Lizer the Impact of Power Swings 1-8-2014

7/25/2019 Lizer the Impact of Power Swings 1-8-2014

1/1983

The Impact of Power Swings on the Performance of Power UnitDistance Protection Relays on the Example of a Disturbancein a Power Plant Substation

AuthorsMarcin Lizer

Sylwia Wrblewska

Keywordspower unit, power swing, stability, impedance protection

AbstractThe paper presents the results of the analysis of a real disturbance that took place in one of the

Polish power plant substations. The fault was caused by the short-circuit that occurred near the

power plant bus-bars. As a consequence, change in the power grid configuration occurred and

one of two generators working in the power plant lost the synchronism. As a result of power

swings, the unwanted operation of the unit distance protection occurred. This caused unwanted

tripping of that unit. The paper gives a shortened analysis of the impedance trajectories at the

time of the disturbance.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014107

1. Introduction

The paper presents the analysis results of a disturbance in thepower plant substation, to which units 1. and 2. of a large Polish

power plant were connected. The analysed sequence of events

was triggered by a two-phase short-circuit, resulting from

a switching error in the 110 kV/400 kV auto-transformer (T2) bay

of the power plant substation. Following the short-circuit, protec-

tion relays tripped, thus changing the 110 kV grid configuration.

In those circumstances, generator G2 lost its synchronism, asyn-

chronous power swings developed, and, ultimately, unit 2 was

completely shut down. The paper presents a concise analysis of the

performance of the protection functions of units 1. and 2., which

were activated or tripping during the disturbance. It also shows the

analysis results of the impedance trajectories seen by the distanceprotection relays of units 1. and 2. during the disturbance, in view

of the assessment of the relays performance. Qualitative stability

analysis of units 1. and 2 interoperability with the grid at various

stages of the disturbance is presented..

The paper ends with conclusions on the disturbance causes and

ways to avoid similar events in the future.

2. Initial configuration of the power plantsubstationSelected details are presented below of the operating status and

configuration of the power plant substation (Fig. 1) and units 1.and 2., which are relevant for the disturbance analysis.

Before the disturbance unit 2 was connected to system II. of

substation A. Also connected to this system were three 110 kV

lines between substation A and substations B, C, and D. Unit 1

was connected to system III. of substation A, and was tied with

unit 2 through 110 kV grid. Prior to the disturbance, substationA was coupled with 400 kV grid by transformer T2. The other

coupling transformer T1 was disconnected due to maintenance.

Configuration of the plant substations other bays was irrelevant

for the analysis.

A simplified diagram of the grid configuration prior to the distur-

bance is shown in Fig. 1. In Tab. 1 units 1. and 2. element details

are listed, which are relevant for the analysis.

Before the disturbance the short circuit power of system II. in

substation A was 3967 MVA. It consisted of the shares of trans-

former T2 (1545 MVA), generator G2 (1139 MVA) and the lines

connected to the system (total of 1299 MVA). Unit 2 was loadedwith active power 377 MW and reactive power 70.8 MVAr. The

following unit 2 protection functions relevant for the analysis

were active:

1. Unit Impedance protection function (21G), out-of-step protec-

tion function (78), which measures the voltage at the gener-

ator terminals, and the current in its neutral, active in REG670

terminals (Fig. 2 [1]).

2. Unit distance protection function with power swing blocking

(PSB), which measure the power unit bay current and voltage,

active in relays: REL670 (21S. 1 see Fig. 3 [3]), RED670 (21 S.2

see Fig. 3 [2]) and 7SA522 (21 S.1 see Fig. 4 [6]).3. Unit distance protection function with power swing blocking

(PSB), which measures voltage and current in the unit trans-

formers high voltage GN circuits, active in relay RED670 (21S.4

see Fig. 5 [2]).

M. Lizer, S. Wrblewska | Acta Energetica1/18 (2014) |8393


2/1984

The relevant for the analysis distance protection functions active

in protection systems of units 1. and 2. (Fig. 2) were the same.

The grid-facing distance protection functions zones, when acti-vated, opens the respective units circuit breaker, and reduce

the steam inflow to its turbine (supply of the units auxiliaries

power units automation system state). The same is the response

to activation of the second zone of unit 2.s 21G protection func-

tion. Activation of the unit facing distance protection functions

zones opens the following circuit breakers: unit, generator, exci-tation and auxiliaries CB (switching off the units electrical part),

and cutting off steam inflow to the unit turbine (idle run of the

units boiler power units automation system state). The same is

the response to activation of zone 1. of unit 2.s 21G protection

function.

3. Time sequence of the analyseddisturbance eventsOn the fault day at approx. 08:38:02.358 a.m. there was a two-

phase (L1-L2) short-circuit in bay 14. of substation A. It was elimi-

nated after ca. 70 ms by the bays protection relays.

The short circuit activated the following unit 2 protection func-tions: the function responding to generator G2 load asymmetry

(REG670:46.1) at 08:38:02.364, Power Swing Blocking (PSB) of

distance protection 21S.4, in RED670 IED (half-set installed at high

voltage terminals of step-up transformer 2TB), at 08:38:02.368,

and impedance protection (REG670:21G, zone 2) at 08:38:02.371.

The load asymmetry protection was properly activated, since

there had been an unbalanced short circuit in the grid. Also the

outer zone of impedance protection 21G and the PSB zones of

distance protection 21S.4 were properly activated (it did not

operated in that part of the analysed disturbanece), because the

short circuit was close to the generator (in terms of impedance).During the short circuit the following unit 1 protection functions

were activated: the function responding to the generator load

asymmetry (ZAZ-GT2: As) at 08:38:02.390, stator overload protec-

tion (ZAZ-GT2: IpGn) at 08:38:020.423, rotor overload protection

G2

T1

2TB

Substation A

110 kV

Substation C

110 kV

III III

K2 T2

1

Stacja E 110 kV

4

Substation D

110 kV

6

Substation F

110 kV

12

11

14 8

1

G1

1TB

16

26

Substation B

110 kV

21S.3

21S.1

21S.2

21S.421G

21S.3

21S.1

21S.2

21S.421G

Substation A400 kV

Unit 1

Unit 2

Fig. 1. Simplified power grid configuration prior to the analysed disturbance

* It was assumed that the generator reactances in axes d and q are equal

Tab. 1. Details of unit 1 and 2 elements

Parameter Value

Generators G1 and G2

Rated apparent power SnG 426 MVA

Rated power factor, cos n 0.85

Rated voltage UnG 22 kV

Rated current InG

11.180 A

Synchronous reactance* xd 250%

Transient reactance* xd 33%

Subtransient reactance* xd" 22%

Mechanical time constant of turboset Tm 6.45 s

Unit generator transformers 1TB and 2TB

Rated apparent power SnTB 426 MVA

Vector group YNd11

Rated voltage, MV side UnMV 22 kV

Rated voltage, HV side UnHV 126.5 kV

Short-circuit voltage uz 12.5%



3/1985

(ZAZ-GT2: IpW) at 08:38:02.423, unit impedance protection (ZAZ-

GT2: XB) at 08:38:02.423, and rotor ground fault protection (ZAZ-

GT2: ZW) at 08:38:02.423. The activation of the unit 1 protections

were also justified. Only the rotor ground fault protection (ZAZ-

GT2: ZW) activation was not needed (it probably resulted from

changes in shaft current flows when excitation was forced by thefault). Due to the function delay it was not activated during the

short-circuit in bay 14. of substation A.

The short circuit was eliminated by tripping of the REL511

distance protection on the 110 kV side of transformer T2 (bay 14).

This protection switched off the short-circuit on both sides at

08:38:02.429. After the short circuit elimination, the earlier acti-

vated unit 2 and 1. protections were deactivated.

When the short-circuit was already eliminated, the RTX35

distance protections tripped unnecessarily in auto-reclosing

cycle (off on) in substation C (at approx. 08:38:02.474) and

substation B (at approx. 08:38:02.533) in the bays of the lines

outgoing to substation A (see Fig. 1).

The disconnection of transformer T2 and the lines betweensubstation A and substations B and C initiated asynchronous

power swings of generator G2, during which the following

sequence of events developed:

closure of the circuit breaker in substation B in the bay of the

line connecting it with substation A, in auto-reclosing cycle at

approx. 08:38:02:874

R[ primary]

X[

primary]

Unit impedance protection

(REG670: 21G)

Zone 1 (21G.1):

Zr= 0.100 , tz= 0.2 s

Operating on PLK

Zone 2 (21G.2):

Zr= 0.582 tz= 3.1 s

Operating on PPW

Poles slip protection

(REG670: 78)

ZA= 24.5%, ZB= 33.0%,

ZC= 12.5%, (Zbase= 1.14 )

Start Ang = 90o

Trip Ang = 150oN1Limit = 1, N2Limit = 2

Reset Time = 5 s

Operating on PPW

R[ primary]

X[

primary]

Zone I Zone II PSB_out PSB_inZone III Zone IV Zone V

Unit distance protection

(REL670: 21S.2; RED670: 21S.3)

Zone I (unit facing):

X1= 4.1 , R1= 0.5 , RFPP= 10 , tPP= 0 s

Operating on PLK

Zone II (unit facing):X1= 7.04 , R1= 0.76 , RFPP= 10 , tPP= 0.25 s

Operating on PLK

Zone III (grid facing)

X1= 1.7 , R1=0.53 , RFPP= 8.5 , tPP= 0.7 s

Operating on PPW

Zone IV (grid facing)

X1= 6.1 , R1= 1.91 , RFPP= 12 , tPP= 1.3 s

Operating on PPW

Zone V (grid facing)

X1= 23 , R1= 7.21 , RFPP= 12 , tPP= 3.1 s

Operating on PPWPower swing blocking (PSB)

X1InFw=X11nRv= 25.3 , R1Lin= 7.93 , R1FInFw= R1FInRv= 27 ,

RLdOutFw=R LdOutRv= 27 , ArgLd = 25o, kLdRFw = kLdRRv= 0.8,

tP1= 45 ms, tP2= 15 ms, tW= 0.25 s, tH= 0.5 s, tR1= 0.3 s, tR2= 2 s

a)

b)



4/1986

activation of zone 2. of unit 2 impedance protection (REG670:

21G) at approx. 08:38:02.894

activation of generator G2 poles slip protection (REG670: 78)

at 08:38:02.912

closure of the circuit breaker in substation C in the bay of

the line outgoing to substation A, in auto-reclosing cycle at

approx. 08:38:02:999

tripping of the circuit breaker in substation A in the bay of the

line outgoing to substation B by RTX35 distance protectionwithout PSB at 08:38:03.014

activation of zone 1. of unit 2 impedance protection (REG670:

21G) at. 08:38:03.107

tripping of zone 1 of unit distance protection 21S.4 (RED670)

at 08:38:03.154.

As a result of the tripping of distance protection 21S.4 active in

670 RED relay in the high voltage circuits of transformer 2TB, unit

2 was completely switched off (by opening the following circuit

breakers: unit CB in bay 11 of substation A, generator CB, excita-tion CB and auxiliaries supply CB). Moreover, due to the locked

automatic reclosing in the unit auxiliaries switchgears, the unit

boiler was shut down.

R[ primary]

X[

primary]

Zone I Zone IIPSB

Zone III Zone IV Zone V

Unit distance protection (7SA522: 21S.1)

Zone I (unit facing)

X1= 4.1 , R1= 10 , tPP= 0 s

Operating on PLK

Zone II (unit facing)X1= 7.04 , R1= 10 , tPP= 0.25 s

Operating on PLK

Zone III (grid facing)

X1= 1.7 , R1= 8.5 , tPP= 0.7 s

Operating on PPW

Zone IV (grid facing)

X1= 6.1 , R1= 12 , tPP= 1.3 s

Operating on PPW

Zone V (grid facing)

X1= 7.58 , R1= 12 , tPP= 3.1 s

R[ primary]

X[

primary]

Zone I Zone II PSB_out PSB_in

Unit distance protection (RED670: 21S.4)

Zone I (unit facing)

X1= 4.7 , R1= 0.5

RFPP= 10 , tPP= 0 s

Operating on PLK

Zone II (unit facing)

X1= 7.04 , R1= 0.76

RFPP= 10 , tPP= 0.25 s

Operating on PLKPower swing blocking (PSB)

X1InFw=X1InRv= 25.3

R1Lin= 7.93 , ArgLd = 25o

R1FInFw = R1FInRv = 27

RLdOutFw = RLdOutRv = 27

kLdRFw= kLdRRv= 0.8, tP1= 45 ms

tP2= 15 ms, tW= 0.25 s, tH= 0.5 s

tR1= 0.3 s, tR2= 2 s.

c)

d)

Fig. 2. Operation characteristics and settings of unit 2 protection functions: a) 21G and 78, b) 21S.1 and 21S.2, c) 21S.3, d) 21S.4



5/1987

4. Performance analysis of unit1 and 2. impedance and distanceprotection functionsOn the basis of fault recordings made during the analyzed distur-

bance by relays REG670 and RED670 (half-set installed on the

high voltage side of transformer 2TB and in bay 11 of substa-tion A) of unit 2., and relay REL670 (in bay 16. of substation A)

of unit 1, the impedance trajectories seen by these relays were

determined. To calculate instantaneous resistance and reactance

values from the recorded instantaneous voltage and current

samples, an A3 obos algorithm [5] was used.

As regards relay REG670 of unit 2, the impedance was deter-

mined for each phase individually on the basis of currents

measured in the generators neutral point, and voltage at its

terminals. Fig. 3 shows voltage and current waveforms in phase

L1, and Fig. 4 shows the corresponding impedance trajectory

plotted over operation characteristic of the unit impedance

protection (REG670: 21G) and the generator poles slip protection

(REG670:78) of unit 2.

In relays REL670 and RED670 the impedance was determined for

phase fault and ground fault loops. Fig. 5 shows the impedance

trajectory for the L1-L2 two-phase fault loop, measured (seen) by

distance relay RED670 (half-set installed in the power plant on

the high voltage side of transformer 2TB) during the analyzed

disturbance. The trajectory is shown in the impedance plane

together with unit 2 protection 21 S.4 characteristics.

Fig. 6 shows a similar trajectory as seen by unit 2 distance relay

RED670 installed in the substation. Besides the impedance

trajectory, also operation characteristics of this distance protec-tion 21S.2 are shown in the impedance plane.

Fig. 7 shows a similar impedance trajectory as seen by distance

relay REL670 in bay 1 of substation A, together with starting char-

acteristics of this relays feature 21S.2. The numbers in Fig. 37

indicate the chronology of events corresponding to the distur-

bance description in point 3.

It should be noted that due to the quick elimination of the short

circuit in substation A bay 14, both units 2. and 1. maintained

synchronism of their interoperation with the grid. After the short

circuit the synchronous swings developed, which brought the

units back near their pre-fault operating points.

As indicated by the above trajectories, unit 2 lost synchronism

following the unnecessary disconnection of the lines between

substation A and substations B and C. This was due to the trip-ping of the lines RTX35 distance protections in substations C and

(points 4 and 5 in Fig. 37). The operation of these protection

relays in substations C and were not concurrent with the opera-

tion of substation A protection relays.

The extended high-speed zones of the distance protection relays

in substations and C covered the short circuit in substation

A bay 14, causing the unnecessary disconnection of both lines.

They were disconnected after the short circuit elimination due

to adding up of the circuit breakers opening times. The line

distance protection relays in substations C and were config-

ured so as to initiate the lines auto reclosing cycle with intervals

of ca. 300 ms. During the asynchronous swings of unit 2 (between

points 5.1 and 6 in Fig. 37) the impedance vector had reached

the outer zone of 21S.4 PSB function. In the analysed phase the

asynchronous swings developed on the grid side (above the

resistance axis). While the vector impedance stayed in the PSB

outer zone, the line in substation B was reconnected by the auto

reclosing cycle (point 6 in Fig. 37). This resulted in a change in

the swings conditions, which consisted in a slight decrease in the

radius, and a shift of the asynchronous rotation circle centre in

the impedance plane. As a result, the impedance vector abruptly

moved to the inner zone of feature 21S.4 PSB function. It stayed

between the outer and inner PSB zones for ca. 23 ms, i.e. less thansetpoints P1 = 45 ms of 21 S.1, S.2 and 21 21S.4 PSB function.

Therefore PSB was not activated in any of the above protection

relays. A moment later the line outgoing to substation C was

reconnected by the auto reclosing cycle (point 6 in Fig. 37).

Practically at the same time the line outgoing to substation B

was definitively disconnected (point 8 in Fig. 37) by the distance

protection in substation A, in the power swing conditions (this

protection had no PSB function).

1. Initial load

2. Short circuit

in sub. A bay 14(08:38:02.358)

3. End of short circuit

(08:38:02.429). Beginningof synch. power swings

4. Line to sub. C

disconnected(08:38:02.474)

5. Line to sub. B

disconnected(08:38:02.533)

6. Line to sub. B

reconnected(08:38:02.885)

7. Line to sub. C

reconnected(08:38:03.005)

8. Line to sub. B

disconnected (08:38:03.029)

9. Unit 2 switched off by zone 1 of protection 21S.4

(08:38:03.207)

Fig. 3. Waveforms of current in the neutral point (red) and voltage at the terminals (blue) of the generator G2 in phase L1, recorded by unit 2 relay REG670



6/1988

1. Initial load2. Short circuit

in sub. A bay 14

(08:38:02.358)


(08:38:02.429). Beginning

of synch. power swings

5.1. Beginning

of asynch.

power swings

4. Line to sub. C

disconnected

(08:38:02.474)

5. Line to sub. B

disconnected

(08:38:02.533)

2.1. Activation of

21G (zone 2)

(08:38:02.886)

6. Line to sub. B

reconnected

(08:38:02.885)

8.1. Activation of

21G (zone 1)

(08:38:03.108)

7. Line to sub. C

reconnected

(08:38:03.005)

8. Line to sub. B

disconnected

(08:38:03.029)

R[ primary]

X[

primary]

9. Unit 2 switched

off by zone 1 of

protection 21S.4

(08:38:03.207)

1. Initial load

2. Short circuit

in sub. A bay 14

(08:38:02.358)

3. End of short

circuit

(08:38:02.429).

Beginning of

synch. power

swings

5.1.

Beginning

of asynch.power

swings

4. Line to sub. Cdisconnected

(08:38:02.474)

5. Line to sub. Bdisconnected

(08:38:02.533)

6. Line to sub. Breconnected

(08:38:02.885)

5.2. Activation of

21S.4 PSD_out

(08:38:02.863)

6.1. Activation of

21S.4 PSD_in

(08:38:02.886)

8.1. Activation of

21S.4 (zone 1 and 2)

(08:38:03.120)

7. Line to sub. Creconnected

(08:38:03.005)

8. Line to sub. Bdisconnected

(08:38:03.029)

9. Unit 2 switched

off by zone 1 of

protection 21S.4

(08:38:03.207)

R[ primary]

X[

primary]

Zone I Zone II

1. Initial load

2. Short circuit

in sub. A bay 14

(08:38:02.358)


(08:38:02.429). Beginning


5.1.

Beginnin

g of

asynch.

power

swings

4. Line to sub. C

disconnected

(08:38:02.474)

5. Line to sub. B

disconnected

(08:38:02.533)

6. Line to sub. B

reconnected

(08:38:02.885)

5.2. Activation of

21S.2 PSD_out

(08:38:02.863)

6.1. Activation of

21S.2 PSD_in

(08:38:02.886)

7. Line to sub. C

reconnected

(08:38:03.005)8. Line to sub. B disconnected

(08:38:03.029)

8.1. Activation of

21S.2 (zone 2)

(08:38:03.120)

R[ primary]

X[

primary]

9. Unit 2 switched off

by zone 1 of

protection 21S.4

(08:38:03.207)

Zone I Zone II

Zone III Zone IV Zone V

Fig. 4. Impedance trajectory seen in phase L1 by unit 2 relay REG670 function 21G

Fig. 5. L1-L2 fault loop impedance trajectory as seen by unit 2 relay RED670 function 21S.4 (half-set at the plant)

Fig. 6. L1-L2 fault loop impedance trajectory as seen by unit 2 relay RED670 function 21S.2 (half-set in the substation)



7/1989

These events changed the unit 2 power swings conditions the

radius of the circle forming the impedance trajectory envelope

was further reduced, and its centre slightly shifted. Following

the grid configuration changes resulting from the automatic

reclosing operations in substations and C, the unit 2 power

swings moved to the unit side (below R-axis).

In this condition the impedance vector moved to zone 1 of protec-

tion 21G (REG670), to zone 2 of protections 21 S.2 ( REL670) and

21S.3 (RED670 in the unit bay), and to zones 1 and 2 of protection

21 S.4 (RED670 at the plant). function 21 S.4 was configured for

instantaneous tripping of its zone 1. Therefore, once the imped-ance vector had reached the zones area (point 8.1 in Fig. 5), with

PSB inactive, it tripped, which resulted in the complete discon-

nection of unit 2 after the circuit breakers opening time (point 9

in Fig. 37).

Unit 1 throughout the disturbance duration was maintaining its

synchronous interoperation with the grid, and was subject to not

very strong synchronous swings (Fig. 7).

After the reconnection of the line between substations A and

B, the impedance vector moved to the outer PSB zone of unit 1

distance protection 21S.2 (REL670). The impedance vector stayed

between the inner and outer zone of the protections PSB for ca.

103 ms, i.e. longer than its setpoint tP1 = 45 ms, which caused

its activation. The PSB activation may be considered as unneces-

sary, because throughout the duration of unit 1 transient state

the impedance vector stayed at a safe distance from the charac-

teristics of protection 21S.1 zones (Fig. 7).

5. Simplified stability analysis of unit 2interoperation with the grid

Issues of unit 2 stability at the time of the described disturbancecan be best explained using angular power characteristics of

the unit () and the equal area method [4]. For the purpose of

this analysis the grid diagram in Fig. can be reduced to the two-

machine scheme shown in Fig. 8. The analysis neglected the

resistance of elements.

Generator G2 is represented by internal electromotive force in

transient state , with phase (power angle in transient state

determined relative to equivalent system voltage US), and as

transient reactance Xd [5]. Short circuit powers flowing to the

1. Initial load

2. Short circuit in sub. A

bay 14 (08:38:02.358)


(08:38:02.429). Beginning


4. Line to sub. C

disconnected

(08:38:02.474)

5. Line to sub. B

disconnected

(08:38:02.533)5.1. Unit 1

synch. Power

swings after unit

2 loss of

synchronism

6. Line to sub. B

reconnected

(08:38:02.885)

8.1. Activation of

21S.1 PSD_out

(08:38:02.963)

6.1. Activation of

21S.1 PSD_in

(08:38:03.066)

9. Unit 2 switched

off by zone 1 of

protection 21S.4

(08:38:03.207)

7. Line to sub. C

reconnected

(08:38:03.005)

8. Line to sub. B

disconnected

(08:38:03.029)

Zone I

Zone II

Zone III

Zone IV

Zone V

R[ primary]

X[primar

y]

K2

Xd' X2TB+ XLB2

XLine A-B

XT2

XS sub.B

XS sub.A(400 kV)UG2 UB2 US 0

G2

E' '

XLine A-C XS sub. C

XLine A-D XS sub.D

Fig. 7. L1-L2 fault loop impedance trajectory as seen by unit 1 relay REL670 function 21S.1 (half-set in the substation)

Fig. 8. Simplified equivalent grid diagram adopted for unit 2 stability analysis



8/1990

substations 110 kV bars are represented by the corresponding

reactances XS [ 5].

In a simplified manner voltage E can be estimated based on

voltage at the generator terminals Ug, its phase angle and

current Igfrom formula (1). It can be assumed in the analysis that

E does not change [5].

(1)

In order to determine the power characteristics in transient state

for a given analysis stage () equivalent reactance Xz has to be

determined between sources E and Us, dependent on the actual

short-circuit powers and connections configuration. In general,

characteristics () are described by equation (2) [5].

(2)

Based on the maximum value of the power characteristic for

a given grid condition (Pmax) and the units active power load

prior to the disturbance (approximately equal to the turbine

mechanical power) PT, angle can be estimated for this condi-

tion. It can be done by substituting Tto equation (2). It can be

assumed in the analysis that Tdoes not change [5]. In the steady

state it can be assumed that T (). In the event of change in

the grids configuration (change in its equivalent reactance Xz)

or of short circuit, the height of power characteristics (Pmax) may

abruptly change. A condition is possible, whereby = T ()

> 0. The positive power difference accelerates the generator rotor

causes relative to the system frequency, according to equation(3). Similarly, if < 0, the rotor starts to lag behind the system

frequency [5].

(3)

where:

Tm mechanical time constant of turboset, s synchronous

pulsation, D damping coefficient.

If a change inXzis not large, synchronous power swings will bring

the system to a new operating point (Fig. 9a and b). Whereas ifa change inXzis too large, the system may not be able to reach

the new stable operating point (Fig. 9c). The acceleration area

obtained as a result of the power curve reduction will be greater

than the available deceleration area. In this situation the power

angle is constantly growing, and once it is over 180, the synchro-

nism of interoperation with grid will be lost, and asynchronous

power swings will develop [5 ].

Similarly, in short circuit condition, the power characteristics

will be strongly decreased. The more grid phases are short-

circuited, and the closer is the fault to the generator, the larger

the decrease is (Fig. 9f). Depending on the short circuit duration,in the above-identified conditions, after the disturbance elimina-

tion the generator will remain synchronous with the grid (short

circuit duration shorter than the actual short circuit time limit tgr,

Fig. 9d) or will lose the stability (short circuit duration longer than

tgr, Fig. 9e). The short circuit time limit tgrmeans the fault elimina-

tion time, at which, in given conditions, the obtained accelera-

tion area is exactly equal to the achievable deceleration area [5].

In view of these relationships, the stability conditions of unit 2

operation at the time of the analysed disturbance may be quali-

tatively analysed.The simplified stability analysis results are presented below in

the relative units determined with regard to rated parameters of

generator G2 and the grid. In terms of stability conditions, the

analysed disturbance can be divided into seven stages:

1. steady-state before short-circuit in substation A

2. short circuit in bay 14 of substation A

3. condition after short circuit and transformer T2 disconnection

4. condition after disconnection of the line to substation C

5. condition after disconnection of the line to substation B

6. condition after reconnection of the line to substation

7. condition after reconnection of the line to substation C, and

after final disconnection of the line to substation B.

Generator G2 characteristics ()in the steady state before the

short circuit (stage 1) are shown in Fig. 10a. It was assumed that

the mechanical power of the turbine is equal to the generator

active power load before the short circuit. The maximum of the

characteristics, P1max, was estimated based on data from point 2

and the above relations. The power angle in this condition was

estimated as 1, 28.

At the moment of the short circuit in bay 14 of substation A, the

power characteristics decreased (Fig. 10b) [5]. Due to generator

G2 rotors large inertia, the power angle at the first momentdid not change. The power difference P = PT P2maxsin(1) in

those conditions was positive, and the generator rotor began

to accelerate relative to the grid frequency, and hence the power

angle began to increase. The short circuit was switched off

after about 70 ms. During this time G2 generator power angle

increased to 2 32,1. The short circuit elimination caused the

shutdown of transformer T2 coupling 110 kV and 400 kV bus bars

in substation A. This disconnection significantly decreased the

short-circuit power at system II bus bars in substation A to ca.

1283 MVA (without generator G2 contribution). This resulted in

the reduction in the maximum characteristic of generator G2

power to 3max.

After the short-circuit the active power load of generator G2

(resulting from the power characteristic ins stage 3 at power angle

2 32,1) was still less than the mechanical power of turbine

PT. Therefore remained positive, and after the short-circuit

the generator rotor did not stop accelerating. The power angle

increased to 3 37,7, at which = 0. In the above condition

the rotor of generator G2 rotated at an over-synchronous speed.

The kinetic energy gained during the acceleration (proportional

to the acceleration area in Fig. 10b) had to be shed off.

After the powers were balanced ( = 0) , the power angle ofgenerator G2 rotor kept growing. Hence a condition had devel-

oped, whereby < 0, which slowed the rotor down to the

synchronous speed at power angle 3max 54.

In this condition the deceleration area (< 0) aligned with the



9/1991

acceleration area (> 0) for this stage (Fig. 10b). The balanced

state (= 0) for the above stability conditions would have been

achieved by way of synchronous swings around angle 3 37,7.

The stability margin factor for this event (defined as the ratio of

the deceleration area developed after the event to the maximum

deceleration area in these conditions) was ks1-3 0.93.

During the synchronous swings after the elimination of the shortcircuit in bay 14 of substation A the line between substations

A and C was disconnected (unnecessary tripping of the extended

zone of the substations distance protection RTX35). This resulted

in further reduction of the short-circuit power at the bus bars

in substation A to ca. 760 MVA (without generator G2 contribu-

tion), and in reduction of the maximum of generator G2 power

characteristic to P4max. Synchronous swings developed, which

would have brought generator G2 to the stable operating point

at power angle 4 52,2 (Fig. 10c). The stability margin factor for

this event amounted to ks4 0.866.

Shortly after switching off the line between substations A and C,for the same reason the line between substations A and B was

disconnected. Following this configuration change the short-

circuit power at substation A bus bars decreased to 376 MVA

(without generator G2 contribution). At such a low short-circuit

power, characteristics ()of generator G2 fell below the line of

PT turbine mechanical power, over the entire power angle range

in the transient state (Fig. 10d). In this situation had again

become greater than zero, and the rotor of generator G2 began

to accelerate relative to the system frequency. In the described

condition the system could not reach the stable operating point(at which = 0). After switching off the line to substation , the

power angle began to grow, and after it exceeded 180 generator

G2 lost its synchronism. The asynchronous power swings began.

Further changes in the grid configuration (switching the lines

to substations and C on and off) changed the asynchronous

swings conditions (centre and radius of the asynchronous circle

in the impedance plane), as illustrated by the impedance trajec-

tories plotted in the complex impedance plane (Fig. 47). As

a result of these configuration changes and changes in gener-

ator G2 parameters, the asynchronous swings moved to the side

of unit 2 (below R-axis), which eventually led to the tripping ofprotection 21S.4 (RED670 at power plant) and complete unit 2

shutdown.

2'1'0'

P

PT

t

c)

0' gr'

Pmax2

Pmax1P > 0

P > 0

P < 0

0'2'1' 1' '

'

P

PT

t

b)

Pmax2

'

'

P

PT

t

a)

Pmax1

'

'

Pmax2 Pmax1

P > 0

P < 0P < 0

P > 0

0' 1' 2' gr'

tz

0' 1' gr'

tz

K2

K1

Pmax K2E

Pmax K2

Pmax K1

P

PT

f)

Pmax1

'

P

PT

t

e)

Pmax2

'

'

P

PT

t

d)

Pmax1

'

'

P > 0

P < 0

P > 0

P < 0

P > 0

K2E

K3

Fig. 9. Example characteristics ()and angle variation waveforms at: a) increase in reactanceXz, b) decrease inXz, c) strong increase inXz,

d) fast switched off three-phase short circuit in external grid, e) slow switched off three-phase short circuit, f) characteristics ()at various types

of short circuits



10/1992

6. ConclusionsThe shutdown of unit 2 of the large power plant in the Polish

National Power System at the time of the analyzed disturbance

was caused by unnecessary activation of fast-responsive zone I of

the distance protection on the high voltage side of transformer2TB (RED670: 21S.4), during asynchronous swings of generator

G2. Generator G2 lost its synchronism following reduction in the

short-circuit power of system II in substation A, to which it was

connected. The short-circuit power decreased after switching

off transformer T2 that coupled 110 kV and 400 kV bus bars in

substation A (where the short-circuited had developed), and as

a result of the unnecessary disconnection of the lines between

substation A and substations C and . The lines were unduly

disconnected as a result of the tripping of the extended zones of

distance protection RTX35 in the line bays of substations and C.

The protection relays triggered auto-reclosing cycle. At the timeof the generator G2 asynchronous swings the auto-reclosing

automation reconnected and disconnected the lines, thus

affecting the shape of impedance trajectories seen by imped-

ance and distance relays of units 1 and 2.

The operation of a line distance protection relays RTX35 with

extended fast response zone, when not concurrent with the

protection at the lines other end, poses a risk of unnecessary trip-

ping upon a fault outside a protected grid section. The extended

zone of line distance protection can be applied only with concur-rent operation of protection half-sets at the protected lines both

ends. If the concurrent operation of a distance line protection is

not possible, its fast-responsive zone should not be extended.

During the asynchronous power swings, which developed in

the middle of the analysed disturbance, the distance protec-

tions of unit 2 should have been blocked by the PSB functions.

However, the change in the swings characteristics caused by the

auto-reclosing in the lines outgoing to neighbouring substations

prevented the fulfilment of locking algorithm criteria of PSB

features of unit 2 distance relays RED670 and REL670. In order

to increase the sensitivity of power swing detection by the PSBfeatures available in the REx670 relays, we propose to reduce their

zone ranges, so that the locking criterion would be checked close

to the starting zones subjected to their locking. This would also

mitigate the risk of unnecessary relay blocking during remote

Initial operating

point of generator

G2

PloadPT

1'28o

P1 max

Fig. 10. Generator G2 characteristics (): a) before short-circuit in substation A, b) after short-circuit and disconnection of transformer T2, c) after

disconnection of line A-C, d) after disconnection of line A-B

a)

c)

b)

d)



11/1993

swings that pose no risk of unnecessary protection tripping (as

was the case in unit 1). The time of transit through the PSB zones

should be set so that the sufficient maximum impedance change

rate would be achieved, which is considered as a power swing

(for analysed case 120160 /s).

In the analysed case the zone I range of unit 2 distance protec-tion (21S.4) equalled the step-up transformer (2TB) reactance.

Unit distance protection zone I is usually so set that its range

does not exceed the unit transformer.

If the zone range amounted to 70% of transformer 2TB reactance,

it probably would not have tripped. Therefore a reduction may

be proposed of the zone I range of analysed protection 21S.4,

which would mitigate the risk of its tripping at the time of the

asynchronous power swings, the centre of which is on the unit

side.

During the analyzed disturbance zone 1 of unit 2 impedance

protection (21G), which measured the impedance at generator

terminals and responded at short time of 0.20 s, was non-selec-

tively activated. It did not trip, because the unit was shut down

faster by distance protection 21S.4. In view to the risk of the units

non-selective shut down by zone 1 of unit impedance protec-

tion (21G) in the circumstances of power swings in the grid, its

timedelay should be increased up to 0.6 s. Such a setting would

greatly mitigate the risk of the protections non-selective tripping

in response to power swings. Under the analysed disturbance

conditions the generator G2 loss-of-synchronism protection (78)

should trip. It did not trip, however, because in the first distur-

bance stage, resulting from emergency disconnections, the short

circuit power of the grid, to which unit 2 was connected, signifi-cantly decreased, and the impedance trajectories were running

outside the relay 78 starting characteristic.

The actual 78 function characteristics had been matched

to normal conditions of the units interoperation with the 110 kV

and 400 kV grids alike. Even if, further in the disturbance, once

the two lines are reconnected in auto-locking cycle, protection

78 could trip, provided that the unit had not been shut down

completely, nevertheless the protection 78 operating logic

requires modification.

The modification should consist in the application of an addi-

tional 78 function responsive to loss of synchronism when the

unit is disengaged from the 400 kV grid (both 110 kV/400 kV

autotransformers disconnected) and remains connected to theweak 110 kV grid only.

The additional function starting characteristic, which covers

a wider area range in the impedance plane, offers the possibility

of the protections response under conditions similar to those

that occurred in the first stage of the analyzed disturbance.

Unit 1 suffered much less from the above disturbance. Because of

the large distance (in terms of impedance) from the disturbance

location, it remained synchronous with the grid throughout

its duration, and was subject to mild synchronous swings.

Nevertheless, the above considerations apply also in relation

to this unit.

REFERENCES

1. ABB: Generator protection REG670-application manual, version 1.2,

October 2011.

2. ABB: Line differential protection RED670-application manual, version

1.2, October 2011.

3. ABB: Line distance protection REL670-application manual, version

1.2, October 2011.

4. Machowski J., Smolarczyk A., Opracowanie zasad nastaw blokad

przeciwkoysaniowych zabezpiecze pod ktem odbudowy sytemu etap II [Elaboration of power swing blocking functions setting rules in

scope of reconstruction of power system stage II], Warszawa, 2007.

5. Nelles D., Opperskalski H., Digitaler Distanzschutz-Verhalten der

Algorihmen bei nichtidealen Eingangssignalen; DUV; Wiesbaden,

1991.

6. Siemens, SIPROTEC distance protection 7SA522 V4.70 manual,

February 2012.

Marcin Lizer

Institute of Power Engineering

e-mail: [email protected]

Graduated as M.Sc. from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2009). A research assistant in the Electric Power Engineering

Automation Laboratory at the Institute of Power Engineering in Warsaw. His professional and research interests include: issues related to automatic protections

of generation units, distributed energy sources, and transmission and distribution power grids, as well as issues related to power unit stability conditions during

disturbances.

Sylwia Wrblewska

Institute of Power Engineering

e-mail: [email protected]

A research associate in the Institute of Power Engineering. Author of engineering designs of static, analogue, and digital protections of generators, generation units

and transformers manufactured in Poland. Author of conceptual designs of generator and power unit protections for many power plants home and abroad. As

a research associate in the Institute of Power Engineering she participated expert studies of faults in Polish power plants, and in research projects on transmission gridautomatic protections. Author of chapters in manuals, and publications in the field of power system automatic protections.



12/19

94

Wpyw koysa mocy na prac zabezpiecze odlegociowych blokuna przykadzie zakcenia w stacji przyelektrownianej

AutorzyMarcin LizerSylwia Wrblewska

Sowa kluczoweblok energetyczny, koysania mocy, stabilno, zabezpieczenia impedancyjne bloku

StreszczenieW artykule przedstawiono wyniki analizy zakcenia, jakie miao miejsce w jednej ze stacji przyelektrownianych, do ktrej przy-czone byy dwa bloki duej elektrowni systemowej. Zdarzenie zostao wywoane zwarciem w polu transformatora czcego szyny110 kV i 400 kV tej stacji. W jego nastpstwie doszo do zmiany konfiguracji sieci, ktra doprowadzia do utraty synchronizmujednego z generatorw, a ostatecznie do cakowitego wyczenia jednego z blokw elektrowni po zbdnym dziaaniu zabezpieczew czasie koysa mocy.

1. WstpW artykule przedstawione zostan wynikianalizy zakcenia, jakie miao miejscew stacji przyelektrownianej, do ktrejprzyczone byy bloki nr 1 i 2 jednejz krajowych elektrowni. Analizowany cigzdarze zosta wywoany dwufazowymzwarciem, powstaym w wyniku pomykiczeniowej w polu autotransformatora110 kV/400 kV (T2) stacji przyelektrow-nianej. W nastpstwie zwarcia dziaay zabez-pieczenia, doprowadzajc do zmiany konfi-guracji sieci 110 kV. W warunkach dziaaniaautomatyki sieci 110 kV doszo do utratysynchronizmu generatora G2 i asynchronicz-

nych koysa mocy, a ostatecznie do cakowi-tego wyczenia bloku nr 2.Artyku zawiera skrcon analiz popraw-noci pracy funkcji zabezpieczeniowychblokw nr 1 i nr 2, ktre pobudzay si lubdziaay w czasie zakcenia. Pokazanote wyniki analizy trajektorii impedancjiwidzianej przez zabezpieczenia odlego-ciowe bloku nr 1 i 2 w czasie zakcenia,ze wzgldu na ocen pracy tych zabezpie-cze. Przedstawiono analiz jakociowdotyczc stabilnoci wsppracy blokwnr 1 i 2 z sieci, w czasie poszczeglnychetapw zakcenia.Artyku kocz wnioski dotyczce przy-czyn powstania zakcenia oraz sposobwunikania podobnych zdarze w przyszoci.

2. Pocztkowa konfiguracja stacjiprzyelektrownianejZaprezentowane zostan wybrane infor-macje na temat stanu pracy i konfigu-racji stacji przyelektrownianej (rys. 1)oraz blokw nr 1 i nr 2, istotne dla analizyzakcenia.Przed wystpieniem zakcenia blok nr 2przyczony by do systemu II stacji A. Dosystemu tego przyczone byy rwnie trzylinie 110 kV czce stacj A ze stacjami:B, C i D. Blok nr 1 przyczony by do IIIsystemu stacji A i by powizany z blokiemnr 2 poprzez sie 110 kV. Przed zakceniemstacja A sprzgnita bya z sieci 400 kVpoprzez transformator T2. Drugi transfor-mator sprzgajcy T1 by wyczony.Konfiguracja pozostaych pl stacji przy-elektrownianej bya nieistotna dla prowa-dzonej analizy.

Uproszczony schemat konfiguracji sieciprzed rozpatrywanym zakceniem poka-

zano na rys. 1. W tab. 1 zebrano daneelementw bloku nr 1 i 2 istotne dla analizy.Przed wystpieniem zakcenia moczwarciowa systemu II stacji A wynosia3967 MVA. Skaday si na ni udziayod transformatora T2 (1545 MVA), gene-ratora G2 (1139 MVA) oraz linii przyczo-nych do tego systemu (w sumie 1299 MVA).Blok nr 2 obciony by moc czynn rwn377 MW i biern rwn 70,8 MVar.W systemie zabezpiecze bloku nr 2 byyaktywne m.in. nastpujce funkcje istotnedla prowadzonej analizy:1. Funkcja impedancyjna bloku (21G)

i reagujca na polizg biegunw wirnikageneratora (78), ktre mierz napiciena zaciskach generatora i prd w jegopunkcie zerowym; aktywne w termina-lach REG670 (rys. 2 [1]).

2. Funkcje odlegociowe z aktywnymiblokadami koysaniowymi (PSB), ktre

mierz prd i napicie w polu blokowym,aktywne w przekanikach: REL670 (21S.1

patrz rys. 3 [3]), RED670 (21S.2 patrzrys. 3 [2]) i 7SA522 (21S.1 patrz rys. 4 [6]).

3. Funkcja odlego ciowa z aktywnblokad koysaniow (PSB), ktramierzy napicie i prd w obwodach GNtransformatora blokowego, aktywnaw przekaniku: RED670 (21S.4 patrzrys. 5 [2]).

W systemie zabezpiecze bloku nr 1 byyaktywne takie same funkcje odlegociowejak dla bloku nr 2 (rys. 2), istotne dla prowa-dzonej analizy.Strefy zabezpiecze odlegociowych skie-rowane w stron sieci dziaaniem powodujotwarcie wycznika blokowego danegobloku oraz ograniczenie dopywu parydo jego turbiny (praca na potrzeby wasnePPW). Tak sam reakcj powoduje dzia-anie strefy 2 zabezpieczenia 21G blokunr 2. Strefy zabezpiecze odlegociowych

PL

This is a supporting translation of the original text published in this issue of Acta Energetica on pages 8393. When referring to the article please refer to the original text.

G2

T1

2TB

Stacja A

110 kV

Stacja C

110 kV

III III

K2 T2

1

Stacja E 110 kV

4

Stacja D110 kV

6

Stacja F110 kV

12

11

8

1

G1

1TB

16

26

Stacja B110 kV

21S.3

21S.121S.2

21S.421G

21S.3

21S.121S.2

21S.421G

Stacja A400 kV

Blok nr 1

Blok nr 2

14

Rys. 1. Uproszczona konfiguracja sieci przed wystpieniem analizowanego zakcenia

M. Lizer, S. Wrblewska | Acta Energetica1/18 (2014) |translation 8393


13/19

95

skierowane w stron blokw dziaa-niem powoduj otwarcie wycznikw:blokowego, generatorowego, wzbudzeniai potrzeb wasnych (wyczenie czci elek-

trycznej bloku) oraz odcicie dopywu parydo turbiny bloku (praca luzem kota PLK).Tak sam reakcj powoduje dziaaniestrefy 1 zabezpieczenia 21G bloku nr 2.

3. Chronologiczny przebieg zdarzeanalizowanego zakceniaW dniu awarii ok. godz. 08:38:02.358 doszodo dwufazowego (L1-L2) zwarcia w polu 14stacji A. Zwarcie zostao wyczone po ok.70 ms przez zabezpieczenia pola.Zwarcie spowodowao pobudzenie sinastpujcych funkcji zabezpieczeniowychw ukadzie zabezpiecze bloku nr 2: funkcjireagujcej na asymetri obcienia genera-tora G2 (REG670: 46.1) o godz. 08:38:02.364,blokady koysaniowej (ang. Power Swing

Blokcking, PSB) zabezpieczenia odlegocio-wego 21S.4, w urzdzeniu RED670 (pkom-plet zainstalowany na zaciskach strony GNtransformatora 2TB), o godz. 08:38:02.368oraz impedancyjnej (REG670: 21G, strefa 2)o godz. 08:38:02.371.Pobudzenie zabezpieczenia od asymetriiobcienia byo prawidowe miao miejsceniesymetryczne zwarcie w sieci. Rwniepobudzenie strefy zewntrznej zabezpie-czenia impedancyjnego 21G i stref blokadyPSB zabezpieczenia odlegociowego 21S.4byo poprawne, poniewa zwarcie miaomiejsce blisko generatora (pod wzgldemimpedancji).W czasie zwarcia pobudziy si nastpujcefunkcje w ukadzie zabezpiecze bloku nr 1:reagujca na asymetri obcie genera-tora (ZAZ-GT2: As) o godz. 08:38:02.390,od skutkw przecie stojana (ZAZ-GT2:IpGn) o godz. 08:38:02.423, od skutkw

Rys. 2. Charakterystyki rozruchowe i nastawienia funkcji zabezpieczeniowych bloku nr 2: a) 21G i 78, b) 21S.1 i 21S.2,

c) 21S.3, d) 21S.4

*Przyjto, e reaktancje generatora w osi d i q s sobie rwne

Tab. 1. Zestawienie danych elementw bloku nr 1 i 2

Parametr Warto

Generator G1 i G2

Moc pozorna, znamionowa SnG 426 MVA

Wspczynnik mocy, znamionowy

cos n0,85

Napicie znamionowe UnG 22 kV

Prd znamionowy InG 11180 A

Reaktancja synchroniczna*xd 250%

Reaktancja przejciowa*xd 33%

Reaktancja podprzejciowa*xd 22%

Mechaniczna staa czasowa turboze-spou Tm

6,45 s

Transformator blokowy 1TB i 2TB

Moc pozorna, znamionowa SnTB 426 MVA

Grupa pocze YNd11

Napicie znamionowe strony DN UnDN 22 kV

Napicie znamionowe strony GN UnGN 126,5 kV

Napicie zwarcia uz 12,5%

Impedancyjne bloku

(REG670: 21G)

Strefa 1 (21G.1):

Zr=0,100 , tz=0,2 s

Dziaanie na PLK

Strefa 2 (21G.2):

Zr=0,582 , tz=3,1 s

Dziaanie na PPW

Od polizgu biegunw

(REG670: 78)

ZA=24,5%, ZB=33,0%,

ZC=12,5%, (Zbase=1,14 ),

Start Ang=90o,

Trip Ang=150o,

N1Limit=1, N2Limit=2,

Reset Time=5 s

Odlegociowe bloku

(REL670: 21S.2; RED670: 21S.3)

Strefa I (kierunek blok):

X1=4,1 , R1=0,5 , RFPP=10 , tPP=0 s;

Dziaanie na PLK

Strefa II (kierunek blok):

X1=7,04 , R1=0,76 , RFPP=10 , tPP=0,25 s;Dziaanie na PLK

Strefa III (kierunek sie):

X1=1,7 , R1=0,53 , RFPP=8,5 , tPP=0,7 s;

Dziaanie na PPW

Strefa IV (kierunek sie):

X1=6,1 , R1=1,91 , RFPP=12 , tPP=1,3 s;

Dziaanie na PPW

Strefa V (kierunek sie):

X1=23 , R1=7,21 , RFPP=12 , tPP=3,1 s;

Dziaanie na PPW

Blokada koysaniowa (PSB):

X1InFw=X1InRv=25,3 , R1LIn=7,93 , R1FInFw=R1FInRv=27 ,

RLdOutFw=RLdOutRv=27 , ArgLd=25o, kLdRFw=kLdRRv=0,8,

tP1=45 ms, tP2=15 ms, tW=0,25 s, tH=0,5 s, tR1=0,3 s, tR2=2 s.

Odlegociowe bloku(7SA522: 21S.1)


X1=4,1 , R1=10 , tPP=0 s;

Dziaanie na PLK


X1=7,04 , R1=10 , tPP=0,25 s;

Dziaanie na PLK

Strefa III (kierunek sie):

X1=1,7 , R1=8,5 , tPP=0,7 s;

Dziaanie na PPW

Strefa IV (kierunek sie):

X1=6,1 , R1=12 , tPP=1,3 s;

Dziaanie na PPW

Strefa V (kierunek sie):

X1=7,58 , R1=12 , tPP=3,1 s;

Odlegociowe bloku

(RED670: 21S.4)


X1=4,7 , R1=0,5 ,

RFPP=10 , tPP=0 s;

Dziaanie na PLK


X1=7,04 , R1=0,76 ,

RFPP=10 , tPP=0,25 s;

Dziaanie na PLK

Blokada koysaniowa (PSB):

X1InFw=X1InRv=25,3 ,

R1LIn=7,93 , ArgLd=25o,

R1FInFw=R1FInRv=27 ,

RLdOutFw=RLdOutRv=27 ,

kLdRFw=kLdRRv=0,8, tP1=45 ms,

tP2=15 ms, tW=0,25 s, tH=0,5 s,

tR1=0,3 s, tR2=2 s.

a)

b)

c)

d)



14/19

96

przecie wirnika (ZAZ-GT2: IpW)o godz. 08:38:02.423, impedancyjna bloku(ZAZ-GT2: XB) o godz. 08:38:02.423 orazreagujca na zwarcia doziemne wirnika(ZAZ-GT2: ZW) o godz. 08:38:02.423.Rwnie w bloku nr 1 pobudzenie si zabez-piecze byo uzasadnione. Jedynie zabez-

pieczenie od skutkw zwar doziemnychwirnika (ZAZ-GT2: ZW) pobudzio sizbdnie (prawdopodobnie w wyniku zmianyrozpywu prdw waowych w warunkachforsowania wzbudzenia w czasie zwarcia).Ze wzgldu na opnienie dziaania wymie-nionej funkcji nie doszo do jej zadziaaniaw czasie zwarcia w polu 14 stacji A.

Zwarcie zostao zlikwidowane w wynikuzadziaania zabezpieczenia odlegocio-wego typu REL511 po stronie 110 kV trans-formatora T2 (pole 14). Zabezpieczenieto spowodowao jego obustronne wy-czenie o godz. 08:38:02.429. Po wyczeniuzwarcia odwzbudziy si pobudzone wcze-niej zabezpieczenia blokw nr 2 i nr 1.Ju po zlikwidowaniu zwarcia doszodo zbdnego zadziaania zabezpieczeodlegociowych typu RTX35 w cykluSPZ WZ (wycz-zacz), w stacji C(ok. godz. 08:38:02.474) i w stacji B(ok. godz. 08:38:02.533) w polach liniibiegncych do stacji A (patrz rys. 1).Wyczenie transformatora T2 oraz liniiczcych stacj A ze stacjami B i C zainicjo-wao asynchroniczne koysania mocy gene-ratora G2, podczas ktrych doszo do nast-pujcej sekwencji zdarze: zaczenie wycznika w stacji B w polu

linii czcej t stacj ze stacj A, w cykluSPZ ok. godz. 08:38:02.874

pobudzenie strefy 2 zabezpieczenia impe-

dancyjnego bloku nr 2 (REG670: 21G) ok.godz. 08:38:02.894 pobudzenie zabezpieczenia od skutkw

polizgu biegunw generatora G2(REG670: 78) o godz. 08:38:02.912

zaczenie wycznika w stacji C w polulinii biegncej do stacji A w cyklu SPZ ok.godz. 08:38:02.999

wyczenie wycznika w stacji A w polulinii biegncej do stacji B przez

zabezpieczenie odlegociowe RTX35bez funkcji blokady koysaniowej o godz.08:38:03.014

pobudzenie strefy 1 zabezpieczenia impe-dancyjnego bloku nr 2 (REG670: 21G)o godz. 08:38:03.107

zadziaanie 1 strefy zabezpieczenia odle-

gociowego bloku 21S.4 (RED670)o godz. 08:38:03.154.

W wyniku zadziaania zabezpieczeniaodlegociowego 21S.4, aktywnego w prze-kaniku RED 670 w obwodach GN trans-formatora 2TB, blok nr 2 zosta cakowiciewyczony (nastpio otwarcie wycznikw:blokowego w polu 11 stacji A, generatoro-wego, wzbudzenia oraz zasilania potrzebwasnych). Ponadto, ze wzgldu na zablo-kowan automatyk SZR w rozdzielniachpotrzeb wasnych bloku, zosta wyczonykocio tego bloku.

4. Analiza dziaania zabezpieczeimpedancyjnych bloku nr 1 i 2Na podstawie rejestracji wykonanychw czasie analizowanego zakcenia przezprzekaniki REG670 i RED670 (pkom-plet zainstalowany po stronie GN transfor-matora 2TB i w polu nr 11 stacji A) blokunr 2 oraz przekanik REL670 (w polu nr 16stacji A) bloku nr 1 wyznaczono trajektorieimpedancji widzianych przez te przeka-niki. Do wyznaczenia wartoci chwilowychrezystancji i reaktancji z zarejestrowanychwartoci chwilowych prdw i napi uytoalgorytm A3 obosa [6].W przypadku przekanika REG670 blokunr 2 impedancja wyznaczana jest dla kadejfazy indywidualnie na podstawie pomiarwprdu w punkcie neutralnym generatora

i napicia na jego zaciskach. Na rys. 3 poka-zano przebiegi prdu i napicia w fazie L1,a na rys. 4 odpowiadajc im trajektoriimpedancji naniesion na charakterystykirozruchowe zabezpieczenia impedancyj-nego bloku (REG670: 21G) oraz reagujcegona polizg biegunw wirnika generatora(REG670: 78) bloku nr 2.W przekanikach REL670 i RED670 impe-dancja wyznaczana jest dla ptli zwar

midzyfazowych i zwar doziemnych. Narys. 5 pokazano trajektori impedancji dlaptli zwarcia dwufazowego L1-L2, mierzon(widzian) przez przekanik odlegociowyRED670 (pkomplet zainstalowany w elek-trowni po stronie GN transformatora2TB) w czasie analizowanego zakcenia.

Trajektori przedstawiono na paszczynieimpedancji razem z charakterystykamizabezpieczenia 21S.4 bloku nr 2.Na rys. 6 pokazano analogiczn trajektoriwidzian przez przekanik odlegociowyRED670 bloku nr 2, zainstalowany w stacji.Na paszczynie impedancji poza trajektoriimpedancji pokazano charakterystyki rozru-chowe zabezpieczenia odlegociowego21S.2 tego bloku.Na rys. 7 pokazano analogiczn trajek-tori impedancji widzian przez prze-kanik odlegociowy REL670 w polu blokunr 1 stacji A wraz z charakterystykami rozru-chowymi funkcji 21S.2 tego przekanika. Narys. 37 zaznaczono numerami chronologizdarze odpowiadajc opisowi zakceniaz punktu 3.

Naley zwrci uwag na to, e dzikiszybkiej likwidacji zwarcia w polu14 stacji A zarwno blok nr 2, jak i nr 1utrzymay synchronizm pracy z sieci. Pozwarciu wystpiy koysania synchroniczne,poprzez ktre bloki powrciy w pobliepunktu pracy sprzed zwarcia.Jak wskazuj przedstawione powyejtrajektorie, blok nr 2 utraci synchro-nizm po zbdnym wyczeniu linii cz-cych stacj A ze stacjami C i B. Nastpioto z powodu zadziaania zabezpieczeodlegociowych typu RTX35 wymienio-nych linii, zainstalowanych w stacjach

C i B (pkt 4 i 5 na rys. 37). Dziaanie wymie-nionych zabezpiecze w stacjach C i B niebyo wspbiene z dziaaniem zabezpieczew stacji A.Wyduone szybkodziaajce strefy zabez-piecze w stacjach B i C objy dziaaniemzwarcie w polu 14 stacji A, powodujc zbdnewyczenie obu linii. Wyczenie to nastpioju po likwidacji zwarcia z powodu dodaniasi czasw wasnych wycznikw.

1. Obcienie

pocztkowe

2. Zwarcie w

stacji A p. 14

(08:38:02.358)

3. Zakoczenie zwarcia

(08:38:02.429)

Pocztek koysa synch.

4. Wyczenie

linii do stacji C

(08:38:02.474)

5. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:02.533)

6. Zaczenie

linii do stacji B

(08:38:02.885)

7. Zaczenie

linii do stacji C

(08:38:03.005)

8. Wyczenie linii do

stacji B (08:38:03.029)

9. Wyczenie bloku nr 2 wskutek zadziaania

strefy 1 zabezpieczenia 21S.2 (08:38:03.207)

Rys. 3. Przebiegi prdu w punkcie neutralnym (czerwony) i napicia na zaciskach generatora (niebieski) w fazie L1, zarejestrowane przez przekanik REG670 bloku nr 2



15/19

97

Konfiguracja zabezpiecze odlego-ciowych linii w stacjach C i B prze-widywaa inicjowanie cyklu SPZ linii,z przerwami ok. 300 ms. W czasietrwania koysa asynchronicznych blokunr 2 (pomidzy pkt 5.1 i 6 na rys. 3 7) wektorimpedancji znalaz si w strefie zewntrznejblokady PSB funkcji 21S.4. W analizo-wanym etapie koysania asynchroniczneodbyway si po stronie sieci (powyej osirezystancji). W czasie przebywania wektoraimpedancji w strefie zewntrznej blokadyPSB doszo do ponownego zaczenia liniiw stacji B w cyklu SPZ (punkt 6 na rys. 37).Spowodowao to zmian warunkwkoysa, objawiajc si nieznacznymzmniejszeniem si promienia i przesuni-ciem rodka koa obrotu asynchronicznegona paszczynie impedancji. Wskutek tegowektor impedancji skokowo przemieci si

do strefy wewntrznej blokady PSB funkcji21S.4. Czas przebywania pomidzy strefzewntrzn i wewntrzn PSB wynisok. 23 ms i by krtszy od nastawionychczasw tP1 = 45 ms funkcji 21S.1, 21S.2i 21S.4. W zwizku z tym blokada PSB niezostaa aktywowana w adnej w powyszychfunkcji zabezpieczeniowych.Chwil pniej zostaa ponownie zaczonaw cyklu SPZ linia biegnca do stacji C(pkt 6 na rys. 37). Praktycznie w tymsamym czasie zostaa definitywnie wy-czona linia biegnca do stacji B (pkt 8na rys. 37) na skutek zadziaania zabezpie-czenia odlegociowego w stacji A, w warun-kach koysa mocy (zabezpieczenie to niemiao blokady PSB).Powysze zdarzenia zmieniy charakterkoysa asynchronicznych bloku nr 2 promie okrgu stanowicego obwiedni

trajektorii impedancji uleg dalszemuzmniejszeniu, a jego rodek nieznacznie siprzesun. Po zmianach konfiguracji sieci,zwizanych z dziaaniem automatyki SPZw stacjach B i C koysania asynchronicznebloku nr 2 przeniosy si na stron bloku(poniej osi R).W tym stanie wektor impedancji prze-mieci si do 1 strefy zabezpieczenia 21G(REG670), do strefy 2 zabezpiecze 21S.2(REL670) i 21S.3 (RED670 zainstalowanew polu blokowym) oraz do strefy 1 i 2 zabez-pieczenia 21S.4 (RED670 zainstalowanew elektrowni).Konfiguracja funkcji 21S.4 przewidywaabezzwoczne dziaanie strefy 1. Zatempo przemieszczeniu si wektora impe-dancji do obszaru dziaania tej strefy(pkt 8.1 na rys. 5), przy nieaktywnejblokadzie PSB, nastpio jej zadziaanie,

1. Obcienie

pocztkowe

2. Zwarcie

w stacji A

(08:38:02.358)


(08:38:02.429)


5.1. Pocztek

koysa

asynch.

4. Wyczenie

linii do stacji C

(08:38:02.474)

5. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:02.533)

2.1. Pobudzenie

21G (strefa 2)

(08:38:02.886)

6. Zaczenie

linii do stacji B

(08:38:02.885)

8.1. Pobudzenie

21G (strefa 2)

(08:38:03.108)

7. Zaczenie

linii do stacji C

(08:38:03.005)

8. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:03.029)

9. Wyczenie bloku

nr 2 wskutek

zadziaania 21S.4

(strefa 1) w RED670

w elektrowni

(08:38:03.207)

1. Obcienie

pocztkowe

2. Zwarcie

w stacji A

(08:38:02.358)

3. Zakoczenie

zwarcia

(08:38:02.429)

Pocztek

koysa synch.

5.1.

Pocztek

koysa

asynch.

4. Wyczenie

linii do stacji C

(08:38:02.474)

5. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:02.533)

6. Zaczenie

linii do stacji B

(08:38:02.885)

5.2. Pobudzenie

21S.4 PSD_out

(08:38:02.863)

6.1. Pobudzenie

21S.4 PSD_in

(08:38:02.886)

8.1. Pobudzenie

21S.4 (strefy 1 i 2)

(08:38:03.120)

7. Zaczenie

linii do stacji C

(08:38:03.005)

8. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:03.029)

9. Wyczenie

bloku nr 2 wskutek

zadziaania 21S.4

(strefa 1)

(08:38:03.207)

Rys. 4. Trajektoria impedancji widziana w fazie L1 funkcji 21G, przekanik REG670 bloku nr 2

Rys. 5. Trajektoria impedancji dla ptli L1-L2 widziana przez funkcj 21S.4 przekanika RED670 bloku nr 2 (pkomplet w elektrowni)



16/19

98

co spowodowao cakowite wyczeniebloku nr 2 z czasem wasnym wycznikw(pkt 9 na rys. 37).Blok nr 1 przez cay czas trwania zak-cenia wsppracowa synchronicznie z siecii podlega niezbyt silnym koysaniomsynchronicznym (rys. 7).Po ponownym zaczeniu linii czcejstacj A ze stacj B wektor impedancji prze-mieci si do zewntrznej strefy blokadyPSB zabezpieczenia odlegociowego blokunr 1 21S.2 (REL670). Wektor impedancji

przebywa pomidzy stref wewntrzni zewntrzn blokady tego zabezpieczeniaprzez ok. 103 ms, a wic duej ni nasta-wienie czasu tP1 = 45 ms blokady, co wywo-ao jej aktywacj. Mona uzna, e akty-wacja blokady bya zbdna, poniewa przezcay czas trwania stanu nieustalonego blokunr 1 wektor impedancji znajdowa siw bezpiecznej odlegoci od charakterystykrozruchowych stref zabezpieczenia 21S.1(rys. 7).

5. Analiza warunkw stabilnociwsppracy bloku nr 2 z sieciZagadnienia stabilnoci pracy bloku nr 2w czasie opisywanego zakcenia naja-twiej mona wyjani, posugujc si kto-wymi charakterystykami mocy bloku P()i metod rwnych pl [5]. Schemat sieciz rys. 1 mona na potrzeby powyszychrozwaa sprowadzi do ukadu dwumaszy-nowego, pokazanego na rys. 8. W rozwaa-niach pominito rezystancj elementw.

1. Obcienie

pocztkowe

2. Zwarcie

w stacji A

(08:38:02.358)


(08:38:02.429)


5.1.

Pocztek

koysa

asynch.

4. Wyczenie

linii do stacji C

(08:38:02.474)

5. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:02.533)

6. Zaczenie

linii do stacji B

(08:38:02.885)

5.2. Pobudzenie

21S.2 PSD_out

(08:38:02.863)

6.1. Pobudzenie

21S.2 PSD_in

(08:38:02.886)

7. Zaczenie

linii do stacji C

(08:38:03.005)

8. Wyczenie linii do stacji B

(08:38:03.029)

9. Wyczenie

bloku nr 2 wskutek

zadziaania 21S.4

(strefa 1) w RED

670 w elektrowni

(08:38:03.207)

8.1. Pobudzenie

21S.2 (strefy 2)

(08:38:03.120)

1. Obcienie

pocztkowe

2. Zwarcie w stacji A

(08:38:02.358)

3. Zakoczenie zwarcia(08:38:02.429)


4. Wyczenie

linii do stacji C

(08:38:02.474)

5. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:02.533)5.1. Koysania

synch. bloku

nr 1 po utraciesynchronizmu

bloku nr 2

6. Zaczenie

linii do stacji B

(08:38:02.885)

8.1. Pobudzenie

21S.1 PSD_out(08:38:02.963)

6.1. Pobudzenie

21S.1 PSD_in

(08:38:03.066)

9. Wyczenie

bloku nr 2 wskutek

zadziaania 21S.4

(strefa 1) w RED

670 bloku nr 2

(08:38:03.207)

7. Zaczenie

linii do stacji C

(08:38:03.005)

8. Wyczenie

linii do stacji B

(08:38:03.029)

Rys. 6. Trajektoria impedancji dla ptli L1-L2 widziana przez funkcj 21S.2 przekanika RED670 bloku nr 2 (pkomplet w stacji)

Rys. 7. Trajektoria impedancji dla ptli L1-L2 widziana przez funkcj 21S.1 przekanika REL670 bloku nr 1 (pkomplet w stacji)



17/19

99

Generator G2 reprezentowany jest jakowewntrzna sia elektromotoryczna w stanieprzejciowym E o fazie rwnej (ktmocy w stanie przejciowym wyznaczanywzgldem napicia systemu zastpczego Us)oraz jako reaktancja przejciowa Xd [5].Moce zwarciowe spywajce do szyn stacji

110 kV reprezentowane s poprzez odpo-wiadajce im reaktancje XS[5].Warto napicia E mona oszacowa,znajc warto napicia na zaciskach gene-ratora Ug, jego kt fazowy i prdIg zgodniez zalenoci (1). W analizie mona przyj,e warto E si nie zmienia [5].

(1)

W celu okrelenia charakterystyki mocyw stanie przejciowym dla danego etapuanalizy P() naley okreli reaktancjzastpcz Xz pomidzy rdami E i Us,zalen od aktualnych mocy zwarciowychi konfiguracji pocze. W oglnoci charak-terystykP()opisuje rwnanie (2) [5].

(2)

Znajc maksymaln warto charakterystykimocy dla danego stanu sieci (Pmax) oraz mocczynn obcienia bloku przed zakceniem(w przyblieniu rwn mocy mechanicznejturbozespou) PT, da si oszacowa dla tegostanu kt . Mona tego dokona poprzezpodstawienie wartoci PTdo rwnania (2).w analizie mona przyj, e warto PTsinie zmienia [5].

W stanie ustalonym mona przyj, ePT P(). W razie zmiany konfiguracjisieci (zmiany jej reaktancji zastpczej Xz)lub w przypadku zwarcia wysoko charak-terystyki mocy (Pmax) moe ulec nagejzmianie. Moliwa jest sytuacja, w ktrejP = PT P() > 0. Dodatnia rnica mocywywouje przyspieszanie wirnika gene-ratora wzgldem czstotliwoci systemu,zgodnie z rwnaniem (3). Analogicznie, jeliP < 0, to wirnik zacznie si opniawzgldem czstotliwoci systemu [5].

(3)

gdzie:Tm mechaniczna staa czasowa turbozespou,s pulsacja synchroniczna, D wsp-czynnik tumienia.

Jeli zmianaXznie jest dua, ukad osignieprzez koysania synchroniczne nowy punktpracy (rys. 9a i b). Gdy natomiast zmiana

Xz bdzie zbyt dua, ukad moe nie byw stanie osign nowego stabilnego punktupracy (rys. 9c). Pole przyspiesze uzyskanew skutek obnienia charakterystyki mocybdzie wiksze od dostpnego w danychwarunkach pola hamowa. w tej sytuacjikt mocy bdzie nieustannie rs i po prze-kroczeniu 180 nastpi utrata synchronizmupracy z sieci i asynchroniczne koysaniageneratora [5].Analogicznie, w sytuacji wystpieniazwarcia, charakterystyka mocy ulegniesilnemu obnieniu. Bdzie ono tym wiksze,

im wicej faz sieci zostanie zwartych (rys. 9f)i im bliej generatora bdzie si znajdowajego miejsce. W zalenoci od czasu trwaniazwarcia w okrelonych wyej warunkachgenerator, po zlikwidowaniu zakcenia,pozostanie w synchronizmie z sieci (czaszwarcia krtszy od czasu granicznegow danych warunkach tgr, rys. 9d) lub utracistabilno (czas zwarcia duszy od tgr,rys. 9e). Jako tgr naley tu rozumie czaslikwidacji zwarcia, przy ktrym w danychwarunkach uzyskane pole przyspieszebdzie dokadnie rwne moliwemudo uzyskania polu hamowa [5].Uwzgldniajc powysze zalenoci, monaprzej do jakociowej analizy warunkwstabilnoci pracy bloku nr 2 w czasie anali-zowanego zakcenia.

Poniej przedstawiono wyniki analizyw jednostkach wzgldnych, wyznaczonychwzgldem parametrw znamionowychgeneratora G2 i sieci. Rozpatrywane zak-cenie mona pod wzgldem warunkwstabilnoci podzieli na siedem etapw:1. stan ustalony przed zwarciem w stacji A2. zwarcie w polu 14 stacji A3. stan po zwarciu i wyczeniu transforma-

tora T24. stan po wyczeniu linii do stacji C5. stan po wyczeniu linii do stacji B6. praca po ponownym zaczeniu linii

do stacji B7. praca po ponownym zaczeniu linii

do stacji C i po definitywnym wyczeniulinii do stacji B.

K2

Xd' X2TB+ XLB2

XT2UG2 UB2 US 0

G2

E' '

XS stacja BXLinii A-B

XLinii A-C XS stacja C

XLinii A-D XS stacja D

XS stacja A(400 kV)

2'1'0'

P

PT

t

c)

0' gr'

Pmax2

Pmax1P > 0

P > 0

P< 0

0'2'1' 1' '

'

P

PT

t

b)

Pmax2

'

'

P

PT

t

a)

Pmax1

'

'

Pmax2

Pmax1

P > 0

P < 0P < 0

P > 0

0' 1' 2' gr'

tz

0' 1' gr'

tz

K2

K1

Pmax K2E

Pmax K2

Pmax K1

P

PT

f)

Pmax1

'

P

PT

t

e)

Pmax2

'

'

P

PT

t

d)

Pmax1

'

'

P > 0

P < 0

P > 0

P < 0

P> 0

K2EK3

Rys. 8. Uproszczony schemat zastpczy sieci przyjty do analizy stabilnoci pracy bloku nr 2

Rys. 9. Przykadowe charakterystyki P() i przebiegi zmiennoci kta przy: a) wzrocie reaktancjiXz, b) obnieniu

Xz, c) silnym wzrocieXz, d) szybko wyczonym zwarciu trjfazowym w sieci, e) wolno wyczonym zwarciu trjfa-

zowym, f) charakterystyki P()przy rnych typach zwarcia w sieci



18/19

100

Charakterystyka P() generatora G2 dlastanu ustalonego przed powstaniem zwarcia(etap 1) pokazana jest na rys. 10a. Przyjto,e moc mechaniczna turbiny jest rwnaobcieniu moc czynn generatora przedzwarciem. Warto maksymaln charaktery-stykiP1maxoszacowano na podstawie danychz punktu 2 i zalenoci podanych powyej.Dla stanu tego oszacowano kt mocy jako 1 28.

W momencie powstania zwarcia w polu14 stacji A charakterystyka mocy ulegaobnieniu (rys. 10b) [5]. Na skutek duejbezwadnoci wirnika generatora G2 ktmocy w pierwszej chwili si nie zmieni.Powstaa tym samym rnica mocyP = PT P2maxsin(1)bya dodatnia i wirnikgeneratora zacz przyspiesza wzgldemczstotliwoci sieci kt mocy zacz wzrasta.Zwarcie zostaje wyczone po ok. 70 ms.Przez ten czas kt mocy generatora G2wzrs do wartoci 2 32,1. Likwidacjazwarcia spowodowaa wyczenie trans-formatora T2 sprzgajcego szyny 110 kVi 400 kV stacji A. Wywoao to znaczceobnienie mocy zwarciowej na szynachsystemu II stacji A do ok. 1283 MVA (bez

udziau generatora G2). Skutkowao to obni-eniem wartoci maksymalnej charaktery-styki mocy generatora G2 do wartoci P3max.Po zwarciu moc czynna obcienia gene-ratora G2 (wynikajca z wartoci charakte-rystyki mocy dla etapu 3, przy kcie mocy2 32,1) bya nadal mniejsza ni mocmechaniczna turbozespou PT. Zatem Ppozostao dodatnie i wirnik generatora pozwarciu nie przesta przyspiesza wzgldemczstotliwoci sieci. Kt mocy wzrsdo wartoci 3 37,7, przy ktrej P = 0.W powyszym stanie wirnik generatora G2obraca si z prdkoci nadsynchroniczn.Zdobyta w czasie przyspieszania wirnikaenergia kinetyczna (proporcjonalna do polaprzyspiesze z rys. 10b) musiaa zostawytracona.Po zrwnaniu si mocy (P = 0) kt mocywirnika generatora G2 nie przesta rosn.Doszo tym samym do sytuacji, w ktrej

P< 0, co doprowadzio do wyhamowaniawirnika do prdkoci synchronicznej przykcie mocy 3max 54.

W stanie tym pole hamowa (P < 0)zrwnao si z polem przyspiesze(P > 0) dla tego etapu (rys. 10b). Stanrwnowagi (P = 0) dla powyszychwarunkw stabilnoci zostaby osignitypoprzez koysania synchroniczne wok kta

3 37,7. Wspczynnik zapasu stabilnocidla tego zdarzenia (rozumiany jako stosunekpozostaego po zdarzeniu pola hamowado maksymalnego w danych warunkachpola hamowa) wynis ks1-3 0,93.W czasie trwania koysa synchronicz-nych po likwidacji zwarcia w polu 14 stacjiA doszo do zbdnego wyczenia liniiczcej t stacj ze stacj C (zbdne zadzia-anie bezzwocznej wyduonej strefy zabez-pieczenia odlegociowego w tej stacji).Spowodowao to dalsze obnienie si mocyzwarciowej na szynach stacji A do ok.760 MVA (bez udziau generatora G2) orazobnienie wysokoci charakterystyki mocygeneratora G2 do wartoci P4max. Powstaykoysania synchroniczne, poprzez ktre

generator G2 osignby stabilny punktpracy przy kcie mocy 4 52,2 (rys. 10c).Wspczynnik zapasu stabilnoci dla tegozdarzenia wynis ks4 0,866.Niedugo po wyczeniu linii czcej stacjeA i C wyczona zostaa z tego samegopowodu linia czca stacje A i B. Moc zwar-ciowa na szynach stacji A po tej zmianiekonfiguracji obniya si do 376 MVA (bezudziau generatora G2). Przy tak niskiejmocy zwarciowej charakterystyka P()generatora G2 znalaza si pod prost mocymechanicznej turbozespou PT, w penymzakresie kta mocy w stanie przejciowym (rys. 10d). W tej sytuacji warto Pponownie staa si wiksza od zera, a wirnikgeneratora G2 zacz przyspiesza wzgldemczstotliwoci systemu. W opisywanychwarunkach ukad nie mg osign stabil-nego punktu pracy (przy ktrym P = 0). Powyczeniu linii do stacji B kt mocy zacz

si zwiksza i po przekroczeniu 180 gene-rator G2 utraci synchronizm. Rozpoczysi jego koysania asynchroniczne.Dalsze zmiany konfiguracji sieci (za-czenia i wyczenia linii do stacji B i C)zmieniay warunki koysa asynchronicz-nych (rodek i promie okrgu asynchro-

nicznego na paszczynie impedancji), coilustruj przedstawione na paszczynieimpedancji zespolonej trajektorie impe-dancji (rys. 47). Na skutek tych zmiankonfiguracji i zmian parametrw gene-ratora G2 koysania asynchroniczne prze-niosy si na stron bloku nr 2 (poniej osi R),co ostatecznie doprowadzio do zadziaaniazabezpieczenia 21S.4 (RED670 w elek-trowni) i do cakowitego wyczenia blokunr 2.

6. WnioskiPrzyczyn wyczenia bloku nr 2 duej elek-trowni pracujcej w Krajowym SystemieElektroenergetycznym, w czasie analizowa-nego zakcenia, byo zbdne zadziaanieszybkodziaajcej strefy I zabezpieczeniaodlegociowego, zainstalowanego postronie GN transformatora blokowego 2TB(RED670: 21S.4), w czasie asynchronicznychkoysa generatora G2.Do utraty synchronizmu generatora G2doszo w nastpstwie obnienia si mocyzwarciowej systemu II stacji A, do ktrejby on przyczony. Moc zwarciowa obni-ya si po wyczeniu transformatora T2,sprzgajcego szyny 110 kV i 400 kV stacjiA (w ktrego polu powstao zwarcie) orazna skutek zbdnego wyczenia linii cz-cych stacje C i B ze stacj A. Do zbdnegowyczenia tych linii doszo na skutek dzia-ania wyduonych stref zabezpiecze odle-

gociowych RTX35, pracujcych w polachliniowych stacji B i C. Dziaanie tychzabezpiecze wyzwalao cykl automatykiSPZ. Automatyka ta w czasie koysa asyn-chronicznych generatora G2 powodowaaponowne zaczanie i wyczanie linii, cowpyno na ksztat trajektorii impedancjiwidzianych przez przekaniki impedancyjnei odlegociowe bloku nr 1 i 2.Praca zabezpiecze odlegociowych liniiz wyduonymi szybkimi strefami rozru-chowymi, przy braku uwspbienieniaz zabezpieczeniami na drugich kocach tychlinii, grozi zbdnym dziaaniem w czasiezwar poza chronionymi odcinakami sieci.Wyduone strefy zabezpiecze odlegocio-wych linii mog by stosowane tylko przy

wspbienej pracy pkompletw zabez-piecze na obu kocach zabezpieczanej linii.Jeli uzyskanie wspbienej pracy zabezpie-cze odlegociowych linii nie jest moliwe,nie naley stosowa stref wyduonych.Przy koysaniach asynchronicznych, ktrewystpiy w czasie analizowanego zak-cenia, dziaanie zabezpiecze odlegocio-wych bloku nr 2 powinno zosta zabloko-wane przez blokady PSB. Jednak zmianacharakteru koysa mocy, spowodowanadziaaniem automatyki SPZ linii biegncychdo ssiednich stacji, uniemoliwia spe-nienie kryteriw algorytmw blokad PSBprzekanikw odlegociowych RED670i REL670 bloku nr 2.W celu zwikszenia czuoci detekcjikoysa mocy przez dostpne w przeka-nikach REx670 blokady PSB proponujemyzmniejszenie zasigu ich stref, tak abysprawdzanie kryterium blokady odbywao

Pocztkowy

punkt pracy

generatora G2

Pob.PT

1'28o

P1max

Punkt pracy gen.G2 po likwidacji

zwarcia

4'52,2o

4max'69,5o

P ob.PT

P1max

P3max

P2max

3'37,7o

P4max

P0

Pocztkowypunkt pracy

generatora G 2

Pob.PT

P 1max

P 3max

P 2maxZakoczenie

zwarcia

3'37,7o 3max '54

o

1'28o 2'32,1

o

P0

4'52,2o

P ob.PT

P 1max

P 3max

P 4max

Punkt pracy gen.

G2 po wyczeniulinii do stacji C

P 2max

P 5max

P>0

Rys. 10. Charakterystyki P()generatora G2 w stanie: a) przed zwarciem w stacji A, b) po zwarciu i wyczeniu trans-

formatora T2, c) po wyczeniu linii czcej stacje A-C, d) po wyczeniu linii czcej stacje A-B

a)

c)

b)

d)



19/19

si blisko stref rozruchowych podlegajcychblokowaniu. Dziki temu zmniejszy si teryzyko zbdnego blokowania przekanikw,w czasie dalekich koysa niezagraajcych,zbdnym dziaaniem zabezpiecze (tak jakmiao to miejsce w bloku nr 1). Czas przej-cia przez strefy blokady naley ustawi

tak, aby uzyskana zostaa odpowiedniowysoka maksymalna szybko zmianimpedancji, uznawana za koysania mocy(120160/s).Strefa I zabezpieczenia impedancyjnegobloku nr 2 (21S.4) miaa w omawianymprzypadku zasig rwny reaktancji trans-formatora blokowego (2TB). Zwykle strefI zabezpieczenia odlegociowego blokunastawia si tak, aby jej zasig nie wykraczapoza transformator blokowy.Gdyby zasig tej strefy wynosi 70% reak-tancji transformatora 2TB, prawdopodobnienie doszoby do jej zadziaania. Monazatem proponowa skrcenie zasigu strefyI omawianego zabezpieczenia 21S.4, cozmniejszy ryzyko jej dziaania w czasie asyn-chronicznych koysa mocy, ktrych rodekznajduje si po stronie bloku.W czasie analizowanego zakcenia pobu-dzia si nieselektywnie strefa 1 zabezpie-czenia impedancyjnego bloku nr 2 (21G),ktre mierzy impedancj na zaciskachgeneratora i dziaa z niewielkim czasem0,20 s. Do zadziaania nie doszo ze wzglduna szybsze wyczenie bloku przez zabezpie-czenie odlegociowe 21S.4.Ze wzgldu na zagroenie nieselektyw-nego wyczenia bloku przy koysaniachmocy w sieci przez stref 1 zabezpieczenie

impedancyjnego bloku (21G), naleywyduy jej czas opnienia dziaaniado 0,6 s. Takie nastawienie w znacznymstopniu ograniczy ryzyko nieselektywnegodziaania wymienionego zabezpieczeniaw warunkach koysa mocy.W warunkach omwionego zakcenia

powinno dziaa zabezpieczenie od skutkwutraty synchronizmu (78) generatora G2.Do dziaania tego zabezpieczenia jednaknie doszo, poniewa w pierwszym etapiezakcenia, w wyniku awaryjnych wycze,moc sieci, z ktr powizany by blok nr 2,znaczco zmalaa i trajektorie impedancjiprzebiegay poza charakterystyk rozru-chow przekanika 78.Aktualna charakterystyka funkcji 78dobrana bya do normalnych warunkwwsppracy bloku, zarwno z sieci 110 kV,jak i 400 kV. Co prawda, w dalszym prze-biegu zakcenia, po ponownym zaczeniudwch linii w cyklu SPZ, zabezpieczenie 78mogoby zadziaa, gdyby blok nie zostawczeniej wyczony, to jednak naleyzmodyfikowa logik dziaania zabezpie-czenia 78.Modyfikacja powinna polega na zasto-sowaniu dodatkowej funkcji 78 reagujcejna utrat synchronizmu w warunkach,kiedy blok traci powizanie z sieci 400 kV(wyczenie obu autotransformatorw110 kV/400 kV) i pozostaje powizanyjedynie ze sab sieci 110 kV.Charakterystyka rozruchowa dodatkowejfunkcji, obejmujc zasigiem szerszy obszarna paszczynie impedancji, stwarza moli-wo dziaania zabezpieczenia w warunkach

podobnych do tych, ktre wystpiy w pierw-szym etapie analizowanego zakcenia.Blok nr 1 znacznie agodniej przeszed przezpowysze zakcenie. Z powodu duej odle-goci (w sensie impedancji) od miejscawystpienia zakcenia pozosta on przezcay jego okres w synchronizmie z sieci

i podlega agodnym koysaniom synchro-nicznym. Mimo to powysze uwagi majzastosowanie rwnie w odniesieniu do tegobloku.

Bibliografia

1. ABB: Generator protection REG670 application manual, wersja 1.2,padziernik 2011.

2. ABB: Line differential protectionRED670 application manual, wersja 1.2,padziernik 2011.

3. ABB: Line distance protection REL670 application manual, wersja 1.2,Padziernik 2011.

4. Machowski J., Regulacja i stabil-no systemu elektroenergetycznego,Warszawa, 2007.

5. Nelles D., Opperska lski H.,Digitaler Distanzschutz Verhaltender Algorihmen bei nichtidealenEingangssignalen; DUV; Wiesbaden,1991.

6. Siemens, SIPROTEC distance protec-tion 7SA522 V4.70 manual,luty 2012.

Marcin Lizer

mgr in.Instytut Energetykie-mail: [email protected] magisterskie ukoczy na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (2009). Obecnie pracuje w Pracowni Automatyki ElektroenergetycznejInstytutu Energetyki w Warszawie. Zakres jego zainteresowa zawodowych i naukowych obejmuje: zagadnienia zwizane z elektroenergetyczn automatykzabezpieczeniow jednostek wytwrczych, rozproszonych rde energii oraz przesyowych i dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych, a take zagad-nienia zwizane ze stabilnoci pracy jednostek wytwrczych w czasie zakce.

Sylwia Wrblewskadr in.Instytut Energetykie-mail: [email protected] naukowo-badawczy w Instytucie Energetyki. Autorka projektw konstrukcyjnych, statycznych, analogowych oraz cyfrowych zabezpiecze genera-torw i blokw generator, transformatorw produkowanych w kraju.Autorka projektw koncepcyjnych zabezpiecze generatorw i blokw energetycznych dla wielu elektrowni krajowych i zagranicznych. Jako pracownikInstytutu Energetyki uczestniczya w ekspertyzach awarii w krajowych elektrowniach. oraz w pracach badawczych dotyczcych EAZ sieci przesyowej.Autorka rozdziaw w poradnikach oraz publikacji z dziedziny elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.


Documents

Lizer the Impact of Power Swings 1-8-2014