Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 04/2011

Kwartalnik Naukowy Energetyków

04/2011 numer 9/rok 3

nergeticaact

www. actaenergetica.org

ACTA

ENE

RGET

ICA

Kw

arta

lnik

Nau

kow

y El

ektr

oene

rget

yków

0

4/20

11

num

er 9

/rok

3

INFORMACJE DLA AUTORÓW

Przypisy.

2. STRESZCZENIE

3. BIOGRAM

4. FOTOGRAFIE

5. PLIKI GRAFICZNE

ENERGA SA

www.actaenergetica.org

naukowa

Korekta

o

ENERGA SA

4

14

22

30

38

46

58

66

74

w numerzeMETODA ANALIZY NIEZAWODNOŚCI UKŁADÓW ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆdr inż. Joachim Bargiel, dr hab. inż., prof. nadzw. Politechniki Śląskiej Paweł Sowa, mgr inż. Katarzyna Zając / Politechnika Śląskamgr inż. Tomasz Sierociński / Tauron Dystrybucja GZE S.A.

ZDECENTRALIZOWANY MODEL RYNKU REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCHdr inż. Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

MOŻLIWOŚCI APLIKACYJNE METODYKI SZACOWANIA MAKSYMALNEJ GENERACJI ROZPROSZONEJmgr inż. Krzysztof Dobrzyński, dr inż. Jacek Klucznik, prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

KONCEPCJA SYSTEMU BONIFIKAT DLA ODBIORCÓW ZA NIEDOTRZYMANIE PRZEZ DOSTAWCĘ WYMAGANEGO POZIOMU JAKOŚCI NAPIĘCIAprof. dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutniczadr inż. Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

REAKTORY JĄDROWE MAŁEJ I ŚREDNIEJ MOCYdr inż. Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

ANALIZA ZWARCIOWA SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM FARM WIATROWYCH TRAKTOWANYCH JAKO STEROWANE ŹRÓDŁA PRĄDOWEprof. dr hab. inż. Piotr Kacejko, dr inż. Piotr Miller / Politechnika Lubelska

AKTUALNE MOŻLIWOŚCI ROZWOJU GENERACJI ROZPROSZONEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYMdr hab. inż., prof. nadzw. PW Sylwester Robak, dr hab. inż., prof. nadzw. PW Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska mgr inż. Grzegorz Tomasik, mgr inż. Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii Sp. z o.o. (CATA)

DYNAMICZNE ASPEKTY PRACY FARMY WIATROWEJ – POMIARY I ANALIZYdr. inż. Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław / Politechnika Wrocławska, mgr inż. Edward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocławmgr inż. Bogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna Warszawa

FERROREZONANS JAKO ŹRÓDŁO ZAKŁÓCEŃ I AWARII W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNICH NAPIĘĆdr inż. Rafał Tarko, dr hab. inż. Wiesław Nowak, dr inż. Waldemar Szpyra, mgr inż. Mariusz Benesz, mgr inż. Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Wzrost nasycenia systemów elektroenergetycznych małymi źródłami energii elektrycznej, tworzącymi tzw. generację rozproszoną, stał się rzeczywistością. Nie jest to stwierdzenie odkrywcze. Tak jak nie jest od-krywcza również konstatacja, że rozwój generacji rozproszonej jest dość daleki od oczekiwań. Skrajnie ograni-czone tempo tego rozwoju to efekt głównie uwarunkowań prawnych w sferze elektroenergetyki, a nie tylko, jak mogłoby się wydawać, ograniczeń technicznych sieci. Wynika ono nie tylko z prawa dotyczącego bezpośrednio odnawialnych źródeł energii, ale również innych przepisów, np. z tzw. prawa drogi. Mówimy tu nie tylko o prawie obowiązującym obecnie, ale w dużej mierze o prawie istniejącym w początkowym okresie rozwoju elektroener-getyki wiatrowej, tj. przed ponad kilkunastu laty. Na szczęście prawo w tej sferze ulega zmianom, zwiększając szanse na szybszy rozwój sieci elektroenergetycznych i tym samym stymulując tempo przyłączania kolejnych źródeł tzw. energii odnawialnej.

Stan i rozwój prawodawstwa krajowego, dotyczącego elektroenergetyki odnawialnej i sieci elektroener-getycznych, jest typowym przykładem nienadążania prawa za rzeczywistością. W sensie ogólnym nienadąża-nie prawa prowadzi (lub może prowadzić) do pewnych deformacji rzeczywistości (w stosunku do oczekiwań) i ewentualnie do patologii, co z kolei wymusza konieczność naprawy. Działania naprawcze, niestety, nie zawsze są efektywne. A nawet gdy są efektywne, to czas korekty nieprawidłowości może być bardzo długi.

Przykładem powyższego jest praktyczna niemożność przyłączania nowych źródeł energii do sieci elektro-energetycznych w wielu obszarach, ze względu na ograniczenia techniczne, gdy równocześnie moc zainstalowana w tych źródłach jest względnie mała (równa nieco ponad 1000 MW w elektrowniach wiatrowych). Ta teoretyczna niemożność przyłączenia nowych źródeł wynika z faktu wydania w przeszłości inwestorom wirtualnym zgody na przyłączenie dużej liczby elektrowni wiatrowych, które w rzeczywistości nigdy nie powstały. Należy tu podkreślić, że stan ten nie obciąża operatorów sieci elektroenergetycznych, a ówczesnych prawodawców. Te niezrealizo-wane przez inwestorów wirtualnych przedsięwzięcia blokują obecnie możliwość działania inwestorom realnym, tj. tym, którzy mają pieniądze i chcą budować elektrownie.

Wniosek, jaki z powyższego wynika, który w istocie również nie jest odkrywczy, brzmi: prawo powinno na-dążać za rzeczywistością. To warunek konieczny. Ideałem byłoby, gdyby tę rzeczywistość wyprzedzało. Wówczas prawo byłoby narzędziem kreowania rzeczywistości (stymulatorem jej rozwoju), a nie tylko plastrem.

Niniejszy numer Acta Energetica poświęcony jest wybranym problemom pracy elektrowni wiatrowych

w systemie elektroenergetycznym. A ponieważ pojedyncze elektrownie wiatrowe przyłączane są do sieci SN (włączając w to elektrownie w farmach wiatrowych), w numerze przedstawiono również artykuły odnoszące się do problemów pracy sieci SN. Zapraszam do lektury.

Z przyjemnością informuję, że pismo Acta Energetica uruchomiło nową stronę internetową, można na niej znaleźć artykuły, które ukazały się w kwartalniku do tej pory, oraz różne inne ważne i ciekawe informacje ze świata energetyki i elektroenergetyki. Zapraszam do odwiedzin strony www.actaenergetica.org.

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośnyredaktor naczelny Acta Energetica

4Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika ŚląskaTomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

Autorzy / Biografie

Paweł SowaGliwice / Polska

Dyrektor Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, prodziekan ds. nauki i organizacji Wydziału Elektrycznego. Specjalista w dziedzinie elektroenergetyki, modelowania układu elektroenergetycznego, elektromagnetycz-nych zjawisk przejściowych. Autor wielu artykułów, referatów i książek.

Joachim BargielGliwice / Polska

Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Stero-wania Układów Politechniki Śląskiej, wójt gminy Gierałtowice. Autor wielu referatów i artykułów z dziedziny niezawodności układów elektroener-getycznych, propagator e-gminy i rozproszonych źródeł energii.

Katarzyna ZającGliwice / Polska

Absolwentka Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach (2010). Od października 2010 roku jest doktorantką kierunku elektrotechnika na swoim macierzystym wydziale.

Tomasz SierocińskiWarszawa / Polska

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach (1999). Od 2000 roku związa-ny zawodowo z elektroenergetyką przemysłową. Jego główne zainteresowania to praca systemu dystrybucyjnego oraz ciągłość zasilania odbiorców.

5

METODA ANALIZY NIEZAWODNOŚCI UKŁADÓW ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ

dr inż. Joachim Bargiel / Politechnika Śląskaprof. dr hab. inż. Paweł Sowa / Politechnika Śląska

mgr inż. Katarzyna Zając / Politechnika Śląskamgr inż. Tomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

1. STAN ISTNIEJĄCY SIECI ŚREDNICH NAPIĘĆ

Sieć rozdzielcza SN jest siecią napowietrzną lub kablową, rzadziej napowietrzno-kablową, zasila ona rejony zróżnicowane, obejmujące miasta, przedmieścia i wioski oraz tereny przemysłowe. To bardzo liczni odbiorcy, z reguły o małej mocy, pobierający energię bezpośrednio z sieci średniego napięcia, ale również odbiorcy ope-rujący na niskim napięciu, zasilani grupowo z transformatorów SN/nN, które tworzą odbiór transformatorowy SN/0, 4 kV – zwany ogólnie odbiorcą grupowym. Sieć ta pracuje jako sieć promieniowa. Poszczególne wydzielone „promienie” są rozbudowanymi gałęziami. Gałąź zasilana jest zwykle w jednym punkcie (węźle sieciowym) z sieci nadrzędnej 110 kV. W stanach poawaryjnych dyspozytor (operator) ma możliwość przełączenia części odbiorców na zasilanie rezerwowe z sąsiednich gałęzi („promieni”) sieci SN, w kilku (od 2 do 5) – z góry przygotowanych – punktach położonych wewnątrz niej.

Źródłami zasilania sieci elektroenergetycznych średnich napięć (SN) są węzły sieci 110 kV, zasilane z sieci przesyłowych i dużych elektrowni oraz lokalne źródła energii elektrycznej, tzw. generacja lokalna. Lokalne źródła, położone głęboko wewnątrz sieci rozdzielczych średnich i niskich napięć, stwarzają nowe sytuacje współpracy z siecią energetyki w stanach normalnych i poawaryjnych oraz pracy wyspowej. W wielu przypadkach są to źródła drobne, obiektowe (urzędy, szpitale, szkoły, pływalnie, centra energetyczne gmin).

Obecny stan terenowych sieci elektroenergetycznych średniego napięcia jest niezadowalający, pomimo wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną przede wszystkim wśród odbiorców zasilanych z tych sieci. Znaczący udział w tym wzroście mają odbiorcy bytowo-komunalni, rolnictwo, drobny przemysł oraz usługi. Zwiększenie poboru mocy i energii wymusza rozwój tej sieci przez budowę nowych linii i stacji SN/nN. Wyma-gane są więc relatywnie większe nakłady na rozwój sieci. Jednak z uwagi na obecną strukturę sieci terenowych, rozproszenie punktów odbioru na terenach wiejskich, długości ciągów liniowych bez możliwości drugostron-nego ich zasilania w stanach awaryjnych, przebudowa najbardziej zużytych fizycznie i najmniej sprawnych siecinie może być szybka ani też wzorowana na sieciach miejskich. Powinna być poprzedzona pracami badawczymi w celu ustalenia realnych i ekonomicznie uzasadnionych kierunków zmian stanu istniejącego.

2. MODEL NIEZAWODNOŚCIOWY DLA SIECI ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ

Z punktu widzenia niezawodności od sieci wymaga się ciągłej dostawy energii elektrycznej o odpowiedniej jakości, do każdego węzła odbiorczego, w określonych okresach czasu. Wrażliwość odbiorców na zakłócenia dostawy energii elektrycznej określają następujące parametry:

• czas pojedynczej przerwy zasilania, w tym bardzo istotny jest tzw. czas dopuszczalnej przerwy zasilania, po przekroczeniu którego skutki przerwy stają się znaczące dla odbiorcy (szkody gospodarcze)

Streszczenie

W artykule przedstawiono jedną z najbardziej aktualnych metod i program obliczeniowy do oceny niezawodności zasilania odbiorców z sieci średnich napięć w kraju. Jest to rozszerzenie metody i programu NIEZ,

opracowanych w IESU dla sieci przesyłowej WN i 110 kV. Przedstawiono główne założenia metody oraz modelu obliczeniowego, a także przykładowe wyniki obliczeń dla modelowego fragmentu sieci średniego napięcia.

Metoda analizy niezawodności układów rozdzielczych średnich napięć

6

• sumaryczny czas trwania przerw w analizowanym okresie (zwykle okres jednego roku)• sumaryczna liczba przerw w analizowanym okresie• sumaryczna liczba przerw o czasie przekraczającym dopuszczalną wartość czasu.Wynikają stąd różne wskaźniki niezawodności zasilania. Zakłócenia powstające w sieci elektroenergetycznej mogą spowodować pozbawienie zasilania niektórych

stacji odbiorczych, na skutek przerwania ich połączeń ze stacjami zasilającymi. Mówi się wówczas o losowych, nieoczekiwanych przerwach w zasilaniu. Wystąpienie przerw zależne jest od topologicznego układu pracy sieci, a sposób i szybkość likwidacji związane są z konfiguracją układu, wyposażeniem w urządzenia rozdzielcze i auto-matykę sieciową oraz sposobem działania obsługi. W sieci pracującej w układzie promieniowym, jednostronnie zasilanym – oprócz nielicznych układów sieci posiadających lokalne źródła – praktycznie każde zakłócenie pro-wadzi do wyłączenia odbiorców. Wszystkie zakłócenia likwidowane są przez odpowiednią naprawę, mianowicie:

• samoistną, wskutek działania automatyki układ powraca do stanu wyjściowego, np.: SPZ, lub do układu zastępczego przy automatycznym SZR

• dokonaną przez obsługę i polegającą na: a) przełączeniu ręcznym na inne zasilanie rezerwowe (drogę zasilania) z jednoczesną wymianą elemen-

tu lub naprawą poawaryjną w celu skrócenia przerwy zasilania węzła – jeżeli jest to możliweb) poawaryjnej naprawie elementu w miejscu zainstalowaniac) wymianie elementu uszkodzonego.

W sieci prowadzone są planowe prace profilaktyczne (konserwacyjne, przeglądy i planowe remonty), prze-ciwdziałające przypadkom utraty działania elementów układu. Istotne są te prace, które wiążą się z konieczno-ścią wyłączenia elementu, co prowadzi do osłabienia układu lub do wyłączenia węzłów odbiorczych, tzw. zapo-wiedziane wyłączenia odbiorców i muszą być odwzorowane w modelu.

Źródła generacji lokalnej rozmieszczone wewnątrz sieci średniego napięcia mogą przyczynić się do skró-cenia przerw w zasilaniu odbiorców, jak i do zmniejszenia wyłączanej mocy w czasie wykonywanych prac plano-wych, a także w czasie przerw awaryjnych. Z punktu widzenia niezawodności zasilania odbiorców (także stacji od-biorczych SN/nN), w przypadku utraty podstawowej drogi zasilania istnieje możliwość pokrycia zapotrzebowania z generacji lokalnej. Jest to możliwe wtedy, kiedy nastąpi wydzielenie uszkodzonego odcinka sieci i zasilanie pozostałych stacji „wyspowo” z generacji lokalnej.

W modelu niezawodnościowym zasilania z sieci średnich napięć uwzględnia się następujące czynniki:• konfiguracje układu, z uwzględnieniem układu pracy sieci• moc dyspozycyjną lokalnych źródeł wytwórczych i ich rozmieszczenie w węzłach sieci• remonty planowe elementów sieciowych rozpatrywanej sieci• wyposażenie sieci w automatykę i telesterowanie oraz wpływ automatyki sieciowej• wpływ działań dyspozytora w stanach normalnych i awaryjnych oraz działania obsługi.W celu rozwiązania postawionego zagadnienia istniejąca sieć SN została podzielona na promienie zasilane

w jednym punkcie z głównego punktu zasilającego, tworząc gałęzie. Wewnątrz gałęzi są łączniki samoczynne, zdalnie sterowane oraz lokalne źródła. W zależności od lokalizacji łączników samoczynnych i zdalnie sterowa-nych, w gałęzi sieci tworzy się podział tej gałęzi na fragmenty, które są wyłączane samoczynnie lub przełączane w stanach zakłóceniowych (awaryjnych lub poawaryjnych). Te fragmenty zostały nazwane elementami układu, tzw. elementami scalonymi. Wraz z tymi elementami zostaje wyłączonych lub przełączonych wielu odbiorców. Model ten pozwala na obliczenie dla odbiorców albo stacji odbiorczych następujących wskaźników:

D – oczekiwana liczba przerw dostawy energii elektrycznejQ – wskaźnik zawodności, który jest interpretowany najczęściej jako względny czas pozostawania układu

w stanie niezdatnościAnd – energia niedostarczona, w MWh/a.Można je uzupełnić wskaźnikami łatwymi do obliczenia, np.:tśr – średni czas przerwy zasilania, w h/przerwęoraz innymi.

Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając / Politechnika ŚląskaTomasz Sierociński / TAURON Dystrybucja GZE S.A.

7

3. ZAŁOŻENIA MODELU NIEZAWODNOŚCIOWEGO

Sieć rozdzielcza SN składa się z wielu urządzeń, które w modelu zostały zgrupowane w następujące ele-menty: linie, transformatory, systemy szyn zbiorczych (stacji odbiorczych i zasilających) oraz jednostki wytwór-cze. Na skutek zaistniałych w sieci zakłóceń może wystąpić nowe rozcięcie sieci na niepołączone ze sobą wycinki, w każdym wycinku mogą wystąpić następujące sytuacje:

• jeżeli w wydzielonym wycinku znajdują się tylko stacje odbiorcze, to stacje te zostaną pozbawione za-silania

• jeżeli w wydzielonym wycinku są zarówno stacje odbiorcze i zasilające, to może wystąpić:– pełne zasilanie stacji odbiorczych, gdy jest wystarczająca moc w stacji zasilającej– ograniczenie lub brak dostawy mocy dla odbiorców (w stacjach odbiorczych) w wyniku deficytu mocy

w wydzielonym wycinku.Wyróżnić tutaj należy dwa uzupełniające się zagadnienia:• zagadnienia ciągłości zasilania stacji odbiorczych w wyniku zaistniałych zakłóceń, z uwzględnieniem

przełączeń (możliwością wyszukania „nowej” drogi zasilania po zamknięciu otwartego łącznika)• zagadnienia bilansu mocy wycinków powstałych z nowych rozcięć w wyniku zaistniałych zakłóceń

i wynikające z tego:– zbilansowanie mocy i odbiorcy nie odczuwają skutków– niezbilansowanie mocy i występują ograniczenia.

Rozwiązanie obu zagadnień wymaga algorytmu, który będzie wyszukiwał stany pracy sieci, prowadzące do omówionych wyżej sytuacji. Ze względu na złożoność zagadnienia i praktycznych możliwości wprowadzono następujące uproszczenia:

• odwzorowanie mocy dyspozycyjnej źródła przez średnią dyspozycyjną• obciążenie szczytowe stacji odbiorczych traktowane w sposób deterministyczny• źródło wytwórcze pracujące autonomicznie; sprawdza się warunek, że moc dyspozycyjna jest większa

lub równa mocy zapotrzebowanej wydzielonego obszaru i zapewniona jest płynna regulacja wytwarza-nej mocy, skorelowana z wypadkową charakterystyką częstotliwościową zapotrzebowania odbiorców

• remonty urządzeń sieciowych traktuje się deterministycznie • pomija się zjawiska towarzyszące stanom niestabilności.

4. CHARAKTERYSTYKA POSZCZEGÓLNYCH ETAPÓW ANALIZY NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA ODBIORCÓW

Analiza niezawodności zasilania odbiorców z określonej sieci średniego napięcia wymaga podjęcia działań w czterech etapach:

Etap 1: Analiza układu połączeń elementów sieci rozdzielczej – ustalenie struktury sieci analizowanego układu

Podstawowym algorytmem składowym jest algorytm wyznaczania drogi zasilania. Jego zadaniem jest wyznaczenie elementów grafu sieci, które łączą węzeł odbiorczy (analizowany) z węzłem zasilającym. Ustalenie struktury sieci analizowanego układu wymaga:

a) sporządzenia tablicy dróg zasilających badany węzeł odbiorczy (XO) b) utworzenia macierzy dróg zasilających (Z) badany węzeł odbiorczy.

Etap 2: Wyznaczenie wskaźników nieciągłości zasilania rozpatrywanego węzła odbiorczegoWyznaczenie wskaźników niezawodności zasilania rozpatrywanego węzła odbiorczego polega na:1. Określeniu danych statystycznych awaryjności elementów analizowanego układu sieci:di

’ – częstość zakłóceń i-tego elementu scalonego, złożonego z urządzeń wchodzących w jego skład, tj. oczekiwana liczba wyłączeń na 100 sztuk elementów i rok

ti – średni czas trwania zakłócenia na i-tym elemencie układu, w godzinach na zakłócenie (h/zakł.),2. Wyznaczeniu elementów pojedynczych oraz par trójek elementów, których wyłączenie powoduje prze-

rwę w zasilaniu badanego węzła odbiorczego.


8

Wypadkowe wskaźniki niezawodności zasilania dla węzła są utworzone z:• wskaźników własnych węzła• wskaźników związanych z wyłączeniami pojedynczych elementów scalonych sieci• wskaźników związanych z wyłączeniami par elementów scalonych sieci.W obliczeniach nie są rozpatrywane wyłączenia potrójne, ponieważ prawdopodobieństwo awarii równo-

cześnie więcej niż dwóch elementów jest bardzo małe i nie ma istotnego znaczenia w obliczeniach praktycz-nych.

Dla każdego węzła obliczana jest:a) oczekiwana roczna liczba przerw w zasilaniu węzła, oznaczona literą Db) wskaźnik niezdatności Q, rozumiany jako względny czas wystąpienia przerwyc) oczekiwana roczna niedostarczona energia w wyniku zakłóceń, obliczana jako iloczyn energii pobieranej

z węzła i wskaźnika niezdatności Q:

And = Q × A (1)

Z powyższych wielkości można wyznaczyć średni czas trwania pojedynczej przerwy zasilania w okresie T, oznaczony literą ta z zależności

(2)

DTQta

Etap 3: Wyznaczenie syntetycznej miary nieciągłości zasilania – energii niedostarczonejPo przeanalizowaniu wszystkich stanów, dla zasilania danej stacji, oblicza się energię niedostarczoną And.

Dla i-tego węzła odbiorczego oblicza się ją z zależności:

Andi = Qi × Ari (3)

Ari = Ps, i × Ts, i (4)

gdzie:Qi – wskaźnik zawodności obliczony dla i-tego węzłaAri – energia roczna pobierana przez i-ty węzełPs, i – moc średnia pobierana przez i-ty węzełTs, i – czas użytkowania obciążenia średniego.

Etap 4: Analiza wyników i wybór wariantuPrzykładowe obliczenia niezawodności zasilania wykonano dla modelowej sieci elektroenergetycznej

średniego napięcia, pokazanej na rys. 1. Obliczenia wykonano dla trzech układów (wariantów) pracy układu. W układzie pierwszym wszystkie stacje są zasilane z głównego punktu zasilania (GPZ), w linii jest zainstalowany wyłącznik, natomiast w odgałęzieniach oraz przy transformatorze SN/nN odłączniki.


9

W układzie drugim, pokazanym na rysunku 2 wprowadzono sekcjonowanie linii głównej za pomocą wy-łącznika (reklozera R1) oraz instalację reklozerów R2 i R3 w odgałęzieniach sekcji odbiorczych III i IV. Zastoso-wanie automatycznych wyłączników (reklozerów) umożliwia zmniejszenie częstości zakłóceń oraz łącznego cza-su trwania zakłócenia o 37% (w porównaniu z układem modelem pokazanym na rysunku 1). Liczba wyłączonych odbiorców zostaje ograniczona, a czas lokalizacji zakłócenia znacznie skrócony. Wartość niedostarczonej energii w porównaniu do stanu wyjściowego (układ 1) jest o 34% mniejsza.


Rys. 2. Układ modelowy sieci terenowej SN – układ sieci SN z reklozerami

Rys. 1. Układ modelowy sieci terenowej SN – układ podstawowy

10

W układzie trzecim wprowadzono poza sekcjonowaniem linii głównej za pomocą reklozera R1 i rekloze-rów R2 i R3 w odgałęzieniach sekcji odbiorczych III i IV, generację lokalną w sekcji odbiorczej IV. Przedstawiony układ umożliwia dzięki zainstalowanym reklozerom automatyczną lokalizację miejsca zwarcia, sekcjonowanie toru głównego linii oraz odcinanie uszkodzonych sekcji odbiorczych III i IV w odgałęzieniach za reklozerami R2 i R3. Natomiast obecność źródła lokalnego umożliwi zasilanie nieuszkodzonych sekcji. Dla takiego układu następuje spadek łącznego czasu przerw o 68% oraz liczby przerw, skutkuje to znacznym zmniejszeniem energii niedostarczonej do odbiorców. Wartość niedostarczonej energii w porównaniu do stanu wyjściowego (układ 1) jest o 68,5% mniejsza.

Wyniki obliczeń przedstawiono w tablicy 1.

Tab. 1. Zestawienie obliczonych wskaźników niezawodności dla poszczególnych układów

Układ 1

Numer węzła

D Q Ta tśr f P Typ En

Nrsekcji

zakł./a *10-4 - h/a h/zakł. lat/1 zakł. kW odbioru MWh/a

węzeł 1 Xz1 0,5 0,37 0,3 0,7 2,04

1

węzeł 2 Xo1 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 120 KB 3,8

węzeł 3 Xo2 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 180 KB 5,7

węzeł 4 Xo3 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 250 P 7, 9

węzeł 5 Xo4 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 180 KB 5,7

2węzeł 6 Xo5 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 200 KB 6,3

węzeł 7 Xo6 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 130 KB 4,1

3węzeł 8 Xo7 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 340 P 10,8

węzeł 9 Xo8 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 220 KB 7, 0

4

węzeł 10 Xo9 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 450 P 14,2

węzeł 11 Xo10 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 190 KB 6,0

węzeł 12 Xo11 13,7 36,1 31,6 2,3 0,07 190 KB 6,0

suma 77,5


Rys. 3. Układ modelowy sieci terenowej SN – układ sieci SN z reklozerami oraz generacją lokalną

11

Układ 2

Numer węzła


Nrsekcji


węzeł 1 Xz1 0,5 0, 4 0,3 0,7 2,0

1

węzeł 2 Xo1 5,7 14,6 12,8 2,2 0,17 120 KB 1,5

węzeł 3 Xo2 5,7 14,6 12,8 2,2 0,17 180 KB 2,3

węzeł 4 Xo3 5,7 14,6 12,8 2,2 0,17 250 P 3,2

węzeł 5 Xo4 5,7 14,6 12,8 2,2 0,17 180 KB 2,3

2węzeł 6 Xo5 8,9 23,2 20, 4 2,3 0,11 200 KB 4,1

węzeł 7 Xo6 8,9 23,2 20, 4 2,3 0,11 130 KB 2,6

3węzeł 8 Xo7 10,1 25, 4 22,2 2,2 0,1 340 P 7,6

węzeł 9 Xo8 10,1 25, 4 22,2 2,2 0,1 220 KB 4,9

4

węzeł 10 Xo9 12,5 31,2 27,3 2,2 0,08 450 P 12,3

węzeł 11 Xo10 12,5 31,2 27,3 2,2 0,08 190 KB 5,2

węzeł 12 Xo11 12,5 31,2 27,3 2,2 0,08 190 KB 5,2

suma 51,1

Układ 3N węzła


Nrsekcji


węzeł 1 Xz1 0,5 0, 4 0,3 0,7 2,0

1

węzeł 2 Xo1 5,3 14,2 12, 4 2, 4 0,19 120 KB 1,5

węzeł 3 Xo2 5,3 14,2 12, 4 2, 4 0,19 180 KB 2,2

węzeł 4 Xo3 5,3 14,2 12, 4 2, 4 0,19 250 P 3,1

węzeł 5 Xo4 5,3 14,2 12, 4 2, 4 0,19 180 KB 2,2

2węzeł 6 Xo5 3,5 8,7 7,6 2,2 0,28 200 KB 1,5

węzeł 7 Xo6 3,5 8,7 7,6 2,2 0,28 130 KB 1,0

3węzeł 8 Xo7 4,7 11,9 10,5 2,2 0,21 340 P 3,6

węzeł 9 Xo8 4,7 11,9 10,5 2,2 0,21 220 KB 2,3

4

węzeł 10 Xo9 4,0 9,6 8, 4 2,1 0,25 450 P 3,8

węzeł 11 Xo10 4,0 9,6 8, 4 2,1 0,25 190 KB 1,6

węzeł 12 Xo11 4,0 9,6 8, 4 2,1 0,25 190 KB 1,6

suma 24, 4

Z przedstawionych obliczeń wynika, że zainstalowanie samoczynnych wyłączników – reklozerów, wyko-rzystywanych do zdalnej rekonfiguracji sieci, oraz możliwość pracy autonomicznej źródeł lokalnych energii elek-trycznej w znacznej mierze mogą przyczynić się do skrócenia przerw w zasilaniu odbiorców, jak i do zmniejszenia wyłączanej mocy w czasie wykonywanych prac planowych, a także w czasie przerw awaryjnych.

5. PODSUMOWANIE

Opracowanie modelu i programu obliczania podstawowych wskaźników do oceny niezawodności zasilania odbiorców z sieci średnich napięć jest koniecznie potrzebne. Wynika to głównie ze wzrastającej liczby lokalnych źródeł wytwórczych, mających zdecydowany wpływ na niezawodność zasilania z sieci średnich napięć. Publikacja niniejsza przedstawia końcowy etap prac nad zagadnieniem przystosowania metody i programu NIEZ, funkcjo-nującego w obszarze sieci przesyłowych i rozdzielczych wysokiego napięcia.


12

BIBLIOGRAFIA

1. Bargiel J., Goc W., Teichman B., Średniookresowy deficyt energii elektrycznej – horyzont sezonowy, Projekt badawczyzamawiany nr PBZ-MEIN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, Gliwice, 2008.

2. Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Średniookresowy deficyt mocy i energii elektrycznej, Konferencja Naukowa„Rynek Energii ’09”, Kazimierz Dolny, czerwiec 2009.

3. Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Sierociński T., Ryzyko awarii w lokalnych systemach rozdzielczych, Konfe-rencja naukowa „Blackout”, Poznań 2010.

4. Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Niezawodność zasilania odbiorców z sieci średniego napięcia, Konferencja Naukowo-Techniczna „Rynek Energii ’10”, Kazimierz Dolny, czerwiec 2010.


14Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Paweł BućkoGdańsk / Polska

Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Działalność naukowa autora związa-na jest z ekonomiką energetyki, ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarun-kowaniach rynkowych. Aktywność zawodowa koncentruje się na analizie inwestycyjnej dla źródeł wytwórczych, analizie mechanizmów rynkowych i zasad rozliczeń w dostawie energii. Jest także audytorem energetycznym i zajmuje się problema-tyką racjonalnego użytkowania energii.

15

Streszczenie

W artykule zaprezentowano model pozyskania regulacyjnych usług systemowych w sposób zdecen-tralizowany. Przedstawiono koncepcje funkcjonowania lokalnych rynków usług systemowych. Zaproponowano wykorzystanie zdolności odbiorców, źródeł rozproszonych

i operatorów systemów lokalnych do dostawy usług. Omó-wiono rolę Operatorów Systemów Dystrybucyjnych oraz firm obrotu energią jako pośredników w pozyskaniu usługregulacyjnych od podmiotów rozproszonych.

ZDECENTRALIZOWANY MODEL RYNKU REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH

dr inż. Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

Praca finansowana ze środków na naukę w latach 2008–2010 jako projekt badawczy nr N511 376235

1. WSTĘP

Obecnie usługi systemowe są pozyskiwane i zarządzane w modelu scentralizowanym przez Operatora Sys-temu Przesyłowego (OSP). Mechanizm pozyskania usług, mimo że włączony w mechanizmy Rynku Bilansują-cego (RB), w praktyce funkcjonuje jako mechanizm wydzielony, szczególnie w zakresie handlowym. Integracja obejmuje głównie techniczny aspekt funkcjonowania RB [3, 4]. Wymagana wielkość mocy w różnego rodzaju rezerwach jest traktowana jako ograniczenie techniczne przy tworzeniu dobowych planów koordynacyjnych. W dostawie usług uczestniczą głównie elektrownie systemowe, najwięksi odbiorcy mogą być wykorzystywani w bardzo ograniczonym stopniu. Cena za świadczenie usługi nie jest wyznaczana w cyklu aukcyjnym, lecz wycena opiera się albo na uproszczonym szacowaniu kosztów ponoszonych z tytułu świadczenia usługi (w przypadku regulacji pierwotnej i wtórnej), albo na stawkach wynegocjowanych w umowach dwustronnych (dla rezerwy interwencyjnej). Rezerwa pierwotna i wtórna wyceniana jest na podstawie cen za generację wymuszoną w źró-dłach, które wynikają z kalkulacji kosztowej i w praktyce są cenami regulowanymi. Ceny rezerw interwencyjnych są określane na podstawie stawek wynegocjowanych w rocznych umowach. Nie ma możliwości bieżącego mody-fikowania stawki w odniesieniu do aktualnej sytuacji systemowej. W praktyce nie ma więc aktywnej konkurencjidostawców rezerwy.

Mechanizm wymaga modernizacji, jeżeli dostawa usług ma być realizowana w warunkach konkurencji. Proponuje się decentralizację sposobu zarządzania usługami regulacyjnymi. W celu wykorzystania możliwości świadczenia usługi przez źródła rozproszone i odbiorców, celowe jest wprowadzenie podmiotów pośredniczących na rynku usług regulacyjnych. Zadaniem takich podmiotów jest agregowanie możliwości podmiotów rozproszo-nych i zarządzanie świadczeniem usługi. W naturalny sposób rolę takich podmiotów mogą realizować Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD). Proponuje się powołanie lokalnych rynków bilansujących, zarządzanych przez OSD i funkcjonujących jako uzupełnienie systemowego RB. Powołaniu lokalnych rynków bilansujących musi to-warzyszyć modyfikacja zasad funkcjonowania rynku systemowego.

Wielkość rezerw mocy, niezbędnych dla bezpiecznej pracy systemu, jest ściśle uwarunkowana możliwą do uzyskania dokładnością prognozy zapotrzebowania. Obecnie w scentralizowanej strukturze zarządzania usługami regulacyjnymi wielkości wymaganych rezerw są dostosowane do systemowej prognozy zapotrzebowania. Pro-wadzi to do zawyżenia tych wielkości. Stosowana obecnie centralna prognoza zapotrzebowania nie tylko zwięk-sza wymagane poziomy rezerw mocy, ale także nie tworzy warunków do wykorzystania innych niż po stronie wy-twórczej mechanizmów regulacyjnych. Brak mechanizmów stymulujących powoduje, że możliwości regulacyjne odbiorców w praktyce nie są wykorzystywane. Decentralizacja rynku może takie stymulanty spowodować.

Podaż różnych usług nie jest jednakowo rozproszona w systemie. Obecny niewielki udział generacji rozproszonej w całkowitej generacji w systemie powoduje, że dostępny zakres rezerw w regulacji pierwotnej i wtórnej jest skupiony w dużych elektrowniach systemowych. Decentralizacja rynku (przy obecnej strukturze wytwarzania) w zakresie regulacji pierwotnej i wtórnej nie przyniesie obecnie dużych korzyści. Sytuacja ulegnie

Zdecentralizowany model rynku regulacyjnych usług systemowych

16

jakościowej zmianie dopiero w miarę postępu w decentralizacji mocy wytwórczej. Wzrost udziału źródeł rozpro-szonych zwiększy podaż tych usług w obszarze zarządzania OSD.

Rozkład podaży usług w zakresie rezerwy interwencyjnej oraz możliwości bilansowania energii pomiędzy obszarem systemu przesyłowego a obszarami systemów dystrybucyjnych są bardziej zrównoważone. Proponuje się, aby decentralizacja bilansowania i pozyskania usług w pierwszym etapie dotyczyła tych działań regulacyj-nych. Większość efektów wdrożenia tych rynków można uzyskać przez wprowadzenie działań o charakterze organizacyjnym, a ich oczekiwanym efektem będzie wygenerowanie impulsów do wykorzystania możliwości regulacyjnych odbiorców i aktywnej roli OSD w procesie zarządzania bilansowaniem systemu.

Decentralizacja w zakresie pozyskania usług regulacyjnych dla rezerwy wtórnej będzie efektywnie możli-wa, jeżeli towarzyszyć jej będzie decentralizacja struktury regulacji wtórnej w systemie. Ze względu na znaczne koszty wdrożenia takich struktur celowość ich wdrożenia może być analizowana wówczas, gdy podaż tych usług w obszarach OSD znacząco wzrośnie. Realizacja drugiego etapu decentralizacji będzie warunkowana odpowied-nim rozwojem źródeł rozproszonych.

2. MODYFIKACJA FUNKCJONOWANIA SYSTEMOWEGO RYNKU BILANSUJĄCEGO

2.1. Zmiany w Rynku BilansującymW mechanizmach Rynku Bilansującego proponuje się wdrożyć następujące modyfikacje:• wycena usług w regulacji pierwotnej i wtórnej powinna być realizowana na podstawie mechanizmu

ofertowego, na podobnych zasadach jak jest pozyskiwana usługa bilansowania energii• wdrożenie łącznej optymalizacji zakupu energii bilansującej i regulacyjnych rezerw mocy• umożliwienie kupującym (odbiorcom, firmom obrotu i OSD) przyjmowania pozycji aktywnej w me-

chanizmach RB• umożliwienie OSD (i przedsiębiorstwom obrotu) świadczenia usługi rezerwy interwencyjnej (pośred-

niczenie w pozyskaniu usługi w obszarach sieci dystrybucyjnej).Ewolucja mechanizmów rynku w zakresie regulacji wtórnej może zmierzać w kierunku dalszej decentrali-

zacji, powiązanych z wprowadzeniem hierarchicznej lub pluralistycznej struktury regulacji wtórnej w systemie. Rozważanie tego etapu będzie możliwe w przypadku znaczącego rozwoju generacji rozproszonej w obszarach sieci dystrybucyjnych.

2.2. Mechanizm ofertowy w zakresie regulacji pierwotnej i wtórnejAktualnie Jednostki Grafikowe, oferujące regulację pierwotną i wtórną, nie składają ofert cenowych do-

tyczących tych usług. Cena za świadczenie usługi jest wyznaczana dla każdego podmiotu indywidualnie na pod-stawie kosztów generacji wymuszonej. Dostawcy usługi nie mają więc możliwości konkurencji cenowej. W celu stworzenia warunków dla takiej konkurencji proponuje się, by podmioty zobligowane do utrzymywania spraw-ności układów regulacji składały oferty cenowe na świadczenie usługi w cyklach dobowych, zsynchronizowanych ze składaniem ofert cenowych energii bilansującej na RB.

Zapotrzebowanie na wielkości rezerw w regulacji pierwotnej i wtórnej dla każdej godziny doby, podobnie jak obecnie, wyznaczane jest na podstawie kryteriów technicznych.

Wybór dostawców usługi realizowany jest w takim przypadku na podstawie aukcji ofert cenowych. Pro-ponuje się, by rozliczenie usługi dla każdego z dostawców odbywało się na podstawie ceny równowagi dla go-dziny handlowej. Ten sposób rozliczeń zwiększa skłonność uczestników rynku do składania ofert wynikających z rzeczywistych kosztów ponoszonych przez oferenta. By uniknąć sytuacji nadużywania pozycji rynkowej przez podmioty dominujące, proponuje się wprowadzenie górnego pułapu możliwej do zgłoszenia oferty rynkowej, uzależnionej od kosztów ponoszonych przez dostawcę usługi. Ze względu na skomplikowane zasady wyznaczania kosztów świadczenia usługi proponuje się, by górny pułap oferty cenowej dla Jednostki Grafikowej uzależnić odokreślanych na potrzeby RB kosztów generacji wymuszonej.

Podstawowym elementarnym przedziałem czasu, w którym obecnie prowadzone są rozliczenia za energię elektryczną w rozwiązaniach krajowych, jest godzina. Działanie regulacji sekundowej, minutowej jest w takich rozliczeniach często uśredniane i nie uwzględnia rzeczywistego udziału bloków w regulacji. W rozliczeniach energii bilansującej, wynikającej z wykorzystania regulacji sekundowej i minutowej, należy dążyć do wprowa-

Paweł Bućko / Politechnika Gdańska

17

dzenia częstszych niż godzinowe identyfikacji stanów systemu (np. w okresach kilkuminutowych). Wydaje się,że najbardziej uzasadnione byłoby wprowadzenie rozliczeń wg zasady ex post, na podstawie chwilowych identy-fikacji stanów systemu. Dla uproszczenia procesu rozliczeń ceny chwilowe mogą być integrowane w dłuższychokresach czasu, np. godzinach.

2.3. Łączna optymalizacja zakupu energii bilansującej i regulacyjnych rezerw mocyZakup wszystkich rezerw regulacyjnych oraz energii bilansującej powinien być realizowany na zasadzie

łącznej optymalizacji. Przyjętym kryterium powinna być suma wszystkich kosztów ponoszonych przez operatora RB. Obecnie stosowane kryterium prowadzi do minimalizacji kosztów pozyskania energii bilansującej (z uwzględ-nieniem kosztów generacji wymuszonej i kosztów uruchomień zespołów). Funkcja kryterialna po uzupełnieniu o składniki kosztów pozyskania usług regulacyjnych, posiada postać:

(1)

gdzie:OPChi – oferta cenowa i-tej jednostki grafikowej za świadczenie usługi rezerwy pierwotnej w godzinie hPjh – planowane wykorzystanie rezerwy pierwotnej i-tej jednostki grafikowej w godzinie hOWChi – oferta cenowa i-tej jednostki grafikowej za świadczenie usługi rezerwy wtórnej w godzinie hPjh – planowane wykorzystanie rezerwy wtórnej i-tej jednostki grafikowej w godzinie hOIChi – oferta cenowa i-tej jednostki grafikowej za świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej w godzinie hRIhi – planowane wykorzystanie rezerwy interwencyjnej i-tej jednostki grafikowej w godzinie hOFChik – cena ofertowa za wytwarzanie energii elektrycznej w k-tym paśmie oferty i-tej jednostki wytwórczej w godzinie hEhik – przyjęta do planu produkcja energii w k-tym paśmie oferty i-tej jednostki wytwórczej w godzinie hCWi – cena za wymuszone wytwarzanie energii elektrycznej przez i-tą jednostkę wytwórcząERhi – energia wprowadzona do systemu w czasie uruchamiania i-tej jednostki wytwórczej w godzinie h, w ilości wynikającej ze stanu początkowego rozruchu i odpowiedniej charakterystyki rozruchowejRZhi – zmienna decyzyjna (0 lub 1) reprezentująca rozruch i-tej jednostki wytwórczej ze stanu zimnego kończący się w godzinie hCUZi – cena za uruchomienie i-tej jednostki wytwórczej ze stanu zimnegoRChi – zmienna decyzyjna (0 lub 1) reprezentująca rozruch i-tej jednostki wytwórczej ze stanu ciepłego kończący się w godzinie hCUCi – cena za uruchomienie i-tej jednostki wytwórczej ze stanu ciepłegoRGhi – zmienna decyzyjna (0 lub 1) reprezentująca rozruch i-tej jednostki wytwórczej ze stanu gorącego kończą-cy się w godzinie hCUGi – cena za uruchomienie i-tej jednostki wytwórczej ze stanu gorącegoNO – liczba jednostek wytwórczych składających oferty bilansująceHk – liczba godzin objętych optymalizacją.

Korzyści z łącznej optymalizacji kosztów zakupu różnych usług regulacyjnych wykazywane są w analizach dotyczących różnych systemów energetycznych [1, 5, 6, 7].

2. 4. Aktywne uczestnictwo kupujących w Rynku BilansującymObecnie kupujący energię są na RB reprezentowani przez jednostki grafikowe pasywne. Umożliwienie

jednostkom grafikowym, przypisanym do uczestników RB zajmujących pozycje kupujących energię, aktywnegouczestnictwa w bilansowaniu ma dopuścić, aby te podmioty składały oferty zmniejszenia zapotrzebowania na energię, przy określonych w ofertach poziomach cen. Uwzględnienie w bilansowaniu energii ofert składanych przez kupujących będzie powodować ich wpływ na poziom wyznaczanych globalnych cen rozliczeniowych na RB

RPp

RWp


18

(cena CRO i pochodne). Oferty kupujących będą konkurencyjne w stosunku do wykorzystywanych teraz ofert jednostek wytwórczych. Poza wpływaniem na poziom cen na RB, aktywna pozycja jednostek grafikowych odbior-czych ma umożliwić firmom obrotu i spółkom dystrybucyjnym pośrednictwo w składaniu zagregowanych ofertregulacyjnych, pozyskanych od podmiotów rozproszonych w sieci rozdzielczej lub uczestniczących w grupach bilansujących.

2.5. Świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych i przedsiębiorstwa obrotu

Aktualnie usługę rezerwy interwencyjnej mogą pełnić elektrownie pompowe i gazowe (za pośrednictwem aktywnych Jednostek Grafikowych OSP) oraz odbiorcy końcowi (którzy zawarli umowę na świadczenie usługiz OSP). Ze względu na skalę systemowego Rynku Bilansującego, OSP jest skłonny zawierać umowy o dosta-wę usługi rezerwy interwencyjnej bezpośrednio z odbiorcami, którzy są gotowi oferować odpowiednio duże moce – obszar potencjalnych usługodawców zawęża się do największych odbiorców, posiadających możliwości techniczne dyspozycyjnego sterowania własnym poborem. Takie możliwości techniczne posiadają też średniej wielkości odbiorcy przemysłowi, ale ze względu na mniejsze oferowane moce nie mogą zawierać umów bezpo-średnio z OSP.

Proponuje się, aby umożliwić świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej przez firmy obrotu i OperatorówSystemów Dystrybucyjnych. Podmioty mogłyby oferować usługę w ilościach dostosowanych do skali RB, a odpo-wiednie moce udostępniałyby w wyniku agregacji możliwości podmiotów rozproszonych we własnych sieciach.

2.6. Decentralizacja pozyskania rezerwy wtórnejObecna struktura systemu oraz istniejące układy regulacyjne dostosowane są do centralnego pozyskania

usługi rezerwy wtórnej i jej wykorzystania przez systemowy regulator ARCM. Niewielki udział generacji roz-proszonej powoduje, że źródła te w większości pozostają poza centralną dyspozycją lub koordynacją przez OSP. W konsekwencji nie są wykorzystywane do świadczenia usługi rezerwy wtórnej, a funkcja ta w systemie jest w pełni realizowana przez duże elektrownie systemowe.

Jeżeli udział generacji rozproszonej będzie wzrastał, to należy rozważyć wykorzystanie możliwości tych źródeł do realizacji usługi rezerwy wtórnej. Efektywne wykorzystanie rozproszonych rezerw do regulacji wtórnej będzie możliwe w przypadku modyfikacji konfiguracji automatyki regulacji wtórnej w systemie. Obecny układ z jednym regulatorem centralnym może być zastąpiony układem z kilkoma regulatorami obszarowymi i jednym regulatorem centralnym, współpracującymi w układzie pluralistycznym lub hierarchicznym. Struktura plurali-styczna najbardziej odwzorowuje aktualne powiązania dotyczące organizacji towarowego rynku energii w KSE z rynkiem hurtowym i rynkami detalicznymi. Jak wykazano w [2], w przypadku wprowadzenia regulacji zdecentra-lizowanej, zorganizowanej w strukturze pluralistycznej, występują mniejsze konsekwencje w postaci przepływów energii regulacyjnej między obszarami regulacyjnymi i przy poprawnie zaplanowanej strukturze wydzielonych obszarów łatwiejsze jest zorganizowanie rynku energii, a w szczególności rozliczeń międzyobszarowych za prze-pływy energii. Aby osiągnąć ten efekt, konieczne jest posiadanie w każdym obszarze regulacyjnym odpowiednich rezerw regulacji wtórnej. Proces wdrożenia struktury zdecentralizowanej powinien być skorelowany z tempem decentralizacji wytwarzania energii w systemie. Decentralizacja pozwoli na efektywne wykorzystanie lokalnych rezerw regulacyjnych oraz będzie dodatkowym impulsem promującym dalszy rozwój generacji rozproszonej.

Należy jednak zwrócić uwagę, że modyfikacja struktury regulacji wtórnej wymagać będzie rozbudowy sys-temu transmisji danych i sygnałów regulacyjnych.

3. LOKALNE RYNKI BILANSUJĄCE

3.1. Zadania lokalnych rynków bilansującychProponuje się, by lokalne rynki bilansujące powstały w obszarach sieci zarządzanych przez OSD. Celem

takich rynków powinno być wykorzystanie lokalnych możliwości bilansowania energii ulokowanych u odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej, którzy nie są w centralnej koordynacji realizowanej przez OSP.

Efektem powołania takich rynków przez OSD powinno być pozyskanie możliwości aktywnej kontroli nie-zbilansowania obszaru, na potrzeby rozliczeń na systemowym Rynku Bilansującym, poprzez wykorzystanie ofert


19

bilansowania złożonych do OSD na rynku lokalnym. Konsekwencją powołania lokalnych rynków bilansujących powinno być przyznanie operatorom rynków lokalnych możliwości zgłaszania aktywnych ofert dla jednostek grafikowych takich uczestników systemowego RB. Operator rynku lokalnego może wtedy pełnić rolę pośrednikai jednostki agregującej w dostawie usługi bilansowania energii pomiędzy obszarami sieci rozdzielczych a syste-mowym RB.

W wyniku powołania lokalnego rynku bilansującego OSD uzyska możliwość zmniejszenia kosztów uczest-nictwa w systemowym RB oraz zgłaszania ofert bilansujących na rynek systemowy (wynikających z pozyskanych lokalnie ofert bilansowania). Na systemowym RB wykorzystywane będą oferty bilansowania zgłoszone przez operatorów rynków lokalnych, zgodnie z zasadami konkurencji ofert przyjętych na systemowym RB.

Proponuje się, aby w ramach lokalnych rynków bilansujących pozyskiwano usługę bilansowania energii oraz usługę rezerwy interwencyjnej. W chwili obecnej istnieją dostateczne środki techniczne świadczenia takich usług w obszarach sieci dystrybucyjnej. W przyszłości, gdy na rynkach lokalnych zwiększy się podaż innego ro-dzaju usług (głównie wskutek rozwoju generacji rozproszonej), należy rozszerzać zakres funkcjonowania tych rynków o inne rodzaje usług. Wprowadzenie rezerwy wtórnej jako usługi na rynku lokalnym będzie wymagało omawianej wcześniej decentralizacji struktury regulacji wtórnej.

3.2. Lokalne bilansowanie energiiUsługa lokalnego bilansowania energii będzie pozyskiwana na lokalnym rynku bilansującym na podsta-

wie ofert bilansujących, składanych przez odbiorców (oferta zmniejszenia poboru energii) i wytwórców (oferty zwiększenia i zmniejszenia produkcji w stosunku do pozycji kontraktowej) oraz przedsiębiorstwa obrotu (oferty zmiany poboru energii przez grupę bilansującą). Proponuje się, aby sposób formułowania ofert na rynku lokal-nym i optymalizacja ich wyboru przez operatora rynku lokalnego były analogiczne do zasad obowiązujących na systemowym RB.

Na rynku lokalnym proponuje się, aby uproszczone były zasady składania ofert, jeżeli chodzi o okresy czasowe ofertowania. Dopuszczalne powinno być składanie ofert o dłuższym okresie obowiązywania niż jedna doba. Projektując proces ofertowania, należy ograniczyć koszty organizacyjne potencjalnych uczestników ryn-ku. Szczególnie w odniesieniu do odbiorców konieczność dobowego ofertowania może utrudniać uczestnictwo w rynku.

Możliwość bieżącego wykorzystywania ofert bilansowania energii wymaga modyfikacji procedur dyspo-nowania mocą źródeł rozproszonych i odbiorców przez OSD. Efektywne wykorzystanie możliwości bilansują-cych wytwórców wymaga przekazania oferowanej mocy wytwórczej do dyspozycji OSD. Aktywacja usługi po-winna odbywać się w sposób uzgodniony z dyspozycją (automatyczne reagowanie na sygnały przesyłane z OSD lub dostęp do mocy na zasadzie telepoleceń). W przypadku odbiorców zgłaszających gotowość uczestniczenia w bilansowaniu energii możliwe jest zdalne (z OSD) sterowanie mocą wydzielonych odbiorników (zgodnie z ogól-nymi zasadami ustalonymi między OSD a odbiorcą) lub poprzez przesyłanie telepoleceń do odbiorcy. W przy-padku wykorzystywania oferty bilansującej odbiorcy celowe jest ustalenie zasad wcześniejszego powiadamiania odbiorców o potrzebie skorzystania z oferty przez OSD, z ustalonym w umowie dwustronnej wyprzedzeniem czasowym.

Część mocy wykorzystywana przez OSD po stronie odbiorców może być pozyskiwana poprzez procedury DSM. Rozliczenia za tak świadczoną usługę bilansowania energii pomiędzy OSD a odbiorcą, którego oferta jest wykorzystywana, mogą odbiegać od ogólnych zasad rozliczeń na lokalnym rynku bilansującym. Rozliczenia będą dostosowane do zasad przyjętych w stosowanych na danym obszarze strategiach sterowania stroną popytową.

3.3. Pozyskanie i wykorzystanie rezerw interwencyjnychUdostępnienie rezerwy interwencyjnej na rynku lokalnym powinno (podobnie jak na rynku systemowym)

być poprzedzone zawarciem terminowej umowy na świadczenie usługi między OSD a dostawcą. Rozliczanie świadczenia usługi (ze względu na prawdopodobnie rzadkie jej wykorzystywanie) powinno we wszystkich przy-padkach być realizowane na podstawie dwóch stawek negocjowanych z dostawcą usługi (ustalonych w umowie terminowej):

• za gotowość jej świadczenia (rozliczaną w okresie, kiedy moc regulacyjna jest dostępna do wykorzy-stania przez OSD)

• za wykorzystanie (rozliczane w odniesieniu do energii regulacyjnej, uzyskanej od dostawcy w wyniku celowego wykorzystania usługi przez OSD).


20

Pozyskanie gotowości świadczenia usługi powinno być realizowane na podstawie okresowych przetargów, organizowanych przez OSD w obszarze objętym lokalnym rynkiem bilansującym.

Dostawcą usługi rezerwy interwencyjnej na rynku lokalnym mogą być:• wytwórcy mający techniczne możliwości szybkiej dostawy mocy interwencyjnej do systemu (elek-

trownie gazowe, elektrownie wodne)• odbiorcy zgłaszający ofertę szybkiego zmniejszenia poboru energii• firmy obrotu pośredniczące w składaniu ofert uczestników rynku wchodzących w skład jednostek gra-

fikowych firmy obrotu.Umowy zawierane na świadczenie usługi rezerwy interwencyjnej powinny zawierać uzgodnione zasady

szybkiego dostępu do mocy oraz ewentualnie zasady wcześniejszego powiadamiania o konieczności skorzystania z mocy.

Do wykorzystania mocy interwencyjnej, zlokalizowanej u rozproszonych odbiorców, OSD może wykorzy-stywać strategie DSM.

Wykorzystując pozyskane na lokalnym rynku bilansującym oferty rezerwy interwencyjnej, operator rynku lokalnego może zgłaszać zagregowane oferty na systemowym RB. Rola OSD ograniczona będzie do pośrednicze-nia w świadczeniu usługi. Usługa rezerwy interwencyjnej będzie wykorzystywana w celu odbudowywania rezerw regulacji wtórnej.

Po ewentualnej decentralizacji struktury regulacji wtórnej rezerwy interwencyjne w pierwszej kolejności będą wykorzystywane do odtwarzania lokalnych rezerw mocy w regulacji wtórnej.

4. WPŁYW RYNKÓW LOKALNYCH NA RYNEK SYSTEMOWY USŁUG REGULACYJNYCH

Rynki lokalne powinny kreować konkurencyjną ofertę dla dostawców usług na systemowym RB. Operato-rzy rynków lokalnych, wykorzystując pozyskane na własnych rynkach oferty regulacyjne i agregując je do wielko-ści, które będą mogły być oferowane na rynku systemowym, stworzą ofertę konkurencyjną dla dotychczasowych dostawców usług. Przy proponowanej organizacji rynków konkurencyjna oferta usługi będzie dotyczyć głównie bilansowania energii i rezerwy interwencyjnej.

Lokalne wykorzystanie rezerw do bilansowania obszarowego pozwoli na obniżenie kosztów funkcjonowania podmiotów na systemowym RB (spadnie zapotrzebowanie na energię bilansującą na tym rynku). W kontekście funkcjonowania lokalnych rynków bilansujących istotne jest nie tylko wykorzystanie rozproszonych możliwości bilansowania, ale także możliwość uzyskiwania bardziej dokładnych prognoz zapotrzebowania niż w przypadku rynku systemowego. Wykorzystanie tych dwóch efektów powinno obniżyć globalne koszty bilansowania.

W proponowanej strukturze oczekuje się, że główny efekt będzie uzyskany poprzez wykorzystanie lokal-nych możliwości bilansowania, zaś transfer energii bilansującej na rynek systemowy będzie efektem dodatko-wym o mniejszej skali.

W opinii autora, aby zaproponować strukturę rynku regulacji wtórnej, konieczne jest uzyskanie możliwości lokalnego pokrycia popytu na usługę. Niepożądana jest sytuacja, gdy struktura rynków i alokacja mocy regulacyj-nej będzie wymagać dużych przepływów energii regulacyjnej: międzyobszarowych i między obszarami a rynkiem systemowym. Celem powołania lokalnych rynków powinno być wykorzystanie lokalnych rezerw regulacyjnych i wykreowanie impulsów do ich rozwoju.


21

BIBLIOGRAFIA1. Arroyo J.M., Galiana F.D., Energy and reserve pricing in security and network-constrained electricity markets, IEEE

Trans. on Power Systems, vol. 20, no. 2, 2005.2. Bućko P., Usługi systemowe w zdecentralizowanych układach regulacji wtórnej, Rynek Energii, nr 4 (89), 2010.3. Bućko P., Konkurencja w dostawie regulacyjnych usług systemowych, Rynek Energii, nr 2, 2008.4. Bućko P., Usługi regulacyjne w uwarunkowaniach wynikających z funkcjonowania Rynku Bilansującego, Archiwum

Energetyki, 2007, t. XXXVII, nr specjalny: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroener-getyce – APE07”, 2007.

5. Chen J., Thorp J.S., Thomas J.R., Mount T.D., Locational pricing and scheduling for an integrated energy-reserve market. Proceedings of the 36th Hawaii International Conference on System Sciences, IEEE, January 2003.

6. Chicco G., Gross G., Competitive acquisition of prioritizable capacity-based ancillary services, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 19, issue 1, Feb. 2004.

7. Korab R., Łączna optymalizacja energii bilansującej i operacyjnych rezerw mocy na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, Przegląd Elektrotechniczny, nr 9, 2006.


22Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik, Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Jacek KlucznikGdańsk / Polska

Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektro-techniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1999. Pięć lat później uzyskał tytuł doktor-ski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroener-getyki Politechniki Gdańskiej. Zajmuje się ukła-dami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową.

Krzysztof DobrzyńskiGdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w 1999 roku. Od roku 2005 jest pracownikiem Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej na stanowisku asystenta. Obszar zainteresowań to współpraca źródeł generacji rozproszonej z systemem elek-troenergetycznym, modelowanie matematyczne, sterowanie systemem elektroenergetycznym, instalacje inteligentne w budynkach.

Zbigniew LubośnyGdańsk / Polska

Zbigniew Lubośny ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w roku 1985. W roku 1991 obronił pracę doktor-ską, a osiem lat później uzyskał stopień doktora habilitowanego na tej samej uczelni. Od roku 2004 jest profesorem nauk technicznych. Obecnie za-trudniony na Politechnice Gdańskiej na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Obszar zainteresowań to modelowanie matematyczne, stabilność syste-mu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do sterowania systemem elektroener-getycznym, modelowanie i sterowanie elektrow-niami wiatrowymi.

23

MOŻLIWOŚCI APLIKACYJNE METODYKI SZACOWANIA MAKSYMALNEJ GENERACJI ROZPROSZONEJ

mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańskadr inż. Jacek Klucznik / Politechnika Gdańska

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP

Od kilku lat w Polsce obserwuje się relatywnie duże zainteresowanie inwestorów budową farm wiatro-wych. Ma to bezpośredni związek z dążeniem naszego państwa do spełnienia zobowiązań, które stanęły przed Polską wraz z przystąpieniem jej jako pełnoprawnego członka do struktury Unii Europejskiej. Zobowiązania te obligują między innymi do procentowo określonego udziału energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach, w odniesieniu do energii wytwarzanej w kraju. Z uwagi na istniejące aktualnie w Polsce uwarunko-wania, największe perspektywy rozwoju stoją dzisiaj przed energetyką wiatrową. Znajduje to potwierdzenie w liczbie składanych do polskiego operatora przesyłowego wniosków o wydanie zakresu ekspertyzy, czy w liczbie wydanych warunków przyłączeniowych. Taka perspektywa gwałtownego rozwoju energetyki wiatrowej stawia przed operatorem przesyłowym oraz operatorami dystrybucyjnymi wiele problemów do rozwiązania. Jednymi z głównych są możliwości przyłączenia tych źródeł do systemu elektroenergetycznego, gdzie parametrem okre-ślającym tę zdolność są dopuszczalne moce, jakie można do węzłów SEE przyłączyć.

Przedstawiana w artykule metodyka, ze względu na swoją ogólność, może zostać zastosowana nie tylko w przypadku generacji rozproszonej (w tym energetyki wiatrowej), ale również do rozważań o przyłączeniu in-nych źródeł energii elektrycznej (np. klasycznej elektrowni cieplnej).

2. ALGORYTM SZACOWANIA MAKSYMALNEJ MOCY ULOKOWANEJ W ŹRÓDŁACH GENERACJI ROZPROSZONEJ

Przyłączenie źródła energii elektrycznej do systemu elektroenergetycznego związane jest ze spełnieniem określonych wymagań dotyczących bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego. Wymagania te umocowane są w dedykowanych normach i dokumentach prawnych. Opierając się na nich, można określić kluczowe kryteria, które powinny zostać uwzględ-nione po przyłączeniu nowego źródła do systemu. Należy tu zauważyć, że kryteria te (ich liczba i rodzaj) silnie zależą od typu źródła i jego mocy zainstalowanej. Inne kryteria będą istotne dla przyłączenia źródła fotowoltaicznego do sieci niskiego napięcia (nN), a inne w rozważaniu przyłączenia farmy wiatrowej o mocy kilkudziesięciu MW do sieci wysokiego napięcia (WN). Zastosowane w algorytmie obliczeniowym kryteria decydują o jego uniwersalności. W prezentowanym algorytmie wykorzystuje się następujące kryteria oceny wpływu źródła energii na system elektromagnetyczny:

• zawartość harmonicznych w prądzie i napięciu• wahania mocy czynnej, a co za tym idzie wahania częstotliwości w systemie oraz wahania mocy wymiany• wartości parametrów zwarciowych• stabilność lokalna• stabilność globalna• jakość energii w zakresie wahań napięcia i migotania krótko- i długookresowego• obciążenie gałęzi systemu elektroenergetycznego.

Możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozproszonej

Streszczenie

W artykule przedstawiono możliwości aplikacyjne metodyki szacowania maksymalnej generacji rozpro-szonej. Temat ten jest jednym z przykładowych rozwiązań problemu, który stoi dzisiaj przed operatorem systemu

przesyłowego oraz przed operatorami systemów dys-trybucyjnych, a związany jest z prognozowanym dużym nasyceniem energetyką wiatrową w najbliższych latach.

24

Zastosowanie algorytmu prowadzi do określenia, jaką moc można przyłączyć w wytypowanych węzłach systemu przy zastosowaniu danych typów źródeł energii elektrycznej. Do określenia tej mocy wykorzystywana jest funkcja celu, której kształt zależy od tego, czy moc szacowana jest w pojedynczym, czy w wielu węzłach:

W przypadku szacowania mocy dla pojedynczego węzła funkcja celu przyjmuje następującą postać

(1) ,minw j wK k

, , ,1

n

j w i w i wi

k

gdzie:Kw – wartość funkcji celu w w-tym węźle j – j-ta konfiguracja zależna od parametrów wejściowych, np. od typu źródłai – i-te kryterium w – w-ty węzeł, w przypadku szacowania maksymalnej mocy w wybranym węźle w = 1kj,w – wartość funkcji celu dla j-tej konfiguracji w w-tym węźle αi,w – waga i-tego kryterium optymalizacji w w-tym węźle ξi,w – funkcja kryterialna, której kształt zależy od i-tego kryterium w w-tym węźle.W efekcie poszukiwana jest maksymalna wartość mocy Pmax, jaką można przyłączyć w wytypowanym węźle w:

(2) , max ,j w wk f P j

Z kolei w przypadku szacowania mocy w n-węzłach funkcja celu ma następującą postać:

(3) minl lH h

1

m

l ww

h K

gdzie:l – wariant obliczeniowy, zależny od liczby przyjętych w analizie węzłów, lokalizacji tych węzłów oraz kry-

teriówhl – suma, na którą składają się wartości funkcji celu Kw (1) wyznaczane w rozważanych węzłachm – liczba węzłów branych pod uwagę w analizie.Z wykorzystaniem funkcji celu (3) poszukiwana jest sumaryczna moc PMAX , równa sumie maksymalnych

wartości mocy Pmax uzyskanych w danym wariancie l, w rozważanych węzłach w:

(4) ,l MAXh f P l

Funkcja celu (1) wykorzystana w prezentowanym algorytmie równa jest sumie iloczynów funkcji kryterial-nych ξ oraz funkcji wagi α, zdefiniowanej następująco:

(5)

, ,

2, , , ,

, , , ,, ,

0 dla

dla

i w i w

i w i w i w i wi w i w i w i w

i w i w

a

ab a c

c

gdzie:ai,w, bi,w, ci,w – parametry funkcji wag dla i-tego kryterium.

Ogólna struktura algorytmu szacowania mocy została zaprezentowana na rys. 1. Struktura ta przewiduje określenie wielu parametrów wejściowych, których celem jest zdefiniowanie wariantu, dla jakiego chcemy prze-prowadzić analizę.

Krzysztof Dobrzyński, Jacek Klucznik, Zbigniew Lubośny / Politechnika Gdańska

25

Rys. 1. Ogólna struktura algorytmu szacowania maksymalnej mocy (mapa oddaje podział kraju na oddziały spółek dystrybucyjnych)

3. MOŻLIWOŚCI APLIKACYJNE METODYKI SZACOWANIA MAKSYMALNEJ MOCY GENERACJI ROZPROSZONEJ

Realizacja algorytmów, takich jak algorytm prezentowany w niniejszym referacie, odbywa się aktualnie z wykorzystaniem specjalistycznych programów obliczeniowych, które służą do modelowania i symulacji pracy systemów elektroenergetycznych. Przy czym może się to odbyć na dwa następujące sposoby:

a) Realizacja algorytmu w programie obliczeniowymWiększość środowisk obliczeniowych daje możliwość sterowania procesem obliczeń za pośrednictwem wewnętrznego języka programowania1. Z wykorzystaniem zdefiniowanej składni i wbudowanych funkcjiużytkownik może w określonym zakresie wpływać na proces obliczeń, a także realizować swoje algo-rytmy działania. Zakres możliwych do realizacji obliczeń zależy tu od cech środowiska obliczeniowego. Wadą takiego rozwiązania jest kłopotliwa obsługa, jeżeli program przed uruchomieniem wymaga usta-wienia dużej liczby parametrów. Wówczas wskazana jest przynajmniej podstawowa znajomość przez użytkownika wewnętrznego języka programowania. Przy czym w dalszym ciągu obsługa takiego pro-gramu jest mało komfortowa.

Kryteria • Zawartość harmonicznych• Regulacja mocy i częstot.• Poziom wielkości zwarc.• Stabilność lokalna• Stabilność globalna• Stabilność napięciowa• Zmiany napięcia• Dopuszczalne obc. el. SEE

Parametry wejściowe • Struktura systemu• Punkt pracy systemu• Istniejąca GR w systemie• Ograniczenia techniczne systemu• Typ źródła energii elektr.• Wariant 1-węzłowy, n-węzłowy• Stopień ważności węzłów• Gradacje węzłów

ALGORYTM

FUNKCJA CELU

Pmax

1 Np. w środowisku Pslf dostępny jest język programowania Epcl, w środowisku Plans dostępne są makropolecenia, w środowisku DIgSilent język programowania DPL.


26

b) Wykorzystanie programu obliczeniowego jako środowiska do przeprowadzenia obliczeńInnym sposobem realizacji własnego algorytmu jest wykorzystanie programu obliczeniowego jako śro-dowiska do przeprowadzenia obliczeń. W takim przypadku przygotowanie danych, ustalenie parame-trów wejściowych i sterujących oraz prezentacja wyników może odbyć się w zewnętrznym programie, zrealizowanym w dowolnym języku programowania, np.: C, C++, Visual Basic, Java. Warunkiem jest tu możliwość zaktywowania podprogramu napisanego w wewnętrznym języku programowania śro-dowiska obliczeniowego z linii poleceń systemu operacyjnego Windows2. Dzięki takiej realizacji użyt-kownik końcowy nie musi znać środowiska obliczeniowego, a jego działania ograniczają się jedynie do obsługi zewnętrznego programu.

Na rys. 2 przedstawiono strukturę współpracy dedykowanego programu zewnętrznego ze środowiskiem obliczeniowym.

2 Brany jest tu pod uwagę tylko system operacyjny Windows.

Rys. 2. Struktura współpracy zewnętrznego programu ze środowiskiem obliczeniowym

c) Realizacja algorytmu i procesu obliczeniowego w zewnętrznym programieTakie rozwiązanie pozwala w pełni dostosować zadaniowość oprogramowania do potrzeb użytkownika końcowego, ale wymaga dużego nakładu pracy w stworzenie takiego oprogramowania.

4. PRZYKŁADOWA APLIKACJA WYKORZYSTUJĄCA METODYKĘ SZACOWANIA MAKSYMALNEJ MOCY GENERACJI ROZPROSZONEJ

Przykładowa realizacja aplikacyjna metodyki szacowania maksymalnej mocy została zrealizowana z udzia-łem zewnętrznego programu jako programu sterującego. Został on stworzony z wykorzystaniem języka pro-gramowania Visual Basic Express. Jako środowiska obliczeniowego użyto platformy Plans. Schemat wymiany informacji przedstawiono na rys. 3.

Parametry wejściowe

Aplikacja zawierająca:Algorytm

Szacowania Maksymalnej

Mocy

Silnikobliczeniowy

Wyniki

Model

+ ΔPGRi

Wynikiobliczeń


27

Rys. 3. Struktura wymiany informacji w przykładowej aplikacji szacowania maksymalnej mocy generacji rozproszonej

W prezentowanej aplikacji jako program obliczeniowy wykorzystano program Plans, w związku z czym funkcja celu nie mogła uwzględniać kryteriów, które wyznaczane są z udziałem obliczeń dynamicznych (program Plans umożliwia tylko obliczenia statyczne).

Pracę z aplikacją rozpoczyna się od wczytania modelu systemu elektroenergetycznego w formacie *.KDM3. Następnie wskazuje się katalog roboczy oraz ścieżkę dostępu do pliku uruchomieniowego programu Plans. W kolejnym kroku istnieje możliwość uwzględnienia istniejących źródeł generacji rozproszonej, które nie zostały wcześniej zamodelowane we wczytanym modelu systemu. Odbywa się to z wykorzystaniem przygotowanego wcześniej przez użytkownika pliku tekstowego, gdzie określa się węzły przyłączeniowe, moce źródeł, typy źródeł oraz współczynniki mocy, z jakimi te źródła pracują. Dzięki takiemu podejściu użytkownik może, tworząc wiele plików z różnymi konfiguracjami, uzyskać w prosty sposób możliwość wykorzystania wielu wariantów rozłożeniaistniejącej generacji rozproszonej. Takie podejście z istniejącymi źródłami energii wykorzystuje się np. w przy-padku wykonywania ekspertyz przyłączeniowych farm wiatrowych, gdzie poszczególne warianty obliczeniowe różnią się między innymi ze względu na nasycenie farmami wiatrowymi.

Kolejnym krokiem jest wybór warunków kryterialnych, które powinny zostać uwzględnione w funkcji celu. Jednocześnie przez zmianę wartości parametrów funkcji wagi (5) różnicuje się wpływ poszczególnych warunków kryterialnych na wartość funkcji celu. Następnie wskazywane są węzły (lub węzeł), w których zakłada się przyłą-czenie nowych źródeł. Wskazane węzły można podzielić na dwie grupy węzłów, charakteryzujące się stopniem ważności I i II. Węzły o stopniu ważności I są analizowane w pierwszej kolejności, przy czym szacowanie mocy dla tych węzłów trwa do osiągnięcia dopuszczalnej lub określonej wartości mocy. Po tym następuje szacowanie mocy w węzłach stopnia II. Oprócz podziału węzłów na stopnie ważności można ustalić kolejność, w jakiej na-stępuje zwiększanie mocy (opcja gradacji węzłów).

W kolejnym kroku użytkownik decyduje o sposobie zatrzymania symulacji. Możliwe są tu trzy następujące sposoby zatrzymania analizy:

Kryteria (ograniczenia)• dop. obc. gałęzi• dop. poziomy napięć• migotanie• itp.

Założenia dodatkowe• Węzły• parametry źródeł GR• analiza n-1• stopniowanie• gradacja• Pmax w systemie• Pmax w węźle

Plans+

makra

+ ΔPGRi

Wynikiobliczeń

Wyniki

Dane rozpływowe

*.KDM

3 Format pliku wykorzystywany przez frogram Plans.


28

• Po przekroczeniu dowolnego warunku kryterialnego W analizie 1-węzłowej jest to jednoznaczne z zakończeniem obliczeń. W przypadku analizy wielowęzło-wej po wystąpieniu przekroczenia dowolnego kryterium z analizy wyłączany jest węzeł, którego dotyczy kryterium, a w przypadku ogólnego charakteru kryterium (tak jak np. obciążenie gałęzi see) węzeł ma-jący największy wpływ na przekroczone kryterium.

• Po osiągnięciu ustalonych mocy dla poszczególnych węzłów Algorytm umożliwia określenie indywidualnie dla każdego węzła wartości mocy, która nie powinna zostać przekroczona. Jest to szczególnie przydatne, kiedy użytkownik wie, jakie są moce znamionowe poszczególnych źródeł, a do ustalenia pozostają miejsca ich przyłączenia. Dzięki temu można prze-analizować różne miejsca przyłączenia i na podstawie otrzymanych przebiegów wartości związanych z poszczególnymi kryteriami oraz na podstawie wartości funkcji celu – określić najodpowiedniejsze miejsca przyłączenia.

• Po osiągnięciu sumarycznej mocy określonej dla wszystkich węzłów W tym przypadku określana jest jedna wartość mocy stanowiąca sumę dla wszystkich węzłów. Analiza zostaje zatrzymana, gdy suma mocy rozważanych źródeł osiągnie zdefiniowaną wartość.

Kolejnym parametrem wejściowym jest określenie obszaru systemu, który zostanie uwzględniony w anali-zie. Jest to celowe w przypadku, w którym rozważane jest przyłączenie źródeł w określonym obszarze, np. w jed-nym oddziale Spółki Dystrybucyjnej (SD). Wówczas wskazane jest zawężenie analizowanego obszaru do danego oddziału i ewentualnie do oddziałów bezpośrednio sąsiadujących.

Następnie określane są typy źródeł energii elektrycznej w analizowanych węzłach. Z typami źródeł powią-zane są dane dotyczące harmonicznych prądów wprowadzanych przez źródło oraz parametry związane z jakością energii elektrycznej (pozwalające wyznaczyć wskaźniki jakości energii, takie jak np. migotanie). Poszczególne dane przechowywane są w plikach tekstowych, więc użytkownik w prosty sposób może wprowadzić do programu nowy typ źródła. Dodatkowo podaje się wartość współczynnika mocy, z jakim pracuje źródło, oraz sposób pracy punktu gwiazdowego transformatora łączącego źródło z siecią WN. Ponadto w każdym analizowanym węźle można określić wartości współczynników migotania krótko- i długookresowych, które występują przed przyłą-czeniem analizowanego źródła.

Kolejny krok pozwala uwzględnić w procesie szacowania stany ‘n-1’, gdzie użytkownik może wskazać gałę-zie, które mają podlegać wyłączeniom.

Po ustaleniu parametrów wejściowych opisanych powyżej następuje uruchomienie procesu symulacji, któ-rego przebieg polega na cyklicznym uruchamianiu środowiska Plans. W każdym takim cyklu o ∆P zwiększana jest moc w kolejnym węźle podlegającym analizie, wykonywane są obliczenia oraz przekazywane dane do programu sterującego.

Efektem końcowym przeprowadzonej analizy jest prezentacja wyników, która zawiera wiele informacji, w tym między innymi:

• zmiany wartości związanych z uwzględnionymi warunkami kryterialnymi, w funkcji zmian mocy indywi-dualnie dla każdego analizowanego węzła

• moce uzyskane w poszczególnych węzłach• wartości funkcji celu w poszczególnych węzłach i wartość funkcji celu dla wszystkich węzłów• przyczynę zatrzymania analizy dla danego węzła (przekroczenie warunku kryterialnego lub osiągnięcie

narzuconej mocy)• listę gałęzi najbardziej obciążonej w każdym kroku analizy• węzły o minimalnym i maksymalnym napięciu.

Oprócz postaci tekstowej wyniki prezentowane są również w postaci graficznej. Na rys. 4 przedstawionoprzykładowy wykres radarowy, przedstawiający zmiany uwzględnionych kryteriów, które na wykresie oznaczone zostały numerami.


29

BIBLIOGRAFIA

4 Z wykorzystaniem proponowanego tutaj programu Plans można wykonać obliczenia statyczne. Chcąc wykonać obliczenia obejmujące pełen standar-dowy zakres wykonania ekspertyzy, powinno się również wykonać obliczenia na modelu dynamicznym. Można to osiągnąć, stosując zamiast programu Plans inne środowisko obliczeniowe, dające możliwość obliczeń dynamicznych, np. platformę Pslf.

Wartości kryterialne wyrażane są tu w wartościach względnych, a poszczególne znaczniki oznaczają:• – wartość początkowa danego kryterium• × – wartość otrzymana na końcu procesu szacowania• – powyżej tej wartości dane kryterium zaczyna wpływać na funkcję celu• ◊ – wartość graniczna danego kryterium.Z wykresu wynika, że proces szacowania mocy dla rozważanego węzła został zatrzymany z powodu kry-

terium z nr. 11 (kryterium dotyczące obciążenia gałęzi w SEE). Z wykresu łatwo można również odczytać, jak zmieniły się wartości poszczególnych kryteriów oraz jak daleko znajdują się one od ich wartości granicznych.

5. PODSUMOWANIE

Potencjalny, gwałtowny rozwój energetyki wiatrowej zmusza operatora przesyłowego oraz operatorów dys-trybucyjnych do intensywnych działań, zmierzających do ustalania możliwości przyłączeniowych nowych mocy wy-twórczych w określonych miejscach systemu. Ostatnie zmiany przepisów, nakładające ciężar wykonania ekspertyz przyłączeniowych na operatorów, spowodowały, że mają oni w zasadzie dwie drogi uzyskania takich ekspertyz. Pierwsza to zlecenie ekspertyzy firmie zewnętrznej, druga to wykonanie jej własnymi siłami. Prezentowana tu me-todyka szacowania maksymalnej mocy oraz aplikacja oparta na tej metodyce stanowią narzędzie, które może być pomocne w procesie przyłączania kolejnego źródła energii elektrycznej do systemu elektroenergetycznego. Z jed-nej strony można aplikację wykorzystać do wykonania automatycznych obliczeń na potrzeby ekspertyzy4, z drugiej można przeprowadzić weryfikację wyników otrzymanych przez instytucję zewnętrzną wykonującą ekspertyzę.

1. Dobrzyński K., Metodyka szacowania maksymalnej generacji rozproszonej ulokowanej w elektrowniach wiatrowych, rozprawa doktorska w przygotowaniu.

2. Dobrzyński K., Lubośny Z., Metodyka szacowania maksymalnej generacji rozproszonej ulokowanej w elektrowniach wiatrowych, XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE ’05”, 8–10 czerwca 2005, Gdańsk–Jurata.

3. Lubośny Z., Elektrownie wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2006.4. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.5. Kundur P., Power System Stability and Control, McGraw Hill, Inc. 1993.6. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.7. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej.

Rys. 4. Przykładowy wynik szacowania maksymalnej mocy, jaką można przyłą-czyć do pojedynczego węzła SEE


30Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-HutniczaGrzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

Autorzy / Biografie

Zbigniew HanzelkaKraków / Polska

Profesor w Instytucie Automatyki Napędu i Urządzeń Przemysłowych AGH. Autor i współautor ponad dwustu artykułów i rozdziałów w książkach. Redaktor czasopisma „Electrical Power Quality & Utilization”. Obszar zainteresowań autora obej-muje jakość energii elektrycznej, a w szczególności redukcję negatywnego oddziaływania statycznych przekształtników na sieć zasilającą. Członek komi-tetów naukowych wielu międzynarodowych i narodowych konferencji, organizacji technicz-nych, tj. IEC, UIE, CIGRE, PKN, Komitetu Elektro-techniki PAN. Przewodniczący Komitetu Naukowo--Technicznego SEP ds. Jakości Energii Elektrycznej.

Grzegorz BłajszczakWarszawa / Polska

W latach 1984–1994 pracownik naukowy kolejno na Politechnice Warszawskiej, politechnice w Budapeszcie i na Uniwersytecie Rand Afrikaans w Johannesburgu. Specjalista ds. współpracy z zagranicą w Energoprojekcie-Warszawa SA (1994–1995), menedżer ds. napędów i rezerwowe-go zasilania we francuskiej firmie Schneider Electric(1995–1996), zastępca dyrektora ds. szkoleń i wdrożeń w Europejskim Oddziale Sterowania Pro-cesami firmy Westinghouse Electric (1996–1999).Od 1999 roku zatrudniony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych, obecnie PSE Operator SA, gdzie zajmował się usługami systemowymi, następnie rozliczeniami międzynarodowej wymiany energii, a obecnie zajmuje się wdrażaniem nowych technologii oraz jakością energii i zarządzaniem mocą bierną. Jest członkiem m.in.: SEP, IEEE, CIGRE, Eurelectric, KT w PKN, Komitetu NOT ds. Gospodarki Energetycznej, Polskiego Komitetu Jakości i Efektywnego Użytkowania Energii Elek-trycznej. Jest rzeczoznawcą w dziedzinie jakości energii elektrycznej, a także autorem ponad stu publikacji naukowych i technicznych.

31

KONCEPCJA SYSTEMU BONIFIKAT DLA ODBIORCÓW ZA NIEDOTRZYMANIE PRZEZ DOSTAWCĘ WYMAGANEGO POZIOMU JAKOŚCI NAPIĘCIA

prof. dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-Hutniczadr inż. Grzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

1. OCENA POZIOMU JAKOŚCI NAPIĘCIA

Poziom jakości napięcia, który ma być zapewniony przez dostawcę energii, jest określony w przepisach prawnych (np. [4]) za pomocą zbioru wyróżnionych wskaźników. Przepisy te nie określają jednakże konsekwencji wynikających z niedotrzymania tych parametrów. Nie ma też narzędzi ułatwiających uruchomienie efektywne-go mechanizmu benchmarkingu w dziedzinie jakości napięcia. Istniejące wskaźniki czynią ten proces trudnym, a uzyskane wyniki są niejednoznaczne, co wykazał pierwszy polski raport banchmarkingowy [2].

1.1. Całkowity wskaźnik jakości napięciaProponuje się wprowadzenie zagregowanego, całkowitego wskaźnika jakości napięcia CWJU, wyznacza-

nego na podstawie zbioru tradycyjnych (zgodnie z obecnym brzmieniem rozporządzenia „systemowego” [4]) miar liczbowych poszczególnych zaburzeń. Byłby on wyznaczany na podstawie zbieranych w czasie jednego tygodnia pomiarów przekroczeń dopuszczalnych poziomów przez miary liczbowe, opisujące różne zaburzenia o charakterze ciągłym: wolne zmiany, wyższe harmoniczne, asymetrię oraz wahania napięcia. Istnieje możliwość rozszerzenia tego wskaźnika, tak aby objął w przyszłości również ocenę zdarzeń w napięciu. Wskaźnik CWJU jest wyznaczany na podstawie względnych wartości miar liczbowych poszczególnych zaburzeń, odniesionych do ich poziomów dopuszczalnych. Jeżeli wszystkie wskaźniki zaburzeń są mniejsze niż 1, wskaźnik CWJU jest równy wartości maksymalnej ze zbioru wskaźników poszczególnych zaburzeń.

4321 ,,,max WWWWCWJU (1)

Jeżeli jeden lub więcej wskaźników przekracza 1, CWJU jest równy 1 plus suma przekroczeń poziomów dopuszczalnych. Gdy N zaburzeń przekracza poziomy dopuszczalne, wartość CWJU jest równa:

N

iiiU WkCWJ

11 (2)

Fakt, że szkodliwy wpływ jest zależny od rodzaju zaburzenia i odbiorników podlegających ich oddziały-waniu, może być uwzględniony poprzez współczynniki wagowe ki, odniesione do poszczególnych przekroczeń. Każdy współczynnik wagowy może przyjmować wartość z przedziału od 0 do 1 i może być negocjowany pomiędzy stronami: dostawcą i odbiorcą energii. Wartość wskaźnika CWJU jest podstawą określenia klasy jakości napięcia w rozważanym punkcie pomiaru: klasy Z (zadowalającej, CWJU < 1), G (granica akceptacji, CWJU = 1) lub klasy NZ (niezadowalającej, CWJU > 1).

Streszczenie

W artykule przedstawiono propozycję wprowadze-nia całkowitego (zagregowanego) wskaźnika, wyznacza-nego na podstawie zbioru tradycyjnych miar liczbowych poszczególnych zaburzeń, jako punktowej i systemowej miary liczbowej jakości napięcia. Na jego podstawie wyróżniono trzy klasy jakości: Z, G i NZ. Zdaniem au-torów ich wprowadzenie ułatwi analizę porównawczą pomiędzy wyróżnionymi elementami krajowego systemu

elektroenergetycznego, tzn. pomiędzy rejonami w ramach jednego operatora, pomiędzy różnymi operatorami oraz pomiędzy oddziałami w ramach sieci operatora przesy-łowego. Zaproponowano dwa poziomy regulacji jakości napięcia i system bonifikat: (a) – lokalny, uwzględniającywzajemne oddziaływania dostawcy i odbiorcy energii w punkcie wspólnego przyłączenia, oraz (b) – systemowy.

Koncepcja systemu bonifikat dla odbiorców za niedotrzymanie przez dostawcę wymaganego poziomu jakości napięcia

32

1.2. Obliczenie składowych całkowitego wskaźnika jakości napięcia

Wskaźnik wolnych zmian napięcia W1 = WU Jeżeli ΔT[%] > 95, gdzie ΔT[%] jest wyrażonym w procentach tygodnia czasem, podczas którego napię-

cie zawarte jest w dopuszczalnym – postanowieniami rozporządzenia systemowego lub umową przyłączeniową – przedziale zmian, tzn. (Umin – Umax), wówczas:

wzrostredukcjaU UUW ,max (3)

dółwodchylenieU

dółwodchylenieUredukcjaU

,

max,

góręwodchylenieU

góręwodchylenieUwzrostU

,

max,

(4)

τΔUmax, odchylenie w dół

(τΔUmax, odchylenie w górę) – maksymalne zarejestrowane odchylenie napięcia w dół (w górę) od wartości znamiono-wej lub deklarowanej spośród trzech wartości fazowych lub międzyfazowych, zmierzonych w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10 min, PN EN 61000--4-30)

τΔU, odchylenie w dół

(τΔU, odchylenie w górę) maksymalna dopuszczalna redukcja napięcia w dół, która zgodnie z [4] w sieciach WN wynosi: –10%; oraz dopuszczalny wzrost napięcia w sieciach 110 i 220 kV: +10%, a w sieciach 400 kV: +5%

Odchylenia wyznaczane są na podstawie zależności:

C

CU U

UU (5)

U – zmierzona wartość skuteczna napięcia uśredniona w czasie 10 minUc – deklarowana lub znamionowa wartość skuteczna napięcia (zgodnie z postanowieniami umowy przyłączenio-wej lub rozporządzeniem systemowym [4]).

Względna wartość wskaźnika WU równa 1 oznacza, że miara statystyczna zaburzenia jest na granicy akcep-tacji, wartość większa od 1 – przekroczenie poziomu dopuszczalnego, mniejsza od 1 – wymagania jakościowe są spełnione. Dotyczy to wszystkich podanych dalej miar liczbowych jakości napięcia. Na tej podstawie poziom przekroczenia:

(6) 11 UU WWW

Jeżeli ΔT[%] < 95 wówczas: ΔW1 =Δ W1 = 0. W przypadku przyjęcia w regulacjach percentyla CP99 (np. zgodnie z EN 50160:2010), w miejsce 95 należy wstawić 99.

Wskaźnik odkształcenia napięcia W2 = WH

,...,,,max 432 FFFWW THDUH (7)

(8)

ydopuszczapoziomTHDU THD

THDWln

40...,3,2ln,

95,

hyszczapoziom dopuh

CPhh U

UF

THDCP95 – maksymalna wartość percentyla CP95 współczynnika THD spośród trzech wartości fazowych (międzyfazowych), zmierzonych w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10-minutowa)

Zbigniew Hanzelka / Akademia Górniczo-HutniczaGrzegorz Błajszczak / Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

33

THD poziom dopuszczalny – graniczna wartość współczynnika THD zgodnie z rozporządzeniem systemowym lub kon-traktem (w sieciach przesyłowych THD poziom dopuszczalny = 3% [4])

Uh,CP95 – maksymalna wartość percentyla CP95 harmonicznej h. rzędu spośród trzech wartości fazowych (międzyfazowych), zmierzona w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10-minutowa)

Uh, poziom dopuszczalny – poziom dopuszczalny harmonicznej h-tego rzędu zgodnie z rozporządzeniem systemo-wym lub umową przyłączeniową.

Na tej podstawie:

11 HH WWW (9)

Wskaźnik asymetrii napięcia W3 = WASY

)2(

ln

)2(95

ydopuszczapoziom

CPASY K

KW (10)

KCP95 – percentyl CP95 współczynnika asymetrii dla składowej przeciwnej, zmierzony w rozważanym punkcie sieci w przyjętym czasie oceny (wartość średnia 10 min)

Kpoziom dopuszczalny – poziom dopuszczalny współczynnika asymetrii dla składowej przeciwnej (w sieciach przesyło-wych Kpoziom dopuszczalny = 1% [4]),

Na tej podstawie:

13 ASYASY IWW (11)

Wskaźnik wahań napięcia W4 = WWN

dopuszczalnypoziomLT

CPLTPLT P

PW

,

95, (12)

PLT, CP95 – maksymalna wartość percentyla CP95 współczynnika PLT spośród trzech wartości fazowych (międzyfazo-wych), zmierzonych w rozważanym punkcie sieci, w przyjętym czasie oceny

PLT, poziom dopuszczalny – poziom dopuszczalny współczynnika PLT (w sieciach przesyłowych PLT, poziom dopuszczalny = 0,8 1.[4])

Na tej podstawie:

14 PLTPLT WWW (13)

2. SYSTEM BONIFIKAT

Proponuje się wprowadzenie dwóch poziomów regulacji:1. lokalny poziom regulacji, uwzględniający wzajemne oddziaływania dostawcy i odbiorcy energii w PWP2. systemowy poziom regulacji.


(2)

(2)

(2)

34

2.1. Lokalny poziom regulacjiRegulacje lokalne powinny uwzględniać wymagania zarówno czułych odbiorników, które potrzebują szcze-

gólnej jakości napięcia, jak i koncentrować się na odbiorcach zaburzających, w odniesieniu do których wyma-gane są mechanizmy kontroli ich poziomów emisji. Wzajemne oddziaływanie jest opisane miarami liczbowymi w umowie na dostawę energii. Dla punktów pomiarowych klasy NZ należy przeprowadzić analizę lokalizacji źró-dła zaburzenia i wskazać jednoznacznie sprawcę przekroczenia dopuszczalnego poziomu jakości.

Następny krok procedury obejmuje uzgodnienie dla sprawcy tzw. ścieżki poprawy, zgodnie z którą w okre-ślonym czasie (np. roku czy dwóch lat, zależnie od trudności technicznych) powinien zostać osiągnięty, w rozwa-żanym punkcie sieci, stan jakości klasyfikujący go do kategorii jakości Z (rys. 1). Tempo dochodzenia do pozio-mów referencyjnych jest więc różne, zależnie od stanu zastanego w roku początkowym.


Kontrola oparta jest na pomiarze w punkcie wspólnego przyłączenia. Dostawca energii przeprowadza po-miary w wybranych stałych punktach sieci zasilającej za pomocą zainstalowanych przyrządów pomiarowych. Miernik rejestruje wartości skuteczne napięć, poziom wahań, harmoniczne, asymetrię napięcia oraz dostarczoną energię z czasem uśredniania 10 min. Przekroczenie poziomów dopuszczalnych, zgodnie ze „ścieżką poprawy”, powoduje opłatę karną, którą dostawca uiszcza odbiorcy. Wysokość tej opłaty zależna jest od stopnia przekro-czenia poziomu dopuszczalnego i wartości energii dostarczonej w warunkach złej jakości zasilania. W kolejnych latach, zgodnie ze „ścieżką poprawy”, regulator/operator dokonuje porównania istniejących poziomów jakości z poziomami docelowymi i jeżeli nastąpiła poprawa jakości w stopniu większym niż wymagany, wzmacnia czynnik motywacyjny, np. redukując do X% wysokość bonifikaty płaconej na rzecz odbiorcy. Przedstawiony mechanizmregulacyjny, oparty na karze i nagrodzie, motywuje operatorów do szybkich interwencji w poprawę jakości na-pięcia, a odbiorców do nieprzekraczania poziomów emisji uzgodnionych z dostawcą energii.

Wahania napięciaW przypadku przekroczenia poziomu dopuszczalnego wahań napięcia opłata karna jest wyznaczana na

podstawie zależności:

21

2

kk

kkkW ECEWCP (14)

gdzie: Ek jest energią dostarczoną w przedziale czasu o numerze porządkowym k, a Wk jest wahaniem napięcia podlegającym karze

dopuszczalnypoziomst

poziom dopuszczalnystkstk P

PPW

,

,,,0max (15)

Ω1 jest zbiorem przedziałów, w których Wk ≤ 1, a Ω2 jest zbiorem przedziałów w których Wk > 1. Pst, k jest wskaźnikiem krótkookresowego migotania światła, zmierzonym podczas k-tego przedziału, Pst, poziom dopuszczalny jest jego poziomem dopuszczalnym. Wk jest wyznaczane dla każdego 10-minutowego przedziału podczas tygodnio-

Wskaźnik jakości

* *

Wartość początkowa

Poziom dopuszczalny

1 2 3 4 5 6

Kara

Nagroda

Minimalny np. rocznypoziom poprawny

poziom poprawy

Czas [rok] Rys. 1. Włoska „ścieżka poprawy” wskaźnika jakości napięcia [1]

35

wego okresu pomiarów (k = 1, 2…, 1008) i przyjmuje wartość różną od zera tylko wówczas, jeżeli został prze-kroczony poziom dopuszczalny. Jak wynika z zależności (14), każdy k-ty przedział, podczas którego występuje nadmierny poziom wahań napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości:

C × Wk [PLN/kWh] gdy 0 < Wk < 1 i C [PLN/kWh] gdy Wk ≥ 1

W praktyce wartość C może być przyjmowana na poziomie kosztów przerw w zasilaniu. Oznacza to, że przedziały, w których Wk ≥ 1, traktowane są jako nieakceptowane warunki zasilania. W przypadku, gdy przekro-czenie poziomu dopuszczalnego wahań napięcia jest zgodne ze „ścieżką poprawy”, wówczas opłata karna jest redukowana zgodnie z zależnością: PW = R × PW, gdzie R jest współczynnikiem redukcji bonifikaty o wartościstałej (np. 0,5) lub zależnej od czasu trwania procesu poprawy jakości napięcia np. R = (1 – m / M), gdzie M jest przyjętym czasem (w miesiącach) potrzebnym do osiągnięcia w danym punkcie sieci klasy napięcia Z, a m = 0, 1, 2… są kolejnymi miesiącami/latami, licząc od chwili rozpoczęcia realizacji „ścieżki poprawy”. Tę samą zasadę można zastosować do wszystkich pozostałych wskaźników jakości napięcia.

Odkształcenie napięciaW przypadku wyższych harmonicznych, dla których nastąpiło przekroczenie dopuszczalnych poziomów,

funkcja kary przyjmuje postać:

43

2

kk

kkkH CEEHCP (16)

gdzie: Hk jest poziomem odkształcenia napięcia podlegającym karze

40

2*

,,,0max1,0maxh h

dopuszczalnypoziomhkh

dopuszczalnypoziom

dopuszczalnypoziomkk U

UUnTHD

THDTHDH (17)

Ω3 jest zbiorem przedziałów, w których Hk ≤ 1, a Ω4 jest zbiorem przedziałów, w których Hk > 1. War-tość n redukująca wysokość kary płaconej z tytułu przekroczenia poziomów dopuszczalnych poszczególnych harmonicznych może w początkowym okresie wynosić np. 3. W okresie wdrażania regulacji bez konsekwencji finansowych może ona ulec zmianie. Wartość THDk jest maksymalną wartością współczynnika odkształcenia, a U maksymalną wartością harmonicznej napięcia h rzędu spośród trzech faz, zarejestrowanymi w każdym k przedziale. Hk jest wyznaczane dla każdego przedziału podczas tygodniowego okresu pomiarów (k = 1, 2…, 1008) i przyjmuje wartość różną od zera, tylko jeżeli są przekroczone poziomy dopuszczalne. Jak wynika z za-leżności (16), każdy k przedział, podczas którego występuje nadmierne odkształcenie napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości:

C × Hk [PLN/kWh] gdy 0 < Hk < 1 i C [PLN/kWh] gdy Hk ≥ 1

Asymetria napięciaDla tego zaburzenia funkcja kary przyjmuje postać:

65

2

kk

kkkA ECEACP (18)

gdzie: Ak jest poziomem asymetrii napięcia podlegającym karze:

)2(

)2()2(

,0maxdopuszczalnypoziom

dopuszczalnypoziomkk K

KKA (19)

Ω5 jest zbiorem przedziałów, w których Ak ≤ 1, a Ω6 jest zbiorem przedziałów, gdzie Ak > 1. Kk jest warto-ścią współczynnika asymetrii zarejestrowaną w każdym k przedziale. Ak jest wyznaczane dla każdego przedziału


(2)

*

(2)

(2)

36

podczas tygodniowego okresu pomiarów (k = 1,2…,1008) i przyjmuje wartość różną od zera, tylko jeżeli jest przekroczony poziom dopuszczalny.

Jak wynika z zależności (18), każdy k przedział, podczas którego występuje nadmierna asymetria napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości:

C × Ak [PLN/kWh] gdy 0 < Ak < 1 i C [PLN/kWh] gdy Ak ≥ 1

Wolne zmiany napięciaZgodnie z obowiązującym postanowieniem rozporządzenia taryfowego, wysokość kary płaconej na rzecz

odbiorcy jest bardzo mała i praktycznie nie uruchamia żadnego mechanizmu motywującego dostawcę do po-prawy stanu jakości zasilania [2]. Stąd propozycja zmiany, zgodnie z którą, jeżeli wartość napięcia przekracza dopuszczalne poziomy, dostawca jest zobowiązany zapłacić karę zgodnie z formułą:

87

2

kk

kkkU ECEVCP (20)

gdzie: Vk jest poziomem wolnych zmian napięcia podlegającym karze

C

CkU U

UU ,

Jeżeli )()( , kUsign

odchylenie w góręU

odchylenie w góręUkUkV

max,

max, ,,0max

)()( , kUsign

odchylenie w dółU

odchylenie w dółUkUkV

max,

max,,,0max

(21)

Jeżeli

Ω7 jest zbiorem przedziałów, w których Vk ≤ 1, a Ω8 jest zbiorem przedziałów, gdzie Vk > 1. Vk jest wyzna-czane dla każdego przedziału podczas tygodniowego okresu pomiarów (k = 1, 2…, 1008) i przyjmuje wartość różną od zera, tylko jeżeli jest przekroczony poziom dopuszczalny.

Jak wynika z zależności (20), każdy k. przedział, podczas którego występuje nadmierna zmiana napięcia, będzie wiązał się z opłatą karną w wysokości:

CWk [PLN/kWh] gdy 0 < Wk < 1 i C [PLN/kWh] gdy Wk ≥ 1

Kary określone zależnościami (14), (16), (18) i (20) (wynikające z jednotygodniowego pomiaru) płacone są w sposób ciągły w każdym kolejnym tygodniu, do chwili, gdy pomiarowo zostanie wykazany brak przekroczenia dopuszczalnych poziomów wynikających z przyjętej „ścieżki poprawy”. W przypadku pomiarów realizowanych za pomocą mierników stacjonarnych kara wyliczana jest w sposób ciągły, zgodnie z rzeczywistymi przekroczeniami dopuszczalnych wskaźników jakości napięcia. Może to być dodatkowy czynnik motywujący do budowy rozpro-szonych systemów monitorowania jakości dostawy energii.

2.2. Systemowy wskaźnik jakości napięcia Na poziomie systemowym wskaźniki jakości nie są gwarantowane dla każdego odbiorcy. Gwarantowany

jest natomiast odpowiedni średni poziom jakości dla wszystkich odbiorców. Polski system elektroenergetyczny jest podzielony na obszary administrowane przez operatorów sieciowych OSP i OSD, z których każdy jest we-wnętrznie podzielony na mniejsze jednostki organizacyjne. Sieć operatora systemu przesyłowego jest podzielona na pięć oddziałów. Analizę benchmargingową można więc przeprowadzać zarówno w skali całego kraju, pomię-dzy niezależnymi operatorami, jak i w skali pojedynczego operatora.

W celu globalnej oceny systemowej (dla wyróżnionego obszaru lub części systemu) można zdefiniowaćsystemowy wskaźnik (CWJU)S:


(2)

(2)

37

BIBLIOGRAFIA


M

jj

M

jjUjSU wCWJwCWJ

11, / (22)

gdzie: wj i CWJU,j są odpowiednio współczynnikiem ważenia i wskaźnikiem jakości j-tego punktu pomiaro-wego, a M jest całkowitą liczbą monitorowanych punków sieci zasilającej. Punktowy współczynnik ważenia może być zależny np. od liczby/mocy zamówionej odbiorców przyłączonych w danym punkcie.

Regulator/operator, realizując proces poprawy jakości napięcia, porównuje wskaźnik systemowy z jego przyjętym poziomem, zależnym w każdym roku od „ścieżki poprawy”. Przyjmując przykładowo poziom wskaźnika (CWJU)S,n dla n-tego roku zgodnie ze „ścieżką poprawy” i zakładając np. ± 5-proc. przedział tolerancji, można sformułować następujący warunek oceny:

jeżeli (CWJU)S > 1,05 (CWJU)S, n będzie określona kara dla operatorajeżeli (CWJU)S < 0,95 (CWJU)S, n będzie określona nagroda dla operatora.Dla mechanizmu ustalania kary/nagrody można przyjąć algorytm analogiczny do proponowanego dla re-

gulacji punktowej. Kary są wyznaczane proporcjonalnie do dostarczonej energii, podczas stanu złej jakości za-silania, przy czym poziom kary rośnie wraz ze wzrostem odstępstwa od dopuszczalnego poziomu zaburzenia, aż do przyjętego poziomu progowego. Po przekroczeniu tej wartości dostawca jest karany tak, jak za energię niedo-starczoną/przerwę w zasilaniu. Regulator powinien określić analityczną postać funkcji kary. Podobną koncepcję można zastosować w odniesieniu do nagrody.

Dodatkową informację niesie wskaźnik zdefiniowany zależnością:

%100/* NNSWJ ASU (23)

gdzie: NA jest liczbą punktów pomiarowych klasy Z, a N jest całkowitą liczbą punktów, w których zain-stalowane są mierniki. Wartość współczynnika równa 1 oznacza, że we wszystkich punktach pomiarowych roz-ważanej części systemu spełnione są wymagania jakościowe. Wartość mniejsza od 1 oznacza ich niespełnienie w co najmniej jednym punkcie. N może być także całkowitą liczbą punktów, które zostały zakwalifikowane jakopunkty pomiaru wskaźników jakości. Są to zarówno punkty, w których przeprowadzany jest pomiar wskaźników, jak i punkty, w których planowana jest instalacja przyrządów pomiarowych. W podobny sposób, jak w przypadku pojedynczego punktu pomiarowego, można przyporządkować klasę jakości napięcia w odniesieniu do wskaźnika systemowego.

3. PODSUMOWANIE

Proponuje się wprowadzenie do rozporządzenia systemowego: a) całkowitego wskaźnika jakości napięcia (SWJU)b) klasy jakości napięciac) systemowego wskaźnika jakości napięcia (SWJU)s jako podstawę benchmargingu.Modyfikacja rozporządzenia taryfowego w sposób uruchamiający system bonifikat, płaconych przez do-

stawcę na rzecz odbiorcy z tytułu niespełnienia poziomów dopuszczalnych jakości napięcia, wymaga czasu i danych pomiarowych. Wprowadzanie każdego mechanizmu regulacji zobowiązuje do początkowego czasu te-stowania procedury bez wprowadzania skutków finansowych, jedynie w celu przeanalizowania konsekwencji jegofunkcjonowania.

1. Caramia P., Carpinelli G., Verde P., Power quality indices in liberalized markets, Wiley, 2009.2. Krajowy Raport Benchmarkingowy nt. jakości dostaw energii elektrycznej, URE, 2009.3. Regulation of voltage quality for the Italian network…, Workshop organized in the framework of the 14th IEEE

International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), 29 września 2010, Bergamo, Włochy.4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r., Dziennik Ustaw nr 93 z dnia 29 maja 2007 r.

38Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Marcin JaskólskiGdańsk / Polska

Po ukończeniu studiów na Wydziale Elektrotech-niki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2002) rozpoczął realizację pracy doktorskiej z zakresu modelowania rozwoju regionalnych systemów energetycznych w programie MARKAL i wykorzy-stania biomasy do wytwarzania energii elektrycz-nej w skojarzeniu z ciepłem. Odbył szkolenia na Uniwersytecie w Lund w Szwecji (2002–2003) oraz staże naukowe w Międzynarodowym Instytucie Stosowanej Analizy Systemowej (IIASA) w Laxenburgu w Austrii (2003) i Instytucie Gospo-darki Energetycznej oraz Racjonalnego Użytkowa-nia Energii (IER) na Uniwersytecie w Stuttgarcie (2004). Stopień naukowy doktora nauk technicz-nych uzyskał na macierzystym wydziale (2006). Obecnie zatrudniony jest jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego naukowe zainteresowania, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową. W roku 2010 autor uczestniczył w trzymiesięcznych szkoleniach z zakresu energii jądrowej w Komisji ds. Energii Atomowej i Alternatywnych Źródeł Energii (CEA) w Saclay we Francji. W roku 2011 odbył staż z za-kresu analiz bezpieczeństwa reaktorów jądrowych w ośrodku badawczym EDF SEPTEN w Lyonie.

39

REAKTORY JĄDROWE MAŁEJ I ŚREDNIEJ MOCY

dr inż. Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE

W ostatnich latach na świecie, w szczególności w państwach członkowskich Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA, ang. IAEA – International Atomic Energy Agency), obserwuje się wznowienie zainte-resowania rozwojem i zastosowaniem reaktorów jądrowych małej i średniej mocy [1]. Jest to kierunek odwrot-ny do obieranego dotychczas przez dostawców skomercjalizowanych reaktorów energetycznych, których moce znacząco przekroczyły barierę 1000 MW. Przykładowo reaktor EPR (ang. Evolutionary Power Reactor, European Pressurized Reactor), oferowany przez francuską firmę Areva, osiąga moc elektryczną 1650 MW.

MAEA definiuje reaktory małej mocy (ang. small reactors) jako te o mocy elektrycznej zainstalowanej do 300 MW, a reaktory średniej mocy (medium reactors) jako te o mocy zainstalowanej elektrycznej od 300 MW do 700 MW [2]. Autor zwraca uwagę na to, że w języku angielskim słowo „reactor” oznacza zarówno blok energe-tyczny z reaktorem jądrowym, jak i sam reaktor jądrowy. W dosłownym tłumaczeniu Small and Medium Reactors (SMR) oznacza małe i średnie reaktory, co nie jest przypadkowe, gdyż z reguły mają one, oprócz mniejszej mocy zainstalowanej, mniejsze gabaryty.

2. CECHY MAŁYCH REAKTORÓW JĄDROWYCH

Stosując definicję MAEA, 139 z 442 reaktorów energetycznych (stan na rok 2008) jest uznawanych zamałe i średnie (SMR) [2]. Wynika to z faktu, że na początku ery technologii nuklearnej energetyki uzyskiwano mniejsze moce reaktorów. Przykładowo pierwszy reaktor w USA – Shippingport miał moc 60 MW. Stanowiły one etap rozwoju w kierunku dużych reaktorów energetycznych, których moc obecnie przekracza 1000 MW. W ostat-nich latach wzrosło na świecie zainteresowanie reaktorami jądrowymi małej mocy, dla których ta mała moc jest uzyskiwana (projektowana) intencjonalnie. W języku angielskim znaleźć można dla nich określenie Deliberately Small Reactors (DSR).

Zwykle do tej kategorii zalicza się następujące rodzaje reaktorów: a) badawcze (research)b) testowe (test)c) prototypowe i demonstracyjne (prototype & demonstration)d) napędowe (propulsion) [2]. Nie one są przedmiotem zainteresowania elektroenergetyki, a te, które oddają ciepło do czynnika chło-

dzącego w celu wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła sieciowego/procesowego. Wiele krajów zajmuje

Reaktory jądrowe małej i średniej mocy

Streszczenie

Ostatnie lata przyniosły wzrost zainteresowania reaktorami jądrowymi małej i średniej mocy (SMR – ang. Small and Medium Reactors), których moce nie prze-kraczają 700 MW, jako rozwiązania alternatywnego dla dużych skomercjalizowanych bloków jądrowych. Obecnie rozwijane reaktory małych i średnich mocy mogą konku-rować z dużymi reaktorami z uwagi na zalety w postaci:

1) mniejszej konstrukcji pozwalającej na produkcję elementów reaktora w nadzorowanych fabrykach;

2) mniejszej ilości ciepła do wyprowadzenia z obie-gu wtórnego, ułatwiającej wybór lokalizacji;

3) mniejszego ryzyka inwestycyjnego i finansowego;

4) poprawy stabilności systemu elektroenergetycz-nego.

Najbardziej zaawansowanymi projektami małych reaktorów jądrowych wydają się lekkowodne reaktory o zintegrowanej budowie obiegu pierwotnego, do których należą projekty Westinghouse IRIS i NuScale oraz reaktor Toshiba 4S na neutrony prędkie, chłodzony sodem. Ten ostatni jest przewidywany do instalacji w Galenie na Alasce. Podstawowymi barierami rozwoju technologii małych reak-torów są: zbyt duża liczba konkurujących ze sobą projektów, obawa przed nowymi technologiami reaktorów oraz po-strzeganie małych jednostek przez pryzmat ekonomii skali.

40

się aktualnie badaniami i rozwojem DSR. Należą do nich m.in.: Rosja, Japonia, Stany Zjednoczone, Indie, Chiny, Argentyna, Korea Południowa.

Istnieje wiele aspektów, na które należy zwrócić uwagę, porównując małe reaktory jądrowe z dużymi re-aktorami (ang. LR – Large Reactors). Te aspekty omawiano w pracach [1, 2–6], a poniżej dokonano ich syntezy:

• Wytwarzanie elementów konstrukcji reaktoraKomponenty reaktora o fizycznie mniejszych rozmiarach stwarzają większe możliwości odnośnie ichprodukcji, gdyż dla nowoczesnych reaktorów dużej mocy jedynie kilku producentów na świecie jest w stanie wykonać stalowe elementy dużych rozmiarów. Sytuacja ta może się zmienić i liczba dostaw-ców się zwiększy, ale będzie to wymagało dużych nakładów finansowych i zajmie dużo czasu. Ponadtodostawcami elementów kutych reaktora małej mocy mogą być firmy krajowe.

• Transport elementów konstrukcji reaktoraZastosowanie ogromnych zbiorników w reaktorach lekkowodnych (LWR – Light Water Reactors) ogra-nicza wybór lokalizacji głównie do terenów przy brzegu morza lub wzdłuż dużych rzek. Małe reaktory stwarzają możliwość transportu kolejowego, drogowego, rzecznego (barki), gdyż ich komponenty są znacznie lżejsze.

• Proces budowy reaktoraZnacząca ilość prac związanych z budową bloku z reaktorem jądrowym wykonywana jest na miejscu jego późniejszej eksploatacji. Możliwość wytwarzania wielu elementów małych reaktorów w fabrykach, które podlegają ścisłej kontroli, oraz montowanie (a nie wytwarzanie) ich na placu budowy nie tylko zmniejsza niepewność związaną z kosztem budowy i jej harmonogramem, ale także zwiększa niezawod-ność i bezpieczeństwo pracy reaktora.

• Ilość radionuklidów wytwarzanych w reakcji rozszczepienia w reaktorze Ilość radionuklidów jest proporcjonalna do mocy reaktora, stąd mniejsze ich ilości w reaktorach małych niż w reaktorach dużej mocy. Przejawia się to możliwością zmniejszenia osłon, wielkości zajmowanego terenu oraz wielkości strefy planowania awaryjnego (w USA: EPZ – Emergency Planning Zone – strefa o promieniu 10 mil wokół elektrowni).

• Podatność na wypadkiEliminacja układów wtryskujących wodę do reaktora w stanach awaryjnych (np. przerwanie rurociągu łączącego zbiornik reaktora z wytwornicą pary) spowoduje zmniejszenie kosztu, ale wymaga zintegro-wanej konstrukcji zbiornika reaktora, zawierającej wytwornicę pary i stabilizator ciśnienia. Takie podej-ście stosowane jest w intencjonalnie małych reaktorach jądrowych. Ma ono zaletę w postaci eliminacji rurociągów o dużych średnicach, przez które przepływa woda chłodząca obiegu pierwotnego.

• Usuwanie ciepła powyłączeniowego (ang. decay heat)Małe reaktory, w porównaniu z dużymi, są w stanie w bardziej efektywny sposób odprowadzać ciepło w przypadku wyłączenia reaktora. Dzieje się tak z następujących powodów:

a) mniejsza moc reaktora powoduje mniejszą moc cieplną powyłączeniową (ang. decay power) b) mniejsza objętość rdzenia reaktora umożliwia bardziej efektywne przewodzenie ciepła c) usuwanie ciepła z zewnętrznej powierzchni zbiornika jest bardziej efektywne (mimo że po-

wierzchnia oddawania ciepła jest mniejsza) – objętość rdzenia reaktora ma większy wpływ na ilość oddawanego ciepła.

• Wybór lokalizacji reaktoraZmniejszona ilość radionuklidów w małych i średnich reaktorach przejawia się ograniczeniem wiel-kości zajmowanego terenu i obszaru tzw. strefy planowania awaryjnego. To stwarza możliwości w postaci zastosowania technologii małych reaktorów do produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, redukując straty przesyłu ciepła na duże odległości, a ograniczenie strefy planowania awa-ryjnego pozwala na umiejscowienie reaktora bliżej skupisk ludności. Lżejsza i mniejsza wyspa nuklearna w przypadku małych reaktorów umożliwia posadowienie jej na izolatorach sejsmicznych (ang. seismic isolators), czego rezultatem jest większa standaryzacja projektu reaktora oraz zmniejszona podatność na skutki trzęsienia ziemi.

• Charakterystyka zapotrzebowania na moc cieplnąMniejsze reaktory mają większą elastyczność względem wymagań odbiorców, w szczególności jeśli weźmiemy pod uwagę wykorzystanie ciepła procesowego z reaktorów. Nadmiar mocy cieplnej produ-kowanej przez reaktor musi znaleźć odbiorcę, aby instalacja była ekonomicznie efektywna.

Marcin Jaskólski / Politechnika Gdańska

41

• Użycie wody do chłodzenia obiegu wtórnegoW związku z koniecznością oddawania dużej ilości ciepła do otoczenia przez elektrownie, w tym w obiegu otwartym do zbiorników wodnych, powstaje problem lokalizacji takiej elektrowni. W przy-padku elektrowni jądrowych problem ten narasta, gdyż z uwagi na niższą sprawność obiegu cieplnego, elektrownia ta oddaje większą ilość ciepła do otoczenia (woda, powietrze) niż elektrownia klasyczna węglowa, przy założeniu jednakowego efektu energetycznego. W przypadku ograniczonych możliwości lokalizacyjnych (zbyt mała powierzchnia zbiornika wodnego lub zbyt niski przepływ wody), związanych z chłodzeniem elektrowni wodą, alternatywą mogą być reaktory małych mocy, które tej wody do chło-dzenia potrzebują w znacznie mniejszych ilościach w przeliczeniu na blok energetyczny.

• Wzrost zapotrzebowania na moc w lokalnych sieciach elektroenergetycznychMniejsze elektrownie jądrowe pozwolą na łatwiejsze dopasowanie się do stopniowych wzrostów zapo-trzebowania mocy charakteryzujących się niską dynamiką, co w pewien sposób przekłada się na ekono-mikę i elastyczną charakterystykę pracy reaktorów.

• Całkowite nakłady na budowę elektrowniZwykle głównym wskaźnikiem ekonomicznym jest jednostkowy nakład inwestycyjny, odniesiony do mocy elektrycznej zainstalowanej elektrowni. Nie mniej ważnym kryterium, jeśli nie ważniejszym, jest jednak suma całkowitych nakładów inwestycyjnych. Jest to w szczególności istotne dla klientów o ograniczonych zdolnościach finansowania bloków jądrowych, kosztujących już dziś nawet ok. 5 mldeuro. Małe bloki łatwiej sfinansować mniejszym klientom, np. biedniejszym państwom lub mniejszymzakładom energetycznym.

• Ekonomia skaliPrzeważa przekonanie, że większe bloki jądrowe są tańsze w przeliczeniu na jednostkę mocy z uwagi na efekt ekonomii skali. Znaczenie ekonomii skali może być jednak zmniejszone poprzez: modularność bu-dowy, produkcję ustandaryzowanych elementów w fabrykach, uczenie się poprzez wykonywanie (ang. process learning, learning by doing), uproszczenie struktury reaktora, kompaktową budowę, itp. Po-nadto ekonomia skali mogłaby mieć zastosowanie do porównania reaktorów o takiej samej strukturze, a wszystko wskazuje na to, że reaktory dużej mocy i reaktory małej i średniej mocy będą znacząco różnić się budową.

• Ryzyko inwestycyjneW przypadku projektów inwestycyjnych, oprócz wskaźników ekonomicznych, bardzo ważne są przepły-wy gotówkowe. Z tego punktu widzenia korzystniejsze może okazać się budowanie czterech mniejszych bloków jądrowych niż jednego dużego (o tej samej mocy zainstalowanej, jaką mają cztery małe bloki), zachowując taki porządek, że kolejny blok powstaje po ukończeniu budowy poprzedniego. Wówczas budowa kolejnego bloku jest częściowo finansowana przez przychody wynikające z oddania do użyt-ku poprzedniego bloku. Takie podejście może znacząco zmniejszyć ryzyko finansowe inwestycji. Pozatym budowa mniejszych bloków jest mniej podatna na opóźnienia w realizacji, obarczające ryzykiem inwestycję. Przewiduje się, że budowa bloku z małym reaktorem trwać będzie trzy lata, zaś z dużym reaktorem pięć lat [5]. Inną ważną cechą takiego podejścia jest zwiększone przystosowanie się małych reaktorów do zmieniających się uwarunkowań rynkowych.

• Ograniczenia systemu elektroenergetycznegoReaktory małej i średniej mocy mogą być zastosowane w sieciach elektroenergetycznych o ograniczo-nej mocy zainstalowanej źródeł wytwórczych, w których odchylenia bilansu mocy czynnej, przekracza-jące 10% mocy zainstalowanej źródeł przyłączonych do sieci, mogą zagrozić pracy i stabilności systemu elektroenergetycznego. Mogą także znaleźć zastosowanie w lokalizacjach znajdujących się z dala od cywilizacji, w celu uniknięcia budowy długich elektroenergetycznych linii przesyłowych. Wiele syste-mów elektroenergetycznych nie jest przystosowanych do przyłączenia bloków energetycznych o mocy przekraczającej 1000 MW. Mniejsze reaktory jądrowe mogą być korzystniejsze w systemach z dużą generacją opartą na odnawialnych zasobach energii, w szczególności elektrowniach wiatrowych, w któ-rych konieczne będzie nadążanie za zmianami obciążenia w systemie elektroenergetycznym. Większą elastyczność w tym zakresie dają małe reaktory, również w perspektywie rozwoju elektroenergetyki w kierunku sieci inteligentnych (ang. smart grids).


42

Powyższa charakterystyka pokazuje, że w pewnych warunkach budowa małych reaktorów jądrowych bę-dzie korzystniejsza niż budowa reaktorów dużej mocy. Pozostaje jednak do przezwyciężenia wiele barier natury technologicznej, społecznej, ekonomicznej itp. Przezwyciężenie barier technicznych jest przedmiotem badań prowadzonych w ramach licznych projektów rozwojowo-demonstracyjnych.

3. WYBRANE PROJEKTY JĄDROWYCH REAKTORÓW ENERGETYCZNYCH MAŁEJ I ŚREDNIEJ MOCY

Jak wynika z raportu MAEA, istnieje ponad 60 projektów reaktorów jądrowych małej i średniej mocy, których zestawienie zawarto w [1]. To stwarza pewne przeszkody i zagrożenia dla rozwoju technologii z uwagi na rozproszenie używanych zasobów oraz brak standaryzacji. W niniejszym rozdziale przedstawiono wybrane projekty małych i średnich reaktorów, głównie te, dla których moment komercjalizacji wydaje się być najbliższy. Zestawienie tych projektów zaprezentowano w tab. 1. Poniżej omówiono bardziej szczegółowo wybrane projekty reaktorów.

Tab. 1. Zestawienie wybranych projektów małych i średnich reaktorów jądrowych. Opracowano na podstawie [2, 3]Lp. Wyszczególnienie IRIS NuScale 4S1 Projektant Westinghouse NuScale Toshiba2 Chłodziwo w obiegu pierwotnym lekka woda lekka woda sód3 Cyrkulacja chłodziwa wymuszona naturalna wymuszona4 Konfiguracja obiegu pierwotnego zintegrowana zintegrowana basen5 Moc elektryczna [MW] 335 45 10 (do 50)6 Temperatura na wylocie z reaktora [°C] 330 300 4857 Konfiguracja obiegu wtórnego pośredni pośredni pośredni8 Obieg cieplny Rankine’a Rankine’a Rankine’a9 Średnica zbiornika reaktora [m] 6,2 2,7 3,510 Wysokość zbiornika reaktora [m] 22,2 14,0 24,011 Typ paliwa UO2 UO2 U-Zr12 Stopień wzbogacenia paliwa [%] <5 <5 1813 Długość kampanii paliwowej [a] 3,5 2,5 10-3014 Planowane uruchomienie 2015 2015 2013

International Reactor Innovative and Secure (IRIS) i NuScale należą do grupy intencjonalnie małych re-aktorów o zintegrowanym obiegu pierwotnym (ang. Integral Primary System Reactor – IPSR). Projekt IRIS jest rozwijany przez Westinghouse i opiera się na znanej technologii reaktorów lekkowodnych, co pozwoli w krótkim czasie doprowadzić do powstania pierwszej jednostki tego typu (ang. FOAK – first-of-a-kind). Główne cechy tego układu to [2]:

• Możliwość uzyskania mocy zainstalowanej w zakresie od 100 do 350 MW. Moc typowej jednostki to 335 MW (moc cieplna reaktora 1000 MJ/s). Reaktor charakteryzuje się modularną budową

• Wszystkie komponenty obiegu pierwotnego (rdzeń, pręty sterujące, mechanizmy napędzające, wytwor-nice pary, pompy chłodziwa pierwotnego, stabilizator ciśnienia) są zintegrowane w pojedynczym zbior-niku reaktora

• Rdzeń reaktora składa się z 89 kaset (każda po 289 prętów) znanych z reaktorów wodnych ciśnienio-wych (PWR), zawierających paliwo w postaci tlenku uranu UO2 o stopniu wzbogacenia ok. 5%. Przewi-dywany okres kampanii paliwowej wynosi 3,5 roku, a stopień wypalenia paliwa 50 000 MWd/t

• Sterowanie reaktywnością realizowane jest za pomocą absorberów neutronów (ang. solid burnable absorbers) i prętów sterujących oraz przy użyciu rozpuszczalnego boru.

Z kolei NuScale znajduje się na przeciwnym biegunie, jeżeli chodzi o zakres mocy reaktorów z grupy IPSR. Jego moc zainstalowana jest zaprojektowana na 45 MW. Ideą producenta technologii jest zabudowywanie insta-lacji o dużej liczbie bloków, np. 10, których łączna moc wyniesie 450 MW. Posiada on podobne cechy do IRIS. Zamiast 89 kaset (IRIS) w NuScale zastosowano 24 kasety, choć tu rozważa się wydłużenie kampanii paliwowej z 30 do 60 miesięcy, przy użyciu paliwa o stopniu wzbogacenia równym 8%. Istotną różnicą jest zastosowanie naturalnej cyrkulacji chłodziwa w zbiorniku reaktora [2].


43

Stosunkowo ciekawym projektem, również ze względu na przewidywany niedługi czas jego zakończenia, wydaje się reaktor 4S (ang. Super Safe Small and Simple), rozwijany przez Toshiba Corp. i Central Research Institute of Electric Power Industry (CRIEPI) w Japonii. Reaktor 4S jest reaktorem jądrowym małej mocy na neutrony prędkie (ang. fast neutron reactor), chłodzonym sodem. Zastosowano w nim pasywne układy bez-pieczeństwa, które pozwalają na poprawę ich ekonomiki [3]. Pierwszym planowanym miejscem instalacji jest Galena na Alasce. Reaktor planowany do instalacji na Alasce ma mieć moc elektryczną zainstalowaną równą 10 MW (moc cieplna reaktora 30 MJ/s). Rozważa się jednakże możliwość zwiększenia mocy reaktora w kolejnych instalacjach do 50 MW. Paliwem ma być stop cyrkonu i uranu (U-Zr). Pośredni układ, w którym zastosowano sód jako czynnik chłodzący, odbiera ciepło z reaktora i dostarcza je do wytwornicy pary w obiegu wtórnym – obiegu cieplnym parowym Rankine’a [2].

Podstawowe założenia projektowe reaktora 4S to [3]:• Brak konieczności uzupełniania paliwa przez ponad dziesięć lat (docelowo przez cały okres eksploatacji

równy trzydzieści lat, o ile będzie to możliwe)• Proste sterowanie wypalaniem paliwa bez prętów sterujących i mechanizmów napędowych tych prętów

(ang. control rod driving mechanism – CRDM)• Minimalizacja urządzeń sterujących z układu reaktora• Praca w trybie nadążania za obciążeniem w systemie elektroenergetycznym (ang. load follow) bez po-

trzeby działania układu sterowania reaktorem• Minimalizacja remontów i inspekcji komponentów reaktora• Ujemny temperaturowy współczynnik reaktywności• System bezpieczeństwa niezależny od układów awaryjnego zasilania i układu usuwania ciepła powyłą-

czeniowego (układ ten jest pasywny i nie potrzebuje zasilania z układu potrzeb własnych elektrowni).Bardzo interesującą cechą, a zarazem kluczową nowinką technologiczną reaktora 4S jest jego rdzeń,

w którym paliwo jest wykonane z metalu, a jego wypalanie jest sterowane za pomocą reflektora neutronów,pozwalającego na oszczędną gospodarkę neutronami w paliwie.

4. PODSUMOWANIE

Małe i średnie reaktory (SMR) będą konkurencyjne względem dużych reaktorów, jeżeli osiągną odpowied-nią dojrzałość technologiczną. Nowoczesna flota dużych reaktorów charakteryzuje się wysokimi standardamibezpieczeństwa i zdefiniuje w ten sposób rynek ofert technologii. Na pierwszy rzut oka wydaje się, że proble-mem może być ekonomia skali. Małe reaktory, za sprawą ich zintegrowanej modularnej budowy, będą musiały potwierdzić swoją konkurencyjność. Konieczne również będzie opracowanie wyposażenia towarzyszącego, ukła-dów automatyki i układów pomiarowych (przykładowo wewnątrz zbiornika zawierającego zintegrowany obieg pierwotny reaktora) dla układów reaktorów małej i średniej mocy [2].

Do pozatechnicznych wyzwań należeć będą [2]: • Zbyt duża liczba konkurujących ze sobą projektów SMR• Rozpowszechnione postrzeganie dużych, scentralizowanych elektrowni jądrowych jako lepszego roz-

wiązania w związku z tym, że uważane są za obiekty wysokiego ryzyka i ich centralizacja w oddalonych od dużych miast lokalizacjach jest pożądana

• Wysokie nakłady inwestycyjne i obawy związane z katastrofami w elektrowniach jądrowych oraz obawy powstałe na początku ery technologii nuklearnej stworzyły swoisty strach przed projektami określany-mi jako pierwsze w swoim rodzaju (ang. First Of A Kind – FOAK)

• Wydłużona długość kampanii paliwowej wymagać będzie bieżącego monitoringu, diagnostyki i prognoz stanu technicznego reaktora

• Zastosowanie reaktorów do kogenreacji lub poligeneracji wymagać będzie opracowania układów auto-matyki przystosowanych do bilansowania zapotrzebowania na dwa lub więcej produktów oferowanych przez blok z reaktorem.

Osobną kwestią pozostaje gospodarka odpadami powstającymi podczas bieżącej produkcji lub pozostają-cymi po upływie okresu użytkowania reaktora, jak dla reaktora 4S, w którym nie uzupełnia się paliwa w całym okresie jego technologicznego życia. Obecnie oferowane reaktory komercyjne dużej mocy są zaprojektowane na sześćdziesięcioletni okres użytkowania, choć z pewnością operatorzy reaktorów dążyć będą do wydłużenia ich


44

BIBLIOGRAFIA

życia. Małe i średnie reaktory w tej chwili projektowane są na trzydzieści lat użytkowania. Po okresie użytkowania elektrowni z reaktorem jądrowym należy ją zamknąć i zlikwidować, ponosząc znaczące nakłady inwestycyjne.

W świetle dużego zapotrzebowania na nowe moce wytwórcze oraz możliwości, a wręcz konieczności bu-dowy rozproszonych źródeł generacji, opartych na odnawialnych zasobach energii lub gazie ziemnym, wydaje się mało prawdopodobne, aby ta technologia, pomimo jej zalet, została zaadaptowana do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w najbliższych dwóch dekadach. Z pewnością może ona znaleźć zastosowanie w miej-scach takich, jak Galena na Alasce, które są oddalone od cywilizacji. Czas pokaże, czy możliwe będzie znaczące uproszczenie budowy reaktorów w taki sposób, aby nie zagrażały bezpieczeństwu ludności i czy społeczeństwo zaakceptuje rozproszone reaktory jądrowe, mając alternatywę w postaci mniejszej liczby tego typu źródeł, ale o większej zainstalowanej mocy. Przezwyciężenie bariery ekonomii skali dałoby powód do alternatywnego spoj-rzenia na budowę elektrowni z blokami dużej mocy – budowa elektrowni o tej samej mocy, ale o liczbie bloków odpowiednio większej.

1. Kuznetsov V., IAEA activities for innovative Small and Medium sized Reactors (SMRs), Progress in Nuclear Energy, 47, no. 1–4, 2005, pp. 61–73.

2. Ingersoll D.T., Deliberately small reactors and the second nuclear era, Progress in Nuclear Energy, 51, 2009, pp. 589–603.

3. Ueda N., Kinoshita I., Minato A., Shigeo K., Yokoyama T., Maruyama S., Sodium Cooled Small Fast Long-Life Reactor “4S”, Progress in Nuclear Energy, 47, no. 1–4, 2005, pp. 222–230.

4. Carelli M., Garrone P., Locatelli G., Mancini M., Mycoff C., Trucco P., Ricotta M.E., Economic features of integral, mo-dular, small-to-medium size reactors, Progress in Nuclear Energy, 52, 2010, pp. 403–414.

5. Shropshire D., Economic viability of small to medium-sized reactors deployed in future European energy markets, Progress in Nuclear Energy, 53, 2011, pp. 299–307.

6. Locatelli G., Mancini M., The role of the reactor size for an investment in the nuclear sector: An evaluation of not--financial parameters, Progress in Nuclear Energy, 53, 2011, pp. 212–222.


46Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

Autorzy / Biografie

Piotr KacejkoLublin / Polska

Kierownik Katedry Sieci Elektrycznych i Zabez-pieczeń Politechniki Lubelskiej. Stopień doktora habilitowanego uzyskał na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej w 1999 roku, a tytuł profesora w roku 2006. Specjalizuje się w analizie systemów elektroenergetycznych, szczególnie w stanach awaryjnych oraz w metodach numerycz-nych związanych z ich analizą.

Piotr MillerLublin / Polska

Ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Lubel-skiej. Obecnie pracuje na stanowisku adiunkta w Katedrze Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń. Specjalizuje się w problematyce metod numerycz-nych i oprogramowania stosowanego w analizie stanów awaryjnych systemu elektroenergetyczne-go. Jest głównym autorem programu komputero-wego SCC, stosowanego do obliczania wielkości zwarciowych przez wiele jednostek energetyki zawodowej i biura projektowe.

47Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych

traktowanych jako sterowane źródła prądowe

ANALIZA ZWARCIOWA SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM FARM WIATROWYCH TRAKTOWANYCH JAKO STEROWANE ŹRÓDŁA PRĄDOWE

prof. dr hab. inż. Piotr Kacejko / Politechnika Lubelskadr inż. Piotr Miller / Politechnika Lubelska

1. MODELE ZWARCIOWE ELEKTROWNI WIATROWYCH

W energetyce wiatrowej stosuje się obecnie generatory dwóch rodzajów. Maszyny indukcyjne opisywa-ne są skrótowo jako DFIG (ang. Double Feed Induction Generator), maszyny synchroniczne jako FC (ang. Full Converter, z uwagi na pracę generatora za pośrednictwem przekształtnika). Obszerne raporty dotyczące zacho-wania się tych generatorów w stanie zwarcia przedstawiły m.in. firmy Nordex [2] oraz Enercon [3]. Dostępnośćdokumentacji opisującej zachowanie się generatorów pozostałych producentów jest niezadowalająca, niemniej jednak można przyjąć, że jest ono podobne w przypadku podstawowych typów siłowni DFIG oraz FC.

Analizę zjawisk zwarciowych na potrzeby praktyki inżynierskiej określa dla maszyn indukcyjnych oraz syn-chronicznych z przekształtnikami norma zwarciowa PN-EN 60909 [4]. Mowa w niej, co prawda, o silnikach, jednak w przypadku uproszczonych metod modelowania zwarciowego generatorów nie powinno się ono różnić zasadniczo od podejścia ww. normy. Wydaje się jednak, że tak uproszczone podejście nie oddaje istoty zjawisk związanych z generatorami elektrowni zwarciowych. Stąd poszukiwanie innych rozwiązań.

Modele uproszczone wprowadza się między innymi po to, aby ułatwić użytkownikowi szybkie oszacowanie pewnych wielkości – w tym przypadku wielkości związanych ze zwarciami, w warunkach uwzględniania znacznej liczby farm wiatrowych. Konieczne jest określenie miejsca i sposobu przyłączenia farmy do sieci (bezpośrednio do PCC, odczep lub wcięcie w istniejącą linię), a następnie przyjęcie założeń upraszczających co do struktury farmy. Są one następujące:

• farma o zadeklarowanej mocy Pnf składa się z określonej liczby wiatraków o takiej samej mocy Pnw• wiatraki są przyłączone do sieci za pośrednictwem zadanej (oznaczonej symbolem s) liczby transfor-

matorów blokowych WN/SN, przy czym do każdego transformatora przyłączona jest taka sama liczba wiatraków (grupa)

• moc transformatorów blokowych jest szacowana na podstawie mocy przypadającej na jedną grupę siłowni ze stosowanego w Polsce typoszeregu.

Na rys. 1 przedstawiono opis wielkości wejściowych wymaganych oraz szacowanych w celu określenia uproszczonego modelu farmy wiatrowej.

Streszczenie

W artykule zaprezentowano metodę wyznaczania wielkości zwarciowych w sieci zawierającej elektrownie wiatrowe. Oryginalność metody wynika z traktowania generatorów wiatrowych (a także całych farm) jako źródła prądowego „wstrzykującego” do sieci, w węźle przyłącze-nia, prąd o charakterze indukcyjnym, będący krotnością prądu znamionowego pojedynczego generatora (lub odpo-

wiednio grupy generatorów). Takie zachowanie występuje wtedy, gdy w miejscu przyłączenia generatora napięcie spadnie poniżej pewnego poziomu. Tym samym tradycyjny model zwarciowy generatora w postaci siły elektromo-torycznej zastąpiono źródłem prądowym, sterowanym napięciowo.

48

Rys. 1. Schemat rozległej farmy wiatrowej z podziałem na s grup

Wielkości wejściowe wymagane• nazwa węzła, do którego zostanie przyłączona farma• nazwa linii łączącej PCC (może to być także punkt odgałęzienia) z GPZ farmy• nazwa GPZ farmy• Pnf – moc farmy w [MW]• Pnw – moc znamionowa siłowni (w wariancie uproszczonym zakłada się jedną wartość dla całej farmy)

w [MW]• s – liczba grup siłowni (odpowiada liczbie transformatorów WN/SN w GPZ farmy)• l – długość linii łączącej PCC i GPZ farmy w [km] (możliwe jest przyjęcie wartości równej zero) • typ – typ generatora siłowni (wybór spośród dwóch możliwości DFIG – generator indukcyjny dwustron-

nie zasilany, FC – generator synchroniczny zasilany przez przekształtnik).

Wielkości wejściowe szacowane• Sn – moc znamionowa transformatora farmy

tfnfntf 1,1 PS

s

Funkcja <<x>>tf powoduje wybór wartości xw > x i równej jednej z liczb ze zbioru <6; 10; 16; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160>

• uktf – napięcie zwarcia transformatora farmy (domyślnie 12%)• Sntw – moc znamionowa transformatora siłowni wiatrowej

twntw nw1,1S P

Funkcja<<x>>tw powoduje wybór wartości xw > x i równej jednej z liczb ze zbioru <1,65; 2,2; 2,5; 2,75;3,0; 3,5; 4,0>

Piotr Kacejko, Piotr Miller / Politechnika Lubelska

49

• uktw – napięcie zwarcia transformatora siłowni wiatrowej (domyślnie 6%)• xj – reaktancja jednostkowa linii (domyślnie 0,4 Ω/km)• uziemienie transformatorów farmy po stronie WN (domyślnie TAK)• Unf – napięcie znamionowe farmy (domyślnie 30 kV – jest to wybór formalny, nie wpływa na postać

modelu farmy)• Unw – napięcie znamionowe siłowni wiatrowej (domyślnie 690 V – jest to wybór formalny, nie wpływa

na postać modelu farmy).Uproszczony model domyślny farmy do obliczeń zwarciowych jest tradycyjnym modelem w postaci nieste-

rowalnego źródła napięcia oraz impedancji o stałej wartości. Tym samym, w sensie jakościowym jest to taki sam model jak model klasycznego bloku elektrowni wodnej lub cieplnej. Rzecz jasna zjawiska elektromagnetyczne, zachodzące w generatorach siłowni wiatrowych podczas zwarć, przebiegają inaczej niż w przypadku klasycz-nych generatorów synchronicznych. Istotną rolę odgrywa w tych zjawiskach układ regulacyjny przekształtników współpracujących z generatorem wiatraka.

W świetle powyższych wywodów, do wyznaczenia impedancji zgodnej generatora siłowni wiatrowej, wyko-rzystanej w uproszczonym modelu zwarciowym, zastosowano wzór zawarty w normie [4].

(1)

nW

nW

LRW S

UK

Z21

Współczynnik KLR, choć nazywany jest współczynnikiem rozruchu (w normie stosuje się go do opisu wła-ściwości silników indukcyjnych), jest przyjętą w literaturze miarą impedancji siłowni wiatrowej. Jego wartość może być zmienna, co pozwala uwzględnić zmieniające się w trakcie zwarcia właściwości układu generator – przekształtnik. Generalnie, dla wiatraków możemy mówić o pierwszej fazie stanu podprzejściowego (czas 20–40 ms) oraz o drugim okresie obejmującym w rozumieniu klasycznym drugą fazę stanu podprzejściowego oraz stan przejściowy (czas do kilkuset milisekund).

Wyznaczanie KLR odbywa się na podstawie przedstawionych poniżej założeń:1. Typ DFIG, stan podprzejściowy KLR = 5 2. Typ DFIG, stan ustalony zwarcia KLR = 23. Typ FC, stan podprzejściowy KLR = 34. Typ FC, stan ustalony zwarcia KLR = 1,4W modelowaniu określonym jako „dokładne” (zaproponowanym w prezentowanej metodzie) generatory

siłowni wiatrowych traktowane są jako źródła prądowe o określonej krotności prądu (większej od 1) w stosunku do prądu znamionowego. Wyraz „dokładne” pisany w cudzysłowie należy rozumieć w ten sposób, że taki mo-del jest także modelem przybliżonym i uproszczonym. Dokładne modelowanie zjawisk zwarciowych związanych z farmami wymaga zastosowania oprogramowania typu EMTP, wyposażonego w odpowiednie modele układów przekształtnikowych. Jest to trudne przedsięwzięcie, wymagające rezygnacji ze stosowania oprogramowania zwarciowego, które tradycyjnie stosowane jest do analizy quasi-ustalonych stanów zwarciowych.

W zakresie istotnym dla obliczeń zwarciowych modele „dokładne” polegają na zmianie filozofii obliczeńzwarciowych i traktowaniu układów „generator – przekształtnik” inaczej podczas wskazanej wyżej fazy pierw-szej, a inaczej podczas fazy drugiej. W fazie drugiej układ ten jest traktowany jako źródło prądowe o określonej krotności (względem prądu znamionowego). Dodatkowo jest to źródło prądu kolejności zgodnej, niezależnie od rodzaju zwarcia.

2. ANALIZA ZWARCIOWA SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z UWZGLĘDNIENIEM ŹRÓDEŁ PRĄDOWYCH

Na rys. 2 zaprezentowano schemat modelu sieci odpowiadający stanowi przed zakłóceniem. Wprowadzo-no następujące oznaczenia:

G – zbiór węzłów, do których przyłączone są siły elektromotoryczne podprzejściowe klasycznych gene-ratorów, liczba tych węzłów oznaczona jest jako zmienna G, dolny indeks przy wielkości opisującej sieć oznacza, że dana wielkość jest związana z tym zbiorem węzłów

Analiza zwarciowa sieci elektroenergetycznej z uwzględnieniem farm wiatrowych traktowanych jako sterowane źródła prądowe

50

W – zbiór węzłów, do których przyłączone są te farmy wiatrowe, gdzie użytkownik zdecyduje się na zastosowanie modeli dokładnych (źródeł prądowych); mogą to być z definicji wszystkie farmy w sieci, może byćtylko jedna – jest to zależne od intencji liczącego; liczba tych węzłów oznaczona jest jako zmienna W, dolny in-deks przy wielkości opisującej sieć oznacza, że dana wielkość jest związana z tym zbiorem węzłów

L – zbiór pozostałych węzłów sieci (obciążeniowych, elektrownianych, miejsc przyłączenia farm niemo-delowych dokładnie), liczba tych węzłów oznaczona jest jako zmienna W, dolny indeks przy wielkości opisującej sieć oznacza, że dana wielkość jest związana z tym zbiorem węzłów; w zbiorze tym zostaje wskazany węzeł objęty zwarciem oznaczony jako k.

Rys. 2. Schemat modelu sieci odpowiadający stanowi przed zakłóceniem

Model zwarciowy sieci przed wystąpieniem zakłócenia może być opisany za pomocą następującego rów-nania (2). Warto zwrócić uwagę, że zarówno odbiór, jak i generacja w farmach wiatrowych traktowane są tak jak w przypadku węzłów typu (P, Q), przy czym ich prądy węzłowe są zerowe z uwagi na to, że traktowane są jako wewnętrzne elementy modelu.

(2)

o oG GG GW GL G

oWG WW WL W

oLG LW LL L

00

I Y Y Y EY Y Y UY Y Y U

czyli:

(3) o

WG WW WLo WG o

LG LW LL L

00

Y Y Y UE

Y Y Y U

i w rezultacie:

(4) 1o

WW WL WG oWGo

LW LL LGL

Y Y YUE

Y Y YU

Model zwarciowy po wystąpieniu zwarcia trójfazowego w węźle k opisany jest za pomocą następującego równania (5). Indeks górny „z” prądów i napięć identyfikuje stan zwarcia.

(5)

z zG GG GW GL G

zW WG WW WL W

zL LG LW LL L

I Y Y Y EI Y Y Y UI Y Y Y U


51

Siły elektromotoryczne podprzejściowe i przejściowe spełniają warunek z oG GE E , natomiast w zbio-

rze węzłów W zostaje „uaktywniony” [Iw] – wektor źródeł prądowych (odpowiada farmie zawierającej wiatraki, dla których działa układ LVRT).

Po wykonaniu przekształceń:

(6) z

WG WW WLW z WG z

LG LW LLL L

Y Y YI UE

Y Y YI U

i następnie:

(7) z

WW WL WGW zWGz

LW LL LGLL

Y Y YIUE

Y Y YIU

otrzymuje się w rezultacie:

(8) 1 1z

WW WL WG WW WL WzWGz

LW LL LG LW LL LL

Y Y Y Y Y IUE

Y Y Y Y Y IU

Przedstawionemu opisowi odpowiada rys 3.

Rys. 3. Schemat modelu sieci odpowiadający stanowi przed zakłóceniem

Należy zauważyć, na postawie równania (4), że pierwszy składnik po prawej stronie równania (8) określa wektor napięć w sieci w stanie normalnej pracy. Tym samym:

(9) 1z o

WW WL WW Wz o

LW LL LL L

Y Y IU UY Y IU U

Równanie (9) można zapisać bardziej szczegółowo, wyróżniając w grupie węzłów Lwęzeł zwarcia oraz węzły pozostałe, czyli L R k . Prąd węzła k oznaczamy jako Ik (kierunek od węzła), prądy węzłowe dla węzłów zbioru R pozostają zerowe, a zatem:

(10)

z oW W WW WR W Wz oR R RW RR RWz o

W R

0-

k

k k k k kk kU U Z I

U U Z Z Z IU U Z Z Z

Z Z


52

Korzystając z ostatniego równania, otrzymuje się:

(11)

Wz oW R 0k k k k kk kU U Z I

IZ Z

(12) z oW Wk k k kk kU U Z I Z I

Ponieważ dla zwarcia trójfazowego zachodzi zależność z 0kU , możliwe jest wyznaczenie podstawowej wielkości poszukiwanej, czyli prądu zwarcia Ik. Zgodnie z warunkiem napięciowym w miejscu zwarcia otrzymuje się zależność:

(13) oW Wkk k k kZ I U Z I

Ostatecznie zatem wzór na prąd zwarciowy z udziałem farm wiatrowych wstrzykujących prąd do węzłów przyłączenia ma postać:

(14) o

W Wk kk

kk

UI

Z

Z I

lub:

(14a) o

W Wkkk

kk kk

UIZ Z

Z I

Pierwszy składnik w tym wzorze określa prąd w sieci bez udziału farm wiatrowych, drugi uwzględnia ich oddziaływanie w formie źródeł prądowych:

` (14b) W W

bWk

k kkk

I IZ

Z I

Wzór (14b) można zapisać, uwzględniając działania na pojedynczych elementach impedancyjnych:

(14c)

1bW

w

k i ii

k kkk

Z II I

Z

Należy jednak pamiętać, że model farmy w stanie zakłóceniowym odpowiadający źródłu prądowemu jest odpowiedni dla stanu, gdy napięcie w miejscu przyłączenia spadnie poniżej 80% napięcia znamionowego (lub poniżej innej określonej wartości). Obliczenia powinny sprawdzić, czy dla wszystkich węzłów zbioru W speł-niony jest ten warunek, a jeśli nie (napięcie jest wyższe), dany węzeł powinien być wykluczony ze zbioru, gdyż w takim przypadku farma nie jest źródłem prądu zwarciowego, tylko pracuje w normalnym reżimie produkcji mocy czynnej (zgodnym z aktualną prędkością wiatru i ustawieniem regulatora).

Tym samym istotnym elementem obliczeń jest wyznaczenie napięć w węzłach przyłączenia farm zaliczonych do zbioru W. W tym celu korzysta się z równania (10), otrzymując w postaci macierzowej.

(15a) z oW W WW W Wk kI U U Z I Z

lub dla każdego węzła należącego do zbioru W


53

(15b) z o

W W W1

w

i i ij i ik kj

U U Z I Z I

Wzór (15b) na napięcie na szynach farmy (lub na szynach siłowni w zależności od modelu) dla zwarcia

w węźle k uwzględnia zatem napięcie w stanie normalnym, które korygowane jest oddziaływaniem ze strony prądu w miejscu zwarcia (zmniejszenie napięcia) oraz oddziaływaniem prądowym ze strony innych farm (zwięk-szenie wartości napięcia).

Oddziaływanie prądowe farm wiatrowych zachodzi tylko dla prądu składowej zgodnej. Dla składowej prze-ciwnej i zerowej nie ma żadnego oddziaływania prądowego. Istotną rolę odgrywają oczywiście uziemione punk-ty gwiazdowe transformatorów farm, ale one podlegają klasycznemu modelowaniu. Tym samym modyfikacjawzorów na wartość prądu zwarcia polega na wprowadzeniu do licznika wyrażenia na wartość prądu składnika odpowiadającego oddziaływaniu farm wiatrowych, czyli:

(16)

W W[ ] [ ]k kZ I

W rezultacie na przykład wzór na prąd zwarcia, w przypadku zwarcia jednofazowego fazy L1 z ziemią, przyjmuje postać:

(17)Z I o

1 2 0 W W1 2 0

[ ] [ ]k k kk k k

kk kk kk

UI I IZ Z Z

Sposób wyznaczania innych wielkości (prądów fazowych) przebiega w sposób analogiczny jak dla zwarć wyznaczanych bez udziału farm.

Wartości napięć w miejscu przyłączenia farm wyznaczane są na podstawie napięć wyznaczonych zgodnie z teorią składowych symetrycznych z równań, w których tylko dla składowej zgodnej uwzględnia się oddziaływa-nie farm, czyli:

(18)

z(1) o 1W W WW W Wz(2) 2 2W Wz(0) 0 0W W

[ ] [ ] [ ][ ] [ ]

[ ] [ ]

[ ] [ ]

k k

k k

k k

III

U U Z I ZU ZU Z

Przedstawione wzory mogą zostać bez specjalnych problemów uwzględnione w algorytmie realizującym obliczenia zwarciowe.

3. PRZYKŁAD OBLICZEŃ

Rozważono bardzo prosty przykład sieci (rys. 4) zawierającej dwa źródła klasyczne oraz dwie farmy wia-trowe. Zamodelowano zwarcie w węźle 3.

Rys. 4. Schemat prostej sieci (miejsce zwarcia węzeł 3, farmy wiatrowe przyłączone w węzłach 1 i 2, wszystkie reaktancje równe 1,0 j.w.)


54

Dla podkreślenia prostoty przykładu przyjęto jednakowe wartości wszystkich reaktancji (rezystancje pomi-nięto) i normalny stan bez obciążenia. Przykład odniesiono do sieci 110 kV.

1,0 j.w.X typowe 20X

2 2p

p p

110 20 U

XS S

czyli p 600 MVAS

Rys. 5. Model odpowiadający sieci z rys. 4

Jeśli

p p110 kV 600 MVAU S

to

pp

p

600 3kA3 3110S

IU

Farma wiatrowa 50MW 50MVA (w uproszczeniu)

nF

50 0,262kA3110

I

nF

0, 262 0,087 j.w.3

I

Zakładamy zatem, że prąd znamionowy farmy wynosi 0,1 j.w., a jej prąd „wstrzykiwany” w stanie zakłóce-niowym wF 0,2 j.w.I

Obliczenia:Macierz impedancyjna modelu zwarciowego (wyznaczona jako inwersja macierzy admitancyjnej węzłowej)

0,75 0,25 0,50,25 0,75 0,50,5 0,5 1,0

Z

Prąd zwarcia 31 w1 32 w2k

33

1,1 0,5 0,2 0,5 0,21,1 1,1 0,1 0,1 1,3 j.w.1,0 1

Z I Z IIZ

Bez uwzględnienia farm prąd wynosi 1,1 j.w. (wzrost o 0,2 j.w.).Napięcie w węzłach 1 oraz 2


55

z ow1 w1 11 w1 12 w2 13 3 1,05 0,75 0,2 0,25 0,2 0,5 1,25

1,05 0,15 0,05 0,65 0,6 j.w.U U Z I Z I Z I

Tym samym warunek, aby napięcie w miejscu przyłączenia farmy było mniejsze od 0,8, jest spełniony.

4. OPIS ALGORYTMU

Algorytm obliczenia prądu zwarcia, uwzględniający modelowanie dokładne farm wiatrowych, przedstawio-no poniżej w punktach. Zapis stanowi alternatywę dla schematu blokowego, pozwala równocześnie na zamiesz-czenie pewnych wskazówek i uwag dla programistów. Z uwagi na konieczność uwzględnienia wpływu oddziały-wania prądu wstrzykiwanego przez farmy na wartość napięcia w miejscu ich zainstalowania, a także konieczność uwzględnienia wzajemnego oddziaływania farm, konieczna jest realizacja algorytmu w postaci wielokrotnie za-gnieżdżonych pętli mocno komplikujących obliczenia.

1. Start, odczyt kompletnego zestawu danych i budowa modelu zwarciowego; farmy modelowane są metodą uproszczoną jak źródła klasyczne, z impedancją wynikającą z zadeklarowanego współczynnika KLR.

2. Użytkownik wybiera opcję obliczenia dokładne dla farm wiatrowych, wszystkie farmy zaliczone do zbioru W będą uwzględniane w obliczeniach zwarciowych tak jak źródła prądowe.

3. Dla utworzonego zbioru W i zidentyfikowanych na jego podstawie farm, likwidowane są impedancjezwarciowe wynikające z modelowania uproszczonego.

4. Program przeprowadza faktoryzację zmodyfikowanego, pełnego modelu sieci.5. Użytkownik wybiera, spośród wszystkich węzłów, węzeł (tylko jeden) do obliczeń zwarciowych, ozna-

czony jako k.6. Program przeprowadza operację FFS (podstawienie proste) dla ścieżki faktoryzacji P(k), na pozycji k

znajduje się liczba 1 [6].7. Program przeprowadza operację BFS (podstawienie odwrotne) dla ścieżki P(W) – [6], jest to ścieżka

wyznaczona dla wszystkich węzłów zbioru W, w rezultacie otrzymuje się wektor kZ zawierający elementy impedancyjne na odpowiednich pozycjach.

8. Wyznacza się prąd w miejscu zwarcia zgodnie z zależnością

(19)

W1

( )1,05( ) ( )

i

i W

ki

kk k

i II

k k

Z

Z Z

gdzie: )(ikZ – element i–ty wektora impedancji

WiI – prąd wstrzykiwany do i-tego węzła przyłączenia farmy ze zbioru W wyznaczony jako krotność sumy prądów znamionowych siłowni tworzących farmę (domyślnie dla i-tej farmy kwi=1,8).

9. Rozpatruje się kolejny węzeł i-ty ze zbioru węzłów W i wyznacza się wartość napięcia według wzoru:

(20) W 1,0 ( )i k kU Z i I

10. Jeśli Uwi > 0,8, wyrzuca się ten węzeł ze zbioru W, czyli W:=W-i; powrót do 8.11. Czy rozpatrzono wszystkie węzły ze zbioru W? Jeśli nie, powrót do 9.12. Komentarz: w tym miejscu wyrzucono ze zbioru W te węzły przyłączenia farm, które są daleko od

miejsca zwarcia i w wyniku oddziaływania zwarciowego napięcie nie spada poniżej 0,8 UN, a więc trze-ba je usunąć z rozważań, bo farmy te normalnie pracują; weryfikacja napięć musi być jednak przepro-wadzona dalej, z uwagi na oddziaływania wzajemne farm.

13. Wyznacza się kolejny węzeł i-ty ze zbioru węzłów przyłączenia W.14. Program przeprowadza operacje FFS dla ścieżki P(i) – [6], na pozycji i jest liczba 1.


56

BIBLIOGRAFIA

15. Program przeprowadza operację BFS dla ścieżki P(W) – [6], ścieżka wyznaczona dla wszystkich wę-złów zbioru W, w rezultacie otrzymuje się wektor iZ .

16. Koryguje się wartość napięcia dla węzła i poprzez uwzględnienie oddziaływania węzłów pozostałych ze zbioru W

(21) W

W W W1

( )i i i jj

U U Z j I

17. Jeśli lista węzłów jest wyczerpana, skok do 18, jeśli nie, powrót do 13.18. Dokonuje się przeglądu napięć dla zbioru węzłów należących do W (zbiór uporządkowany malejąco

z uwagi na wartość napięcia).19. Pobiera się węzeł i-ty.20. Jeśli UWi < 0,8, powrót do 19, jeśli wszystkie węzły przejrzano, skok do 22.21. Jeśli UWi > 0,8, usuwa się węzeł i-ty ze zbioru W:=W-i; i następuje powrót do punktu 6 (cała ope-

racja obliczeniowa przeprowadzana jest od początku).22. Wydruk wartości prądu Ik oraz wartości napięć węzłów ze zbioru W (po korektach) – to są wielkości

wyjściowe tej opcji obliczeniowej programu zwarciowego.23. Koniec.

5. PODSUMOWANIE

W ramach testów opisanego powyżej sposobu „dokładnego” (raczej „dokładniejszego”) modelowania farm wiatrowych wykonano obliczenia dla rzeczywistych farm zaplanowanych do włączenia do sieci 110 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Uzyskane wartości prądów zwarciowych różniły się w istotny sposób od tych uzyskanych metodami tradycyjnymi. Może to świadczyć o zasadności implementacji tego typu modelowania farm wiatrowych w programach obliczeniowych, wykorzystywanych w energetyce zawodowej.

1. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa, 2009.2. Nordex F008_224_EN, Revision 2, 2008_07, Technical Description, Simulation of short circuit, K08, Grid short circiuit

with double fed asynchronous generator.3. Enercon Representation of Enercon Wind Turbines for Steady State Short-Circuit Calculations, dokument firmowy

z dnia 19.11.2007.4. PN-EN 60909 Short circuit calculations in three phase a.c. systems (norma IEC 60909 przyjęta do stosowania

w Polsce bez tłumaczenia).5. Wind Power in Power Systems (editor Thomas Akerman) John Willey and Sons 2005.6. Kacejko P., Machowski J., Zwarcia w systemach elektroenergetycznych, Wyd. II, WNT, Warszawa, 2009.


58Sylwester Robak, Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska Grzegorz Tomasik, Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

Autorzy / Biografie

Désiré Dauphin RasolomampiononaWarszawa / Polska

Wychowanek Politechniki Warszawskiej. Od 1994 roku pracuje na Wydziale Elektrycznym Politech-niki Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki. Obecnie jest kierownikiem Zakładu Automatyki Elektroenergetycznej. Jego zainteresowania na-ukowe koncentrują się głównie wokół problemów dotyczących automatyki elektroenergetycznej, sterowania pracą systemu elektroenergetycznego oraz zastosowania telekomunikacji i nowoczesnych technik informatycznych w elektroenergetyce.

Sylwester RobakWarszawa / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (1996). W 1999 roku obronił pracę doktorską, a dziewięć lat później uzyskał stopień doktora habilitowanego na swojej macierzystej uczelni. Zatrudniony na Politechnice Warszawskiej w 1999 roku pracował na stanowisku adiunkta, a od 2010 roku jest zatrudniony na sta-nowisku profesora nadzwyczajnego. Od 2008 roku pełni funkcję zastępcy dyrektora ds. nauki w Instytucie Elektroenergetyki PW. Obszar zainteresowań to stabilność systemu elek-troenergetycznego, sterowanie systemem elek-troenergetycznym, modelowanie matematyczne, projektowanie i dobór układów regulacji, generacja rozproszona.

Grzegorz TomasikWarszawa / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Poli-techniki Śląskiej w Gliwicach o specjalności sieci elektroenergetyczne. Karierę zawodową rozpoczy-nał w 1995 roku jako dyrektor ds. technicznych w spółce JUPITER. Od lipca 2004 roku do lipca 2005 roku pełnił funkcję wiceprezesa zarządu firmyEPC SA, a następnie dyrektora ds. rynku energii. Następnie podjął pracę na stanowisku dyrektora zadania w Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA) i prowadził strategicz-ne projekty, związane z rozwojem rynku energii elektrycznej oraz bezpieczeństwem pracy systemu elektroenergetycznego. We wrześniu 2009 roku został powołany na stanowisko prezesa zarządu CATA, zaś w styczniu 2011 roku na stanowisko członka zarządu PSE Operator SA.

Paweł ChmurskiWarszawa / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Poli-techniki Warszawskiej o specjalności elektroener-getyka. Karierę zawodową rozpoczynał w 1990 roku, w Zakładzie Automatyki Zabezpieczeniowej, w Instytucie Energetyki w Warszawie. W latach 1996–1997 pracował w PSE SA, a następnie, do 2008 roku, w firmie Energoprojekt-ConsultingSA (obecnie EPC SA), gdzie zajmował się głównie zagadnieniami z zakresu funkcjonowania rynków energii elektrycznej. Od 2008 roku pracuje w Cen-trum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o., pełniąc najpierw funkcję dyrektora zada-nia, a obecnie członka zarządu.

59

AKTUALNE MOŻLIWOŚCI ROZWOJU GENERACJI ROZPROSZONEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM

dr hab. inż., prof. nadzw. PW Sylwester Robak / Politechnika Warszawskadr hab. inż., prof. nadzw. PW Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska

mgr inż. Grzegorz Tomasik / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)mgr inż. Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

Praca naukowa współfinansowana ze środków budżetowych na naukę w latach 2010–2012 jako projekt badawczy

1. WSTĘP

Wypracowanie dla generacji rozproszonej jednej definicji, która byłaby do zaakceptowania przez naukow-ców oraz sektor przemysłowy w różnych krajach na całym świecie, napotyka duże trudności. Stąd literatura zagadnienia podaje wiele definicji tego pojęcia. Również w literaturze krajowej można spotkać odmienne defini-cje źródeł wytwórczych, zaliczanych do generacji rozproszonej. Jako typowe wyróżniki generacji rozproszonej, pozwalające umiejscowić ten sposób wytwarzania na tle innych źródeł, przyjmuje się [1], [2]:

1. Przeznaczenie (cel)2. Lokalizację w systemie (sieci elektroenergetycznej)3. Moc znamionową4. Obszar dostaw (dystrybucji) mocy5. Technologię wytwarzania6. Oddziaływanie na środowisko7. Tryb pracy8. Rodzaj prawa własności źródeł9. Udział w ogólnym wytwarzaniu energii.Z analizy materiału literaturowego, dotyczącego generacji rozproszonej, wynika, że zasadniczą cechą ge-

neracji rozproszonej jest jej lokalizacja blisko odbioru. Stąd definiuje się ją jako instalację i eksploatację mocywytworzonej przez obiekt wytwórczy, przyłączony bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej lub przyłączony po stro-nie odbiorcy.

Kolejną ważną cechą generacji rozproszonej jest moc osiągalna jednostek wytwórczych generacji rozpro-szonej oraz technologia wytwarzania – generację rozproszoną stanowią najczęściej źródła produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych lub niekonwencjonalnych, jak również w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, oraz zasobniki energii, przy czym:

• Odnawialnymi źródłami energii są źródła wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesie odprowa-dzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i zwierzęcych;

• Kogeneracją (produkcją energii w skojarzeniu) jest proces, w którym równolegle wytwarzana jest ener-gia elektryczna i cieplna. Kogeneracja opiera się na konwersji energii chemicznej paliwa (np. gazu ziem-nego) na energię elektryczną i ciepło. Układy skojarzone są stosowane wszędzie tam, gdzie istnieje rów-nocześnie zapotrzebowanie na ciepło (chłód) i na energię elektryczną. Układy skojarzone do produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu określane są jako trigeneracja lub układy podwójnie skojarzone.

Aktualne możliwości rozwoju generacji rozproszonej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym

Streszczenie

W artykule przedstawiono krótką dyskusję dotyczącą definicji generacji rozproszonej. Nakreślono stan obecnyoraz perspektywy rozwoju generacji rozproszonej w Polsce.

Opisano możliwości pozyskania jednostek generacji rozpro-szonej do celów sterowania pracą systemu elektroenerge-tycznego, poprzez świadczenie usług systemowych.

60

Uwzględniając powyższe czynniki, w przypadku uwarunkowań obowiązujących w Krajowym Systemie Elek-troenergetycznym przyjąć można następującą definicję generacji rozproszonej:

Generacją rozproszoną (źródłami rozproszonymi) są obiekty o mocy osiągalnej zazwyczaj nieprzekracza-jącej 50 MW, niepodlegające centralnej dyspozycji mocy, współpracujące z siecią dystrybucyjną (110 kV, SN i nn) lub bezpośrednio zasilające odbiorcę i których rozwój nie jest planowany centralnie. Generację rozproszoną sta-nowią najczęściej jednostki produkujące energię elektryczną ze źródeł odnawialnych lub niekonwencjonalnych, jak również w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, oraz zasobniki energii.

2. ŹRÓDŁA GENERACJI ROZPROSZONEJ ZAINSTALOWANE W KSE

Z bazy danych Stowarzyszenia Niezależnych Wytwórców Energii Skojarzonej wynika, że aktualnie w kra-ju zainstalowanych jest już prawie 250 źródeł GR na gaz ziemny, biogaz (wysypiskowy, z oczyszczalni ścieków i rolniczy, z biogazowni) oraz biometan z odmetanowania kopalń. Są to bardzo zróżnicowane źródła: turbinowe, silnikowe, w większości kogeneracyjne, ale także produkujące tylko energię elektryczną, o mocach elektrycznych od 5 kW do ok. 7,5 MW (baza nie uwzględnia większych źródeł).

Źródła turbinowe (14 źródeł) mają łączną moc elektryczną około 60 MW. Źródła silnikowe na gaz ziem-ny (36 źródeł o jednostkowej mocy elektrycznej poniżej 0,5 MW, 15 źródeł o jednostkowej mocy elektrycznej powyżej 0,5 MW) mają łączną moc elektryczną ok. 20 MW. Źródła silnikowe biogazowe na biogaz wysypiskowy i z oczyszczalni ścieków (ok. 150 źródeł) mają łączną moc elektryczną ok. 60 MW. Źródła silnikowe na biogaz rolniczy (12) mają łączną moc elektryczną około 15 MW. Źródła na biometan (13) mają łączną moc elektryczną ok. 30 MW.

Łączna moc elektryczna źródeł uwzględnionych w bazie wynosi 185 MW. Z danych Urzędu Regulacji Energetyki na 31 grudnia 2010 roku wynika, że łączna moc źródeł odnawial-

nych, wytwarzających energię elektryczną w Polsce, wynosi 2556 MW. Struktura źródeł odnawialnych, wytwa-rzających energię elektryczną w Polsce, została przedstawiona na rys. 1. i w tab. 1.

Sylwester Robak, Désiré Dauphin Rasolomampionona / Politechnika Warszawska Grzegorz Tomasik, Paweł Chmurski / Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii sp. z o.o. (CATA)

61

Rys. 1. Struktura źródeł odnawialnych, wytwarzających energię elektryczną (stan na 31.12.2010) [3]

* Ze względu na różne przedziały procentowego udziału biomasy (w całkowitym strumieniu paliwa), w odniesieniu do instalacji współspala-nia, nie podano całkowitej mocy zainstalowanej

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 2 0,938 8 2,394 22 420,208 59 4,263 4 2,54 3 5,95 2 0,000

zachodniopomorskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 3 1,363 4 4,415 4 2,654 1 84,6 21 140,995 87 6,466 14 8,392 4 11,353 1 6,675 2 0,000

pomorskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 5 1,589 2 1,142 1 0,220 1 0,5 11 50,375 75 5,619 7 3,889 3 5,8

warmińsko-mazurskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 2 1,782 1 2,126 7 2,818 2 7,4 1 42 155 166,309 43 2,26 5 3,375 3 11,2 1 8 2 186,2 2 0,000

kujawsko-pomorskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 3 2,072 1 0,7 8 78,25 11 0,643 1 93,5

podlaskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 1 0,37 2 1,25 1 0,5 1 1,8 2 0,6 31 0,971 13 10,585 9 15,356 1 91,33

lubuskie


wielkopolskieTyp Ilość Moc Typ Ilość Moc 4 1,06 17 9,21 2 100,5 1 2,08 1 0,011 22 10,57 18 1,254 2 0,825 1 20 4 0,000

mazowieckie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 2 2,989 4 3,336 66 63,745 1 3,564 36 2,154 3 0,000

łódzkie


dolnośląskie


lubelskie


świętokrzyskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 2 0,862 2 0,9 17 1,513 3 2,68 11 20,81 1 0,000

opolskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 11 4,249 14 8,583 1 0,21 2 0,022 11 3,8 27 2,397 1 0,36 2 33,6 9 0,000 1 0,000

śląskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 4 1,124 5 2,938 7 1,464 30 2,661 5 2,27 7 17,4 1 8 1 50 1 92,75 5 0,000

małopolskie

Typ Ilość Moc Typ Ilość Moc 5 2,083 3 1,764 1 0,58 1 6 14 26,78 9 0,649 1 0,825 1 8,3 1 198,6 2 0,000

podkarpackie


62

Tab. 1. Struktura źródeł odnawialnych, wytwarzających energię elektryczną

Lp. Typ instalacji Liczba instalacji Moc [MW]

1

elektrownie biogazowe 144 82,884

a) wytwarzające z biogazu z oczyszczalni ścieków 56 28, 474

b) wytwarzające z biogazu składowiskowego 80 45,994

c) wytwarzające z biogazu rolniczego 8 8, 416

2elektrownie wiatrowe 413 1 180,272

a) elektrownia wiatrowa na lądzie 413 1 180,272

3

elektrownie wodne 727 937,044

a) elektrownia wodna przepływowa do 0,3 MW 578 41,873

b) elektrownia wodna przepływowa do 1 MW 78 48,248

c) elektrownia wodna przepływowa do 5 MW 56 126,163

d) elektrownia wodna przepływowa do 10 MW 6 48,280

e) elektrownia wodna przepływowa powyżej 10 MW 6 289,800

f) elektrownia wodna szczytowo-pompowa lub przepływowa z członem pompowym 3 382,680

4

elektrownie realizujące technologię współspalania 41 0,000*

a)realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biomasa)

40 0,000*

b)realizujące technologię współspalania (paliwa kopalne i biogaz)

1 0,000*

5

elektrownie biomasowe 18 356,190

a) wytwarzające z biomasy z odpadów leśnych, rolniczych, ogrodowych 7 12,110

b)wytwarzające z biomasy z odpadów przemysłowych drewnopochodnych i celulozo-wo-papierniczych

6 230,200

c) wytwarzające z biomasy mieszanej 5 113,880

6wytwarzające z promieniowania słonecznego 3 0,033

a) wytwarzające z promieniowania słonecznego 3 0,033

Razem: 1 346 2 556, 423

* Ze względu na różne przedziały procentowego udziału biomasy (w całkowitym strumieniu paliwa), w odniesieniu do instalacji współspalania, nie podano całkowitej mocy zainstalowanej

3. ROZWÓJ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W POLSCE

W dokumencie Ministerstwa Gospodarki „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” [4], przyjętym przez Radę Ministrów w 2010 roku, o generacji rozproszonej można przeczytać: „Istotnym elementem poprawy bez-pieczeństwa energetycznego jest rozwój energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne źródła energii, jak metan czy OZE. Rozwój tego typu energetyki pozwala również na ograniczenie inwestycji sieciowych, w szcze-gólności w system przesyłowy. System zachęt dla energetyki rozproszonej w postaci systemów wsparcia dla OZE i kogeneracji będzie skutkował znacznymi inwestycjami w energetykę rozproszoną”.

Cele polityki energetycznej Polski dotyczące energetyki rozproszonej obejmują:a) w zakresie poprawy efektywności energetycznej

zmniejszenie strat sieciowych w przesyle i dystrybucji, poprzez modernizację obecnych i budowę no-wych sieci, wymianę transformatorów o niskiej sprawności oraz rozwój generacji rozproszonej

b) w zakresie wytwarzania i przesyłania energii elektrycznej oraz ciepłarozbudowę sieci dystrybucyjnych, pozwalającą na rozwój energetyki rozproszonej wykorzystującej lo-kalne źródła energii

c) w zakresie ograniczenia oddziaływania energetyki na środowiskozmianę struktury wytwarzania energii w kierunku technologii niskoemisyjnych oraz zwiększenie znacze-nia źródeł skojarzonych i rozproszonych.

Według „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku” w warunkach polskich decydujące znaczenie, w kontekście osiągnięcia postawionego celu 15-proc. udziału energii ze źródeł odnawialnych w struktu-rze energii finalnej brutto w 2020 roku, będą miały postępy poczynione w energetyce wiatrowej, produkcji


63

biogazu i biomasy stałej oraz w biopaliwach transportowych. Te cztery obszary w 2020 roku stanowić będą łącznie ok. 94% zużycia energii ze wszystkich źródeł odnawialnych. Tab. 2 przedstawia opracowaną w ramach „Polityki energetycznej” prognozę zainstalowanych mocy wytwórczych energii elektrycznej brutto w podzia-le na 17 rodzajów paliwa i zastosowanych technologii produkcyjnych. Do 2020 roku technologie odnawialne łącznie stanowić będą 25, 4% całkowitej mocy wytwórczej (22,6% w 2030 roku). Spadek tego odsetka w la-tach 2020–2030 wynika głównie z faktu uwzględnienia w zestawieniu energetyki jądrowej, która ma zaistnieć w Polsce po 2020 roku.

Tab. 2. Prognoza mocy wytwórczych energii elektrycznej brutto do 2030 roku [4]

Paliwo/technologiaMoce wytwórcze energii elektrycznej brutto w MW

2010 2015 2020 2025 2030

Węgiel brunatny – PC/Fluidalne 9 177 9 024 8 184 10 344 10 884

Węgiel kamienny – PC/Fluidalne 15 796 15 673 15 012 11 360 10 703

Węgiel kamienny – CHP 4 950 5 394 5 658 5 835 5 807

Gaz ziemny – CHP 710 810 873 964 1 090

Gaz ziemny – GTCC 0 400 600 1 010 2 240

Duże wodne 853 853 853 853 853

Wodne pompowe 1 406 1 406 1 406 1 406 1 406

Jądrowe 0 0 1 600 3 200 4 800

Przemysłowe węgiel – CHP 1 411 1 416 1 447 1 514 1 555

Przemysłowe gaz – CHP 50 63 79 85 92

Przemysłowe inne – CHP 730 834 882 896 910

Lokalne gazowe 0 22 72 167 278

Małe wodne 107 192 282 298 298

Wiatrowe 976 3 396 6 089 7 564 7 867

Biomasa stała – CHP 40 196 623 958 1 218

Biogaz CHP 74 328 802 1 293 1 379

Systemy fotowoltaiczne 0 0 2 16 32

Razem 36 280 40 007 44 464 47 763 51 412

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” nie uwzględnia dynamicznego rozwoju GR oraz rozwoju bu-downictwa plus-energetycznego, zakładanych w dyrektywach UE. Stąd istnieją także inne, odmienne koncepcje rozwoju energetyki w Polsce, które zakładają:

1. Możliwość całkowitej rezygnacji z energetyki jądrowej2. Znaczne ograniczenie wytwarzania energii z wykorzystaniem tradycyjnych technologii węglowych3. Szybki rozwój CHP w przemyśle4. Szybki rozwój układów CHP opartych na wykorzystaniu biogazu5. Zmniejszenie mocy wytwórczej o około 6000 MW (w stosunku do założeń rządowych) z uwagi na plano-

waną decentralizację wytwarzania energii (mniejsze straty przesyłu i konwersacji, wyższe sprawności urządzeń odbiorczych)

6. Dynamiczny rozwój rynku prosumenta (budynki plus-energetyczne), gdzie ponad 20% energii krajowej będzie wytwarzana lokalnie w budynkach plus-energetycznych.

Za prognozowanym dynamicznym, długoterminowym rozwojem energetyki rozproszonej przemawiają na-stępujące tezy [5]:

1. Wyczerpywanie się potencjału wynikającego z wdrożenia zasady TPA jako mechanizmu, ogólnie na świe-cie, zwiększania konkurencji na rynkach energii elektrycznej i gazu

2. Wzrost siły nowych technologii, zwiększających konkurencyjność na rynku energii elektrycznej i gazu poza zasadą TPA

3. Zapoczątkowanie handlu uprawnieniami do emisji CO2

4. Niesymetryczny system podatkowy, w szczególności akcyzowy (np. wysoka akcyza na benzynę i olej napędowy, brak akcyzy na gaz ziemny)


64

5. Strategia Komisji Europejskiej (budowa jednolitej unijnej przestrzeni bezpieczeństwa energetycznego, a nie elektroenergetycznego)

6. Wzrost znaczenia trendu, w którego ramach rozwój energetyki rozproszonej staje się produktem „ubocznym” działań na rzecz ochrony środowiska

7. Wpływ energetyki rozproszonej na kształtowanie systemu osadniczego i na jego przekształcenia (poli-tyka rozwoju regionalnego).

4. GENERACJA ROZPROSZONA JAKO ŹRÓDŁO REGULACYJNYCH USŁUG SYSTEMOWYCH

Obecne zasady zarządzania pracą źródeł generacji rozproszonej oraz warunki techniczne, jakie muszą spełniać te źródła, zależą głównie od mocy jednostkowej źródła (mocy pojedynczej jednostki wytwórczej), od poziomu napięcia znamionowego sieci, do której są przyłączone, oraz od miejsca przyłączenia (sieć zamknię-ta, sieć otwarta). W zależności od wymienionych uwarunkowań zasady te i warunki techniczne są określone w instrukcjach operatorów sieciowych: IRiESP oraz IRiESD.

Poszerzenie dotychczasowych możliwości zarządzania generacją rozproszoną obecnie upatruje się w po-zyskaniu tego typu źródeł do realizacji regulacyjnych usług systemowych. Regulacyjne usługi systemowe są to usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu przesyłowego, niezbędne do prawidłowego funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych wartości parametrów niezawodnościowych i jakościowych [6]. Pozyskanie generacji rozproszonej do celów sterowania pracą systemu elektroenergetycznego z poziomu operatora systemu przesyłowego należy wiązać z relatywnie dużymi (30 MW ÷ 50 MW) mocami znamionowymi pojedynczych jednostek generacji rozproszonej lub moż-liwością grupowania małych jednostek generacji rozproszonej. Pierwszy przypadek będzie występował sto-sunkowo rzadko i obecnie można go zaliczyć do grupy jednostek wytwórczych koordynowanych. W praktyce należy poszukiwać rozwiązań dotyczących dużej liczby małych jednostek wytwórczych.

Wyniki wstępnych analiz dotyczących wykorzystania źródeł generacji rozproszonej w zakresie usług sys-temowych wskazują, że w horyzoncie krótkookresowym, z punktu widzenia operatora sieci przesyłowej (OSP), można rozpatrywać udział generacji rozproszonej w następujących usługach [7], [8]:

1. Rezerwy sekundowej dla regulacji pierwotnej2. Rezerwy operacyjnej (wirującej i interwencyjnej) dla regulacji wtórnej oraz trójnej, w tym udział genera-

cji rozproszonej w programach DSR [9] oferowanych przez OSP (programy przeciwawaryjne).

W dłuższym horyzoncie czasowym można rozpatrywać udział generacji rozproszonej w usługach:1. Regulacji mocy biernej i napięć węzłowych2. Samostartu3. Pracy na wydzielony układ wyspowy.Usługi samostartu i pracy wyspowej mogą być obecnie rozpatrywane jako rozwiązania perspektywiczne.

Z technicznego punktu widzenia usługi w zakresie rezerw mocy mają największy potencjał aplikacyjny.Usługa w zakresie regulacji pierwotnej będzie szczególnie atrakcyjna dla dużych jednostek generacji roz-

proszonej, opartych na nieodnawialnych źródłach energii. W celu wykorzystania potencjału generacji rozpro-szonej na rzecz regulacji pierwotnej muszą być zastosowane odpowiednie środki techniczne w zakresie systemu sterowania (zarządzania). Oznacza to między innymi, że musi być wprowadzona komunikacja z każdą jednost-ką wytwórczą generacji rozproszonej w celu sterowania i monitorowania, które generatory i w jakim zakresie w danej chwili uczestniczą w regulacji pierwotnej. Z kolei każda jednostka wytwórcza powinna posiadać propor-cjonalny układ regulacji turbiny (regulacja zgodnie ze statyzmem turbiny).

Ponadto uczestnictwo źródła w regulacji pierwotnej powoduje konieczność pracy źródła z niepełnym wy-korzystaniem zdolności wytwórczych (praca przy obciążeniu poniżej mocy maksymalnej). Stąd cena usługi musi uwzględniać koszt utraconych korzyści. Koszt ten może być szczególnie wysoki w przypadku odnawialnych źródeł energii, które korzystają z różnorakich finansowych mechanizmów wsparcia (certyfikaty).

Można przyjąć, że wszystkie technologie źródeł generacji rozproszonej, charakteryzujące się krótkim cza-sem reakcji, są predestynowane do realizacji regulacji pierwotnej. Szczególnie układy wyposażone w przekształt-niki energoelektroniczne, tj. turbiny wiatrowe, ogniwa paliwowe czy mikroturbiny, są zdolne do świadczenia tej usługi.


65

BIBLIOGRAFIA

W przypadku układów wykorzystujących elektrownie wiatrowe w celu uzyskania regulacji częstotliwości konieczne jest zastosowanie trybu regulacji mocy czynnej delta mode, w którym utrzymywany jest stały zapas mocy z możliwością wykorzystania do celów regulacyjnych.

Duże możliwości w zakresie regulacji pierwotnej częstotliwości posiadają elektrownie gazowo-parowe CCGT oraz układy CHP z silnikami gazowymi (elektrownie i elektrociepłownie na biogaz technologicznie niewie-le różnią się od analogicznych układów gazowych, zasilanych gazem ziemnym, mają też podobne właściwości ruchowe). Efektywne wykorzystanie takich układów do pełnienia roli dostawców usług systemowych wymaga przede wszystkim umożliwienia produkcji energii elektrycznej w przypadku braku zapotrzebowania na ciepło. Niejednoczesność występowania zapotrzebowań na ciepło i energię elektryczną jest więc istotną przeszkodą. Uelastycznienie pracy bloków można uzyskać poprzez wykorzystanie akumulatorów ciepła lub rozbudowę układu o chłodnię i wytracanie w niej nadmiaru ciepła. W przypadku tego typu układów przychody ze świadczenia usług systemowych musiałyby być na tyle istotne, aby zrekompensować dodatkowe koszty i utracone przychody.

Aby możliwe było włączenie generacji rozproszonej w proces sterowania KSE, wciąż konieczne jest roz-wiązanie kilku kluczowych problemów, do których można zaliczyć:

1. Zasady tworzenia i funkcjonowania grup jednostek generacji rozproszonej2. Tryb pozyskiwania usług3. Sposób rozliczania usług4. Zakres i sposób wymiany informacji pomiędzy operatorami sieci oraz wytwórcami5. Zasady planowania pracy KSE z uwzględnieniem systemu zarządzania generacją rozproszoną.

5. PODSUMOWANIE

Obserwowany obecnie szeroki rozwój generacji rozproszonej w Polsce jest między innymi wynikiem pro-mowania przez Unię Europejską energii elektrycznej pochodzącej z rozproszonych źródeł energii, a w szczegól-ności ze źródeł odnawialnych. Pojawienie się generacji rozproszonej na dużą skalę w systemie elektroenergetycz-nym jest ciągle zjawiskiem nowym i powoduje wiele problemów o charakterze technicznym oraz ekonomicznym. Pozyskanie generacji rozproszonej do celów sterowania pracą systemu elektroenergetycznego wymaga wpro-wadzania odpowiednich i spójnych mechanizmów zarządzania. Opracowanie mechanizmów zarządzania genera-cją rozproszoną jest zadaniem bardzo trudnym i dotychczas nie zostało praktycznie kompleksowo rozwiązane. Obecnie liczne ośrodki naukowo-badawcze, często we współpracy z operatorami sieci dystrybucyjnej oraz ope-ratorami sieci przesyłowej, prowadzą liczne projekty zmierzające do opracowania spójnych mechanizmów zarzą-dzania generacją rozproszoną, które umożliwiłyby pozyskanie tego typu generacji na rzecz usług systemowych.

1. Ackermann T., Andersson G., Söder L., Distributed generation: a definition, Electric Power Systems Research, 57, 2001, pp. 195–204.

2. Paska J., Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej,Warszawa 2010.

3. Urząd Regulacji Energetyki, http://www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa.html.4. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, przyjęta przez Radę Ministrów 10.11.2009.5. Stabilizacja bezpieczeństwa energetycznego Polski w okresie 2008–2020 (z uwzględnieniem perspektywy 2050) za

pomocą mechanizmów rynkowych, własnych zasobów i innowacyjnych technologii, praca zbiorowa pod red. J. Popczyka, Gliwice, 2008.

6. Słownik pojęć, http://slownik.cire.pl/?id=235.7. Nyeng P., Pedersen K.O.H. and Østergaard J., Ancillary services from distributed energy resources – perspectives for

the Danish power system, IYCE 2007 Conference.8. Porter D., Strbac G., Mutale J., Ancillary service provision from distributed generation, CIRED2005 18th Interna-

tional Conference on Electricity Distribution.9. Rasolomampionona D.D., Robak S., Chmurski P., Tomasik G., Przegląd istniejących mechanizmów DSR stosowanych

na rynkach energii elektrycznej, Rynek Energii, nr 2 (87), 2010, s. 138–143.


66Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław, Politechnika WrocławskaEdward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / WrocławBogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna Warszawa

Autorzy / Biografie

Edward ZiajaWrocław/ Polska

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej. Od 1980 roku pozostaje związany z Instytutem Automatyki Systemów Energetycz-nych we Wrocławiu. Jest autorem i współautorem wielu patentów, wzorów użytkowych i wdrożeń w elektroenergetyce polskiej, jak również w Turcji i Algierii. Obecnie, jako prezes zarządu, kieruje Instytutem Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o.

Tomasz SikorskiWrocław / Polska

Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej, gdzie pracuje do dziś na stanowisku adiunkta. Doktoryzował się z zakresu analizy elek-troenergetycznych sygnałów zakłóceniowych z wykorzystaniem aparatu transformat czaso-wo-częstotliwościowych. Obecnie zajmuje się problematyką jakości energii oraz zagadnieniami współpracy źródeł rozproszonych z siecią elektro-energetyczną. Od czasu realizacji grantu MNiSW dla osób po doktoracie, związany jest również z Instytutem Automatyki Systemów Energetycz-nych we Wrocławiu.

Bogusław TerleckiKamieńsk / Polska

Absolwent Wydziału Chemii Politechniki Gdań-skiej oraz Wydziału Ekonomiczno-Socjologicznego Uniwersytetu Łódzkiego. Pracuje w Departamencie Eksploatacji Polska Grupa Energetyczna Energia Odnawialna SA na stanowisku zastępcy dyrektora Departamentu Eksploatacji. Zajmuje się eksploata-cją farm wiatrowych, m.in. farmą wiatrową w Kamieńsku, która została inkorporowana do Gru-py Kapitałowej PGE Energia Odnawialna Warszawa. Naukowo zajmują go zagadnienia związane z możli-wościami regulacyjnymi farm wiatrowych w systemie elektroenergetycznym.

67

DYNAMICZNE ASPEKTY PRACY FARMY WIATROWEJ – POMIARY I ANALIZY

dr inż. Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / WrocławPolitechnika Wrocławska

mgr inż. Edward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocławmgr inż. Bogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna

Warszawa

1. WPROWADZENIE

Specyficzny charakter pracy elektrowni wiatrowych jest zależny od warunków wiatrowych. Z drugiej stronyelastyczne możliwości dopasowania produkcji mocy czynnej i biernej, jakie dają współczesne układy energoelek-troniczne, sprawiają, że integracja farm wiatrowych z krajowym systemem elektroenergetycznym jest tematem aktualnym i rozwijanym. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej IRiESD [1] oraz Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej IRiESP [2] wyodrębniają kilka grup zagadnień związanych ze współpracą farm wiatrowych z KSE. Należą do nich: regulacja mocy czynnej, praca przy różnym napięciu i częstotliwości, załą-czanie do pracy i wyłączanie z sieci, regulacja napięcia i mocy biernej, wymagania dla pracy przy zakłóceniach w sieci, dotrzymywanie standardów jakości energii, koordynacja elektroenergetycznej automatyki zabezpiecze-niowej, monitoring i system telekomunikacji, testy sprawdzające.

Niniejsza praca obejmuje tematykę dynamiki pracy farmy wiatrowej w kontekście zdarzeń zakłóceniowych od strony sieci. W tym celu dokonano pomiarów rzeczywistych w farmie wiatrowej 30 MW, we wspólnym punk-cie przyłączenia 110 kV. Wprowadzono analizę teoretyczną technicznych możliwości podtrzymania pracy farmy w warunkach podnapięciowych oraz skonfrontowano ją z wynikami pomiarów pracy farmy w reżimie stałego współczynnika mocy.

Jednocześnie warto podkreślić, że podnoszony w artykule aspekt aktywnego udziału farmy wiatrowej w procesie współpracy z KSE, zarówno jako źródło mocy czynnej i biernej, podąża za dyskutowanymi obec-nie najnowszymi trendami rozwoju inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Jednym z szeroko omawianych produktów w zakresie wytwarzania są tzw. elektrownie wirtualne, zrzeszające wiele generacji rozproszonych w jeden wspólny system informatyczno-sterujący, skojarzony z chwilowym zapotrzebowaniem na energię oraz udziałem na rynku energii. To pozwoliłoby na tworzenie tzw. clustrów, które w elastyczny sposób mogłyby od-powiadać na dynamiczne zmiany zapotrzebowania mocy lub mieć udział w procesie regulacji pracy systemu czy rezerwowania mocy [10, 11].

2. CHARAKTERYSTYKA BADANEJ FARMY WIATROWEJ ORAZ UKŁADU POMIAROWEGO

Badaną farmę wiatrową stanowi 15 elektrowni wiatrowych produkcji firmy Enercon GmbH typ E70 – E4 o mocy 2 MW każda. Elektrownie te połączone są wewnętrznymi kablowymi liniami energetycznymi 30 kV. Wraz z niezbędnymi urządzeniami technicznymi stanowią całościowy zespół techniczny służący do produkcji energii elektrycznej na łączną moc farmy 30 MW [3, 4].

Generator pierścieniowy synchroniczny typu E70 – E4 jest bezpośrednio napędzany przez wirnik turbiny, osiągając moc znamionową przy prędkości wirnika ok. 21,5 obr./min i prędkości wiatru 12,7 m/sek. Wypro-wadzenie mocy na poziomie 0, 4 kV realizuje układ energoelektroniczny WEC (ang. Wind Energy Converter), wykorzystujący przekształtnik częstotliwości AC-DC-AC w obwodzie stojana, stanowiąc przykład elastycznego roz-

Streszczenie

Niniejsza praca przedstawia wybrane wyniki rze-czywistych pomiarów farmy wiatrowej o mocy 30 MW, przyłączonej do sieci dystrybucyjnej 110 kV. Zaprezento-wane analizy dotyczą dynamicznych aspektów współpracy

farmy z systemem w warunkach zakłóceń od strony sieci. Dyskusji poddano możliwości podtrzymania pracy elek-trowni 30 MW w warunkach podnapięciowych w stosunku do wymagań operatora.

Dynamiczne aspekty pracy farmy wiatrowej – pomiary i analizy

68

wiązania FIC (ang. Full Converter Interface). Skojarzenie z siecią następuje w punkcie przyłączenia z wewnętrzną siecią kablową za pomocą transformatora blokowego 30/0, 4 kV. Za kontrolę parametrów konwersji odpowie-dzialny jest nadrzędny system kontroli Grid Managment System. System ten kontroluje również w szerokim zakresie współpracę elektrowni z systemem zarówno pod względem realizacji wymogów operatorskich, w tym koordynacji zachowania się elektrowni podczas stanów zakłóceniowych, zachowania parametrów jakości energii oraz możliwości regulacyjnych mocy i częstotliwości, napięcia i mocy biernej [5]. Wizualizację podstawowych bloków funkcjonalnych elektrowni E70 przedstawia rys. 1.

Struktura sieci wewnętrznej 30 kV podzielona jest na dwa promienie po 7 oraz 8 elektrowni E70, przy czym w każdym promieniu istnieje jedna elektrownia wyposażona dodatkowo w układ statycznej kompensacji mocy biernej STATCOM (ang. Static Compensator). W rozdzielni 30 kV zainstalowano regulowany dławik kompensa-cyjny SN.

Farma przyłączona jest do sieci dystrybucyjnej 110 kV linią kablową do GPZ-u Operatora Systemu Dystry-bucyjnego (OSD). Farmy nie obejmuje regulacja nadrzędna w ramach automatyki stacyjnej, tzn. automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej w węźle wytwórczym (ARNE – Automatyczna Regulacja Napięcia Elektrowni) oraz automatycznej regulację napięcia w sieci, wykorzystująca regulacji napięcia transformatora (ARST – Auto-matyczna Regulacja Stacji Transformatorowej). Dodatkowo położenie farmy w pobliżu dużej klasycznej elektrow-ni sprawia, że warunki sieciowe należy uznać za sztywne i w dużej mierze wymuszane przez pracę elektrowni systemowej.

Pomiary wykonano w obwodach wtórnych przekładników napięciowych i prądowych strony wysokiej trans-formatora sieciowego 110 kV (wyprowadzenie mocy do systemu) oraz dodatkowo po stronie niskiej transforma-tora sieciowego 30 kV. Rejestracji dokonano za pomocą urządzeń klasy A, skonfigurowanych do zapisu ciągłegodanych z uśrednianiem 1 min, 10 min, 15 min oraz wartości skutecznych 200 ms z wykorzystaniem algorytmu półokresowego. Dodatkowo wyzwalano rejestrację 0,8 s oscyloskopowych sygnałów napięć i prądów, w zależno-ści od przyjętych przekroczeń poziomów, w celu wychwycenia i zapamiętania zakłóceń. Podział czasu rejestracji wynosi 0,2 s/0,6 s, gdzie 0,2 s obejmuje czas przed stanem przejściowym. Częstotliwość próbkowania: 10 240 Hz. Lokalizację punktów pomiarowych na schemacie wyprowadzenia mocy z farmy przedstawia rys. 2.

Rys. 1. Wizualizacja podstawowych bloków funkcjonalnych elektrowni E70

0,4 kV 30 kV

Tomasz Sikorski / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / Wrocław, Politechnika WrocławskaEdward Ziaja / Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. / WrocławBogusław Terlecki / Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk Grupa Kapitałowa PGE Energia Odnawialna Warszawa

69

Rys. 2. Przyłączenie farmy wiatrowej do systemu oraz lokalizacja układów pomiarowych

3. ANALIZA TEORETYCZNA MOŻLIWOŚCI TECHNICZNYCH PODTRZYMANIA PRACY FARMY W SIECI

Chcąc omówić pracę farmy w warunkach zakłóceniowych, należy zwrócić uwagę na współdziałanie grupy zabezpieczeń elektroenergetycznych podstawowych, chroniących poszczególne elektrownie i wreszcie farmę, oraz zabezpieczeń od skutków zakłóceń w systemie. W grupie zabezpieczeń podstawowych znajdują się m.in. zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i bezzwłoczne, zabezpieczenia od zwarć doziemnych, zabezpieczenia od przepięć i zabezpieczenia temperaturowe. Do grupy zabezpieczeń od skutków zakłóceń w systemie należą za-bezpieczenia podnapięciowe, nadnapięciowe, podczęstotliwościowe, nadczęstotliwościowe. Rola zabezpieczeń od skutków zakłóceń w systemie obejmuje zarówno ochronę farmy, jak np. zabezpieczenie nadnapięciowe, ale również zapobieganie zbędnemu wyłączaniu farmy z pracy w systemie. Cel ten nabiera szczególnego znaczenia w sieciach słabszych, gdzie farma może pełnić rolę wzmacniającą, lub w systemach o dużym nasyceniu lokalnym farm. Najczęściej podawane przykłady dotyczą podtrzymania pracy farmy mimo spadku częstotliwości na skutek ubytku mocy w systemie lub zachowania się elektrowni w obliczu zwarć w systemie. Szybkie wyłączenie far-my przez zabezpieczenia podczęstotliwościowe mogłoby prowadzić do dalszego niezbilansowania mocy czynnej i głębszego spadku częstotliwości. Natomiast zwarcia w systemie rozpoznawane są przez zabezpieczenia podna-pięciowe elektrowni jako obniżenie napięcia. Jednocześnie zwarciowa automatyka zabezpieczeniowa systemowa (stacyjna) reaguje na zwarcie w czasie relatywnie krótkim (kilkadziesiąt – sto kilkadziesiąt milisekund). Podobnie więc szybkie wyłączenie elektrowni przez zabezpieczenia podnapięciowe elektrowni, w czasie krótszym niż likwi-dacja zwarcia przez automatykę systemową, może wprowadzić dodatkową deregulację w systemie [6, 7].

Ostatecznie dla elektrowni wiatrowych opracowano i podano w IRiESP oraz IRiESD, zwanych również Ko-deksami Sieci (Grid Codes), profile punktu pracy elektrowni ze względu na warunki częstotliwościowe i napięcio-we w punkcie przyłączenia. Rys. 3 ilustruje warunki napięciowe w postaci charakterystyki U = f (t) wymaganego zakresu podtrzymania pracy elektrowni wiatrowej w przypadku wystąpienia zakłócenia w sieci, skutkującego obniżeniem napięcia (najczęściej z powodu zwarć). Dla zakłóceń o wartościach napięć i czasie trwania lokującym je w obszarze nad krzywą praca farmy powinna być podtrzymana [1, 2].


70

Jak podają dane producenta i literaturowe [5, 8, 9], w rozwiązaniu elektrowni Enercon istnieje możliwość rozszerzenia możliwości głównego układu konwersji AC-DC-AC (WEC+FACTS) o cechy charakterystyki przejścia elektrowni przez podnapięciowe warunki zakłóceniowe w postaci opcji UVRT (Under Voltage Ride Through). Pro-ducent podaje możliwości tego rozwiązania do 5 s zakłócenia, tak jak zdefiniowano na charakterystyce operatorasystemowego. Ze względu na odseparowanie strony generacji od punktu przyłączenia do wewnętrznej sieci nn, przez połączenie stałoprądowe, istnieje możliwość pracy wirnika i przekształtnika niezależnie od warunków napię-ciowych. W celu podtrzymania kontroli procesu konwersji AC-DC-AC oraz pracy urządzeń technicznych do części stałoprądowej podłącza się wewnętrzny układ podtrzymania zasilania UPS. Rozwiązanie układu WEC+FACTS daje elastyczne możliwości produkcji mocy czynnej lub mocy biernej w trakcie zakłócenia od strony sieci.

Podtrzymanie pracy elektrowni podczas zwarcia w systemie może przebiegać według czterech scenariuszy: • podtrzymanie produkcji mocy czynnej i biernej ze stałą relacją P/Q• podtrzymanie produkcji tylko mocy czynnej• głównie „wstrzykiwanie” mocy biernej• tryb zerowej mocy (ZPM Zero Power Mode).Opisywane przez producenta możliwe tryby pracy elektrowni w warunkach podnapięciowych są ogra-

niczone charakterystyką dopuszczalną U = f (t) oraz zadziałaniem pozostałych zabezpieczeń, zarówno z grupy podstawowej, jak i dedykowanych współpracy z siecią.

Rys. 3. Charakterystyki U = f (t) wymaganego zakresu pracy elektrowni wiatrowej w przypadku wystąpienia zakłócenia w sieci (IRiESP oraz IRiESD)

Rys. 4. Analiza teo-retyczna możliwości podtrzymania pracy elektrowni E70 podczas zwarcia przy wykorzysta-niu regulacji UVRT


71

W pierwszym trybie na skutek obniżenia warunków napięciowych następuje ograniczenie mocy czynnej i biernej ze stałym współczynnikiem mocy. W drugim trybie ograniczenie dotyczy mocy czynnej, ale przy zero-wych wartościach mocy biernej. W warunkach brzegowych układ konwersji energii przechodzi z trybu zasilania sieci mocą czynną do „wstrzykiwania” do sieci prądu biernego i to do zakresu mocy znamionowych. W ten spo-sób możliwa jest realizacja jednej z najnowszych koncepcji wykorzystania elektrowni wiatrowych jako źródła mocy biernej i wsparcia pracy systemu podczas zwarcia. Należy jednak podkreślić, że takie wykorzystanie zależy od lokalizacji elektrowni w systemie pod względem rozpływów mocy. Innym trybem pracy rozwiązania UVRT jest praca w tzw. trybie zerowej mocy ZPM (Zero Power Mode). Ten tryb pracy układu UVRT powoduje zatrzymanie wstrzykiwania prądu biernego do systemu oraz brak produkcji mocy czynnej. W wielu wypadkach uwarunkowane jest to charakterystyką punktu przyłączenia i wymogami warunków technicznych przyłączenia.

Istnieje również możliwość kombinacji trybów pracy układu UVRT, np. z początkiem zwarcia następuje aktywna praca układu UVRT, a przy bardzo małym poziomie napięcia układ przechodzi to trybu ZPM, gotów do ponownej aktywacji, jeśli podczas 5 s przemijania zwarcia następuje zgodność z wymaganą charakterystyką U = f (t).

4. POMIARY RZECZYWISTE

W trakcie przeprowadzanych pomiarów zarejestrowano zdarzenia w sieci, głównie widziane od strony farmy, jako krótkie zapady napięcia. Do analiz i prezentacji dynamiki pracy farmy wybrano zdarzenie o najdłuż-szym czasie trwania i największej głębokości zapadu napięcia, tj. zapad wywołany przemijającym zwarciem do-ziemnym przemijającym w fazie L1 sieci 110 kV. Szczegóły zdarzenia oraz parametrów rejestracji w WPP 110 kV przedstawia tab. 1.

Tab. 1. Charakterystyka wybranego zdarzenia oraz parametrów rejestracji w WPP 110 kV

Charakterystyka zarejestrowanego zakłócenia

Rodzaj zakłócenia Data, godzina Parametr 1 Parametr 2 Warunki

Zapad napięcia 3-f o znaczącym zapadzie w fazie L1

22.05.2010 20:07:50.85 Czas trwania zapadu159,90 ms

Napięcie w zapadzie L140,26 kV

P = 3,7 MWQ = -0,2 Mvar

Parametry rejestracji

Rejestracja wyzwalana sygnałów oscyloskopowych napięć i prądów

długość rejestracji 0,8 s z podziałem na 0,2 s przed rozpoczęciem zdarzenia i 0,6 s po zdarzeniu; częstotli-wość próbkowania 10,240 kHz (rozdzielczość czasowa 0,0976 ms, 2048 próbek na 10 okresów składowej podstawowej)

Rejestracja ciągła wartości skutecz-nych rms

algorytm półokresowy, interwał uśredniania 200 ms, rozdzielczość czasowa 1 wartość na 10 okresów składowej podstawowej

W efekcie omawianego zdarzenia sieciowego zarejestrowano udar prądowy z ok. 20 A na fazę przed zda-rzeniem do około 140 A po zdarzeniu oraz zapad napięcia w fazie L1 do wartości 40,26 kV, tj. 63, 4% fazowego skutecznego napięcia znamionowego strony 110 kV, o czasie trwania 160 ms. Następnie nastąpiło odłączenie farmy od systemu, a ponowne załączenie farmy na sieć miało miejsce po ok. 4 minutach od wyłączenia.

Rys. 5. Fragment prze-biegów napięć i prądów zarejestrowanych w WPP 110 kV podczas przemijającego zwarcia doziemnego w fazie L1 po stronie sieci


72

Omawiany przypadek zwarcia od strony sieci widziany jest od strony farmy jako przemijający zapad na-pięcia. Parametry tego zjawiska, tj. głębokość i czas trwania zapadu, lokują go na wymaganej przez IRiESP oraz IRiESD charakterystyce U = f (t) w obszarze podtrzymania pracy farmy. Współpraca zabezpieczeń podstawo-wych, w tym nadprądowych, i od skutków zdarzeń w systemie nie pozwala jednak na podtrzymanie pracy farmy podczas tego zjawiska.

Przedstawiona analiza teoretyczna możliwości i trybów sterowania układem AC-DC-AC w doposażeniu re-gulacji UVRT wykazuje szerokie możliwości współpracy farmy z systemem w scenariuszu podtrzymania pracy. Obecnie jednak farma pracuje w trybie regulacji stałego współczynnika mocy, a podtrzymanie nie jest realizo-wane.

Rys. 6. Ocena warunków produkcji mocy w WPP 110 kV podczas zwarcia 1-f ze względu na tryb pracy farmy „ze stałym współczynnikiem mocy”

Rys. 7. Ocena warunków napięciowych w WPP 110 kV podczas zwarcia 1-f ze względu na wymagania charakterystyki U = f (t) IRiESD, IRiESP


73

BIBLIOGRAFIA

5. PODSUMOWANIE

Wymagania stawiane współpracy farm wiatrowych z systemem elektroenergetycznym obejmują wiele zagadnień i podlegają dyskusji. Prezentowany w pracy aspekt oceny możliwości produkcyjnych mocy czynnej i biernej farmy wiatrowej 30 MW, wyposażonej w układy energoelektroniczne elastycznego sterowania mocą, pozostaje w konfrontacji z obowiązującymi wymaganiami instrukcji ruchu i eksploatacji utrzymywania współ-czynnika mocy tgφ na poziomie 0, 4. Spełnienie tego wymogu bardzo silnie ogranicza możliwości elastycznej regulacji mocy biernej. Rozważanie udziału farm wiatrowych o mocy mniejszej niż 50 MW w systemowych pro-cesach regulacyjnych wymagałoby opracowania strategii dopasowania współczynnika mocy. Omawiane w pracy zagadnienia są wkładem w szeroko rozpoczętą dyskusję nad inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi, w szczególności w zakresie aktywnej integracji źródeł rozproszonych z systemem elektroenergetycznym w po-staci tzw. elektrowni wirtualnych.

1. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) PGE Dystrybucja Łódź-Teren SA, zatwierdzona uchwałą z 154/2008 z dnia 11.06.2008, w szczególności załącznik 3: Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej wraz z punktem 7 załącznika: Dodatkowe wymagania dla elektrowni wiatrowych. PGE Dystrybucja Łódź-Teren SA.

2. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowych (IRiESP) – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci (wersja 1.2, z dnia 17.03.2007 uwzględnia zmiany wprowadzone kartami aktualizacji K/1/2007, K/2/2007), a w szczególności punkt II.B.3.3.3. Wymagania techniczne i warunki pracy farm wiatrowych, PSE SA Operator.

3. Gawdzik M., Rumik A., Elektrownia Wiatrowa Kamieńsk – folder informacyjny.4. Portal EW Kamieńsk http://www.ewk.pl.5. Grid integration and wind farm management – folder, http://www.enercon.de.6. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT 2009.7. Grządzielski I., Sposoby kompensacji mocy biernej farm wiatrowych, Nowoczesne elementy układów przyłączenio-

wych do systemu elektroenergetycznego – przyłączanie farm wiatrowych, Międzynarodowe Targi Energetyki Expopower, Poznań, 2010.

8. Hartge S., Wachtel S., Technical and economical benefits of wind energy converters with FACTS capabilities for po-wer system and the grid integration of wind power, EWEC Conference 2007.

9. Wachtel S., Wind energy converters with FACTS capabilities and their options for the grid integration of wind power into power systems, NZ Wind Energy Conference 2010.

10. Pudjianto D., Ramsay C., Strbac G., Microgrids and virtual power plants: concepts to support the integration of distributed energy resources, Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of Power and Energy, volume 222, no. 7, 2008.

11. www.encorp.com – Encorp Corporation: Virtual Power Plant – Product and Technical Data Sheet.


74Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

Autorzy / Biografie

Wiesław NowakKraków / Polska

Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej. Tytuł zawodowy mgr. inż. (1988), a na-stępnie stopnie naukowe doktora (1995) oraz doktora habilitowanego (2006) w zakresie elektrotechniki uzyskał na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH. Od 1987 zatrudniony jest w Akademii Górniczo--Hutniczej, obecnie na stanowisku profe-sora nadzwyczajnego. Jego specjalnością naukową jest elektroenergetyka, a głów-ne zainteresowania naukowe dotyczą komputerowego modelowania i analizy stanów dynamicznych w ukła-dach elektroenergetycznych.

Rafał TarkoKraków / Polska

Studia magisterskie na kierunku elektro-technika, specjalność elektroenergetyka, ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH (2001). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale (2007). Od 2001 roku pracuje w Katedrze Elek-trotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego główne zainteresowania naukowe dotyczą analizy narażeń eksploatacyj-nych i elektromagnetycznych stanów przejściowych w układach elektroener-getycznych.

Waldemar SzpyraKraków / Polska

Dyplom inżyniera elektryka na Wydziale Elektrotechniki Górniczej i Hutniczej Akademii Górniczo-Hutniczej w Kra-kowie obronił w roku 1975. Stopień doktora zdobył w roku 1998 na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH w Krakowie. Obecnie adiunkt w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się modelowaniem, es-tymacją stanu pracy i optymalizacją sieci rozdzielczych, zastosowaniem metod sztucznej inteligencji w elektroenergety-ce oraz gospodarką elektroenergetyczną.

Andrzej MakuchKraków / Polska

Studia magisterskie ukończył na Wydzia-le Elektrotechniki, Automatyki, Informa-tyki i Elektroniki, kierunek elektrotechni-ka, specjalność elektroenergetyka, w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (2010). Od 2010 roku pracu-je w Katedrze Elektrotechniki i Elektro-energetyki swojej macierzystej uczelni. Jego główne zainteresowania dotyczą komputerowego modelowania automa-tyki zabezpieczeniowej.

Mariusz BeneszKraków / Polska

Studia magisterskie na kierunku elektro-technika, specjalność elektroenergetyka, ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki Elektroniki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (2006). Od 2008 roku pracuje w Kate-drze Elektrotechniki i Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Jego zainte-resowania dotyczą szeroko rozumianej problematyki narażeń eksploatacyjnych w układach elektroenergetycznych.

75

FERROREZONANS JAKO ŹRÓDŁO ZAKŁÓCEŃ I AWARII W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ

dr inż. Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowiedr hab. inż. Wiesław Nowak / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

dr inż. Waldemar Szpyra / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowiemgr inż. Mariusz Benesz / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

mgr inż. Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

1. WSTĘP

Zjawisko ferrorezonansu ma miejsce, gdy rdzeń ferromagnetyczny wewnątrz urządzeń elektroenerge-tycznych – przede wszystkim przekładników napięciowych oraz nieobciążonych transformatorów – pracuje w warunkach nasycenia, a indukcyjność staje się w tej sytuacji elementem nieliniowym. W praktyce ferrore-zonans może zostać zainicjowany nawet przez chwilowe wprowadzenie rdzenia w nasycenie, np. w wyniku czynności łączeniowych lub zmiany wartości napięcia wskutek doziemienia. Pomimo że zjawisko to znane jest w elektroenergetyce od lat 30. ubiegłego wieku, to do chwili obecnej nie sprecyzowano skutecznych kryteriów diagnozowania możliwości jego występowania oraz sposobów przeciwdziałania [1, 2].

Ferrorezonans stanowiący istotne źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć, np. [3], jest groźny w skutkach z dwóch zasadniczych powodów:

• znacznego nasycenia rdzenia, co może prowadzić np. do cieplnego zniszczenia uzwojenia pierwotnego przekładników napięciowych

• powstawania (niejednokrotnie długotrwałych) przepięć ferrorezonansowych o charakterze doryw-czym.

Ponadto wzrost potencjału punktu neutralnego powoduje również, że w układzie pojawia się składowa zerowa napięcia, mogąca fałszować działania układów zabezpieczeń ziemnozwarciowych [4].

W referacie przedstawiono analizę ferrorezonansu, który wystąpił w sieci rozdzielczej o napięciu 6 kV i doprowadził do zakłóceń w pracy tej sieci. Analizę przeprowadzono na podstawie opracowanych dla progra-mu EMTP-ATP modeli układu sieci oraz wyników badań symulacyjnych, mających na celu określenie warunków i skutków występowania ferrorezonansu, jak i sposobów jego eliminacji.

2. CHARAKTERYSTYKA ANALIZOWANEGO UKŁADU – GENEZA PROBLEMU

Przedmiotem analizy jest fragment sieci elektroenergetycznej o napięciu 6 kV, zasilany ze stacji 110/6 kV (GPZ) oraz z elektrociepłowni (EC). Uproszczony schemat rozdzielni SN przedstawiono na rys. 1. GPZ zasilany jest przez transformatory o przekładni 115±10%/6,3 kV (TR-1) oraz 115±10%/6,6 kV (TR-2) o mocy 16 MVA każ-dy. W elektrociepłowni pracuje generator o mocy 11, 4 MVA. Łączna długość linii kablowych SN w tym układzie wynosi ponad 60 km. Analizowana sieć pracuje z izolowanym punktem neutralnym, przy czym wartość prądu ziemnozwarciowego sieci zasilanej w układzie normalnym z transformatora nr 1 wynosi Ic1 = 52,05 A, natomiast dla sieci zasilanej z transformatora nr 2 wartość ta wynosi Ic2 = 40,99 A.

Ferrorezonans jako źródło zakłóceń i awarii w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć

Streszczenie

Artykuł dotyczy analizy sieci elektroenergetycznych średnich napięć, która przeprowadzona została w celu rozpoznania warunków eksploatacji w aspekcie występo-wania ferrorezonansu. Zaprezentowano udokumentowany przypadek wystąpienia ferrorezonansu, który doprowadził

do uszkodzenia przekładników napięciowych. Analizę przeprowadzono na podstawie opracowanego modelu układu sieci oraz wyników badań symulacyjnych, mających na celu określenie warunków i skutków występowania ferrorezonansu, jak i sposobów jego eliminacji.

76

Rys. 1. Uproszczony schemat rozdzielni SN analizowanej sieci

W sieci 6 kV miało miejsce zakłócenie, które doprowadziło do awarii (eksplozji) przekładników napięciowych w polach pomiarowych (pola 0 i 16), w rozdzielni 6 kV GPZ oraz w rozdzielni elektrociepłowni (pola 12 i 17).

Przyczyną tego zakłócenia było zwarcie w linii kablowej zasilanej z GPZ (pole 24) i otwarcie wyłącznika w tym polu, na skutek zadziałania zabezpieczenia przetężeniowego oraz ziemnozwarciowego. Kilka minut po wyłączeniu linii nastąpiło wyłączenie transformatora nr 2 w wyniku zadziałania zabezpieczenia zwarciowego oraz przetężenio-wego. W wyniku zadziałania automatyki SZR sieć została przełączona na zasilanie z transformatora nr 1.

Na podstawie tego pasma zdarzeń można postawić hipotezę, że w linii kablowej doszło początkowo do zwarcia doziemnego, które przerodziło się w zwarcie dwufazowe z ziemią. Natomiast po odłączeniu uszkodzo-nej linii kablowej w sieci wzbudził się nietłumiony (długotrwały) ferrorezonans, który spowodował poważne przeciążenie uzwojeń pierwotnych przekładników napięciowych, włączonych doziemnie, i w konsekwencji ich uszkodzenie. Rozerwanie przekładników w rozdzielni 6 kV w GPZ (po kilku minutach od odłączenia uszkodzonej linii kablowej) doprowadziło do zwarcia szyn w polu pomiarowym i zadziałania automatyki SZR, która zmieniła układ pracy rozdzielni z normalnego na awaryjny (zasilany z transformatora TR-1).

Analiza wyników obliczeń symulacyjnych, zaprezentowana w dalszej części artykułu, dowodzi prawdziwo-ści postawionej tezy o przyczynach awarii zaistniałej w sieci 6 kV.

3. MODEL KOMPUTEROWY ANALIZOWANEJ SIECI 6 KV

Model analizowanej sieci 6 kV został opracowany w programie symulacyjnym EMTP-ATP (ang. ElectroMa-gnetic Transients Program). Ponieważ wstępna analiza zakłóceń w GZP wskazywała na zjawisko ferrorezonansu jako przyczynę uszkodzeń przekładników napięciowych, dlatego w opracowywanym modelu uwzględniono nie-liniową zależność od napięcia prądu magnesowania rdzeni przekładników napięciowych. Na podstawie danych rzeczywistej sieci oraz na podstawie przygotowanych modeli przekładników napięciowych opracowano model układu 6 kV (rys. 2), w skład, którego wchodzą:

• GPZ• linie kablowe 6 kV wychodzące z GPZ• rozdzielnia 6 kV elektrociepłowni EC.

Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Waldemar Szpyra, Mariusz Benesz, Andrzej Makuch / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

77

Rys. 2. Model analizowanej sieci 6 kV w programie ATPDraw


78

Parametry odwzorowanych elementów układu zostały zaimplementowane na podstawie szczegółowych planów sieci elektroenergetycznej, kart katalogowych zainstalowanych w niej urządzeń oraz pomiarów labo-ratoryjnych przekładnika napięciowego pracującego w analizowanej sieci SN. Realizacja celu analizy wymagała dokładnego odwzorowania wszystkich elementów sieci mogących mieć wpływ na przebiegi napięć i prądów w stanach nieustalonych, a więc mogących wywołać zaistniałą awarię przekładników. Elementami odwzorowa-nymi w modelu są w szczególności:

• system elektroenergetyczny 110 kV• transformatory 110/6 kV zainstalowane w GPZ, odwzorowane w procedurze BCTRAN• linie kablowe łączące poszczególne stacje zasilane z GPZ, odwzorowane w procedurze CABLE CON-

STANTS• przekładniki napięciowe• układ do tłumienia ferrorezonansu.Na podstawie uzyskanych wyników pomiarów przekładników napięciowych 6 kV opracowano model kom-

puterowy, będący podstawą do dalszej analizy pracy sieci i badań symulacyjnych. Na potrzeby opracowania modelu wykonano pomiary charakterystyk magnesowania oraz napięć zwarcia przekładnika napięciowego 6 kV (takiego samego typu jak przekładniki zainstalowane w rozdzielni) o następujących danych znamionowych:

• napięcie znamionowe uzwojenia pierwotnego U1n : 6000/√3V• napięcie znamionowe uzwojenia wtórnego U2n : 100/√3V• napięcie znamionowe uzwojenia dodatkowego U2dn : 100/3 V• klasa: 0,5• moc znamionowa: 50 VA.W tab. 1 przedstawiono wyniki pomiarów prób zwarcia pomiędzy poszczególnymi parami uzwojeń. Nato-

miast zmierzoną od strony uzwojenia wtórnego charakterystykę magnesowania przekładnika przedstawiono na rys. 3.

Tab. 1. Wyniki prób zwarcia przekładnika napięciowego 6 kV

Zaciski A – N uzwojenia pomiarowego

Zaciski a – n uzwojenia wtórnego

Zaciski da – dn uzwojenia dodatkowego

U, V I, A P, W cosφ

zwarte zasilane rozwarte 5, 48 2,93 14,18 0,96

rozwarte zasilane zwarte 6,88 3,36 22 0,88

zwarte rozwarte zasilane 2,78 1,93 4,76 0,89

Rys. 3. Charakterystyka prądowo-napięciowa magnesowania przekładnika napięciowego 6 kV (zmierzona po stronie wtórnej)

Schemat modelu przekładnika napięciowego przedstawiono na rys. 4. W skład modelu wchodzą następu-jące elementy:

• impedancja rozproszenia ZH uzwojenia pierwotnego

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 20 40 60 80 100 120 140

I, m

A

U, V


79

• impedancja rozproszenia Z’T uzwojenia wtórnego, sprowadzona na stronę pierwotną• impedancja rozproszenia Z’L uzwojenia dodatkowego, sprowadzona na stronę pierwotną• rezystancja RFe reprezentująca straty w rdzeniu przekładnika• nieliniowa reaktancja Xm odwzorowująca charakterystykę magnesowania• transformatory idealne T/1, T/2.

Rys. 4. Schemat modelu przekładnika napięciowego Rys. 5. Schemat trójfazowego układu trzech przekładni-ków napięciowych w programie ATPDraw

Wartości parametrów powyższych elementów wyznaczone zostały na podstawie pomiarów przedstawio-nych w tab. 1 i na rys. 3. Natomiast schemat trójfazowego układu trzech przekładników napięciowych w progra-mie ATPDraw przedstawiono na rys. 5.

Układ ten stanowią trzy bloki VT, w których zaimplementowano modele przekładników przedstawione na rys. 4.

4. BADANIA SYMULACYJNE ANALIZOWANEJ SIECI

Przedstawione wyniki symulacji zawierają przebiegi napięć i prądów istotnych z punktu widzenia działania automatyki zabezpieczeniowej oraz zagrożenia ferrorezonansem elementów sieci 6 kV. Z uwagi na zadziałanie (pobudzenie) podczas zwarcia, zarówno zabezpieczeń ziemnozwarciowych, jak i nadprądowych, założono, że doszło początkowo do doziemienia jednej fazy, które po pewnym czasie przekształciło się w zwarcie dwufazowe z ziemią. Odtworzenie stanu zakłóceniowego, zadziałanie zabezpieczeń w GPZ oraz wzbudzenie zjawiska ferrore-zonansu w układzie modelowym dokonano przy następujących założeniach:

• do pierwszego zaburzenia (doziemienia fazy L3 w polu 24) dochodzi po upływie 15 ms od rozpoczęcia symulacji

• do drugiego zaburzenia (doziemienia fazy L2, a w konsekwencji do zwarcia międzyfazowego w polu 24) dochodzi po upływie 60 ms od rozpoczęcia symulacji

• do otwarcia wyłącznika w polu 24, w którym pojawiło się podwójne zwarcie, dochodzi po upływie 100 ms od rozpoczęcia symulacji.

Otrzymane przebiegi napięć fazowych oraz napięcia składowej zerowej na szynach rozdzielni 6 kV w GPZ przedstawiono na rys. 6. Z kolei na rys. 7 przedstawiono przebiegi prądów płynących po stronie pierwotnej prze-kładników napięciowych.

VT2A

I U

VT2BI U

VT2CI U

OT2P

OT2K

U


80

Rys. 6. Przebiegi napięć po wyłączeniu zwarcia: a) UL1; b) UL2; c) UL3; d) 3U0

Rys. 7. Przebiegi prądów po stronie pierwotnej PN po wyłączeniu zwarcia: a) IL1; b) IL2; c) IL3

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]-10

-5

0

5

10[kV]

v:TR2B 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]

-10

-5

0

5

10[kV]

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]-9000

-4500

0

4500

9000[V]

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]-200

-100

0

100

200[V]

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]-10

-5

0

5

10[A]

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]-10

-5

0

5

10[A]

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5[s]-10

-5

0

5

10[A]

a)

b)

c)

d)

a)

b)

c)


81

Po wyłączeniu zwarcia w polu 24 wzbudzany został ferrorezonans o charakterze trwałym. O wystąpie-niu tego zjawiska świadczy pojawienie się charakterystycznych przebiegów napięć fazowych (rys. 6a÷6c) oraz składowej zerowej napięcia (rys. 6d). Towarzyszy temu duży wzrost wartości prądów płynących po stronie pierwotnej przekładników napięciowych (rys. 7). Wartości szczytowe prądów po wystąpieniu ferrorezonansu dochodzą do 10 A. Tak duży prąd niewątpliwie stanowi poważne zagrożenie dla przekładników i mógł spowo-dować ich uszkodzenie.

Możliwości wytłumienia ferrorezonansu w analizowanej sieci sprawdzono poprzez dołączenie dodatko-wej rezystancji do uzwojeń dodatkowych przekładników napięciowych, połączonych w układ otwartego trójką-ta. Załączenie dodatkowej rezystancji odbywa się po upływie 500 ms od rozpoczęcia symulacji (rys. 8). Przeana-lizowano warianty zakładające dołączenie rezystancji o wartościach: 5 Ω, 10 Ω, 20 Ω oraz 50 Ω.

Rys. 8. Przebiegi napięć 3U0 po włączeniu rezystora: a) R = 5 Ω; b) R = 10 Ω; c) R = 20 Ω; d) R = 50 Ω

W analizowanym zakresie dołączanej rezystancji tłumiącej uwidacznia się możliwość wytłumienia zja-wiska ferrorezonansu w analizowanej sieci. Wartość dołączanej rezystancji wpływa jednak na czas, w którym dochodzi do wytłumienia ferrorezonansu – wraz ze zwiększeniem dołączanej rezystancji wydłuża się czas wy-tłumienia, a przy znacznych wartościach (R > 50 Ω) może dojść do sytuacji, w której ferrorezonans nie będzie tłumiony. Z przeprowadzonej analizy wynika, że optymalną wartością dołączanej rezystancji jest wartość 10 Ω (czas wytłumienia wynosi ok. 1 s).

0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 1,5[s]-100

-50

0

50

100[V]

0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 1,5[s]-200

-100

0

100

200[V]

0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 1,5[s]-100

-50

0

50

100[V]

0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 1,5[s]-100

-50

0

50

100[V]

a)

b)

c)

d)


82

BIBLIOGRAFIA

5. PODSUMOWANIE

Zjawiska ferrorezonansowe z udziałem przekładników napięciowych najczęściej występują w sieciach z izolo-wanym punktem neutralnym, dlatego eksploatacja przekładników napięciowych w sieciach rozdzielczych średniego napięcia niesie niebezpieczeństwo ich uszkodzenia na skutek wzrostu prądu w uzwojeniu pierwotnym.

Opracowany model sieci 6 kV pozwolił na przeprowadzenie badań symulacyjnych i analizy, z których wy-nikają następujące wnioski:

• możliwe jest wzbudzenie ferrorezonansu w wyniku takich stanów zakłóceniowych jak zwarcia• możliwe jest długotrwałe utrzymywanie się ferrorezonansu, prowadzące w efekcie do zniszczenia prze-

kładników napięciowych• możliwe jest tłumienie ferrorezonansu poprzez zastosowanie odpowiednich urządzeń tłumiących.Skuteczne tłumienie stanów ferrorezonansowych, poprzez zastosowanie rezystora tłumiącego, wymaga

doboru rezystancji o bardzo małej wartości. Jest to często wartość zbyt mała z punktu widzenia wymaganej od-porności przekładników na stan długotrwałego zwarcia doziemnego w sieci. Z tego powodu w praktyce stosuje się rezystory o rezystancji na poziomie 20 Ω, zapewniające tłumienie stanów ferrorezonansowych w większości typowych sytuacji, lecz niezapewniające stuprocentowej skuteczności. W celu rozwiązania tego problemu nie-którzy producenci oferują urządzenia tłumiące, zastępując tradycyjnie stosowany rezystor przez układ, którego rezystancja dostosowuje się aktywnie do warunków pracy.

Urządzenia te działają w następujący sposób [3]: gdy składowa zerowa ma niewielką wartość (wynikającą z asymetrii w warunkach normalnej pracy sieci), urządzenie reprezentuje bardzo dużą rezystancję. Gdy pojawia się składowa zerowa na poziomie przewyższającym strefę nieczułości urządzenia, rezystancja spada do poziomu skutecznie wytłumiającego stan ferrorezonansowy. W przypadku, gdy składowa zerowa, obecna w obwodzie otwartego trójkąta, utrzymuje się przez czas dłuższy, urządzenie samoczynnie przechodzi w stan wysokoomowy, nie stanowiąc zbędnego obciążenia dla przekładników. Po ustąpieniu przyczyny asymetrii urządzenie samoczyn-nie powraca do stanu początkowego.

1. Irvani M.R. i wsp., Modeling and analysis guidelines for slow transients – Part III, The study of ferroreso-nance, IEEE Trans. on PWRD, 2000, vol. 15, no. 1, pp. 255–265

2. Ben-Tal A., Kirk V., Wake G., Banded chaos in power systems, IEEE Trans. on PWRD, 2001, vol. 16, no. 1, pp. 105–110.

3. Piasecki W., Florkowski M., Fulczyk M., Mahonen P., Luto M., Nowak W., Mitigating Ferroresonance in Vol-tage Transformers in Ungrounded MV Networks, IEEE Trans. on PWRD, 2007, vol. 22, no. 4, pp. 2362–2369.

4. Moskwa S., Nowak W., Tarko R., Modelowanie i analiza układu sieci średniego napięcia dla oceny warun-ków i skutków występowania ferrorezonansu oraz sposobów jego eliminacji, Zeszyty Naukowe Wydziału Elektro-techniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, 2009, nr 26, s. 101–104.


INFORMACJE DLA AUTORÓW

Przypisy.

2. STRESZCZENIE

3. BIOGRAM

4. FOTOGRAFIE

5. PLIKI GRAFICZNE

ENERGA SA

www.actaenergetica.org

naukowa

Korekta

o

ENERGA SA

Kwartalnik Naukowy Energetyków

04/2011 numer 9/rok 3

nergeticaact

www. actaenergetica.org

ACTA

ENE

RGET

ICA

Kw

arta

lnik

Nau

kow

y El

ektr

oene

rget

yków

0

4/20

11

num

er 9

/rok

3

Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 04/2011

Documents

Transcript of Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 04/2011