwarciowych występujących w sieci WN warunkowana jest m.in. odpowiednio dużą wartością prądu zwarciowego występującego w stanie zakłócenia. Dlatego niewielka wartość prądu zwarciowego generowana przez farmę wiatrową może powodować szereg problemów w działaniu układów EAZ sieci elektroenergetycznej WN. Zagadnienie to zostanie przedstawione na przykładzie układu sieciowego zaprezentowanego na rysunku 5. W układzie tym farma wiatrowa jest przyłączona do stacji elektroenergetycznej pracującej w ciągu liniowym WN, który jest połączony ze stacjami systemowymi – zasilającymi sieć WN.

W analizowanym przypadku problemy niewłaściwego działania układów EAZ wynikające ze zbyt małej wartości generowanego prądu zwarciowego mogą pojawić się przede wszystkim w sytuacji, gdy ciąg liniowy WN będzie pracować w konfiguracji otwartej – np. dojdzie do wyłączenia linii L3. Wystąpi wówczas tzw. promieniowe połączenie farmy z SEE (rys. 5.). Z powodu niewielkiej wartości prądu zwarciowego płynącego od strony farmy wiatrowej może wystąpić:

• nieprawidłowe funkcjonowanie zabezpieczeń odległościowych linii L1 i/lub L2,
• nieskuteczne działanie automatyki SPZ linii L1 i/lub L2,
• podanie napięcia „od strony” SEE w sposób niekontrolowany na farmę wiatrową.

Przykładowo, w sytuacji wystąpienia zwarcia w punkcie F (rys. 5.) niewielka wartość prądu zwarciowego płynącego od strony farmy wiatrowej ma szczególne znaczenie dla prawidłowego funkcjonowania zabezpieczenia odległościowego ZCL2 (zainstalowanego w stacji elektroenergetycznej C w polu linii L2). Jeśli w zabezpieczeniu ZCL2 wykorzystuje się nadprądowe kryterium rozruchowe (co jest powszechnie praktykowane w KSE), można wywnioskować, że w analizowanym przypadku zabezpieczenie to nie pobudzi się. Nastawa nadprądowego kryterium rozruchowego dokonywanajest zwykle na poziomie 120% prądu znamionowego chronionej linii (prądu dopuszczalnego linii), który w zależności od parametrów konstrukcyjnych danej linii zwykle mieści się w przedziale 400÷700 A.

Dokonując porównania tych wartości z wartością prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową (rys. 8.) można zauważyć, że prąd płynący od strony farmy wiatrowej nie przekroczy progu rozruchowego rozpatrywanego zabezpieczenia. W przypadku zastosowania w zabezpieczeniu odległościowym Z_CL2 podimpedancyjnego kryterium rozruchowego, może dojść do pobudzenia się tego zabezpieczenia w rozpatrywanym stanie zakłóceniowym. Jednak niewielka wartość prądu zwarciowego płynącego od strony farmy wiatrowej oraz – wynikająca z tego – niewielka wartość napięcia w punkcie zainstalowania zabezpieczenia Z_CL2 mogą powodować powstanie znacznych błędów wyznaczania parametrów impedancji przez to zabezpieczenie. Jest to zdeterminowane nieliniową charakterystyką przetwarzania przekładników napięciowych i prądowych w zakresie niewielkich wartości sygnałów wejściowych.

Może to skutkować błędną identyfikacją miejsca zwarcia przez zabezpieczenie Z_CL2 i – w konsekwencji – wydłużyć czas likwidacji zakłócenia. W skrajnie niekorzystnym przypadku wymagane zadziałanie zabezpieczenia może nie nastąpić. Potwierdzają to wymogi zawarte w specyfikacjach technicznych publikowanych przez PSE–Operator, które wymuszają określoną dokładność pomiaru impedancji przez zabezpieczenia odległościowe (na poziomie ±5%), ale tylko w zakresach wartości pomiarowych występujących w czasie zakłócenia na poziomie: 0,1÷1,1UN oraz 0,5÷30I_N [10]. Ponadto dla zabezpieczeń odległościowych definiowany jest również tzw. minimalny prąd działania, który nie powinien przekraczać 0,1I_N [10]. Zakładając, że prąd znamionowy linii L2 wynosi I_L2N=500 A oraz mając na uwadze, że maksymalny ustalony prąd zwarcia pochodzący od jednej siłowni wiatrowej o mocy P_N=2 MW (S_N=2,04 MW) mierzony po stronie WN wynosi I_k=10,7 A można wykazać, że aby doszło do przekroczenia tzw. minimalnego prądu działania zabezpieczenia Z_CL2, którego nastawienie wynosi 0,1I_L2N, na analizowanej farmie wiatrowej powinno pracować jednocześnie co najmniej 5 siłowni wiatrowych.

Opóźnione lub brakujące zadziałanie zabezpieczenia Z_CL2 może mieć również negatywny wpływ na działanie automatyki SPZ pracującej na linii L2. Stosowane w sieci WN układy automatyki SPZ są zwykle pobudzane przez strefę bezzwłoczną zabezpieczenia odległościowego, tj. przez strefę podstawową lub pierwszą strefę wydłużoną. W analizowanym przypadku prąd zwarciowy płynący od strony SEE A będzie na tyle duży, że spowoduje prawidłowe, bezzwłoczne zadziałanie zabezpieczenia ZBL2 (zainstalowanego w stacji elektroenergetycznej B w polu linii L2) i tym samym doprowadzi do pobudzenia układu automatyki SPZ zainstalowanego w tym polu.

Od tego momentu układ ten zaczyna odliczać czas przerwy beznapięciowej, która w rzeczywistości może nie wystąpić z powodu braku wymaganego bezzwłocznego zadziałania zabezpieczenia Z_CL2 i przepływu prądu zwarciowego od strony farmy wiatrowej. Wskutek tego działanie automatyki SPZ na linii L2 może okazać się nieskuteczne, a wręcz niebezpieczne. Ponowne włączenie wyłącznika w polu linii L2 stacji B przez układ automatyki SPZ (po nastawionym czasie przerwy beznapięciowej) może prowadzić do niekontrolowanego podania napięcia na farmę wiatrową, gdyż na skutek braku zadziałania zabezpieczenia Z_CL2 farma ta może ciągle „pracować na zwarcie”. Niekontrolowane podanie napięcia na farmę wiatrową jest niebezpieczne dla siłowni wiatrowych pracujących na farmie, ponieważ może prowadzić do ich uszkodzenia. Prawdopodobieństwo niekontrolowanego podania napięcia na farmę wiatrową może być jednak znacznie ograniczone przez zastosowanie na krańcach linii L2 układów automatyki SPZ sprawdzających warunek kontroli synchronizmu przed ponownym podaniem napięcia na linię.

Obecnie jednak w sieciach WN nie stosuje się powszechnie takich układów automatyki, m.in. z uwagi na niedostateczne wyposażenie w aparaturę pomiarową stacji elektroenergetycznych WN/SN.

W analizowanym przypadku poprawę działania EAZ linii WN można uzyskać dwoma podstawowymi sposobami. Najprostszym, jednocześnie najmniej efektywnym sposobem jest ograniczenie możliwości pracy (wyłączenie) farmy wiatrowej w sytuacji wyodrębnienia się promieniowego połączenia tej farmy z SEE. Innym, lepszym rozwiązaniem jest zastosowanie zabezpieczeń odległościowych z funkcją słabego zasilania lub aktywowanie tej funkcji w istniejących zabezpieczeniach. Wymaga to jednak zastosowania łączy teleinformatycznych zapewniających szybki przesył danych pomiędzy zabezpieczeniami pracującymi na krańcach danej linii. Obecnie jednak bardzo rzadko wykorzystuje się łącza teleinformatyczne w działaniu zabezpieczeń odległościowych pracujących na liniach WN [8]. Warto również podkreślić, że zapewnienie prawidłowej eliminacji zakłóceń zwarciowych w analizowanym układzie wymaga zastosowania funkcji słabego zasilania w zabezpieczeniach odległościowych pracujących na wszystkich liniach rozpatrywanego ciągu liniowego.

Wnioski

Przedstawiona analiza wskazuje, że w wybranych dopuszczalnych stanach pracy układu sieciowego wartość prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową może być zbyt mała dla zapewnienia poprawnego działania EAZ sieci WN. Może to generować zagrożenie zarówno dla elementów sieciowych, jak i siłowni wiatrowych pracujących na farmach.

Minimalizację problemów wynikających z „małego” prądu zwarciowego generowanego przez farmę wiatrową można osiągnąć m.in. poprzez wykorzystanie funkcji słabego zasilania realizowanej w zabezpieczeniach odległościowych łączowych. Funkcja ta jednak nie jest powszechnie stosowana w zabezpieczeniach pracujących w liniach WN. Ponadto z doświadczeń eksploatacyjnych wynika, że obecnie szereg farm wiatrowych jest przyłączanych do sieci WN bez większych modyfikacji struktur elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej tej sieci. Fakt ten jest bardzo niepokojący, gdyż (jak przedstawiono w artykule) przyłączenie jednej farmy wiatrowej nawet niewielkiej mocy może mieć istotny wpływ na sposób działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej obszaru sieci WN pracującego wokół miejsca przyłączenia tej farmy. W związku z tym proponuje się podjęcie działań związanych z reorganizacją funkcjonowania automatyki zabezpieczeniowej linii WN w obszarach sieciowych współpracujących z farmami wiatrowymi, np. poprzez wyposażenie tych linii w zabezpieczenia odległościowe realizujące funkcję słabego zasilania.

Należy podkreślić, że przedstawione zagadnienie będzie nasilać się wraz z rozwojem energetyki wiatrowej oraz że stanowi ono tylko niewielką część problematyki wpływu farm wiatrowych na działanie EAZ sieci WN. Inne aspekty wpływu pracy farmy wiatrowej na działanie zabezpieczeń odległościowych układów sieciowych z przyłączonymi źródłami wiatrowymi przedstawiono m.in. w [2, 3, 8].

Literatura

1. I. Chojnacki, PSE Operator podpisał umowy na przyłączenie do własnej sieci elektroenergetycznej farm wiatrowych o mocy 931 MW [on-line]. Portal Gospodarczy Wirtualny Nowy Przemysł [dostęp 26.07.2010]. Dostęp w Internecie: http://www.wnp.pl.
2. A. Halinka, P. Rzepka, M. Szablicki, M. Szewczyk, Wpływ możliwości podejmowania błędnych decyzji przez zabezpieczenia odległościowe linii dystrybucyjnych WN z przyłączonymi odczepowo farmami wiatrowymi na bezpieczeństwo pracy SEE. Rynek Energii, nr I (V), maj 2010, ISSN 1425-5960, s. 156-161.
3. A. Halinka, M. Szablicki, Wpływ sposobu przyłączenia farm wiatrowych do sieci dystrybucyjnej WN na działanie zabezpieczeń odległościowych, „Przegląd Elektrotechniczny”, R. 86 Nr 8/2010, ISSN0033-2097.
4. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. ENEA Operator Sp. z o.o., z dnia 4 lipca 2007 r. Dostęp w Internecie: http://www.operator.enea.pl 
5. Karta katalogowa: Vestas, Advance Grid Option 2, V52-850 kW, V66-1,75 MW, V802,0 MW, V90-1,8/2,0 MW, V90-3,0 MW
6. Z. Lubośny, Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.
7. A. Mullane, G. Lightbody, R. Yacamini, Wind-Turbine Fault Ride-Through Enhancement. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 20, no. 4, November 2005, s. 1929-1937.
8. K. Romantowska, Wpływ generacji wiatrowej na likwidację zwarć w KSE, Seminarium Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP „Wpływ źródeł odnawialnych na pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego”, Krokowa, 27-29 maja 2009, s. 41-51.
9. Rozwijać będzie się wiatr i długo, długo nic… [dostęp on-line]. Portal CIRE [dostęp 10.12.2010]. Dostęp w Internecie: http://www.cire.pl.
10. Standardowe specyfikacje techniczne, obwody wtórne EAZ [on-line], PSE-Operator S.A. [dostęp 11 kwietnia 2010]. Dostęp w Internecie: http://www.pse-operator.pl.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!