Acta Energetica Power Engineering Quarterly 4/25 (December 2015) by ENERGA SA

4/25 (December 2015)

YEAR 7

R&D | technology | economy | law | management

ISSN 2300-3022

Publisher

ENERGA SA

Politechnika Gdańska

Patronage

ENERGA SA

Academic Consultants

Reviewers

Editor-in-Chief

Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief

Rafał Hyrzyński

Copy Editors

Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors

Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański Karol Lewandowski | Paweł Szawłowski

Statistical Editor

Sebastian Nojek

Managing Editor

Jakub Skonieczny

Proofreading

Mirosław Wójcik

Graphic design and typesetting

Art Design Maciej Blachowski

Translation

Skrivanek Sp. z o.o.

Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation

ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office

Acta Energetica al. Grunwaldzka 472, 80-309 Gdańsk, POLAND tel.: +48 58 77 88 466, fax: +48 58 77 88 399 e-mail: redakcja@actaenergetica.org www.actaenergetica.org

Electronic Media

Anna Fibak (Copy Editor) Paweł Banaszak (Technical Editor)

Information about the oryginal version

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, which is available on the website www.actaenergetica.org The journal is also available in hard copy. The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl and also in Scientific journal database – the IC Journal Master List http://jml2012.indexcopernicus.com/masterlist.php

Information for authors published on the website: www.actaenergetica.org

From the Chief Editor Local control versus global control in power systems Developing telecommunication systems entails the development of global control systems. Such systems for slowly-variable processes have been used for years. An example is the automatic frequency and active power control, so-called ARCM, used in the Polish National Power System for decades for secondary, and possibly tertiary, regulation. Currently, due to the aforementioned development of communications systems and metering systems, with Wide Area Measuring Systems (WAMS) that employ Phasor Measurement Units (PMU) it is possible to control globally relatively fast processes (Wide Area Control Systems) and to develop global systems of automatic protection (Wide Area Protection Systems). One limitation here is the relatively long time of data transfer from measurement points to a central controller, and from the controller to the controlled objects. An important limitation is, however, the lack (except for a few applications) of ideas on how to use these systems. The question therefore arises whether WAMS systems are able to change the power systems; whether local control, i.e. based on local measurements, is/can be sufficient, – optimal or quasi-optimal, because there are publications showing that global control does not lead to significant improvement in the control quality. Are WAMS systems therefore still a relatively empty space of technology advancement? Will WAMS systems develop, or perhaps will they end up as event recording systems only, providing data for post-disturbance analyses? As usual, time will tell. Papers in this issue of Acta Energetica, while indicating science’s greater interest in local control systems, in truth do not answer these questions. The problems of power systems are in fact much richer and go far beyond the control area. This topic is addressed by the papers in this issue of Acta Energetica. Enjoy reading! Zbigniew Lubośny Editor-in-Chief of Acta Energetica

Od redaktora naczelnego Sterowanie lokalne versus sterowanie globalne w systemach elektroenergetycznych Rozwój systemów telekomunikacji pociąga za sobą rozwój systemów sterowania globalnego. Systemy takie dla procesów wolnozmiennych są stosowane od lat. Przykładem może być automatyka regulacji częstotliwości i mocy czynnej, tzw. ARCM, stosowana w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym od kilkudziesięciu lat w ramach tzw. regulacji wtórnej i ewentualnie trójnej. Obecnie, ze względu na wspomniany rozwój systemów łączności oraz systemów pomiarowych, tzw. Wide Area Measuring System (WAMS), wykorzystujących jednostki pomiarowe typu Phasor Measurement Unit (PMU), możliwe jest sterowanie globalne procesami względnie szybkimi (Wide Area Control Systems) oraz budowa globalnych systemów automatyki zabezpieczeniowej (Wide Area Protection Systems). Pewnym ograniczeniem jest tu względnie duży czas przesyłu informacji z punktów pomiarowych do regulatora centralnego oraz od regulatora do obiektów podlegających sterowaniu. Istotnym ograniczeniem jest jednak brak (poza nielicznymi aplikacjami) pomysłów na wykorzystanie tych układów. Pojawia się zatem pytanie, czy układy WAMS są w stanie zmienić systemy elektroenergetyczne? Czy może sterowanie lokalne, tj. oparte na pomiarach lokalnych, jest/może być sterowaniem wystarczającym – optymalnym lub quasi-optymalnym? Pojawiają się bowiem publikacje wskazujące, że sterowanie globalne nie prowadzi do istotnej poprawy jakości sterowania. Czy zatem systemy WAMS są nadal względnie pustym obszarem rozwoju techniki? Czy systemy WAMS rozwiną się, czy też może skończą jako tylko systemy rejestracji zdarzeń, dostarczające informacji do analiz pozakłóceniowych. Jak zwykle pokaże to czas. Artykuły zawarte w niniejszym numerze Acta Energetica, wskazując na większe zainteresowanie nauki układami sterowania lokalnego, nie dają w istocie odpowiedzi na powyższe pytania. Problemy systemów elektroenergetycznych są bowiem znacznie bogatsze i znacznie wykraczają poza obszar sterowania. Tę tematykę podejmują artykuły zawarte w niniejszym numerze Acta Energetica. Zapraszam do lektury.

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

Table of contents REACTIVE ENERGY BILLING IN OPERATOR TARIFFS IN POLAND Paweł Bućko, Artur Wilczyński . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 IMPROVING POWER QUALITY IN AC SUPPLY GRIDS Piotr Fabijański. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 IMPACT OF VOLTAGE CONDITIONS ON DISTRIBUTED GENERATION CONNECTIVITY IN MEDIUM VOLTAGE GRIDS Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz, Andrzej Trzeciak. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 MAXIMISATION OF COMBINED CYCLE POWER PLANT EFFICIENCY Janusz Kotowicz, Marcin Job, Mateusz Brzęczek. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 EFFICIENCY OF ELECTRICITY UTILISATION IN HOUSEHOLDS IN THE CONTEXT OF EUROPEAN ENERGY POLICY Marek Kott . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 THE DEMAND SIDE RESPONSE TO MULTI-ZONE TARIFFS. CONSUMER TEST RESULTS Adam Olszewski, Mieczysław Wrocławski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 EVALUATION OF TRANSMISSION GRID VOLTAGE IMPACT ON THE OPERATION OF POWER UNITS’ AUXILIARY SYSTEMS Józef Paska, Mariusz Kłos, Łukasz Rosłaniec, Rafał Bielas, Magdalena Błędzińska, Marek Głaz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 APPLICATION OF VOLTAGE-REGULATING AND PHASESHIFTING TRANSFORMERS TO CONTROL POWER FLOWS IN THE POWER SYSTEM Maksymilian Przygrodzki, Piotr Rzepka, Mateusz Szablicki. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 INTELLIGENT MV SWITCHGEAR AS AN ELEMENT OF SMART GRID NETWORK Janusz Ropa, Jan Olak, Wiesław Jałmużny, Paweł Wlazło. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 ANALYSIS OF ENERGY AND POWER GENERATION IN A PHOTOVOLTAIC MICRO INSTALLATION INTERCONNECTED WITH A LOW VOLTAGE GRID Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 ELECTRICITY DISTRIBUTION EFFECTIVENESS Waldemar Szpyra, Wiesław Nowak, Rafał Tarko. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

Spis treści ROZLICZENIA ZA ENERGIĘ BIERNĄ W TARYFACH OPERATORÓW W POLSCE Paweł Bućko, Artur Wilczyński............................................................................................................................................................................................10 POPRAWA JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SIECIACH ZASILAJĄCYCH PRĄDU PRZEMIENNEGO Piotr Fabijański.......................................................................................................................................................................................................................22 WPŁYW WARUNKÓW NAPIĘCIOWYCH NA MOŻLIWOŚCI PRZYŁĄCZENIA GENERACJI ROZPROSZONEJ W SIECI ŚREDNIEGO NAPIĘCIA Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz, Andrzej Trzeciak.............................................................................................................................35 MAKSYMALIZACJA SPRAWNOŚCI ELEKTROWNI GAZOWO-PAROWYCH Janusz Kotowicz, Marcin Job, Mateusz Brzęczek..............................................................................................................................................................49 EFEKTYWNOŚĆ WYKORZYSTANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W GOSPODARSTWACH DOMOWYCH W KONTEKŚCIE EUROPEJSKIEJ POLITYKI ENERGETYCZNEJ Marek Kott...............................................................................................................................................................................................................................60 ODPOWIEDŹ POPYTU NA TARYFY WIELOSTREFOWE. WYNIKI TESTU KONSUMENCKIEGO Adam Olszewski, Mieczysław Wrocławski.........................................................................................................................................................................72 OCENA WPŁYWU POZIOMU NAPIĘCIA W SIECI PRZESYŁOWEJ NA FUNKCJONOWANIE UKŁADÓW POTRZEB WŁASNYCH BLOKÓW ENERGETYCZNYCH Józef Paska, Mariusz Kłos, Łukasz Rosłaniec, Rafał Bielas, Magdalena Błędzińska, Marek Głaz.............................................................................83 WYKORZYSTANIE TRANSFORMATORÓW Z REGULACJĄ SKOŚNĄ DO STEROWANIA PRZEPŁYWAMI MOCY W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Maksymilian Przygrodzki, Piotr Rzepka, Mateusz Szablicki..........................................................................................................................................94 ROZDZIELNICA INTELIGENTNA ŚREDNICH NAPIĘĆ JAKO ELEMENT SIECI SMART GRID Janusz Ropa, Jan Olak, Wiesław Jałmużny, Paweł Wlazło.............................................................................................................................................106 ANALIZA WYTWARZANIA ENERGII I MOCY W MIKROINSTALACJI FOTOWOLTAICZNEJ WSPÓŁPRACUJĄCEJ Z SIECIĄ NISKIEGO NAPIĘCIA Marian Sobierajski, Wilhelm Rojewski.............................................................................................................................................................................116 EFEKTYWNOŚĆ DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ Waldemar Szpyra, Rafał Tarko, Wiesław Nowak............................................................................................................................................................126

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | 4–9

Reactive Energy Billing in Operator Tariffs in Poland

Authors Paweł Bućko Artur Wilczyński

Keywords electricity tariffs, reactive energy billing, reactive power, energy market

Abstract The paper describes the current method of reactive energy billing in the tariffs of distribution grid operators in Poland. The current solutions are subject to critical assessment. Issues related to the motivation effect of the current solutions on consumers are analysed. Problems that occur in relation with connecting distributed generators to the distribution grid and challenges related to prosumer billing are indicated.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015401

1. Introduction Proper operation of high, medium and low voltage power supply grids requires that the loads supplied by these grids operate with a predefined power factor cosφ. because the degree of the power system operation’s approximation to the optimum conditions largely depends on the reactive power consumption. Therefore, reactive energy management plays an important role in relation to both technical and economic aspects of the power system operation. The main tool for stimulation of the energy consumption and its changes over time should be an effective tariff system [14]. The basis of reactive energy management should be the criterion of optimal deployment of reactive power sources throughout the power system. This involves setting a certain level of the power factor, which the electricity consumers are required to maintain. This coefficient can vary as a function of time and the area for which it is determined. The task of a reactive power billing system is to stimulate behaviour of the electricity consumers which minimises adverse effects of the reactive power transfers in the power system, and thus improves the energy efficiency. The problem of energy efficiency improvement is indicated as an objective of the Energy Law [13]. Reactive power, as well as active power, is generated in generation units, but its sources are also components of the transmission and distribution system. Transmission and distribution system components are also important receivers of reactive power, which is why maintaining proper reactive power balances is often a problem of local importance. Excessive reactive power transfer from the place of its generation in the power system to the places of its use is the cause of negative effects, such as: • increased active power losses • decreased grid transfer capacity (throughput) 4

• changed grid voltage levels • reduced generator output capacity. Reactive power plays an important role in voltage regulation across the power system in response to active power flows, as well as in connection with reactive power consumption by users. As a result, the problems of reactive power flow control and voltage regulation must be dealt with together. The demand for reactive power is characterized by rapid changes in time. The power system’s requirements with regard to reactive power also are constantly changing, which is a result of the fluctuations in loads, occurrence of unforeseen phenomena in the system, as well as changing demand for reactive power resulting from power flows. A tool that effectively counteracts the negative effects of reactive energy transmission, thus stimulating the rational management of reactive power on the side of consumers, should be a system of billing for reactive power consumption used in tariffs for electricity end-users [5, 14]. The effectiveness of such stimulation depends on the proper structure of the system for reactive power billing. It was concluded in [6] that: “Tariffs are relatively cheap and effective load shaping methods, provided however that they are properly designed, which is a basic condition. It should be cost-effective for energy consumers to yield to the effect of the tariffs, i.e. it should ultimately save their expenses, of which they must be aware”. At the same time the tariff system with appropriate legal provisions concerning the power system operation and interconnection requirements should affect other power grid stakeholders, such as electricity generators, transmission system operators, and distribution system operators. Resulting from this impact should be efforts to improve the supplied power quality (system of penalties for poor quality should stimulate such efforts) and the power system efficiency. System operators should be able

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | 4–9

to influence electricity generators regarding reactive energy generation. Such capabilities are currently limited with regard to distributed generation and prosumers, e.g. wind farms, which increasingly participate in the national power system.

2. Analysis of the rules to include reactive energy in operator tariffs Since the beginning of 2008 the fees for the commercial supply and physical delivery of electricity have been accounted for by separate tariffs, developed by power grid and trading companies according to the guidelines set out in [10, 11]. Due to the fact that the grid companies operate under a natural monopoly, the tariffs for transmission and distribution are subject to approval by URE Energy Regulatory Office. According to [10] the transmission fee rates are calculated broken down into the following rate components (§ 14.1): 1) transmission of electricity 2) use of the National Power System – a.k.a. quality rate (§ 14. 2.) 3) settlements, due to electricity exchange between the National Power System and the power systems of countries which are not EU Members – a.k.a. market rate (§ 14. 2). The distribution fees rates are calculated with the following breakdown (§ 14.3): 1) distribution of electricity 2) use of the National Power System 3) read-out of metering/billing systems and their ongoing inspection. The transmission and distribution fee rates, a.k.a. “grid rates” made up of (§ 14.7): 1) fixed component of grid rate - calculated per unit of contracted power, and for household electricity consumers – calculated depending on the metering/ billing system type 2) variable component of grid rate - calculated per unit of electricity consumed from the grid at the point of its delivery. The variable component of grid rate is determined on the basis of the planned justified costs of: 1) electricity purchase in the amount necessary to cover the difference between the electricity input to the grid with a given rated voltage, and the electricity output from the grid by consumers, or transmitted and/or distributed to a grid with other rated voltage 2) variable costs of electricity transmission and/or distribution through grids with other rated voltages and grids of other operators or other power companies 3) fixed costs of electricity transmission and/or distribution in the part not included in the fixed component, according to Art. 45 Para. 5 of the Act [13]. In addition, Regulation [9] sets out the requirement that entities connected to a grid with the rated voltage 110 kV or higher should input and output reactive power at a power factor tgφ below 0.4. To the reactive power flows between transmission grids and 110 kV grids the requirement of IRiESP Transmission Grid Code [7] applies: “In the normal (undisturbed) grid operation the average 15-minute input power factor tgφ for the distribution grid areas

agreed upon by the TSO and DSO should stay in the range of <0.0; 0.4>, and the power factor shall be determined based on the aggregate active and reactive powers as measured on the border of these areas”. Reactive energy management across the power system has a big impact on the quality and efficiency of electricity supply to consumers. The desirable, i.e. optimal from the point of view of the of the power system operating efficiency, behaviours of power grid users are driven by provisions governing the terms and conditions of interconnection to the grid and power system operation set out in Regulations of the Minister of Economy [8, 9], and the rules of reactive energy billing defined in the tariffs [10, 11, 13]. As can be concluded from the principles of electricity transmission and distribution billing, the cost of reactive power transfer is taken into account in a very aggregated way and occurs in the grid rate’s variable component. The grid rate’s variable component reflects not only the actual cost of active energy losses in the grid, because it contains within itself also the so-called varied fixed costs. The applicable billing system does not reflect the economic effects of changing grid voltage conditions. Reactive power balance in the system depends largely on the current load on the system components and is subject to a much greater daily volatility than the active power balance. Reactive power surpluses (in load valleys) alternate with deficits. This has a significant impact on the voltage in the power grid. To ensure the voltage conditions and reactive power balances appropriate for proper system operation the transmission and/or distribution system operators are required to apply numerous technical measures, which generate costs on their side, while the capabilities of consumers and other entities (e.g. non-conventional energy sources) are not exploited. The situation described above can still deteriorate with increasing share in the power system of unconventional sources, characterized by unstable and often unpredictable performance (e.g. wind and photovoltaic farms). Regulations [7, 8, 9, 10] require such a reactive power flow that satisfies the limit presented as a suitable tgφ, usually equal to 0.4, and in [7] set out as <0.0; 0.4> interval. Only the “tariff” regulation provides that, depending on the grid conditions, tgφ may be different than 0.4, but this deviation must be substantiated by an expert opinion. The power factor tgφ should be such that the requirement of the optimum operation of the power system is met. Its value must therefore arise from calculations and analyses for the whole system or its fragments. The tgφ levels that satisfy the optimum system operation requirement may be different for different points of the system and most likely they change over time. It should therefore be considered whether these very values should be the basis for the development of billing procedures for the settlement between different entities connected to a common grid. Also taken into account must be the fact that such tgφ values should be applied in the settlements, which will to some extent alleviate the present conflicts of interest between different entities connected to the power grid. On the one hand, distribution system operators in pursuit of improving their grids’ 5

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | 4–9

operating economics try to minimize the reactive power flows, and the role of transmission system operator consists managing the power system the power system as to ensure efficient and safe operation of it as a whole. It should also be noted that the applicable regulations, which should support the tariff system, with regard to the rational reactive power management in the power system do not provide those responsible for its efficient operation (transmission and distribution system operators) with suitable tools to influence other power grid stakeholders who do not respect the reactive power generation requirements. The most problematic are small generation sources, e.g. wind farms, increasingly installed in the system. They input reactive power from the grid, but are often not capable to control it. This problem could be solved, it seems, by appropriate provisions in the Regulation on detailed requirements for the connection of such units to power grids, and the grids management and operation, or in the Regulation on detailed requirements for the power system operation and, possibly, other legal acts. These acts should provide for the obligation to maintain an appropriate level of tgφ (or an appropriate interval of the variation of it). Failure to meet this requirement could result in a complaint of the system operator filed with the President of URE Energy Regulatory Office. An alternative approach is to develop an appropriate procedure for the reactive energy billing in a case of tgφ deviation from that set out in tariff regulation. With the inclusion of appropriate provisions in these acts, operators could more strongly influence electricity generators in the matter of reactive energy output.

3. Current rules of reactive energy billing The rules of reactive energy billing are set out in the Regulation of the Minister of Economy of 18 August 2011 on the specific rules for the determination and calculation of tariffs and billing in electricity trading [10], and also in the subsequent amendment thereto [11], where this issue is addressed in § 45.1. The fee for reactive energy is charged for its so-called excessive consumption, which is construed as: • electricity intake at a power factor tgφ in excess of the contractual rate tgφ0 (under-compensation), or • inductive reactive energy intake in the absence of active energy intake, or • active energy intake at a capacitive power factor, i.e. at tgφ <0 (over-compensation), both with and without active energy intake. Billed for reactive energy consumption, in principle, are consumers supplied from a grid above 1 kV, i.e. a medium or high voltage grid. However, in justified cases, the charges may also apply to consumers supplied from low voltage grids (up to 1 kV), if it is specified in the respective interconnection conditions or comprehensive agreement. The charge for excessive reactive energy, i.e. a reactive power intake in excess of that resulting from tgφ0, is calculated by the following formula:

(1)

where: Qb – charge for excess reactive energy in PLN; Crk – the electricity price as referred to in Article. 23 Para. 2 Sect. 18 Point b of the Energy Law [13], applicable on the tariff approval date, expressed in PLN/MWh or PLN/kWh; tgφ0 – contractual power factor, tgφthe power factor at which the reactive energy is consumed; A – active energy, consumed daily or in the time zone in which the reactive energy consumption is inspected, expressed in MW or kWh; k – price Crk multiplier set out in the tariff. Charged across the billing period is the excessive reactive energy intake defined as the surplus of this energy over that corresponding to tgφ – when: tgφ> tgφ0 measured in the zones where this energy intake is inspected, or daily, depending on the type of the metering system installed. The power factor tgφ0 is set out in the respective interconnection conditions or contract for transmission or distribution service provision, or comprehensive agreement. It is generally adopted as: tgφ0 = 0.4. In justified cases its lower value may be adopted, which requires an individual case specific expert opinion. In any case, however, the power factor tgφ0 may be lower than 0.2 [10]. If tgφ0 has not been set out in the interconnection conditions or contract for distribution services provision, tgφ0 = 0.4 should be adopted for the billing. According to Regulation [9] maintaining tgφ0 = 0.4 is a prerequisite for maintaining the supply voltage within the limits specified therein. Power factor tgφ is the ratio of the reactive energy consumed daily or in the time zones, in which reactive energy consumption is inspected [in MVArh or kVArh] to the active energy consumed in the same periods of time [in MWh or kWh], subject to the reservation in § 45 Sect. 7 of the Regulation [10] referring to the situation shown below, i.e. the occurrence of rapid changes in the reactive power. Where reactive power load quickly changes, the regulation allows billing the excessive reactive energy intake at a power factor over tgφ0 based on direct measurement of the reactive energy surplus. The charge is calculated according to formula 1, in which tgφ is determined in accordance to formula:

(2)

where: ΔEb – reactive energy surplus, as measured by a metering device in the billing period [in MVArh or kVArh]; A – active energy consumed daily or in the time zone in which reactive energy intake is measured [in MWh or kWh]. When operating with a capacitive power factor or consuming reactive but not active energy, the consumer is charged in the billing period with the product of the total reactive energy (referred to in Para. 1, Sect. 2 and 3 of the Regulation [10]), the electricity price [in PLN/MWh or PLN/kWh] applicable at the tariff

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | 4–9

approval date, and coefficient “k” set out in the respective tariff. In its § 45 Sect. 9 the Regulation [10] provides for the charges for excessive reactive power intake in settlements between transmission system operators. The charge “does not apply in settlements between: • transmission system operator and the operator of a distribution system with at least two supply points connected by the grid of the operator, in respect of these supply points; • operators of distribution system, each of which has at least two supply points connected by the grid of the operator” [10]. Also included in § 45 Sect. 10 of the Regulation [10] is a recommendation how to proceed if the configuration of the grid and the deployment of metering/billing devices do not reflect the actual flows of the reactive power and energy input from or output to the grid of the relevant power company. In this case the reactive energy billing shall be determined on the basis of relevant measurements specific to the supply points, taken by the power company, consumer, or an independent third party, in a manner agreed upon by these entities, unless otherwise stipulated in the respective contract.

4. Disadvantages of the current reactive energy billing mechanism The currently used system of end-consumer billing for reactive energy does not sufficiently motivate these consumers to improve their power factors. The billing rules represent an attempt to use the existing obsolete metering systems with induction meters. Such a system has numerous disadvantages [1, 2, 4, 5]. Reactive energy intake is inspected by monitoring the consumer’s power factor tgφ which is determined as the ratio of reactive to active energy consumed during the billing period. Therefore no instantaneous values of the factor are taken into account, and the billing is based on its calculated values, which do not reflect well enough the physical phenomenon of reactive power consumption, changing, sometimes very significantly, over time. This way of billing is a simplification resulting from actual limitations of the existing traditional metering/ billing devices, and the effect of its use is the weak stimulation of rational reactive power management by electricity consumers. A consumer is subject to penalty charges if: • outputs reactive power to the grid • inputs reactive power from the grid in such quantities as to exceed the power factor specified in the supply contract. Especially in the first of the aforementioned cases, the penalties for the consumers are bothersome, even though this is not always economically justified. In case of excessive reactive power consumption during certain periods but with little excesses over the contractual power factor tgφ0, the penalties charged to consumers are not severe enough to justify the need to incur expenditures on compensating systems, and therefore they do not stimulate the consumers’ rational reactive power management. The adverse effects of such excessive reactive power input from, or output to, the system tend to be temporary. The billing system

should therefore stimulate such electricity consumer behaviour that the instantaneous value of the power factor is maintained at an appropriate level. In principle neither the existing metering systems, nor the billing methods currently in place, control the instantaneous power factor, but are based on the measurement of active and reactive energy consumption in the billing period (month). Due to the active and reactive power intake consumption variability in time the factor so calculated usually does not capture even significant but temporary excesses over tgφ0. The reactive power billing system currently in place [10, 11] employs active and reactive energy meter measurements. The advantage of such measurements is their simplicity and low costs, however the system has a major drawback, namely it does not reflect the costs incurred in the supplier grid resulting from excessive reactive power intake. The main disadvantage of this system is that it does not record instantaneous power factors, i.e. does not take into account either the fixed costs of reactive power delivery to the consumer, or the consumer’s impact on instantaneous voltages in the grid and the costs associated with exceeding the permissible voltages [5]. It follows from the above that the measured reactive energy can not therefore be directly regarded as a carrier of the costs of its delivery. The existing system of customer billing for excessive reactive energy consumption is a very simplified form of accounting for the cost of active energy losses due to reactive power consumption. The billing system does not reflect, inter alia, the economic effects of changes in voltage conditions in the grid, which can be determined by way of fairly tedious calculations. Some electricity suppliers use the opportunity to charge for fast reactive power load changes. Such a billing method was developed as a result of research conducted at the Institute of Power Engineering of Wrocław University of Technology [1, 2, 3]. It allows charging these electricity consumers, who contribute to the formation of unfavourable power grid operating conditions. It is a pity that this is not common practice. The resulting power factor tgφ in equation (1) is calculated as the average for monthly billing periods, which virtually obscures the picture of dynamic changes in the active and reactive power intakes. This has adverse effects on the power system operation, because the so-called irregular receivers (e.g. cranes, welders and others) with their dynamic power consumption cause deep and fast voltage dips. A research carried out in real conditions has shown that as regards some consumers the results of excessive reactive energy intake derived by the direct and indirect (with meters for dynamic reactive power measurement) methods differed by more than 70% at the expense of the electricity supplier. The use of meters for dynamic measurement of excessive reactive power consumption would allow to identify consumers with fast-changing reactive energy intakes, while on the other hand the use of an appropriate billing method would be an incentive for them to install dynamic reactive power compensators. It also seems important that end-consumers, apart from charges for excessive reactive energy consumption, might also be granted discounts if their tgφ < tgφ0. This solution offers a two-sided 7

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | 4–9

benefit - for system users and operators alike. It seems that there is no threat that variable costs are not covered, since both the charge rates and the tgφ level may be updated as the power grid conditions change. It should be emphasised when assessing the current reactive power billing method that it is characterized by quite moderate pressure on consumers, i.e. poor stimulation of their desired behaviours. It’s worth recalling here that in the early 1990s a billing method was proposed involving progressive rates beyond tgφn, which came into force upon the introduction of a new price list for end-users in 1992 [2]. The billing method consisted of determining the rate - surcharge for reactive power consumption relative to (as percentage of) the active energy consumption fees [14]. The desired effect of driving the expected electricity consumer behaviour was ensured by the adoption of progressively increasing fee rates, depending on tgφ. The system quite effectively influenced electricity consumers. This billing method employing progressively increasing reactive energy charges was in force until 1999. It was assessed, in principle, positively since it provided a powerful stimulation tool in the reactive power area. Unfortunately, it was abandoned and power companies developed their own billing formulas. With the electricity prices deregulation in 2000 the reactive energy billing selection flexibility was introduced. Many distribution companies followed the pattern of existing billing rules, although some had introduced some changes to their pricing methods. Changes made by distribution companies were in many cases negatively evaluated, and a critical overview of these changes is presented in [12]. It was found, inter alia, that reactive energy consumption was substantially overcharged in 2000. It was emphasized in n [12] that the charges for excessive reactive energy intake had not been based on an analysis of the costs of redirecting the reactive energy excess to customers, but were so selected as to stimulate their reactive power compensation, which, however, would not have been too great a sin, if they were not grossly overestimated. They should only be on such a level that capacitor banks installation would pay off to the customers. In conclusion, the hitherto used method of reactive power intake billing to electricity consumers can be assessed as a very loweffective tool of stimulation to reduce the adverse effects of reactive power flow in power grids that reduce the efficiency of the power system operation, as well as adversely affect the electricity quality. The currently used billing system does not account for the harmful effects caused by the use of receiver equipment with non-linear characteristics. Irrespective of the excessive reactive power flow in the power system, the adverse impact on its operation has the presence of higher harmonics in the current and voltage waveforms. This phenomenon increases with the dynamic development of power electronics applications. The growing share of these devices in the power grid is the cause of increased disturbance in the grid, which obviously burdens the electricity suppliers, even though they did not cause them. Also emphasized should be the need for deliberate forwarding of proceeds from reactive energy charges to capital expenditure 8

project which improve electricity quality and its delivery efficiency. REFERENCES

1. J. Borecki et al., “Problemy rozliczeń za pobór energii biernej [Problems of billing for reactive power intake]”, Energetyka, No. 11, 1992. 2. J. Borecki, A. Wilczyński, “Propozycja metody pomiaru energii biernej dla celów rozliczeniowych z odbiorcami” [A proposal of the method reactive energy metering for customer billing purposes], Elektroenergetyka, No. 1, PSE SA Warszawa, 1993. 3. J. Borecki, T. Olichwer, A. Wilczyński, “Odbiorcy niespokojni – ich identyfkacja i rozliczanie za pobór energii biernej” [Irregular recipients – their identyfkacja and accounting for reactive power intake], Scientific-Engineering Conference “The electricity market: billing systems and tariffs”, Lublin University of Technology, Kazimierz Dolny, 20–21 April, [in:] conference proceedings, 1995. 4. J. Borecki, A. Wilczyński, “Badanie struktury taryfy za energię z uwzględnieniem mocy biernej pod kątem stymulowania zachowania użytkowników energii elektrycznej” [Examination of the energy tariff structure taking into account reactive power in view of stimulating electricity user behaviour], Commissioned Research Project PBZ-MEiN-1/2/2006 „National energy security”, task 7, topic 7.1, points: 7.1.3.D E. Wrocław University of Technology, Institute of Power Engineering, Wroclaw, 2008. 5. P. Bućko, “Badanie struktury taryfy za energię z uwzględnieniem mocy biernej pod kątem stymulowania zachowania użytkowników energii elektrycznej” [Examination of the energy tariff structure taking into account reactive power in view of stimulating electricity user behaviour], Commissioned Research Project PBZ-MEiN-1/2/2006 „National energy security”, task 7, topic 7.1, point: 7.1.3.D, Gdansk University of Technology , Gdańsk, December 2007. 6. J. Malko, A. Wilczyński, „Oszczędne, racjonalne czy efektywne użytkowanie energii elektrycznej” [Cost-effective, rational or efficient use of electricity], Energetyka, No. 9, 2007. 7. „IRiESP Transmission Grid Code. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci” [Terms of grid service, load management, operation and development planning]. PSE SA, consolidated text as per update chart CK/1/2012 approved by the URE President No. DPK-4320-2(16)/2010–2013/LK of 29 January 2013. 8. “Regulation of the Minister of Economy and Labour of 20 December 2004 on the detailed requirements for the connection of entities to power grids, and the grids management and operation”, Journal of Laws, No. 2, item 6, 2005. 9. “Regulation of the Minister of Economy of 4 May 2007 on the detailed requirements for the operation of the power system”, Journal of Laws, No. 93, item 623, 2007. 10. “Regulation of the Minister of Economy of 18 August 2011 on the specific rules for the determination and calculation of tariffs and billing in electricity trading”, Journal of Laws, No. 189, item 1126, 2011. 11. “Regulation of the Minister of Economy of 27 April 2012 amending the regulation on the specific rules for the determination and calculation of tariffs and billing in electricity trading”, Journal of Laws, No. 2, item 535, 2012.

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | 4–9

12. Szostek T., “O potrzebie zmiany obecnie stosowanych zasad rozliczeń odbiorców finalnych za pobieraną energię bierną” [About the need to change the current rules of end-consumers billing for reactive energy intake], Energetyka, No. 10, 1999. 13. “The Act of 10 April 1997”, The Energy Law, Journal. of Laws, No. 89, item 625, as currently amended, 2006.

14. Wilczyński A., „Systemy taryfowe jako narzędzie ekonomicznego sterowania zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną” [Tariff systems as a tool of economic control of demand for electric power and energy], Prace Naukowe Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Wrocławskiej, nr 68, Monografie nr 25, Wrocław, 1990.

Paweł Bućko Gdańsk University of Technology e-mail: pbucko@ely.pg.gda.pl Dr. Bućko works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His research activity is associated with the power sector’s economics, with special focus on the issues of power system development planning in market conditions. His professional activity is focused on capital expenditure analysis for renewable generation sources, and on analysis of market mechanisms and settlement of accounts principles in electricity supply. He is also an energy auditor and deals with the issues of rational energy usage.

Artur Wilczyński Wrocław University of Technology e-mail: Artur.Wilczynski@pwr.edu.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering in Wrocław University of Technology (1971). Received his doctoral degree at the Institute of Power Engineering of Wrocław University of Technology (1977), and received a post-doctoral degree in economic sciences at the Faculty of Management and Computer Science of Wrocław University of Economics (1991). In 1998–1999 he worked on behalf of the head of the Network and Power System Department at the Institute of Power Engineering of Wrocław University of Technology, and became the head of this Department in 2005. At the same time, he was employed as full-time professor at the Institute of Power System Automation in Wrocław in 1993–2001, where he served as the head of Department of Economics, Pricing and Forecasting in Power Engineering. He was awarded the title of a professor of technical sciences in 2007. Since 2011, he has had the full professor degree of Wrocław University of Technology. He has taken part in many research projects, including ones financed by KBN, usually as project manager. He is the author or co-author of over 140 publications and 80 reports from the research.

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 4–9

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–9. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rozliczenia za energię bierną w taryfach operatorów w Polsce Autorzy

Paweł Bućko Artur Wilczyński

Słowa kluczowe

taryfy elektroenergetyczne, rozliczenia za energię bierną, moc bierna, rynek energii

Streszczenie

W artykule opisano aktualny sposób rozliczeń za energię bierną stosowany w taryfach operatorów sieci dystrybucyjnych w Polsce. Dokonano krytycznej oceny obecnych rozwiązań. Przeanalizowano zagadnienia związane z motywacyjnym oddziaływaniem obecnych rozwiązań na odbiorców. Zasygnalizowano problemy pojawiające się w związku z przyłączaniem rozproszonych wytwórców do sieci dystrybucyjnych oraz wyzwania związane z rozliczaniem prosumentów.

1. Wprowadzenie Prawidłowa eksploatacja sieci zasilających wysokiego, średniego i niskiego napięcia wymaga m.in. spełnienia warunku, aby odbiorniki zasilane z tych sieci pracowały w warunkach przy zadanych poziomach współczynnika mocy cosφ. Od ilości pobieranej energii biernej zależy bowiem w znacznej mierze stopień przybliżenia eksploatacji systemu elektroenergetycznego do warunków optymalnych. Gospodarka energią bierną odgrywa więc ważną rolę w odniesieniu zarówno do aspektów technicznych pracy, jak również do ekonomicznej eksploatacji systemu elektroenergetycznego. Głównym narzędziem stymulującym poziom zużycia tej energii i jego zmiany w czasie powinien być skuteczny system taryfowy [14]. Podstawę gospodarki energią bierną powinno stanowić kryterium optymalnego rozmieszczenia źródeł mocy biernej w całym systemie elektroenergetycznym. Wiąże się to z ustalaniem określonego poziomu wartości współczynnika mocy, do którego utrzymania zobowiązani są odbiorcy energii elektrycznej. Współczynnik ten może się zmieniać w funkcji czasu oraz obszaru, dla którego jest wyznaczany. Zadaniem systemu rozliczeń za moc bierną jest takie stymulowanie zachowań użytkowników energii elektrycznej, które prowadzą do minimalizacji negatywnych skutków przesyłów mocy biernej, pojawiających się w systemie elektroenergetycznym, a co się z tym także wiąże, do poprawy efektywności energetycznej. Problem poprawy efektywności energetycznej wskazywany jest jako cel ustawy Prawo energetyczne [13]. Moc bierna, podobnie jak moc czynna, generowana jest w jednostkach wytwórczych, jednakże jej źródłem są również elementy systemu przesyłowego i rozdzielczego. Elementy układu przesyłowego i rozdzielczego są jednocześnie istotnymi odbiornikami mocy biernej, dlatego utrzymanie właściwych bilansów mocy biernej jest często problemem o znaczeniu lokalnym. Nadmierny przesył mocy biernej, od miejsca jej wytworzenia w systemie elektroenergetycznym do miejsc jej użytkowania, jest przyczyną występowania negatywnych skutków, jak na przykład:

• zwiększenie strat mocy czynnej • zmniejszenie zdolności przesyłowej (przepustowości) sieci • zmiany poziomów napięć w sieci • ograniczenie zdolności produkcyjnych generatorów. Moc bierna odgrywa istotną rolę w procesie regulacji napięć w całym systemie elektroenergetycznym, w odpowiedzi na przepływy mocy czynnej, jak również w związku z poborem mocy biernej przez użytkowników. W rezultacie problemy sterowania rozpływami mocy biernej oraz regulacji napięć muszą być rozwiązywane łącznie. Zapotrzebowanie na moc bierną cechuje się szybkimi zmianami w czasie. Wymagania ze strony systemu elektroenergetycznego, dotyczące poziomu mocy biernej, też ulegają ciągłym zmianom, co jest rezultatem fluktuacji obciążeń, występowaniem nieprzewidywalnych zjawisk w systemie, a także zmieniającego się zapotrzebowania na moc bierną, wynikającego z przepływów mocy. Narzędziem skutecznie przeciwdziałającym negatywnym skutkom przesyłu energii biernej, a więc stymulującym racjonalną gospodarkę mocą bierną po stronie odbiorców, powinien być system rozliczeń za pobór mocy biernej, stosowany w taryfach dla odbiorców finalnych [5, 14]. Skuteczność tej stymulacji zależy jednak od właściwej konstrukcji systemu rozliczeń za moc bierną. W pracy [6] stwierdzono, że „Taryfy są relatywnie tanią i skuteczną metodą kształtowania obciążeń, spełniony musi być jednak podstawowy warunek, że będą właściwie zaprojektowane. Poddawanie się przez odbiorcę energii oddziaływaniu taryf powinno być dla niego opłacalne, czyli w efekcie przynieść mu oszczędności finansowe, czego musi on być świadomy”. Jednocześnie system taryfowy wraz z odpowiednimi zapisami prawnymi, dotyczącymi funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz warunków przyłączenia, powinien oddziaływać na inne podmioty korzystające ze wspólnej sieci elektroenergetycznej, na przykład na producentów energii elektrycznej, operatorów systemu przesyłowego i operatorów systemów dystrybucyjnych. Efektem tego oddziaływania powinno być podejmowanie działań związanych z poprawą jakości dostarczanej energii elektrycznej (system kar za złą jakość powinien

takie działania stymulować) i działań dotyczących poprawy efektywności pracy systemu elektroenergetycznego. Operatorzy systemu powinni posiadać możliwość wpływania na wytwórców energii elektrycznej odnośnie generacji energii biernej. Takie możliwości są obecnie ograniczone w odniesieniu do generacji rozproszonej i prosumentów, np. do farm wiatrowych, których coraz więcej pojawia się w krajowym systemie. 2. Analiza zasad uwzględniania energii biernej w taryfach operatorów Od początku 2008 roku opłaty za działalność handlową i związaną z fizyczną dostawą energii elektrycznej są rozliczane za pomocą osobnych taryf, opracowywanych według wytycznych zawartych w [10, 11], przez przedsiębiorstwo sieciowe i przedsiębiorstwo obrotu. Ze względu na to, że przedsiębiorstwa sieciowe działają w warunkach naturalnego monopolu, taryfa za przesył i dystrybucję podlega zatwierdzeniu przez Urząd Regulacji Energetyki. Według [10] stawki opłat przesyłowych są kalkulowane z uwzględnieniem podziału na następujące stawki (§ 14.1): 1) przesyłania energii elektrycznej 2) korzystania z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – zwana stawką jakościową (§ 14. 2.) 3) prowadzenia rozliczeń, z tytułu wymiany energii elektrycznej między Krajowym Systemem Elektroenergetycznym a systemami elektroenergetycznymi państw niebędących członkami Unii Europejskiej – zwana stawką rynkową (§ 14. 2). Stawki opłat dystrybucyjnych kalkuluje się z uwzględnieniem następującego podziału (§ 14.3): 1) dystrybucja energii elektrycznej 2) korzystanie z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego 3) odczytywanie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżąca kontrola. Stawki opłaty przesyłowej i dystrybucyjnej, zwane „stawkami sieciowymi”, zawierają (§ 14.7): 1) składnik stały stawki sieciowej – obliczany na jednostkę mocy umownej, a dla odbiorcy energii elektrycznej

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 4–9

w gospodarstwie domowym – obliczany w zależności od rodzaju układu pomiarowo-rozliczeniowego 2) składnik zmienny stawki sieciowej – obliczany na jednostkę energii elektrycznej pobieranej z sieci w miejscu jej dostarczania. Składnik zmienny stawki sieciowej wyznacza się na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych: 1) kosztów zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej sieci przez odbiorców lub przesłanej, lub dystrybuowanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych 2) kosztów zmiennych przesyłu lub dystrybucji energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów lub innych przedsiębiorstw energetycznych 3) kosztów stałych przesyłu lub dystrybucji energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym, stosownie do art. 45 ust. 5 ustawy [13]. Oprócz tego w rozporządzeniu [9] podano warunek, że podmioty przyłączone do sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym powinny wprowadzać do tej sieci lub z niej pobierać moc bierną przy współczynniku tgφ mniejszym niż 0,4. W zakresie przepływów mocy biernej, pomiędzy siecią przesyłową a 110 kV, mają zastosowanie wymagania zawarte w „Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej” [7], które stanowią „W normalnym stanie pracy sieci (dla sieci funkcjonującej bez zakłóceń) średnie 15-minutowe wartości współczynnika tgφ poboru mocy dla uzgodnionych przez OSP i OSD obszarów sieci dystrybucyjnej powinny zawierać się w przedziale <0,0; 0,4>, przy czym dla wyznaczenia współczynnika przyjmuje się sumę wartości mocy czynnej i sumę wartości mocy biernej, pomierzonych na granicy tych obszarów”. Gospodarka energią bierną w całym systemie elektroenergetycznym ma duży wpływ na jakość i efektywność dostaw energii elektrycznej do jej użytkowników. Czynnik stymulujący pożądane – optymalne, z punktu widzenia efektywności funkcjonowania systemu elektroenergetycznego – zachowania użytkowników sieci elektroenergetycznych stanowią zapisy regulujące warunki przyłączenia podmiotów do sieci oraz funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, określone w rozporządzeniach ministra gospodarki [8, 9], a także zasady rozliczeń za energię bierną, określone w taryfach [10, 11, 13]. Jak można się zorientować z przedstawionych zasad rozliczeń za przesył i dystrybucję energii elektrycznej, koszt przesyłu mocy biernej uwzględniony jest w sposób bardzo zagregowany i występuje w składniku zmiennym stawki sieciowej. Składnik zmienny opłaty sieciowej nie odzwierciedla tylko rzeczywistych kosztów strat energii czynnej w sieci, ponieważ zawiera w sobie także tzw. uzmiennione koszty stałe. Zastosowany system rozliczeń nie odzwierciedla skutków ekonomicznych

zmian warunków napięciowych w sieci. Bilans mocy biernej w systemie zależy w dużej mierze od aktualnego obciążenia elementów systemu i podlega znacznie większym dobowym wahaniom niż bilans mocy czynnej. Raz mamy do czynienia z nadwyżką mocy biernej (w dolinach obciążenia), innym razem z jej deficytem. Ma to istotny wpływ na sytuację napięciową w sieci elektroenergetycznej. Zapewnienie właściwych dla poprawnej pracy systemu warunków napięciowych i bilansów mocy biernej wymaga stosowania wielu środków technicznych przez operatorów systemu – przesyłowego lub dystrybucyjnego, które generują koszty po ich stronie, zaś możliwości występujące u odbiorców i innych podmiotów (np. niekonwencjonalnych źródłach energii) nie są wykorzystywane. Sytuacja opisana powyżej może jeszcze ulec pogorszeniu wraz ze zwiększającym się poziomem udziału źródeł niekonwencjonalnych w systemie elektroenergetycznym, cechujących się niestabilną, niejednokrotnie nieprzewidywalną pracą (np. elektrownie wiatrowe, fotowoltaiczne). W rozporządzeniach [7, 8, 9, 10] zamieszczono warunek takiego przepływu mocy biernej, aby spełnione było ograniczenie, przedstawione w postaci odpowiedniej wartości tgφ, najczęściej równej 0,4; w [7] podany jest przedział <0,0; 0,4>. Jedynie w rozporządzeniu „taryfowym” stwierdzono, że w zależności od warunków panujących w sieci wartość tgφ może być inna niż 0,4, ale podstawę do tej zmiany musi stanowić odpowiednia ekspertyza. Wartość współczynnika tgφ powinna być taka, aby spełnione były warunki optymalnej pracy systemu elektroenergetycznego. Wartość ta winna zatem wynikać z przeprowadzonych obliczeń i analiz dla całego systemu lub jego fragmentów. Poziomy tgφ, spełniające warunek optymalności pracy systemu elektroenergetycznego, mogą być różne dla różnych punktów systemu i najczęściej zmieniają się w czasie. Należy zatem rozważyć, czy to właśnie te wartości nie powinny stanowić podstawy w tworzeniu procedur rozliczeniowych pomiędzy różnymi podmiotami przyłączonymi do wspólnej sieci. Trzeba także wziąć pod uwagę fakt, że należy przyjmować w rozliczeniach takie wartości tgφ, które będą w pewnym stopniu niwelować występujące konflikty interesów podmiotów przyłączonych do sieci elektroenergetycznej. Z jednej strony bowiem operatorzy systemów dystrybucyjnych, dążąc do poprawy ekonomiki pracy swoich sieci, starają się minimalizować przepływy mocy biernej, zaś rola operatora systemu przesyłowego polega m.in. na takiej eksploatacji systemu elektroenergetycznego, aby zapewniona była efektywna i bezpieczna praca tego systemu jako całości. Należy także zaznaczyć, że obowiązujące regulacje prawne, które powinny wspomagać system taryfowy, w zakresie prowadzenia racjonalnego gospodarowania mocą bierną w systemie elektroenergetycznym, nie dają podmiotom odpowiedzialnym za efektywną pracę tego systemu (operatorom systemów przesyłowego i systemów dystrybucyjnych) odpowiednich narzędzi do wpływania na inne podmioty korzystające ze wspólnej sieci elektroenergetycznej i nierespektujące uwarunkowań dotyczących generacji mocy biernej. Problem stanowią małe źródła

energii, np. elektrownie wiatrowe, których instaluje się coraz więcej. Pobierają one z sieci elektroenergetycznej moc bierną, jednakże często nie posiadają możliwości regulacji tej mocy. Problem ten mogłyby rozwiązać, jak się wydaje, odpowiednie zapisy w rozporządzeniu, w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci, czy też w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz ewentualnie inne akty prawne. Akty te powinny zawierać obowiązek utrzymania odpowiedniego poziomu tgφ (lub odpowiedniego przedziału zmian tego współczynnika). Niedotrzymywanie tego warunku mogłoby skutkować skargą operatora systemu, skierowaną do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Alternatywnym podejściem jest opracowanie odpowiedniej procedury rozliczeń za energię bierną, dla przypadku odchyleń współczynnika tgφ od wartości podanych w rozporządzeniu taryfowym. Dzięki sformułowaniu odpowiednich zapisów we wspomnianych aktach prawnych, operatorzy mogliby silniej wpływać na producentów energii elektrycznej w sprawie poziomu wytwarzania energii biernej. 3. Obecnie stosowane zasady rozliczeń za energię bierną Zasady rozliczeń za energię bierną reguluje rozporządzenie ministra gospodarki z 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną [10], a także wprowadzona późniejsza zmiana tego rozporządzenia [11], temu problemowi jest poświęcony § 45.1. Opłatę za energię bierną stosuje się za tzw. ponadumowny jej pobór, który rozumiany jest jako: • pobór energii elektrycznej, przy współczynniku tgφ wyższym od umownego współczynnika tgφ0 (niedokompensowanie), lub • pobór energii biernej indukcyjnej, przy braku poboru energii czynnej, lub • pobór energii czynnej przy współczynniku pojemnościowym, tj. przy tgφ < 0 (przekompensowanie), zarówno przy poborze energii elektrycznej czynnej, jak i przy braku takiego poboru. Rozliczeniami za energię bierną w zasadzie objęci są odbiorcy zasilani z sieci powyżej 1 kV, czyli średniego i wysokiego napięcia. Jednakże w uzasadnionych przypadkach mogą one także dotyczyć odbiorców zasilanych z sieci niskiego napięcia (o napięciu do 1 kV), jeśli zostało to określone w warunkach przyłączenia lub w umowie kompleksowej. Opłatę za nadwyżkę energii biernej, czyli ponad ilość wynikającą ze współczynnika tgφ0, oblicza się według wzoru: (1) gdzie: – opłata za nadwyżkę energii biernej w zł; – cena energii elektrycznej, o której mowa z art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy Prawo energetyczne [13], obowiązująca w dniu zatwierdzenia taryfy, wyrażona w zł/MWh lub zł/kWh; tgφ0 – umowny 11

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 4–9

współczynnik mocy, tgφ – współczynnik mocy wynikający z pobranej energii biernej; A – energia czynna, pobrana całodobowo lub dla strefy czasowej, w której prowadzona jest kontrola poboru energii biernej, wyrażona w MW lub kWh; k – ustalona w taryfie krotność ceny . W okresie rozliczeniowym opłacie podlega ponadumowny pobór energii biernej, określany jako nadwyżka tej energii ponad ilość odpowiadającą wartości współczynnika tgφ – gdy: tgφ > tgφ0, zmierzona w strefach, w których jest prowadzona kontrola poboru tej energii lub całodobowo, w zależności od rodzaju zainstalowanego układu pomiarowego. Wartość współczynnika mocy tgφ0 określa się w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji bądź w umowie kompleksowej. Na ogół przyjmuje się wartość tego współczynnika: tgφ0 = 0,4. W uzasadnionych przypadkach można stosować niższą jego wartość, na co wymagana jest indywidualna ekspertyza. W żadnym jednak przypadku wartość współczynnika mocy tgφ0 nie może być niższa niż 0,2 [10]. Jeżeli wartość współczynnika tgφ0 nie została określona w warunkach przyłączenia lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji, do rozliczeń przyjmuje się wartość tgφ0 = 0,4. Według rozporządzenia [9] utrzymanie współczynnika tgφ0 na poziomie 0,4 jest warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w tymże rozporządzeniu. Wartość współczynnika mocy tgφ jest rezultatem ilorazu energii biernej, pobranej całodobowo lub w strefach czasowych, w których dokonywana jest kontrola poboru energii biernej [w Mvarh lub kvarh] i energii czynnej, pobranej w tych samych okresach czasu [w MWh lub kWh], z zastrzeżeniem zawartym w § 45 pkt 7 rozporządzenia [10], odnoszącym się do sytuacji przedstawionej poniżej, czyli występowania gwałtownie zmieniającej się mocy biernej. W sytuacji występowania szybkozmiennego obciążenia mocą bierną rozporządzenie dopuszcza rozliczanie ponadumownego poboru energii biernej ponad wartość współczynnika tgφ 0 przeprowadzanego na podstawie bezpośredniego pomiaru nadwyżki energii biernej. Opłatę oblicza się na podstawie zależności 1, w której wartość współczynnika tgφ ustala się, zgodnie ze wzorem:

(2)

gdzie: ΔEb – nadwyżka energii biernej, wykazana przez urządzenie pomiarowe w okresie rozliczeniowym [w Mvarh lub kvarh]; A – energia czynna pobrana całodobowo lub dla strefy czasowej, w której jest prowadzony pomiar poboru energii biernej [w MWh lub kWh]. W przypadku pracy przy współczynniku pojemnościowym lub poborze energii biernej przy braku poboru energii czynnej odbiorca ponosi w okresie rozliczeniowym opłatę wynikającą z iloczynu całej ilości energii biernej (o której mowa w ust. 1 pkt 2 i 3 rozporządzenia [10]) i ustalonej w taryfie

krotności „k” ceny energii elektrycznej [w zł/ MWh lub zł/kWh], obowiązującej w dniu zatwierdzenia taryfy. W § 45 pkt 9 rozporządzenie [10] reguluje opłaty za ponadumowny pobór energii biernej pomiędzy operatorami systemów. Opłaty tej „nie pobiera się w rozliczeniach między: • operatorem elektroenergetycznego systemu przesyłowego a operatorem elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego posiadającym co najmniej dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej połączone siecią tego operatora, w odniesieniu do tych miejsc dostarczania; • operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, z których każdy posiada co najmniej po dwa sieciowe miejsca dostarczania energii elektrycznej, połączone siecią tego operatora” [10]. W § 45 pkt 10 rozporządzenia [10] zawarte jest również zalecenie, jak postępować, jeśli konfiguracja sieci i miejsca zainstalowania układów pomiarowo-rozliczeniowych nie odwzorowują rzeczywistych rozpływów mocy oraz energii biernej, pobieranej lub oddawanej do sieci danego przedsiębiorstwa energetycznego. W takim przypadku ilość energii biernej podlegającej rozliczeniu ustala się na podstawie odpowiednich pomiarów właściwych dla miejsc dostarczania energii, przeprowadzonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, odbiorcę lub niezależną jednostkę, w sposób przez te podmioty uzgodniony, jeśli nie zostało to określone inaczej w umowie. 4. Wady aktualnego mechanizmu rozliczeń za energię bierną Aktualnie stosowany system rozliczeń odbiorców końcowych za energię bierną nie motywuje w sposób dostateczny tych odbiorców do poprawy współczynników mocy. Zasady rozliczeń stanowią próbę wykorzystania istniejących przestarzałych już układów pomiarowych z licznikami indukcyjnymi. Taki system cechuje się licznymi wadami [1, 2, 4, 5]. Kontrola poboru energii biernej polega na obser wacji współczynnika tgφ u odbiorcy, współczynnik ten jest wyznaczany jako stosunek energii biernej do energii czynnej pobranej w okresie obrachunkowym. Nie prowadzi się więc kontroli wartości chwilowych tego współczynnika, a rozliczeniu podlegają jedynie wartości obliczeniowe, nie najlepiej odzwierciedlające zjawisko fizyczne, jakim jest pobór mocy biernej, zmieniający się, niekiedy bardzo istotnie, w czasie. Taki sposób rozliczeń jest uproszczeniem wynikającym z istniejących ograniczeń tradycyjnych urządzeń rozliczeniowo-pomiarowych, zaś skutkiem jego stosowania jest słabe stymulowanie racjonalnej gospodarki mocą bierną u użytkowników energii elektrycznej. Odbiorca podlega opłatom karnym, jeżeli: • oddaje moc bierną do sieci • pobiera moc bierną z sieci w ilościach powodujących przekroczenie współczynnika mocy określonego w umowie z dostawcą. Szczególnie w pierwszym z wymienionych wyżej przypadków kary dla odbiorcy są uciążliwe, mimo że nie zawsze znajduje to uzasadnienie ekonomiczne.

W przypadku nadmiernego poboru mocy biernej w pewnych okresach, ale przy niewielkich przekroczeniach nakazanego współczynnika tgφ 0, kary obciążające odbiorców nie są tak dotkliwe, aby uzasadniały konieczność poniesienia nakładów na układy kompensujące, a zatem nie stymulują racjonalnej gospodarki mocą bierną u odbiorców. Negatywne skutki ponadumownego poboru mocy biernej lub jej wprowadzania do systemu mają zwykle charakter chwilowy. System rozliczeń powinien zatem stymulować takie zachowanie użytkownika energii elektrycznej, aby chwilowa wartość współczynnika mocy była utrzymywana na odpowiednim poziomie. W zasadzie stosowane układy pomiarowe i sposoby rozliczeń nie kontrolują chwilowej wartości współczynnika mocy, lecz bazują na pomiarze poboru energii czynnej i biernej w okresie rozliczeniowym (miesięcznym). Ze względu na zmienność w czasie poboru mocy czynnej i biernej tak policzony współczynnik zwykle nie wykazuje nawet znacznych chwilowych przekroczeń przyjętego współczynnika tgφ0. W stosowanym obecnie systemie rozliczeń za moc bierną [10, 11] wykorzystuje się wskazania liczników energii czynnej i biernej. Zaletą takich pomiarów jest ich prostota i niewielkie koszty, jednakże system posiada zasadniczą wadę, a mianowicie nie odzwierciedla kosztów występujących w sieci dostawcy, które są wynikiem ponadnormatywnego poboru mocy biernej. Podstawową wadą tego systemu jest to, że nie rejestruje chwilowych wartości współczynnika mocy, czyli nie uwzględnia kosztów stałych dostawy mocy biernej do odbiorcy, a także wpływu odbiorcy na chwilowe poziomy napięć w sieci i kosztów związanych z przekroczeniem dopuszczalnych wartości napięć [5]. Z powyższego wynika, że zmierzona energia bierna nie może więc być bezpośrednio traktowana jako nośnik kosztów jej dostawy. Stosowany system rozliczeń odbiorców za ponadumowny pobór energii biernej jest bardzo uproszczoną formą powiązania kosztów strat energii czynnej, spowodowanych poborem energii biernej. System rozliczeń nie odzwierciedla między innymi skutków ekonomicznych zmian warunków napięciowych w sieci, które są możliwe do określenia, jeśli przeprowadzi się dość żmudne obliczenia. Niektórzy dostawcy energii elektrycznej wykorzystują możliwość rozliczeń szybkozmiennych obciążeń mocą bierną. Sposób takich rozliczeń powstał w wyniku prac badawczych prowadzonych w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej [1, 2, 3]. Pozwala on obciążać kosztami tych użytkowników energii elektrycznej, którzy przyczyniają się do powstawania niekorzystnych warunków pracy sieci elektroenergetycznej. Szkoda, że nie jest to praktyka powszechnie stosowana. Wypadkowy współczynnik tgφ, występujący w zależności (1), obliczany jest jako wartość średnia dla miesięcznych okresów obrachunkowych, co praktycznie zaciemnia obraz dynamicznych zmian poboru mocy czynnej i biernej. Ma to niekorzystne skutki dla pracy systemu elektroenergetycznego, ponieważ tzw. odbiorniki niespokojne (np. dźwigi,

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 4–9

spawarki i inne) swoim dynamicznym poborem mocy wywołują głębokie i szybkozmienne zapady napięcia. Badania przeprowadzone w warunkach rzeczywistych wykazały, że w przypadku niektórych odbiorców wyniki ponadnormatywnego poboru energii biernej uzyskane metodami: pośrednią i bezpośrednią (z zastosowaniem liczników do dynamicznego pomiaru mocy biernej), różniły się między sobą nawet o ponad 70% na niekorzyść dostawcy energii. Zastosowanie liczników do dynamicznego pomiaru ponadumownego poboru mocy biernej umożliwiałoby zidentyfikowanie odbiorców charakteryzujących się szybkozmiennym poborem energii biernej, zaś z drugiej strony zastosowanie odpowiedniego sposobu rozliczeń stanowiłoby impuls do instalowania przez nich dynamicznych kompensatorów mocy biernej. Wydaje się, że ważne jest również to, aby finalny odbiorca oprócz opłat za ponadumowny pobór energii biernej mógł otrzymywać także upusty, jeżeli tgφ < tgφ0. Takie rozwiązanie daje dwustronne korzyści – po stronie użytkownika systemu i jego operatora. Wydaje się, że nie występuje tutaj zagrożenie niepokrycia kosztów zmiennych, ponieważ zarówno stawki opłat, jak i poziom tgφ, można aktualizować w miarę zmieniającej się sytuacji w sieci elektroenergetycznej. Dokonując oceny obecnego sposobu rozliczeń za pobór energii biernej, należałoby podkreślić, że charakteryzuje się on niezbyt dużą siłą nacisku na odbiorców, czyli słabo stymuluje pożądane zachowania użytkowników energii elektrycznej. Warto w tym miejscu przypomnieć, że na początku lat 90. ubiegłego wieku zaproponowano sposób rozliczeń wprowadzający progresywne stawki po przekroczeniu tgφn, który zaczął obowiązywać od chwili wprowadzenia nowego cennika dla odbiorców finalnych w 1992 roku [2]. Sposób rozliczeń polegał na ustalaniu stawki – dopłaty za pobór energii biernej relatywnie (procentowo) do opłat za pobór energii czynnej [14]. Określony wpływ stymulujący oczekiwaną reakcję użytkowników energii elektrycznej, zapewniało przyjęcie stawek opłat progresywnie rosnących, w zależności od poziomu współczynnika tgφ. System ten dość skutecznie oddziaływał na użytkowników energii elektrycznej. Metoda wykorzystująca w rozliczeniach za energię bierną progresywnie rosnące opłaty, obowiązywała do 1999 roku. Oceniona ona była w zasadzie pozytywnie, stanowiła bowiem silne narzędzie stymulacji w zakresie gospodarki mocą bierną. Niestety, zrezygnowano z tego sposobu rozliczeń użytkowników energii elektrycznej za pobór energii biernej, a zakłady energetyczne opracowywały własne formuły rozliczeń. Wraz z uwolnieniem w 2000 roku ceny energii elektrycznej wprowadzono swobodę w ustaleniu sposobu rozliczeń za energię bierną. Wiele spółek dystrybucyjnych wzorowało się na dotychczasowych zasadach rozliczeń, jednakże niektóre wprowadziły pewne zmiany do sposobu obliczania opłat. Zmiany dokonane przez spółki dystrybucyjne zostały

w wielu przypadkach ocenione negatywnie, a krytyczny przegląd tych zmian przedstawiony został w pracy [12]. Stwierdzono między innymi znaczne zawyżenie opłat za energię bierną w 2000 roku. W [12] podkreślono, że opłaty za ponadoptymalny pobór energii biernej nie zostały oparte na analizie kosztów dosyłania nadwyżki energii biernej do odbiorców, lecz zostały tak dobrane, aby stymulowały odbiorców do kompensacji mocy biernej, co jednakże nie byłoby zbyt wielkim grzechem, gdyby nie były one rażąco zawyżane. Powinny one być jedynie na takim poziomie, aby odbiorcom opłacało się instalowanie baterii kondensatorów. Konkludując, można stwierdzić, że stosowany dotychczas sposób rozliczeń użytkowników energii elektrycznej za pobór mocy biernej stanowi mało skuteczne narzędzie nacisku, aby zmniejszyć niekorzystne skutki przepływu tej mocy w sieciach elektroenergetycznych, które obniżają efektywność pracy systemu elektroenergetycznego, a także wpływają negatywnie na jakość energii. Obecnie stosowany system rozliczeń nie uwzględnia szkodliwych zjawisk powodowanych w następstwie stosowania urządzeń odbiorczych o charakterystykach nieliniowych. Niezależnie bowiem od nadmiernego przepływu energii biernej w systemie elektroenergetycznym, negatywny wpływ na jego pracę wywiera obecność wyższych harmonicznych w przebiegach napięcia i prądu. Zjawisko to nasila się wraz z dynamicznym rozwojem zastosowań urządzeń energoelektronicznych. Rosnący udział tych urządzeń w sieci elektroenergetycznej jest przyczyną wzrostu zakłóceń występujących w sieci, co oczywiście obciąża dostawców energii elektrycznej, pomimo że to nie oni je powodują. Należałoby również podkreślić konieczność celowego kierowania wpływów z opłat uzyskiwanych za energię bierną na inwestycje wpływające na poprawę jakości energii elektrycznej i efektywności jej dostawy. Bibliografia 1. Borecki J. i in, Problemy rozliczeń za pobór energii biernej, Energetyka 1992, nr 11. 2. Borecki J., Wilczyński A., Propozycja metody pomiaru energii biernej dla celów rozliczeniowych z odbiorcami, Elektroenergetyka 1993, nr 1, PSE SA Warszawa. 3. Borecki J., Olichwer T., Wilczyński A., Odbiorcy niespokojni – ich identyfikacja i rozliczanie za pobór energii biernej, Konferencja Naukowo-Techniczna nt. „Rynek energii elektrycznej: systemy rozliczeń i taryfy” Politechnika Lubelska, Kazimierz Dolny, 20–21 kwietnia 1995, [w:] materiały konferencyjne. 4. Borecki J., Wilczyński A., Badanie struktury taryfy za energię z uwzględnieniem mocy biernej pod kątem stymulowania zachowania użytkowników energii elektrycznej, Projekt Badawczy Zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo

elektroenergetyczne kraju”, zadanie 7, temat 7.1, punkty: 7.1.3.D, E. Politechnika Wrocławska, Instytut Energoelektryki, Wrocław 2008. 5. Bućko P., Badanie struktury taryfy za energię z uwzględnieniem mocy biernej pod kątem stymulowania zachowania użytkowników energii elektrycznej, Projekt Badawczy Zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, zadanie 7, temat 7.1, punkt: 7.1.3.D, Politechnika Gdańska, Gdańsk, grudzień 2007. 6. Malko J., Wilczyński A., Oszczędne, racjonalne czy efektywne użytkowanie energii elektrycznej, Energetyka 2007, nr 9. 7. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci. PSE SA, tekst jednolity po karcie aktualizacji CK/1/2012 zatwierdzonej decyzją prezesa URE nr DPK-43202(16)/2010–2013/LK z 29 stycznia 2013. 8. Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z 20 grudnia 2004 roku w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci, Dz. U. nr 2 z 2005 roku, poz. 6. 9. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz. U. nr 93 z 2007 roku, poz. 623. 10. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, Dz. U. nr 189 z 2011 roku, poz. 1126. 11. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 27 kwietnia 2012 roku zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, Dz. U. z 2012 roku, poz. 535. 12. Szostek T., O potrzebie zmiany obecnie stosowanych zasad rozliczeń odbiorców finalnych za pobieraną energię bierną, Energetyka 1999, nr 10. 13. Ustawa z 10 kwietnia 1997 roku, Prawo energetyczne, Dz. U. nr 89 z 2006 roku, poz. 625, z późniejszymi zmianami. 14. Wilczyński A., Systemy taryfowe jako narzędzie ekonomicznego sterowania zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną, Prace Naukowe Instytutu Elektroenergetyki Politechniki Wrocławskiej 1990, nr 68, Monografie nr 25, Wrocław.

P. Bućko, A. Wilczyński | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 4–9

Paweł Bućko

dr hab. inż. Politechnika Gdańska e-mail: pbucko@ely.pg.gda.pl Pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego działalność naukowa związana jest z ekonomiką energetyki, ze szczególnym uwzględnieniem problematyki programowania rozwoju systemów energetycznych w uwarunkowaniach 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 problematyką racjonalnego użytkowania energii.

Artur Wilczyński

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: Artur.Wilczynski@pwr.edu.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej (1971). Stopień doktora uzyskał w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej (1977), zaś dr. hab. nauk ekonomicznych został na Wydziale Zarządzania i Informatyki Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu (1991). W latach 1998–1999 pełnił funkcję p.o. kierownika Zakładu Sieci i Systemów Elektroenergetycznych Instytutu Energoelektryki PWr, a od 2005 roku funkcję kierownika tego zakładu. Jednocześnie w latach 1993–2001 był zatrudniony na etacie profesora w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu, gdzie pełnił funkcję kierownika Pracowni Ekonomiki, Taryfikacji oraz Prognoz w Elektroenergetyce. W 2007 roku uzyskał tytuł profesora nauk technicznych. Od roku 2011 jest profesorem zwyczajnym Politechniki Wrocławskiej. Był współwykonawcą wielu projektów badawczych, w tym finansowanych przez KBN, pełniąc w nich najczęściej rolę kierownika projektu. Jest autorem lub współautorem 140 publikacji i ponad 80 raportów z prac badawczych.

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

Improving Power Quality in AC Supply Grids

Author Piotr Fabijański

Keywords power quality, UPQC, APF, THD ratio, HD ratio

Abstract This paper describes a digital and actual model of the UPQC (Unified Power Quality Conditioner) integrated system for power quality improvement. The UPQC’s design and its connection to an AC supply grid, 1-phase and 3-phase alike, provide effective compensation of unwanted interferences in the waveforms of load supply voltages and non-linear load currents. This article presents an overview of topologies and control strategies. The study of the UPQC confirmed its positive impact on the power quality. The electricity parameters were significantly improved. Total harmonic distortion in supply voltage THDu decreased six-fold to 1.89%, and total harmonic distortion in load current THDi decreased more than ten-fold to 2.38% for a non-linear load (uncontrolled bridge rectifier with load L). Additionally, symmetrisation of supply voltages and reactive power compensation Q of linear load was obtained. The UPQC integrated system for power quality improvement can be used wherever high-quality and PN-EN 50160 standard – compliant electricity is required.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015402

Power-electronic devices of high and medium power, such as integrated rectifiers, thyristor control circuits, and transistor power circuits, which are commonly used in the industry, adversely affect the supply grid performance. They impair the quality of the electricity supplied to consumers. Nonlinear loads distort the current waveforms in the supply line (generating higher current harmonics). The higher harmonic content in load currents cause additional voltage drops on the supply grid impedance and thus deformation of the sinusoidal voltage waveforms in the supply grid (generating higher voltage harmonics). Moreover, the first harmonic in the phase currents of loads supplied by inverters is shifted in phase relative to the first harmonic voltage. These loads, in addition to the energy associated with active power, draw additional energy associated with reactive power. At the same time increases the number of industrial processes requiring electrical energy with high quality parameters. Therefore, it is necessary to use systems to improve power quality, such as reactive power compensators, passive filters, active serial and shunt filters, and sets of integrated active filters. All these new, high-tech solutions are sources of innovation in transmission systems and supply lines. This paper describes an integrated system for power quality improvement, so called Unified Power Quality Conditioner [1, 2, 5]. This system allows the stabilisation and symmetrisation of the load voltage, compensation of harmonic and subharmonic distortion in the supply line voltage, symmetrisation of the load

current, compensation of harmonic distortion in the load current, and the compensation of reactive power and fast-changing fluctuations of the load active power.

UPQC integrated system for power quality improvement UPQC is made up of two inverters interconnected by a DC circuit. Because of the control convenience and cost VSI voltage source inverters are applied more often than CSI current source inverters. In either case in such a system the inverters along with passive low pass filters circuits LC function as active power filters APF. Depending on the nature of their operation and the method of their connection to the supply line one of the APF system is called Series Filter, and the other, Shunt Filter. Both APF circuits operate concurrently and independently from each other. The series filter is connected to the supply grid via a Series Injection Transformer. The shunt filter can be connected to the grid via a transformer or choke coupling Lk. In UPQC circuit the both active filters – series and shunt – are interconnected by a DC circuit that includes an energy storage in the form of capacitor coupled with voltage inverter, and in the form of reactor coupled with current inverter. This combination of two separate active filters allows solving most problems concerning power, voltage, and current quality. It is a popular topology used in power quality improvement systems. The active shunt filter plays a major role in the proper UPQC operation, providing the adequate level and stability of the voltage in the DC link. In order to compensate 15

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

reactive power and harmonic distortion in the load current, the system must generate a temporary waveform of booster current ik(t) that satisfies the equation:

(1)

where: is*(t) – reference current waveform, io(t) – load current waveform. Just like the shunt filter, also the series filter, in order to compensate higher harmonics and undesirable positive and negative components in the temporary supply power waveform, must generate a temporary waveform of booster voltage uk(t) that satisfies the equation:

Fig. 1. UPQC-L integrated power quality improvement system

Fig. 2. UPQC-R integrated power quality improvement system 16

(2)

where: uo*(t) – reference voltage waveform, us(t) – supply voltage waveform. The criterion by which UPQC systems can be categorised is the sequence of the series and shunt filters’ connection. The system, in which the series filter is on the load side, is coded UPQC-L [2]. Fig. 1 shows a system with UPQC-L topology. The system, in which the shunt filter is on the load side, is coded UPQC-R [2]. Fig. 2 shows a system with UPQC-R topology. UPQC-L system is more favourable to transformer Tr performance. In this case, owing to the load current compensation the transformer is not loaded with reactive power and higher harmonics in the load current. Where the connection of both 1-phase and 3-phase loads to a grid is needed, it must be a 4-wire 3-phase AC grid. Fig. 3

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

shows UPQC connected to 4-wire grid. The circuit in Fig. 3 has a divided capacitor with an outgoing neutral conductor in the DC link.

Results of UPQC laboratory tests Subject to the tests was an UPQC with the topology shown in Fig. 3, and the tests were aimed at the compensation of harmonics in load conductor currents, compensation of load reactive power, stabilisation and symmetrisation of load conductor currents, compensation of harmonics in phase voltage, stabilisation of phase voltages, compensation of voltage dips, compensation of voltage surges, and compensation of phase voltage oscillations.

Compensation of harmonics in the phase voltage and conductor current of non-linear load supplying grid A supply grid with distorted voltage us was modelled for the study. Prior to the compensation of harmonics, the percentage contents of individual harmonics in load voltage uo amounted to:

HD3 = 10%, HD5 = 5%, HD7 = 2%. For this uo voltage waveform the total harmonic distortion rate THD = 11.36%. Due to non-linearity of the load, which was a six-pulse bridge rectifier, the following harmonics had the largest shares in io current waveform: HD3 = 14.19% HD13 = 2.26% HD5 = 21.35% HD15 = 2.22% HD7 = 3.74% HD17 = 2.53% HD9 = 3.60% HD19 = 1.25% HD11 = 4.88% HD21 = 1.21% For this io current waveform the total harmonic distortion rate THD = 27%. Fig. 5a summarizes the harmonic contents in uo load phase voltage before and after the harmonics compensation. The total harmonic distortion rate of uo load voltage had decreased nearly six-fold and was THD = 1.89%. Concurrent harmonics compensation in uo load phase voltage and in io load conductor current did not result in drop of voltages ±udc in the DC link. They were kept constant.

Fig. 3. UPQC connected to 4-wire 3-phase AC grid

Fig. 4. Waveforms of load phase voltage uo, grid line current is, and DC link voltages ±udc before and after harmonics compensation 17

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

Fig. 5b shows the harmonic contents in io load current and in the waveform of is conductor current drawn from the grid. After compensation they amounted to: HD3 = 0.42% HD13 = 0.19% HD5 = 1.62% HD15 = 0.16% HD7 = 1.50% HD17 = 0.41% HD9 = 0.35% HD19 = 0.23% HD11 = 0.37% HD21 = 0.29% The total harmonic distortion rate for is current in the supplying grid lines after the compensation had decreased to HD = 2.38%.

Compensation of load reactive power Subject to the tests was a circuit with a RL type non-linear load. The power factors in each phase were: cosφ1 = 0.96 (φ1 = 160 el.), cosφ2 = 0.90 (φ2 = 23,70 el.), cosφ3 = 0.83 (φ3 = 34.210 el.).

Compensation of load asymmetry Subject to the tests was an UPQC with an asymmetric, linear, resistive, star-connected load. The load in the first phase was as a)

large as in the other phases. The load was supplied with an undistorted voltage. The waveforms of supply grid line currents is1, is2, is3 and of DC link voltages ±udc are shown in Fig. 7. With the load asymmetry compensation on, the waveforms of supply grid line currents is1, is2, is3 are symmetrised and stabilised. The waveforms of each line load current io 1, io2, io3 were appropriately averaged, so that each phase was equally loaded. The waveforms of supply grid line currents is1, is2, is3 are in phase with the waveforms of supply line voltages us1, us2, us3. With the load asymmetry compensation on, average voltages ±udc in the DC link remained unchanged. They are kept at a constant level.

Compensation of sub-harmonics in load phase voltage – swings Subject to the tests was a circuit with an asymmetric, linear, resistive, star-connected load. The load was supplied with 3-phase sinusoidal a voltage. In addition a sub-harmonic (voltage swing) with frequency 2.5 Hz and amplitude 20% of the load voltage amplitude was added to the load phase voltage waveforms. b)

Fig. 5a. Harmonic contents in uo load phase voltage Fig. 5b. Harmonic contents in is supply grid line current

Fig. 6. Waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3, supply grid line currents is1, is2, is3, and voltage ±udc in DC circuit 18

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

Fig. 8 shows the waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3 and of voltage ±udc in the DC intermediate circuit. With the compensation of sub-harmonics in load phase voltage uo1,2,3 on, the phase voltage amplitude is stabilised at a pre-set level. In the waveforms of voltage ±udc in the DC link appears a sub-harmonic with the sub-harmonic frequency of the load voltage, and the amplitude equal to 50% of the swing amplitude.

Compensation of short-term phase voltage dip Subject to the tests was an UPQC with a symmetric, linear, resistive, star-connected load. The load was supplied with sinusoidal voltage uo1,2,3. In addition, a dip of 10% of the voltage amplitude and duration of 200 ms was added to the waveforms of grid phase voltages.

Fig. 9 shows the waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3 and of voltage ±udc in the DC intermediate circuit. With the compensation of load voltages uo1, uo2, uo3 dips on, the phase voltage amplitude is stabilised at a pre-set level. Upon a dip occurrence there is a drop by 50% of the dip amplitude in the waveforms of voltage ±udc in the DC link.

Compensation of load phase voltages asymmetry Subject to the tests was a circuit with an asymmetric, linear, resistive, star-connected load. Fig. 10 shows the waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3 and of voltage ±udc in the DC intermediate circuit. In the second and third phase a 20% and 40% phase voltage dip was modelled, respectively. The first phase amplitude remained unchanged.

Fig. 7. Waveforms of supply grid line currents is1, is2, is3 before and after load asymmetry compensation

Fig. 8. Waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3 with 20% swing before and after compensation of phase voltage swings 19

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

Fig. 9. Waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3 with 10% voltage dip before and after compensation of voltage dips

Fig. 10. Waveforms of load phase voltages uo1, uo2, uo3 and of voltage ±udc in the DC circuit

6. Conclusions

REFERENCES

The study has confirmed the possibility of UPQC circuit’s positive impact on the supply grid in terms of improved power quality of electricity through: • compensation of harmonic currents in load conductors • compensation of load reactive power • stabilisation and symmetrisation of currents in load conductors • compensation of harmonic phase voltages • stabilisation of phase voltages • compensation of voltage dips • compensation of voltage surges • compensation of phase voltage oscillations.

1. V. Khadkikar, “Enhancing Electric Power Quality Using UPQC: A Comprehensive Overview”, IEEE Transactions on Magnetics, Vol. 27, No. 5, pp. 2284–2297, 2012. 2. A. Ghosh, G. Ledwich, Power Quality Enhancement Using Custom Power Devices, Boston, MA: Kluwer, 2002. 3. R. Rajasree, S. Premalatha, Unified power quality conditioner (UPQC) control using feed forward (FF)/feedback (FB) controller, IEEE Computer, Communication and Electrical Technology, 18– 19.03.2011, pp. 364–369.

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | 15–21

4. R. Strzelecki, H. Supronowicz, “Współczynnik mocy w systemach zasilania prądu przemiennego i metody jego poprawy” [Power factor in AC power supply systems and methods of its improvement], Publishing House of Warsaw University of Technology, Warszawa 2000.

5. H. Fujita, H. Akagi, “The unified power quality conditioner: The integration of series and shunt-active filters”, Transactions on Power Electronics, Vol. 13, No. 2, pp. 315–322, 1998.

Piotr Fabijański Warsaw University of Technology e-mail: piotr.fabijanski@ee.pw.edu.pl A graduate of the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology, where he also obtained his doctoral degree (2009). His research interests include: power quality in AC supply grids and its improvement, reactive power compensation, active filtering of harmonic in voltage and current waveforms, active series and shunt filters.

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 15–21

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 15–21. When referring to the article please refer to the original text. PL

Poprawa jakości energii elektrycznej w sieciach zasilających prądu przemiennego Autor

Piotr Fabijański

Słowa kluczowe

jakość energii elektrycznej, UPQC, APF, współczynnik THD, współczynnik HD

Streszczenie

W artykule opisano model cyfrowy i rzeczywisty zintegrowanego układu do poprawy jakości energii elektrycznej UPQC (ang. Unified Power Quality Conditioner). Budowa układu UPQC oraz sposób jego dołączenia do sieci zasilającej prądu przemiennego, zarówno 1-fazowej, jak i 3-fazowej, umożliwiają skuteczną kompensację niepożądanych zakłóceń występujących w przebiegach napięć zasilających odbiorniki, jak i prądach pobieranych przez nieliniowe odbiorniki. W artykule przedstawiono przegląd topologii oraz strategii sterowania. Przeprowadzone badania układu UPQC potwierdziły jego pozytywny wpływ na jakość energii elektrycznej. Uzyskano istotną poprawę parametrów energii elektrycznej. Współczynnik zawartości wyższych harmonicznych w napięciu zasilającym THDu (ang. Total Harmonic Distortion Voltage) zmniejszył się sześciokrotnie do wartości 1,89%, współczynnik zawartości wyższych harmonicznych w prądzie odbiornika THDi (ang. Total Harmonic Distortion Current) zmniejszył się ponad dziesięciokrotnie, do 2,38% dla odbiornika nieliniowego (niesterowany prostownik mostkowy z obciążeniem L). Dodatkowo uzyskano symetryzację napięć zasilających oraz kompensację mocy biernej Q odbiornika liniowego. Zintegrowany układ do poprawy jakości energii elektrycznej UPQC może być stosowany wszędzie tam, gdzie wymagana jest energia elektryczna o wysokiej jakości, spełniająca wymagania normy PN-EN 50160.

Urządzenia energoelektroniczne dużej i średniej mocy, takie jak układy prostownikowe, tyrystorowe układy regulacyjne, tranzystorowe układy mocy, które są powszechnie stosowane w przemyśle, niekorzystnie wpływają na parametry sieci zasilającej. Pogarszają one jakość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorcy. Nieliniowe odbiorniki powodują odkształcenie przebiegów prądów w linii zasilającej (generując wyższe harmoniczne prądu). Wyższe harmoniczne w prądach odbiornika wywołują dodatkowe spadki napięć na impedancjach sieci zasilającej, a zatem odkształcenie sinusoidalnych przebiegów napięć w sieci zasilającej (generując wyższe harmoniczne napięcia). Ponadto pierwsza harmoniczna w prądach fazowych odbiorników zasilanych przez przekształtniki jest przesunięta w fazie względem pierwszej harmonicznej napięcia. Odbiorniki te oprócz energii związanej z mocą czynną pobierają dodatkową energię związaną z mocą bierną. Jednocześnie wzrasta liczba procesów przemysłowych wymagających energii elektrycznej o wysokich parametrach jakościowych. Dlatego jest konieczne stosowanie układów do poprawy jakości energii elektrycznej, takich jak kompensatory mocy biernej, filtry pasywne oraz filtry aktywne szeregowe i równoległe oraz układy zintegrowanych filtrów aktywnych. Wszystkie te nowe, zaawansowane technicznie rozwiązania są źródłem innowacyjności w systemach przesyłowych i liniach zasilania. W artykule przedstawiono zintegrowany układ do poprawy jakości energii elektrycznej UPQC (ang. Unified Power Quality Conditioner) [1, 2, 5]. Układ ten umożliwia stabilizację i symetryzację napięć na odbiorniku, kompensację harmonicznych i subharmonicznych w napięciu sieci zasilającej, symetryzację prądu odbiornika, kompensację harmonicznych w prądzie odbiornika, kompensację mocy biernej oraz szybkozmiennych wahań mocy czynnej odbiornika.

Zintegrowany układ do poprawy jakości energii elektrycznej UPQC Układ UPQC zbudowany jest z dwóch falowników połączonych ze sobą obwodem prądu stałego. Ze względu na wygodę sterowania oraz koszty częściej stosuje się falowniki napięcia VSI niż falowniki prądu CSI. W obu wypadkach w układzie tym falowniki wraz z układami pasywnych dolnoprzepustowych filtrów LC pełnią rolę filtrów aktywnych APF (ang. Active Power Filter). W zależności od charakteru pracy i sposobu dołączenia do linii zasilającej jeden z układów APF jest nazywany filtrem szeregowym (ang. Series Filter), a drugi filtrem równoległym (ang. Shunt Filter). Oba układy APF pracują jednocześnie i niezależnie od siebie. Filtr szeregowy dołączony jest do sieci zasilającej zawsze poprzez szeregowy transformator dodawczy (ang. Series Injection Transformer). Filtr równoległy może być dołączony do sieci poprzez transformator lub dławik sprzęgający Lk. W układzie UPQC oba filtry aktywne – szeregowy i równoległy – połączone są ze sobą obwodem prądu stałego, w którym znajduje się magazyn energii w postaci kondensatora w układzie z falownikiem napięcia oraz w postaci dławika w układzie z falownikiem prądu. Takie połączenie dwóch oddzielnych filtrów aktywnych pozwala rozwiązać większość problemów dotyczących jakości energii elektrycznej, napięcia i prądu. Jest to popularna topologia, stosowana w systemach do poprawy jakości energii elektrycznej. Aktywny filtr równoległy odgrywa główną rolę w poprawnym działaniu układu UPQC, zapewniając odpowiedni poziom oraz stabilizację napięcia w obwodzie pośredniczącym prądu stałego. W celu kompensacji mocy biernej oraz wyższych harmonicznych w prądzie odbiornika układ musi generować przebieg chwilowy prądu dodawczego ik(t) spełniający równanie:

(1)

gdzie: is*(t) – wzorcowy przebieg prądu, io(t) – przebieg prądu odbiornika. Podobnie jak filtr równoległy, tak i filtr szeregowy, w celu kompensacji wyższych harmonicznych oraz niepożądanych składowych zgodnych i przeciwnych w przebiegu chwilowym napięcia zasilającego, musi generować przebieg chwilowy napięcia dodawczego uk(t) spełniający równanie:

(2)

gdzie: uo*(t) – wzorcowy przebieg napięcia, us(t) – przebieg napięcia zasilającego. Kryterium, według którego można podzielić układy UPQC, jest kolejność podłączenia filtru szeregowego i równoległego. Dla układu, w którym filtr szeregowy znajduje się od strony odbiornika, stosuje się akronim UPQC-L [2]. Na rys. 1 pokazano układ o topologii UPQC-L. Układ, w którym od strony odbiornika znajduje się filtr równoległy, opisuje akronim UPQC-R [2]. Na rys. 2 pokazano układ o topologii UPQC-R. Układ o topologii UPQC-L jest układem korzystniejszym dla pracy transformatora Tr. W takim wypadku dzięki kompensacji prądu odbiornika transformator nie jest obciążony mocą bierną oraz wyższymi harmonicznymi w prądzie odbiornika. Konieczność podłączenia do sieci zarówno 1-fazowych, jak i 3-fazowych odbiorników wymusza stosowanie czteroprzewodowych 3-fazowych sieci prądu przemiennego. Na rys. 3 pokazano układ UPQC podłączony do sieci czteroprzewodowej. Układ z rys. 3 posiada w obwodzie prądu stałego dzielony kondensator z wyprowadzonym przewodem zerowym.

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 15–21

Kompensacja harmonicznych w napięciu fazowym i prądzie przewodowym sieci zasilającej odbiornik nieliniowy W badaniu zamodelowano sieć zasilającą o odkształconym napięciu us. Przed kompensacją harmonicznych zawartość procentowa poszczególnych harmonicznych w napięciu odbiornika uo wynosi: HD3 = 10%, HD5 = 5%, HD7 = 2%. Dla takiego kształtu przebiegu napięcia uo współczynnik całkowitego odkształcenia wynosi THD = 11,36%. Ze względu na nieliniowy charakter odbiornika, jakim jest sześciopulsowy prostownik mostkowy, w przebiegu prądu przewodowego io największy udział mają harmoniczne:

Rys. 1. Zintegrowany układ do poprawy jakości energii elektrycznej UPQC-L

HD3 = 14,19% HD5 = 21,35% HD7 = 3,74% HD9 = 3,60% HD11 = 4,88%

HD13 = 2,26% HD15 = 2,22% HD17 = 2,53% HD19 = 1,25% HD21 = 1,21%

Dla takiego kształtu przebiegu prądu io współczynnik całkowitego odkształcenia wynosi THD = 27% (rys. 4). Na rys. 5a zestawiono zawartość harmonicznych w przebiegu napięcia fazowego odbiornika uo przed i po skompensowaniu harmonicznych. Współczynnik całkowitego odkształcenia dla napięcia odbiornika uo zmalał blisko sześciokrotnie i wynosi THD = 1,89%. Jednoczesne włączenie kompensacji harmonicznych w napięciu fazowym odbiornika uo oraz w prądzie przewodowym odbiornika io nie powoduje spadku napięć ±udc w obwodzie pośredniczącym. Są one utrzymywane na stałym poziomie. Na rys. 5b pokazano zawartość harmonicznych w prądzie odbiornika io i w przebiegu prądu przewodowego pobieranego z sieci zasilającej is. Po kompensacji jest ona równa: Rys. 2. Zintegrowany układ do poprawy jakości energii elektrycznej UPQC-R

HD3 = 0,42% HD5 = 1,62% HD7 = 1,50% HD9 = 0,35% HD11 = 0,37%

HD13 = 0,19% HD15 = 0,16% HD17 = 0,41% HD19 = 0,23% HD21 = 0,29%

Współczynnik całkowitego odkształcenia dla prądu przewodowego sieci zasilającej is po kompensacji zmniejszył się do wartości THD = 2,38%. Kompensacja mocy biernej odbiornika Badania wykonano dla układu z niesymetrycznym odbiornikiem liniowym typu RL. Współczynnik mocy dla poszczególnych faz wynosi: cosφ1 = 0,96 (φ1 = 16° el.), cosφ2 = 0,90 (φ2 = 23,7° el.), cosφ3 = 0,83 (φ1 = 34,21° el.)(rys. 6).

Rys. 3. UPQC podłączony do sieci czteroprzewodowej 3-fazowej prądu przemiennego

Wyniki badań laboratoryjnych UPQC Badania układu UPQC zostały przeprowadzone dla układu o topologii z rys. 3 pod kątem kompensacji harmonicznych w prądach przewodowych odbiornika, kompensacji mocy biernej odbiornika,

stabilizacji i symetryzacji prądów przewodowych odbiornika, kompensacji harmonicznych w napięciu fazowym, stabilizacji napięć fazowych, kompensacji zapadów napięcia, kompensacji przepięć, kompensacji kołysań napięcia fazowego.

Kompensacja niesymetrii odbiornika Badania przeprowadzono dla układu UPQC z niesymetrycznym odbiornikiem liniowym o charakterze rezystancyjnym połączonym w gwiazdę. Obciążenie w fazie pierwszej jest dwukrotnie większe niż w fazach pozostałych. Odbiornik jest zasilany napięciem nieodkształconym. Przebieg prądu przewodowego sieci zasilającej is1, is2, is3 oraz przebiegi napięć w obwodzie pośredniczącym ±udc przedstawiono na rys. 7.

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 15–21

Po włączeniu kompensacji niesymetrii odbiornika następuje symetryzacja i stabilizacja przebiegów prądów przewodowych sieci zasilającej is1, is2, is3. Przebiegi poszczególnych prądów przewodowych odbiornika io1, io2, io3 zostają odpowiednio uśrednione, tak aby każda z faz była tak samo obciążona. Przebiegi prądów przewodowych sieci zasilającej is1, is2, is3 są w fazie z przebiegami napięć linii zasilającej us1, us2, us3. Po włączeniu kompensacji niesymetrii odbiornika wartości średnie napięć ±udc w obwodzie pośredniczącym pozostają bez zmian. Utrzymywane są one na stałym poziomie.

Rys. 4. Przebieg napięcia fazowego odbiornika uo, przebieg prądu przewodowego sieci is, przebiegi napięć w obwodzie pośredniczącym ±udc przed i po skompensowaniu harmonicznych

przed kompensacją

po kompensacji

Rys. 5a. Zawartość harmonicznych w napięciu fazowym odbiornika uo Rys. 5b. Zawartość harmonicznych w prądzie przewodowym sieci zasilającej is

Rys. 6. Przebieg napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3, prądów przewodowych sieci zasilającej is1, is2, is3 oraz przebiegi napięć ±udc w obwodzie stałoprądowym

Kompensacja subharmonicznych w napięciu fazowym odbiornika – kołysanie Badania przeprowadzono dla układu z symetrycznym odbiornikiem liniowym o charakterze rezystancyjnym połączonym w gwiazdę. Odbiornik jest zasilany napięciem 3-fazowym o przebiegu sinusoidalnym. Dodatkowo do przebiegów napięć fazowych odbiornika dodano subharmoniczną (kołysanie napięcia) o częstotliwości 2,5 Hz i amplitudzie 20% amplitudy napięcia odbiornika. Na rys. 8. przedstawiono przebiegi napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3 oraz przebiegi napięć w obwodzie pośredniczącym ±udc. Po włączeniu kompensacji subharmonicznych w napięciu odbiornika uo1,2,3 następuje stabilizacja amplitudy napięcia fazowego na zadanym poziomie. W przebiegach napięć ±udc w obwodzie pośredniczącym pojawia się subharmoniczna o częstotliwości subharmonicznej występującej w napięciu odbiornika i amplitudzie stanowiącej 50% amplitudy kołysania. Kompensacja krótkotrwałego zapadu napięcia fazowego Badania przeprowadzono dla układu UPQC z symetrycznym odbiornikiem liniowym o charakterze rezystancyjnym połączonym w gwiazdę. Odbiornik jest zasilany napięciem uo1,2,3 o przebiegu sinusoidalnym. Dodatkowo do przebiegów napięć fazowych sieci dodano zapad napięcia o wartości 10% amplitudy napięcia i czasie trwania 200 ms. Na rys. 9. przedstawiono przebiegi napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3 oraz przebiegi napięć w obwodzie pośredniczącym ±udc. Po włączeniu kompensacji zapadu napięć odbiornika uo1, uo2, uo3 następuje stabilizacja amplitudy napięcia fazowego na zadanym poziomie. W przebiegach napięć ±udc w obwodzie pośredniczącym w momencie wystąpienia zapadu pojawia się spadek napięcia o wartości 50% amplitudy zapadu. Kompensacja niesymetrii napięć fazowych odbiornika Badania przeprowadzono dla układu z symetrycznym odbiornikiem liniowym o charakterze rezystancyjnym połączonym w gwiazdę. Na rys. 10 pokazano przebiegi napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3 oraz przebiegi napięć ±udc w obwodzie stałoprądowym. W fazie drugiej zamodelowano 20-proc. zapad napięcia fazowego a w fazie trzeciej 40-proc. Amplituda fazy pierwszej pozostaje bez zmian.

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 15–21

Wnioski W ramach badań zostały potwierdzone możliwości pozytywnego oddziaływania układu UPQC na sieć zasilającą pod kątem poprawy jakości energii elektrycznej poprzez: • kompensację harmonicznych w prądach przewodowych odbiornika • kompensację mocy biernej odbiornika • stabilizację i symetryzację prądów przewodowych odbiornika • kompensację harmonicznych w napięciu fazowym • stabilizację napięć fazowych • kompensację zapadów napięcia • kompensację przepięć • kompensację kołysań napięcia fazowego. Bibliografia

Rys. 7. Przebiegi prądów przewodowych sieci zasilającej is1, is2, is3 przed i po kompensacji niesymetrii odbiornika

1. Khadkikar V., Enhancing Electric Power Quality Using UPQ C: A Comprehensive Overview, IEEE Transactions on Magnetics 2012, Vol. 27, No. 5, s. 2284–2297. 2. Ghosh A., Ledwich G., Power Quality Enhancement Using Custom Power Devices, Boston, MA: Kluwer, 2002. 3. Rajasree R., Premalatha S., Unified power quality conditioner (UPQC) control using feed forward (FF)/feedback (FB) controller, IEEE Computer, Communication and Electrical Technology, 18-19.03.2011, s. 364–369. 4. Strzelecki R., Supronowicz H., Współczynnik moc y w systemach zasilania prądu przemiennego i metody jego poprawy, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2000. 5. Fujita H., Akagi H., The unified power quality conditioner: The integration of series and shunt-active filters, Transactions on Power Electronics 1998, Vol. 13, No. 2, s. 315–322.

Rys. 8. Przebiegi napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3 z kołysaniem 20% przed i po kompensacji kołysania napięcia fazowego

Rys. 9. Przebiegi napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3 na odbiorniku z zapadem 10% przed i po kompensacji zapadu

P. Fabijański | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 15–21

Rys. 10. Przebiegi napięć fazowych odbiornika uo1, uo2, uo3 oraz przebiegi napięć w obwodzie stałoprądowym ±udc

Piotr Fabijański

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: piotr.fabijanski@ee.pw.edu.pl Studia odbył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, stopień doktora nauk technicznych uzyskał na swoim macierzystym wydziale (2009). Jego zainteresowania badawcze to: jakość energii elektrycznej w sieciach zasilających prądu przemiennego oraz jej poprawa, kompensacja mocy biernej, aktywna filtracja wyższych harmonicznych w przebiegach napięcia i prądu, aktywne filtry szeregowe i równoległe.

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

Impact of Voltage Conditions on Distributed Generation Connectivity in Medium Voltage Grids

Authors Ireneusz Grządzielski Krzysztof Marszałkiewicz Andrzej Trzeciak

Keywords distributed generation in medium voltage grid, connectivity voltage criteria

Abstract A significant increase in the distributed generating sources connected and planned for connection to medium voltage (MV) grids makes voltage criteria very important in assessing the sources’ connectivity. Many requests have been submitted for connection of distributed generation sources at a considerable distance (even a dozen or so kilometres) from a main supply substation’s MV buses. As a rule, these are requests for the interconnection deep in an existing MV bus, but also directly to MV switching substation bays. Then maintaining appropriate voltage levels becomes a basic technical problem. Another technical problem relates to meeting the power quality criteria. THD index, and the level of individual harmonics, significantly increases, in many cases reaching or even exceeding the boundary values. With their extensive experience, the authors present examples and results of some analyses herewith. They indicate the impact of voltage conditions on the connection possibilities of distributed generation to MV grids.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015403

1. Introduction Pursuant to point 7 of Annex 1 to the IRiESD Distribution Grid Code [1] in effect from 1 January 2014, distribution system operator (DSO) is obliged to publish on its website the evaluation criteria for power source interconnection with a MV or LV power grid within 12 months after the IRiESD Distribution Grid Code’s entry into force. On the basis of this provision OSDs have posted by 31 December 2014 on their web sites the following documents relating to interconnection of sources with MV and LV grids: • Technical criteria for the feasibility assessment of the interconnection of generation units with MV distribution grids of the DSO • Interconnection criteria and technical requirements for microinstallations and small installations connected to the LV grid of the DSO. Since 31 December 2014 an applicant requesting the interconnection of a source may refer to the criteria under which the DSO assesses the feasibility of a generation source’s interconnection with a MV or a LV grid. According to the document “Technical criteria for the feasibility assessment of the interconnection of generation units with MV distribution grids of the DSO” the feasibility of interconnection of a generation source with a MV distribution grid shall be assessed based on the fulfilment of the following criteria [2]:

1. power quality standards 2. short-circuit conditions in the MV grid 3. allowable voltage variations in the MV grid 4. power margin in the HV/MV node. It was therefore assumed that expert opinions for III interconnection group will be based on multi-criteria assessment of the feasibility of a generation source’s interconnection with a MV grid [3–9]. Recently DSOs have noted a significant increase in the applications filed for interconnection of a generation source’s interconnection with a MV grid. In many cases, these requests refer to the interconnection deep in an MV trunk line. One of the basic problems to be then solved is to prevent possible excesses over the grid operating voltage limits. This applies especially to a trunk line, the connection to which of two or more generation sources is planned. Also requested have been direct connections with the applicant’s own cable lines, often of considerable length, to the MV switchgear bars of a HV/MV transformer substation. In most cases, it is necessary to select the appropriate voltage ratio of LV/MV set transformers in the generation node. The significant increase in the wind and photovoltaic power plants interconnected and planned for the interconnection with an MV grid has made the power quality criterion (mainly voltage distortion) one of the fundamental considerations in assessing the respective interconnection feasibility. The THD index, and 27

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

the level of individual harmonics, significantly increases, in many cases reaching or even exceeding limit values. Reasons are here identified for the significant increase in these factors and for the counteraction to these adverse phenomena.

2. Threats to the ability to maintain acceptable voltages in trunk lines of MV grids with connected distributed generation Where a generation source is connected directly to a MV grid, i.e. to an overhead or cable line, or to a MV/LV switching substation, the voltage criterion is based on analysis of the voltage levels across the considered MV run to enable full power output from the generation source planned for the connection. This analysis also includes the planned interconnection’s impact on receivers connected to the MV run, and on the voltage dependent performance of other generation sources thereto connected and/or planned for the connection. The following assumptions are thereby adopted: 1. The condition for the admission of a generation source planned for the connection to a MV line is the maximum allowable upper and lower voltage limits for each node deep in the MV run, which are ≤ ± 10% Un in MV grid. 2. Calculations are made for the line’s minimum and peak loads, provided that for a PV source because of its operating nature (operation during the day, i.e. at peak load) calculations are made for the peak line load only. 3. Where in any of the above cases the line load without MV generation is greater than the sum of the powers generated in the line, voltage calculations for this load condition must be regarded as unnecessary (the generation localness criterion is met for the line, i.e. the consumption and generation powers are balanced in the line). 4. If the voltage calculation is not needed due to the power balance in the line, but an analysed source with the output over 0.5 MW is at a considerable distance (10 km or more) from a HV/MV transformer substation, and it is known that in the vicinity of the interconnection the MV line load is very low, then the voltage analysis should be performed. Below is a sample analysis of the power output from a biogas plant (EG) planned for the interconnection with a DSO operated MV grid with two other local power plants – photovoltaic (EFV) and wind (FW) already connected. The initial state of the grid shown in Fig. 1 is as follows (names of all the objects were adopted for the purpose of the paper, the grid structure is actual): • MV trunk line, with uniform cross-section 70 mm2 (with short inserts of 120 mm2 cables), supplied from two bays of a HV/MV substation divided at disconnector O-3135, with the division point optimised for minimum transmission losses after the connection of the two existing MV sources: 1 MW PV plant EFV Piekło and 1.5 MW wind farm FW Leśna. • the applied for 2.7 MW biogas plant EG Kamionki (highlighted in yellow) is to be connected to a tap in the trunk line’s halfloop outgoing from bay 17 in point K2 and connected with the applicant’s own 1.5 km long 70 mm2 cable, while the grid operator admits also the possibility of the plant’s alternative connection to the other MV half-loop outgoing from bay 14 28

• voltages maintained by AVR system on MV bars of the HV/MV substation are: 16.2 kV at peak and 15,8 kV at valley • MV/LV substation loads are not known, only the aggregated rated powers are indicated in the diagram of the transformers supplied from the designated grid nodes • only currents in MV bays are known, as determined on the basis of measurements from the dispatcher supervision system, at peak 45 A for both bays, and at valley 16 A in bay 17 and 11A in bay 14, respectively • computational MV/LV loads are determined by dividing the MV bay load in proportion to the aggregated rated power of the transformers supplied from each MV half-loop. Calculations were made separately for day peak and night valley, and the following grid operation options: • before connection of the existing power plants EFV Piekło and FW Leśna • after connection of the existing power plants EFV Piekło and FW Leśna • after connection of EG Kamionki with the proposed output 2.7 MW • after connection of EG Kamionki with the output limited to that, at which the voltage requirements are met in the grid and the complete power can be output of the existing sources already connected to the grid. Summary results are shown in Tab. 1 for the most important grid parameters as the basis for determination of EG Kamionki maximum connectable output power. Analysis of the results leads to the following conclusions: 1. EG Kamionki connection with the proposed output power 2.7 MW causes unacceptable increase of the grid voltage above 16.5 kV, not only on the plant bars, but also in a large number of the grid nodes with the operator’s MV/LV transformers, and no relocation of the plant’s interconnection creates the premises for the application acceptance. 2. The output of EG Kamionki plant’s proposed power 2.7 MW (assuming that the utility has an adequate voltage regulatory capacity) will activate the overvoltage relays in the existing plant in the respective half-loop at an attempt to output its power, which will result in its outage. 3. EG Kamionki plant’s maximum allowed connectable output power, at which all of the aforementioned conditions for successful application are satisfied, may not be greater than 0.94 MW, and this is due to the operating conditions at the grid peak load top because of the voltage (16.2 kV) maintained by the AVR regulator in the HV/MV substation. 4. There is no overload threat in the grid, in either MV half-loop. 5. The active power losses in the relevant portion of the operator’s grid significantly increased beyond EG Kamionki plant’s maximum allowed connectable output determined as 0.94 MW. This last conclusion is worth commenting in the context of the often raised issue of the active power losses increase in the operator’s grid upon distributed generation’s connection. Fig. 2 shows the dependence of these losses on the generation output in the relevant portion of the grid.

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

Fig. 1. Initial diagram of analysed MV grid with distributed generation

The grid load can without the sources is ca. 2.36 MW. The losses reach the minimum while FW Leśna and EFV Piekło operate with total output 2.5 MW, which means that these plants’ connection was beneficial for the operator, because the power in the grid was almost perfectly balanced. Any additional output (EG Kamionki’s connection) indeed increases these losses, but they are exceeding the operator’s “initial” losses (in the grid without generation) only beyond EG Kamionki plant’s maximum allowed connectable output (0.94 MW) determined in view of a separate grid voltage criterion, i.e. at generation surplus ca. 1.1 MW. Of course, the specific values are relevant only to a specific grid condition (including sources locations), but it should be expected that in most cases the correlation between the active power losses – resulting from the unbalanced generation – and the sources’ output limit allowable due to maintenance of the grid voltage not higher than ± 10% of the nominal voltage (16.5 and 22 kV), will be very strong, especially in the HV/MV substation with AVR set above 5–7% of the grid rated voltage.

3. Voltage conditions of the operation of generation sources connected to MV bars of HV/MV substation with long MV cable lines

Fig. 2. Dependence of active power losses in the operator’s grid on total generation output in the relevant portion of MV grid

Restrictions of the permission to connect wind farms to 110 kV grid resulted in a tendency to file interconnection request for 10 MW and larger plants. Almost always the original locations of such plants stay unchanged, which precludes their location near existing HV/MV substations, and requires multi-track cable lines with large cross-sections due to the voltage requirements for the power output between the interconnection point (bay in HV/MV

substation) and the plant. The long-term load carrying capacity criterion is most often of mediocre importance. It should be noted that the voltages at the end of the applicant’s own line are not the operator’s problem, and can greatly exceed the limits of ± 10% Un of MV grid. There are known requests filed for plants 29

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

Period

UGPZ [kV]

EGKamionki U [kV]

EFV_Piekło U [kV]

FW_Leśna U [kV]

Nodes with U > 16.5 kV [pcs.]

Max. constant grid load [%]

Active power loss [kW]

Option 1 (initial – all power plants off) Peak

16.2

15.65

15.69

15.78

Valley

15.8

15.64

15.65

16.15

Option 2 (current grid condition): EFV Piekło and FW Leśna – on, EG Kamionki – off Peak

16.2

16.03

16.08

16.26

Valley

15.8

15.64

15.65

16.15

Option 3 (current grid condition): EFV Piekło and FW Leśna – on, EG Kamionki – on, with requested output 2.7 MW Peak

16.2

17.38

17.12

16.25

253

Valley

15.8

16.99

16.69

16.15

235

Option 4 (current grid condition): EFV Piekło and FW Leśna – on, EG Kamionki – on, with limited output 0.94 MW Peak

16.2

16.49

16.44

16.26

Valley

15.8

16.11

16.01

16.15

Option 5 (alternative grid condition): EG Kamionki connection to half-loop outgoing from bay 14, 4.5 km 240 mm2 cable, EFV Piekło and FW Leśna – on, EG Kamionki – on, with requested output 2.7 MW Peak

16.2

17.18

16.08

17.09

241

Valley

15.8

17.08

15.65

16.98

336

Option 6 (alternative grid condition): EG Kamionki connection to half-loop outgoing from bay 14, 4.5 km 240 mm2 cable, EFV Piekło and FW Leśna – on, EG Kamionki – on, with limited output 0.75 MW Peak

16.2

16.50

16.08

16.48

Valley

15.8

16.40

15.65

16.38

Tab. 1. Determination of EG Kamionki maximum allowed connectable output depending on the grid operation condition (excesses over the allowable voltages are bolded)

with capacities above 10 MW, located over 20 km from the nearest HV/MV substation, which require technically questionable (although feasible) solutions of 3–4-track lines with crosssections 300 mm2 and larger. Voltages are calculated as for lines with zero load of received power (such plants’ own needs are marginal, and, moreover, their connection powers are determined at the point of interconnection in a MV bay of the operator’s switching substation). While permitting the interconnection of such a plant is absolutely necessary to take into account the technical feasibility of outputting and laying such a line from the operator’s existing MV switching substation.

4. Voltage ratio selection for set transformers of sources connected deep in MV trunk line Determination of the source powers allowable due to the required grid voltage cannot guarantee the feasibility of the plant power output, if the designer has not correctly selected the parameters of the line connecting the plant with the grid, and has failed to analyse the source’s regulatory capacity, mainly by improper selection of its set transformer’s rated voltage ratio. There have been cases in which – despite the specification in the relevant expert opinion of the transformer voltage ratio required for the output of the required connection power due to the 30

expected voltage on the plant’s MV bars – designers select transformers with a ratio typical for receiving transformers (especially 15.75 (21)/0.42 kV). A plant’s regulatory capacity, which influences the power output feasibility, consists of the following major elements: • regulation range of generator voltage, usually amounting to +5% of the rated voltage, with short time adjustment capacity up +10% • rated voltage ratio of set transformer, which should take into account the fact that the power flows from the lower voltage side • tap adjustment range of set transformer, usually load-free, within ± 2 (3) x 2.5%. Assuming a 400 V generator, typical for a biogas plant as an example, then with the transformer rated ratio 15.75/0.4 kV and the extreme tap position it is theoreticall possible to obtain the MV bars voltage 400*1.05* (15.75*1.05/0.4) = 17.36 kV, which is well above the allowable voltage in 15 kV grid (for e.g. 2 MW power generator with 2.1 MW set transformer the MV bars voltage decreases slightly under load to ca. 17.25 kV). With 15.75/0.42 kV transformer the theoretically obtainable maximum voltage is only 16.54 kV (16.42 kV under load), i.e. the connection of an object to the HV/MV substation bars only is almost infeasible, especially where AVRs are set to fairly high voltage (16.1–16.3 kV or 21–21.5 kV), and the object is far away

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

from the HV/MV substation (or the MV line cross-section is smaller than 70 mm2). It follows from these authors’ experience that the initial plant designs submitted as attachments to interconnection requests routinely provide for transformers with lower voltages 0.42 kV (especially in the case of biogas or biomass plants, or photovoltaic farms). Transformers with reduced rated voltage ratio are very rarely proposed in expert opinions on wind farms.

5. Fulfilment of power quality standards concerning voltage distortion 5.1. Assessment of voltage deformation, voltage distortion coefficient limits In order to assess the power quality at PCC Point of Common Coupling of generation source, the following calculations shall be made: • presence of individual harmonic voltages (orders 2–50) – iHDu rate (1) • total harmonic distortion rate THD (2). If the connection is considered of a generation source deep in a MV grid (to an overhead line, cable line, or MV grid switching substation) the above mentioned calculations are made for the source’s point of common coupling, as well as for MV bars of the relevant HV/MV substation. The calculations take into account: • powers of the generation sources connected and planned for the connection to the MV grid, the so-called “external sources” in the analysed HV/MV substation, i.e. wind and photovoltaic farms • powers of the generation sources connected and planned for the connection on the MV side of the HV/MV substation in question • configuration of MV distribution grid in the immediate vicinity of the analysed HV/MV substation and the MV grid supplied from the considered MV node • emission of harmonic and inter-harmonic currents the generation sources connected and planned for the connection Presence of harmonic voltages (harmonic distortion rate of the individual voltage harmonic of order h) at the point of common coupling, of orders from 2 through 50, are determined in relation to the fundamental harmonic (iHDu rate)

(1)

where: uh – relative ratio of the rms of harmonic Uh to the fundamental harmonic voltage U1 Uh – rms of the h-th harmonic voltage U1 – rms of the 1-st (fundamental) harmonic voltage. While the total voltage distortion rate is determined by the equation:

(2)

Notes: 1. Necessary for the calculations are data contained in the current and supplied by the applicant “Reports from power source quality tests” (certificates of power quality tests) complying with the requirements of the following standards: PN-EN 61400-21, EN 61000-3-12, EN 61000-6-2 2. In the absence of these reports, it is assumed that the maximum values will be determined based on data contained in available scientific publications 3. For point of common coupling the minimum short-circuit power (without the participation of the connected source) is determined. 4. Mixed (hybrid) generation sets are considered as the superposition of the effects of the sets’ individual components with respect to their power shares. It is assumed that the criterion is satisfied where the following values designated in the normal conditions and “n-1” failure condition of transformers in the HV/MV transformer substation satisfy at the point of common coupling and on MV bars of the HV/MV substation (if the source is connected deep in the mV grid) the following inequalities: a. total voltage distortion rate: THDu ≤ 4% b. individual harmonics voltage distortion rate: iHDu ≤ 1.5%. Where any of these inequalities is not satisfied, the issue of interconnection requirements is refused on the grounds of technical infeasibility. Notes: 1. Since various types of sources, for example wind, PV, biomass, can be concurrently connected to MV bars of the HV/MV substation, it was assumed that the values of THD and iHDu specified for wind farms (in accordance with Annex 1 to IRiESD Distribution Grid Code of ENEA Operator sp. z o.o effective from 1 January 2014) shall apply to all generation sources. 2. The individual harmonic voltage distortion limit rate may be exceeded, but not over iHDu = 2.5% when THD ≤ 4%.

5.2. Assessment of interaction between generation sources connected on 110 kV and MV sides of analysed HV/MV substation Specific risk in distribution grids arises from possible resonance phenomena due to the grid’s susceptibility to harmonics of orders h = 7–17 (up to 23). Where wind and PV sources are connected on 110 kV and MV sides, it is necessary to perform simulation calculation of their mutual effect on the distribution grid. The analysis should relate to the voltage distortion rates at points of common coupling, and the occurrence of possible resonance threats in the grids. The occurrence of harmonic voltages and currents at points of common coupling in 15 kV or 20 kV grids will be affected by the wind and PV farms connected or planned for the connection, and the configurations of 110 kV distribution grid and MV distribution grid. Necessary for the analyses are details of the reactive capacitive powers of shunt capacitor banks BKR installed in the HV/MV substation, and the cable lines capacitance. For the condition without wind and PV farms’ impact on 110 kV side the calculated THD rates usually do not exceed the limits 31

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

HV/LV – A WF output on MV side 6, 8, 10 MW Sk” (110 kV) = 700 MVA WF output 40 and 90 MW on 110 kV side included No

WF output on 15 kV side

THDu [%] (Distr. Grid Code ≤4,0%)

Indiv. harm. voltages iHDu[ [%] (Distr. Grid Code ≤1,5%)

WF share on 110 kV side

FW share on 110 kV side 0 MW

0 MW

40 MW

–

[MW]

2.36

3.86

2.97

3.61

40 MW

90 MW

90 MW 7

5.65

0.38

2.23

0.54

1.24

3.31

1.23

2.17

4.52

1.98

4.47

6.25

0.49

2.81

0.69

1.36

3.90

1.38

2.29

5.12

2.14

5.09

6.86

0.60

3.41

0.84

1.47

4.51

1.54

2.41

5.73

2.31

Tab. 2. Simulation results of 6, 8, 10 MW WF MV impact on 15 kV voltage distortion at point of common coupling – voltage distortion rates THDu_15 kV and for selected voltage harmonics at PCC [Sk” (110 kV) = 700 MVA]. Output to shared bars and 110/MV transformer, with consideration of the impact of external 40 and 90 MW WFs (110 kV)

for MV grids (THDu_dop <4%) for the anticipated wind and PV farms’ output to MV grids, but frequently the harmonic voltages of order h = 5 to 17 are amplified, and the allowable limits required for individual harmonics by the Distribution Grid Code (iHDu_dop <1.5%) are exceeded. With consideration of the impact of 30–100 MW WF and PV farms connected to 110 kV grid, THD% in PCC is often exceeded at specific source outputs on MV side. Also iHDu may be exceeded for harmonics of orders h = 11–17. The situation worsens at lower short-circuit powers Sk” and lower powers of transformers in HV/MV substations. Tab. 1 shows exemplary simulation results of the problem.

5.3. Impact of PCC location, grid capacitance, and capacitor banks BKR on voltage distortion rates The results of simulation calculations involving the determination of the rates of total harmonic distortion THD and individual harmonic voltages iHDu in the conditions of normal operation of an exemplary HV/MV substation show that these rates depend on, inter alia, the type of connected sources, location of the point of common coupling with the distribution grid [shortcircuit power Sk”(110 kV)], MV grid capacitance and reactive power of the connected shunt capacitor banks BKR. Resonance phenomena in the grid may be amplified (Tab. 3). The excesses over allowable limits refer to THD, as well as, in particular, individual voltage harmonics iHDu of orders h = 5–11. Larger excesses are very common in the substation conditions far away from normal (conditions “n-1”). They exceed the limits set out in Annex 1 to IRiESD Distribution Grid Code of ENEA Operator sp. z o.o. and in “Technical criteria for the feasibility assessment of the interconnection of generation units with MV distribution grids of the DSO”. In addition, the provisions of the later document are not satisfied with regard to the allowable limits of individual harmonic voltage distortion 32

rates in the range of iHDu ≤ 2.5% when THD is less than or equal to 4%. Despite the calculations, it is recommended to carry out at the source acceptance long-term measurements in the PCC, and in the event of THDu excesses over the limit to apply restrictive measures, such as installation of specialized filters by the investor.

6. Conclusions Generation source’s location in MV grid has a major impact on the ability to output its requested connection power, while satisfying the technical requirements of maintaining appropriate voltages in the DSO grid as provided for in the IRiESD Distribution Grid Code. As regards sources to be connected to a MV trunk line in addition to other sources already thereto connected or planned for connection, subject to analysis is the impact of the planned interconnection on these other sources’ performance. The choice of source regulatory capacity is a responsibility of the plant designer, and, if properly made, allows one to fully output the agreed upon connection power from the plant. A plant’s design must take into account its location in relation to HV/MV transformer substation through the appropriate choice of parameters of the applicant’s line, and the properly sized set transformer. It should be remembered that the feasibility of plant interconnection with MV grids is often limited by the objective requirements that the DSO must meet to maintain an adequately high voltage on MV bars in the HV/MV transformer substation to be able to supply end-consumers with power of proper quality. Analysing the compliance with power quality standards as consequence of the connection of wind and photovoltaic plants to MV bars of HV/MV substation requires consideration of the grid configuration, HV/MV substation configuration and loads, and the share of external sources that generate harmonics, i.e. wind farms and photovoltaic power plants connected or planned to be connected to 110 kV and MV grids.

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

REFERENCES

HV/MV – B Tr1 Sn = 16 MVA; Tr2 Sn = 16 MVA

No.

MV substation operation option Tr1 and Tr2 – on, sections s.1 and s.2 – disconnected

BKR1 = BKR2 [MVAr]

Connected and planned for connection external sources i.e. WF, PVF (on 110 kV and MV) with capacities: (110 kV): 30 MW; (MV): s.1 = 10 MW; s.2 = 8 MW THDu (in accordance with Annex 1 to IRiESD Distribution Grid Code of ENEA Operator sp. z o.o. the THDu limit for MV grids should be ≤ 4,0%) Sk” (110 kV) = 450 MVA

Sk” (110 kV) = 900 MVA

section 1

section 2

section 1

section 2

3.31

3.23

2.20

1.98

2.4 h = 5 iHDu = 2.80%

h = 7 iHDu = 1.31%

3.63

1.61

3.46

1.57

1.2 h = 7 iHDu = 3.11%

h = 7 iHDu = 0.96%

2.48

2.97

2.27

2.60

0.6 h = 11 iHDu = 1.59%

h = 11 iHDu = 2.53%

4.38

3.22

3.99

2.97

0.0 h = 11 iHDu = 3.86%

h = 11 iHDu = 2.30%

Tab. 3. Rates of voltage distortion THDu_15 kV and individual harmonic voltages with the maximum value at PCC with consideration of WF on 110 kV side as a function of BKR capacitor powers and short circuit power Sk ‘(110 kV)

Currently many HV/MV substations are saturated with the output powers of sources thereto connected or planned to be connected, which can lead to non-compliance with the power quality standards set out in IRiESD Distribution Grid Code. After commissioning a wind or photovoltaic plant and before its operation’s start-up its impact on the MV distribution grid should be measured for at least 7 days (continuously) at its point of common coupling for compliance with the power quality standards set out in IRiESD Distribution Grid Code. The source impact of the distribution grid may need to be reduced by way of technical countermeasures (e.g. filters) taken by the investor.

1. IRiESD Distribution Grid Code, ENEA Operator sp. z o.o., in particular in Annex 1 “Detailed technical requirements for the generating units connected within a distribution network” in the content in force since January 1, 2014. 2. A. Trzeciak, I. Grządzielski, K. Marszałkiewicz, “Przyłączanie jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia” [Connecting generation units to medium voltage grids], ENERGIA Elektryczna, No. 7, pp. 17–22, 2011. 3. K. Marszałkiewicz, I. Grządzielski, A. Trzeciak, “Wielokryterialna analiza możliwości przyłączenia odnawialnych źródeł energii do sieci SN” [Multi-criteria analysis of the feasibility of RES sources interconnection with MV grids]. Conference proceedings, I. PTPiREE Conference „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym” [RES interconnection and interoperation with power system], Warszawa, 23–24 March 2011. 4. K. Marszałkiewicz, I. Grządzielski, A. Trzeciak, “Ocena wielokryterialna możliwości przyłączania jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia” [Multi-criteria analysis of the feasibility of generation sources interconnection with MV grids], Wiadomości Elektrotechniczne, No. 1, pp. 3–8, 2012. 5. I. Grządzielski, K. Marszałkiewicz, A. Trzeciak, “Zastosowanie analizy wielokryterialnej przy ocenie możliwości przyłączania jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia” [Applicability of multi-criteria analysis in feasibility assessment of generation units interconnection with MV grids], International Conference and Fair PSEW 2012, Warszawa – Ożarów Mazowiecki, 22–23 May 2012. 6. K. Marszałkiewicz et al., “Testy i próby sieciowe dla potwierdzenia wyników ekspertyz oraz ocen możliwości przyłączenia źródeł OZE do sieci średniego napięcia” [Grid tests and trials to verify expert opinions and assessments of the feasibility of RES interconnection with MV grids]. Conference proceedings, II. PTPiREE Conference „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym” [RES interconnection and interoperation with power system], Warszawa, March 2012. 7. A. Trzeciak et al., “Kryteria techniczne przyłączania źródeł rozproszonych do sieci średniego napięcia – dotychczasowe doświadczenia” [Technical criteria of distributed generation sources interconnection with MV grids – the experience so far]. Conference proceedings, III. PTPiREE Conference „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym” [RES interconnection and interoperation with a power system], Warszawa, March 2013. 8. Grządzielski I., Trzeciak A., Marszałkiewicz K., “Kryteria techniczne przyłączania OZE do sieci średniego napięcia – standaryzacja podejścia” [Technical criteria of RES interconnectivity with MV grids – standarisation of approach]. Conference proceedings, IV. PTPiREE Conference „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym [RES interconnection and interoperation with a power system], Warszawa, June 2014.

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 27–34

Ireneusz Grządzielski Poznań University of Technology e-mail: ireneusz.grzadzielski@put.poznan.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Poznań University of Technology (1973). An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering at the Faculty of Electrical Engineering of Poznań University of Technology. The scope of his research interests includes issues related to the power system operation in transient conditions, issues of power system defence and recovery in catastrophic failure conditions, and interconnectivity of distributed generation with a power system.

Krzysztof Marszałkiewicz Poznań University of Technology e-mail: krzysztof.marszalkiewicz@put.poznan.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Poznań University of Technology (1973). An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering at the Faculty of Electrical Engineering of Poznań University of Technology. A specialist in power quality measurements, issues of power system defence and recovery in catastrophic failure conditions, and RES interconnectivity with a power system.

Andrzej Trzeciak Poznań University of Technology e-mail: andrzej.trzeciak@put.poznan.pl A graduate of the Electrical Engineering Department of Poznań University of Technology (1973). An assistant professor in the Institute of Electrical Power Engineering at the Faculty of Electrical Engineering of Poznań University of Technology. The scope of his research interests includes issues related to engineering and optimisation of distribution grids, issues of the development of databases and decision and calculation support systems, interconnectivity of distributed generation and high power loads with distribution grids.

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 27–34. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wpływ warunków napięciowych na możliwości przyłączenia generacji rozproszonej w sieci średniego napięcia Autorzy

Ireneusz Grządzielski Krzysztof Marszałkiewicz Andrzej Trzeciak

Słowa kluczowe

generacja rozproszona w sieci średniego napięcia, kryteria napięciowe przyłączania

Streszczenie

Znaczny wzrost przyłączanych i planowanych do przyłączenia źródeł wytwórczych generacji rozproszonej do sieci średniego napięcia (SN) powoduje, że kryteria napięciowe stają się bardzo ważne przy ocenie możliwości przyłączenia przedmiotowych źródeł. Odnotowuje się dużo składanych wniosków o przyłączenie źródeł wytwórczych generacji rozproszonej w znacznej odległości (nawet kilkunastu km) od szyn średniego napięcia GPZ. Z reguły są to wnioski o przyłączenie w głębi istniejących magistrali średniego napięcia, a także bezpośrednio do pól rozdzielni SN. Jednym z podstawowych problemów technicznych staje się wtedy dotrzymanie odpowiednich poziomów napięć. Inny problem techniczny dotyczy spełnienia kryterium jakości energii. Współczynnik THD, a także poziom indywidualnych harmonicznych, znacznie wzrasta, osiągając lub nawet przekraczając już w wielu przypadkach wartości graniczne. Autorzy, dysponując bogatym doświadczeniem, przedstawiają w artykule przykłady i wyniki przeprowadzanych niektórych analiz. Wskazują, jaki wpływ mają warunki napięciowe na możliwości przyłączenia generacji rozproszonej do sieci SN.

1. Wprowadzenie Zgodnie z zapisem punktu 7 załącznika nr 1 do „Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej” (IRiESD) [1], obowiązującej od 1 stycznia 2014 roku, operator systemu dystrybucyjnego (OSD) został zobowiązany do opublikowania na swoich stronach internetowych kryteriów oceny przyłączania źródeł energii do sieci elektroenergetycznej SN i nn w terminie do 12 miesięcy po wejściu w życie IRiESD. Na podstawie tego zapisu OSD 31 grudnia 2014 roku zamieścili na swoich stronach internetowych następujące dokumenty dotyczące przyłączeń źródeł do sieci średnich i niskich napięć: • Kryteria techniczne oceny możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej średniego napięcia operatora systemu dystrybucyjnego • Kryteria przyłączania oraz wymagania techniczne dla mikroinstalacji i małych instalacji przyłączanych do sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia operatora systemu dystrybucyjnego (OSD). Od 31 grudnia 2014 roku wnioskodawcy występujący o przyłączenie źródeł mogą zapoznać się z kryteriami, na podstawie których OSD dokonuje oceny możliwości przyłączania źródeł wytwórczych do sieci SN oraz nn. Zgodnie z dokumentem „Kryteria techniczne oceny możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej średniego napięcia operatora systemu dystrybucyjnego” dokonuje się oceny możliwości przyłączenia źródeł wytwórczych do sieci dystrybucyjnej średniego napięcia w oparciu o spełnienie następujących kryteriów [2]: 1. standardów jakości energii elektrycznej 2. warunków zwarciowych w sieci SN 3. dopuszczalnych zmian napięcia w sieci SN 4. zapasu mocy w węźle WN/SN.

Przyjęto zatem, że ekspertyzy dla III grupy przyłączeniowej będą oparte na ocenie wielokryterialnej możliwości przyłączenia źródeł wytwórczych do sieci SN [3–9]. OSD odnotowują w ostatnim okresie znaczący wzrost składanych wniosków o przyłączenie źródeł wytwórczych do sieci SN. W wielu przypadkach wnioski te dotyczą przyłączenia w głębi magistrali średniego napięcia. Jednym z podstawowych rozwiązywanych problemów jest wtedy niedopuszczenie do ewentualnego przekroczenia granicznych wartości poziomów napięć pracy sieci. Dotyczy to szczególnie magistrali, w których planuje się przyłączenie dwóch lub więcej źródeł wytwórczych. Są także wnioski o bezpośrednie przyłączenie liniami kablowymi inwestora, o znacznej nieraz długości, do szyn rozdzielni SN stacji transformatorowych WN/SN. W większości przypadków konieczny jest dobór odpowiednich przekładni transformatorów blokowych nn/SN w źródle wytwórczym. Znaczący wzrost przyłączanych i planowanych do przyłączenia elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych do SN powoduje, że kryterium jakości energii (głównie odkształcenia napięć) staje się jednym z podstawowych przy ocenie możliwości przyłączenia przedmiotowych źródeł. Współczynnik THD, a także poziom indywidualnych harmonicznych znacznie wzrasta, osiągając lub nawet przekraczając już w wielu przypadkach wartości graniczne. Wskazano na przyczyny znacznego wzrostu tych współczynników oraz przeciwdziałania tym negatywnym zjawiskom. 2. Zagrożenia w zakresie dotrzymania dopuszczalnych poziomów napięć w magistralach sieci SN z przyłączoną generacją rozproszoną W przypadku przyłączenia źródła wytwórczego bezpośrednio do sieci SN, tj. do linii

napowietrznych lub kablowych oraz rozdzielni sieciowych SN/nn, kryterium napięciowe opiera się na analizie poziomu napięcia w rozpatrywanym ciągu SN w celu umożliwienia wyprowadzenia pełnej mocy z planowanego do przyłączenia źródła wytwórczego. Analiza obejmuje również wpływ przyłączenia rozpatrywanego źródła wytwórczego na odbiorców przyłączonych do przedmiotowego ciągu liniowego SN oraz na pracę przyłączonych i/lub planowanych do przyłączenia innych źródeł wytwórczych ze względu na poziomy napięć. Przyjmuje się przy tym następujące założenia: 1. Warunkiem dopuszczenia planowanego do przyłączenia źródła wytwórczego w linii SN należącej do OSD jest maksymalna, dopuszczalna wartość górnego i dolnego poziomu napięcia dla każdego węzła w głębi ciągu, wynosząca ≤ ±10% Un sieci SN 2. Obliczenia przeprowadza się dla obciążenia minimalnego i szczytowego w linii z tym zastrzeżeniem, że dla źródła fotowoltaicznego ze względu na jego charakter pracy (praca w ciągu dnia, tj. w okresie, kiedy występuje szczytowe obciążenie) obliczenia przeprowadza się wyłącznie dla obciążenia szczytowego linii 3. W sytuacji, gdy w dowolnym z powyższych przypadków obciążenie linii bez pracującej generacji SN jest większe od sumy mocy generowanej w linii, obliczenia napięciowe dla takiego stanu obciążenia należy uznać za zbędne (spełnione jest kryterium lokalności generacji dla linii, czyli występuje tzw. zbilansowanie mocy odbiorczej z mocą generacyjną w linii) 4. Jeśli nie zachodzi potrzeba wykonywania obliczeń napięciowych ze względu na zbilansowanie mocy w linii, ale analizowane źródło o mocy powyżej 0,5 MW jest w znacznym oddaleniu od stacji transformatorowych WN/SN (10 km

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

Rys. 1. Schemat wyjściowy analizowanej sieci SN z generacją rozproszoną

i więcej) i wiadomo, że w pobliżu miejsca jego przyłączenia obciążenie w linii SN jest bardzo małe, wówczas należy wykonać analizę napięciową. Poniżej przedstawiono przykładową analizę wyprowadzenia mocy z planowanej do przyłączenia elektrowni biogazowej (EG) w sieci średniego napięcia operatora systemu dystrybucyjnego, w której pracują już dwie inne elektrownie lokalne – elektrownia fotowoltaiczna (EFV) i farma wiatrowa (FW). Stan wyjściowy sieci pokazanej na rys. 1 jest następujący (nazwy własne wszystkich obiektów zostały przyjęte na potrzeby artykułu, struktura sieci jest rzeczywista): • magistrala SN, jednorodna o przekroju 70 mm2 (z krótkimi odcinkami kabli o przekroju 120 mm2), zasilana jest z dwóch pól w GPZ z podziałem na odłączniku O-3135, przy czym miejsce podziału zostało zoptymalizowane ze względu na minimalizację strat przesyłowych po przyłączeniu dwóch pracujących źródeł SN: elektrowni fotowoltaicznej EFV Piekło o mocy 1 MW oraz farmy wiatrowej FW Leśna o mocy 1,5 MW • wnioskowana elektrownia biogazowa EG Kamionki o mocy 2,7 MW (zaznaczona kolorem żółtym) ma być przyłączona do odczepu w półpętli magistrali wyprowadzonej z pola nr 17 w punkcie K2 i połączona kablem inwestora o długości 1,5 km i przekroju 70 mm2, przy czym

operator sieciowy dopuszcza również możliwość alternatywnego przyłączenia obiektu do drugiej półpętli SN wyprowadzonej z pola nr 14 • napięcia utrzymywane przez układ ARN na szynach SN w GPZ wynoszą: 16,2 kV w szczycie oraz 15,8 kV w dolinie obciążenia • obciążenia stacji SN/nn nie są znane, na schemacie podano tylko sumy mocy znamionowych transformatorów zasilanych z oznaczonych węzłów w sieci • znane są jedynie prądy w polach SN określone na podstawie pomiarów z systemu nadzoru dyspozytorskiego, odpowiednio w szczycie po 45 A dla obu pól oraz w dolinie 16 A dla pola nr 17 oraz 11 A dla pola nr 14 • obciążenia obliczeniowe stacji SN/nn są wyznaczane metodą podziału obciążenia w polu SN, proporcjonalnie do sumy mocy znamionowej transformatorów zasilanych z każdej półpętli SN. Obliczenia przeprowadza się odrębnie dla szczytu dziennego oraz doliny nocnej dla następujących wariantów pracy sieci: • przed przyłączeniem aktualnie pracujących EFV Piekło oraz FW Leśna • po przyłączeniu aktualnie pracujących EFV Piekło oraz FW Leśna • po przyłączeniu EG Kamionki z wnioskowaną mocą przyłączeniową 2,7 MW • po przyłączeniu EG Kamionki z mocą przyłączeniową ograniczoną do wartości,

przy której spełnione są wymagania napięciowe w sieci oraz możliwa jest do wyprowadzenia pełna moc przyłączeniowa ze źródeł przyłączonych wcześniej do sieci. Syntetyczne wyniki zestawiono w tab. 1 dla najważniejszych parametrów sieci będących podstawą do określenia dopuszczalnej mocy przyłączeniowej dla wnioskowanej EG Kamionki. Analiza otrzymanych wyników prowadzi do następujących wniosków: 1. Przyłączenie EG Kamionki z wnioskowaną mocą przyłączeniową 2,7 MW powoduje niedopuszczalny wzrost napięcia w sieci powyżej 16,5 kV nie tylko na szynach obiektu, ale również w znacznej liczbie węzłów sieci z transformatorami SN/nn należącymi do operatora, przy czym zmiana miejsca przyłączenia obiektu nie powoduje powstania warunków dla pozytywnego rozpatrzenia wniosku 2. Wyprowadzenie wnioskowanej mocy 2,7 MW z EG Kamionki (przy założeniu, że obiekt ma odpowiednią zdolność regulacyjną napięcia) spowoduje działanie zabezpieczeń nadnapięciowych w dotychczas pracującym obiekcie w danej półpętli przy próbie wyprowadzenia jego mocy przyłączeniowej, w wyniku czego nastąpi jego odstawienie 3. Maksymalna dopuszczalna moc przyłączeniowa EG Kamionki, przy której

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

spełnione są wszystkie wymienione wcześniej warunki dla pozytywnego rozpatrzenia wniosku, nie może być większa niż 0,94 MW, przy czym wartość mocy wynika z warunków pracy w szczycie obciążenia sieci ze względu na wysoki poziom napięcia utrzymywany przez układ ARN w GPZ (16,2 kV) 4. W sieci nie występuje zagrożenie przeciążeniowe w obu półpętlach SN 5. Poziom strat mocy czynnej w rozpatrywanym fragmencie sieci operatora znacznie wzrasta po przekroczeniu dopuszczalnej mocy przyłączeniowej określonej dla EG Kamionki na 0,94 MW. Ostatni wniosek warto skomentować w kontekście często podnoszonej problematyki wzrostu strat mocy czynnej w sieci operatora po przyłączeniu generacji dystrybucyjnej. Na rys. 2 pokazano zależność tych strat od mocy generacji w rozpatrywanym fragmencie sieci. Obciążenie sieci w stanie bez pracujących źródeł wynosi ok. 2,36 MW. Straty osiągają minimum przy pracujących FW Leśna i EFV Piekło o łącznej mocy generacji 2,5 MW, co oznacza, że przyłączenie tych obiektów było korzystne dla operatora, bo prawie idealnie osiągnięto zbilansowanie mocy w sieci. Dalszy wzrost generacji (przyłączenie EG Kamionki) prowadzi wprawdzie do wzrostu tych strat, ale zaczynają one przekraczać straty „wyjściowe” operatora (w sieci bez generacji) dopiero

Okres

UGPZ [kV]

po przekroczeniu dopuszczalnej wartości mocy przyłączeniowej w EG Kamionki (0,94 MW), wyznaczonej ze względu na odrębne kryterium napięciowe dla sieci, czyli przy nadwyżce generacji wynoszącej ok. 1,1 MW. Oczywiście szczegółowe wartości mają znaczenie tylko dla konkretnej sytuacji sieciowej (w tym lokalizacji źródeł), jednak należy przypuszczać, że związek strat mocy czynnej – wynikającej z niezbilansowania generacji – będzie w większości przypadków bardzo silny z graniczną mocą źródeł, dopuszczalną ze względu na utrzymanie napięcia w sieci nie większego niż ±10% napięcia znamionowego (16,5 i 22 kV), szczególnie w GPZ z napięciem ARN ustawionym powyżej 5÷7% napięcia znamionowego sieci. 3. Warunki napięciowe pracy źródeł wytwórczych przyłączanych do szyn SN GPZ/RPZ długimi liniami kablowymi SN Ograniczenia zgody na przyłączenie farm wiatrowych do sieci 110 kV spowodowały tendencję do składania wniosków przyłączeniowych dla obiektów o mocach 10 MW i większych. Prawie zawsze pierwotna lokalizacja takich obiektów pozostaje bez zmian, co wyklucza ich położenie w pobliżu istniejących GPZ i wymaga zastosowania wielotorowych linii kablowych o znacznych przekrojach ze względu na wymagania napięciowe dla wyprowadzenia mocy

EGKamionki U [kV]

EFV_Piekło U [kV]

FW_Leśna U [kV]

między miejscem przyłączenia (polem w GPZ) a obiektem. Kryterium obciążalności długotrwałej ma najczęściej mierne znaczenie. Należy zaznaczyć, że wartości napięć na końcu linii należącej do wnioskodawcy nie są problemem operatora i mogą znacznie przekraczać dopuszczalne wartości ±10% Un sieci SN. Znane są wnioski dla obiektów o mocach powyżej 10 MW zlokalizowanych ponad 20 km od najbliższego GPZ, co wymaga wątpliwych technicznie (aczkolwiek możliwych) rozwiązań linii 3–4-torowych o przekrojach 300 mm2 i więcej. Obliczenia napięciowe przeprowadza się jak dla linii z zerowym obciążeniem mocą odbieraną (potrzeby własne takich obiektów są niewielkie, a ponadto moc przyłączeniowa określana jest dla miejsca przyłączenia w polu SN rozdzielni operatora). Przy ewentualnym wyrażaniu zgody na przyłączenie takich obiektów należy bezwzględnie brać pod uwagę techniczną możliwość wyprowadzenia i ułożenia takich linii z istniejącej rozdzielni SN należącej do operatora. 4. Dobór przekładni transformatorów blokowych źródeł przyłączanych w głębi magistrali SN Określenie dopuszczalnej mocy źródeł ze względu na wymagany poziom napięcia w sieci nie gwarantuje możliwości wyprowadzenia mocy z obiektu, jeśli projektant

Węzły z U > 16,5 kV [szt.]

Maks. st. obc. w sieci [%]

Straty mocy czynnej [kW]

Wariant nr 1 (wyjściowy – wszystkie elektrownie odstawione) Szczyt

16,2

15,65

15,69

15,78

Dolina

15,8

15,64

15,65

16,15

Wariant nr 2 (aktualny stan pracy sieci): EFV Piekło oraz FW Leśna – pracują, EG Kamionki odstawiona Szczyt

16,2

16,03

16,08

16,26

Dolina

15,8

15,64

15,65

16,15

Wariant nr 3 (badany stan pracy sieci): EFV Piekło oraz FW Leśna – pracują, EG Kamionki pracuje z mocą wnioskowaną 2,7 MW Szczyt

16,2

17,38

17,12

16,25

253

Dolina

15,8

16,99

16,69

16,15

235

Wariant nr 4 (badany stan pracy sieci): EFV Piekło oraz FW Leśna – pracują, EG Kamionki pracuje z mocą ograniczoną do 0,94 MW Szczyt

16,2

16,49

16,44

16,26

Dolina

15,8

16,11

16,01

16,15

Wariant nr 5 (alternatywny stan pracy sieci): Przyłączenie EG Kamionki do półpętli wyprowadzonej z pola nr 14, kabel 4,5 km o przekroju 240 mm2, EFV Piekło oraz FW Leśna – pracują, EG Kamionki pracuje z mocą wnioskowaną 2,7 MW Szczyt

16,2

17,18

16,08

17,09

241

Dolina

15,8

17,08

15,65

16,98

336

Wariant nr 6 (alternatywny stan pracy sieci): Przyłączenie EG do półpętli wyprowadzonej z pola nr 14, kabel 4.5 km o przekroju 240 mm2, EFV oraz FW pracują, EG pracuje z mocą ograniczoną do 0,75 MW

Szczyt

16,2

16,50

16,08

16,48

Dolina

15,8

16,40

15,65

16,38

Tab. 1. Określenie dopuszczalnej mocy przyłączeniowej dla wnioskowanej EG Kamionki w zależności od stanu pracy sieci (czcionką bold zaznaczono przekroczenia wartości dopuszczalnych poziomów napięcia)

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

analizowanego GPZ, tj.: farm wiatrowych i elektrowni fotowoltaicznych • moce przyłączonych i planowanych do przyłączenia źródeł wytwórczych po stronie SN rozpatrywanego GPZ • konfigurację sieci dystrybucyjnej WN w bezpośrednim sąsiedztwie analizowanego GPZ oraz sieci SN zasilanej z rozpatrywanego węzła SN • emisję harmonicznych i interharmonicznych prądu przez przyłączone i planowane do przyłączenia źródła wytwórcze. Obecność harmonicznych napięcia (współczynnik odkształcenia indywidualnej harmonicznej napięcia rzędu h) w miejscu przyłączenia o rzędach od 2 do 50 wyznacza się w stosunku do harmonicznej podstawowej (współczynnik iHDu): (1)

Rys. 2. Zależność strat mocy czynnej w sieci operatora od całkowitej mocy generacji w rozpatrywanym fragmencie sieci SN

nie dokona prawidłowego doboru parametrów linii łączącej obiekt z siecią oraz zaniedba analizę zdolności regulacyjnej źródła, głównie poprzez niewłaściwy dobór przekładni znamionowej transformatora blokowego. Znane są przypadki, w których – pomimo wskazania w ekspertyzie wymaganej przekładni transformatora, koniecznej dla wyprowadzenia wnioskowanej mocy przyłączeniowej ze względu na spodziewany poziom napięcia na szynach SN obiektu – projektanci dobierają transformatory o przekładni typowej dla transformatorów odbiorczych [szczególnie z przekładnią 15,75 (21)/0,42 kV]. Na zdolność regulacyjną obiektu, wpływającą na możliwość wyprowadzenia mocy, składają się następujące, główne elementy: • zakres regulacji napięcia generatora, najczęściej wynoszący +5% napięcia znamionowego, z możliwością regulacji napięcia do wartości +10% przez krótki okres • przekładnia znamionowa transformatora blokowego, która powinna uwzględniać fakt, że przepływ mocy następuje od strony napięcia niższego • zakres regulacji zaczepowej transformatora blokowego, najczęściej bezobciążeniowej, w granicach ±2(3) x 2,5%. Jeśli przyjąć jako przykład typowe rozwiązanie w elektrowni np. biogazowej generator na napięcie 400 V, to na szynach SN, przy przekładni znamionowej transformatora 15,75/0,4 kV i skrajnym położeniu przełącznika zaczepów, da się uzyskać teoretyczną wartość napięcia 400*1,05*(15,75*1,05/0,4) = 17,36 kV, a więc znacznie powyżej dopuszczalnej wartości napięcia w sieci 15 kV (dla generatora o mocy np. 2 MW z transformatorem blokowym 2,1 MVA pod obciążeniem wartość napięcia na szynach SN nieco spadnie do ok. 17,25 kV). Zastosowanie transformatora z przekładnią 15,75/0,42 kV pozwala już tylko osiągnąć maksymalne teoretyczne napięcie 16,54 kV

(16,42 kV pod obciążeniem), a więc prawie ogranicza możliwość przyłączenia obiektu tylko do szyn w GPZ, szczególnie tam, gdzie układy ARN nastawione są na dość wysoki poziom napięcia (16,1–16,3 kV lub 21–21,5 kV), a obiekt jest znacznie oddalony od GPZ (lub linia SN ma przekrój poniżej 70 mm2). Z doświadczeń autorów wynika, że wstępne projekty obiektów, załączane do składanych wniosków przyłączeniowych, nagminnie przewidują transformatory z napięciami dolnymi 0,42 kV (szczególnie w przypadku elektrowni biogazowych i biomasowych oraz farm fotowoltaicznych). W ekspertyzach farm wiatrowych proponowane transformatory ze zmniejszoną przekładnią znamionową należą do rzadkości. 5. Spełnienie standardów jakości energii elektrycznej w zakresie odkształcenia napięcia 5.1. Ocena odkształceń napięcia, wartości graniczne współczynników odkształcenia napięcia W celu oceny jakości energii elektrycznej w miejscu przyłączenia PCC (ang. Point of Common Coupling) źródła wytwórczego, obliczenia przeprowadza się w zakresie: • obecności indywidualnych harmonicznych napięcia (o rzędach 2–50) – współczynnik iHDu (1) • całkowitego współczynnika odkształcenia napięcia THDu (2). W przypadku rozpatrywania przyłączenia źródła wytwórczego w głębi sieci SN (do linii napowietrznej, linii kablowej lub do rozdzielni sieciowej SN) ww. obliczenia wykonuje się dla punktu przyłączenia źródła, a także dla szyn rozdzielni SN badanego GPZ. W obliczeniach uwzględnia się: • moce przyłączonych i planowanych do przyłączenia źródeł wytwórczych w sieci WN tzw. „źródeł zewnętrznych”

gdzie: uh – względna wartość stosunku wartości skutecznych danej harmonicznej Uh do składowej podstawowej napięcia U1 Uh – wartość skuteczna danej harmonicznej napięcia U 1 – wartość skuteczna harmonicznej podstawowej napięcia. Natomiast całkowity współczynnik odkształcenia napięcia określa zależność:

(2)

Uwagi: 1. Do wykonania obliczeń konieczne są dane zawarte w aktualnych, dostarczanych przez wnioskodawcę „Raportach z badań jakości źródeł energii” (certyfikatach z badań jakości energii) zgodnych z wymaganiami norm: PN-EN 61400-21, EN 61000-3-12, EN 61000-6-2 2. W przypadku braku powyższych raportów przyjmuje się, że zostaną określone maksymalne wartości na podstawie danych zawartych w dostępnych publikacjach naukowych 3. Dla miejsca przyłączenia wyznacza się moc zwarciową minimalną (bez udziału przyłączanego źródła) 4. Zespoły wytwórcze mieszane (hybrydowe) rozpatruje się jako superpozycję oddziaływań poszczególnych części składowych zespołu z uwzględnieniem ich udziałów mocowych. Przyjmuje się, że kryterium jest spełnione, gdy wyznaczone w stanach normalnym i w stanie awaryjnym „n-1” pracy transformatorów w stacji transformatorowej WN/SN wartości następujących wielkości spełniają w miejscu przyłączenia oraz na szynach rozdzielni SN GPZ (jeżeli źródło przyłączone jest w głębi sieci SN) poniższe nierówności: a. całkowitego współczynnika odkształcenia napięcia: THDu ≤ 4% b. współczynnika odkształcenia indywidualnych harmonicznych napięcia: iHDu ≤ 1,5%. W przypadku braku spełnienia jednej z powyższych nierówności wniosek

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

GPZ-A FW po stronie SN o mocy 6, 8, 10 MW Sk” (110 kV) = 700 MVA Uwzględniono FW o mocy 40 i 90 MW po stronie 110 kV Lp.

Moc FW po stronie 15 kV

THDu [%] (IRiESD ≤4,0%)

Indywidualne harm. nap. iHDu[ [%] (IRiESD ≤1,5%)

Udział FW stronie 110 kV

Udział FW stronie 110 kV 0 MW

0 MW

40 MW

–

[MW]

2,36

3,86

2,97

3,61

40 MW

90 MW

90 MW 7

5,65

0,38

2,23

0,54

1,24

3,31

1,23

2,17

4,52

1,98

4,47

6,25

0,49

2,81

0,69

1,36

3,90

1,38

2,29

5,12

2,14

5,09

6,86

0,60

3,41

0,84

1,47

4,51

1,54

2,41

5,73

2,31

Tab. 2. Wyniki symulacji oddziaływania farmy wiatrowej FW SN o mocy 6, 8, 10 MW na poziom odkształcenia napięcia 15 kV w punkcie wspólnego przyłączenia – wartości współczynników odkształcenia napięcia THDu_15 kV oraz wybranych harmonicznych napięcia w PCC [Sk” (110 kV) = 700 MVA]. Praca na wspólne szyny i transformator 110/SN z uwzględnieniem oddziaływania zewnętrznych FW mocy 40 i 90 MW (110 kV)

kwalifikowany jest do odmowy wydania warunków przyłączenia z powodu braku warunków technicznych. Uwagi: 1. Ponieważ do szyn rozdzielni SN GPZ mogą być przyłączone jednocześnie różne rodzaje źródeł, np. FW, EFV, EB, przyjęto, że wartości THDu, iHDu podane dla FW (zgodnie z załącznikiem nr 1 „Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej ENEA Operator sp. z o.o.”, obowiązującej od 1 stycznia 2014 roku, IRiESD) obowiązują dla wszystkich źródeł wytwórczych. 2. Możliwe jest przekroczenie dopuszczalnej wartości współczynnika odkształcenia indywidualnych harmonicznych napięcia, ale nieprzekraczającej wartości iHDu = 2,5% w sytuacji, gdy THDu ≤ 4%. 5.2. Ocena wzajemnego oddziaływania źródeł wytwórczych przyłączanych po stronie 110 kV i SN badanego GPZ Szczególne zagrożenie w sieciach dystrybucyjnych wynika z możliwych zjawisk rezonansowych, spowodowanych podatnością sieci w zakresie harmonicznych rzędu h = 7–17 (nawet do 23). W przypadku przyłączenia FW i EFV po stronie 110 kV i średniego napięcia konieczne jest wykonanie obliczeń symulacyjnych wzajemnego oddziaływania tych źródeł na sieć dystrybucyjną. Analizy powinny dotyczyć poziomów odkształcenia napięcia w punktach wspólnego przyłączenia i występowania możliwych zagrożeń rezonansowych w sieciach. Na poziom występujących harmonicznych napięć i prądów w punktach wspólnego przyłączenia w sieciach 15 kV lub 20 kV wpływ będą miały pracujące lub planowane do przyłączenia FW i EFV oraz konfiguracja sieci dystrybucyjnej 110 kV i sieci dystrybucyjnej SN. Do analiz niezbędne są informacje o mocach biernych pojemnościowych zainstalowanych BKR w GPZ oraz pojemnościach linii kablowych. Dla stanu bez uwzględniania oddziaływania FW i EFV od strony 110 kV obliczone

GPZ – B Tr1 Sn =16 MVA; Tr2 Sn =16 MVA

Lp.

Wariant pracy rozdzielni SN Pracują Tr1 i Tr2 rozłączone sekcje s.1 i s.2

Przyłączone i planowane do przyłączenia zewnętrznych źródeł energii tj.: FW, EFV (po stronie 110 kV i SN) o mocach: (110 kV): 30 MW; (SN): s.1 = 10 MW; s.2 = 8 MW THDu (zgodnie z załącznikiem nr 1 IRiESD ENEA Operator sp. z o.o. wartość graniczna THDu dla sieci średnich napięć powinna wynosić ≤4,0%) Sk” (110 kV) = 450 MVA

BKR1 = BKR2 [Mvar]

sekcja 1

sekcja 2

sekcja 1

sekcja 2

3,31

3,23

2,20

1,98

2,4 h = 5 iHDu = 2,80% 3,63

3,46

2,48

1,61

1,57

2,27

h = 7 iHDu = 0,96% 2,97

2,60

0,6 h = 11 iHDu = 1,59% 4,38

h = 7 iHDu = 1,31%

1,2 h = 7 iHDu = 3,11%

Sk” (110 kV) = 900 MVA

3,99

h = 11 iHDu = 2,53% 3,22

2,97

0,0 h = 11 iHDu = 3,86%

h = 11 iHDu = 2,30%

Tab. 3. Wartości współczynników odkształcenia napięcia THDu_15 kV oraz indywidualnych harmonicznych napięcia o maksymalnej wartości w PCC z uwzględnieniem FW po stronie 110 kV w funkcji wartości mocy BKR oraz mocy zwarciowej Sk” (110 kV)

wartości całkowitego współczynnika odkształcenia THD z reguły nie przekraczają wartości dopuszczalnych dla sieci SN (THDu_dop <4%) dla przewidywanych mocy FW i EFV w sieci średnich napięć, natomiast często występują wzmocnienia harmonicznych napięcia rzędu h = 5–17 i przekroczenia dopuszczalnych wartości dla indywidualnych harmonicznych (iHDu_ dop <1,5%) wymaganych przez IRiESD.

Przy uwzględnieniu oddziaływania FW i EFV przyłączonych do sieci 110 kV o mocach rzędu 30–100 MW często występuje przekroczenie wartości THDu% w PCC przy określonej mocy źródeł po stronie średnich napięć. Pojawiają się również przekroczenia wartości iHDu dla harmonicznych rzędu h = 11–17. Sytuacja pogarsza się przy mniejszych wartościach mocy zwarciowej Sk” i mniejszych mocach transformatorów

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

w stacjach transformatorowych WN/SN. W tab. 1 pokazano wyniki przykładowych obliczeń symulacyjnych omawianego problemu. 5.3. Wpływ miejsca przyłączenia, pojemności sieci oraz baterii BKR na współczynniki odkształcenia napięcia Wyniki obliczeń symulacyjnych obejmujących wyznaczenie wartości całkowitego współczynnika odkształcenia THDu oraz indywidualnych harmonicznych napięcia iHDu w stanach pracy normalnej przykładowego GPZ pokazują, że wartości tych wielkości są między innymi funkcją rodzaju przyłączonych źródeł, miejsca przyłączenia do sieci dystrybucyjnej [mocy zwarciowej Sk” (110 kV)] oraz pojemności sieci SN i mocy przyłączonych baterii kondensatorów (BKR). Może występować wzmacnianie zjawisk rezonansowych w sieci (tab. 3). Przekroczenia dopuszczalnych wartości dotyczą zarówno wartości THDu oraz w szczególności indywidualnych harmonicznych napięcia iHDu rzędu h = 5÷11. Większe odstępstwa występują bardzo często w stanach pracy stacji odbiegających od normalnych (stany „n-1”). Przekraczają one dopuszczalne wartości określone w Załączniku nr 1 IRiESD ENEA Operator sp. z o.o. oraz w opracowaniu pt. „Kryteria techniczne oceny możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnych średniego napięcia operatora systemu dystrybucyjnego”. Ponadto nie są spełnione zapisy ww. opracowania, w których dopuszczalna jest wartość współczynnika odkształcenia indywidualnych harmonicznych napięcia w zakresie iHDu ≤ 2,5% w sytuacji, gdy wartość THDu jest mniejsza lub równa 4%. Pomimo przeprowadzanych obliczeń zalecane jest przy odbiorze źródła przeprowadzenie długotrwałych pomiarów w PCC i w przypadku wystąpienia przekroczeń dopuszczalnej wartości THDu zastosowanie środków ograniczających, np. zabudowa przez inwestora źródła specjalistycznych filtrów. 6. Wnioski Lokalizacja źródła wytwórczego w sieci SN ma podstawowy wpływ na możliwość wyprowadzenia wnioskowanej mocy przyłączeniowej, przy zachowaniu technicznych wymogów utrzymania, zgodnie z zapisami IRiESD poziomu napięcia w sieci OSD. W przypadku źródeł dołączanych jako kolejne w linii magistralnej SN, w której pracują lub planowane są do przyłączenia inne generacje, analizie poddawane jest oddziaływanie planowanego przyłączenia na pracę tych źródeł.

Dobór zdolności regulacyjnej źródła spoczywa na projektancie obiektu i prawidłowo dokonany pozwala na pełne wyprowadzenie uzgodnionej mocy przyłączeniowej z obiektu. Projekt obiektu musi uwzględniać jego lokalizację w stosunku do stacji transformatorowej WN/SN poprzez odpowiedni dobór parametrów linii wnioskodawcy oraz prawidłowo dobrany transformator blokowy. Należy pamiętać, że częstym ograniczeniem możliwości przyłączenia obiektów do sieci SN są obiektywne wymagania, jakie OSD musi spełnić w zakresie utrzymywania odpowiednio wysokiego poziomu napięcia na szynach SN w stacji transformatorowej WN/ SN ze względu na konieczność dostarczenia dla jego odbiorców końcowych energii o odpowiednich parametrach jakości. Przeprowadzanie analiz w zakresie dotrzymania standardów jakości energii, związanych z przyłączeniem elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych do sieci SN GPZ, wymaga uwzględnienia konfiguracji sieci, konfiguracji badanego GPZ, obciążeń GPZ, udziału zewnętrznych źródeł generujących harmoniczne, tj.: farm wiatrowych oraz elektrowni fotowoltaicznych przyłączonych lub planowanych do przyłączenia do sieci 110 kV i średnich napięć. Obecnie w wielu GPZ następuje nasycenie mocą generacyjną przyłączanych lub planowanych do przyłączenia źródeł, co może prowadzić do niespełnienia wymagań standardów jakości energii elektrycznej zawartych w IRiESD. Po uruchomieniu elektrowni wiatrowych lub elektrowni fotowoltaicznych i przed przyjęciem do eksploatacji należy przeprowadzić w punkcie wspólnego przyłączenia trwające co najmniej 7 dni (pomiar ciągły) pomiary oddziaływania omawianej jednostki wytwórczej na sieć dystrybucyjną SN w zakresie zgodności ze standardami jakości energii elektrycznej zawartymi w IRiESD. Może zachodzić konieczność ograniczenia oddziaływań źródła na sieć dystrybucyjną przez zastosowanie przez inwestora technicznych środków zaradczych (np. w postaci filtrów). Bibliografia 1. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystr ybucyjnej (IRiESD), ENEA Operator sp. z o.o., w szczególności załącznik nr 1 „Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej”, w treści obowiązującej od 1 stycznia 2014.

2. Tr z e c i a k A . , Gr z ą d z i e l s k i I . , Marszałkiewicz K., Przyłączanie jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, Energia Elektryczna 2011, nr 7, s. 17–22. 3. Marszałkiewicz K., Grządzielski I., Trzeciak A., Wielokryterialna analiza możliwości przyłączenia odnawialnych źródeł energii do sieci SN. Materiały konferencyjne, I Konferencja PTPiREE „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym”, Warszawa, 23–24 marca 2011. 4. Marszałkiewicz K., Grządzielski I., Trzeciak A., Ocena wielokryterialna możliwości przyłączania jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, Wiadomości Elektrotechniczne 2012, nr 1, s. 3–8. 5. Grządzielski I., Marszałkiewicz K., Trzeciak A., Zastosowanie analizy wielokryterialnej przy ocenie możliwości przyłączania jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, międzynarodowa konferencja i Targi PSEW 2012, Warszawa – Ożarów Mazowiecki, 22–23 maja 2012. 6. Marszałkiewicz K. i in., Testy i próby sieciowe dla potwierdzenia wyników ekspertyz oraz ocen możliwości przyłączenia źródeł OZE do sieci średniego napięcia. Materiały konferencyjne, II Konferencja PTPiREE „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym” Warszawa, marzec 2012. 7. Trzeciak A. i in., Kryteria techniczne przyłączania źródeł rozproszonych do sieci średniego napięcia – dotychczasowe doświadczenia. Materiały III Konferencji PTPiREE „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym”, Warszawa, marzec 2013 r. 8. Gr z ą d z i e l s k i I . , Tr z e c i a k A . , Marszałkiewicz K., Kryteria techniczne przyłączania OZE do sieci średniego napięcia – standaryzacja podejścia. Materiały konferencyjne, IV Konferencja PTPiREE „Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym”, Warszawa, czerwiec 2014.

I. Grządzielski et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 27–34

Ireneusz Grządzielski

dr inż. Politechnika Poznańska e-mail: ireneusz.grzadzielski@put.poznan.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej (1973). Pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej na stanowisku adiunkta. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmują zagadnienia związane z pracą systemu elektroenergetycznego w stanach nieustalonych, problematyką obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego w stanach awarii katastrofalnych, przyłączaniem źródeł rozproszonych do systemu elektroenergetycznego.

Krzysztof Marszałkiewicz

dr inż. Politechnika Poznańska e-mail: krzysztof.marszalkiewicz@put.poznan.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej (1973). Pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej na stanowisku adiunkta. Jest specjalistą w dziedzinie pomiarów związanych z jakością energii elektrycznej, problemów obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego w stanach awarii katastrofalnych, przyłączania odnawialnych źródeł energii do sieci dystrybucyjnych.

Andrzej Trzeciak

dr inż. Politechnika Poznańska e-mail: andrzej.trzeciak@put.poznan.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej (1973). Pracuje w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej na stanowisku adiunkta. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmują zagadnienia związane z projektowaniem i optymalizacją sieci rozdzielczych, problematyką budowy baz danych oraz systemów wspomagania decyzji i obliczeń, przyłączaniem generacji dystrybucyjnej oraz odbiorów dużej mocy do sieci rozdzielczych.

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42–48

Maximisation of Combined Cycle Power Plant Efficiency

Authors Janusz Kotowicz Marcin Job Mateusz Brzęczek

Keywords combined cycle power plant, turbine cooling, thermodynamic optimisation

Abstract The paper presents concepts for increasing the efficiency of a modern combined cycle power plant. Improvement of gas turbine performance indicators as well as recovering heat from the air cooling the gas turbine’s flow system enable reaching gross electrical efficiencies of around 65%. Analyses for a wide range of compressor pressure ratios were performed. Operating characteristics were developed for the analysed combined cycle plant, for different types of open air cooling arrangements of the gas turbine’s expander: convective, transpiration and film.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015404

1. Introduction Combined cycle power plants have been growing more and more popular in recent years. This technology is developing rapidly, now reaching electricity generation efficiency of 60%. In addition, it has a number of advantages, such as beneficial ecological characteristics, low capital expenditure intensity, and high operational flexibility and reliability [1, 2]. In 2012 22.5% of electricity was generated worldwide in natural gas fuelled plants. In Poland this share is now significantly lower, at 6.6%, which is mainly due to the relatively high price of natural gas compared with coal [3]. The development of combined cycle systems in pursuit of further increase in their efficiency is based on improving the gas turbine and heat recovery steam generator efficiency [4, 5]. The materials currently used in turbine blade systems can withstand a maximum temperature of approx. 9000C. They are protected against higher temperatures by TBC (Thermal Barrier Coating). It is assumed that the currently applied TBCs allow continuous operation at a temperature not exceeding 12000C. Moreover, cooling technologies allow reducing exhaust gas temperature on the cooled surface to an acceptable level, and thus the COT (Combustor Outlet Temperature) can be much higher than 12000C. Turbines are cooled with air in an open circuit, wherein an air portion is drawn downstream of the compressor and directed through channels in turbine blades, and then mixed with decompressed exhaust gas. There are three types of the cooling technology: convection, film and transpiration. An alternative is closed circuit of cooling steam from the steam section, which after cooling the blades is redirected back to the steam section [6, 7]. 42

Fig. 1. Metal and COT temperatures in 1950-2010

Currently, most manufacturers apply combustor temperatures at the level of 15000C, only one applies COT = 16000C and researches the feasibility of 17000C [8–10]. Changes in the metal and COT temperatures over the past 60 years are presented in Fig. 1.

2. Power plant design Combined cycle power plant consists of gas turbine and steam cycle fed with steam generated in HRSG (Heat Recovery Steam Generator). There are two HRSGs: a three-pressure waste heat boiler with interstage steam superheating, heated by exhaust gas, and an additional HRSG that utilises air cooling heat. A diagram of the analysed system is shown in Fig. 2. The system model has been developed in GateCycle™ software [11].

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42–48

Fig. 2. Combined cycle diagram: CAC – air cooler, G – generator, C – compressor, CND – condenser, HRSG – heat recovery steam generator, CCH – combustor, DEA – deaerator, P – pump, T – turbine, ST – steam turbine, (h) – applies to high, (i) – medium, and (I) – low pressure

2.1. Gas turbine The key parameter of the analysed gas turbine’s performance is the rate of air compression in the compressor β. The analysis covers a wide range of β = 10–100. The approach adopted provides for constant temperature 6300C at the gas turbine outlet. This temperature is maintained by variation of the combustor outlet exhaust temperature t3a depending on β. Isentropic efficiencies of the compressor and expander were determined based on polytropic efficiency characteristics as a function of β for the compressor, and as a function of β and TIT for the expander (Turbine Inlet Temperature; determined in accordance with ISO-2314 [12]). The characteristics for optimistic cases were taken from reference literature [13], so therefore they correspond to a modern gas turbine with reduced internal losses. The detailed calculation algorithm used by these authors is presented in [14]. Open air cooling of the blade system is applied in the expander. Subject to the analysis were three cooling technologies: convection (cases A and B), film (case C) and transpiration (case D). Moreover, in cases B–D cooling air was cooled down to 1000C in order to reduce its quantity. The applied cooling model results from the equation for heat flow in turbine blade system [7, 15]. In the convection cooling model the heat flow between hot exhaust gas, turbine blades, and cooling air is expressed as:

average specific heat of air cooling the turbine stage, mg, tg.i, tg.o, cp.g – mass flow, inlet temperature, outlet temperature, average specific heat of gas powering the turbine stage, αb – average blade heat transfer coefficient, Ab – heat exchange area in blade, tb – turbine blade material temperature. In the convection cooling model taken into account is relation (2) describing the mass flow of hot exhaust gas ( ), relation (3) defining Stanton dimensionless number (St), and equation (4) determining the cooling efficiency (ηc).

(2)

where: Ag – sectional area of exhaust gas flow, vg – exhaust gas velocity, ρg - exhaust gas density.

(3)

(4)

From relations (1)–(4) the equation (5) is obtained that describes the ratio of cooling air flow to air flow at compressor inlet.

(5)

(1) where: mc, tc.i, tc.o, cp.c – mass flow, inlet temperature, outlet temperature,

(6) 43

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42–48

With film or transpiration cooling, the heat flow transmitted to blade from exhaust gas is smaller than in the convection cooling model. This is accounted for by the introduced isothermal efficiency ηiso. With the convection cooling ηiso = 0. For the film cooling ηiso.film = 0.4, was adopted, while for the transpiration cooling ηiso.trans = 0.5 [7]. The expander consists of four blade stages, from which the stages with exhaust gas temperatures higher than blade temperature limit tb are cooled. Each air flow cooling individual turbine stage is calculated individually, according to:

(7)

The air composition and parameters were adopted in accordance with ISO-2314 (t0a = 150C, p0a = 101.325 kPa, φ = 60%). The fuel was pure 100% CH4 natural gas with 150C/3,5 MPa at combustor inlet. The fuel’s lower heating value was LHV = 50.049 MJ/kg. The other assumptions for the gas turbine are listed in Tab. 1.

Parameter

Unit

Value

Live steam temperature at inlet to steam turbine

t3s(h)

600.0

Live steam pressure at inlet to steam turbine

p3s(h)

MPa

18.0

Flash steam temperature at inlet to steam turbine

3s(i)

600.0

Flash steam pressure at inlet to steam turbine

p3s(i)

MPa

4.0

Steam pressure at inlet to the low-pressure part of steam turbine

p3s(l)

MPa

0.3

Pressure in condenser

pCND

MPa

0.005

Isentropic efficiency of steam turbine

ηiST

–

0.90

Mechanical efficiency of steam turbine

ηmST

–

0.99

Efficiency of exchangers in HRSG

ηHX,

–

0.99

Evaporators pinch points

Δtpp

5.0

Economizers approach points

Δtap

5.0

2.2. Steam section The plant’s steam sections consists of: a) classic steam cycle with three-pressure HRSG with interstage steam reheating (3PR) b) additional HRSG that utilises cooling air heat CAC (in cases B–D). The classic steam cycle is based on the operation of three-section steam turbine with interstage steam reheating upstream of the turbine’s intermediate-pressure part. A deaerator was heated by steam extracted from the turbine’s low-pressure part. Applied in the HRSG were a high-pressure economizer with two-piece design, and a deaerating economizer, which replaced low-pressure economizer. The assumption of a constant temperature of the exhaust gas directed to the HRSG (t4a = 6300C) allows the adoption of constant parameters of the classic steam cycle throughout the gas turbine analysis scope. Basic assumptions for the steam cycle are listed in Tab. 2.

Tab. 2. Assumptions for steam part of the unit

In cases B–D with cooling of the turbine blade cooling air an additional heat recovery steam generator - CAC was introduced. Along with the pressure ratio in the compressor, changes the output air temperature, and therefore it was decided to use two CAC designs. For lower β, where t1c < 630°C, CAC consists of deaerating water heater and low-pressure and medium-pressure evaporators. For higher β, for which t1c ≥ 630°C, CAC was used with the design of the classic 3PR HRSG. In each heat exchanger in CAC the same parameters were applied on the steam cycle side as those in the corresponding exchangers in the classic HRSG. This allowed to generate the steam to supply the common steam turbine.

3. Thermodynamic analysis

Unit

Value

3.1. Assessment methodology

NelGT

200.0

Mechanical efficiency of compressor and turbine

ηm

–

0.995

Efficiency of a combined cycle power plant is assessed by the efficiency of its electricity generation. Gross efficiency ηel of power plant is determined from equation:

Generator efficiency

ηG

–

0.985

Energetic efficiency of combustor

ηCCH

–

0.99

Relative pressure loss in combustor

ζCCH

–

0.045

Relative inlet pressure loss

ζin

–

0.01

Exhaust gas pressure at expander outlet

p4a

kPa

105.5

Parameter Electric power of gas turbine

Tab. 1. Assumptions for gas turbine 44

(8)

where: Nel – gross electric power of unit, NelGT, NelST – electric powers of gas and steam turbines, NelCAC – increase in electric power of steam turbine due to the use of heat of gas turbine cooling air, – mass fuel flow, LHV – lower heating value. Electrical efficiency of gas section ηelGT, of classic steam section ηelST and efficiency of the use of cooling air heat ηelCAC are expressed by equations:

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42–48

(9)

(10)

(11)

where: – heat stream in flue gas downstream of gas turbine, – heat stream in air directed to cooler CAC. Using the indicators of exhaust gas α (12) and of cooling air αCAC (13), the gross electrical efficiency of the analysed combined cycle plant (8) can be represented as (14):

(12)

(13)

(14)

A measure of turbine cooling efficiency is the coefficient of the volume of gas cooling turbine blades γ , expressed as the mass ratio of cooling air flow to air flow at gas turbine inlet :

(15)

3.2. Results In order to check the potential of gas turbines with open air cooling, also with combined gas-steam cycle, the analysis covered the range of pressure ratios β = 10–100. COT temperature downstream of combustor is mainly dependent on β and the effectiveness of the applied turbine cooling. The air flow in the first step cools blades, and then mixes with flue gas, further lowering the temperature in the rest of the turbine. This makes it necessary to apply a higher COT to obtain the target outlet temperature t4a = 6300C. This relationship is shown by the COT and γC graphs in Fig. 3. The necessary cooling air flow depends on COT and air temperature t2c,, which in case A increases with pressure ratio (Fig. 5a). This results in very high γC, whereas COT at β = 63 exceed 24000C and reaches the stoichiometric combustion point. Therefore, no higher compression can be obtained in this option. Cooling the turbine cooling air down to t2c = 1000C in case B allows for significant reduction of its flow and of COT, especially at high β. With film cooling in case C and transpiration cooling in case D coefficient γC further decreases, by over 40% and 50%, respectively, with respect to case B in the entire analysis. This is due to the assumed isothermal efficiencies ηiso and further COT reduction. With these cooling technologies gas turbine efficiency ηelGT can be increased to over 46% at β ≥ 52 in case D, and at β ≥ 61 in case C. The resulting efficiencies ηelGT are shown in Fig. 4. With constant temperature t4a the classic steam section efficiency is constant regardless of the case and changes in gas turbine parameters and it is equal to ηelST = 35.71%. Whereas efficiency of cooling air heat utilization in steam cycle ηelCAC strongly depends on its temperature t1c. Both parameters and heat source temperatures are shown in Fig. 5a. The surge in efficiency ηelCAC at β = 46 corresponds to the change in CAC structure upon fulfilment of t1c ≥ 6300C. Fig. 5b shows heat flow ratios: α to HRSG, and αCAC to cooling air cooler.

Fig. 3. a) COT at combustor outlet, b) Coefficient of cooling air volume as function of β

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42–48

Resulting powers Nel and gross efficiencies ηel in all cases are shown in Fig. 6. At low β the heat inputs to CAC are small, which combined with low efficiency ηelCAC results in moderate power increase. At higher pressure ratios, β ≥ 46 in particular, NelCAC reaches significant values, in case B in the order of 11.75–24 MW, and lower, proportional to αCAC, in cases C and D. The resulting electrical efficiency of combined cycle show that it is possible to exceed 65% efficiency in case C (at β ≥ 73 and COT ≥ 19470C) and in case D (at β ≥ 62 and COT ≥ 18480C). In the cases with convection turbine cooling only the threshold of 63% can be exceeded with maximum ηel = 63,4% (β = 47 and COT = 20210C) in case A, and ηel = 63,8% (β = 80 and COT = 21510C) in case B.

Fig. 4. Electrical efficiency of gas turbine as function of β

4. Summary and conclusions The paper reports thermodynamic analysis of combined cycle plant in various cases with different gas turbine air cooling systems. Case A provides for convection cooling with non-cooled air from downstream of the compressor. In case B cooling air is additionally cooled down to 1000C. Cases C and D provide for film and transpiration cooling, respectively, with the additional cooling air cooling. For the calculation it was assumed that the temperature of the exhaust gas downstream of gas turbine (t4a) was constant at 6300C, and the resulting characteristics are shown as functions of pressure ratio. The waste heat recovered by cooling the cooling air is used in steam cycle to boost the steam turbine power. The results obtained in the thermodynamic analysis allow to draw the following conclusions: • Without cooling the turbine cooling air no high pressure ratios can be applied. The constraints include very large flows of the air (γCAC, Fig. 3b), high COT temperatures (Fig. 3a), and ultimately reaching stoichiometric combustion point at β = 63 • With cooling the cooling air, pressure ratios much higher than β = 30 can be applied while maintaining substantially lower γCAC and COT • comparison of cases A and B shows that, despite the benefits from cooling air flow reduction, the heat output from the cycle decreases gas turbine efficiency ηelGT (Fig. 4). Only the effective utilisation of the heat recovered from steam cycle allows for the efficiency improvement, and case B power plant’s efficiency exceeds that obtained in case A at β ≥ 50 only. • With the more efficient cooling technologies in cases C and D, the turbine cooling air volume and COT temperature are further reduced, and the efficiencies of gas turbine ηelGT and the whole system ηel (Fig. 6b) improved as compared to case B. • The film or transpiration air cooling in combination with cooling the air and utilisation of the waste heat so recovered in steam cycle may allow the application of a much higher gas

Fig. 5. a) Efficiencies of steam section ηelST and of cooling air heat utilization ηelCAC b) Heat input ratios α and αCAC as function of β

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42–48

Fig. 6. a) Power Nel , b) Gross efficiency ηel of combined cycle as function of β

turbine parameters than those currently applied, while maintaining low cooling air flows. At β in the order of 60-80 and COT in the order of 1800–20000C the system’s gross efficiency can exceed 65% in cases C and D. REFERENCES

1. T. Chmielniak, „Technologie energetyczne” [Energy technologies], WNT, Warszawa, Poland, 2008. 2. J. Kotowicz, “Elektrownie gazowo-parowe” [Combined cycle power plants], Kaprint Publishers, Lublin, Poland, 2008. 3. International Energy Agency [online], http://www.iea.org>, access: 12/01/2015. 4. E. Ito et al., “Development of key Technologies for next generation gas turbine,” conference proceedings, ASME Turbo Expo 2007: Gas Turbine Technical Congress and Exposition, GT2007-41023, Montreal, Canada, 17–20 May 2007. 5. K. Jordal et al., “New Possibilities for Combined Cycles Through Advanced Steam Technology,” conference proceedings, ASME Turbo Expo 2002, GT-2002-30151, Amsterdam, The Netherlands, June 2002. 6. B. Facchini, L. Innocenti, E. Carvnevale, “Evaluation and Comparison of Different Blade Cooling Solutions to Improve Cooling Efficiency and Gas Turbine Performances, conference proceedings,” ASME Turbo Expo 2001, 2001-GT-0571, New Orleans, USA, June 2001. 7. Sanjay, O. Singh, B.N. Prasad, “Comparative performance analysis of cogeneration gas turbine cycle for different blade cooling means”, International Journal of Thermal Sciences, No. 48, pp. 1432–1440, 2009.

8. S. Hada et al., “Evolution and future trend of large frame gas turbines a new 1600 degree C, J class gas turbine, conference proceedings”, ASME Expo 2012, GT2012-68574, Copenhagen, Denmark, 11–15 June 2012. 9. Heavy Duty Gas Turbines & Combined Cycle. General Electric [online], <http://site.ge-energy.com/prod_serv/products/gas_turbines_cc/ en/index.htm>, access: 12/01/2015. 10. Gas turbines, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. [online], <http:// www.mhi.co.jp/en/products/category/gas_turbin.html>, access: 12/01/2015. 11. GateCycle Version 5.40. Manual. GE Enter Software, LLC. 12. Standard ISO 2314:2009.: Gas turbines – Acceptance tests. 13. H.E. Wettstein, “The potential of GT combined cycles for ultra high efficiency”, conference proceedings, ASME Turbo Expo 2012, GT201268586, Copenhagen, Denmark, 11–15 June 2012. 14. J. Kotowicz, M. Job, M. Brzęczek, “Identyfikacja głównych parametrów instalacji turbiny gazowej” [Identification of main parameters of gas turbine system]. in Zastosowania analizy termodynamicznej do opisu zjawisk fizycznych i urządzeń energetycznych [Thermodynamic analysis applications in description of physical phenomena and energy equipment], monograph, M. Szewczyk, editor, Rzeszów, Poland, pp. 125–139, 2014. 15. M. Jonsson et al., “Gas turbine cooling model for evaluation of novel cycles,” conference proceedings, ECOS 2005, Trondheim, Norway, 20–22 June 2005.

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 42â&#x20AC;&#x201C;48

Janusz Kotowicz Silesian University of Technology e-mail: janusz.kotowicz@polsl.pl Dean of the Faculty of Energy and Environmental Engineering and director of the Division of Metrology and Power Automation at the Institute of Power Engineering and Turbomachinery of Silesian University of Technology.

Marcin Job Silesian University of Technology e-mail: marcin.job@polsl.pl Doctoral student at the Division of Metrology and Power Automation, Institute of Power Engineering and Turbomachinery, Silesian University of Technology.

Mateusz BrzÄ&#x2122;czek Silesian University of Technology e-mail: mateusz.brzeczek@polsl.pl Doctoral student at the Division of Metrology and Power Automation, Institute of Power Engineering and Turbomachinery, Silesian University of Technology.

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 42–48

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 42–48. When referring to the article please refer to the original text. PL

Maksymalizacja sprawności elektrowni gazowo-parowych Autorzy

Janusz Kotowicz Marcin Job Mateusz Brzęczek

Słowa kluczowe

elektrownia gazowo-parowa, chłodzenie turbiny, optymalizacja

Streszczenie

W artykule przedstawiono koncepcje zwiększenia sprawności nowoczesnej elektrowni gazowo-parowej. Poprawa charakterystyk pracy turbiny gazowej oraz wykorzystanie ciepła powietrza chłodzącego układ przepływowy turbiny gazowej pozwalają na osiągnięcie sprawności elektrycznej brutto rzędu 65%. Analizy przeprowadzono w szerokim zakresie stopni sprężania w kompresorze. Sporządzono główne charakterystyki pracy analizowanego układu gazowo-parowego dla różnych typów chłodzenia otwartego powietrzem ekspandera turbiny gazowej: konwekcyjnego, transpiracyjnego oraz błonowego.

1. Wprowadzenie Popularność elektrowni gazowo-parowych w ostatnich latach stale rośnie. Technologia ta szybko się rozwija, osiągając obecnie sprawności wytwarzania energii elektrycznej rzędu 60%. Ponadto cechuje się szeregiem zalet, jak: korzystne charakterystyki ekologiczne, niskie nakłady inwestycyjne, wysoka elastyczność i niezawodność pracy [1, 2]. W 2012 roku na świecie wyprodukowano 22,5% energii elektrycznej z gazu ziemnego. W Polsce udział ten jest obecnie znacznie niższy i wyniósł 6,6%, co wynika przede wszystkim z relatywnie wysokiej ceny gazu ziemnego w porównaniu z węglem [3]. Rozwój układów gazowo-parowych w celu dalszego zwiększania sprawności opiera się na wzroście parametrów panujących w turbinie gazowej oraz parametrów pary w kotle odzyskowym [4, 5]. Obecnie stosowane materiały w układzie łopatkowym turbiny wytrzymują maksymalnie temperatury na poziomie ok. 900°C. Chronione są one przed wyższymi temperaturami przez termiczne powłoki ochronne TBC (ang. Thermal Barrier Coating). Przyjmuje się, że obecnie stosowane TBC pozwalają na ciągłą pracę w temperaturze nieprzekraczającej 1200°C. Natomiast technologie chłodzenia pozwalają na obniżenie temperatury spalin na powierzchni chłodzonej do dopuszczalnego poziomu, dlatego najwyższa temperatura w układzie COT (ang. Combustor Outlet Temperature) może być znacznie wyższa niż 1200°C. Stosowane jest otwarte powietrzne chłodzenie turbiny, w którym część powietrza pobierana jest zza sprężarki i prowadzona kanałami w łopatkach turbiny, a następnie miesza się z rozprężanymi spalinami. Wyróżnia się tutaj technologie: konwekcyjną, błonową i transpiracyjną. Alternatywą jest zamknięty układ chłodzenia parą wodną z części parowej, która po ochłodzeniu łopatek skierowania jest powrotnie do części parowej [6, 7]. Obecnie większość producentów stosuje temperatury w komorze spalania COT rzędu 1500°C, tylko jeden wprowadził COT = 1600°C i prowadzi badania nad zastosowaniem 1700°C [8–10]. Zmiany osiąganych temperatur metalu oraz COT na przestrzeni ostatnich 60 lat przedstawiono na rys. 1.

Rys. 1. Osiągane temperatury metalu oraz COT na przestrzeni lat 1950–2010

2. Struktura elektrowni Elektrownia gazowo-parowa składa się z instalacji turbiny gazowej oraz obiegu parowego zasilanego parą wytworzoną w kotle odzyskowym. Zastosowano trójciś-nieniowy kocioł odzyskowy z przegrzewem wtórnym pary zasilany spalinami oraz dodatkowy kocioł odzyskowy wykorzystujący ciepło chłodzenia powietrza. Schemat analizowanego układu przedstawiono na rys. 2. Model układu wykonany został w programie GateCycleTM [11]. 2.1. Turbina gazowa Kluczowym parametrem pracy badanej turbiny gazowej jest stopień sprężania powietrza w kompresorze β. Przeprowadzono analizę w szerokim zakresie β = 10–100. Zastosowano tutaj podejście ze stałą temperaturą wylotową z turbiny gazowej, równą 630°C. Temperatura ta utrzymywana jest poprzez uzmiennienie temperatury spalin za komorą spalania t3a w zależności od β. Sprawności izentropowe kompresora oraz ekspandera wyznaczono na podstawie charakterystyki sprawności politropowych w funkcji β dla sprężarki oraz w funkcji β i TIT dla ekspandera (ang. Turbine Inlet Temperature; wyznaczana zgodnie z ISO-2314 [12]). Charakterystyki dla wariantów optymistycznych zaczerpnięto z literatury [13], więc odpowiadają one nowoczesnej turbinie gazowej

z ograniczonymi stratami wewnętrznymi. Szczegółowy algorytm obliczeń stosowany przez autorów przedstawiono w [14]. W ekspanderze zastosowano otwarte powietrzne chłodzenie układu łopatkowego. Analizie poddano trzy technologie chłodzenia: konwekcyjna (warianty A i B), błonowa (wariant C) oraz transpiracyjna (wariant D). Ponadto w wariantach B-D zastosowano chłodzenie powietrza chłodzącego do temperatury 100°C w celu zmniejszenia jego strumienia. Zastosowany model chłodzenia wynika z równania przepływu ciepła w układzie łopatkowym turbiny [7, 15]. Dla modelu chłodzenia konwekcyjnego strumień ciepła między gorącymi spalinami, łopatkami turbiny a powietrzem chłodzącym wyrażony jest zależnością:

(1) gdzie: mc, tc.i, tc.o, cp.c – strumień, temperatura na wlocie, temperatura na wylocie, średnie ciepło właściwe powietrza chłodzącego dany stopień turbiny, mg, tg.i, tg.o, cp.g – strumień, temperatura na wlocie, temperatura na wylocie, średnie ciepło właściwe gazu zasilającego dany stopień turbiny, αb – średni współczynnik wnikania ciepła łopatki,

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 42–48

Rys. 2. Schemat układu gazowo-parowego, gdzie: CH – chłodnica powietrza, G – generator, K – sprężarka, KND – kondensator, KO – kocioł odzyskowy, KS – komora spalania, ODG – odgazowywacz, P – pompa, T – turbina, TP – turbina parowa, (h) – dotyczy wysokiego, (i) – średniego, (l) – niskiego poziomu ciśnienia

Ab – powierzchnia wymiany ciepła w łopatce, tb – temperatura materiału łopatek turbiny. W modelu konwekcyjnego chłodzenia uwzględniono zależność (2) opisującą strumień masowy gorących spalin ( ), zależność (3) definiującą liczbę bezwymiarową Stantona (St) oraz równanie (4) określające efektywność chłodzenia (ηc).

(2)

gdzie: Ag – powierzchnia przekroju przepływu spalin, vg – prędkość spalin, ρg – gęstość spalin.

(3)

(4)

Korzystając z zależności (1)–(4), otrzymujemy równanie (5) opisujące stosunek strumienia powietrza chłodzącego do strumienia powietrza na wlocie do sprężarki.

(5)

(6)

Gdy mamy do czynienia z chłodzeniem błonowym lub transpiracyjnym, strumień ciepła przekazywany do łopatki od strony spalin jest mniejszy niż w modelu chłodzenia konwekcyjnego. Uwzględnia to wprowadzona efektywność izotermiczna ηiso. W przypadku chłodzenia konwekcyjnego

ηiso = 0. Dla chłodzenia błonowego przyjęto ηiso.film = 0,4, natomiast dla chłodzenia transpiracyjnego ηiso.trans = 0,5 [7]. Ekspander składa się z czterech stopni łopatkowych, z których chłodzone są stopnie z temperaturą spalin wyższą od granicznej temperatury łopatek tb. Strumień powietrza chłodzącego każdy stopień turbiny liczony jest indywidualnie, zgodnie z zależnością: (7) Skład i parametr y powietrza założono zgodnie z ISO-2314 (t0a = 15°C, p0a = 101,325 kPa, φ = 60%). Jako paliwo przyjęto gaz ziemny o czystości 100% CH4, z parametrami na wlocie do komory spalania 15°C/3,5 MPa. Wartość opałowa paliwa wynosi Wd = 50,049 MJ/kg. Pozostałe założenia dla turbiny gazowej zestawiono w tab. 1. 2.2. Część parowa Część parowa elektrowni składa się z: a) klasycznego obiegu parowego z trójciś-nieniowym kotłem odzyskowym z przegrzewem międzystopniowym pary (3PR) b) dodatkowego kotła odzyskowego wykorzystującego ciepło chłodzonego powietrza CH (w wariantach B-D). Klasyczny obieg parowy oparty jest na pracy trójsekcyjnej turbiny parowej z wtórnym przegrzewem pary przed częścią średnioprężną. Zastosowano odgazowywacz zasilany parą z upustu w części niskoprężnej turbiny. W kotle odzyskowym zastosowano dwuczęściową budowę podgrzewacza wysokociśnieniowego oraz podgrzewacz deaeracyjny, który zastępuje podgrzewacz niskociśnieniowy. Założenie stałej temperatury

spalin trafiających do kotła odzyskowego (t4a = 630°C) pozwala na zastosowanie stałych parametrów klasycznej części parowej układu w całym zakresie analizy turbiny gazowej. Podstawowe założenia dla części parowej zestawiono w tab. 2. W wariantach B-D z chłodzeniem powietrza chłodzącego łopatki turbiny wprowadzono dodatkowy kocioł odzyskowy CH. Wraz ze stopniem sprężania w kompresorze zmienia się temperatura powietrza wylotowego, dlatego zdecydowano się na zastosowanie dwóch konstrukcji CH. Dla niższych β, gdy t1c < 630°C, CH składa się z podgrzewacza deaeracyjnego wody oraz parowaczy: niskoprężnego i średnioprężnego. W zakresie wyższych β, dla których spełniony jest warunek t1c ≥ 630°C, zastosowano CH o konstrukcji identycznej jak klasyczny kocioł odzyskowy 3PR. W poszczególnych wymiennikach ciepła w CH zastosowano identyczne parametry po stronie obiegu parowego jak w odpowiadających im wymiennikach w klasycznym kotle odzyskowym. Pozwala to na produkcję pary zasilającej wspólną turbinę parową. 3. Analiza termodynamiczna 3.1. Metodologia oceny Efektywność elektrowni gazowo-parowych oceniana jest poprzez sprawność generacji energii elektrycznej. Sprawność brutto ηel badanej elektrowni wyznaczana jest z zależności:

(8)

gdzie: Nel – moc elektryczna bloku brutto, NelTG, NelTP – moc elektryczna turbiny gazowej i turbiny parowej, NelCH – przyrost mocy

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 42–48

elektrycznej turbiny parowej związany z wykorzystaniem ciepła powietrza chłodzącego turbinę gazową, Mp – masowy strumień paliwa, Wd – wartość opałowa paliwa. Sprawności elektryczne części gazowej ηelTG, klasycznej części parowej ηelTP oraz efektywność wykorzystania ciepła powietrza chłodzącego ηelCH wyrażane są zależnościami:

(9)

(10)

(11)

gdzie: – strumień ciepła w spalinach za turbiną gazową, – strumień ciepła w powietrzu doprowadzonym do chłodnicy CH. Wykorzystując wskaźniki strumieni spalin α (12) oraz powietrza chłodzącego α CH (13), sprawność elektryczną brutto badanej elektrowni gazowo-parowej (8) można przedstawić w postaci (14):

(12)

(13)

(14)

Parametr

Jednostka

Wartość

NelTG

200,0

Sprawności mechaniczne sprężarki i turbiny

ηm

–

0,995

Sprawność generatora

ηG

–

0,985

Sprawność energetyczna komory spalania

ηKS

–

0,99

Względna strata ciśnienia w komorze spalania

ζKS

–

0,045

Względna wlotowa strata ciśnienia

ζin

–

0,01

Ciśnienie spalin opuszczających ekspander

p4a

kPa

105,5

Jednostka

Wartość

Moc elektryczna turbiny gazowej

Tab. 1. Założenia dla turbiny gazowej

Parametr Temperatura pary świeżej na wlocie do TP

t3s(h)

°C

600,0

Ciśnienie pary świeżej na wlocie do TP

p3s(h)

MPa

18,0

Temperatura pary wtórnej na wlocie do TP

t3s(i)

°C

600,0

Ciśnienie pary wtórnej na wlocie do TP

p3s(i)

MPa

4,0

Ciśnienie pary na wlocie do części niskoprężnej TP

p3s(l)

MPa

0,3

Ciśnienie w kondensatorze

pKND

MPa

0,005

Sprawność izentropowa turbiny parowej

ηiTP

–

0,90

Sprawność mechaniczna turbiny parowej

ηmTP

–

0,99

Sprawności wymienników w kotle odzyskowym

ηWC,

–

0,99

Spiętrzenie temperatury w parowaczach – pitch point

Δtpp

°C

5,0

Niedogrzew wody w podgrzewaczach wody – approach point

Δtap

°C

5,0

Tab. 2. Założenia dla części parowej układu

Do oceny efektywności chłodzenia turbiny służy wskaźnik ilości gazu chłodzącego łopatki turbiny γCH, wyrażany jako masowy stosunek strumienia powietrza chłodzącego m1c do strumienia powietrza na wlocie do turbiny gazowej m1a:

(15)

3.2. Rezultaty Chcąc sprawdzić potencjał turbin gazowych z otwartym chłodzeniem powietrznym, także pracujących w układach gazowo-parowych, przeprowadzono analizę w zakresie stopni sprężania β = 10–100. Temperatura za komorą spalania COT jest zależna przede wszystkim od β oraz efektywności zastosowanego chłodzenia turbiny. Strumień powietrza w pierwszym kroku chłodzi łopatki, a następnie miesza się ze spalinami, obniżając dodatkowo ich temperaturę w dalszej części turbiny. Sprawia to, że konieczne jest zastosowanie wyższej temperatury COT do uzyskania założonej temperatury wylotowej t4a = 630°C. Zależność tę przedstawia wykres COT oraz γCH na rys. 3. Konieczny strumień powietrza chłodzącego zależy od COT oraz temperatury powietrza t2c, która w wariancie A wzrasta wraz ze stopniem sprężania (rys. 5a). Efektem tego są bardzo wysokie wartości γCH, natomiast COT przy β = 63 przekracza 2400°C i osiąga granicę spalania stechiometrycznego.

Rys. 3. a) Temperatura na wylocie z komory spalania COT, b) Wskaźnik ilości powietrza chłodzącego, w funkcji β

Dlatego w tym wariancie niemożliwe jest osiągnięcie wyższych stosunków sprężania. Ochłodzenie powietrza chłodzącego turbinę do t2c = 100°C w wariancie B pozwala na znaczne ograniczenie jego strumienia oraz redukcję temperatury COT, w szczególności przy wysokich wartościach β. Zastosowanie chłodzenia błonowego w wariancie C oraz transpiracyjnego w wariancie D wpływa na dalsze zmniejszenie wskaźnika γCH, odpowiednio o przeszło 40% oraz 50% względem wariantu B w całym zakresie analizy. Wynika to z założonych efektywności izotermicznych ηiso oraz dalszego

obniżenia COT. Zastosowanie tych technik chłodzenia pozwala na uzyskanie sprawności turbiny gazowej ηelTG powyżej 46% przy β ≥ 52 dla wariantu D oraz przy β ≥ 61 dla wariantu C. Uzyskane sprawności ηelTG przedstawiono na rys. 4. Podejście ze stałą temperaturą t4a sprawia, że sprawność klasycznej części parowej jest stała niezależnie od wariantu oraz od zmiany parametrów turbiny gazowej i wynosi ηelTP = 35,71%. Natomiast sprawność wykorzystania ciepła powietrza chłodzącego w obiegu parowym ηelCH mocno zależy od jego poziomu temperatury t1c. 51

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 42–48

Rys. 4. Sprawność elektryczna turbiny gazowej w funkcji β

Rys. 5. a) Sprawność części parowej ηelTP i efektywność wykorzystania ciepła powietrza chłodzącego ηelCH, b) Wskaźniki ilości ciepła α i αCH, w funkcji β

Rys. 6. a) Moc Nel , b) Sprawność brutto ηel układu gazowo-parowego w funkcji β

Oba parametry oraz temperatury źródeł ciepła przedstawiono na rys. 5a. Skokowy wzrost efektywności ηelCH przy β = 46 odpowiada zmianie struktury CH przy spełnieniu warunku t1c ≥ 630°C. Na rys. 5b przedstawiono ilości ciepła trafiające do kotła odzyskowego α oraz do chłodnicy powietrza chłodzącego αCH. Uzyskane moce Nel oraz sprawności brutto ηel dla wszystkich wariantów przedstawiono na rys. 6. W zakresie niskich β ilości ciepła dostarczonego do CH są niewielkie, co przy połączeniu z niską efektywnością ηelCH daje niewielki przyrost mocy. Przy wyższych stopniach sprężania, w szczególności dla β ≥ 46, NelCH osiąga znaczące wartości, dla 52

wariantu B w zakresie 11,75–24 MW, dla wariantów C i D są to wartości mniejsze proporcjonalnie do αCH. Uzyskane sprawności elektryczne układu gazowo-parowego wykazują, że możliwe jest przekroczenie sprawności 65% w wariancie C (dla β ≥ 73 i COT ≥ 1947°C) oraz w wariancie D (dla β ≥ 62 i COT ≥ 1848°C). W wariantach z konwekcyjnym chłodzeniem turbiny możliwe jest przekroczenie jedynie bariery 63%, osiągając maksymalnie ηel = 63,4% (dla β = 47 i COT = 2021°C) w wariancie A, oraz ηel = 63,8% (dla β = 80 i COT = 2151°C) w wariancie B.

4. Podsumowanie i wnioski W artykule przeprowadzono analizę termodynamiczną elektrowni gazowo-parowej w różnych wariantach różniących się rozwiązaniem chłodzenia powietrznego turbiny gazowej. Elektrownia w wariancie A wykorzystuje chłodzenie konwekcyjne niechłodzonym powietrzem zza sprężarki. W wariancie B dodatkowo przedstawiono ochłodzenie powietrza chłodzącego do temperatury 100°C. Warianty C oraz D wykorzystują kolejno chłodzenie błonowe oraz transpiracyjne, przy ochłodzeniu powietrza chłodzącego. Założeniem w obliczeniach jest stała temperatura spalin za turbiną gazową (t4a) na poziomie 630°C, natomiast wyniki przedstawiono jako charakterystyki w funkcji stopnia sprężania. W przypadku zastosowania chłodzenia powietrza chłodzącego odzyskane ciepło jest wykorzystane w obiegu parowym, uzyskując dodatkową moc turbiny parowej. Wyniki uzyskane w analizie termodynamicznej pozwalają na wysunięcie następujących wniosków: • bez chłodzenia powietrza chłodzącego turbinę niemożliwe jest zastosowanie zbyt wysokich spręży. Ograniczeniami są bardzo duże strumienie tego powietrza (γCH, rys. 3b), wysokie temperatury COT (rys. 3a), a w ostateczności osiągnięcie spalania stechiometrycznego dla β = 63 • zastosowanie chłodzenia powietrza chłodzącego pozwala na stosowanie stopni sprężania znacznie powyżej β = 30 przy zachowaniu znacznie niższych wartości γCH oraz COT • porównanie wariantów A i B wykazuje, że mimo korzyści wynikających z ograniczenia strumienia powietrza chłodzącego wyprowadzenie jego ciepła z obiegu powoduje spadek sprawności turbiny gazowej ηelTG (rys. 4). Dopiero efektywne wykorzystanie odzyskanego ciepła w obiegu parowym pozwala na uzyskanie poprawy i elektrownia w wariancie B uzyskuje wyższe sprawności niż w wariancie A dopiero przy β ≥ 50 • wprowadzenie efektywniejszych technologii chłodzenia w wariantach C i D prowadzi do dalszego ograniczenia ilości powietrza chłodzącego turbinę i temperatury COT oraz do poprawy sprawności turbiny gazowej ηelTG i całego układu ηel (rys. 6b) względem wariantu B • zastosowanie błonowego lub transpiracyjnego chłodzenia powietrzem w połączeniu z chłodzeniem tego powietrza i wykorzystaniem odzyskanego ciepła w obiegu parowym mogą pozwolić na wprowadzenie znacznie wyższych parametrów turbiny gazowej niż obecnie stosowane, jednocześnie zachowując niskie strumienie powietrza chłodzącego. Przy β rzędu 60–80 oraz COT na poziomie 1800–2000°C możliwe jest osiągnięcie sprawności brutto układu przekraczającej 65% w wariantach C i D. Bibliografia 1. Chmielniak T., Technologie energetyczne, WNT, Warszawa, 2008. 2. Kotowicz J., Elektrownie gazowo-parowe, Wydawnictwo Kaprint, Lublin, 2008.

J. Kotowicz et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 42–48

3. International Energy Agency [online], http://www.iea.org [dostęp: 12.01.2015]. 4. Ito E. i in., Development of key Technologies for next generation gas turbine, materiały konferencyjne, ASME Turbo Expo 2007: Gas Turbine Technical Congress and Exposition, GT2007-41023, Montreal, Kanada, 17–20.05.2007. 5. Jordal K. i in., New Possibilities for Combined Cycles Through Advanced Steam Technology, materiały konferencyjne, ASME Turbo Expo 2002, GT-200230151, Amsterdam, Holandia, czerwiec 2002. 6. Facchini B., Innocenti L., Carvnevale E., Evaluation and Comparison of Different Blade Cooling Solutions to Improve Cooling Efficiency and Gas Turbine Performances, materiały konferencyjne, ASME Turbo Expo 2001, 2001-GT-0571, New Orleans, USA, czerwiec 2001.

7. Sanjay, Singh O., Prasad B.N., Comparative performance analysis of cogeneration gas turbine cycle for different blade cooling means, International Journal of Thermal Sciences 2009, No. 48, s. 1432–1440. 8. Hada S. i in., Evolution and future trend of large frame gas turbines a new 1600 degree C, J class gas turbine, materiały konferencyjne, ASME Expo 2012, GT2012-68574, Copenhagen, Dania, 11–15.06.2012. 9. Heavy Duty Gas Turbines & Combined Cycle. General Electric [online], http:// site.ge-energy.com/prod_serv/products/ gas_turbines_cc/en/index.htm [dostęp: 12.01.2015]. 10. Gas turbines, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. [online], http://www.mhi.co.jp/ en/products/category/gas_turbin.html [dostęp: 12.01.2015]. 11. GateCycle Version 5.40. Manual. GE Enter Software, LLC.

12. Norma ISO 2314:2009.: Gas turbines – Acceptance tests. 13. Wettstein H.E., The potential of GT combined cycles for ultra high efficiency, materiały konferencyjne, ASME Turbo Expo 2012, GT2012- 68586, Copenhagen, Dania, 11–15.06.2012. 14. Kotowicz J., Job M., Brzęczek M., Identyfikacja głównych parametrów instalacji turbiny gazowej. Zastosowania analizy termodynamicznej do opisu zjawisk fizycznych i urządzeń energetycznych, monografia pod red. M. Szewczyka, Rzeszów 2014, s. 125–139. 15. Jonsson M. i in., Gas turbine cooling model for evaluation of novel cycles, materiały konferencyjne, ECOS 2005, Trondheim, Norwegia, 20–22.06.2005.

Janusz Kotowicz

prof. dr hab. inż. Politechnika Śląska e-mail: janusz.kotowicz@polsl.pl Dziekan Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki oraz kierownik Zakładu Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach.

Marcin Job

mgr inż. Politechnika Śląska e-mail: marcin.job@polsl.pl Doktorant w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach.

Mateusz Brzęczek

mgr inż. Politechnika Śląska e-mail: mateusz.brzeczek@polsl.pl Doktorant w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach.

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | 54–59

Efficiency of Electricity Utilisation in Households in the Context of European Energy Policy

Author Marek Kott

Keywords energy efficiency, households, comparative analysis

Abstract Efficient use of electricity in every sector of a national economy is becoming increasingly significant. Energy efficiency concerns climate and energy policy, but it is also a significant factor influencing manufacturing costs for enterprises (and thus their profits), as well as socio-economic development. Irrational energy consumption leads to excessive consumption of primary energy sources, problems attributable to environment pollution, and limited competitiveness of national companies in global markets. For an individual consumer, energy efficiency is one of the key methods of reducing the share of electricity costs in the household budget. In recent years, the European Commission has made a lot of effort aimed at reducing electricity consumption in households, by promoting energy-saving lighting, subsidising renewable microgeneration systems, enforcing labelling appliances for their energy consumption and liberalisation of the electricity market, among other things. This paper presents the results of a comparative study on electricity consumption in Polish households in reference to selected European Union member states, in the context of European energy policy.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015405

Electricity consumption in Poland Since the beginning of its transformation in the 1990s, despite a few global downturns and economic crises, Poland has been on the track of steady and rapid socio-economic development. In the last decade of the twentieth century the process of positive changes, both quantitative and qualitative, was much stormier than in this century. Since its accession to the European Union in 2004, Poland has been experiencing an evolution in the sphere of economic, cultural and social development rather than a revolution of socio-economic political and systemic relations. But there are many factors that can adversely affect the country’s development. From the point of view of fuel and energy economy such a brake on economic growth may be insufficient electricity production. Here are many factors of the deficit in electricity production. Among the most important are the lack of significant investment in new generation capacity and network infrastructure, excessive consumption of electricity in the national economy, and the lack of incentives to economise electricity consumption. Thus, one of the most important tasks is to ensure a sustainable energy policy of the country. Effective political and economic activities should be based on gathering information about economic sectors and its effective use in the process of forecasting, simulation and decision making, and in the longer term, adopting appropriate legislation. 54

The most important sectors of the national economy include: industry, energy, transport, households, and agriculture. Based on analysis of electricity consumption (Fig. 1) in selected sectors of the national economy, they can be divided into three groups: • sectors, in which in the last decade electricity consumption decreased • sectors with constant/stable energy consumption • sectors in which power consumption increases. A sector in which electricity consumption has decreased in the last decade is transport, and its railway sub-sector in particular. Reasons for the rail transport sector’s deterioration are many, the most important being: poor management, failure to fully utilise EU funds for railways modernisation, and big and strong competition in the goods and passenger carriage market. Another group of sectors may include agriculture and energy. They are both characterized by consumption at a constant level with minor deviations. In agriculture the annual electricity consumption is approx. 1.5 TWh +/–5%, while the energy sector consumes 26.5 TWh +/–0.5% (Fig. 2). If the annual electricity consumption in agriculture accounts for just over 1% of its generation output, stable consumption in the energy sector is not optimistic. This fact leads to the conclusion that the domestic energy sector is facing significant and possibly abrupt changes caused by EU policy. The EU summit in October 2014 adopted

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | 54–59

Fig. 1. Electricity consumption by economic sectors, own study based on [1]

two main climate policy objectives: 40% reduction in greenhouse gas emissions by 2030 compared to 1990, and 27% share of renewable energy in final energy consumption in the EU by 2030. Both climate targets are practically unattainable, especially in Poland [2]. The last group consists of industry and households, in which electricity consumption has increased since 2001, by 18% and 24.5% respectively. The increase in the share of industry in the national electricity consumption is due to the significant development of this sector in Poland. In most industries developing in Poland (especially those export-oriented) the energy efficiency indicators slightly deviate from, or are comparable to, those in highly developed Western European countries [3]. Energy efficiency in the industrial sector is improving due to the competition on the European market and results from the following actions: • orders under existing law, forcing to take appropriate actions • energy market regulation, forcing increase in the energy efficiency of energy companies • provision of market conditions to save energy • promotion of behaviours aimed at rational use of energy. In recent years, the highest growth rate of electricity consumption was reported in households that currently consume more than 19% of the annual energy output (Fig. 2). This sector from the point of view of the national economy is the second largest consumer of electricity. At the same time it should be noted that it’s much harder to improve energy efficiency indicators in this sector of the national economy made up of more than 13 million customers, each of which consumes annually approx. 2150 kWh, than in the much less numerous industrial sector. Initial analysis shows that the household sector can significantly improve its energy efficiency indicators.

Household characteristics There were 13.3 million households in Poland in 2013. Over 50% of these lived in a space of over 60 m2 and a cubature up to 200 m3, which was mostly inhabited by 2–3 persons (Fig. 3). Over the last decade it may be noted that new housing’s floor

Fig. 2. Electricity consumption in TWh by economic sectors in 2013, own study based on [1]

area is steadily increasing, and the average number of inhabitants per household is declining. This profile of households in terms of electricity consumption has been prepared on the basis of the guidelines set out in Eurostat document “Manual for statistics on energy consumption in households” (MESH) and data published by GUS Central Statistical Office [1, 4]. Electric appliances were divided into six groups: • space heating • water heating • cooking • space cooling • lighting, electrical appliances, home entertainment • other uses. 55

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | 54–59

Space heating appliances are in use in 5.3% of households. Due to the significant cost and high availability of other energy sources (particularly coal) electrical heating is not used in Poland on a large scale. Electric heaters are mainly used as additional sources of heat, or where another source of heat is not practical. It should be noted, however, that more and more often newly built homes are furnished with electric floor heating as part of bathroom equipment [1, 4]. Electric water heaters (flow heaters, boilers) are installed in 23.5% of households. The number of these devices has not decreased in recent years, and their average age is 9 years [9]. Summary of cooking appliances is shown in Fig. 4. The data shows that in most homes there is at least one electrical appliance for cooking food. Also noticeable is the continuous growth in the number of households with a microwave oven as the second device to heat meals [1, 4].

Less than 0.5% of households are equipped with air conditioners, but their number has significantly increased in recent years mainly due to newly built apartments with a higher standard. For the most part, these are devices for cooling individual rooms. Only 0.04% of apartments are provided with central air conditioning [4]. The penultimate group consists of lighting, home entertainment and other household appliances. Average power of light bulbs (including also energy-efficient CFLs) installed in an apartment in 2013 was 550, while the power of installed light bulbs per unit area was 7.21 W/m2. This is much less than in Western European countries [4]. Characteristics of the most common home entertainment and other household appliances are shown in Tab. 1, which shows that least 50% of this equipment has been labelled as energy Class A [4]. Other electrical equipment (like lawn mower or water heater for swimming pool) accounted for a marginal share of the electricity consumption in households and have been omitted in the presented characteristics.

Fig. 3. Characteristics of residential buildings: a) Share of dwellings per usable floor space, b) Share of dwellings by cubature, c) Share of dwellings by number inhabitants, study based on [4]

Fig. 4. Summary of cooking appliances, based on [4] 56

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | 54–59

Polish households vs. EU countries

Class A and higher

Households with home entertainment and other household appliances

Appliances in households average No. of units

% fridge-freezer

74.1

1.03

automatic washer

86.6

1.01

washer-dryer

1.8

1.00

dishwasher

13.8

1.00

electric cooker oven

17.5

1.01

99.1

1.35

computer

–

1.04

Tab. 1. Characteristics of home entertainment and other household appliances, based on [4]

Electricity consumption in households for heating

Electricity consumption per household

Electricity consumption for heating and hot water per household

Energy efficiency ratio of households

CO2 emission per household

CO2 emission per household (incl. climate adjustment)

(Fig. 1), as the number of electrical appliances per household is constantly growing, mainly of low power devices (home electronics, e.g. computers). The European Council summit on 8–9 March 2007 adopted an action plan to integrate EU climate and energy policies. The plan provides for limiting the global average temperature increase by more than 2°C above pre-industrial levels and reducing price increases and limited availability of oil and gas. The package “3x20” 2020 assumes: • reduction of greenhouse gas emissions until 2020 by at least 20% compared with emissions in 1990 • increase in the share of energy produced from renewable energy sources (RES) to 20% of the total energy consumption in the EU in 2020

Electricity consumption in households (total)

The number of households in Poland accounts for 6.4% of households in the EU. The average number of persons per household in Poland is 2.8 (similar to Cyprus, Ireland, Malta, Romania and Slovakia) and was higher than the EU average of 2.3 people. The lowest average number of persons per household were recorded in Sweden (1.9 persons) and Germany (2 persons). Listed in Tab. 2 are selected energy indicators for EU countries. Analysis of electricity consumption in each country shows that: • electricity consumption in German households is comparable to that in the whole Polish economy (Fig. 2) • comparable in terms of population Spain consumes annually 2.5 times more energy in households than Poland • in Poland only 8% of the electricity consumed annually is used for heating, while the EU average is 20.3%. In Central Europe only Germany (6.4%) has a smaller share of electricity consumption for home heating. Percentage shares in the Czech Republic and Slovakia are, respectively, 17.6% and 9%. The EU country with the highest share of electricity consumption for heating is Sweden; mainly due to its climate conditioned by geographical location. • electricity consumption per household in Poland is among the lowest in Europe - almost 2 times lower than the EU average • aggregate energy consumption for heating and hot water in Poland (1.0 toe/capita) is lower than the EU average (1.12 toe/ capita) and the lowest in Central Europe. Due to climate conditions southern Europe countries consume less consumption for heating and hot water. The analysis shows that the electricity consumption in Polish households is relatively low compared to EU countries. The main reason is the marginal share of electricity consumed for heating. In the coming years this ratio should maintain its upward trend

Appliance type

TWh

kWh/household

toe/household

Year 2000 = 100%

tCO2/household

Czech Republic

14.58

2.57

3,547.31

1.23

77.89

1.68

1.70

Germany

137.00

8.77

3,583.30

1.31

79.79

2.44

2.51

Poland

28.5

2.27

2,147.17

1.00

75.97

2.44

2.47

Slovenia

4.73

0.43

2,718.11

1.04

97.04

1.76

1.84

Sweden

43.47

14.18

9,738.11

1.15

76.80

0.17

0.18

Spain

75.10

17.37

4,159.01

0.59

96.03

0.92

Ireland

8.12

1.14

4,898.06

1.25

68.60

3.64

3.46

828.34

167.95

3,921.74

1.12

81.30

1.94

1.98

Country

UE – 27 countries

Tab. 2. Comparison of households electricity consumption in selected EU countries in 2012, own study based on [5, 6] 57

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | 54–59

• rationalisation of energy use and consequently reduction of its consumption by 20% (by improvement the energy efficiency of economies). The European Commission monitors the implementation of the adopted climate and energy policy in the Member States by publishing indicators commonly called Europe 2020. One of the most important indexes for the household sector is the energy efficiency ratio of households. In Poland it is 76%, 5% below the EU average. This is due to the replacement of obsolete household and home entertainment appliances with newer and energysaving ones, such as increasingly popular LED light sources. Emissions of CO2 per household in Poland is 25% higher than the EU average and amounts to 2.47 tCO2 per year. This relative rate results from the national energy mix, based mainly on fossil fuels (coal and lignite).

Summary Electricity is commonly consumed in Polish households, mostly for lighting, cooking, and household and home entertainment appliances. Electricity use for heating is low due its high prices and the availability of cheaper substitutes. Electricity is used for space heating rather as an additional carrier, and for water heating mainly where there is no access to district and gas heating. Average annual electricity bills do not currently exceed 1,500 PLN and represent ca. 11% of total household expenses. Such a significant share of spending on electricity might have contributed to the fact that ca. 100 000 individual electricity consumers (since 2011) took advantage of the TPA Third-party Access principle allowing one to change electricity supplier. Despite initial problems (technical and legal barriers, lack of complete and reliable information about the possibility of changing energy supplier, small differences between energy trading companies’ retail offerings) the opportunities to change electricity suppliers seem increasingly interesting for household consumers. This allows one to predict that, with projected increases in electricity prices in the next few years [1, 7, 8], individual customers’ interest for reduction of electricity bills, and thus for improvement in energy efficiency in households will grow in Poland. It is estimated that the potential of energy efficiency improvement by 2020 only through the upgrade of light sources and replacement of other household appliances will amount to ca. 10 TWh per year [7]. In order to fully utilise this potential it is necessary to implement a number of instruments targeted at the household sector. These tools can be divided into informational, educational, regulatory, and financial, and they include: • frequent information campaigns to increase public awareness of rational electricity use • websites describing lighting equipment and household and home entertainment appliances in terms of their energy efficiency, and characterizing available energy-saving technologies used in households. The main purpose of such on-line services should be to help in well-informed and rational choice and purchase of energy-efficient electricity receivers • common and widely available information on household and home entertainment appliances’ labelling 58

• development and implementation of a system for the enforcement of appliance and equipment labelling at the points of their sale • inclusion of the labelling system to information and education for energy users • common education system consisting of training influencing the growth of awareness and rational use of energy in the household sector • vocational training system to upgrade skills and abilities to apply standards and provide guidance in the use of energyefficient technologies designed for individual consumers • introduction of a number of regulations aimed at promoting the efficient use of energy by end-users, including households • provision of a comprehensive system of public subsidies to projects relating to the potential of energy efficiency and use of renewable energy in single-family and multifamily buildings. Real enabling of households’ conversion to prosumers on the electricity market [9]. The direction adopted by Poland, initiated by the European climate-energy package with its subsequent amendments and further plans, appears to be appropriate, especially with regard to the household sector. This allows the sector’s fast modernization and catching up with highly developed European countries, bypassing several intermediate steps. Implementation of the energy and climate policy so-adopted must be constantly supported by many informational and educational instruments, precise legal regulations, and appropriate funding system. Improving energy efficiency in the household sector also positively affects the improvement of Poland’s energy security and promotes the development of a modern economy in the country. REFERENCES

1. GUS Central Statistical Office’s local data bank [online], http://stat. gov.pl/bdl/app/ strona.html?p_name=indeks, access: 02/02/2015. 2. W. Mielczarski, „Odnawialne źródła energii. Wag the Dog ’07”. [Renevable energy sources. Wag the Dog ’07], Energy Newsletters, No. 8, Łódź, 2015. 3. M. Kott, “Indicators of energy intensity in industry”, The European Energy Market: 11th International Conference, 28–30 May 2014, Kraków, Poland. 4. Zużycie energii w gospodarstwach domowych w 2012 roku [Energy consumption in households in 2012], GUS Central Statistical Office, Warszawa, 2014. 5. Eurostat, Database [online], http://ec.europa.eu/eurostat/data/ database, acess: 02/02/2015. 6. Odyssee-Mure Database [online], www.odyssee-mure.eu, access: 02/02/2015. 7. Sz. Liszka, S. Pasierb, J. Wojtulewicz, “Możliwości zwiększenia efektywności energetycznej Polski w ramach wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego” [Opportunities to increase Poland’s energy efficiency in the energy-climate package implementation framework], report, Polish Fundation for Energy Efficiency, Katowice, 2009.

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | 54–59

8. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej dla Polski 2014, wersja 1.9, [The National Action Plan on energy efficiency for Poland by 2014, version 1.9], The Ministry of Economy. Warszawa, 2014.

9. J. Popczyk, “Prosumenctwo – innowacja przełomowa” [Prosumerism – a breakthrough innovation], Energetyka cieplna i zawodowa, No. 2, 2014.

Marek Kott Wrocław University of Technology e-mail: marek.kott@pwr.edu.pl Graduated in electrical engineering from the Faculty of Electrical Engineering (2005). He obtained his doctoral degree in 2010. Currently assistant lecturer/researcher at the Faculty of Electrical Engineering of Wroclaw University of Technology in the Department of Electrical Power. Author of a dozen scientific publications on modelling and forecasting electricity consumption in sectors of the national economy. His main interests include testing method of energy consumption in the domestic industry and issues of rationalisation of fuel and energy use incl. renewable energy sources.

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 54–59

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 54–59. When referring to the article please refer to the original text. PL

Efektywność wykorzystania energii elektrycznej w gospodarstwach domowych w kontekście europejskiej polityki energetycznej Autor

Marek Kott

Słowa kluczowe

efektywność energetyczna, gospodarstwa domowe, analiza porównawcza

Streszczenie

Efektywne wykorzystanie energii elektrycznej w każdym z sektorów gospodarki narodowej nabiera coraz większego znaczenia. Efektywność energetyczna dotyczy zarówno szeroko rozumianej polityki energetyczno-klimatycznej, jak i stanowi istotny czynnik wpływający na wysokość kosztów produkcji przedsiębiorstw (a tym samym na ich zyski) oraz na rozwój społeczno-gospodarczy. Konsekwencją nieracjonalnego użytkowania energii jest nadmierna konsumpcja zasobów surowców energetycznych, problemy z zanieczyszczeniem środowiska naturalnego oraz ograniczona konkurencyjność krajowych przedsiębiorstw na rynkach światowych. Z punktu widzenia indywidualnego odbiorcy efektywność energetyczna jest jednym z głównych środków do obniżenia udziału kosztów energii elektrycznej w domowym budżecie. W ostatnich latach Komisja Europejska poczyniła wiele wysiłków mających na celu redukcję zużycia energii elektrycznej w gospodarstwach domowych, m.in.: przez promowanie oszczędnego oświetlenia, dopłaty do przydomowych mikroinstalacji OZE, konieczność etykietowania energetycznego urządzeń AGD oraz szeroko rozumianą liberalizację rynku energii elektrycznej. W artykule przedstawiono wyniki analizy porównawczej wykorzystania energii elektrycznej w polskich gospodarstwach domowych na tle wybranych krajów Unii Europejskiej, w kontekście europejskiej polityki energetycznej.

Zużycie energii elektrycznej w Polsce Od początku transformacji w latach 90. w Polsce, pomimo kilku globalnych przestojów i kryzysów ekonomicznych, widoczny jest stały i szybki rozwój społeczno-gospodarczy. W ostatniej dekadzie XX w. proces pozytywnych zmian, zarówno ilościowych, jak i jakościowych, przebiegał znacznie burzliwiej, niż to mało miejsce w obecnym stuleciu. Po przystąpieniu Polski do Unii Europejskiej w 2004 roku w sferze rozwoju działalności gospodarczej, kulturowej i społecznej mamy do czynienia z ewolucją, a nie rewolucją stosunków społeczno-produkcyjnych oraz polityczno-ustrojowych. Istnieje jednak wiele czynników, które mogą negatywnie wpłynąć na rozwój kraju. Z punktu widzenia gospodarki paliwowo-energetycznej takim czynnikiem spowalniającym wzrost gospodarczy może być niewystarczająca wielkość produkcji energii elektrycznej. Przyczyn deficytu w produkcji energii elektrycznej można wymienić wiele. Jednymi z najistotniejszych są: brak znaczących inwestycji w nowe jednostki wytwórcze i infrastrukturę sieciową, nadmierne zużycie energii elektrycznej w gospodarce narodowej oraz brak zachęt do oszczędzania energii elektrycznej. Zatem jednym z najważniejszych zadań jest zapewnienie zrównoważonej polityki energetycznej kraju. Skuteczna działalność polityczno-gospodarcza powinna opierać się na zdobywaniu informacji o sektorach gospodarki oraz ich efektywnym wykorzystaniu w procesie prognozowania, symulacji i podejmowania decyzji, a w dalszej perspektywie tworzeniu odpowiednich aktów prawnych. Do najistotniejszych sektorów gospodarki narodowej zalicza się: sektor przemysłowy, energetyczny, transportowy, gospodarstwa domowe oraz rolnictwo. Analizując zużycie energii elektrycznej (rys. 1) w wybranych

sektorach gospodarki narodowej, można podzielić je na trzy grupy: • sektory, w których w ostatnim dziesięcioleciu ilość zużytej energii elektrycznej spadła • sektory cechujące się zużyciem energii na niezmiennym/stabilnym poziomie • sektory charakteryzujące się wzrostem zużycia energii elektrycznej. Sektorem, w którym spadło zużycie energii elektrycznej w ostatniej dekadzie, jest sektor transportowy, a w szczególności podsektor kolejowy. Przyczyn pogarszającej się sytuacji sektora transportu szynowego jest wiele, najistotniejsze to: złe zarządzanie, niewykorzystanie w pełni funduszy europejskich na modernizację kolei oraz duża i silna konkurencja na rynku przewozów towarów i osób. Do kolejnej grupy sektorów można zaliczyć rolnictwo oraz sektor energetyczny. Oba działy gospodarki charakteryzują się zużyciem na stałym poziomie z niewielkimi odchyłkami. Dla rolnictwa roczne zużycie energii elektrycznej wynosi ok. 1,5 TWh +/–5%, natomiast dla sektora energetycznego 26,5 TWh +/–0,5% (rys. 2). O ile w rolnictwie zużywa się rocznie nieco ponad 1% wyprodukowanej energii elektrycznej, o tyle stabilne zużycie energii elektrycznej w sektorze energetycznym nie napawa optymizmem. Fakt ten pozwala wnioskować, że krajowy sektor energetyczny czekają znaczne i być może gwałtowne zmiany spowodowane polityką UE. Na szczycie unijnym w październiku 2014 roku przyjęto dwa główne cele w zakresie polityki klimatycznej: 40% redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 roku w stosunku do 1990 roku oraz 27% udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii w UE do 2030 roku. Oba przyjęte cele klimatyczne

są fizycznie nierealizowalne, szczególnie w Polsce [2]. Ostatnią grupę stanowią: sektor przemysłowy i gospodarstwa domowe, w których zanotowano wzrost zużycia energii elektrycznej od 2001 roku, odpowiednio o 18% i 24,5%. Wzrost udziału przemysłu w krajowym zużyciu energii elektrycznej spowodowany jest znacznym rozwojem tego sektora w Polsce. W większości rozwijających się w kraju branż przemysłowych (zwłaszcza nastawionych na eksport) wskaźniki efektywności energetycznej nieznacznie odbiegają lub są porównywalne do wartości tych wskaźników w wysoko rozwiniętych krajach Europy Zachodniej [3]. Poprawa efektywności energetycznej w sektorze przemysłowym jest efektem konkurencji na szeroko rozumianym rynku europejskim oraz wynika z wprowadzenia następujących działań: • nakazów wynikających z obowiązującego prawa, wymuszających podejmowanie odpowiednich działań • regulacji rynku energii wymuszających wzrost efektywności energetycznej przedsiębiorstw energetycznych • stworzenia warunków rynkowych do oszczędzania energii • promocji zachowań ukierunkowanych na racjonalne użytkowanie energii. W ostatnich latach najwyższą dynamikę wzrostu zużycia energii elektrycznej odnotowały gospodarstwa domowe, które zagospodarowują obecnie ponad 19% rocznej produkcji energii elektrycznej (rys. 2). Sektor ten z punktu widzenia gospodarki narodowej jest drugim pod względem wielkości odbiorcą energii elektrycznej. Jednocześnie należy zwrócić też uwagę, że znacznie trudniej jest poprawić wskaźniki efektywności energetycznej dla działu gospodarki narodowej obejmującego ponad 13 mln

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 54–59

Rys. 1. Zużycie energii elektrycznej wg sektorów ekonomicznych, opracowanie własne na podstawie [1]

odbiorców, z których każdy zużywa średnio rocznie ok. 2150 kWh, niż w znacznie mniej licznym sektorze przemysłowym. Z przeprowadzonej wstępnej analizy wynika, że w sektorze gospodarstw domowych można znacznie poprawić wskaźniki efektywności energetycznej. Charakterystyka gospodarstw domowych W Polsce w 2013 roku było 13,3 mln gospodarstw domowych. Ponad 50% z nich miało powierzchnię nieprzekraczającą 60 m 2 i kubaturę do 200 m3, w której zamieszkiwały najczęściej 2–3 osoby (rys. 3). Na przestrzeni ostatniego dziesięciolecia można zauważyć, że nowo powstające mieszkania są systematycznie coraz większe, a średnia liczba osób w gospodarstwie domowym się zmniejsza. Charakterystyka gospodarstw domowych, z punktu widzenia zużycia energii elektrycznej, została przygotowana na podstawie wytycznych opisanych w dokumencie opublikowanym przez Eurostat – „Manual for statistics on energy consumption in households” (MESH) oraz danych Głównego Urzędu Statystycznego [1, 4]. Odbiorniki energii elektrycznej zostały podzielone na sześć grup: • urządzenia do ogrzewania pomieszczeń • urządzenia do podgrzewania wody • urządzenia do gotowania posiłków • urządzenia do chłodzenia pomieszczeń • oświetlenie, sprzęt AGD i RTV • pozostałe, niewymienione w innych grupach. W urządzenia do ogrzewania pomieszczeń wyposażonych jest 5,3% mieszkań. Ze względu na znaczne koszty oraz dużą dostępność innych nośników energii (w szczególności węgla) ogrzewanie urządzeniami elektrycznymi nie jest stosowane w Polsce na szeroką skalę. Elektryczne urządzenia grzewcze służą głównie jako dodatkowe źródła ciepła lub stosuje je się w miejscach, gdzie nie można zastosować innego rodzaju ogrzewania. Należy jednak zwrócić uwagę, że coraz częściej w nowo budowanych mieszkaniach można spotkać elektryczne ogrzewanie podłogowe jako element wyposażenia łazienek [1, 4]. W 23,5% gospodarstw domowych zainstalowane są elektryczne urządzenia do podgrzewania wody (termy, bojlery). Liczba tych

Rys. 2. Zużycie energii elektrycznej w TWh według sektorów ekonomicznych w 2013 roku, opracowanie własne na podstawie [1]

urządzeń nie zmniejsza się w ostatnich latach, a ich średni wiek to 9 lat [9]. Zestawienie urządzeń do gotowania posiłków przedstawione jest na rys. 4. Z danych wynika, że w większości mieszkań znajduje się co najmniej jedno urządzenie elektryczne do gotowania posiłków. Zauważalny jest też ciągły wzrost gospodarstw wyposażonych w kuchenkę mikrofalową jako drugie urządzenie do podgrzewania posiłków [1, 4]. W klimatyzatory wyposażonych jest niespełna 0,5% gospodarstw domowych, lecz ich liczba w ostatnich latach znacząco wzrasta głównie za sprawą nowo budowanych mieszkań o podwyższonym standardzie. W większości są to urządzenia przeznaczone do chłodzenia pojedynczych pomieszczeń. Zaledwie 0,04% mieszkań wyposażonych jest w centralną klimatyzację [4]. Przedostatnią grupę stanowią urządzenia oświetleniowe oraz sprzęt RTV i AGD. Średnia moc zainstalowanych żarówek (w tym też energooszczędnych świetlówek) w mieszkaniu wynosiła w 2013 roku

550 W, natomiast moc zainstalowanych żarówek na jednostkę powierzchni wyniosła 7,21 W/m2. Są to wartości znacznie niższe niż w krajach Europy Zachodniej [4]. Charakterystyka najczęściej występujących urządzeń RTV i AGD została przedstawiona w tab. 1, z której wynika, że sprzęt ten co najmniej w 50% został opisany etykietą energetyczną oznaczoną klasą A [4]. Pozostałe urządzenia elektryczne (jak: kosiarka do trawy czy podgrzewacz wody do basenów) stanowiły marginalny udział w zużyciu energii elektrycznej w gospodarstwach domowych i zostały pominięte w przedstawionej charakterystyce. Polskie gospodarstwa domowe na tle krajów UE Liczba gospodarstw domowych w Polsce stanowi 6,4% gospodarstw domowych ogółem w krajach UE. Średnia liczba osób w gospodarstwie domowym w Polsce wynosi 2,8 (podobną wielkość odnotowano na Cyprze, Irlandii, Malcie, Rumunii i Słowacji) i była wyższa niż średnia unijna wynosząca 2,3 osób. Najmniejszą średnią liczbę osób w gospodarstwie domowym

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 54–59

Rys. 3. Charakterystyka budynków mieszkalnych: a) Udział mieszkań według powierzchni użytkowej, b) Udział mieszkań według kubatury, c) Udział mieszkań według liczby osób zamieszkujących, opracowanie na podstawie [4]

Rys. 4. Zestawienie urządzeń do gotowania posiłków, opracowanie na podstawie [4]

Rodzaj urządzenia

Urządzenia w klasie A i wyższej

Wyposażenie gospodarstw domowych w urządzenia AGD i RTV w %

Urządzenia użytkowane w gospodarstwie domowym średnia liczba sztuk

chłodziarko-zamrażarka

74,1

1,03

pralka automatyczna

86,6

1,01

pralko-suszarka

1,8

1,00

zmywarka do naczyń

13,8

1,00

piekarnik kuchenki elektrycznej

17,5

1,01

odbiornik TV

99,1

1,35

komputer

–

1,04

Tab. 1. Charakterystyka urządzeń RTV i AGD, opracowanie na podstawie [4]

odnotowywano w Szwecji (1,9 osoby) i w Niemczech (2 osoby). W tab. 2 zestawiono wybrane wskaźniki energetyczne dla krajów UE. Poddając analizie zużycie energii elektrycznej w każdym z krajów można zauważyć, że: • zużycie energii elektrycznej w niemieckich gospodarstwach domowych jest

porównywane ze zużyciem energii elektrycznej w całej polskiej gospodarce (rys. 2) • porównywalna pod względem liczby mieszkańców Hiszpania zużywa rocznie 2,5 razy więcej energii w gospodarstwach domowych niż Polska

• w Polsce tylko 8% zużytej rocznie energii elektrycznej wykorzystuje się do ogrzewania, podczas gdy średnia UE wynosi 20,3%. W Europie Środkowej jedynie Niemcy (6,4%) mają mniejszy udział konsumpcji energii elektrycznej do ogrzewania mieszkań. Procentowy udział w Czechach i Słowacji wynosi odpowiednio 17,6% oraz 9%. Krajem UE o największym udziale zużycia energii elektrycznej do ogrzewania jest Szwecja. Wynika do głównie z klimatu uwarunkowanego położeniem geograficznym • wskaźnik zużycia energii elektrycznej na jedno mieszkanie w Polsce jest jednym z najniższych w Europie – jest prawie 2 razy mniejszy od średniej UE • sumaryczne zużycie energii na ogrzewanie i ciepłą wodę w Polsce (1,0 toe/ mieszk.) jest niższe od średniej UE (1,12 to e/mieszk.) i najniższe w Europie Środkowej. Ze względów na warunki klimatyczne kraje południa Europy charakteryzuje niższy wskaźnik zużycia energii elektrycznej do celów grzewczych i podgrzewania wody. Przeprowadzona analiza pozwala stwierdzić, że gospodarstwa domowe w Polsce na tle krajów UE charakteryzują się stosunkowo

Zużycie energii elektrycznej w mieszkaniach (ogółem)

Zużycie energii elektrycznej w mieszkaniach na ogrzewanie

Zużycie energii elektrycznej na jedno mieszkanie

Zużycie energii elektrycznej na ogrzewanie i ciepłą wodę na jedno mieszkanie

Wskaźnik efektywności energetycznej gospodarstw domowych

Emisje CO2 na mieszkanie

Emisje CO2 na mieszkanie (z korektą klimatyczną)

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 54–59

TWh

kWh/mieszkanie

toe/mieszkanie

Rok 2000 = 100%

tCO2/mieszk.

Czechy

14,58

2,57

3 547,31

1,23

77,89

1,68

1,70

Niemcy

137,00

8,77

3 583,30

1,31

79,79

2,44

2,51

Polska

28,5

2,27

2 147,17

1,00

75,97

2,44

2,47

Słowacja

4,73

0,43

2 718,11

1,04

97,04

1,76

1,84

Szwecja

43,47

14,18

9 738,11

1,15

76,80

0,17

0,18

Hiszpania

75,10

17,37

4 159,01

0,59

96,03

0,92

Irlandia

8,12

1,14

4 898,06

1,25

68,60

3,64

3,46

828,34

167,95

3 921,74

1,12

81,30

1,94

1,98

Kraj

UE – 27 krajów

Tab. 2. Porównanie wskaźników energetycznych gospodarstw domowych w wybranych krajach UE w 2012 roku, opracowanie własne na podstawie [5, 6]

niedużym zużyciem energii elektrycznej. Główną przyczyną jest brak znaczącego udziału energii elektrycznej w produkcji ciepła na potrzeby gospodarstw domowych. W najbliższych latach wskaźnik ten powinien zachować trend wzrostowy (rys. 1), ponieważ w mieszkaniach stale wzrasta liczba urządzeń elektrycznych, głównie o małych mocach (elektronika użytkowa, np. komputery). Na szczycie Rady Europejskiej 8–9 marca 2007 roku przyjęto plan działań integrujący politykę klimatyczną i energetyczną UE. Plan zakłada ograniczenie wzrostu średniej globalnej temperatury o więcej niż 2°C powyżej poziomu sprzed okresu uprzemysłowienia oraz zmniejszenie wzrostu cen i ograniczoną dostępność ropy i gazu. Pakiet „3x20” do 2020 roku zakłada: • zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych do 2020 roku co najmniej o 20% w porównaniu z emisją w 1990 roku • zwiększenie udziału energii produkowanej z odnawialnych źródeł energii (OZE) do 20% całkowitego zużycia energii w UE w 2020 roku • racjonalizację wykorzystania energii i w konsekwencji ograniczenie jej zużycia o 20% (poprawa efektywności energetycznej gospodarki). Komisja Unii Europejskiej monitoruje realizację przyjętej polityki klimatyczno-energetycznej w krajach członkowskich, m.in. poprzez publikowanie wskaźników nazywanych potocznie Europa 2020. Jednym z najistotniejszych indeksów dla sektora gospodarstw domowych jest wskaźnik efektywności energetycznej gospodarstw domowych. W Polsce wynosi 76% i jest o 5% niższy od średniej krajów UE. Wynik ten jest efektem wymiany przestarzałych urządzeń AGD i RTV na nowsze i energooszczędne oraz coraz popularniejsze stają się źródła światła typu LED. Z kolei emisja CO2 w przeliczeniu na jedno mieszkanie w kraju jest o ok. 25% wyższa od średniej UE i wynosi 2,47 tCO2 w ciągu roku. Stosunkowa duża wartość tego wskaźnika jest wypadkową

krajowego miksu energetycznego, który jest oparty głównie na paliwach kopalnych (węglu kamiennym i brunatnym). Podsumowanie Energia elektryczna jest w krajowych gospodarstwach domowych zużywana powszechnie, w przeważającej części gospodarstw do oświetlenia, gotowania posiłków oraz zasilania urządzeń AGD i RTV. Zastosowanie energii elektrycznej w celach grzewczych jest niewielkie, ze względu na wysokie ceny i istnienie tańszych substytutów. Energia elektryczna jest stosowana do ogrzewania pomieszczeń raczej jako nośnik dodatkowy, a do ogrzewania wody jest używana głównie tam, gdzie nie ma dostępu do sieci ciepłowniczej i gazowej. Średnie roczne wydatki na energię elektryczną nie przekraczają obecnie 1500 zł i stanowią ok. 11% ogółu wydatków w gospodarstwie domowym. Tak znaczny udział wydatków na energię elektryczną mógł przyczynić się do faktu, że ok. 100 000 indywidualnych odbiorców energii eklektycznej (licząc od 2011 roku) skorzystało z zasady TPA (ang. Third-party Access), umożliwiającej zmianę dostawcy energii elektrycznej. Pomimo początkowych problemów (bariery techniczne oraz prawne, brak pełnej i rzetelnej informacji o możliwości zmiany dostawcy energii, małe zróżnicowanie ofert spółek obrodu energią dla odbiorców indywidualnych) zauważalny jest stały wzrost zainteresowania zmianą dostawcy energii elektrycznej. Pozwala to stwierdzić, że przy prognozowanych wzrostach cen za energię elektryczną w następnych latach [1, 7, 8] w Polsce wzrośnie zainteresowanie redukcją wydatków na energię elektryczną wśród odbiorców indywidualnych, a tym samym na poprawę efektywności energetycznej w gospodarstwach domowych. Szacuje się, że potencjał poprawy efektywności energetycznej do 2020 roku jedynie poprzez modernizację oświetlenia i wymianę urządzeń AGD wyniesie ok. 10 TWh rocznie [7]. Aby potencjał ten był w pełni wykorzystany,

konieczne jest wdrożenie wielu instrumentów skierowanych do sektora gospodarstw domowych. Narzędzia te można podzielić na informacyjne, edukacyjne, regulacyjne oraz finansowe, a zaliczyć do nich: • częste kampanie informacyjne, których głównym celem powinien być wzrost świadomości o racjonalnym wykorzystaniu energii elektrycznej • serwisy internetowe opisujące sprzęt oświetleniowy, AGD i RTV od strony efektywności energetycznej oraz charakteryzujące dostępne technologie energooszczędne wykorzystywane w gospodarstwach domowych. Głównym celem takich serwisów powinna być pomoc w świadomym i racjonalnym wyborze oraz zakupie energooszczędnych odbiorników energii elektrycznej • powszechne i szeroko dostępne informacje o etykietowaniu sprzętu AGD i RTV • opracowanie i wdrożenie systemu egzekwowania stosowania etykietowania sprzętu i urządzeń w miejscach ich sprzedaży • włączenie systemu etykietowania do informacji i edukacji użytkowników energii • system powszechnej edukacji składający się ze szkoleń wpływających na wzrost świadomości i racjonalne użytkowanie energii w sektorze gospodarstw domowych • system szkoleń zawodowych podnoszących kwalifikacje i umiejętności stosowania standardów oraz doradztwo w wykorzystaniu energooszczędnych technologii przeznaczonych dla odbiorców indywidualnych • wprowadzenie wielu uregulowań prawnych ukierunkowanych na promocję efektywnego wykorzystania energii przez użytkowników końcowych, w tym też gospodarstwa domowe • stworzenie kompleksowego systemu dofinansowania środkami publicznymi

M. Kott | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 54–59

przedsięwzięć dotyczących potencjału efektywnego wykorzystania energii i zastosowania odnawialnych źródeł energii w budynkach wielo- i jednorodzinnych. Realne umożliwienie gospodarstwom domowym stania się prosumentem na rynku energii elektrycznej [9]. Kierunek, jaki Polska przyjęła, zainicjowany europejskim pakietem klimatyczno-energetycznym wraz z późniejszymi zmianami i dalszymi planami, wydaje się słuszny, zwłaszcza w stosunku do sektora gospodarstw domowych. Pozwala sektorowi na szybką modernizację i dogonienie wysoko rozwiniętych krajów europejskich z pominięciem kilku pośrednich etapów. Realizacja tak przyjętej polityki energetyczno-klimatycznej musi być stale wspierana przez: wiele instrumentów informacyjno-edukacyjnych, precyzyjne regulacje prawne oraz odpowiedni system Marek Kott

finansowania. Poprawa efektywności energetycznej w dziale gospodarstw domowych wpływa również pozytywnie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz sprzyja budowie nowoczesnej gospodarki w Polsce. Bibliografia 1. Bank danych lokalnych, GUS [online], http://stat.gov.pl/bdl/app/strona.html?p_ name=indeks [dostęp: 2.02.2015]. 2. Mielczarski W., Odnawialne źródła energii. Wag the Dog. ’07, Energy Newsletters 2015, nr 8, Łódź. 3. Kott M., Indicators of energy intensity in industry, The European Energy Market: 11th International Conference, 28–30.05.2014, Kraków, Poland.

4. Zużycie energii w gospodarstwach domowych w 2012 roku, GUS, Warszawa 2014. 5. Eurostat, Baza danych [online], http:// ec.europa.eu/eurostat/data/database [dostęp: 2.02.2015]. 6. Baza danych Odyssee-Mure [online], www.odyssee-mure.eu [dostęp: 2.02.2015]. 7. Liszka Sz., Pasierb S., Wojtulewicz J., Możliwości zwiększenia efektywności energetycznej Polski w ramach wdrożenia pakietu energetyczno-klimatycznego, raport, Fundacja na rzecz Efektywnego Wykorzystania Energii, Katowice 2009. 8. Krajowy Plan Działań dotyczący efektywności energetycznej dla Polski 2014, wersja 1.9, Ministerstwo Gospodarki. Warszawa 2014. 9. Popczyk J., Prosumenctwo – innowacja przełomowa, Energetyka cieplna i zawodowa 2014, nr 2.

dr inż. Politechnika Wrocławska e-mail: marek.kott@pwr.edu.pl Absolwent Politechniki Wrocławskiej Wydziału Elektrycznego na kierunku elektrotechnika (2005). Stopień doktora uzyskał w 2010 roku. Obecnie asystent na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej w Katedrze Energoelektryki. Autor kilkunastu publikacji naukowych z zakresu modelowania i prognozowania zużycia energii elektrycznej w sektorach gospodarki narodowej. Przedmiotem jego zainteresowań są m.in. metody badania energochłonności w krajowym przemyśle oraz zagadnienia z zakresu racjonalizacji użytkowania paliw i energii z uwzględnieniem odnawialnych źródeł energii.

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

The Demand Side Response to Multi-zone Tariffs. Consumer Test Results

Authors Adam Olszewski Mieczysław Wrocławski

Keywords smart energy networks, DSR/DSM programs, client, AMI, Smart Metering, Smart Grid, Energa, energy efficiency

Abstract Advanced Metering Infrastructure (AMI) is a technologically advanced solution currently implemented by the most innovative distribution system operators. ENERGA-OPERATOR SA set about preparing for smart metering implementation in 2010. So far the company has installed over 400,000 meters in its area, and plans to install a further 450,000 in 2015. Kalisz, the first fully AMI-covered city in Poland, was chosen for an in-depth analysis of the system. In particular, a consumer test was conducted there with the intention of answering the question about the strength of the demand side response to multi-zone tariffs and power reduction. Conclusions from the year-long test show the demand side response to multi-zone tariffs – i.e. the maximum temporary percentage reduction of energy consumption in the time zone with the tariff raised by a min. of 80% – stays within the 5–15% range. In the case of power reduction (the maximum temporary reduction of energy consumption in the time zone when the power available to a household is limited to 1 kW) – the demand side response stays within the 10–30% range. An additional effect of tariff diversification and smart metering is a reduction in electricity consumption by 1–4% on working days (i.e. this is the effect of either the consumption reduction or shifting it to weekends). During the test energy consumers were subjected to both price incentives and education. Due to the fact that it is difficult to separate the effects of education and tariff structures, the company plans to continue the research related to verifying the effectiveness of individual activation tools in reducing electricity consumption by households.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015406

Systemic factors and research assumptions The National Power System (NPS) is now facing the challenge of high load during peak hours. As reported by PSE Operator SA, on 30 July 2014 the record demand for electrical power was noted in the summer morning peak. It amounted to 21,811 MW. It was mainly due to very high temperatures. One of the possibilities to control the demand for electricity and to prevent the occurrence of load peaks are varied priced tariffs. Households are sensitive to price, which is consistent with the law of demand. An increase in the tariffs in a time zone causes a decrease in the energy consumption or a shift of the consumption to a time zone with lower tariffs. The strength of this phenomenon has not been recognized in Poland, as tariff G11, which is characterized by a flat rate throughout the day, is predominant in the household sector. The AMI system rolled out by Energa-Operator SA allows the use of different tariff rates in different time zones and changing time

zones and rates remotely. It is therefore a very good tool to verify the efficiency of demand response meant as the maximum, instantaneous, percentage reduction of energy consumption in the study group compared with the control group, resulting from a stimulus in the form of a higher tariff or power reduction in a separate time zone. The consumer test was a joint project of ENERGA-OPERATOR SA and ENERGA-OBRÓT SA. The tests were seeking answers to research questions formulated by the two sponsors. This paper is a summary of the research part defined by ENERGA-OPERATOR SA. In this respect, the test was to answer the following research questions: • What is the strength of the demand response to multi-zone tariffs? • What is the strength of the demand response to a power reduction programme? 65

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

during three selected days participated in the power reduction programme.

2014

2013

TKK schedule for EPC 08.04 - 21.06

RECRUITMENT

CYCLE I 01.06 - 31.08

JUNE JULY AUGUST

Monitoring survey (cancelled)

Participants of the multi-zone tariffs survey received detailed information about the tested tariff plans, benefits of participation in the program (e.g. reimbursement of costs equal to monetary savings between the bill calculated according to the standard tariff and that calculated according to the multi-zone tariffs, the opportunity to receive from 50 to 150 PLN bonuses for reduced energy consumption). In addition, every three months the participants responded to questions asked by an interviewer. An important aspect of the survey was the fact that no one could lose on it – a person who would have incurred higher costs in the multi-zone tariff, in fact would pay according to G11 tariff.

Survey after the first cycle, with contest 16–27.09 CYCLE II 01.09 - 30.11

SEPTEMBER OCTOBER NOVEMBER

Monitoring survey (cancelled)

CYCLE III 01.12 - 28.02

DECEMBER JANUARY FEBRUARY

Monitoring survey 07 17.01

Survey after the third cycle, with contest 03–14.03 CYCLE IV 01.03 - 31.05

MARCH APRIL MAY

Monitoring survey 07–18.04

Survey after the fourth cycle, with contest 02–13.06

Multizone tariffs Fig. 1. Consumer test implementation timetable

• By what percentage had energy consumption decreased resulting from the use of multi-zone tariffs? After completion of preparatory work and recruitment of participants, the test was conducted in Kalisz from June 2013 until May 2014. The test covered over 1,000 Kalisz households, which for 12 months used one of three types of multi-zone tariffs, or

HOUR

SUMMER V - VIII

SPRING AUTUMN III - IV, IX - X

WINTER XI - II

HOUR

SPRING AUTUMN III - IV, IX - X

WINTER XI - II

SUMMER V - VIII

HOUR

00 - 01

01 - 02

02 - 03

03 - 04

04 - 05

05 - 06

06 - 07

07 - 08

08 - 09

09 - 10

10 - 11

11 - 12

12 - 13

13 - 14

14 - 15

15 - 16

16 - 17

17 - 18

18 - 19

19 - 20

20 - 21

21 - 22

22 - 23

23 - 24

0.27 PLN/kWh

0.51 PLN/kWh

0.91 PLN/kWh

Weekends and holidays for: 0.27 PLN/kWh

0.27 PLN/kWh

SPRING AUTUMN III - IV, IX - X

WINTER XI - II

04 - 05 05 - 06 06 - 07 07 - 08 08 - 09 09 - 10 10 - 11 11 - 12 12 - 13 13 - 14

21 - 22 22 - 23 23 - 24

0.51 PLN/kWh

1.13 PLN/kWh

Weekends and holidays for: 0.27 PLN/kWh

Fig. 2. Tariff structures: EPC1 (left), EPC2 (middle) and EPC3 (right) 66

SUMMER V - VIII

The survey respondents were divided into three groups. Each sub-group was offered a different zonal tariff with different price levels and different time intervals, suited to the periods of peak demand in the summer and winter periods. • EPC1 (experimental pricing program) – the same profile throughout the year, characterized by two zones with price increased by nearly 80% in the afternoon and evening peak hours • EPC2 – characterized by the fact that in the summer the zone

0.25 PLN/kWh

0.51 PLN/kWh

0.95 PLN/kWh

1.42 PLN/kWh

Weekends and holidays for: 0.25 PLN/kWh

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

Fig. 3. The results of the survey of group EPC1 in the summer of 2013 Fig. 4. The results of the survey of group EPC2 in the summer of 2013 (working days), energy consumption reduction: –1.72%, a) Consumption (working days), energy consumption reduction: –2.63%, a) Consumption profile, b) Demand response strength, c) Consumption reduction profile, b) Demand response strength, c) Consumption reduction

with price higher by more than 120% covers the afternoon peak, and in the winter it covers the evening peak • EPC3 – just like EPC2, with further increase in the tariff to nearly 180% in 2-hour time zones at the maximum load of the National Energy System.

Demand response to multi-zone tariffs The paper contains results of the survey in the summer and winter, i.e. the seasons when natural factors affecting the electricity consumption in households (length of day, either very high or very low air temperature) are the most varied. The results noted in the spring and autumn are within the ranges between them. EPC1 tariff in the summer The above chart it shows that the noted response is consistent with the law of demand. Before 7:00, i.e. at the end the low price zone of there is an increase in the consumption, whereas in the increased price zone the demand response exceeded 5%. The consumption was also reduced between the high prices zones. In general, with EPC1 the test group decreased its consumption on weekdays in the summer of 2013 by 1.72%. EPC2 tariff in the summer With EPC2 the households’ response was also in line with the law of demand. In the increased price zone the demand response exceeded 9%. An increase in the energy consumption after 22:00 was also evident. In the summer of 2014 EPC2 test group reduced its consumption on weekdays by 2.63%.

EPC3 tariff in the summer As in the case of EPC2 tariff, the demand response was clear and exceeded 9%, as well as an increase in the energy consumption after 22:00. Total energy consumption by this group in the summer of 2013 was reduced in week days by 2.34%. EPC1 tariff in the winter In the winter months the demand response was clearly further increased. With EPC1 the response exceeded 11%. Households also reduced their energy consumption on weekdays, in this case by 4.51%. EPC2 tariff in the winter In this case the demand response in the high price zone was not visible; but it was evident in the low price zone in the night. In the winter of 2013/14 EPC2 test group reduced its consumption on weekdays by 2.63%. EPC3 tariff in the winter In the winter months no effect was noticeable of very high 17.0019.00 prices. Also noticeable was inertia in the demand response in time zone 8.00-16.00, in which the summer prices were high. In the winter of 2013/2014 the group reduced its consumption on weekdays by 3.39%.

Demand response to power reduction program For the purpose of the power reduction a separate test group was selected. The participants agreed to reduce the available power in the evening peak for two hours to 1 kW, for which they received compensation. They were informed of the planned 67

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

Fig. 5. The results of the survey of group EPC3 in the summer of 2013 Fig. 6. The results of the survey of group EPC1 in the winter of 2013 (working days), energy consumption reduction: –2.34%, a) Consumption (working days), energy consumption reduction: –4.51%, a) Consumption profile, b) Demand response strength, c) Consumption reduction profile, b) Demand response strength, c) Consumption reduction

Fig. 7. The results of the survey of group EPC2 in the winter of 2013 Fig. 8. Results of the survey of group EPC3 in the winter of 2013, energy (working days), energy consumption reduction: –2.63%, a) Consumption consumption reduction: –3.39%, a) Consumption profile, b) Demand profile, b) Demand response strength, c) Consumption reduction response strength, c) Consumption reduction

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

Fig. 9. Results of the reduced tariff test on Tuesday 6 May 2014: a) Energy consumption profile of RED test group RED and RED control group, b) Demand response strength of RED test group

reduction by SMS twice on a given day. The reduction was implemented by the AMI system. In this case, a strong demand response was noted, which in 19:00–21:00 ranged from 10% to 32%. The demand response to the power reduction programme was significantly stronger than to the multi-zone tariffs, because it was a single event in a short period of time, triggered by a strong and direct information stimulus.

Conclusions from the survey • Multi-zone tariffs are effective – the demand response strength ranged from 5 to 14%. A partial shift was noted of consumption from the day zone to the night zone. • The change in the energy utilization pattern was stable during the test. In the survey’s first stage (summer 2013) households learned the multi-zone tariff structure, and then they retain the demand response model over the next seasons. • If in subsequent seasons the tariff structure had not changed, the demand response perpetuated and even deepened. If the tariff structure had changed, that change escaped the attention of the households that still respond to the price stimulus remembered from the first period of the test. In subsequent seasons the demand response was weakening. • The multi-zoned tariffs brought about the overall reduction of energy consumption in work days – even by as much as 4.5%. Also in this area the best results were accomplished by the test participants who were offered EP1 tariff plan (i.e. the simplest

and most stable throughout the seasons). The typical energy saving ranged from 1 to 4%. • The power reduction brought a very strong demand response of 10–30% energy consumption reduction within the indicated time period. The power reduction programme’s effectiveness relatively higher than that of the multi-zone tariffs is in line with relevant conclusions of the reference literature. This is due to the programme’s spot impact – the households received precise information of the day when they had to reduce their consumption. There were only a few hours between the power reduction’s notice receipt and its occurrence. The event itself was short in time (2 h), which facilitated the shift of a portion of the consumption outside the indicated power reduction time interval. • The households were subjected to price and educational incentives. The mutual interaction of these incentives was difficult to recognize. The demand responses were therefore biased by the educational stimulus in the form of regular surveys carried out in person or by telephone. • The results obtained in the test group test in the consumer test in Kalisz can not be extrapolated to the entire population of households supplied by ENERGA-OPERATOR SA, because only a portion of the households would accept an offer to switch to multi-zone tariffs.

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

Fig. 10. Selection of control group to test group: a) Daily profile, total – NGK (gray) and EPC1, EPC2, EPC3 (brown), b) Histogram, total – NGK (gray) and GB (yellow)

• The demand response of the whole household population can be estimated as the demand response of the test group multiplied by the share of a similar group in the overall population of households. This share, however, is not known and can not be estimated on the basis of data obtained in the test.

Research method • The study consisted in calculating the difference between the energy consumption by households in the test group and households in the control group over the period of a weekday sequence. • The control group was selected by Propensity Score Matching algorithm applied to 15-minute measurement of electricity consumption on working days within 2 months prior to the survey.

• In addition, Difference-in-Differences method was applied, which adjusted the calculation from the test period by the initial difference in power consumption by the test and control groups. • The study was based on details of electricity consumption in 15-minute intervals. • In order to protect personal data the PPE numbers in the measurement data were blurred. • The control group was selected to the test group in a way that ensured the maximum match both in terms of energy consumption distribution and its attribution to energy consumption the range. The survey was completed and interpreted by a team led by the Department of Innovation of ENERGA-OPERATOR SA.

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 65–71

Adam Olszewski ENERGA-OPERATOR SA e-mail: adam.olszewski@energa.pl Director of the Department of Innovation responsible for the execution of R&D and innovative projects at ENERGA-OPERATOR SA. Working for ENERGA-OPERATOR SA he has continued his career path related to the implementation since 2008 of advanced measurement systems in PGE Dystrybucja SA, where, in addition to his current operations in its Łódź City Branch Department, he worked on the preparation of an AMI system to large-scale rollout. Previously, an assistant lecturer-researcher, and then assistant professor, at the Faculty of Electrical Engineering of Łódź Technical University (1999–2008). Since 2008 he has been a national DSO representative in Eurelectric WG Smart Grids/Networks of the Future. Since 2011 he has also been a member of EDSO working groups for Smart Grids.

Mieczysław Wrocławski ENERGA-OPERATOR SA e-mail: mieczyslaw.wroclawski@energa.pl Deputy Director of the Department of Innovation at ENERGA-OPERATOR SA A graduate of Gdansk University of Technology. Silesian University of Technology, Warsaw University of Technology, and MBA studies. He has 45 years of experience in the power industry, he has held management positions related to managing electricity distribution system, has managed numerous innovative and developmental projects, and has worked on the supervisory boards of energy companies. Author of many publications on the integration of renewable energy sources and energy storages with the power system, and on energy utilisation efficiency.

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 65–71

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 65–71. When referring to the article please refer to the original text. PL

Odpowiedź popytu na taryfy wielostrefowe. Wyniki testu konsumenckiego Autorzy

Adam Olszewski Mieczysław Wrocławski

Słowa kluczowe

inteligentne sieci energetyczne, programy DSR/DSM, klient, AMI, Smart Metering, Smart Grid, ENERGA, efektywność energetyczna

Streszczenie

Systemy inteligentnego opomiarowania AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) to zaawansowane technicznie rozwiązania, obecnie wdrażane przez najbardziej innowacyjnych operatorów systemu dystrybucyjnego. ENERGA-OPERATOR SA przystąpiła do przygotowania wdrożenia inteligentnego opomiarowania w 2010 roku. Dotąd spółka zainstalowała na swoim obszarze ponad 400 tys. liczników i planuje instalację kolejnych 450 tys. jeszcze w 2015 roku. Kalisz, który jest pierwszym w pełni objętym systemem AMI miastem w Polsce, został wybrany jako miejsce pogłębionych analiz działania systemu. W szczególności został tam przeprowadzony test konsumencki, mający dać odpowiedź na pytanie o siłę odpowiedzi popytu na taryfy wielostrefowe oraz redukcję mocy. Podsumowanie rocznego testu pozwala stwierdzić, że odpowiedź popytu na taryfy wielostrefowe – czyli chwilowe, procentowe, maksymalne zmniejszenie zużycia energii w strefie czasowej o podwyższonej taryfie o min. 80% – mieści się w przedziale 5–15%. W przypadku redukcji mocy (chwilowego, maksymalnego zmniejszenia zużycia energii w strefie czasowej, kiedy moc dostępna dla danego gospodarstwa domowego jest ograniczona do 1 kW) – odpowiedź popytu mieści się w przedziale 10–30%. Dodatkowym efektem płynącym ze zróżnicowania taryf i posiadania inteligentnego licznika jest zmniejszenie zużycia energii elektrycznej od 1 do 4% w ciągu dni roboczych (czyli jest to efekt bądź ograniczenia zużycia, bądź przesunięcia zużycia na weekendy). W czasie trwania testu odbiorcy energii byli poddawani zarówno bodźcom cenowym, jak i edukacyjnym. Ze względu na fakt, że trudne jest oddzielenie efektów płynących osobno z edukacji i konstrukcji taryf, spółka planuje kontynuować prace badawcze związane z weryfikacją skuteczności poszczególnych narzędzi aktywizacyjnych w redukcji zużycia energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe.

Uwarunkowania systemowe i założenia badawcze Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) mierzy się obecnie z wyzwaniem, jakim jest występowanie wysokiego obciążenia w godzinach szczytu. Jak poinformowało PSE Operator SA, w dniu 30 lipca 2014 roku wystąpiło rekordowe zapotrzebowanie na moc elektryczną w szczycie rannym okresu letniego. Wyniosło ono 21 811 MW. Wpływ na to miały przede wszystkim bardzo wysokie temperatury. Jedną z możliwości sterowania zapotrzebowaniem na energię elektryczną i zapobiegania występowania szczytów obciążenia są zróżnicowane cenowo taryfy. Gospodarstwa domowe są wrażliwe na ceny, co jest zgodne z prawem popytu. Wzrost taryfy w danej strefie czasowej wywołuje spadek zużycia energii bądź też przesunięcie zużycia do takiej strefy czasowej, w której taryfy są niższe. Siła tego zjawiska nie jest jednak rozpoznana w Polsce, ponieważ w sektorze gospodarstw domowych dominuje taryfa G11, która charakteryzuje się płaską stawką przez całą dobę. Wdrażany przez ENERGA-OPERATOR SA system AMI pozwala na stosowanie odmiennych stawek taryfowych w różnych strefach czasowych oraz zmienianie stref czasowych i stawek w sposób zdalny. Jest to więc bardzo dobre narzędzie do weryfikacji skuteczności odpowiedzi popytu rozumianej jako maksymalne, chwilowe, procentowe zmniejszenie zużycia energii w grupie badawczej w porównaniu z grupą kontrolną w wyniku bodźca w postaci podwyższonej taryfy, bądź redukcji mocy w wydzielonej strefie czasowej. Test konsumencki był wspólnym przedsięwzięciem spółek ENERGA-OPERATOR SA

i ENERGA-OBRÓT SA. W czasie testów szukano odpowiedzi na pytania badawcze sformułowane przez obu sponsorów. Niniejszy artykuł jest podsumowaniem części badawczej zdefiniowanej przez ENERGA-OPERATOR SA. W tym zakresie test miał udzielić odpowiedzi na następujące pytania badawcze: • Jaka jest siła odpowiedzi popytu na taryfy wielostrefowe? • Jaka jest siła odpowiedzi popytu na program redukcji mocy? • O ile procent spadło zużycie energii w w y ni ku zastos owani a t ar y f wielostrefowych? Po wykonaniu prac przygotowawczych oraz rekrutacji uczestników test w Kaliszu został przeprowadzony w okresie od czerwca 2013 roku do maja 2014 roku. W teście wzięło udział ponad 1000 kaliskich gospodarstw domowych, które przez 12 miesięcy korzystały z jednego z trzech rodzajów taryf wielostrefowych lub w trakcie trzech wybranych dni brały udział w programie redukcji mocy. Uczestnicy badania taryf wielostrefowych otrzymywali szczegółowe informacje o badanych planach taryfowych, korzyściach płynących z uczestnictwa w programie (np. refundacja kosztów równa oszczędnościom pieniężnym pomiędzy rachunkiem skalkulowanym wg taryfy standardowej a naliczonej wg taryfy wielostrefowej, możliwość otrzymania od 50 do 150 zł za zmniejszenie zużycia energii). Dodatkowo raz na kwartał uczestnicy odpowiadali na pytania zadawane przez ankietera. Ważnym aspektem badania był fakt, że nie można było na nim stracić – osoba, która poniosłaby wyższe koszty w taryfie wielostrefowej, w rzeczywistości płaciła wg taryfy G11.

Taryfy wielostrefowe Badani respondenci zostali podzieleni na trzy podgrupy. Każdej z podgrup zaproponowano inną taryfę strefową o zróżnicowanych poziomach cen i różnych przedziałach czasowych, dopasowanych do okresów szczytowego zapotrzebowania na energię w okresach letnim i zimowym. • EPC 1 (eksperymentalny program cenowy) – ten sam profil przez cały rok, charakteryzujący się dwiema strefami o cenie podwyższonej o blisko 80% w godzinach szczytu popołudniowego oraz wieczornego • EPC 2 – charakteryzujący się tym, że w lecie strefa z ceną wyższą o ponad 120% obejmuje szczyt popołudniowy, a w zimie szczyt wieczorny • EPC3 – analogicznie do EPC2, przy czym nastąpiło dodatkowe podwyższenie taryfy do blisko 180% w 2-godzinnych strefach czasowych największego obciążenia Krajowego Systemu Energetycznego. Odpowiedź popytu dla taryf wielostrefowych W niniejszym artykule zawarto wyniki badań w okresie letnim i zimowym, tzn. z pór roku, kiedy naturalne czynniki kształtujące zużycie energii elektrycznej w gospodarstwach domowych (długość dnia, bardzo wysoka lub bardzo niska temperatura powietrza) są najbardziej zróżnicowane. Wyniki zaobserwowane wiosną i jesienią mieszczą się w przedziałach pomiędzy nimi. Taryfa EPC1 w lecie Z wykresu na rys. 3 wynika, że zaobserwowana reakcja jest zgodna z prawem popytu. Przed godz. 7.00, czyli pod koniec strefy niskich cen, obserwowany jest wzrost

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 65–71

zużycia. Natomiast w strefie podwyższonych cen odpowiedź popytu przekracza 5%. Zużycie zostało także zmniejszone pomiędzy strefami wysokich cen. Generalnie dla taryfy EPC1 grupa badawcza zmniejszyła zużycie w dni robocze w lecie 2013 roku o 1,72%. Taryfa EPC2 w lecie W przypadku taryfy EPC2 reakcja gospodarstw domowych jest także zgodna z prawem popytu. W strefie podwyższonych cen odpowiedź popytu przekracza 9%. Widać także wzrost zużycia energii po

godz. 22.00. Grupa badawcza EPC2 w lecie 2014 roku zmniejszyła zużycie w dni robocze o 2,63%. Taryfa EPC3 w lecie Podobnie jak w przypadku taryfy EPC2, widać wyraźną odpowiedź popytu przekraczającą 9% oraz wzrost zużycia energii po godz. 22.00. Całkowite zużycie energii przez tę grupę w lecie 2013 roku zostało ograniczone w dni robocze o 2,34%.

Taryfa EPC1 w zimie W miesiącach zimowych widać wyraźnie, że odpowiedź popytu dodatkowo wzrasta. W przypadku taryfy EPC 1 przekracza ona 11%. Gospodarstwa domowe zmniejszają także zużycie energii w dni robocze, w tym przypadku zmalało ono o 4,51%. Taryfa EPC2 w zimie W tym przypadku odpowiedź popytu w strefie wysokich cen nie jest widoczna; natomiast widać ją wyraźnie w strefie niskich cen w nocy. Grupa badawcza EPC2 w zimie 2013/14 zmniejszyła zużycie energii w dni robocze o 2,63%. Taryfa EPC3 w zimie W miesiącach zimowych nie widać efektu bardzo wysokich cen w godz. 17.00–19.00. Zauważalna jest także inercja w odpowiedzi popytu w strefie czasowej 8.00–16.00, w której w lecie były wysokie ceny. Grupa ta w zimie 2013/2014 zmniejszyła zużycie energii w dni robocze o 3,39%.

Rys. 1. Harmonogram realizacji testu konsumenckiego

Odpowiedź popytu dla programu redukcji mocy Na potrzeby programu redukcji mocy wyodrębniono osobną grupę badawczą. Jej uczestnicy wyrazili zgodę na ograniczenie dostępnej mocy w szczycie wieczornym przez dwie godziny do 1 kW, za co otrzymywali wynagrodzenie. Badani byli dwukrotnie powiadamiani SMS o planowanej redukcji danego dnia. Sama redukcja była realizowana za pomocą systemu AMI. W tym przypadku zaobserwowano silną odpowiedź popytu, która w godz. 19.00– 21.00 wynosiła od 10% do 32%. Odpowiedź popytu w programie redukcji mocy jest znacznie silniejsza niż w przypadku taryf

Rys. 2. Konstrukcja taryf EPC1 (lewa), EPC2 (środkowa) i EPC3 (prawa)

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 65–71

Rys. 3. Wyniki badania grupy EPC1 w lecie 2013 (dni robocze), zmniejszenie zużycia energii: –1,72%, a) Profil zużycia, b) Siła odpowiedzi popytu, c) Zmniejszenie zużycia energii

Rys. 5. Wyniki badania grupy EPC3 w lecie 2013 (dni robocze), zmniejszenie zużycia energii: –2,34%, a) Profil zużycia, b) Siła odpowiedzi popytu, c) Zmniejszenie zużycia energii

wielostrefowych, ponieważ jest to zdarzenie jednorazowe, w krótkim przedziale czasu, inicjowane silnym i bezpośrednim bodźcem informacyjnym.

Rys. 4. Wyniki badania grupy EPC2 w lecie 2013 (dni robocze), zmniejszenie zużycia energii: –2,63%, a) Profil zużycia, b) Siła odpowiedzi popytu, c) Zmniejszenie zużycia energii

Rys. 6. Wyniki badania grupy EPC1 w zimie 2013 (dni robocze), zmniejszenie zużycia energii: –4,51%, a) Profil zużycia, b) Siła odpowiedzi popytu, c) Zmniejszenie zużycia energii

Wnioski płynące z badania • Taryfy wielostrefowe są skuteczne – siła odpowiedzi popytu mieści się w przedziale 5–14%. Obserwuje się częściowe

przesunięcie zużycia ze strefy dziennej do strefy nocnej. • Zmiana w sposobie użytkowania energii jest trwała w okresie trwania testu.

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 65–71

W pierwszej fazie badania (lato 2013 roku) gospodarstwa domowe uczą się kształtu taryfy wielostrefowej, a następnie zachowują ten wzór odpowiedzi popytu na przestrzeni kolejnych pór roku. • Jeżeli w kolejnych porach roku kształt taryfy się nie zmienia, to odpowiedź popytu się utrwala, a nawet pogłębia.

Jeżeli kształt taryf się zmienia, to zmiana ta umyka uwadze gospodarstw domowych, które w dalszym ciągu odpowiadają na bodziec cenowy zapamiętany z pierwszego okresu testu. W kolejnych porach roku odpowiedź popytu słabnie. • Taryfy wielostrefowe przyniosły ogólne zmniejszenie zużycia energii w dni

Rys. 7. Wyniki badania grupy EPC2 w zimie 2013 (dni robocze), zmniejszenie zużycia energii: –2,63%, a) Profil zużycia, b) Siła odpowiedzi popytu, c) Zmniejszenie zużycia energii

robocze – nawet o 4,5%. Również w tym obszarze najlepsze wyniki odnotowali ci uczestnicy testu, którym zaoferowano plan taryfowy EPC1 (czyli najprostszy, najbardziej stabilny na przestrzeni poszczególnych pór roku). Typowa wielkość energooszczędności mieści się w przedziale 1–4%.

Rys. 8. Wyniki badania grupy EPC3 w zimie 2013, zmniejszenie zużycia energii: –3,39%: a) Profil zużycia, b) Siła odpowiedzi popytu, c) Zmniejszenie zużycia energii

Rys. 9. Wyniki badania taryfy z redukcją, 6 maja 2014 roku, wtorek: a) Profil zużycia energii dla grupy badawczej RED oraz dla grupy kontrolnej RED, b) Siła odpowiedzi popytu w grupie badawczej RED

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 65–71

Rys. 10. Dobór grupy kontrolnej do grupy badawczej: a) Profil dobowy, łącznie – NGK (kolor szary) i EPC1, EPC2, EPC3 (kolor brązowy), b) Histogram, łącznie – NGK (kolor szary) i GB (kolor żółty)

• Redukcja mocy przyniosła bardzo mocną odpowiedź popytu, mieszczącą się w przedziale 10–30% redukcji zużycia energii we wskazanym przedziale czasowym. Relatywnie większa skuteczność programu redukcji mocy od taryf wielostrefowych pokrywa się z wnioskami z przeglądu literatury w tym zakresie. Wynika to z tego, że program działa punktowo – gospodarstwa domowe dostają danego dnia precyzyjną informację, kiedy mają zmniejszyć zużycie. Upływa zaledwie kilka godzin od otrzymania informacji o planowanej redukcji mocy a nastąpienie zdarzenia. Samo zdarzenie jest krótkie w czasie (2h), co ułatwia przesunięcie części zużycia poza wskazany przedział czasowy o ograniczonej dostępności mocy. • Gospodarstwa domowe były poddane bodźcom cenowym i edukacyjnym. Wzajemne oddziaływanie tych bodźców jest trudne do rozpoznania. Wyniki odpowiedzi popytu są zatem zakłócone bodźcem edukacyjnym, który miał postać regularnych badań ankietowych, wykonywanych osobiście lub telefonicznie. • Wyników uzyskanych w grupie badawczej w teście konsumenckim w Kaliszu

nie można ekstrapolować na całą populację gospodarstw domowych obsługiwaną przez ENERGA-OPERATOR SA, ponieważ tylko część gospodarstw domowych z terenu ENERGA-OPERATOR SA przyjęłaby ofertę przejścia na taryfy wielostrefowe. • Odpowiedź popytu w skali całej populacji gospodarstw domowych może być oszacowana jako odpowiedź popytu w gronie grupy badawczej, pomnożona przez udział analogicznej grupy w całej populacji gospodarstw domowych. Udział ten jednak nie jest znany i nie może być oszacowany na bazie danych pozyskanych w teście. Metoda badawcza • Badanie polegało na obliczeniu różnicy w zużyciu energii pomiędzy gospodarstwami domowymi w grupie badawczej a gospodarstwami domowymi w grupie kontrolnej w danym okresie w ciągu dni roboczych. • Grupa kontrolna została dobrana wg algorytmu Propensity Score Matching (dopasowanie na podstawie analizy

•

• • •

pre dy s p o z yc j i ) , z a apl i kow any m do 15-minutowych pomiarów zużycia energii elektrycznej w dniach roboczych w okresie 2 miesięcy poprzedzających badanie. Dodatkowo została zastosowana metoda Difference-in-Differences, która koryguje obliczenia z okresu badawczego o wyjściową różnicę w poziomie zużycia energii pomiędzy grupą badawczą oraz kontrolną. Badanie wykonano na podstawie danych o zużyciu energii elektrycznej w interwałach 15-minutowych. W celu ochrony danych osobowych numery PPE w danych pomiarowych zostały zamazane. Dobór grupy kontrolnej do grupy badawczej został wykonany w sposób zapewniający maksymalne dopasowanie zarówno pod kątem rozkładu zużycia energii, jak i przypisanie do przedziału zużycia energii.

Badanie zostało zrealizowane i zinterp re t o w a n e p r z e z z e s p ó ł ki e ro wany przez Departament Innowacji ENERGA-OPERATOR SA.

A. Olszewski, M. Wrocławski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 65–71

Adam Olszewski

dr inż. ENERGA-OPERATOR SA e-mail: adam.olszewski@energa.pl Dyrektor Departamentu Innowacji odpowiada za realizację projektów badawczo-rozwojowych i innowacyjnych w ENERGA-OPERATOR SA. Praca w ENERGA-OPERATOR SA stanowi kontynuację ścieżki zawodowej związanej z wdrażaniem od 2008 roku zaawansowanych systemów pomiarowych w PGE Dystrybucja SA, gdzie poza bieżącą działalnością operacyjną w Oddziale Łódź Miasto pracował przy przygotowaniu systemu AMI do wdrożenia wielkoskalowego. Wcześniej pracował na stanowisku asystenta, potem adiunkta na Wydziale Elektrycznym Politechniki Łódzkiej (1999–2008). Od 2008 roku jest przedstawicielem krajowych OSD w Eurelectric WG Smart Grids/Network of the Future. Od 2011 roku pełni również funkcję członka grup roboczych EDSO for Smart Grids.

Mieczysław Wrocławski

inż. ENERGA-OPERATOR SA e-mail: mieczyslaw.wroclawski@energa.pl Zastępca dyrektora Departamentu Innowacji w ENERGA-OPERATOR SA Absolwent Politechniki Gdańskiej, Politechniki Śląskiej, Politechniki Warszawskiej, studiów MBA. Ma na swoim koncie 45 lat doświadczenia w energetyce, piastował stanowiska kierownicze związane z prowadzeniem systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej, kierował wieloma projektami innowacyjnymi i rozwojowymi, pracował w radach nadzorczych spółek energetycznych. Autor wielu publikacji z zakresu integracji źródeł energii odnawialnej, magazynów energii z systemem energetycznym oraz efektywności użytkowania energii.

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 78–82

Evaluation of Transmission Grid Voltage Impact on the Operation of Power Units’ Auxiliary Systems

Authors Józef Paska Mariusz Kłos Łukasz Rosłaniec Rafał Bielas Magdalena Błędzińska Marek Głaz

Keywords power system emergency states, voltage stability, power units, supply of unit auxiliaries

Abstract This paper presents the low voltage impact on the operation of critical auxiliaries of selected generation units in the national power system. Time limits are determined for the operation of these auxiliaries at low voltage in the power system and the acceptable reduced voltages in their secondary circuits at which the generation unit is capable of interoperation with the system. Upgrades of auxiliary systems are proposed which would enable interoperation of the unit and the system at significantly reduced system voltages.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015407

1. Introduction Variability of the power system’s operating conditions manifested by changes in nodal voltages forces the unit generators’ operation with voltages other than the rated ones. A power plant’s synchronous interoperation with the power system during periods of the system’s transient overloads with active or inductive reactive power manifested by the presence of abnormally low voltage levels in the system’s nodes is strongly dependent on: • power output system topology • plant’s unit and overall auxiliaries’ supply system topology • generator’s reactive power capacity • unit generators’ voltage regulation systems • system substations topology. Irrespective of the voltage conditions prevailing in the NPS, which have a direct impact on the performance of the turbogenerator unit connected to the system, the plant’s auxiliaries responsible for its units’ stable operation should retain their functionality. Each plant is equipped with many auxiliaries, such as pumps, fans, transport and fuel preparation equipment, deashing and deslagging equipment, guaranteed voltage systems, and lighting systems. Most of these devices are driven by electric motors. They are powered from their own distribution grid through separate transformers and switchgear. All these devices make up auxiliary systems and are directly responsible for ensuring the entire plant’s high reliability. In modern power plants the auxiliary equipment consumes ca. 10% of their installed power 78

capacity. Interruptions in the auxiliaries’ power supply can lead to shutdown of the boiler and turbine generator set, which may further lead to an avalanche voltage drop in subsequent system nodes, and ultimately lead to a severe system failure. This paper analyses the impact of low voltages in the power system on generation unit performance, with particular emphasis on the adverse phenomena that determine the performance of the unit’s priority auxiliaries.

2. Power unit’s key elements in view of its proper performance at abnormally low voltages A power unit’s most important element, adversely impacted by lowered voltage on its HV busbars is, of course, its generator. However, the lowered voltage itself is generally not an immediate problem. The immediate threat is the increased current associated with maintaining or even increasing the power flow through the generator just when operating with a lowered voltage. The vast majority of generators in the NPS have been designed to operate within 95–105% of their nominal voltages. With the output of the entire allowable apparent power, a decrease in the voltage below 95% of its nominal value will launch the process of the generator’s overheating due to exceeding its permissible current. The time span over which the generator must be shut down to prevent its possible overheating and the consequent damage, depends on many factors, the main ones being: the generator temperature before the overload, generator ambient

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 78–82

and coolant temperature, as well as the excess over the current limit. Very large impact on the ability to retain the proper voltage at the generator terminals has the unit transformer. Most unit transformers in the NPS have the HV windings’ nominal voltages higher than the nominal voltages of the HV grids to which they are connected. This is due to the fact that power plant nodes are the system’s points, which by their nature operate with higher voltages. For this reason when the system voltage value drops, a unit with no on-load transformer tap regulation copes with more difficult operating conditions than a unit with such a regulator. And yet providing a unit with a transformer with an on-load tap regulator does not warrant maintaining the unit’s continuous operation. This is because the control range of these regulators is limited, but also because they have a lock, which prevents switching the taps at the transformer’s load with its nominal current. Very important from the point of view of maintaining unit’s proper operation is also powering its auxiliaries. Plant auxiliaries may be categorised in operational terms [1–8]. Usually, they are divided into three categories in order of importance:

• Category I – auxiliaries, the shutdown of which, even for a few seconds, interrupts the operation of a process-wise superior element, e.g. turboset or boiler. These devices’ acceptable downtimes amount to a few seconds (e.g. boiler mills and fans – 4–8 sec., cooling water pump – ca. 10 sec., turbine set oil pump – 3–6 sec.). • Category II – auxiliaries with acceptable down times of a few minutes, i.e. the time span necessary to manually activate (in the event of ATS malfunction) backup units or switch over to backup power supply. • Category III – auxiliaries associated with the operation of a master equipment, which can be turned off for an extended period for repair or replacement, taking into account the capacity of the then used bunker. Categories I and II include the unit auxiliaries directly related to the operation of boilers and turbine sets. Category III consists mainly of plant’s general auxiliaries. A large part of the most critical auxiliaries are simply powertrains – motors connected by mechanical connectors to the supply grid. Therefore, the safe limit voltage of the auxiliary power supply circuits amounts to 95% of the nominal voltage. It is also

Fig. 1. Diagram of Ostrołęka Power Plant unit model

Fig. 2. Diagram of Zielona Góra CHP Plant unit model 79

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 78–82

related to the possibility of electric motors’ overloading and overheating caused by the flow of a current beyond the acceptable limit, as is the case with generators. When considering the acceptable voltages on the HV busbars of plant units in terms of the capacity to retain their continuous operation at abnormally low voltages, considered should be the possibility of maintaining the voltage at not less than 95% on the generator busbars and on the auxiliary power supply busbars. Only when these conditions are met, it’s certain that the voltage level will not make the unit’s shutdown necessary. The ability to maintain these levels depends on: the unit structure, generator parameters, available reactive power, and availability of on-load tap regulation of the unit transformer and auxiliary transformer.

3. Models of power units selected for feasibility study of continuous operation at lower voltages on HV busbars In order to analyse the limit HV busbars voltages that allow for continuous operation, five simulation models were developed in PSLF environment [9]. Subject to the analysis were [10]: • Ostrołęka Power Plant – Unit 1 • Pątnów Power Plant – Unit 9 • Bełchatów Power Plant – Unit 14 • Zielona Góra CHP Plant – combined cycle unit • Opole Power Plant – Unit 3. An example unit model developed in PSLF environment is shown in Fig. 1. This model consists of: busbar OST211 220 kV as the balancing node that retains the voltage independently of the power flow; unit transformer; busbar YOST-G1, to which the generator is connected; and three-winding transformer for supply of auxiliaries. In addition, the model was extended by additional (virtually zero-impedance) lines allowing for easier review of the current parameters. Busbar TRAF-IN is an extra busbar required by PSLF program if a three-winding transformer is involved. It is the transformer’s inner busbar and its parameters are not subject to analysis. Baseline data (of transformers and generator) needed to develop these models were obtained courtesy of the analysed units’ operators [11] and from the public domain.

Fig. 3. Diagram of Bełchatów Power Plant unit model 80

A slightly more complex diagram of the simulation model was required for the CCGT unit of Zielona Góra CHP Plant. This is due to the presence of two turbines and two generators, as well as the use of a two-winding transformer to supply the auxiliaries. A diagram of this model is shown in Fig. 2. As regards unit 14 in Bełchatów Power Plant, modelling was needed of two unit transformers in parallel, because such a system (due to the unit’s considerable power) was applied there. A diagram of this unit’s model is shown in Fig. 3. Diagrams of the models of units from Opole and Pątnów power plants are not presented here, because they are the same as that of Ostrołęka Power Plant.

4. Results of simulation tests of the models The models were tested under the following conditions: • maximum active and reactive power outputs • continuous, not transient nature of tested phenomena • tap regulators in their limit positions. The models were tested in many operating conditions (HV voltages), but two of these conditions are essential for the block’s proper performance. The first is the condition whereby the MV auxiliaries supply can be maintained at 95% of its nominal value, while the second is the condition, whereby 95% of the generator busbars nominal voltage can be maintained. In Tab. 1 results are compared of voltage analysis of the unit models. The best-prepared block to maintain the MV auxiliaries supply voltage within the allowable limits at a lowered HV busbars voltage is unit 14 in Bełchatów Power Plant. The MV auxiliaries supply voltage can be maintained even if the HV busbars voltage drops to 76% UN. From the point of view of maintaining the generator in operation (within the limits of permissible voltage regulation) at lowered HV busbars voltage the best was the combined-cycle unit in CHP Plant Zielona Góra. Its generator is still operable at 83% UN on HV busbars. Analysis of the simulation models showed that the most unfavourable is the condition of Ostrołęka Power Plant, where on-load unit transformer tap regulation is not available. Therefore, the voltage required for proper operation of the generator can be maintained only when the unit HV busbars voltage is equal to or

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 78–82

Ostrołęka Power Plant

Pątnów Power Plant

Bełchatów Power Plant

CHP Plant Zielona Góra

Opole Power Plant

Limit voltage on transmission grid busbars that allows to maintain the minimum (0.95) auxiliaries supply voltage [p.u.]

0.9

0.83

0.76

0.81

0.8

Limit voltage on transmission grid busbars that allows to maintain the minimum (0.95) generator voltage [p.u.]

1.05

0.94

0.88

0.83

0.89

Tab. 1. Results of the analysis of HV busbars voltage required for proper operation of the analysed units

exceeds 105% of its nominal value. This high value is related to such design of the unit transformer that its nominal higher voltage exceeds the nominal voltage of the grid to which it is connected. Such a unit transformer design is consistent with the art of engineering, as power plant nodes of power systems operate by their nature with higher voltages than load nodes. In order to maintain the voltage required for auxiliaries supply, the tested Ostrołęka Power Plant unit requires at least 90% of the nominal HV busbars voltage.

5. Conclusions of the study This analysis shows that newly built units connected to the NPS are much more resistant to lower voltage on HV busbars than those in use so far. This is because the new units’ transformers are provided with on load tap regulators. It also shows that the existing units’ modernization should include the installation of transformers with adjustable taps. Furthermore, to the extent possible the tap regulation should be possible even when the unit transformer current slightly exceeds its nominal value. This will allow further tap regulation at lower voltages in the NPS, which will be characterized by higher dynamics. The study also shows that the impact of a generator’s reactive power output on improvement of the generator’s and/or the auxiliaries’ voltage level is small. This is related to unit transformers’ low impedance, which, as such, causes no a significant voltage drop.

REFERENCES

1. ABB Energy Efficiency Handbook: Power Generation – Energy Efficient Design of Auxiliary Systems in Fossil-Fuel Power Plants. ABB and Rocky Mountain Institute (USA). 2. S. Andrzejewski, „Podstawy projektowania siłowni cieplnych” [Basics of thermal power stations designing], WNT, Warszawa, 1972. 3. W. Gosztowt, „Gospodarka elektroenergetyczna w przemyśle” [Electric power management in industry], WNT, Warszawa, 1971. 4. Z. Mroczkowski, „Układy elektryczne potrzeb własnych elektrowni parowych” [Electric auxiliaries of steam power plants], WNT, Warszawa, 1968. 5. L. Nehrebecki, „Elektrownie cieplne” [Thermal power plants], WNT, Warszawa, 1974. 6. J. Paska, Wytwarzanie energii elektrycznej [Electricity generation], “Warsaw University of Technology Publishers”, Warszawa, 2005. 7. M. Pawlik, F. Strzelczyk, „Elektrownie” [Power plants], WNT Warszawa, 2009. 8. “Poradnik inżyniera elektryka” [Electrical engineer’s handbook], WNT, Warszawa, 2011. 9. GE PSLF User’s Manual. 10. “Wpływ niskich poziomów napięć w systemie elektroenergetycznym na pracę bloku wytwórczego na przykładzie wybranych elektrowni KSE ze szczególnym uwzględnieniem układów potrzeb własnych bloku” [Impact of low voltages in the power system on generation unit performance, on the example of selected power plants in the NPS with particular focus on unit auxiliaries], study commissioned by PSE Operator SA, Institute of Electrical Power Engineering, Warsaw University of Technology, Stage 1 – November 2013, Stage 2 – December 2014. 11. Documentation of the auxiliaries provided by power plants Ostrołęka, Bełchatów, Opole, Pątnów, and CHP plant Zielona Góra.

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 78–82

Józef Paska Warsaw University of Technology e-mail: Jozef.Paska@ien.pw.edu.pl A graduate of Warsaw University of Technology. A professor of technical sciences since 2007. Full professor, Head of the Division of Electric Power Plants and Economics of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology, member of the Committee of Energy Problems of the Polish Academy of Sciences, chairman of the Committee for Nuclear Energy of SEP (Association of Polish Electrical Engineers). His scientific interests are focused on power generation technology, including distributed RES generation, electrical power management and economics, power system reliability and power supply security. Author of over 270 articles and papers and 11 monographs and academic textbooks.

Mariusz Kłos Warsaw University of Technology e-mail: Mariusz.Klos@ien.pw.edu.pl Graduated as M.Sc. Eng. from the Faculty of Electrical Engineering at Warsaw University of Technology (2002). He earned his doctoral degree in 2007. Since 2006 in the Division of Electric Power Plants and Economics of Electrical Power Engineering at the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. In 2011 he took a six-month internship at the Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, USA. His scientific interests are generally concentrated on the means of effective integration of generation units operated in various technologies (especially alternative and RES tech.), and the integration of energy storages with the power system with the use of power electronic systems. Another area of interest is hybrid generation systems and standalone power micro-systems (AC and DC microgrids), in technical and economic terms alike.

Łukasz Rosłaniec Warsaw University of Technology e-mail: Lukasz.Roslaniec@ien.pw.edu.pl Graduated as M.Sc. Eng. in 2008. That same year he undertook doctoral studies at the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. In 2009 he took a four-month internship at RWTH Aachen in Germany. In 2011 he took a six-month internship at the Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, USA. In 2014 he defended his doctoral thesis, which was awarded in a competition organised by Energa SA. Now an assistant professor at the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. His research focuses mainly on the issue of transfer of power from distributed energy sources to the grid. Also of particular interest are problems associated with improving power quality, highly efficient electrical energy conversion, and converters for distributed energy sources.

Rafał Bielas Warsaw University of Technology e-mail: bielasr@ee.pw.edu.pl Graduated as M.Sc. Eng. from the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology in 2014. In the same year he began third degree studies at the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. His main professional interests include the use of energy storage in power grids, and RES-based power generation.

Magdalena Błędzińska Warsaw University of Technology e-mail: bledzinm@ee.pw.edu.pl Graduated as M.Sc. Eng. from the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology in 2014, specialty Electrical Power Engineering. In the same year she began her PhD studies at the Institute of Electrical Power Engineering of Warsaw University of Technology. During the M.Sc. studies she took a 3-months internship at the Fachhochschule Koln in Germany. Her main scientific interest is the operation of distributed energy sources in the structure of microgrid. In her researches she focuses on the mechanism of control and management of microgrid, in particular, she is interested in integration of distributed sources, control power flows and efficient use of energy storage.

Marek Głaz Polish Power Grid Company e-mail: marek.glaz@pse.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering of Warsaw University of Technology in 1992, specialty Electric Power Systems and Networks. From the beginning of his professional carrier with the Polish Power Grid Company as specialist in the fields of exploitation and operation of the National Power System. His scientific interests are focused on power system control, relays, and dynamic stability of power system.

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 78–82

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 78–82. When referring to the article please refer to the original text. PL

Ocena wpływu poziomu napięcia w sieci przesyłowej na funkcjonowanie układów potrzeb własnych bloków energetycznych Autorzy

Józef Paska Mariusz Kłos Łukasz Rosłaniec Rafał Bielas Magdalena Błędzińska Marek Głaz

Słowa kluczowe

stany awaryjne systemu elektroenergetycznego, stabilność napięciowa, bloki energetyczne, zasilanie potrzeb własnych

Streszczenie

W artykule przedstawiono wpływ niskich poziomów napięć na funkcjonowanie newralgicznych odbiorników układów potrzeb własnych, wybranych bloków wytwórczych pracujących w KSE. Określono graniczne czasy pracy dla tych odbiorników przy niskich poziomach napięć w KSE oraz dopuszczalne, zaniżone poziomy napięć w obwodach wtórnych układów potrzeb własnych rozpatrywanych bloków wytwórczych, przy których blok wytwórczy jest w stanie współpracować z systemem elektroenergetycznym. Zaproponowano sposoby modernizacji układów potrzeb własnych umożliwiające współpracę bloku wytwórczego z KSE, przy znacznie zaniżonych napięciach w systemie elektroenergetycznym.

1. Wstęp Zmienność stanów pracy systemu elektroenergetycznego, objawiająca się zmianami napięć węzłowych, wymusza pracę generatorów blokowych z napięciami innymi niż znamionowe. Synchroniczna współpraca elektrowni z systemem elektroenergetycznym w okresach chwilowych przeciążeń systemu mocą czynną lub bierną indukcyjną, objawiających się występowaniem zaniżonych poziomów napięć w węzłach systemowych, jest ściśle zależna od: • topologii układu wyprowadzenia mocy • topologii układu zasilania potrzeb własnych blokowych i ogólnych elektrowni • zdolności wytwarzania mocy biernej rozpatrywanego generatora • zastosowanych układów regulacji napięcia generatorów blokowych • topologii stacji systemowych. Niezależnie od warunków napięciowych panujących w KSE, mających bezpośredni wpływ na pracę turbogeneratora blokowego dołączonego do systemu, układy pomocnicze elektrowni odpowiedzialne za stabilną pracę bloku/ów powinny zachować swoją funkcjonalność. Każda elektrownia jest wyposażona w wiele urządzeń pomocniczych, takich jak: pompy, wentylatory, urządzenia do transportu i przygotowania paliwa, urządzenia do usuwania popiołu i żużla, układy napięcia gwarantowanego, instalacje oświetleniowe. Większość tych urządzeń jest napędzana za pomocą silników elektrycznych. Są one zasilane z własnej sieci rozdzielczej za pośrednictwem oddzielnych transformatorów i rozdzielni. Wszystkie te urządzenia tworzą układy potrzeb własnych (UPW) i są bezpośrednio odpowiedzialne za zapewnienie wysokiej niezawodności pracy całej elektrowni. W nowoczesnych

elektrowniach moc wszystkich urządzeń potrzeb własnych wynosi ok. 10% mocy zainstalowanej elektrowni. Przerwy w zasilaniu układu potrzeb własnych mogą doprowadzić do wyłączenia z ruchu kotła i turbozespołu, co może dalej pociągnąć za sobą lawinowy spadek napięcia w kolejnych węzłach systemowych i w efekcie doprowadzić do ciężkiej awarii systemowej. Niniejszy artykuł dotyczy analizy wpływu niskich poziomów napięć w systemie elektroenergetycznym na pracę bloku wytwórczego, ze szczególnym uwzględnieniem negatywnych zjawisk determinujących pracę priorytetowych urządzeń układów potrzeb własnych bloku. 2. Najważniejsze elementy bloku energetycznego z punktu widzenia poprawnej pracy przy zaniżonych napięciach Najważniejszym urządzeniem bloku energetycznego, na które negatywny wpływ ma zaniżona wartość napięcia na szynach WN, jest oczywiście generator. Niemniej jednak samo zaniżenie napięcia nie stanowi na ogół bezpośredniego problemu. Bezpośrednim zagrożeniem jest zwiększony przepływ prądu związany z utrzymywaniem lub nawet zwiększaniem przepływu mocy przez generator właśnie w stanie pracy z zaniżonym napięciem. Zdecydowana większość generatorów pracujących w KSE została zaprojektowana do pracy w zakresie 95–105% napięcia nominalnego. W przypadku generacji całej dopuszczalnej mocy pozornej obniżenie się wartości napięcia poniżej 95% napięcia nominalnego rozpocznie proces przegrzewania generatora związany z przekroczeniem dopuszczalnych wartości prądu. Czas, w trakcie którego nastąpi konieczność odłączenia generatora ze względu na możliwość jego przegrzania i w konsekwencji uszkodzenia,

zależy od wielu czynników, z których główne to: temperatura generatora przed przeciążeniem, temperatura otoczenia generatora i jego chłodziwa, a także wielkość przekroczenia dopuszczalnej wartości prądu. Bardzo duży wpływ na możliwość utrzymania poprawnego napięcia na zaciskach generatora ma transformator blokowy. W KSE większość transformatorów blokowych ma wyższą wartość napięcia nominalnego uzwojenia WN niż nominalna wartość napięcia w sieci WN, do której jest przyłączony. Związane jest to z faktem, że węzły elektrowniane są punktami systemu, które z natury pracują z podwyższonym napięciem. Z tego powodu blok, który nie posiada podobciążeniowego regulatora zaczepów transformatora, w sytuacji, gdy wartość napięcia w KSE spada, ma utrudnione warunki pracy w stosunku do bloku, który taki regulator posiada. Wyposażenie bloku energetycznego w transformator z podobciążeniowym regulatorem zaczepów nie jest jednak gwarantem utrzymania bloku w pracy ciągłej. Dzieje się tak, gdyż regulatory te mają ograniczony zakres regulacji, ale także dlatego, że posiadają blokadę, która uniemożliwia przełączanie zaczepów przy obciążeniu transformatora prądem nominalnym. Bardzo ważne z punktu widzenia utrzymania poprawnej pracy bloku jest także zasilanie układu potrzeb własnych. Urządzenia układu potrzeb własnych elektrowni można kategoryzować pod względem ruchowym [1–8]. Zwykle dzieli się je na trzy kategorie pod względem ważności: • Kategoria I – należą do niej urządzenia pomocnicze, których nawet kilkusekundowe unieruchomienie powoduje zatrzymanie ruchu urządzenia technologicznie nadrzędnego: turbozespołu

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 78–82

lub kotła. Czasy dopuszczalnych przerw w ruchu dla tych urządzeń wynoszą do kilku sekund (np.: młyny i wentylatory kotłowe – 4–8 s, pompa wody chłodzącej – ok. 10 s, pompa olejowa turbozespołu – 3–6 s). • Kategoria II – to urządzenia, w przypadku których dopuszcza się kilkuminutowe przerwy w ruchu, na czas niezbędny do ręcznego uruchomienia (w przypadku błędu automatyki SZR) jednostek rezerwowych lub przełączenia na zasilanie rezerwowe. • Kategoria III – zaliczają się do niej urządzenia związane z ruchem urządzenia nadrzędnego, które można wyłączyć na dłuższy okres w celu dokonania naprawy lub wymiany przy uwzględnieniu wydajności wykorzystywanego w tym czasie zasobnika. Do kategorii I i II należą urządzenia potrzeb własnych blokowych związane bezpośrednio z ruchem kotłów i turbozespołów. Do kategorii III należą głównie urządzenia potrzeb własnych ogólnych. Znaczna część najbardziej newralgicznych urządzeń potrzeb własnych to po prostu układy napędowe – silniki przyłączane przez łączniki mechaniczne do sieci zasilającej. W związku z tym graniczną bezpieczną wartością napięcia zasilającego układy potrzeb własnych jest 95% napięcia nominalnego. Związane jest to także z możliwością przeciążenia i przegrzania silnika elektrycznego, spowodowanego przepływem prądu o wartości wyższej od dopuszczalnej, podobnie jak ma to miejsce w przypadku generatorów. Rozpatrując dopuszczalne poziomy napięć na szynach WN bloków w elektrowniach, pod względem możliwości utrzymania ich w pracy ciągłej przy zaniżonych napięciach, należy rozważyć możliwość utrzymania wartości napięcia nie niższej niż 95% na szynach generatora oraz na szynach zasilających układy potrzeb własnych. Jedynie przy spełnieniu tych warunków istnieje pewność, że poziom napięcia nie wywoła konieczności wyłączenia bloku. Możliwość utrzymania tych poziomów zależy od: struktury bloku, parametrów generatora, dostępnej mocy biernej, możliwości podobciążeniowej regulacji zaczepów transformatora blokowego oraz transformatora odczepowego. 3. Modele wybranych bloków energetycznych do analizy możliwości pracy ciągłej przy obniżonych wartościach napięcia na szynach WN W celu przeanalizowania granicznych wartości napięcia na szynach WN pozwalających na ciągłą pracę zbudowano pięć modeli symulacyjnych w środowisku PSLF [9]. Analizie poddano [10]: • Elektrownię Ostrołęka – Blok 1 • Elektrownię Pątnów – Blok 9 • Elektrownię Bełchatów – Blok 14 • Blok gazowo-parowy w Elektrociepłowni Zielona Góra • Elektrownię Opole – Blok 3. Przykładowy model bloku wykonany w środowisku PSLF zaprezentowano na rys. 1. Model ten składa się z: szyny OST211 220 kV, użytej jako węzeł bilansujący utrzymujący wartość napięcia niezależnie od przepływu mocy, transformatora

Rys. 1. Schemat modelu bloku energetycznego Elektrowni Ostrołęka

Rys. 2. Schemat modelu bloku energetycznego Elektrociepłowni Zielona Góra

Rys. 3. Schemat modelu bloku energetycznego Elektrowni Bełchatów

Elektrownia Ostrołęka

Elektrownia Pątnów

Elektrownia Bełchatów

Elektrociepłownia Zielona Góra

Elektrownia Opole

Graniczna wartość napięcia na szynach sieci przesyłowej pozwalająca utrzymać minimalne (0,95) napięcie zasilające potrzeby własne [p.u.]

0,9

0,83

0,76

0,81

0,8

Graniczna wartość napięcia na szynach sieci przesyłowej pozwalająca utrzymać minimalne (0,95) napięcie generatora [p.u.]

1,05

0,94

0,88

0,83

0,89

Tab. 1. Wyniki analizy wymaganych poziomów napięcia po stronie szyn WN do utrzymania poprawnej pracy analizowanych bloków

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 78–82

blokowego, szyny YOST-G1, do której przyłączony jest generator, oraz trójuzwojeniowego transformatora zasilającego potrzeby własne. Ponadto model rozszerzono o dodatkowe (praktycznie bezimpedancyjne) linie pozwalające na łatwiejszy podgląd parametrów prądu. Szyna TRAF-IN jest dodatkową szyną wymaganą przez program PSLF w przypadku zastosowania transformatora trójuzwojeniowego. Jest to szyna wewnętrzna transformatora i jej parametry nie podlegały analizie. Dane bazowe (transformatorów oraz generatora) potrzebne do stworzenia omawianych modeli otrzymano dzięki uprzejmości operatorów analizowanych bloków [11] oraz przy wykorzystaniu ogólnodostępnych danych. Nieco bardziej złożony schemat modelu symulacyjnego był wymagany w przypadku bloku gazowo-parowego Elektrociepłowni Zielona Góra. Związane jest to z obecnością dwóch turbin oraz dwóch generatorów, a także z zastosowaniem transformatora dwuuzwojeniowego do zasilania potrzeb własnych. Schemat tego modelu zaprezentowano na rys. 2. W przypadku bloku 14 Elektrowni Bełchatów zachodziła potrzeba modelowania dwóch transformatorów blokowych połączonych równolegle, ponieważ taki właśnie układ (ze względu na znaczną moc bloku) został tam zastosowany. Schemat modelu wspomnianego bloku został przedstawiony na rys. 3. Schematy modeli bloków Elektrowni Opole oraz Elektrowni Pątnów nie zostały przedstawione w artykule, gdyż są one identyczne jak dla Elektrowni Ostrołęka. 4. Wyniki badań symulacyjnych opracowanych modeli Opracowane modele przebadano przy spełnieniu następujących warunków: • bloki generowały maksymalną moc czynną i bierną • badane zjawiska mają charakter ciągły, a nie przejściowy • regulatory zaczepów osiągnęły swoje położenia graniczne. Przygotowane modele sprawdzono w wielu stanach pracy (wartościach napięcia po stronie WN), niemniej jednak dwa z tych stanów są najistotniejsze z punktu widzenia poprawnego funkcjonowania badanych bloków. Pierwszy to stan, w którym jest

możliwe utrzymanie napięcia zasilającego SN w UPW na poziomie 95% wartości nominalnej, natomiast drugi to stan, w którym jest możliwe utrzymanie 95% wartości nominalnej na szynach generatora. W tab. 1 przedstawiono zestawienie porównawcze wyników analiz napięciowych modeli rozpatrywanych bloków. Najlepiej przygotowanym blokiem do utrzymania napięcia SN UPW w granicach dopuszczalnych przy obniżeniu napięcia na szynach WN jest blok 14 Elektrowni Bełchatów. Utrzymanie napięcia na szynach SN UPW jest możliwe nawet wtedy, gdy napięcie na szynach WN spadnie do wartości 76% UN. Z punktu widzenia możliwości utrzymania generatora w pracy (w granicach dopuszczalnej regulacji napięcia) przy zaniżonych napięciach na szynach WN, najlepszy okazał się blok gazowo-parowy Elektrociepłowni Zielona Góra. Praca generatora jest nadal możliwa przy 83% UN na szynach WN. Analizy modeli symulacyjnych wykazały, że najbardziej niekorzystnie przedstawia się sytuacja w przypadku Elektrowni Ostrołęka, która nie posiada możliwości podobciążeniowej regulacji zaczepów transformatora blokowego. W związku z tym, utrzymanie napięcia wymaganego do poprawnej pracy generatora jest możliwe jedynie, gdy napięcie na szynach WN bloku jest równe lub przekracza 105% wartości nominalnej. Tak wysoka wartość jest związana z zaprojektowaniem transformatora blokowego w taki sposób, aby miał zawyżone napięcie nominalne górnej strony względem napięcia nominalnego sieci, do której strona ta jest przyłączona. Takie wykonanie transformatora blokowego jest zgodne ze sztuką inżynierską, ponieważ elektrowniane węzły systemów elektroenergetycznych pracują z natury z podwyższoną wartością napięcia w porównaniu z węzłami odbiorczymi. Badany blok Elektrowni Ostrołęka do utrzymania wymaganego poziomu napięcia w UPW wymaga napięcia o wartości przynajmniej 90% napięcia nominalnego na szynach WN. 5. Wnioski z przeprowadzonych badań Wykonane analizy wykazały, że nowo budowane bloki dołączane do KSE są zdecydowanie bardziej odporne na obniżenie się napięcia na szynach WN niż bloki dotychczas użytkowane. Związane jest to z wyposażeniem nowo budowanych bloków w podobciążeniowe regulatory zaczepów transformatorów blokowych. Wynika z tego także, że modernizacja bloków dotychczas eksploatowanych powinna uwzględniać

instalowanie transformatorów blokowych z regulacją zaczepów. Ponadto w miarę możliwości regulacja zaczepów powinna być możliwa nawet w sytuacji, gdy prąd transformatora blokowego nieznacznie przekracza wartość nominalną. Umożliwi to dalszą regulację zaczepów przy obniżeniach wartości napięcia w KSE, które charakteryzować się będą większą dynamiką. Badania wskazują także, że niewielki wpływ na poprawę poziomu napięcia generatora lub UPW ma moc bierna wytwarzana przez generator. Ma to związek z niską impedancją transformatorów blokowych, która ze względu na swą wartość nie wywołuje znacznego spadku napięcia. Bibliografia 1. ABB Energy Efficiency Handbook: Power Generation – Energy Efficient Design of Auxiliary Systems in FossilFuel Power Plants. ABB and Rocky Mountain Institute (USA). 2. Andrzejewski S., Podstawy projektowania siłowni cieplnych,WNT, Warszawa 1972. 3. Gosztowt W., Gospodarka elektroenergetyczna w przemyśle,WNT, Warszawa 1971. 4. Mroczkowski Z., Układy elektryczne potrzeb własnych elektrowni parowych, WNT, Warszawa 1968. 5. Nehrebecki L., Elektrownie cieplne, WNT, Warszawa 1974. 6. Paska J., Wytwarzanie energii elektr ycznej, Of ic yna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005. 7. Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie, WNT, Warszawa 2009. 8. Poradnik inżyniera elektryka, WNT, Warszawa 2011. 9. GE PSLF User’s Manual. 10. Wpływ niskich poziomów napięć w systemie elektroenergetycznym na pracę bloku wytwórczego na przykł adz i e w y branych el ekt row ni KSE ze szczególnym uwzględnieniem układów potrzeb własnych bloku, praca dla PSE Operator SA, Instytut Elektroenergetyki PW. Etap I – listopad 2013, Etap II – grudzień 2014. 11. D okumentacja dotycząca układów potrzeb własnych przekazana przez elektrownie: Ostrołęka, Bełchatów, Opole, Pątnów i Elektrociepłownię Zielona Góra.

J. Paska et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 78–82

Józef Paska

prof. dr hab. inż. Politechnika Warszawska e-mail: Jozef.Paska@ien.pw.edu.pl Absolwent Politechniki Warszawskiej. Od 2007 roku jest profesorem nauk technicznych. Profesor zwyczajny, kierownik Zakładu Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej PW, członek Komitetu Problemów Energetyki PAN, przewodniczący Komitetu Energetyki Jądrowej SEP. Zainteresowania naukowe dotyczą technologii wytwarzania energii elektrycznej, w tym wytwarzania rozproszonego i wykorzystania odnawialnych zasobów energii, gospodarki elektroenergetycznej i ekonomiki elektroenergetyki, niezawodności systemu elektroenergetycznego i bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną. Autor ponad 270 artykułów i referatów oraz 11 monografii i podręczników akademickich.

Mariusz Kłos

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: Mariusz.Klos@ien.pw.edu.pl Ukończył studia magisterskie na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej (2002). Stopień naukowy doktora uzyskał w 2007 roku. Od 2006 roku pracuje na Politechnice Warszawskiej w Instytucie Elektroenergetyki, w Zakładzie Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej. W 2011 roku odbył sześciomiesięczny staż na Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, USA. Jego zainteresowania naukowe koncentrują się głównie wokół sposobów efektywnej integracji jednostek wytwórczych różnych technologii (w szczególności odnawialnych i alternatywnych) oraz zasobników energii z systemem elektroenergetycznym, przy wykorzystaniu układów energoelektronicznych. Innym obszarem zainteresowań są hybrydowe układy wytwórcze i niezależne mikrosystemy elektroenergetyczne (mikrosieci AC i DC) zarówno w ujęciu technicznym, jak i ekonomicznym.

Łukasz Rosłaniec

dr inż. Politechnika Warszawska e-mail: Lukasz.Roslaniec@ien.pw.edu.pl Tytuł zawodowy magistra inżyniera otrzymał w 2008 roku. Tego samego roku został doktorantem w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. W 2009 roku odbył czteromiesięczny staż na RWTH Aachen w Niemczech. Natomiast w 2011 roku odbył sześciomiesięczny staż na Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, USA. W 2014 roku obronił rozprawę doktorską, która została wyróżniona oraz nagrodzona w konkursie zorganizowanym przez Energa SA. Obecnie pracuje na stanowisku adiunkta w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej. W swoich badaniach koncentruje się głównie na zagadnieniu przekazywania energii z rozproszonych źródeł energii do sieci elektroenergetycznej. W obszarze jego zainteresowań znajdują się szczególnie problemy związane z poprawą jakości energii elektrycznej, wysokosprawną konwersją energii elektrycznej, przekształtnikami współpracującymi z rozproszonymi źródłami energii.

Rafał Bielas

mgr inż. Politechnika Warszawska e-mail: bielasr@ee.pw.edu.pl Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, uzyskując w 2014 roku tytuł zawodowy magistra inżyniera elektryka. W tym samym roku rozpoczął studia III stopnia w Instytucie Elektroenergetyki na Politechnice Warszawskiej. Wśród jego głównych zainteresowań zawodowych można wymienić zastosowanie zasobników energii w sieciach elektroenergetycznych oraz wykorzystanie elektrowni opartych na odnawialnych źródłach energii.

Magdalena Błędzińska

mgr inż. Politechnika Warszawska e-mail: bledzinm@ee.pw.edu.pl Ukończyła studia magisterskie na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, specjalność: elektroenergetyka (2014). W tym samym roku rozpoczęła studia doktoranckie w Instytucie Elektroenergetyki PW. W trakcie studiów magisterskich odbyła trzymiesięczny staż na Fachhochschule Köln w Niemczech. Głównym obszarem jej zainteresowań naukowych jest praca rozproszonych źródeł energii w strukturach mikrosieci. W swoich badaniach skupia się na mechanizmach sterowania i zarządzania mikrosiecią, w tym w szczególności interesują ją takie zagadnienia jak integracja rozproszonych źródeł, kontrola przepływów mocy, efektywne wykorzystanie zasobników energii.

Marek Głaz

mgr inż. Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA e-mail: marek.glaz@pse.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej (1992), specjalność: sieci i systemy elektroenergetyczne. Od początku kariery zawodowej związany z firmą Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA jako specjalista w obszarach eksploatacji oraz ruchu KSE. Jego zainteresowania zawodowe są ukierunkowane na zagadnienia związane z układami automatyki systemowej i zabezpieczeń oraz z zakresu badań równowagi dynamicznej systemu.

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

Application of Voltage-regulating and Phaseshifting Transformers to Control Power Flows in the Power System

Authors Maksymilian Przygrodzki Piotr Rzepka Mateusz Szablicki

Keywords active and reactive power flow, regulating transformer, voltage-magnitude-regulating, phase-angle-regulating

Abstract Transmission system performance results from, among other factors, the use of devices for electricity transmission and transformation. Proper operation and control of these devices allows maintaining proper electricity parameters and the continuous supply to end consumers. In the group of electricity transforming devices transformers can be distinguished by the ability to control both the magnitude and phase angle of voltage. In this way transmission system state parameters are adjusted, which enable selecting the reactive and active power. On the one hand, these are devices of a complex structure, resulting in difficult operating conditions, while on the other hand they provide a potential opportunity to influence the power flow (including active power) in power grids. This article presents the idea of voltage and phase regulation and a transformer regulating unit model. Using the transformer unit’s grid model power analyses were conducted with a focus on evaluating load flow control capabilities. The results of the calculations for the selected transformer unit are presented.active power) in power grids. This article presents the idea of voltage and phase regulation and a transformer regulating unit model. Using the transformer unit’s grid model power analyses were conducted with a focus on evaluating load flow control capabilities. The results of the calculations for the selected transformer unit are presented.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015408

The idea of phase angle voltage control by transformers Stable operation of the power system requires continuous adjustment of various electrical parameters. For example, the distribution of power can be changed by changing grid node voltages and/or their angle differences. The node voltage angle differences adjustment represents significant active power flow control potential. Such control can not only change the power, but also its flow direction. It should be noted that the active power control by way of node voltages (voltage magnitude) regulating is relatively ineffective. Active power flows are weakly correlated with the voltage maintained in the node. It is different with reactive power control, where even small changes in the node voltage have a major impact on the reactive power flow. One of the primary devices used to adjust power parameters is a transformer or a set of transformers with adjustable voltage

ratios. Adjustments are made by changing the tap changer position. This results in a step change in the transformer/set of transformers voltage ratio. In high power transformers the adjustment is performed without disconnecting the transformer from the grid, i.e. on load. Transformers provided with systems for on load voltage ratio control are often called regulating transformers, since by means of appropriate changes in their voltage ratios the regulation process can be carried out. The types of regulation available through the application of a regulating transformer depend on the transformer’s/sets of transformer’s structural features (and its role in the power grid). In practice, the grid regulating transformers can be used in the process of control of: voltage, reactive power and active power. A simplified functional diagram of the regulation provided by a regulating transformer is shown in Fig. 1 [1]. While the grid operating condition is changed [in Fig. 1 the operating condition 87

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

Fig. 1. Functional diagram of transformer voltage ratio control system

is mapped by signal z(t)], the regulator drives the regulating transformer’s tap changer thus changing its voltage ratio. This change should match the present change in the grid’s operating conditions. The regulator generates the decisions appropriate for the grid’s “new” operating conditions based on voltage UT and current IT measured on the selected side of the transformer, making of them a measurement value, which is compared with the setpoint, and generates the appropriate control signal which executes the predetermined control algorithm. Regulators in some power transformers may also receive additional, external control signals Ux, for example from the master controller executing area tasks.

Types of adjustments by means of regulating transformers The following adjustment types can be implemented by regulating transformers: • voltage-magnitude-regulating • phase-angle-regulating • voltage magnitude and phase angle (complex) regulating. Types of adjustments that can be implemented by a transformer/ set of transformers depend on its design features [2]. In terms of design, regulating transformers may vary by the number of taps, their location and design, the number of transformers in the set, and their connection within it. Fig. 2 shows an example of the schematic diagrams of regulating transformers for phase angle regulating. These transformers are usually made in the form of a set of transformers consisting of main unit (JG) and booster unit (JD). The main unit is a transformer (or auto-transformer) coupling grids with different rated voltages. The booster unit, depending on its design, may consist

Fig. 2. Examples of regulating transformer schematic diagrams: a) booster transformer powered by main unit’s third winding; b) booster transformer powered by excitation transformer 88

of one or two transformers: booster transformer (TD) and excitation transformer (TW). The booster units’ basic device (transformer) is booster transformer TD. The transformer is primarily responsible for the regulating of the phase angle between the voltages on the whole unit’s both ends [3]. The windings of the booster transformer’s individual phases on the upper voltage side are not connected in a star or delta. They are integrated into the transmission system in series. The lower voltage windings can be powered with phase or phase-to-phase voltages from the excitation transformer TW or directly from the main unit’s third winding. The role of excitation transformer TW is to power booster transformer TD with voltage with appropriate magnitude, phase angle and phase sequence. Also the main unit’s third winding may act as excitation transformer (Fig. 2a). However, providing booster unit with an excitation transformer (Fig. 2b) is operationally more convenient – e.g. in case of damage of the tap changer or booster transformer, transformers TD and TW can be “bridged”. This will enable the operability of the transformer set then made up of the main unit only, while the damaged devices can be repaired without a long-term interruption in the transformer substation operation. An example diagram of 3-phase wiring of excitation transformer and booster transformer is shown in Fig. 3. The main control types implemented by the booster unit are shown with phasor diagrams in Fig. 4 [1]. Voltage inputs to each phase of the transmission system from the booster transformer (∆UA’, ∆UB’, ∆UC’) are proportional to the voltages powering its primary windings (Fig. 4a). The phasor diagrams of phase and phase-to-phase voltage vectors (Fig. 4b) show that the phase voltages vectors are offset by π/2 from the adjacent phase-tophase voltage vectors. This feature exploited in the booster or excitation transformer’s supply enables the voltage phase displacement ΔU (Fig. 4d). Where the booster transformer is powered by an excitation transformer with phase voltages of a constant phase sequence (UA, UB, UC) the booster voltages are obtained in the form of: ∆UA’ = βUA, ∆UB’ = βUB, ∆UC’= β U C, where β is the resulting voltage ratio of the excitation and booster transformers. Then (Fig. 4c) the vectors of voltages UA’, UB’, UC’ at the output of the booster unit’s serial winding are in phase with the vectors of voltages UA, UB, UC powering (at the serial winding input) the booster unit. In this case, the transformer set controls only the voltage magnitude in the transmission system (the voltage phase angle remains unchanged). This type of control is voltage-magnitude-regulating.

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

Another control effect (phase-angle-regulating) is obtained where the lower voltage side of the booster transformer is powered with adjacent phase-to-phase voltages (or phase voltages with altered phase sequence). In this case, booster voltage is obtained in the form of: ∆UA’ = γ UBC, ∆UB’ = γ UCA, ∆UC’= γUAB, where γ is the resulting voltage ratio of the excitation and booster transformers. The vectors of these voltages are shifted in phase by π/2 from the vectors of voltages UA, UB, UC upstream of the booster unit (π/2 angle is obtained in the case of the booster transformer’ powered with the adjacent phaseto-phase voltages; where it is powered by phase voltages with an altered phase sequence the angle depends on the phase sequence).

Fig. 3. Wiring diagram of regulating transformer’s booster unit

This control effect of a transformer set is equivalent to that provided by conventional transformers and autotransformers by way of tap-changing that alters the transformer’s voltage ratio, and thus the winding voltage.

This shifts by angle θ the phase of the vectors of voltages UA’, UB’, UC’ at the output of the booster unit’s serial winding from the vectors of voltages UA, UB, UC at the its input. It should be noted that angle θ depends on the magnitudes of the vectors of booster voltages ∆UA’, ∆ UB’, ∆ UC’. Thus, the change in the booster voltage vector magnitudes enables the vector phase angle control downstream of the transformer set. This control type is called phase-angle-regulating. Complex (voltage-regulating and phase-shifting) control is the combination of voltage-magnitude and phase-angle regulating. This type of control can be implemented in two ways [4]: • separately (independent voltage-regulating and phaseshifting) – in this case the voltage-magnitude regulating is

UA, UB, UC – vectors of voltages at the input of the serial winding of booster unit UA’, UB’, UC’ – vectors of voltages at the output of the serial winding of booster unit ∆UA’, ∆UB’, ∆UC’ – vectors of booster voltages

Fig. 4. The idea of control by transformer set: a) booster transformer winding; b) phase voltages and phase-to-phase voltages at booster unit input; c) and d) phase voltages at booster unit output (Fig. c – for voltage magnitude control; Fig. d – for voltage angle control) 89

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

usually provided by the transformer set’s main unit, while the phase-angle regulating is provided by its booster unit; both these types of control can be performed independently (i.e. control of a voltage parameter, either magnitude or phase angle, does not affect the other parameter) • jointly (interdependent voltage-regulating and phaseshifting) – voltage-magnitude and phase-angle regulating are provided by the booster unit; both these adjustment are interdependent (i.e. control of a voltage parameter, either magnitude or phase angle, alters the other parameter); such joint voltage and phase-shifting control is usually called complex.

In Fig. 5. these regulation types are matched with power devices, which enable the voltage-regulating, phase-angle regulating, and complex control. Devices for voltage-regulating (voltage magnitude control) are transformers and autotransformers with adjustable taps. Best suited for the phase-angle regulating (voltage phase angle control) only are so called phase shifters (phase shifter transformer). The complex regulation (voltage magnitude and phase angle control) is provided by regulating transformers in the form of transformer sets consisting of a main unit and a booster unit.

Fig. 5. Regulation types and transformer units that enable them

Fig. 6. Power flows in transformer substation with JOA-A1 transformer and its grid area 90

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

Fig. 7. Control parameter setting scenarios of transformer with interdependent voltage and phase-shifting (complex) regulating capability

Effects of control by transformer sets In considering the merits of the regulation provided by transformer sets with voltage and phase-shifting capability its grid effects were analysed. For this purpose regulating transformer models were so parameterised as to reflect real systems. The analysis included a model of a transformer set with dependent complex regulation. The model of such a set was defined as a single power object representing the main unit and the booster unit of an actual transformer set. The transformer sets performance was analysed in a closed 400 kV and 220 kV grids of the National Power System (NPS). Subject to the analysis was a grid system, the structure of which and the set of grid elements reflects the NPS’ actual condition at the winter peak load. The reference was a baseline system without complex regulation (with neutral tap setting) hereinafter referred to as baseline scenario S0. The calculations focused on active power flows through NPS elements. Fig. 6 shows the power flow in the immediate grid vicinity of the substation with the regulating transformer (the transformer is marked with greyed background). Selected for the analysis was the transformer designated as A1 in Joachimów node. To examine the effects of the operation of a transformer set with complex regulation capability the following four operational scenarios were analysed (Fig. 7): scenario S1: regulating angle α = –1200, tap 1 scenario S2: regulating angle α = –1200, tap 19 scenario S3: regulating angle α = 1200, tap 1 scenario S4: regulating angle α = 1200, tap 19. Analysing the results, the changes were calculated in the active power flows resulting from the various scenarios of transformers control parameters setting. The monitored parameter changes were related to respective parameter values in baseline scenario S0 (base system) in accordance with equations (1) and (2):

where: - transformer load in scenario S0 - transformer load in scenario SX The following table shows the power flows and loads, as well as their changes resulted from changes in JOA-A1 transformer settings (various scenarios). Fig. 8 shows the relationship between the number of grid elements subjected to the operating condition changes (in terms of power flow) resulting from various control setting scenarios of the analysed transformer set with voltage and phase-shifting regulating capability and the power flow changes. The chart takes into account only the items for which the change exceeded 10%. In addition to the power flow analysis in normal conditions, a variant analysis was performed taking into account grid element outages. The calculations included regulation scenarios S1 and S2 and baseline scenario S0. To analyse the impact of the voltage and phase-shifting regulating by means of JOA-A1 400/220 kV transformer, the following grid operation options were considered: W0 – normal (base) system W1 – Joachimów – Huta Częstochowa 220 kV line outage W2 – Płock – Rogowiec 400 kV line outage, and Rogowiec – Ołtarzew 400 kV line outage.

Parameter values depending on scenario of transformer control parameters setting

Parameter Scenario

(1)

where: – active power flow in transformer in scenario S0 – active power flow in transformer in scenario SX (x = 1…4)

120.2

–255.9

411.4

496.7

–175.1

46.0

83.0

158.0

156.0

109.0

–

S1-S0

S2-S0

S3-S0

S4-S0

Scenario

(2)

ΔPT

–

–312.8

242.1

313.0

–245.6

Δβ

–

37.0

112.0

110.0

63.0

Tab. 1. Active power flows in and load steps of JOA-A1 transformer, and their changes in various scenarios of its control parameters setting 91

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

Fig. 8. Relationship between number of NPS elements and direction and range of power flow changes in various scenarios of JOA-A1 transformer’s control parameters setting

Fig. 9. Changes in load of Joachimów – Rogowiec 220 kV line in various NPS operating options and scenarios of regulating transformer’s control parameters setting

Fig. 9 shows the changes in the load of a selected line (Joachimów – Rogowiec 220 kV line) as a function of JOA-A1 transformer’s control parameter settings.

Summary • Implementation of phase-angle-regulating by transformer sets with voltage and phase-shifting regulating capability allows controlling the active power flows through these transformers, and – therefore – the power distribution in their locations’ grid areas in the NPS, in particular this applies to 400 kV and 220 kV grids. The basic effect of this regulation relates to the power flow (load) of the transformer set. • Power flow control capabilities of the analysed regulating transformers depend on their design features (range of changes in angle ratio δ, equivalent impedance, etc.) and their locations in the NPS (incl. short-circuit power and the grid environment structure on both sides of the transformer). It is advisable to apply this regulating solution for load sharing between 220 kV and 400 kV lines. 92

• In a transformer with interdependent voltage and phaseshifting regulating capability a change in the angle ratio δ entails a change in the voltage ratio (for regulating angle α different than 0°). Then, concurrently with a change in node voltages’ phase shift angles, their magnitudes are changing. This interdependence is disadvantageous, because it limits the capability of unrestricted control of the grid conditions. In particular, it may apply to NPS emergency operating conditions. • In transformer sets with interdependent voltage and phaseshifting regulating capability installed in the NPS a change in regulating angle α requires not only switching the entire transformer set off, but also altering the sequence of phase-tophase connections between its individual units. This precludes quick control of power flows in NPS emergencies requiring immediate response. It should be therefore assumed that for this type of transformer set the uninterrupted operation is determined by the structure of the connections between the main unit and booster unit.

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 87–93

REFERENCES

1. J. Machowski, “Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego” [Power system’s regulation and stability] Warsaw University of Technology Publishers, Warszawa 2007. 2. S. Ziemianek, “Zespoły transformatorowe z regulacją przekładni poprzecznej jako sieciowe środki kształtowania przepływów mocy (energii) w SEE” [Transformer sets with adjustable phase-shifter ratio as grid means of power (energy) flows in the power system], Wiadomości Elektrotechniczne, No. 12, 2006.

3. R. Korab, R. Owczarek, “Kształtowanie transgranicznych przepływów mocy z wykorzystaniem transformatorów z regulacją poprzeczną” [Control of cross-border power flows by transformers with phaseshifter regulating capability], Energetyka, No. 5, 2011. 4. K. Żmuda, “Elektroenergetyczne układy przesyłowe i rozdzielcze – wybrane zagadnienia z przykładami” [Power transmission and distribution systems – selected issues with examples], Silesian University of Technology Publishers, Gliwice, 2012.

Maksymilian Przygrodzki PSE Innowacje sp. z o.o. / Silesian University of Technology e-mail: maksymilian.przygrodzki@pse.pl Assistant professor at the Institute of Power Engineering and Control Systems of the Silesian University of Technology in Gliwice, an expert in PSE Innovations sp. z o.o. He studies issues related to power grid operation, in particular in the long-term horizon, and issues related to distributed power engineering.

Piotr Rzepka PSE Innowacje sp. z o.o. / Silesian University of Technology e-mail: piotr.rzepka@pse.pl Assistant professor at the Institute of Power Engineering and Control Systems of Silesian University of Technology in Gliwice, chief consultant in PSE Innovations sp. z o.o. He studies issues related to modelling of disturbance conditions in the power system, operation of power automation systems (incl. system automation and automatic protections), and determination of the impact of distributed sources on the performance of power automation systems.

Mateusz Szablicki PSE Innowacje sp. z o.o. / Silesian University of Technology e-mail: mateusz.szablicki@pse.pl Assistant researcher/lecturer at the Institute of Power Engineering and Control Systems of Silesian University of Technology in Gliwice, chief consultant in PSE Innovations sp. z o.o. He studies issues associated with power systems automation for grids with complex functionalities and configurations (incl. multi-agent systems, synchronous measurements, smart grids), and modelling and simulation of the operating conditions of electric power facilities (particularly of electromagnetic transients).

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 87–93

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 87–93. When referring to the article please refer to the original text. PL

Wykorzystanie transformatorów z regulacją skośną do sterowania przepływami mocy w systemie elektroenergetycznym Autorzy

Maksymilian Przygrodzki Piotr Rzepka Mateusz Szablicki

Słowa kluczowe

rozpływ mocy, zespół transformatorowy, regulacja wzdłużno-poprzeczna

Streszczenie

Funkcjonowanie systemu przesyłowego jest wynikiem wykorzystywania pracy m.in. urządzeń służących do przesyłu, jak i transformacji energii elektrycznej. Prawidłowa eksploatacja i sterowanie tymi urządzeniami pozwala na zachowanie właściwych parametrów energii elektrycznej oraz ciągłości zasilania odbiorców końcowych. W grupie urządzeń pozwalających na transformację energii elektrycznej można wyróżnić transformatory z regulacją, które mają możliwość kształtowania zarówno poziomu, jak i kąta napięcia. W ten sposób regulowane są parametry stanu układów przesyłowych pozwalające na dobór przesyłanych wielkości mocy biernej oraz czynnej. Z jednej strony układy te są urządzeniami o skomplikowanej budowie, co wpływa na utrudnione warunki ich eksploatacji, ale jednocześnie z drugiej strony dają one potencjalnie możliwość wpływu na rozpływy mocy (w tym mocy czynnej) w sieciach elektroenergetycznych. W artykule przedstawiono ideę regulacji wzdłużno-porzecznej oraz model zespołu transformatorowego. Wykorzystując model sieciowy zespołu transformatorowego, przeprowadzono analizy sieciowe skupione na ocenie możliwości sterowania rozpływem mocy. Dla wybranego zespołu transformatorowego przedstawiono wyniki wykonanych obliczeń.

Idea regulacji wzdłużno-poprzecznej realizowanej za pomocą transformatorów Stabilna praca systemu elektroenergetycznego wymaga ciągłej regulacji różnych wielkości elektrycznych. Przykładowo rozpływ mocy można zmieniać, dokonując zmian wartości napięć węzłowych sieci czy różnicy kątów tych napięć. Duże możliwości regulacji przesyłu mocy czynnej daje zmiana różnicy kątów napięć węzłowych. Sterowanie takie umożliwia nie tylko zmianę wartości mocy, ale również kierunku przepływu. Należy przy tym zauważyć, że możliwość sterowania mocą czynną przy wykorzystaniu regulacji wartości napięć węzłowych (modułów napięć) jest stosunkowo mało efektywna. Występuje tu słabe powiązanie przepływów mocy czynnej z poziomem napięcia utrzymywanym w węźle. Sytuacja ta jest odmienna dla sterowania mocą bierną, gdzie nawet małe zmiany wartości napięć węzłowych mają duży wpływ na przepływy mocy biernej. Jednym z podstawowych urządzeń wykorzystywanych do regulacji parametrów energii jest transformator lub zespół transformatorowy z regulacją przekładni. Regulacji dokonuje się, zmieniając położenie przełącznika zaczepów. Daje to skokową zmianę przekładni transformatora/zespołu transformatorowego. W transformatorach dużych mocy regulację przeprowadza się bez odłączenia transformatora od sieci, czyli pod obciążeniem. Transformatory wyposażone w układy do zmiany przekładni pod obciążeniem nazywa się często transformatorami regulacyjnymi, ponieważ za pomocą odpowiednich zmian przekładni tych transformatorów można prowadzić proces regulacji. Rodzaje regulacji, jakie mogą być realizowane za pomocą transformatora regulacyjnego, zależą m.in. od właściwości konstrukcyjnych transformatora/zespołu transformatorowego (oraz jego roli w sieci

elektroenergetycznej). W praktyce sieciowe transformatory regulacyjne mogą być wykorzystywane w procesie regulacji: napięcia, mocy biernej, a także mocy czynnej. Uproszczony schemat funkcjonalny regulacji, realizowanej za pomocą transformatora regulacyjnego, przedstawiono na rys. 1 [1]. Podczas zmian stanu pracy sieci [na rys. 1 stan pracy odwzorowuje sygnał z(t)] regulator oddziałuje na przełącznik zaczepów transformatora regulacyjnego, wywołując zmianę jego przekładni. Zmiana ta powinna być odpowiednia do występującej zmiany stanu pracy sieci. Regulator wypracowuje decyzje właściwe dla „nowych” warunków pracy sieci na podstawie pomiaru napięcia UT oraz prądu IT po wybranej stronie transformatora, tworząc z nich wielkość pomiarową, którą porównuje z wartością zadaną i wypracowuje odpowiedni sygnał regulacyjny oraz realizuje zadany algorytm regulacji. Regulatory w niektórych transformatorach energetycznych mogą otrzymywać również dodatkowe sygnały sterujące Ux z zewnątrz, na przykład z regulatora nadrzędnego realizującego zadania obszarowe. Rodzaje regulacji realizowanej za pomocą transformatorów regulacyjnych Za pomocą transformatorów regulacyjnych można realizować następujące rodzaje regulacji: • regulację wzdłużną • regulację poprzeczną • regulację wzdłużno-poprzeczną (skośną). Rodzaje regulacji, jakie mogą być realizowane za pomocą danego transformatora/zespołu transformatorowego, zależą m.in. od jego cech konstrukcyjnych [2]. Pod względem konstrukcyjnym transformatory regulacyjne mogą różnić się m.in. liczbą zaczepów, miejscem lokalizacji oraz sposobem wykonania przełącznika

zaczepów, liczbą transformatorów wchodzących w skład zespołu transformatorowego, sposobem połączenia tych transformatorów. Na rys. 2 przedstawiono przykładowe schematy ideowe transformatorów regulacyjnych umożliwiających regulację wzdłużno-poprzeczną. Transformatory te najczęściej są wykonane w postaci zespołów transformatorowych składających się z jednostki głównej (JG) i jednostki dodawczej (JD). Jednostka główna to transformator (lub autotransformator) sprzęgający sieci o różnych wartościach napięć znamionowych. Natomiast jednostka dodawcza, w zależności od wykonania, może się składać z jednego lub dwóch transformatorów: transformatora dodawczego (TD) i transformatora wzbudzającego (TW). Podstawowym urządzeniem (transformatorem) jednostki dodawczej jest transformator dodawczy TD. Transformator ten jest w głównej mierze odpowiedzialny za regulację kąta przesunięcia fazowego pomiędzy napięciami występującymi na obydwu końcach całej jednostki [3]. Uzwojenia poszczególnych faz transformatora dodawczego po stronie górnego napięcia nie są połączone ani w gwiazdę, ani w trójkąt. Są one włączone do układu przesyłowego szeregowo. Uzwojenia po stronie dolnego napięcia mogą być zasilane napięciami fazowymi lub międzyfazowymi z transformatora wzbudzającego TW lub bezpośrednio z trzeciego uzwojenia jednostki głównej. Rolą transformatora wzbudzającego TW jest zapewnienie zasilania transformatora dodawczego TD napięciem o odpowiedniej wartości, kącie fazowym i kolejności faz. Rolę transformatora wzbudzającego może również pełnić trzecie uzwojenie jednostki głównej (rys. 2a). Jednak wyposażenie jednostki dodawczej w transformator wzbudzający (rys. 2b) jest eksploatacyjnie wygodniejsze – m.in. w przypadku uszkodzenia

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 87–93

Rys. 1. Schemat funkcjonalny układu regulacji przekładni transformatora

Rys. 2. Przykładowe schematy ideowe transformatora regulacyjnego: a) zasilanie transformatora dodawczego z trzeciego uzwojenia jednostki głównej; b) zasilanie transformatora dodawczego z transformatora wzbudzającego

Rys. 3. Schemat połączeń jednostki dodawczej transformatora regulacyjnego

przełącznika zaczepów lub transformatora dodawczego można „zmostkować” transformatory TD i TW. Umożliwi to dopuszczenie do pracy zespołu transformatorowego złożonego wówczas jedynie z jednostki głównej – uszkodzone urządzenia mogą być naprawiane bez długotrwałej przerwy w pracy stacji transformatorowej. Przykładowy 3-fazowy schemat połączeń transformatora wzbudzającego z transformatorem dodawczym przedstawiono na rys. 3. Podstawowe rodzaje regulacji, które mogą być realizowane za pomocą jednostki dodawczej, przedstawiono z wykorzystaniem wykresów wskazowych na rys. 4 [1]. Napięcia wprowadzane do poszczególnych faz układu przesyłowego przez transformator dodawczy (∆UA’, ∆UB’, ∆UC’) są proporcjonalne do napięć, którymi zasilane są uzwojenia pierwotne tego transformatora

(rys. 4a). Z wykresów wskazowych wektorów napięć fazowych i wektorów napięć międzyfazowych (rys. 4b) wynika, że wektory napięć fazowych są przesunięte o π/2 w stosunku do wektorów napięć międzyfazowych faz sąsiednich. Wykorzystanie tego faktu, przy zasilaniu transformatora dodawczego lub wzbudzającego, pozwala na uzyskanie przesunięcia kątowego napięcia ∆U (rys. 4d). W przypadku zasilania transformatora dodawczego z transformatora wzbudzającego napięciami fazowymi o niezmienionej kolejności faz (UA, UB, UC) uzyskuje się napięcia dodawcze w postaci: ∆UA’ = βUA, ∆UB’ = βUB, ∆UC’= βUC, gdzie β jest wypadkową przekładnią transformatora wzbudzającego i transformatora dodawczego. Wówczas (rys. 4c) wektory napięć UA’, UB’, UC’ na wyjściu uzwojenia szeregowego jednostki dodawczej są w fazie z wektorami

napięć UA, UB, UC zasilających (na wejściu uzwojenia szeregowego) jednostkę dodawczą. W takim przypadku zespół transformatorowy służy jedynie do zmiany wartości napięcia w układzie przesyłowym (wartość kąta fazowego napięcia pozostaje niezmieniona). Taki rodzaj regulacji nazywany jest regulacją wzdłużną. Efekt realizacji tego rodzaju regulacji w zespole transformatorowym jest równoważny regulacji uzyskiwanej w konwencjonalnych transformatorach i autotransformatorach za pomocą regulacji zaczepów zmieniającej przekładnię transformatora i tym samym wartość napięcia danego uzwojenia. Inny efekt regulacji uzyskuje się przy zasilaniu strony dolnego napięcia transformatora dodawczego napięciami międzyfazowymi faz sąsiednich (bądź napięciami fazowymi o zmienionej kolejności faz). W takim przypadku otrzymuje się napięcia dodawcze w postaci: ∆UA’ = γUBC, ∆UB’ = γUCA, ∆UC’= γUAB, gdzie γ jest wypadkową przekładnią transformatora wzbudzającego i transformatora dodawczego. Wektory tych napięć są przesunięte w fazie o π/2 w stosunku do wektorów napięć UA, UB, UC przed jednostką dodawczą (kąt π/2 uzyskuje się dla przypadku zasilania transformatora dodawczego napięciami międzyfazowymi odpowiednich faz sąsiednich; dla przypadku zasilania napięciami fazowymi o zmienionej kolejności faz wartość kąta zależy od kolejności faz). Powoduje to, że wektory napięć na wyjściu uzwojenia szeregowego jednostki dodawczej (UA’, UB’, UC’) są przesunięte w fazie o kąt θ w stosunku do wektorów napięć przed tym uzwojeniem jednostki dodawczej (UA, UB, UC). Należy zauważyć, że wartość kąta θ zależy od długości wektorów napięć dodawczych (∆UA’, ∆UB’, ∆UC’). Tym samym zmiana długości wektorów (modułu) napięć dodawczych umożliwia regulację kąta fazowego napięcia za zespołem transformatorowym. Taki sposób regulacji nazywany jest regulacją poprzeczną. Regulacja wzdłużno-poprzeczna polega na połączeniu regulacji wzdłużnej i regulacji poprzecznej. Regulacja tego typu umożliwia regulację modułu napięcia oraz kąta fazowego napięcia. Może być ona realizowana dwoma sposobami [4]: • rozdzielnie (regulacja wzdłużno-poprzeczna niezależna) – w przypadku takich rozwiązań regulacja wzdłużna odbywa się zwykle na jednostce głównej zespołu transformatorowego, natomiast regulacja poprzeczna odbywa się na jednostce dodawczej; obydwa wymienione rodzaje regulacji mogą być wykonywane niezależnie (tj. regulacja danego parametru napięcia – moduł bądź kąt fazowy – nie pociąga za sobą zmian drugiego z parametrów napięcia) • łącznie (regulacja wzdłużno-poprzeczna zależna) – regulacja wzdłużna i regulacja poprzeczna odbywa się na jednostce dodawczej; obydwa wymienione rodzaje regulacji wykonuje się współzależnie (tj. regulacja jednego parametru napięcia – moduł bądź kąt fazowy – pociąga za sobą zmianę drugiego z parametrów napięcia); regulację wzdłużno-poprzeczną realizowaną łącznie zwykle nazywa się regulacją skośną. Pr z y p or z ą d kow an i e pr z e d s t aw i o nych rodzajów regulacji do urządzeń

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 87–93

elektroenergetycznych, które umożliwiają realizację regulacji wzdłużnej, poprzecznej i wzdłużno-poprzecznej, zamieszczono na rys. 5. Urządzeniami realizującymi regulację wzdłużną (regulacja modułu napięcia) są transformatory i autotransformatory z regulacją zaczepów. Do realizacji wyłącznie regulacji poprzecznej (regulacja kąta fazowego napięcia) są predestynowane tzw. przesuwniki fazy (przesuwniki fazowe). Natomiast regulację wzdłużno-poprzeczną (regulacja modułu i kąta fazowego napięcia) umożliwiają transformatory regulacyjne w postaci zespołów transformatorowych składających się z jednostki głównej i jednostki dodawczej. Efekty regulacji z wykorzystaniem zespołów transformatorowych Rozważając zasadność regulacji prowadzonej z wykorzystaniem zespołów transformatorowych z regulacją wzdłużno-poprzeczną, przeprowadzono analizy, w których zbadano efekty sieciowe realizowanej regulacji. W tym celu sparametryzowano modele transformatorów regulacyjnych, tak aby stanowiły one odzwierciedlenie układów rzeczywistych. W analizach uwzględniono model zespołu transformatorowego z regulacją wzdłużno-poprzeczną zależną (skośną). Model takiego zespołu zdefiniowano jako pojedynczy obiekt elektroenergetyczny, reprezentujący jednostkę główną i jednostkę dodawczą rzeczywistego zespołu transformatorowego. Analizę pracy zespołów transformatorowych przeprowadzono w układzie sieci zamkniętej 400 kV i 220 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Analizie poddano układ sieciowy, którego struktura i zbiór elementów sieciowych odzwierciedla stan bieżący KSE w zimowym szczycie obciążenia. Układem odniesienia był układ bazowy bez regulacji skośnej (o nastawie zaczepu neutralnego) nazywanym dalej scenariuszem bazowym S0. W obliczeniach skoncentrowano się na określeniu wartości przepływów mocy czynnej na elementach KSE. Na rys. 6 przedstawiono rozpływy mocy w bezpośrednim otoczeniu sieciowym stacji z zainstalowanym zespołem transformatorowym z regulacją (transformator wyróżniono wyszarzonym tłem). W analizie wybrano transformator oznaczony jako A1 zainstalowany w węźle Joachimów. Badając efekty pracy zespołu transformatorowego z regulacją wzdłużno-poprzeczną, przeanalizowano cztery scenariusze pracy (rys. 7): scenariusz S1: kąt regulacji α = –120°, zaczep 1 scenariusz S2: kąt regulacji α = –120°, zaczep 19 scenariusz S3: kąt regulacji α = 120°, zaczep 1 scenariusz S4: kąt regulacji α = 120°, zaczep 19. Analizując uzyskane wyniki, obliczono zmiany wartości przepływów mocy czynnej podyktowane zmianą scenariusza ustawień parametrów regulacyjnych transformatorów. Zmiany wartości obserwowanych wielkości wyznaczano w odniesieniu do wartości danej wielkości właściwej dla scenariusza S0 (układ bazowy) zgodnie z zależnościami (1) i (2):

UA’, UB’, UC’ UA’, UB’, UC’ ∆UA’, ∆UB’, ∆UC’

– wektory napięć zasilających uzwojenie szeregowe jednostki dodawczej – wektory napięć na wyjściu uzwojenia szeregowego jednostki dodawczej – wektory napięć dodawczych

Rys. 4. Idea regulacji zespołu transformatorowego: a) uzwojenia transformatora dodawczego; b) napięcia fazowe i napięcia międzyfazowe zasilające jednostkę dodawczą; c) i d) napięcia fazowe na wyjściu jednostki dodawczej (rys. c – dla regulacji modułu; rys. d – dla regulacji kąta)

Rys. 5. Rodzaje typów regulacji i urządzeń transformatorowych je realizujących

(1)

gdzie: – wartość mocy czynnej płynącej przez transformator dla scenariusza S0, – wartość mocy czynnej płynącej przez transformator dla scenariusza Sx (x = 1…4),

(2)

gdzie: – stopień obciążenia transformatora dla scenariusza S0 – stopień obciążenia transformatora dla scenariusza Sx.

W poniższej tablicy przedstawiono przypływy mocy oraz stopnie obciążenia, a także zmianę tych wielkości w wyniku zmiany ustawień transformatora JOA-A1 (zmiany scenariusza). Na rys. 8 przedstawiono zależność liczby elementów sieciowych objętych zmianą warunków pracy (wyrażonych poziomem przepływu mocy) wskutek zmiany scenariusza ustawień parametrów regulacyjnych rozpatrywanego zespołu transformatorowego z regulacją wzdłużno-poprzeczną od zakresu zmiany przepływu. Na wykresie uwzględniano wyłącznie elementy, dla których zmiana przekraczała 10%. Poza analizą rozpływu mocy w stanach normalnych przeprowadzono analizę

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 87–93

Rys. 6. Rozpływy mocy w stacji z transformatorem JOA-A1 oraz w jej otoczeniu sieciowym

Rys. 7. Scenariusze ustawienia parametrów regulacyjnych transformatora z regulacją wzdłużno-poprzeczną zależną (skośną)

Rys. 8. Zależność liczby elementów KSE od kierunku i zakresu zmiany przepływu mocy dla różnych scenariuszy regulacji transformatora JOA-A1

wariantową, uwzględniając wyłączenia elementów sieciowych. W obliczeniach uwzględniono scenariusze regulacji S1 oraz S2 i scenariusz bazowy S0. Analizując wpływ regulacji wzdłużno-poprzecznej, przeprowadzanej za pomocą transformatora JOA-A1 400/220 kV, rozpatrzono następujące warianty pracy sieci: W0 – układ normalny W1 – wyłączenie linii 220 kV relacji Joachimów – Huta Częstochowa W2 – wyłączenie linii 400 kV relacji Płock – Rogowiec oraz linii 400 kV relacji Rogowiec – Ołtarzew. Na rys. 9 przedstawiono zmianę stopnia obciążenia wybranej linii (220 kV relacji Joachimów – Rogowiec) w funkcji scenariusza ustawień parametrów regulacyjnych transformatora JOA-A1. Podsumowanie • Realizacja regulacji poprzecznej przez zespoły transformatorowe z regulacją wzdłużno-poprzeczną pozwala kształtować przepływy mocy czynnej przez te transformatory i – tym samym – rozpływ mocy w otoczeniu sieciowym miejsca zainstalowania tych jednostek – w KSE w szczególności dotyczy to sieci 400 kV i 220 kV. Podstawowy efekt tej regulacji dotyczy wielkości przepływu mocy (obciążenia) zespołu transformatorowego. • Zdolności regulacyjne przepływu mocy rozpatrywanych transformatorów z regulacją zależą od ich parametrów konstrukcyjnych (zakres zmian przekładni kątowej δ, wartości impedancji zastępczej itp.) oraz miejsca zainstalowania w KSE

M. Przygrodzki et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 87–93

(w tym mocy zwarciowej i struktury otoczenia sieciowego po obu stronach transformatora). Wskazane jest stosowanie takiego rozwiązania regulacyjnego dla rozdziału obciążeń pomiędzy linie 220 kV oraz 400 kV. • Dla transformatorów z regulacją wzdłużno-poprzeczną zależną zmianie przekładni kątowej δ towarzyszy zmiana przekładni napięciowej (dla kąta regulacji α różnego od 0o). Wówczas równocześnie ze zmianą kąta przesunięcia fazowego napięć węzłowych następuje zmiana modułu napięcia. Występująca współzależność jest niekorzystna, ponieważ ogranicza możliwości swobodnego kształtowania warunków pracy sieci. W szczególności może to dotyczyć awaryjnych stanów pracy KSE. • Dla zespołów transformatorowych z regulacją wzdłużno-poprzeczną zależną zainstalowanych w KSE zmiana kąta regulacji α wymaga nie tylko wyłączenia całego zespołu transformatorowego, ale również zmiany kolejności połączeń faz pomiędzy poszczególnymi jednostkami składowymi zespołu transformatorowego. Uniemożliwia to szybką regulację przepływów mocy w stanach awaryjnych pracy KSE wymagających niezwłocznych reakcji. Należy zatem przyjąć, że dla tego typu jednostki bezprzerwowa praca jest zdeterminowana układem połączeń między jednostką główną a dodawczą. Bibliografia 1. Machowski J., Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007. 2. Ziemianek S., Zespoły transformatorowe z regulacją przekładni poprzecznej jako sieciowe środki kształtowania przepływów mocy (energii) w SEE, Wiadomości Elektrotechniczne 2006, nr 12.

Rys. 9. Zmiany stopnia obciążenia linii 220 kV relacji Joachimów – Rogowiec dla różnych wariantów pracy KSE i scenariuszy ustawień regulacyjnych transformatora

Wartości poszczególnych wielkości w zależności od przyjętego scenariusza ustawienia parametrów regulacyjnych transformatora

Wielkość

Scenariusz

120,2

–255,9

411,4

496,7

–175,1

46,0

83,0

158,0

156,0

109,0

–

S1-S0

S2-S0

S3-S0

S4-S0

Scenariusz ΔPT

–

–312,8

242,1

313,0

–245,6

Δβ

–

37,0

112,0

110,0

63,0

Tab. 1. Przepływy mocy czynnej, stopnie obciążenia transformatora JOA-A1 oraz zmiany tych wielkości dla różnych scenariuszy ustawienia parametrów regulacyjnych transformatora

3. Korab R., Owczarek R., Kształtowanie transgranicznych przepływów mocy z wykorzystaniem transformatorów z regulacją poprzeczną, Energetyka 2011, nr 5.

4. Żmuda K., Elektroenergetyczne układy przesyłowe i rozdzielcze – wybrane zagadnienia z przykładami, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2012.

Maksymilian Przygrodzki

dr hab. inż. PSE Innowacje sp. z o.o. / Politechnika Śląska e-mail: maksymilian.przygrodzki@pse.pl Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, ekspert w firmie PSE Innowacje sp. z o.o. Zajmuje się zagadnieniami związanymi z funkcjonowaniem sieci elektroenergetycznej, w szczególności w horyzoncie długoterminowym, oraz zagadnieniami związanymi z energetyką rozproszoną.

Piotr Rzepka

dr inż. PSE Innowacje sp. z o.o. / Politechnika Śląska e-mail: piotr.rzepka@pse.pl Adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, główny konsultant w firmie PSE Innowacje sp. z o.o. Zajmuje się zagadnieniami związanymi m.in. z modelowaniem stanów zakłóceniowych w SEE, działaniem automatyki elektroenergetycznej (w tym automatyki systemowej i zabezpieczeniowej) oraz określeniem wpływu źródeł rozproszonych na funkcjonowanie automatyki elektroenergetycznej.

Mateusz Szablicki

dr inż. PSE Innowacje sp. z o.o. / Politechnika Śląska e-mail: mateusz.szablicki@pse.pl Asystent w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, główny konsultant w firmie PSE Innowacje sp. z o.o. Zajmuje się zagadnieniami związanymi z systemami automatyki elektroenergetycznej układów sieciowych złożonych funkcjonalnie i konfiguracyjnie (w tym systemami wieloagentowymi, pomiarami synchronicznymi, sieciami typu smart) oraz modelowaniem i symulacją warunków pracy obiektów elektroenergetycznych (zwłaszcza elektromagnetycznych stanów przejściowych).

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

Intelligent MV Switchgear as an Element of Smart Grid Network

Authors Janusz Ropa Jan Olak Wiesław Jałmużny Paweł Wlazło

Keywords intelligent switchgear, RLSi, Smart Grids, IEC 61850, GOOSE, intelligent hybrid current-voltage transducers, HPPN, electronic module, intelligent bay controller

Abstract In the paper the family of intelligent switchgears, developed by a consortium formed by Tele and Radio Research Institute, Transformex sp. o.o., Elektromontaż Lublin and Łódź University of Technology, has been presented as an element of a Smart Grid power network. The switchgear has been equipped with innovative, hybrid current-voltage transducers made using multilayer printed circuit board technology. In the paper the concept of the switchgear, the construction of the transducers and the electronic module integrating the transducer with protection relay input circuit have been described. The intelligent bay controller implemented in the switchgear contains several modules such as Smart Metering, Smart Control, Smart Communication (IEC 61850) and integrates easily with Smart Grid power networks. The bay controller is additionally equipped with a circuit breaker (CB) diagnostics module (Smart Diagnostics), which analyses CB parameters during its operation. It generates early warning signals about imminent failure likely to happen between periodic inspections and in this way enhances the reliability and safety of network operation. The switchgear contains also the fault recorder and criterion recorder (Smart Recorder/Logger), that facilitates diagnosing the failure events.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015409

Introduction Presently there are no comprehensive solutions of switchgears on the energy market that are integrated with Smart Power Grids in a simple way and that make controlled MV switchgears providing protection, measurement, diagnostics and communication functionalities. In addition, such a solution should feature the following: • high functional flexibility responding to needs of manufacturers and users of switchgears • satisfying the needs of manufacturers, suppliers and consuments (prosumers) of electric energy • safety and quality of transfer/supply of energy • high level of operational safety • reliable and failure-free data transmission. In response to demand for integrated solutions, the scientific and industrial consortium (Elektromontaż Lublin sp. z o.o, Transformex sp. z o.o of Warsaw, Technical University of Łódź, Tele and Radio Research Institute in Warsaw) developed a prototype of smart MV switchgear under the project INNOTECH ID 182726 implemented in 2013–2015 (Fig. 1.)

Advisability of undertaken works and aptness of adopted solutions was confirmed on 13 January 2015 by the Ministry of Economy, which adopted the document “List of Strategic Projects for Power Infrastructure under the Operational Program Infrastructure and Environment 2014–2020”, constituting the Project pipeline for power generation sector under the Operational Program Infrastructure and Environment 2014–2020. According to the definition in the document “Smart Power Grid is a power grid that can integrate in cost-effective and functionally effective manner, behaviour and operations of all connected users – including producers, consumers and entities being simultaneously producers and consumers – in order to ensure efficient and economically balanced power system with low level of losses and high level of quality and safety of supply and protection” [3], that best reflects functional requirements and engineering parameters adopted under the project. The project implemented by the consortium can be referred to as interdisciplinary, as it covers various areas of research and development works (R&D). Project results are due to a combination of solutions to problems related to design and functionalities of 99

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

Fig. 1. View of smart switchgear RSLi

particular variants of the smart switchgear. This is demonstrated by fitting the switchgear with innovative hybrid current and voltage measuring transformers suitable for clearance purposes, the analysis of energy quality and mating with protections, and using a smart bay controller agglomerating a series of hardware and software solutions, such as switch diagnostics module, IEC 61850 communication standard and bay-to-bay interlock mechanism with optional use of GOOSE protocol.

Smart switchgear RSLi The smart switchgear is designated for distribution of electric energy at grid frequency 50 Hz, rated voltage 17.5 kV and 24 kV, in industrial and commercial distribution grids, in typical transformer stations, and in individual solutions. It is an indoor, two-module switchgear, with solid and air insulation, multiple compartments, in a metallic enclosure, with one busbar system. It is used in the design of: switch, disconnector, disconnector with cut-out and universal bays. A new electricity metering system was introduced in the switchgear – an innovative solution of hybrid current and voltage measuring transformers with electronic components. The existing electric energy metering system is based on a separate measuring cell with sizeable current and voltage measuring transformers. The new system allows elimination of duplicate measuring transformers. The aforementioned hybrid current and voltage measuring transformer are also used for protection and diagnostics purposes. In addition the switchgear is fitted with a smart bay controller, comprising energy quality module, remote diagnostics module, criterion fault recorder and communication in the standard IEC61850. In order to ensure arc protection of the bay, the switchgear has a reinforced framework design of side walls and doors, made of profiles of bent 3 mm steel sheets. Side guards are bolted to the structure (galvanized or alu-zinc sheets). Electric arc optical sensors are installed in the switchgear, and can be connected 100

to the bay controller directly or via instantaneous modular arcprotection MAP 6 [12]. MAP 6 protection device is fitted with 6 optical inputs and 1 optical output, thanks to which they can be cascaded (maximum optical input to output delay is 12 µs), covering all zones of switchgear bays. It also has a power (relaysemiconductor) output for direct control of the circuit breaker.

Rated voltage Rated frequency

17.5 kV

24 kV

50 Hz

Immunity to internal electric arc

16.20 kA/1s

Working temperature

–25… + 40ºC

Rated current of busbars

630 A, 1250 A

16,20 kA/1s

630 A, 1250 A

Rated current, disconnector bay

630 A

Rated current, disconnector bay with cut-out

63 A

Momentary short circuit current Rated current, switch bay

Tab. 1. Rated data of the smart switchgear RSLi

One of the smart switchgear advantages are extensive diagnostic mechanisms, which, when combined with the communication standard IEC61850 make maintenance-free solution, suitable for operation with Smart Grids. Thanks to full (local and remote) control we have ongoing insight into the switchgear operation, its technical conditions and, indirectly, into the condition of power facilities the switchgear works with. The switchgear diagnoses the technical condition of the circuit breaker and other switching elements, informing the customer

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

remotely of any events occurring in the system. This ensures high reliability and safety of operation. The innovation is the measurement of busbar temperature and air humidity in the cell. Thanks to above parameters, the user shall be notified much sooner of potential dangers, incorrect parameters of power system operation, and be able to plan possible repair works. One of the largest challenges for the project to face was development of the new generation current and voltage measuring transformer, while completely departing from classic solutions. Due to the high level of innovative requirements imposed on the switchgear design and absence of legal regulations governing MV energy meters with new measuring circuits, the concept of adapting the new measuring transformer to existing solutions was chosen. This is why it is additionally fitted with 5 A current and 100:√3 V voltage measuring circuits.

Hybrid measuring transformers HPPN-20 The voltage 100:√3 V or power output in the order of a few or a dozen or so volt-ampers, common in classic measuring transformers, are not necessary to supply modern electronic protection relays. Also the information about the current in MV grid can be sent to protections in the form of low energy signals. At present, metrological quality of measurement signals from measuring transformers is becoming more and more important. To this end the effect of works carried out at TRANSFORMEX sp. z o.o. was the development of the world’s first hybrid current and voltage measuring transformer type HPPN-20. Measuring transformer HPPN-20 comprises current module and voltage module with one or two current busbars mounted. It features the following advantages: • small dimensions and weight • output parameters of windings suitable for energy clearance pursuant to current standards in power generation sector 0 class 0.2 • four measuring circuits (current and voltage) – class 0.5/0.2 • versatile design (4 variants) • faithful transmission of current and voltage harmonics between 1 Hz and 10,000 Hz. The current module comprises primary winding, in the form of a busbar, and two secondary windings. The first secondary winding, for clearance purposes, is suitable for connection of a classic electric energy meter. It rests on the core of electric engineering steel, core type selected depending on measuring transformer primary rated current. The second winding is a core-less winding of current converter, designed as a Rogowski coil and manufactured using the PCB process (Printed Circuit Board). This winding is used to connect measuring instruments and/or protections, such as bay controllers, energy quality analyzers, signaling devices, etc. The voltage module, located in the bottom section of the measuring transformer, comprises capacitance and resistance MV divider and a tuned low-voltage divider, separation amplifier and electric signal amplifier, installed in a separate section, allowing connection to electric energy meters. There are two additional outputs led out of the separation amplifier, for connection of measuring instruments, protections and

Rated primary currents

25–1250 A

Rated secondary current

Parameters of the measurement core

5VA, cl. 0.5; FS5

I1n

25 A; 1.25 VA; cl. 0.5 ; FS5

Ith 1s

25 kA

Idyn

62.5 kA

Current transducer - conversion factor

1 mV / 1A

Rated primary voltage Rated secondary voltage

6: 100:

– 20:

–V or 4 V

Rated output

5 VA

Rated voltage coefficient

1.9/8 h

Tab. 2. Basic parameters of the measuring transformer HPPN-20

energy quality analyzers. Electric signal amplifiers have one common power supply for three phases of switchgear voltage. The MV divider of the voltage module comprises MV capacitors, manufactured using a modern PCB process, and precision compensating resistors. Measuring transformer insulation is composed of polyurethane resin or silicone rubber. Four versions of the HPPN-20 transducer have been developed. They all have the same dimension and parameters related to measuring four version g accuracy, and they only differ in the number of secondary windings and, slightly, in weight. HPPN-20 measuring transformers were tested by the company TRANSFORMEX (product tests) and by the Institute of Electrical Power Engineering of the Technical University of Łódź and Institute of Electrical Power Engineering in Warsaw (type tests).

Electronics module of the voltage section ME-1 The voltage section of hybrid current and voltage measuring transformer is comprised of a capacitance and resistance divider and mated electronic module. Accuracy of the divider division with regard to both amplitude and phase of primary voltage of the measuring transformer can be guaranteed under condition of low load at its output. In order to ensure working with loads typical to induction voltage measuring transformers, with power output in the order of several volt-amperes at the voltage 100/ V and required accuracy class 0.5, it is necessary to use an amplifier with suitable parameters and properties (Fig. 2). Meeting of this requirement results in output parameters of the hybrid measuring transformer voltage section consistent with requirements specified in the standard PN-EN 61869-3 [2] for induction voltage measuring transformers. The electronics module comprises an AC/DC power supply, DC/DC converter, galvanic separator and power amplifier. The purpose of AC/DC grid power supply is to supply DC voltage (12 V), necessary for conversion in the DC/DC system to bipolar 101

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

Determination of conversion accuracy level of the voltage section of the hybrid measuring transformer consists in measurement of voltage error (transformer voltage ratio) [%] and angle error [min]. Within the tested frequency range (50 Hz – 5 kHz) the accuracy class 0.5 was obtained, similarly as for the current module (5 A and 1 mV/A).

Smart ISP 70 bay controller

Fig. 2. System diagram: capacitance and resistance divider – amplifier – load

DC voltage related to the GND, with value sufficiently high ( 190V) to obtain alternating voltage at the power amplifier output with rated rms value 100: V, increased by 90% in the event of permanent overvoltage caused by emergency condition of MV grid. Primary circuits system on the MV side separating from voltage amplifier secondary circuits ensures galvanic insulation enhancing the safety of personne operating the device (Fig. 3). The power amplifier is a compact electronic system. Its purpose is to proportionally increase the output voltage amplitude of the divider to a normalized level, while maintaining the consistence of phase at a load not exceeding 5 VA.

Smart ISP 70 bay controller (Fig. 4) performs measurement, protection and diagnostic functions, as well as data server function, pursuant to the standard IEC 61850. The CPU uses a double-core signal processor [6, 7], which exchanges data and manages modules via a serial port. Power supply and analogue signal modules are fully controlled and monitored by CPU. Other modules are fitted with controllers performing the majority of the functions related to their designated purpose. The software layer is based on embedded software [4], and therefore it does not require large memory resources and is energy effective.

Smart Integrated Sensors The purpose of this module is low level handling of measured signals form calibrated hybrid current and voltage measuring transformers connected to analogue circuits of the control device, handling of sampling, filtration and re-sampling process (Fig.5). The results of module operation are wave sample tables used by Smart Metering and Smart Analysis modules. Smart Metering – the module that measures analogue values that are the basis for calculation of secondary (criteria) values, such as powers, energies, symmetric components of the current, rms values of the current [9] and zero voltage, angles between current and voltage harmonics, power factor. Those values are used by protections and automation of ISP. Selected values are directed also to the memory output logs, from where they can

Fig. 3. Schematics of the hybrid current and voltage measuring transformer HPPN 20 and electronics module ME-1 102

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

Fig. 4. Smart ISP 70 bay controller

Fig. 5. Block diagram of Smart Integrated Sensors module

be sent to SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) system and AMI (Advanced Metering Infrastructure) system [11]. The communication is through an RS-485 port utilizing MODBUS RTU protocol and Ethernet port utilizing MODBUS TCP and IEC-61850 protocols.

In addition, the energy guard functionality was implemented in the module. Energy guard allows controlling the maximum of energy consumed or released to the grid by given switchgear bay. This allows construction of a fully autonomous power flow control system. An example of energy guard use is the control of the maximum power consumption or reactive power generation by an industrial plant connected to a given switchgear bay. In order to maximize the effectiveness of developed energy guard module, it was fitted with AMI communication system, thanks to which the control system can remotely change permitted limits of consumed or released energy in the preset period. Smart Analysis – energy quality analysis module, utilizing advanced numerical methods and aggregating source data for the purposes of central energy quality monitoring system in distributed grid. Due to installation in direct proximity to energy consumers, it allows ongoing monitoring of energy quality and allows easy identification of consumers introducing excessive interferences to the grid. It can also detect cases of energy supply with incorrect energy quality parameters. This module utilizes hardware and software solutions comprising Smart Integrated Sensors. Smart Diagnosis – diagnostic module, aggregating and analysing data from key components of electric grid, switchgear and connectors [5]. Such data can be used to extend the grid condition knowledge base, and to formulate, based on suitable inference principles, alerts on possible damages and the need for undertaking preventive maintenance. The module is an extension of the e-diagnostics concept, incorporated in the Smart Grid philosophy. Implementation of this concept allows enhancing the reliability of energy transfer and reduction in operating costs. Smart Control – the module executes basic functionalities of the bay controller, that is protection and automation, utilizing bay-to-bay interlocks and allows control of the switchgear from the master system level, including control over automated 103

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

switchgear elements [8]. The module comprises dozens of algorithms, which can be used as the basis for user logic edition (control of device operation). The module is an isolated subprogram, which can be compiled into any operating system and converted into a Dynamic Link Library (DLL). The library is used for simulation of integrated control device operation algorithms [10] using the ELF software tool, which is also used for designing the user logic and programming of the device. Smart Communication – the module executing communication functions in Ethernet standard: • IEC 61850 server for substation protection and automation systems as well as SCADA supervisions systems • bay-to-bay interlocks, utilizing GOOSE – instant substation messaging protocol • managing supply, reception and analysis of energy • synchronization of bay control devices • making available data and control functions, pursuant to recommendations in the standard. The developed module is suitable for operation under the control of operating systems for embedded applications, that is Microsoft Windows Embedded CE 6.0 and Embedded Linux. Results of tests with both systems were positive. In the end the Embedded Linux was adopted, more beneficial from the viewpoint of implementing the bay-to-bay interlock mechanism and GOOSE protocol used for its implementation. Smart Recorder/Logger – the module for advanced recording of events, faults and criterial values in the form of event logs, analog and digital waveforms and periodic reports summarizing switchgear operation in selected periods.

Summary The main advantage and the concept behind the new type of switchgear was to obtain the readymade multi-function solution, considering the needs of upgrade processes implemented in power generation sector. As of present, Polish manufacturers of MV switchgears do not offer comprehensive, readymade solutions suitable for working with Smart Power Grids, constituting uniform fully controlled switchgears with protection, measurement, metering and diagnostic functions. Only partial solutions are offered, comprising separate devices (field control devices, grid analysers, measuring transformers), which offer some functionality when combined. The presented solution can be compared, to certain extent, with the ABB eVD4 switch, integrated with current and voltage sensors and communication and protection device. Implementation of arc protection, automation, diagnostics and metering functions requires establishment of a communication infrastructure in accordance with the IEC 61850 standard. This is why those two solutions cannot be compared directly. The developed medium voltage smart switchgear is Poland’s first prototype, setting out new directions for the development of

104

engineering solutions and representing an innovative approach to functionality, accessories and quality in the 21st century, also taking into consideration the requirement of Smart Power Grids compliance. Since no similar solutions exist, the design team could not have relied on the experience of specialists in the field. At each stage of the work, the members of the consortium had to solve new problems, thus gaining new knowledge and precious experience, which are the added value of the Project. The article presents results of tests conducted under the Project INNOTECH ID 182726, co-financed by NCBiR [national R&D centre] titled: Smart medium voltage switchgear as the Smart Grid component. REFERENCES

1. W. Jałmużny, Analiza właściwości przekładników napięciowych wysokiego napięcia ze szczególnym uwzględnieniem oscylacji ferrorezonansowych. Monografia habilitacyjna, Zeszyty Naukowe nr 1164 Politechniki Łódzkiej, Rozprawy Naukowe, z. 454, Łódź 2013. 2. PN-EN 61869-3: Przekładniki – Wymagania szczegółowe dotyczące przekładników napięciowych indukcyjnych. 3. Lista Projektów Strategicznych dla infrastruktury energetycznej, w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014–2020, Ministerstwo Gospodarki; 13.01.2015. 4. G. Wojtaś, K. Makowiecki, „Elementy architektury oprogramowania systemów wbudowanych dla sterowników energetycznych”, Automatyka Elektroenergetyczna, No. 9, 2013. 5. K. Broda, R. Przybysz, P. Wlazło, „Metody diagnostyki zużycia wyłącznika”, Wiadomości Elektrotechniczne 2013, 11. 6. ADSP-BF53x/BF56x Blackfin® Processor Programming Reference, Revision 1.2, Analog Devices, Inc., Norwood, February 2007. 7. VisualDSP++ 5.0 C/C++ Compiler and Library Manual for Blackfin Processors, DSP Run-Time Library, Revision 5.0, Analog Devices, Inc., Norwood, August 2007. 8. R. Kowalik, M. Januszewski , A. Smolarczyk, Cyfrowa elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2006. 9. Lisowiec, G. Wojtaś, Przetwarzanie sygnałów cewki Rogowskiego w procesorze o arytmetyce stałoprzecinkowej, Elektronika, No. 4, 2013. 10. K. Broda, M. Andrzejewski, P. Wlazło, Symulator Funkcji Logicznych w sterownikach polowych MUPASZ, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, No. 9. 11. R. Przybysz, G. Kowalski, P. Wlazło, Bezrdzeniowy przetwornik prądowy jako element sieci sensorycznej AMI, Wiadomości Elektrotechniczne, No. 12, 2014. 12. K. Broda, Z. Kołodziejczyk, P. Wlazło, Nowa jakość w ochronie przeciwłukowej rozdzielnic – MAP 6, Wiadomości Elektrotechniczne, No. 9, 2014.

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 99–105

Janusz Ropa Elektromontaż Lublin sp. z o.o. e-mail: j.ropa@elektromontaz.lublin.pl Graduate of Łódź University of Technology, Electrical Department. At present the President of Elektromontaż Lublin. In the years 1995–2012 member of the team designing and preparing production of STLmb Concrete Prefabricated Transformer Substation (12 types), in accordance with IEC 61330 Standard and recommendations of Polish Association of Electrical Energy Transmission and Distribution in Poznań. In the years 1980–2012 member of the team designing and preparing production of several types of transformer substations (CTSP-SU, PTKN, ABC) exported to Ukraine, Byelorussia, Latvia and Siberian oils fields in Russia. Member of a dozen or so teams involved in projects referring to MV cable connectors and fittings. Author and co-author of many publications and presentations on transformer substations and renewable energy sources.

Jan Olak Transformex sp. z o.o w Warszawie e-mail: janolak90@gmail.com Graduate of Warsaw University of Technology, Electrical Department, Industrial Electrotechnics (1961). In the years 1975–1976 – one year postgraduate Studium concerning Electrical Apparatuses at the same University and then in the years 1989-1990 one year postgraduate studies concerning High Voltage Electrical Apparatuses. His research interests include equipment for power industry and current and voltage transformers. Author and co-author of numerous manufactured LV, MV and HV measuring transformers, honoured with many awards and distinctions such as Silver Cross of Merits – President of Poland, Warsaw 1990; medal and title “Meritorious for Inventiveness and Rationalization” – Prime Minister, Warsaw 1986, Joint Award of the Polish Atomic Agency President: “Development of the low energy prototype electron accelerator EAK400/100 for radiation technologies” – XII 1990. Author of 20 patents in the field of power engineering (measuring transformers, auxiliary transformers etc.).

Wiesław Jałmużny Łódź University of Technology e-mail: wiesjalm@p.lodz.pl Graduate of Łódź University of Technology, Electrical Department, M.Sc. Eng. (1972), Ph.D. Eng. (1980). Employed at Łódź University of Technology, in 2014 in the Department of Electrotechnics, Electronics, Information Technology, Automatics acquired title D.Sc. Eng. Research discipline: Electrotechnics, Specialization: Measuring Transformers and Electromagnetic Compatibility. His research interests include: the construction of laboratory and grid transformers, metrological issues in transformer electric circuits, interference transfer through transformers, magnetic circuits, laboratory and measurement equipment for testing of transformers.

Paweł Wlazło Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie e-mail: pawel.wlazlo@itr.org.pl Graduate of Warsaw University of Technology, Electronics Department, specialty – Automation; M.Sc. Eng. Automation Specialist (1993). At present head of ICT and Electronics Centre at the Tele & Radio Research Institute in Warsaw. His research interests include: communication and information technologies in power protection and monitoring equipment, user defined logic in bay controllers, smart power grids, measurement and diagnostic equipment. Author and co-author of several patents in the field of electronics and power engineering. Leader and member of a dozen or so research and development projects involving, among others, implementation of bay controllers. Laureate of many individual and joint prizes for innovative solutions and their implementations, e.g. Medal from the Association of French Inventors and Manufacturers AIFF for Programmable Bay Controller for Electrical Smart Grids – MUPASZ 710 plus – 2013.

105

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 99–105

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 99–105. When referring to the article please refer to the original text. PL

Rozdzielnica inteligentna średnich napięć jako element sieci Smart Grid Autorzy

Janusz Ropa Jan Olak Wiesław Jałmużny Paweł Wlazło

Słowa kluczowe

rozdzielnica inteligentna, RLSi, Smart Grid, IEC 61850, GOOSE, hybrydowe przekładniki prądowo-napięciowe, HPPN, moduł elektroniczny, ME, inteligentny sterownik polowy, ISP70

Streszczenie

W artykule przedstawiono inteligentną rozdzielnicę średnich napięć jako element sieci Smart Grid, opracowaną przez konsorcjum przemysłowo-naukowe – Elektromontaż Lublin sp. z o.o, Transformex sp. z o.o. w Warszawie, Politechnika Łódzka, Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie – w ramach projektu INNOTECH ID 182726. Rozdzielnica jest wyposażona w nowatorskie hybrydowe przekładniki prądowo-napięciowe, wykonane w technologii wielowarstwowych obwodów drukowanych. W artykule przedstawiono koncepcję inteligentnej rozdzielnicy, wyposażonej w hybrydowe przekładniki prądowo-napięciowe, zintegrowane z modułem elektronicznej sekcji niskonapięciowej oraz sterownik polowy ISP 70. Zastosowany w rozdzielnicy inteligentny sterownik polowy zawiera wiele modułów funkcjonalnych, takich jak: Smart Metering, Smart Control, Smart Communication (IEC 61850), dzięki czemu w sposób naturalny integruje się z sieciami Smart Grid. Dodatkowo jest wyposażony w moduł diagnostyki łączników (Smart Diagnostics), który analizuje istotne parametry łączników w trakcie eksploatacji. Generuje on sygnały wczesnego ostrzegania o możliwości wystąpienia awarii pomiędzy przeglądami okresowymi, tym samym podnosząc niezawodność i bezpieczeństwo eksploatacji. Rozdzielnica jest wyposażona ponadto w rejestrator zakłóceń oraz rejestrator kryterialny (Smart Recorder/Logger), ułatwiające diagnozowanie stanów awaryjnych.

Wstęp Na rynku energetycznym brakuje kompleksowych rozwiązań rozdzielnic, które w prosty sposób integrowane są z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi (Smart Power Grid) oraz tworzą w pełni sterowalne rozdzielnice SN o funkcjach: zabezpieczeniowych, pomiarowych, diagnostycznych i komunikacyjnych. Ponadto takie rozwiązanie obecnie powinno się charakteryzować: • dużą elastycznością funkcjonalną ukierunkowaną na potrzeby producentów i użytkowników aparatury rozdzielczej • zaspokojeniem potrzeb wytwórców, dostawców i konsumentów (prosumentów) energii elektrycznej • bezpieczeństwem i jakością przesyłu/ dostaw energii • wysokim poziomem bezpieczeństwa obsługi • pewnością i niezawodnością przesyłania danych. W odpowiedzi na zapotrzebowanie zintegrowanych rozwiązań konsorcjum przemysłowo-naukowe (Elektromontaż Lublin sp. z o.o., Transformex sp. z o.o. w Warszawie, Politechnika Łódzka, Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie) opracowało prototyp inteligentnej rozdzielnicy SN, w ramach projektu INNOTECH ID 182726, realizowanego w latach 2013–2015 (fot. 1). Celowość podjętych prac oraz trafność przyjętych rozwiązań została potwierdzona 13 stycznia 2015 roku przez Ministerstwo Gospodarki, które przyjęło dokument „Lista projektów strategicznych dla infrastruktury energetycznej w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014–2020”, stanowiący project pipeline dla sektora energetyki w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014–2020. W dokumencie podana jest

106

Fot. 1. Widok inteligentnej rozdzielnicy RSLi

definicja „Inteligentna sieć elektroenergetyczna – to sieć elektroenergetyczna, która może w sposób efektywny kosztowo i funkcjonalnie integrować zachowania i działania wszystkich przyłączonych do niej użytkowników – w tym również wytwórców, odbiorców oraz użytkowników będących zarazem wytwórcami i odbiorcami – w celu zapewnienia efektywnego i zrównoważonego pod względem ekonomicznym systemu energetycznego, o niskim poziomie strat oraz wysokim poziomie jakości oraz bezpieczeństwa dostaw i ochrony” [3], która najlepiej odzwierciedla przyjęte w projekcie wymagania dotyczące funkcjonalności i parametrów technicznych.

Zrealizowany przez konsorcjum projekt można nazwać interdyscyplinarnym, ponieważ obejmuje różne obszary prac badawczo-rozwojowych (B+R). Jego efekt wynika z połączenia zagadnień związanych z konstrukcją i funkcjonalnością wariantów inteligentnej rozdzielnicy. Świadczy o tym wyposażenie rozdzielnicy w nowatorskie hybrydowe przekładniki prądowo-napięciowe przystosowane do celów rozliczeniowych, do analizy jakości energii i współpracy z zabezpieczeniami, oraz zastosowanie inteligentnego sterownika polowego, skupiającego wiele rozwiązań sprzętowo-programowych, takich jak np.: moduł diagnostyki wyłącznika, standard komunikacyjny

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 99–105

IEC 61850 oraz mechanizm blokad międzypolowych z opcjonalnym wykorzystaniem protokołu GOOSE. Rozdzielnica inteligentna RSLi Rozdzielnica inteligentna przeznaczona jest do rozdziału energii elektrycznej o częstotliwości sieciowej 50 Hz, przy napięciu znamionowym 17,5 kV i 24 kV w sieciach rozdzielczych energetyki przemysłowej i zawodowej, w typowych stacjach transformatorowych oraz w rozwiązaniach indywidualnych. Jest rozdzielnicą dwuczłonową, wnętrzową z izolacją stało-powietrzną, wieloprzedziałową, w osłonie metalowej z pojedynczym systemem szyn zbiorczych. W konstrukcji rozdzielnicy występują następujące pola: wyłącznikowe, rozłącznikowe, rozłącznikowe z bezpiecznikami oraz uniwersalne. W rozdzielnicy wprowadzono nowy system pomiaru energii elektrycznej, polegający na zastosowaniu nowatorskiego rozwiązania hybrydowych przekładników prądowo-napięciowych z elementami elektronicznymi. Dotychczasowy pomiar energii polegał na zastosowaniu oddzielnej celki pomiarowej z przekładnikami prądowymi i napięciowymi o znacznych wymiarach. Nowy system pozwala wyeliminować użycie celki pomiarowej oraz podwójną liczbę przekładników (przekładniki prądowe i napięciowe). Wyżej wymienione hybrydowe przekładniki prądowo-napięciowe są również wykorzystywane do celów zabezpieczeniowych i diagnostycznych. Ponadto rozdzielnica jest wyposażona w inteligentny sterownik polowy wyposażony w moduły: analizy jakości energii, zdalnej diagnostyki, rejestratora kryterialnego oraz komunikacji w standardzie IEC 61850. W celu zapewnienia łukoochronności pola rozdzielnica ma wzmocnioną konstrukcję szkieletową ścian bocznych i drzwi, z kształtowników giętych z blachy stalowej o grubości 3 mm oraz osłony boczne z blachy alu-cynkowej. W rozdzielnicy są instalowane czujniki optyczne łuku elektrycznego, które można podłączyć bezpośrednio do sterownika polowego lub z wykorzystaniem bezzwłocznego modułowego zabezpieczenia łukoochronnego MAP 6 [12]. Urządzenie MAP 6 wyposażone jest w sześć wejść i jedno wyjście optyczne, dzięki czemu można je łączyć kaskadowo (maksymalne opóźnienie od wejścia do wyjścia optycznego wynosi 12 µs), obejmując w ten sposób wszystkie strefy pól rozdzielczych. Posiada również wyjście mocowe (przekaźnikowo-półprzewodnikowe) do bezpośredniego sterowania wyłącznikiem. Jedną z zalet rozdzielnicy inteligentnej są rozbudowane mechanizmy diagnostyczne, które w połączeniu ze standardem komunikacyjnym IEC 61850 tworzą rozwiązanie bezobsługowe, przystosowane do współpracy z sieciami Smart Grid. Dzięki pełnej sterowalności (lokalnej i zdalnej) mamy ciągły wgląd na pracę rozdzielnicy, jej stan techniczny oraz w sposób pośredni w stan obiektów elektroenergetycznych, z którymi współpracuje. Rozdzielnica diagnozuje stan techniczny wyłącznika i innych elementów łączeniowych, zdalnie informując klienta o zdarzeniach zaistniałych w systemie. Zapewnia to wysoką niezawodność pracy

i bezpieczeństwo. Nowością jest pomiar temperatury styków szyn, jak i wilgotności powietrza w celce. Dzięki powyższym parametrom użytkownik dużo wcześniej będzie poinformowany o wykrytych potencjalnych zagrożeniach, nieprawidłowych parametrach pracy systemu elektroenergetycznego i będzie mógł zaplanować ewentualną naprawę. Jednym z największych wyzwań w projekcie było opracowanie nowej generacji przekładnika prądowo-napięciowego, przy całkowitym odejściu od rozwiązań klasycznych. Ze względu na wysoki poziom innowacyjnych wymagań, postawionych w projekcie przed rozdzielnicą, oraz brak gotowych rozwiązań prawnych dotyczących liczników energii SN z nowymi obwodami pomiarowymi przyjęto dostosowanie nowego przekładnika do istniejących rozwiązań. Dlatego został on dodatkowo wyposażony w obwody do pomiaru prądu 5 A i napięcia 100/ V. Przekładniki hybrydowe HPPN-20 Do zasilania nowoczesnych, elektronicznych zabezpieczeń nie jest potrzebne napięcie 100/ V ani moc rzędu kilku czy kilkunastu woltoamperów, powszechnie spotykane w klasycznych przekładnikach napięciowych. Również informacja o prądzie w sieci SN może być przesyłana do zabezpieczeń w postaci niskoenergetycznych sygnałów. Obecnie coraz większe znacznie ma jakość metrologiczna sygnałów pomiarowych dostarczanych z przekładników. Dlatego efektem prowadzonych prac było opracowanie w firmie Transformex sp. z o.o. nowoczesnego hybrydowego przekładnika prądowo-napięciowego typu HPPN-20. Przekładnik HPPN-20 składa się z członu prądowego i napięciowego z obsadzoną jedną lub dwiema szynami prądowymi. Charakteryzuje się następującymi zaletami: • małe wymiary i masa • dostosowanie parametrów wyjściowych uzwojeń do rozliczeń energii zgodnych z aktualnymi standardami w energetyce • cztery obwody pomiarowe: prądowe i napięciowe • uniwersalna konstrukcja (cztery wersje wykonania) • wierne przenoszenie harmonicznych w prądzie i napięciu od 1 Hz do 10 000 Hz. Człon prądowy składa się z uzwojenia pierwotnego w postaci szyny oraz z dwóch uzwojeń wtórnych. Pierwsze uzwojenie wtórne, do rozliczeń, jest przystosowane do podłączenia licznika energii elektrycznej w wykonaniu klasycznym. Jest ułożone na rdzeniu ze stali elektrotechnicznej o rodzaju dobranym w zależności od znamionowego prądu pierwotnego przekładnika. Uzwojenie drugie jest uzwojeniem bezrdzeniowego przetwornika prądowego, zbudowanego na zasadzie cewki Rogowskiego, wykonanego w technologii PCB (ang. Printed Circuit Board). Uzwojenie to służy do podłączenia aparatury pomiarowej i/lub zabezpieczeniowej w postaci sterowników polowych, analizatorów jakości energii, sygnalizatorów itp. Człon napięciowy znajdujący się w dolnej części przekładnika składa się z pojemnościowo-rezystancyjnego dzielnika średniego napięcia oraz z umieszczonych w oddzielnej obudowie: dzielnika niskonapięciowego – strojonego, wzmacniacza separacyjnego

Napięcie znamionowe

17,5 kV

24 kV

Częstotliwość znamionowa

50 Hz

Odporność na łuk wewnętrzny

16,20 kA/1s

Temperatura pracy

–25… + 40ºC

Prąd znamionowy szyn zbiorczych

630 A, 1250 A

Prąd zwarciowy krótkotrwały

16,20 kA/1s

Prąd znamionowy pola wyłącznikowego

630 A, 1250 A

Prąd znamionowy pola rozłącznikowego

630 A

Prąd znamionowy pola z rozłącznikiem bezpiecznikowym

63 A

Tab. 1. Dane znamionowe inteligentnej rozdzielnicy RSLi

Znamionowy prąd pierwotny

25–1250 A

Znamionowy prąd wtórny

Parametry rdzenia do pomiarów

5 VA; kl. 0,5; FS5

I1n

25 A; 1,25 VA; kl. 0,5; FS5

Ith 1s

25 kA

Idyn

62,5 kA

Przetwornik prądowy – współczynnik przetwarzania

1 mV/A

Znamionowe napięcie pierwotne

Znamionowe napięcie wtórne

100/

Moc znamionowa

5 VA

Znamionowy współczynnik napięciowy

1,9/8 h

– 20/

–V lub 4 V

Tab. 2. Podstawowe parametry przekładnika HPPN-20

i wzmacniacza sygnału elektrycznego umożliwiającego podłączenie do liczników energii elektrycznej. Ze wzmacniacza separacyjnego są wyprowadzone dwa dodatkowe wyjścia do podłączenia urządzeń pomiarowych, zabezpieczeniowych i analizatorów jakości energii. Wzmacniacze sygnału elektrycznego mają jeden wspólny zasilacz dla trzech faz napięcia rozdzielnicy. Dzielnik SN członu napięciowego jest zbudowany z kondensatorów SN, wykonanych w nowoczesnej technologii PCB, i precyzyjnych rezystorów sterujących. Izolację przekładnika stanowi żywica poliuretanowa lub kauczuk silikonowy. Opracowano cztery wersje wykonania przekładników HPPN-20 w zależności od potrzeb w zakresie ich zastosowania. Wszystkie posiadają te same wymiary i parametry dotyczące dokładności pomiarów, a różnią się liczbą uzwojeń wtórnych i nieznacznie masą. Przekładniki HPPN-20

107

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 99–105

zostały przebadane w firmie Transformex (próby wyrobu) oraz w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej i Instytucie Energetyki w Warszawie (próby typu).

Rys. 1. Schemat układu: dzielnik pojemnościowo-rezystancyjny – wzmacniacz – obciążenie

Rys. 2. Schemat ideowy przekładnika HPPN-20 i modułu EM-1

Fot. 2. Inteligentny sterownik polowy ISP 70

108

Moduł elektroniczny sekcji napięciowej ME-1 Część napięciową hybrydowego przekładnika prądowo-napięciowego tworzą: dzielnik pojemnościowo-rezystancyjny oraz współpracujący z nim moduł elektroniczny. Dokładność podziału dzielnika, zarówno w odniesieniu do amplitudy, jak i fazy napięcia pierwotnego przekładnika, jest uwarunkowana nieznacznym obciążeniem jego wyjścia. W celu zapewnienia wymaganej klasy dokładności 0,5 i współpracy z typowymi dla przekładników napięciowych indukcyjnych obciążeniami, o mocy rzędu woltoamperów przy napięciu 100/ V, niezbędne jest zastosowanie wzmacniacza o odpowiednich parametrach i właściwościach (rys. 1). Spełnienie tego warunku powoduje, że parametry wyjściowe części napięciowej przekładnika hybrydowego są zgodne ze stawianymi w normie PN-EN 61869-3 [2] wymaganiami dla przekładników napięciowych indukcyjnych. W skład modułu elektronicznego wchodzą: zasilacz sieciowy AC/ DC, przetwornica DC/ DC oraz separator galwaniczny i wzmacniacz mocy. Zadaniem zasilacza sieciowego AC/DC jest dostarczenie napięcia stałego (12 V), niezbędnego do przetworzenia w układzie DC/ DC na dwubiegunowe względem masy napięcie DC o wartości dostatecznie dużej (±190 V), dla uzyskania na wyjściu wzmacniacza mocy napięcia przemiennego o znamionowej wartości skutecznej 100/ V powiększonej o 90% w przypadku przepięcia ustalonego, spowodowanego stanem awaryjnym w sieci SN. Układ separacji obwodów pierwotnych po stronie SN od obwodów wtórnych wzmacniacza napięcia zapewnia izolację galwaniczną poprawiającą bezpieczeństwo osób obsługujących urządzenie. Wzmacniacz mocy jest elektronicznym układem w wersji scalonej. Jego zadaniem jest proporcjonalne zwiększenie amplitudy napięcia wyjściowego dzielnika do znormalizowanego poziomu, przy jednoczesnym zachowaniu zgodności fazy i obciążeniu nieprzekraczającym 5 VA. Określenie stopnia dokładności przetwarzania części napięciowej przekładnika hybrydowego polega na pomiarze błędu napięciowego (przekładni) εU[%] oraz błędu kątowego ΔφU[min]. W badanym zakresie częstotliwości (50 Hz – 5 kHz) osiągnięto klasę dokładności 0,5, podobnie jak dla członu prądowego (5 A i 1 m V/A). Na rys. 2 przedstawiono schemat ideowy HPPN-20 i EM-1. Inteligentny sterownik polowy ISP 70 Inteligentny sterownik polowy ISP 70 (fot. 2) pełni funkcje pomiarowe, zabezpieczeniowe, diagnostyczne oraz serwera danych zgodnie ze standardem IEC 61850. Jednostka centralna wykorzystuje dwurdzeniowy procesor sygnałowy [6, 7], który poprzez szybkie łącza szeregowe wymienia dane i zarządza modułami. Moduły zasilacza i sygnałów analogowych są w pełni kontrolowane i sterowane przez jednostkę

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 99–105

centralną. Pozostałe moduły są wyposażone w kontrolery, które realizują znaczną część funkcji związanych z ich przeznaczeniem. Warstwa programowa oparta jest na wbudowanym oprogramowaniu [4], dzięki czemu nie wymaga dużych zasobów pamięci i jest energooszczędna. Smart Integrated Sensors Zadaniem modułu jest niskopoziomowa obsługa sygnałów pomiarowych, pochodzących ze wzorcowanych hybrydowych przekładników pomiarowych prądowo-napięciowych dołączonych do obwodów analogowych sterownika, obsługa próbkowania, filtracja i resampling (rys. 3). Wynikiem działania modułu są tablice próbek przebiegów, które są wykorzystywane przez moduły Smart Metering i Smart Analysis. Smart Metering – moduł pomiaru wartości analogowych, które stanowią podstawę do obliczania wartości wtórnych (kryterialnych), takich jak moce, energie, składowe symetryczne prądu, wartości skuteczne prądu [9] i napięcia zerowego, kąty pomiędzy podstawowymi harmonicznymi prądów i napięć, współczynnik mocy. Wartości te są wykorzystywane przez zabezpieczenia i automatyki w ISP. Wyznaczone wartości trafiają również do rejestrów wyjściowych pamięci, skąd mogą zostać przesłane do systemów SCADA (ang. Supervisory Control And Data Acquisition) i AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) [11]. Komunikację zapewnia łącze RS-485 z protokołem MODBUS RTU oraz łącze Ethernet z protokołem MODBUS TCP i IEC 61850. Dodatkowo w module zaimplementowano funkcje strażnika energii. Strażnik energii pozwala kontrolować maksymalną ilość energii pobieranej lub oddawanej do sieci przez dane pole rozdzielcze. Pozwala to na budowę w pełni autonomicznego systemu sterowania przepływem mocy. Przykładowym wykorzystaniem strażnika energii jest kontrola maksymalnego poboru lub generacji mocy biernej przez zakład przemysłowy podłączony do danego pola rozdzielczego. W celu zmaksymalizowania efektywności opracowanego modułu strażnika energii wyposażono go w komunikację w systemie AMI, dzięki czemu system zarządzania może zdalnie zmienić dozwolone limity pobranej lub oddawanej energii w zadanym okresie czasu. Smart Analysis – moduł analizy jakości energii wykorzystujący zaawansowane metody numeryczne i dokonujący agregacji danych źródłowych na potrzeby systemu centralnego nadzoru jakości energii w sieci dystrybucyjnej. Ze względu na zainstalowanie w bezpośredniej bliskości odbiorców energii pozwala na ciągłe monitorowanie jej jakości oraz na łatwą lokalizację odbiorców wprowadzających do sieci nadmierne zakłócenia. Może również wykrywać przypadki dostaw energii o niewłaściwych parametrach. Moduł wykorzystuje rozwiązania sprzętowo-programowe wchodzące w skład Smart Integrated Sensors. Smart Diagnosis – moduł diagnostyczny analizujący dane pochodzące z kluczowych elementów sieci elektrycznej, rozdzielnicy i łączników [5]. Dane te mogą służyć do poszerzania bazy wiedzy o stanie sieci, a także do formułowania, na podstawie odpowiednich reguł wnioskowania,

Rys. 3. Schemat blokowy modułu Smart Integrated Sensors

alarmów o możliwym wystąpieniu uszkodzeń i konieczności dokonania z wyprzedzeniem czynności konserwacyjnych. Moduł jest rozwinięciem idei e-diagnostyki, wpisującym się w filozofię Smart Grid. Jego zaimplementowanie pozwala na podniesienie niezawodności przesyłu energii i obniżenie kosztów eksploatacyjnych. Smart Control – moduł wykonuje podstawowe funkcje sterownika polowego EAZ, czyli realizuje zabezpieczenia i automatyki z wykorzystaniem blokad międzypolowych oraz umożliwia kontrolę nad rozdzielnicą z poziomu systemu nadrzędnego, w tym nad zautomatyzowanymi elementami rozdzielnicy [8]. W skład modułu wchodzi kilkadziesiąt algorytmów, na ich podstawie można tworzyć logikę użytkownika (działania sterownika). Moduł ten stanowi wydzielony podprogram, dzięki czemu można go przekompilować na dowolny system operacyjny i utworzyć z niego bibliotekę DLL (ang. Dynamic Link Library). Biblioteka ta jest wykorzystywana do celu symulacji pracy wbudowanych algorytmów działania sterownika [10] za pomocą oprogramowania narzędziowego ELF, które wykorzystywane jest również do projektowania logiki użytkownika i programowania urządzenia. Smart Communication – moduł realizujący funkcje komunikacyjne w standardzie ethernet [13]: • serwera IEC 61850 dla układów zabezpieczeń i automatyki stacyjnej, a także dla systemów nadzorczych SCADA • blokad międzypolowych, wykorzystując protokół przesyłania szybkich komunikatów stacyjnych GOOSE • zarządzania dostawami, odbiorem i analizą energii • synchronizacji współpracujących ze sobą sterowników polowych

• udostępnienia danych i funkcji kontrolnych w sposób zgodny z zaleceniami normy. Opracowany moduł jest przystosowany do pracy pod kontrolą systemów operacyjnych do zastosowań wbudowanych, czyli Microsoft Windows Embedded CE 6.0 i Embedded Linux. Badania przeprowadzone dla obu systemów dały wynik pozytywny. Ostatecznie zastosowano Embedded Linux, korzystniejszy z punktu widzenia realizacji mechanizmu blokad międzypolowych oraz protokołu GOOSE, wykorzystywanego do jego implementacji. Smart Recorder/Logger – jest to moduł zaawansowanych rejestratorów: zdarzeń, zakłóceń i wartości kryterialnych, które dokonują zapisu w formie rekordów zdarzeń, przebiegów analogowych i cyfrowych oraz cyklicznych raportów podsumowujących działanie rozdzielnicy w wybranych okresach. Podsumowanie Główną zaletą i ideą powstania nowego typu rozdzielni było otrzymanie gotowego, wielofunkcyjnego rozwiązania uwzględniającego potrzeby procesów modernizacyjnych realizowanych w energetyce. Aktualnie w ofercie polskich producentów rozdzielnic SN brakuje kompleksowych, gotowych rozwiązań, które byłyby przystosowane do współpracy z inteligentnymi sieciami oraz tworzyły jednolite, w pełni sterowalne rozdzielnice realizujące zadania zabezpieczeniowe, pomiarowe, rozliczeniowe i diagnostyczne. Proponowane są jedynie rozwiązania cząstkowe, które składają się z oddzielnych urządzeń (sterowników polowych, analizatorów sieci, przekładników), kreujących łącznie pewną funkcjonalność. Przedstawione rozwiązanie można porównać częściowo z wyłącznikiem

109

J. Ropa et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 99–105

eVD4 firmy ABB, który jest zintegrowany z sensorami prądowo-napięciowymi, i urządzeniem komunikacyjno-zabezpieczającym. Realizacja zabezpieczeń łukoochronnych, automatyki, diagnostyki i funkcji rozliczeniowych wymaga zbudowania infrastruktury komunikacyjnej zgodnej z normą IEC 61850. Dlatego trudno obydwa rozwiązania porównywać. Opracowana inteligentna rozdzielnica średnich napięć jest pierwszym w Polsce prototypem wytyczającym kompleksowo nowe kierunki rozwiązań technicznych oraz innowacyjne podejście dotyczące funkcjonalności, wyposażenia i jakości w XXI wieku, uwzględniającym współpracę z inteligentnymi sieciami. Z powodu braku podobnych rozwiązań członkowie zespołu realizującego projekt nie mogli liczyć na skorzystanie z doświadczenia innych firm. Na każdym etapie projektu członkowie konsorcjum musieli pioniersko rozwiązywać problemy, przez co zdobyli nową wiedzę i cenne doświadczenie dodatkowo wzbogacające wartość projektu. W artykule przedstawiono wyniki badań przeprowadzonych w ramach projektu INNOTECH ID 182726 pt.: „Rozdzielnica inteligentna średnich napięć jako element sieci Smart Grid”, dofinansowanego przez NCBiR.

Bibliografia 1. Jałmużny W., Analiza właściwości przekładników napięciowych wysokiego napięcia ze szczególnym uwzględnieniem oscylacji ferrorezonansowych, monografia habilitacyjna, Zeszyty Naukowe Politechniki Łódzkiej 2013, Rozprawy Naukowe, nr 1164, z. 454. 2. PN-EN 61869-3: Przekładniki – Wymagania szczegółowe dotyczące przekładników napięciowych indukcyjnych. 3. Lista projektów strategicznych dla infrastruktury energetycznej w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014–2020, Ministerstwo Gospodarki, 13.01.2015. 4. Wojtaś G., Makowiecki K., Elementy architektury oprogramowania systemów wbudowanych dla sterowników energetycznych, Automatyka Elektroenergetyczna 2013, nr 9. 5. Broda K., Przybysz R., Wlazło P., Metody diagnostyki zużycia wyłącznika, Wiadomości Elektrotechniczne 2013, nr 11. 6. ADSP-BF53x/BF56x Blackfin® Processor Programming Reference, Revision 1.2, Analog Devices, Inc., Norwood, February 2007.

7. VisualDSP++ 5.0 C/C++ Compiler and Library Manual for Blackfin Processors, DSP Run-Time Library, Revision 5.0, Analog Devices, Inc., Norwood, August 2007. 8. Kowalik R ., Janusze wski M., Smolarczyk A., Cyfrowa elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2006. 9. Lisowiec A., Wojtaś G., Przetwarzanie sygnałów cewki Rogowskiego w procesorze o arytmetyce stałoprzecinkowej, Elektronika 2013, nr 4. 10. Broda K., Andrzejewski M., Wlazło P., Symulator funkcji logicznych w sterownikach polowych MUPASZ, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, nr 9. 11. Przybysz R., Kowalski G., Wlazło P., Bezrdzeniowy przetwornik prądowy jako element sieci sensorycznej AMI, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, nr 12. 12. Broda K., Kołodziejczyk Z., Wlazło P., Nowa jakość w ochronie przeciwłukowej rozdzielnic – MAP 6, Wiadomości Elektrotechniczne 2014, nr 9. 13. Przybysz R., Wlazło P., Wykorzystanie standardu ethernet w rozwiązaniach automatyki i zabezpieczeń sieci rozdzielczych SN, ElektroInfo 2014, nr 4.

Janusz Ropa

mgr inż. Elektromontaż Lublin sp. z o.o e-mail: j.ropa@elektromontaz.lublin.pl Absolwent Wydziału Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej. Prezes Elektromontażu Lublin. W latach 1995–2012 opracowywał i wdrażał projekt rodziny stacji transformatorowych prefabrykowanych typu STLmb w obudowie żelbetowej (12 typów), zgodnie z normą IEC 61330 oraz wytycznymi Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej w Poznaniu. W latach 1980–2012 opracowywał i wdrażał do produkcji kilka projektów stacji transformatorowych (CTSP-SU, PTKN, ABC) eksportowanych na Ukrainę, Białoruś, Łotwę oraz do Rosji, na pola roponośne na Syberii. Ponadto współrealizował kilkanaście projektów dotyczących złącz i przepustów kablowych SN. Autor i współautor kilkunastu publikacji i wystąpień o tematyce dotyczącej stacji transformatorowych i rozproszonych źródeł energii.

Jan Olak

mgr inż. Transformex sp. z o.o. w Warszawie e-mail: janolak90@gmail.com Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej, kierunek elektrotechnika przemysłowa (1961). Na swoim macierzystym wydziale ukończył studia podyplomowe z zakresu aparatów elektroenergetycznych, a następnie z zakresu aparatów elektroenergetycznych wysokiego napięcia. Jego zainteresowania zawodowe obejmują: aparaturę elektroenergetyczną i przekładniki prądowo-napięciowe dla nn, SN WN. Autor i współautor kilkudziesięciu konstrukcji przekładników wdrożonych do produkcji, za które otrzymał liczne nagrody i odznaczenia. Współautor 20 patentów dotyczących urządzeń dla energetyki (przekładniki, transformatory potrzeb własnych i in.).

Wiesław Jałmużny

dr hab. inż. Politechnika Łódzka e-mail: wiesjalm@p.lodz.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Łódzkiej (1972). Zatrudniony na swojej macierzystej uczelni, gdzie w 2014 roku uzyskał stopień naukowy doktora habilitowanego na Wydziale Elektrotechniki, Elektroniki, Informatyki i Automatyki. Jego zainteresowania badawcze obejmują: konstrukcje przekładników sieciowych i laboratoryjnych, zagadnienia metrologiczne w układach elektroenergetycznych z przekładnikami, transfer zakłóceń przez przekładniki, obwody magnetyczne, aparaturę pomiarową i laboratoryjną do sprawdzania przekładników. Autor i współautor kilkudziesięciu prac badawczych, monografii i publikacji w renomowanych czasopismach.

Paweł Wlazło

mgr inż. Instytut Tele- i Radiotechniczny w Warszawie e-mail: pawel.wlazlo@itr.org.pl Absolwent Wydziału Elektroniki Politechniki Warszawskiej (1993). Kierownik Centrum Teleinformatyki i Elektroniki w Instytucie Tele- i Radiotechnicznym w Warszawie. Jego zainteresowania badawcze i zawodowe obejmują: teleinformatykę w EAZ, logikę użytkownika w sterownikach polowych, rozwiązania dla Smart Power Grid oraz aparaturę pomiarową i diagnostyczną. Autor i współautor kilku patentów z dziedziny elektroniki i elektroenergetyki EAZ. Kierownik i współrealizator kilkunastu projektów B+R, połączonych z wdrażaniem m.in. sterowników polowych. Laureat kilkudziesięciu nagród indywidualnych i zespołowych za innowacyjne rozwiązania i ich wdrażanie. Autor i współautor ok. 60 publikacji.

110

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 111–115

Analysis of Energy and Power Generation in a P hotovoltaic Micro installation Interconnected with a Low Voltage Grid Authors Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Keywords renewable energy sources, photovoltaic micro installation, low-voltage distribution grid

Abstract The paper discusses the performance of the 15 kW photovoltaic micro installation located on the roof of building D-1 of the Faculty of Electrical Engineering at Wroclaw University of Technology. The micro installation is connected to the low voltage grid, which supplies the new, air-conditioned building D-20. The paper discusses the energy and power generation output in yearly, monthly, and daily intervals. The micro installation’s output in the summer morning peaks is compared with the daily wind generation against the background of the demand, generation, regulation reserve, and overhauls in the National Power System.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015410

Introduction In recent years in the European Union a significant increase has been noted in the number of photovoltaic micro-plants installed on the roofs of buildings. A similar process can be expected in Poland in the coming years. This is supported by the provisions of the Act on Renewable Energy Sources [1], which introduces the concept of micro-installation with up to 40 kW output. Over the next few years in the National Power System (NPS) numerous prosumers, who generate electricity in photovoltaic micro-plants for their own needs, and input excess power to a low voltage grid will appear.A typical PV micro-plant consists of photo-cells combined in panels, which in turn make up modules interoperable with inverters. Inverters convert PV panels’ DC output into 50 Hz AC input to LV grid. Inverters also have synchronization, control and protection functions. With the voltage and frequency characteristics implemented in their controllers they match the active and reactive power output to the conditions prevailing in the LV grid. Before a photovoltaic micro-plant is interconnected with a LV distribution grid a prior assessment is needed of its impact on the grid’s operating conditions. In this process the PV micro-plant is described by its maximum active power output, power factor adjustment range, standard voltage and frequency characteristics, and its inverters’ certificates that warrant compliance with electromagnetic compatibility standards. Such an assessment of the impact of PV micro-plant’s interconnection on the grid’s operating conditions should consider the following constraints [2]:

• voltage deviations should not exceed +/–10% Un • slow voltage changes should not exceed 3% Un • fast voltage changes in the interconnection point should not exceed 3% Un • short-term flicker index should be less than 1, and long-term flicker less than 0.65 • harmonic current inputs to the grid should not lead to voltage harmonic content in excess over allowable standards, and total voltage harmonic distortion should be less than 8% • voltage unbalance after PV micro-plant’s interconnection should not exceed 2% • short-circuit currents and powers after the interconnection should not exceed the short-circuit strength of line and equipment in the transformer substation • power input to the grid should not result in an excess over the continuous current-carrying capacity of lines and the MV/LV transformer • active power input to the grid should depend on the power system’s actual frequency • reactive power input to the grid should depend on the LV grid actual voltage. Relevant analysis are usually done with simplified methods [2], but in the case of an LV grid with a large number of micro-plants such approximate calculations may not be sufficient and it may be necessary to use a computer program to calculate power flows and short circuits.

111

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 111–115

Analysis of energy and power generation in the PV micro-plant on the rooftop of the Wroclaw University of Technology building The PV micro-plant was built in November 2011 and financed by the Fund of Polish Science and Technology. It consists of three ca. 5 kW modules interconnected via single-phase inverters with different phases of LV grid. The panels are installed on the rooftop and the inverters and instrumentation in the attic of building D-1 of the Faculty of Electrical Engineering of Wroclaw University of Technology. In the attic single-phase lines from the inverters are connected to a three-phase port (Fig. 1) and the micro-plant’s interconnection point is located there. Module 3 is made of POLY polycrystalline panels (21 pcs.) with 15.5% efficiency, 400 tilt angle (2250 SW azimuth), 36.7 m2 surface, and 5.04 kW total output, with an SMA Sunny Boy 5000 TL singlephase inverter. Module 2 is made of MONO monocrystalline panels (27 pcs.) with 14.9% efficiency, 400 tilt angle (1350 SE azimuth), 34.5 m2 surface, and 5.13 kW total output, with an SMA Sunny Boy 5000 TL singlephase inverter. Module 1 is made of CIGS thin-film panels (56 pcs.) with 11.8% efficiency, 400 tilt angle (1350 SE azimuth), 42.6 m2 surface, 5.04 kW total output, with SMA Sunny Mini Central 4600 singlephase transformer inverter. The inverters have reactive power control as a function of active power output implemented, i.e. the standard cos φ (P) characteristic [2, 3, 4]. At low active power the inverter generates small reactive power, max (0.1–0.2) kVAr. After exceeding 20% of the maximum output (ca. 1 kW) the inverter operates with power factor of a value one, and after exceeding 50% of the maximum

Fig. 1. Schematic diagram of PV micro-plant interconnection with LV grid 112

output (ca. 2.5 kW) – with capacitive power factor cos φ = 0.95. The inverter can also operate according to a preset P(f) characteristic. In 47.5 Hz to 50.2 Hz frequency range it outputs the maximum active power attainable for given weather conditions. In the 50.2 Hz to 51.5 Hz range with a frequency increase it reduces its active power output with 40% gradient PM/Hz, where PM is the active power output when grid frequency 50.2 Hz is exceeded. Beyond 52 Hz or below 47.5 Hz the inverter is disconnected from the LV grid. Measurements have shown that the PV micro-plant’s individual modules have the following power rise gradients at start-up: Module 1–1.71 kW/s, module 2–0.86 kW/s; module 3–0.69 kW/s. They also differ by their inverters’ synchronization times [4]. This is due to the fact that module 3 and module 2 have transformerless inverters, while module 1 is made of thin-film CIGS panels which require galvanic isolation provided by an additional transformer. This type of inverter takes longer to switch to the generation mode after reconnection. Power generation in the 15 kW PV micro-plant is watched by a system of remote energy, power, voltage and current reading, consisting of LEW 101-P 5(40)A smart meters. In addition the micro-plant has been provided with a Sunny Sensor Box system tracking the weather conditions (sunlight, ambient temperature, wind speed). All measurements are automatically saved to a MySQL database. All measurement data collected can be visually rendered. The 15 kW PV micro-plant’s performance monitoring so far leads to the conclusion [3, 4], that it causes no exceedance of the allowable power quality indicators, and that it operates in accordance with the cos φ (P) and P (f) characteristics. As regards current and voltage deformation, the dependence is noticeable of current harmonic content on the power output. For low power outputs the relative share of harmonic current distortion is significant. With the output power’s increase over 20% of its maximum, the output current harmonic distortion decreases. Distorted current flows cause voltage drops on grid impedances, thus further increasing the harmonic distortions in the grid, but the THD still stays within the allowable limits. Also noticed has been a voltage unbalance due to the varying sunlight and therefore different outputs of individual modules. This is particularly evident at high sunlight levels. This unbalance does not exceed the LV grid allowable limit of 2%. Electricity generation from solar cells strongly depends on weather conditions (sunlight, wind and air temperature), hence differences in the output in individual years (2012–2014) (Tab. 1). Listed in Tab. 2 are energy outputs of the PV micro-plant’s each module in subsequent months of 2014. The micro-plant’s annual usage time, i.e. the ratio of its energy output to its installed capacity, is ca. 1000 hours, which is typical for the weather conditions in Poland. The most favourable weather conditions prevailed in 2012, and the worst in 2013. Each month the polycrystalline cells’ electricity output is the smallest, although their declared efficiency is the highest (15.5%). This is due to the fact that these cells have been installed on another, less sunny slope of the D-1 building roof than the monocrystalline and thin film cells.

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 111–115

Fig. 2 illustrates the energy output in subsequent months of 2014. It shows that the months from March to October determine the annual energy output. Fig. 3 shows the micro-plant output powers in three typical days of the year. Typical 2014 days were selected: February 26, April 4 and July 8. The most favourable was the output power curve on 8 July, the worst on February 26. It should be noted that the highest is the power output in 11.00–14.00, which is particularly beneficial in the summer months, because then the air-conditioners in the new building of the Faculty of Electrical Engineering D-20 draw the highest power from the LV grid, with which the 15 W PV micro-plant is interconnected. The 15 W PV micro-plant operates under similar weather conditions, as other similar PV micro-plants and plants in Poland. The highest power is generated at midday, and there is no output in the night. This is in line with the NPS power balance, and as such can be considered as a beneficial factor. The night demand in the NPS is very low, often almost equal to the technical minimum output of the units in commercial thermal power plants. Due to the long start-up time of ca. 6 hours, large thermal units cannot be shut down at night, so any additional output at night cannot always be utilized. It is not beneficial from the point of view of the safety of NPS operation. Fig. 4 shows, for contrast, the daily course of wind farm power output in the NPS on 8 July 2014. Additional output is particularly appreciated in the morning peak on hot summer days. Presented in Tab. 3 is the power balance in the NPS on 8 July 2014. It’s based on data available from the website of Polskie Sieci Elektroenergetyczne [6]. Worth noting is the high capacity of generation units under repair, close to 10 GW. Such outages in the current period weaken the NPS generation capacity, which has an impact on the electricity supply security. The situation is similar with the repair outages of transmission lines. However, the repairs of generating units and transmission lines alike are needed, and the summer months are the best time for these repairs.

Year

2012

2013

2014

Electricity output to the grid, kWh

15,540

13,672

15,146

Annual usage time, hrs

1,036

911

1,010

Tab. 1. The PV micro-plant’s energy output in 2012–2014 and equivalent usage time

Month

Monocrystalline (MONO)

Polycrystalline (POLY)

Thin-film (CIGS)

Micro-plant

–

kWh

Jan

137.4

85.6

126.3

349.3

Feb

373.7

253.0

365.2

991.9

Mar

501.9

391.4

494.3

1,387.6

Apr

539.3

438.8

531.8

1,509.8

May

640.1

534.7

638.6

1,813.4

Jun

713.9

639.4

733.9

2,087.2

Jul

757.5

617.0

776.2

2,150.7

Aug

595.9

487.5

602.2

1,685.7

Sep

510.1

400.7

512.8

1,423.6

Oct

383.6

294.7

378.4

1,056.7

Nov

158.7

120.7

148.2

427.6

Dec

104.0

65.5

92.6

262.1

total:

5,416.1

4,329.0

5,400.5

1 5145.6

WT4

2.53 · 10-10

3.51 · 10-10

NONE

0.000438

0.000436

Tab. 2. The 15 kW PV micro-plant’s electricity output in 2014 by months and PV cell types

Fig. 2. The 15 kW PV micro-plant’s monthly energy outputs in 2014, by modules and total 113

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 111–115

On the other hand, in recent years the peak power demand in the summer months has tended to increase. With rising living standards in Poland grows the number of air-conditioning units, which means that the highest power demand is not in the evening peak, but in the morning 12.00–13.00 peak. Just this unexpectedly large increase in the power demand on 26 June

2006 ca. 13.00 caused the loss of voltage stability in central and north-eastern Poland [7]. Any additional solar and wind generation in the summer is very helpful in balancing power in the NPS. However from this point of view on hot summer days PV generation is preferable, as its output is the highest at maximum power demand.

Fig. 3. Power outputs on typical days in 2014: February 26, April 18 and July 8

Fig. 4. Wind generation output in the NPS on 8 July 2014

Peak

NPS demand

KSE exchange balance

NPS output

Spinning reserve

Cold reserve

Hydropower reserve

Other reserve

Repairs

–

morning

21,732

–257

21,991

949

783

1,267

336

9,392

evening

19,786

–115

19,896

2193

1,561

1,585

342

9,313

Tab. 3. NPS power balance on 8 July 2014 year in morning and evening peaks 114

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | 111–115

Summary 1. Under the weather conditions prevailing in Poland the PV micro-plant usage time is ca. 1,000 hours, which in the case of installed capacity of 10 kW corresponds to the annual electricity output of 10 MWh. 2. The PV generation advantage over wind generation is that its output is the highest on hot summer days’ morning peaks, when the power demand may be governed by the use of air-conditioners. REFERENCES

1. The RES Act July 2014 draft [online], http://www.mg.gov.pl/. 2. M. Sobierajski, W. Rojewski, “Technical conditions of microgenerator connection to a low voltage network taking into account valid rules and practices applied in Europe and Poland,” Acta Energetica, No. 4/21, pp. 116–124, 2014.

3. M. Sobierajski, W. Rojewski, M. Kobusiński, T. Sikorski, „Przyłączanie mikroinstalacji i małych instalacji do sieci rozdzielczej nN. Przewodnik” [Interconnection of micro and small plants with LV distribution grid. A Guide, Raporty Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, Wrocław, 2012. 4. T. Sikorski, „Monitoring i ocena jakości energii w sieciach elektroenergetycznych z udziałem generacji rozproszonej” [Monitoring and power quality assessment in power grids with distributed generation], Prace Naukowe Instytutu Podstaw Elektrotechniki i Elektrotechnologii Politechniki Wrocławskiej 49, Seria: Monografie 18, Wrocław, 2013. 5. P. Janik, “Photovoltaic power generation assessment based on advanced signal processing and optimisation techniques,” Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław, 2014. 6. Webpage of Operator Systemu Przesyłowego [online], www.pse.pl. 7. M. Sobierajski, W. Rojewski, „Po czerwcowej awarii 2006 roku, czyli warunki bezpiecznego przesyłu energii elektrycznej” [After the June 2006 failure. The conditions for the secure power transmission], Automatyka Elektroenergetyczna, No. 3, pp. 36–41, 2007.

Marian Sobierajski Wrocław University of Technology e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl Professor at the Wrocław University of Technology, in the Department of Power Engineering. He deals with scientific issues related to planning and controlling power systems. His works refer mainly to probabilistic power flows, voltage stability and electricity quality, and to interoperation of distributed sources with transmission grids. His recent studies are related to smart power grids, interoperation of micro installations and photovoltaic installations with medium and low voltage distribution grids, and frequency control at insular operation.

Wilhelm Rojewski Wrocław University of Technology e-mail: wilhelm.rojewski@pwr.edu.pl Graduated from the Faculty of Electrical Engineering of Wrocław University of Technology (1973). He received his PhD in engineering at the Institute of Power Engineering of his alma mater (1977), where he is an assistant professor in the Department of Power Engineering. He deals with power system automatic protections, control and regulation in the power system and interoperation conditions of distributed energy sources and the power system.

115

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 111–115

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 111–115. When referring to the article please refer to the original text. PL

Analiza wytwarzania energii i mocy w mikroinstalacji fotowoltaicznej współpracującej z siecią niskiego napięcia Autorzy

Marian Sobierajski Wilhelm Rojewski

Słowa kluczowe

odnawialne źródła energii, mikroinstalacja fotowoltaiczna, sieć dystrybucyjna niskiego napięcia

Streszczenie

W artykule analizowana jest praca mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 15 kW, umieszczonej na dachu budynku D-1 Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej. Mikroinstalacja jest przyłączona do sieci niskiego napięcia, z której zasilany jest nowy klimatyzowany budynek D-20. Omówiono wytwarzanie energii i mocy w przedziale rocznym, miesięcznym i dobowym. Generacja w mikroinstalacji w szczycie rannym w miesiącach letnich porównana jest z dobową generacją wiatrową na tle zapotrzebowania, generacji, rezerwy regulacyjnej i remontów w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE).

Wprowadzenie W ostatnich latach obserwuje się w krajach Unii Europejskiej znaczny wzrost liczby mikroelektrowni fotowoltaicznych instalowanych na dachach budynków. Można oczekiwać, że podobny proces wystąpi wkrótce również w Polsce. Sprzyjają temu zapisy Ustawy o odnawialnych źródłach energii [1], która m.in. wprowadza pojęcie mikroinstalacji o mocy do 40 kW. Na przestrzeni najbliższych lat w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) pojawią się liczni prosumenci wytwarzający w mikroinstalacjach fotowoltaicznych energię elektryczną na własne potrzeby i wprowadzający nadwyżkę mocy do sieci niskiego napięcia. Typowa mikroinstalacja fotowoltaiczna składa się z fotoogniw łączonych w panele, a te łączy się następnie w moduły współpracujące z falownikami. Falowniki zamieniają prąd stały fotoogniw na prąd przemienny 50 Hz wprowadzany do sieci niskiego napięcia. Falowniki pełnią również funkcje synchronizujące, regulacyjne i zabezpieczające. Dzięki zaimplementowanym w sterownikach charakterystykom napięciowym i częstotliwościowym dopasowują wytwarzanie mocy czynnej i biernej do aktualnych warunków panujących w sieci niskiego napięcia. Przyłączenie mikroinstalacji fotowoltaicznej do sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia wymaga wcześniejszej oceny jej wpływu na warunki pracy tej sieci. W tym procesie przyłączana mikroinstalacja fotowoltaiczna jest opisana przez maksymalną moc czynną, zakres regulacji współczynnika mocy, standardowe charakterystyki napięciowe i częstotliwościowe oraz posiadane przez falowniki certyfikaty gwarantujące spełnienie norm kompatybilności elektromagnetycznej. Taka ocena wpływu przyłączenia mikroinstalacji fotowoltaicznej na warunki pracy sieci powinna uwzględniać następujące ograniczenia [2]: • odchylenia poziomu napięcia nie powinny przekraczać +/–10% Un • powolne zmiany napięcia nie powinny przekraczać 3% Un

116

Rys. 1. Schemat ideowy przyłączenia mikroinstalacji fotowoltaicznej do sieci niskiego napięcia

• szybkie zmiany napięcia w punkcie przyłączenia nie powinny przekraczać 3% Un • krótkotrwały współczynnik migotania powinien być mniejszy od 1, a długotrwały od 0,65 • wprowadzane do sieci harmoniczne prądów nie powinny powodować przekroczenia dopuszczalnych przez normę limitów zawartości harmonicznych w napięciu, a całkowity współczynnik odkształceń harmonicznych napięcia powinien być mniejszy od 8% • asymetria napięcia po przyłączeniu mikroinstalacji nie powinna przekraczać 2% • prądy i moce zwarciowe po przyłączeniu mikroinstalacji nie powinny przekroczyć wytrzymałości zwarciowej przewodów linii i aparatury w stacji transformatorowej • wprowadzanie mocy do sieci nie powinno powodować przekroczenia dopuszczalnego długotrwale obciążenia przewodów linii i transformatora SN/nN

• wprowadzana do sieci moc czynna powinna być uzależniona od aktualnej wartości częstotliwości w systemie elektroenergetycznym • wprowadzana do sieci moc bierna powinna być uzależniona od aktualnej wartości napięcia w sieci nN. Odpowiednie analizy zwykle są dokonywane metodami uproszczonymi [2], ale w przypadku sieci niskiego napięcia z dużą liczbą mikroinstalacji przybliżone obliczenia mogą okazać się niewystarczające i konieczne jest korzystanie z komputerowego programu do obliczeń rozpływów mocy i zwarć. Analiza wytwarzania energii i mocy w mikroinstalacji fotowoltaicznej na dachu budynku Politechniki Wrocławskiej Mikroinstalacja fotowoltaiczna została zbudowana w listopadzie 2011 roku ze środków Funduszu Nauki i Technologii

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 111–115

Rok

2012

2013

2014

Energia wprowadzona do sieci, kWh

15 540

13 672

15 146

Roczny czas wykorzystania mikroinstalacji, w godz.

1 036

911

1 010

Tab. 1. Energia wyprodukowana przez mikroinstalację fotowoltaiczną w latach 2012–2014 oraz zastępczy czas wykorzystania źródeł energii

Monokrystaliczne (MONO)

Polikrystaliczne (POLY)

Cienkowarstwowe (CIGS)

Mikroinstalacja

–

kWh

styczeń

137,4

85,6

126,3

349,3

luty

373,7

253,0

365,2

991,9

marzec

501,9

391,4

494,3

1 387,6

kwiecień

539,3

438,8

531,8

1 509,8

maj

640,1

534,7

638,6

1 813,4

czerwiec

713,9

639,4

733,9

2 087,2

lipiec

757,5

617,0

776,2

2 150,7

sierpień

595,9

487,5

602,2

1 685,7

wrzesień

510,1

400,7

512,8

1 423,6

październik

383,6

294,7

378,4

1 056,7

listopad

158,7

120,7

148,2

427,6

grudzień

104,0

65,5

92,6

262,1

5 416,1

4 329,0

5 400,5

1 5145,6

Miesiąc

suma

Tab. 2. Energia elektryczna wytworzona przez mikroinstalację fotowoltaiczną 15 kW w 2014 roku z podziałem na miesiące i rodzaje fotoogniw

Mikroinstalacja PV 15 kW - wytwarzanie energii w miesiącach 2014 roku MONO POLY CIGS mikroinstalacja

2000 kWh 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200

miesiąc 1

Rys. 2. Miesięczne wytwarzanie energii przez poszczególne moduły oraz sumarycznie przez mikroinstalację fotowoltaiczną 15 kW w 2014 roku

Polskiej. Składa się z trzech modułów po ok. 5 kW każdy, które zostały przyłączone poprzez jednofazowe falowniki do różnych faz sieci niskiego napięcia. Panele umieszczono na dachu, a falowniki i oprzyrządowanie na poddaszu budynku D-1 Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej. W pomieszczeniu na poddaszu 1-fazowe linie z poszczególnych falowników połączone są z 3-fazowym przyłączem (rys. 1) i tam zlokalizowany jest punkt przyłączenia mikroinstalacji. Moduł nr 3 zawiera panele polikrystaliczne POLY (21 szt.) o sprawności 15,5%, kącie nachylenia 40° (azymut południowo-zachodni 225°), powierzchni 36,7m2, mocy całkowitej 5,04 kW, współpracujące z falownikiem 1-fazowym SMA Sunny Boy 5000 TL. Moduł nr 2 zawiera panele monokrystaliczne MONO (27 szt.) o sprawności 14,9%, kącie nachylenia 40° (azymut południowo-wschodni 135°), powierzchni 34,5 m2, mocy całkowitej 5,13 kW, współpracujące z falownikiem 1-fazowym SMA Sunny Boy 5000 TL. Moduł nr 1 zawiera panele cienkowarstwowe CIGS (56 szt.) o sprawności 11,8%, kącie nachylenia 40° (azymut południowo-wschodni 135°), powierzchni 42,6 m2, mocy całkowitej 5,04 kW, współpracujące z transformatorowym falownikiem 1-fazowym SMA Sunny Mini Central 4600. Falowniki mają zaimplementowaną regulację mocy biernej w funkcji wytwarzanej mocy czynnej, czyli realizują standardową charakterystykę [2, 3, 4]. Przy małej mocy czynnej falownik wytwarza niewielką moc bierną, maks. (0,1–0,2) kVAr. Po przekroczeniu 20% mocy maksymalnej (ok. 1 kW) falownik pracuje z jedynkowym współczynnikiem mocy, a po przekroczeniu 50% mocy maksymalnej (ok. 2,5 kW) – z pojemnościowym współczynnikiem mocy . Falownik może pracować również według zadanej charakterystyki P(f). W zakresie częstotliwości od 47,5 Hz do 50,2 Hz pracuje z maksymalną mocą czynną osiągalną dla danych warunków pogodowych. W przedziale częstotliwości od 50,2 Hz do 51,5 Hz przy wzroście częstotliwości redukuje moc czynną z gradientem 40% PM/Hz, gdzie P M oznacza moc czynną wytwarzaną w momencie przekroczenia częstotliwości sieciowej 50,2 Hz. Po przekroczeniu częstotliwości 52 Hz lub obniżeniu poniżej 47,5 Hz następuje odłączenie falownika od sieci niskiego napięcia. Pomiary wykazały, że poszczególne moduły mikroinstalacji fotowoltaicznej charakteryzują się następującym gradientem przyrostu mocy podczas startu: Moduł 1 – 1,71 kW/s, moduł 2 – 0,86 kW/s; moduł 3 – 0,69 kW/s. Występują też różnice w czasach synchronizacji zastosowanych falowników [4]. Wynika to z faktu, że moduł 3 i moduł 2 posiadają falowniki beztransformatorowe, natomiast moduł 1 zbudowany jest na panelach cienkowarstwowych typu CIGS, które wymagają izolacji galwanicznej uzyskanej przez zastosowanie dodatkowego transformatora. Tego typu falownik potrzebuje dłuższego czasu do przełączenia w tryb wytwarzania po ponownym załączeniu. Wytwarzanie mocy w mikroinstalacji fotowoltaicznej 15 kW obserwowane jest przez

117

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 111–115

Zapotrzebowanie KSE

Saldo wymiany KSE

Generacja KSE

Rezerwa wirująca

Rezerwa zimna

Rezerwa w wodnych elektrowniach

Pozostała rezerwa mocy

Remonty

ranny

21 732

–257

21 991

949

783

1 267

336

9 392

wieczorny

19 786

–115

19 896

2193

1 561

1 585

342

9 313

Szczyt –

Tab. 3. Bilans mocy w KSE 8 lipca 2014 roku w szczycie rannym i wieczornym

M ikroinstalacja PV 15 kW - wytwarzanie mocy w typowych dobach 2014 roku luty kwiecień lipiec

kW 10

2 godziny 0

Rys. 3. Zmiany wytwarzanej mocy w typowych dobach 2014 roku: 26 lutego, 18 kwietnia i 8 lipca

Generacja w iatrow a w K rajow ym System ie E lektroenergetyczn ym w dniu 8 lipca 2014 r 1600 MW 1400

1200

1000

800

600

400 godziny 2

Rys. 4. Przebieg dobowy mocy wytwarzanej w KSE przez elektrownie wiatrowe 8 lipca 2014 roku

118

system zdalnego odczytu energii, mocy, napięć i prądów, składający się z inteligentnych liczników LEW 101-P 5(40)A. Ponadto mikroinstalacja została wyposażona w system Sunny Sensor Box śledzący warunki pogodowe (nasłonecznienie, temperaturę otoczenia, prędkość wiatru). Wszystkie pomiary są automatycznie zapisywane do bazy danych typu MySQL. Możliwa jest wizualizacja online wszystkich zebranych danych pomiarowych. Dotychczasowa obserwacja pracy mikroinstalacji fotowoltaicznej 15 kW pozwala stwierdzić [3, 4], że nie powoduje ona przekroczenia dopuszczalnych wartości wskaźników jakości energii oraz że pracuje zgodnie z charakterystykami i P(f). Jeżeli chodzi o odkształcenia prądów i napięć, to zauważalna jest zależność poziomu harmonicznych w prądzie od wartości wytwarzanej mocy. Dla małych wartości mocy względny udział harmonicznych w prądzie jest znaczący. Wraz ze wzrostem mocy generowanej powyżej 20% mocy maksymalnej obserwuje się zmniejszenie odkształceń generowanego prądu. Przepływy odkształconego prądu wywołują na impedancjach sieci spadki napięć, zwiększając istniejące w sieci odkształcenia harmoniczne, ale nie powoduje to przekroczenia dopuszczalnej wartości THD. Zaobserwowano również występowanie asymetrii napięcia powodowane różnym bieżącym nasłonecznieniem i w związku z tym różną generacją poszczególnych modułów. Szczególnie widoczne jest to przy wysokich poziomach nasłonecznienia. Pojawiająca się asymetria nie przekracza jednak dopuszczalnej w sieci niskiego napięcia wartości 2%. Produkcja energii elektrycznej z fotoogniw silnie zależy od warunków atmosferycznych (nasłonecznienia, wiatru i temperatury powietrza), stąd różnice wartości energii elektrycznej wytworzonej w poszczególnych latach (2012–2014) (tab. 1). W tab. 2 podano wartości energii wyprodukowanej przez poszczególne moduły mikroinstalacji fotowoltaicznej w kolejnych miesiącach 2014 roku. Roczny czas wykorzystania mikroinstalacji otrzymany z podzielenia wytworzonej energii przez moc zainstalowaną mikroinstalacji jest w przybliżeniu równy 1000 godzin, co jest wartością charakterystyczną dla warunków pogodowych w Polsce. Najkorzystniejsze warunki pogodowe wystąpiły w 2012 roku, a najgorsze – w 2013 roku. W każdym miesiącu produkcja energii elektrycznej przez ogniwa polikrystaliczne jest najmniejsza, chociaż ich deklarowana sprawność jest najwyższa (15,5%). Spowodowane jest to tym, że ogniwa te

M. Sobierajski, W. Rojewski | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 111–115

zostały zainstalowane na innej, słabiej nasłonecznionej połaci dachu budynku D-1 niż ogniwa monokr ystaliczne i cienkowarstwowe. Na rys. 2 zobrazowano kształtowanie się wytwarzania energii w kolejnych miesiącach 2014 roku. Widać, że miesiące od marca do października decydują o rocznej produkcji energii. Na rys. 3 pokazano, jak kształtuje się wytwarzana moc mikroinstalacji w trzech typowych dobach roku. Wybrano typowe doby 2014 roku: 26 lutego, 4 kwietnia i 8 lipca. Najkorzystniej kształtowała się krzywa wytwarzanej mocy w dniu 8 lipca, najgorzej 26 lutego. Należy zauważyć, że największa moc jest wytwarzana w godz. 11.00–14.00, co jest szczególnie korzystne w miesiącach letnich, gdyż wówczas z sieci niskiego napięcia, do której jest przyłączona mikroinstalacja 15 kW, pobierana jest największa moc przez urządzenia klimatyzacyjne nowego budynku Wydziału Elektrycznego D-20. Wytwarzanie mocy przez mikroelektrownię 15 kW ma podobne uwarunkowania pogodowe, jakie będą miały wszystkie inne podobne mikroinstalacje i elektrownie fotowoltaiczne w kraju. Największa moc będzie generowana w godzinach południowych, a w nocy będzie to moc zerowa. Fakt ten można uznać za okoliczność korzystną z punktu widzenia bilansu mocy w KSE. W nocy w KSE jest bardzo małe zapotrzebowanie, często prawie równe minimum technicznemu pracujących bloków cieplnych elektrowni zawodowych. Ze względu na duży czas rozruchu, wynoszący ok. 6 godzin, duże bloki cieplne nie mogą być wyłączane na noc, dlatego wszelka dodatkowa generacja w nocy nie zawsze daje się wykorzystać. Nie jest bowiem korzystna z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy KSE. Na rys. 4 przedstawiono dla kontrastu przebieg dobowy mocy wytworzonej przez wiatraki w KSE w dniu 8 lipca 2014 roku.

Dodatkowa generacja jest szczególnie korzystna w szczycie rannym dni letnich, charakteryzujących się upałami. W tab. 3 przedstawiono bilans mocy w KSE w dniu 8 lipca 2014 roku. Wykorzystano dane dostępne na stronie internetowej Polskich Sieci Elektroenergetycznych [6]. Należy zwrócić uwagę na dużą wartość mocy remontowanych jednostek wytwórczych, bliską 10 GW. Takie wyłączenia w bieżącym okresie osłabiają zdolności wytwórcze KSE, co ma wpływ na bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Podobnie wygląda sytuacja z remontowymi wyłączeniami linii przesyłowych. Jednakże zarówno remonty jednostek wytwórczych, jak i linii przesyłowych są konieczne, a miesiące letnie są najlepszym czasem do prowadzenia tych remontów. Z drugiej strony w ostatnich latach szczyt zapotrzebowania na moc w miesiącach letnich wykazuje tendencję wzrostową. Wraz ze wzrostem poziomu życia w kraju przybywa urządzeń klimatyzacyjnych, co powoduje, że największe zapotrzebowanie mocy nie występuje w szczycie wieczornym, ale w szczycie rannym, w przedziale godzinowym 12.00–13.00. Właśnie nieoczekiwanie duży wzrost zapotrzebowania mocy 26 czerwca 2006 roku ok. godz. 13 spowodował utratę stabilności napięciowej w centralnej i północno-wschodniej Polsce [7]. Wszelka dodatkowa generacja słoneczna i wiatrowa jest w lecie bardzo pomocna w bilansowaniu mocy w KSE. Z tego punktu widzenia w upalne dni lata korzystniejsza jest jednak generacja fotowoltaiczna, gdyż osiąga ona największe wartości przy największym zapotrzebowaniu mocy. Podsumowanie • W krajowych warunkach pogodowych czas wykorzystania mikroinstalacji fotowoltaicznych wynosi ok. 1000 godzin, co w przypadku mocy zainstalowanej 10 kW odpowiada wytworzeniu 10 MWh energii elektrycznej rocznie.

• Zaletą generacji fotowoltaicznej w porównaniu z generacją wiatrową jest fakt, że osiąga ona największe wartości w upalne dni lata, w szczycie rannym, kiedy o zapotrzebowaniu mocy może decydować pobór mocy przez urządzenia klimatyzacyjne. Bibliografia 1. Ustawa o OZE. Projekt z lipca 2014 roku [online], http://www.mg.gov.pl/. 2. Sobierajski M., Rojewski W., Technical conditions of microgenerator connection to a low voltage network taking into account valid rules and practices applied in Europe and Poland, Acta Energetica 2014, nr 4/21, s. 116–124. 3. S obierajski M., Rojewski W., Kobusiński M., Sikorski T., Przyłączanie mikroinstalacji i małych instalacji do sieci rozdzielczej nN. Przewodnik, Raporty Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2012. 4. Sikorski T., Monitoring i ocena jakości energii w sieciach elektroenergetycznych z udziałem generacji rozproszonej, Prace Naukowe Instytutu Podstaw Elektrotechniki i Elektrotechnologii Politechniki Wrocławskiej 49, Seria: Monografie 18, Wrocław 2013. 5. Janik P., Photovoltaic power generation assessment based on advanced signal processing and optimisation techniques, Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2014. 6. Strona internetowa Operatora Systemu Przesyłowego [online], www.pse.pl. 7. Sobierajski M., Rojewski W., Po czerwcowej awarii 2006 roku, czyli warunki bezpiecznego przesyłu energii elektrycznej, Automatyka Elektroenergetyczna 2007, nr 3, s. 36–41.

Marian Sobierajski

prof. dr hab. inż. Politechnika Wrocławska e-mail: marian.sobierajski@pwr.edu.pl Profesor zwyczajny Politechniki Wrocławskiej (1947), pracuje w Katedrze Energoelektryki. Zajmuje się problemami naukowymi związanymi z planowaniem i sterowaniem systemów elektroenergetycznych. Jego prace dotyczą głównie probabilistycznych rozpływów mocy, stabilności napięciowej i jakości energii elektrycznej oraz współpracy rozproszonych źródeł z sieciami przesyłowymi. Ostatnie badania są związane z inteligentnymi sieciami elektroenergetycznymi, współpracą mikroinstalacji i małych instalacji fotowoltaicznych z sieciami dystrybucyjnymi średniego i niskiego napięcia oraz regulacją częstotliwości w czasie pracy wyspowej.

Wilhelm Rojewski

dr inż. Politechnika Wrocławska e-mail: wilhelm.rojewski@pwr.edu.pl Absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej (1973). Uzyskał tytuł doktora nauk technicznych w Instytucie Energoelektryki swojej macierzystej uczelni (1977), gdzie pracuje na stanowisku adiunkta w Katedrze Energoelektryki. Zajmuje się elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, sterowaniem i regulacją w systemie elektroenergetycznym oraz warunkami współpracy rozproszonych źródeł energii z systemem elektroenergetycznym.

119

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 120–125

Electricity Distribution Effectiveness

Authors Waldemar Szpyra Wiesław Nowak Rafał Tarko

Keywords power distribution grids, cost accounting, electricity distribution effectiveness

Abstract This paper discusses the basic concepts of cost accounting in the power industry and selected ways of assessing the effectiveness of electricity distribution. The results of effectiveness analysis of MV/LV distribution transformer replacement are presented, and unit costs of energy transmission through various medium-voltage line types are compared. The calculation results confirm the viability of replacing transformers manufactured before 1975. Replacing transformers manufactured after 1975 – only to reduce energy losses – is not economically justified. Increasing use of a PAS type line for energy transmission in local distribution networks is reasonable. Cabling these networks under the current calculation rules of discounts for excessive power outages is not viable, even in areas particularly exposed to catastrophic wire icing.

DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2015411

Introduction One of the main objectives of the Polish energy policy is to improve energy effectiveness [5]. This document points out to increasing the Effectiveness of electricity generation and the reduction of energy losses in transmission and distribution grids as one of the means to achieve this objective. Grid losses reduction is to be achieved through, among other measures, the construction of new and modernization of the existing grid infrastructure, and the replacement of low efficient transformers. European Union rules also dictate the need to take actions to improve the energy efficiency. European Union Commission Regulation No. 548/2014 of 21 May 2014. [6] imposes a limit on the maximum no-load losses and load losses in newly installed power transformers. The Regulation provides that from 1 July 2015 AoCk class transformers may be installed, and from 1 July 2021 transformers with no-load losses reduced by 10% compared to Ao class and with Ak-class load losses. Distribution grid operators (DSOs) have implemented loss reduction programs for many years. These programs include both investment and non-investment methods for reducing grid losses. Both groups of methods require certain capital expenditures, with the difference that as a result of no-investment project no new fixed assets are created and the incurred expenses can be classified as operating costs. The currently most popular investment methods of loss reduction include the reactive power compensation in idling MV/LV transformers, replacement of obsolete transformers with large losses with new, as well as modernization of the existing and construction of new lines 120

and substations. Issues of the effectiveness of reactive power compensation in distribution grids are discussed, inter alia, in [2, 7]. These projects require certain (often very large) capital expenditures, which is why every decision to disburse funds for investment in power sector should be preceded by a thorough technical and economic analysis. The technical analysis includes proper selection of equipment (load capacity, broadly meant safety/security, environmental impact), as well as assessment of the project’s impact on the power losses and quality. Such analyses currently pose no major problems, except for the assessment of the impact on power losses and quality in MV and LV distribution grids. Because of the paucity of load measurements details, the calculations for these grids are performed under a variety of load related assumptions that cause significant errors (both underestimation and overestimation of effects). To evaluate the economic effectiveness a variety of methods are used, while the choice of method depends on the phase of the decision-making process, the size of the project and the analysis period.

Cost accounting in the power sector To evaluate and compare different options of technical solutions in the power sector quite commonly used is annual cost account [3, 4]. The term “annual cost” means the sum of the costs incurred during the year in connection with the operation of a single object (line, transformer, substation) or a group of functionally connected objects (e.g. power grid in an area). Generally, the

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 120–125

components of annual Kr can be divided into two groups: capital costs Kk and operating costs Ke.

(1)

Capital cost is the return on the capital employed in the project implementation and its interest rate (depreciation + accumulation). The costs are calculated from the equation:

(2)

where: KI – capital expenditure incurred on project, rrr – principal instalment (rate of return on principal):

Effectiveness The word “effectiveness” (in Latin effectivus – effective) has become in recent years almost the key word in various statements and publications on the broadly meant economy. It is most commonly used to describe a situation, in which achieving the desired outcomes or results requires dedication of minimal resources (outlays, time, effort or skill). According to economists, effectiveness is the result of actions taken, determined by the relation of generated effects to the outlays incurred for their accomplishment. Quantitatively effectiveness can be expressed in the form of various indicators [1]: • absolute profit as the difference between effects and outlays

(6)

• relative profit per unit outlay

(3)

whereas: p – principal interest rate expressed as a decimal, Na – return on principal period (depreciation period). Operating costs are the sum of fixed operating costs Kes, variable operating costs Kez and unreliability costs Ka. The annual fixed costs of the operation of power facilities, such as lines, substations, etc. consist of overheads, repairs and operational personnel costs. In the evaluation of a new capex project they are calculated as a percentage of the project’s investment value:

(4)

where: radm – rate of allowance for overheads, rrem – rate of allowance for repairs, ror – rate of allowance for operational personnel. The annual variable operating costs of grid elements (line, transformer) are the cost of power and energy losses in these items. The costs are calculated from the equation:

(5)

where: ΔPs – maximum (peak) power losses in grid element, ΔEr – annual energy losses in grid element, kP – unit cost of power losses, δs – rate of share in peak load (in the absence of measurement data, in practice for distribution grids δs = 1 is often assumed), kE – the unit cost of purchase of energy to cover losses. The unreliability costs in a grid company include the costs of emergency repairs of damaged grid elements, lost transmission charges and the cost of discounts and rebates granted to customers, which are applied only for power outages in excess of allowable limits. When comparing options with the same failure rates these costs are omitted. Where the analysis covers long periods of time, and the incurred costs and achieved effects are different in various years, then they are brought into comparability by way of discount accounting.

(7)

• efficiency as the ratio of effects of outlays

(8)

• unit cost of obtaining the effect:

(9)

where: E – effect (result) of the action taken, N – outlays incurred for the action. In equations 6-9 – both the outlays and effects are usually expressed in monetary units. In some cases, whereby the effects cannot be denominated in money, they may be also expressed in natural units, e.g. if an actions aims to reduce voltage variations in a grid, then its effects may be expressed as the square root of the sum of squared voltage deviations in 10-minute intervals of time. Where the goal is to reduce energy losses, the effects, i.e. energy savings, can be easily translated to money, but by dividing the outlays by the reduction the unit cost of reducing losses is obtained. Economic effectiveness in the power industry is evaluated by a variety of methods, and the choice of method depends on the phase of the decision-making process, project size and analysis period. These methods can be divided into two groups: static and dynamic. Static methods include methods involve the determination of: investment payback period, rate of return on investment or rate of return on equity. Dynamic methods involve the determination of: equivalent annual cost, equivalent unit cost, net present value, internal rate of return (simple and modified), and profitability ratio. Static methods do not take into account the impact of time on value of money, and the profits after the investment is paid back. Dynamic methods take into account costs (or costs and revenues) throughout the project implementation and operation period, reducing them, by way of discount account, to a common point in time (year zero). 121

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 120–125

The method of alternative solutions’ comparing the most commonly used in the power sector is the annual cost method, whereas, when the compared options differ by the costs incurred and/or effects obtained in subsequent years, the method of equivalent annual costs, or the method of equivalent unit costs, is used. Equivalent annual costs are calculated from the equation:

(10)

Whereas equivalent unit costs from the equation:

(11)

where: Krt – costs incurred in the year t, Ert – results obtained in year t. Neither the annual cost method, nor the unit costs method, provides information on the invested capital’s effectiveness (profitability). For this purpose Net Present Value Ratio NPVR method can be used. This ratio is calculated by dividing net present value NPV by the sum of the capital expenditures discounted to the project commencement year:

(12)

where: KIt – capital expenditures incurred in the year t, NPV – net present value, CIt – cash receipts (revenues) in year t, COt – cash expenses incurred in the year t; N – calculation period (construction period + lifetime). NPVR ratio indicates how much profit each monetary unit invested brings throughout the entire analysed period.

Effectiveness of transformers replacement In the framework of Operational Programme “Infrastructure and Environment 2007–2013”, Measure 9.2 “Efficient distribution of energy” distribution grid operators in Poland have replaced nearly 2,000 MV/LV transformers. The transformers have been replaced with BoBk class transformers with the same, or (for non-standard transformers) comparable, power rating. Selected ratings of three-phase oil transformers manufactured before and after 1975, BoBk class transformers, and transformer with no-load losses reduced by 10% (compared to AoAk class), are listed in Tab. 1. Listed in Tab. 1 are also the average prices of BoBk transformers. AoAk transformers are by ca. 18% more expensive than BoBk transformers, and almost 60% more expensive than the transformers close to DoCk class, currently operated in Polish grids. In order to evaluate the transformer replacement’s economic effectiveness, the transformation costs were calculated for various peak load durations depending transformer’s relative load. Adopted for the calculations were: price of energy to cover losses kE = 250 PLN/MWh, unit cost of power kP = 115 PLN/kW/a, period of analysis Na = 20 years, discount rate p = 0.08 (8%), rate of allowance for fixed operating costs kes = 0.045 (fixed operating costs of existing transformers were calculated based on new transformer prices), cost of transformer replacement Kwym = 4400 PLN/ unit. Calculations were made for transformers with powers Sn = {100, 160, 250, 400} kVA, and times of maximum power usage Ts = {2500, 3500, 4500} h/a, at power factor cosϕ = 0.93. It was assumed for the existing transformers that they had been fully depreciated, and therefore their capital costs were neglected in the calculation. The transformation unit costs’ dependency on the relative transformer load for maximum power usage time Ts = 4500 h/a is shown in Fig. 1. It may be concluded from the graphs in Fig. 1 that only the replacement of transformers manufactured before 1975 decreases the transformation unit costs, with high relative transformer load (above 80%, and over 40% for 400 kVA transformer). As regards transformers manufactured after 1975, only the replacement of a 400 kVA transformer with least 90% load would be profitable. Transformer type

Sn [kVA]

Manufactured before 1975

Manufactured after 1975

Ao –10% Ak

BoBk

P0 [W]

Pk [W]

P0 [W]

Pk [W]

P0 [W]

Pk [W]

P0 [W]

Pk [W]

Price [PLN]

100

495

2,300

260

1,600

130

1,250

180

1,475

13,700

160

700

3,300

400

2,250

189

1,750

260

2,000

18,130

250

970

4,700

520

3,000

270

2,350

360

2,750

19,800

400

1,390

6,000

750

4,250

387

3,250

520

3,850

25,450

630

1,950

9,450

970

6,100

540

4,600

680

5,600

35,600

Tab. 1. Rated no-load and on-load losses of selected oil transformers with the upper voltage ≤ 24 kV 122

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 120–125

Fig. 1. Unit transformation costs for peak power usage time Ts = 4500 h/a

Also the replacement of a 400 kVA manufactured before 1975 would be profitable for Ts = 3500 h/a and a load over 60%, and for Ts = 2500 h/a and a load over 80% of the rated power. It would pay to replace a 160 kVA transformer for Ts = 3500 h/a and a load over 90%. It should be added that the average transformer load in a distribution grid amounts to 40–60%, and the peak power usage times in a local grid are much lower (2000–3500 h/a). The inclusion of a subsidy amounting to 30% of the total replacement cost makes the replacement of transformers manufactured before 1975 profitable even with shorter times of maximum power usage and lower loads. In the case of transformers manufactured after 1975, taking into account a 30% subsidy does not reduce the unit costs enough to make their replacement profitable.

Effectiveness of energy transfer in local MV grids Local MV grids are mostly built as overhead lines with ACSR conductors, 66-AL1/12-ST1A in main lines, and 34-AL1/6-ST1A in branch lines and transformer substation branches. Larger conductor sections are rare. These grids are exposed to direct or indirect effects of atmospheric phenomena that cause numerous and sometimes extensive and long-term failures (e.g. 8–28 January 2010 devastating icing of lines in some areas of the

Małopolska, Silesian, Łódź and Opole regions), resulting in longterm interruptions in the electricity supply of many consumers. Then the distribution grid operators incur very high costs, consisting of troubleshooting, often in very difficult weather conditions, and undelivered energy. For example, the cost of repairing a 39.7 km line (incl. 15.7 km of 66-AL1/12-ST1A main line) supplying 37 MV/LV transformer substations in the area of the Kraków-Częstochowa Upland, amounted to almost 970,000 PLN, and the costs arising from the failure to supply energy to over 600,000 PLN. Similar failures in the area were experienced in 1989, 1997 and 2002, which means that the mean time between such failures was ca. 7 years. Therefore distribution grid operators need IT solutions that would prevent such accidents. It is contemplated to replace whole lines or their sections with PAS or cable lines. The choice of solutions should be determined by economic calculation. In order to compare the solutions most often taken into account for the modernization in the areas affected by prolonged breakdowns, the unit transfer costs were calculated depending on the line current inflow and various times of peak power usage Ts = {2,500, 3,500, 4,500} h/a, assuming that the load is distributed evenly along the line. The calculations were made for main lines made of three 120 mm2 aluminum cables (XUHAKXS), overhead 70 mm2 AAsXSn lines (PAS), and an overhead AL1/12-ST1A 123

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 120–125

Fig. 2. Dependence of unit transfer cost components on the current inflow in PAS line and XUHAKXS cable line

and of cable lines’ connectors. The lines’ 35-year life was assumed (capital costs were spread over the period). The unit cost of power and energy losses and the discount rate were adopted as in the transformer replacement exercise. Fig. 2 shows the dependence of the unit transfer cost components calculated for PAS and cable lines on the line current inflow for peak power usage time Ts = 3500 h/a. The unit total costs of energy transfer in PAS and cable lines are minimal at current inflows ca. 200 A and over 400 A, respectively, the later beyond the continuous current carrying capacity.

Fig. 3. Comparison of unit transfer cost as a function of the line current inflow for peak power usage time Ts = 3500 h/a

Fig. 4. Histogram of current inflows to MV grids of two operators

line (ACSR). The construction costs and fixed operating costs were adopted according to data provided by a distribution grid operator. In the capital expenditure calculations the costs were neglected of overhead lines’ branches to transformer substations, 124

Fig. 3 shows graphs of unit cost of power transmission as a function of the current inflows to the main line for comparable types of lines and, additionally, for the ACSR main line. The unit costs were calculated assuming increased fixed operating costs (periodic occurrences were taken into account of catastrophic weather conditions that cause a rise in the average annual operational costs by 85,000 PLN). It may be concluded from the graphs in Fig. 3 that at a current above 280 A the cost of transmission in the cable line would be lower than that in the overhead ACSR line, and with the increased costs of failure at 200 A load. The unit cost of transmission in the cable line would be lower than in the PAS line type only at ca. 300 A load, which is beyond its continuous current carrying capacity. The calculations show that the PAS line is better than the ACSR line in the entire load range. It should be noted that for smaller current in flows to the line unit cost differences are significant. At 100 A current of the unit cost of transmission in the cable line is by ca. 70% higher than in the PAS line, and at 50 A current by ca. 90% higher. Fig. 4 shows a histogram of the currents inflows to MV circuits in the lines’ supplying substations at peak loads in the grids of two DSOs. The data relate to 639 circuits in the grid of DSO A and 350 circuits in the grid of DSO B. Fig. 4 shows that in the grids of DSO A and DSO B more than 80% and nearly 75%, respectively, of the current inflows to MV circuits amount to 0–50 A. It should be added, however, that smaller currents mainly flow into relatively short circuits directly supplying moderate industrial loads.

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | 120–125

The currents in local grid supplying circuits amount to 50–100 A. It means that replacing overhead lines with cable lines is from the economic point of view ineffective. However replacing ACSR lines with PAS lines is resonable.

Summary Based on the results of calculations it may be concluded that the replacement of transformers manufactured before 1975 can be profitable even in the absence of subsidies, while replacing technically sound transformers manufactured after 1975 is not economically justified, even with significant co-financing. Replacement of overhead lines with cable lines is not profitable even in the areas where every few years lines get catastrophically iced. Because of their lower operating costs it is reasonable to increase the use of PAS type lines in local distribution grids.

REFERENCES

1. J. Adamczyk, „Efektywność przedsiębiorstw sprywatyzowanych” [Effectiveness of privatised businesses], AE, Kraków, 1995. 2. A. Kot et al., “Efficiency improvement of reactive power compensation in power distribution networks”, Przegląd Elektrotechniczny, vol. 89, No. 6, pp. 190–195, 2013. 3. J. Paska, “Ekonomika w elektroenergetyce” [Economics in the power industry], Publishing House of Warsaw University of Technology, Warszawa, 2007. 4. “Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych” [Electricity losses in distribution networks], edited by J. Kulczycki, Published by Polish Association of Electricity Transmission and Distribution, Poznań, 2009. 5. „Projekt Polityki energetycznej Polski do roku 2050” [Draft of Polish energy policy until 2050], Warszawa, August 2014. 6. „European Union Commission Regulation”, No. 548, 21 May 2014. 7. W. Szpyra, “Efektywność kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów SN/nn” [Effeciency of idling MV/LV transformers reactive power compensation], Przegląd Elektrotechniczny, vol. 87, No. 2, pp. 144–146, 2011.

Waldemar Szpyra AGH University of Science and Technology e-mail: wszpyra@agh.edu.pl Graduated as MSc in electrical engineering from the Faculty of Electrical Engineering of AGH University of Science and Technology in Kraków (1975). Gained his doctoral degree at the Faculty of Electrical Engineering, Automation, Computer Science and Electronics of the same university (1998). Now an assistant professor at the Department of Electrical and Power Engineering of his alma mater. He studies modelling, operating condition estimation and performance optimization of distribution networks, the use of artificial intelligence methods in the power sector, and power management and transmission and distribution effectiveness.

Wiesław Nowak AGH University of Science and Technology e-mail: wieslaw.nowak@agh.edu.pl Graduated as M.Sc. Eng. from AGH University of Science and Technology (1988). He obtained his doctoral (1995) and postdoctoral (2006) degrees in electrical engineering at the Faculty of Electrical Engineering, Automatics, Computer Science and Electronics of AGH University of Science and Technology. Since 1987, a researcher/ lecturer at AGH University of Science and Technology, now in the rank of associate professor. His research speciality is electrical power engineering, and his main research interests refer to power grid analysis.

Rafał Tarko AGH University of Science and Technology e-mail: rtarko@agh.edu.pl He received his master’s degree in electrical engineering, specialization in electrical engineering, at the Faculty of Electrical Engineering, Automatics, Computer Science and Electronics of AGH University of Science and Technology (2001). PhD obtained at the same faculty (2007). He has been working at the Department of Electrical and Power Engineering of the University of Science and Technology since 2001. His main research interest is the analysis of operational and electromagnetic stress related to transient states in power systems

125

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 120–125

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 120–125. When referring to the article please refer to the original text. PL

Efektywność dystrybucji energii elektrycznej Autorzy

Waldemar Szpyra Wiesław Nowak Rafał Tarko

Słowa kluczowe

elektroenergetyczne sieci rozdzielcze, rachunek kosztów, efektywność dystrybucji energii elektrycznej

Streszczenie

W artykule rozważono wybrane zagadnienia z zakresu rachunku kosztów oraz sposobów wykorzystywanych do oceny efektywności w elektroenergetyce. Przedstawiono wyniki analizy efektywności wymiany transformatorów dystrybucyjnych SN/nn oraz porównano jednostkowe koszty przesyłania energii, przy wykorzystaniu różnych typów linii średniego napięcia. Wyniki obliczeń potwierdzają opłacalność wymiany transformatorów wyprodukowanych przed 1975 rokiem. Wymiana transformatorów wyprodukowanych po 1975 roku – tylko w celu ograniczenia strat energii – nie znajduje uzasadnienia ekonomicznego. Jeśli chodzi o przesyłanie energii w terenowych sieciach rozdzielczych, to zasadne jest bardziej powszechne wykorzystywanie linii typu PAS. Kablowanie tych sieci przy obecnych zasadach naliczania bonifikat za przekroczenie dopuszczalnych czasów przerw w zasilaniu nie jest opłacalne, nawet na terenach szczególnie narażonych na występowanie katastrofalnego oblodzenia przewodów.

Wprowadzenie Jednym z głównych celów polityki energetycznej Polski jest poprawa efektywności energetycznej [5]. W tym dokumencie jako jeden ze środków do osiągniecia tego celu wymienia się zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej oraz ograniczenie strat energii w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych. Ograniczenie strat w sieciach ma być osiągnięte m.in. poprzez budowę nowej i modernizację istniejącej infrastruktury sieciowej oraz wymianę transformatorów o niskiej sprawności. Również przepisy Unii Europejskiej narzucają konieczność podejmowania działań mających na celu poprawę sprawności energetycznej. Rozporządzenie Komisji Unii Europejskiej nr 548/2014 z 21 maja 2014 roku [6] wprowadza ograniczenie maksymalnego poziomu strat jałowych i obciążeniowych w nowo instalowanych transformatorach energetycznych. Z rozporządzenia wynika, że od 1 lipca 2015 roku jest instalowanie transformatorów klasy AoCk, a od 1 lipca 2021 roku transformatorów o stratach stanu jałowego zmniejszonych o 10% w stosunku do klasy Ao i stratach obciążeniowych klasy Ak. Operatorzy sieci dystrybucyjnych (OSD) od wielu lat realizują programy ograniczania strat. Programy te obejmują zarówno inwestycyjne, jak i bezinwestycyjne metody ograniczania strat w sieciach. Obie grupy metod wymagają poniesienia określonych kosztów, z tą różnicą, że w wyniku działań bezinwestycyjnych nie powstają nowe środki trwałe i poniesione wydatki można zakwalifikować do kosztów eksploatacyjnych. Do najbardziej popularnych obecnie inwestycyjnych metod ograniczania strat należą: kompensacja mocy biernej biegu jałowego transformatorów SN/nn, wymiana starych transformatorów o dużych stratach na nowe, a także modernizacja istniejących oraz budowa nowych linii i stacji elektroenergetycznych. Zagadnienia efektywności kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych przedstawiono m.in. w [2, 7]. Realizacja podejmowanych działań wymaga poniesienia określonych (często bardzo

126

dużych) nakładów inwestycyjnych, dlatego też każda decyzja o wydatkowaniu środków na realizację inwestycji w elektroenergetyce powinna być poprzedzona wnikliwą analizą techniczną i ekonomiczną. Analiza techniczna obejmuje m.in. właściwy dobór urządzeń (obciążalność, szeroko pojęte bezpieczeństwo, wpływ na środowisko), a także ocenę wpływu inwestycji na poziom strat i jakość energii elektrycznej. Wykonanie takich analiz nie nastręcza obecnie większych problemów, za wyjątkiem oceny wpływu inwestycji na poziom strat i jakość energii w sieciach dystrybucyjnych średniego i niskiego napięcia. Obliczenia dla tych sieci, ze względu na niedostatek informacji pomiarowych dotyczących obciążenia, wykonywane są przy wykorzystaniu różnych założeń dotyczących obciążenia, które są przyczyną znacznych błędów (zarówno niedoszacowanie, jak i zawyżenie efektów). Do oceny efektywności ekonomicznej wykorzystuje się różne metody, przy czym wybór metody zależy od fazy procesu decyzyjnego, wielkości przedsięwzięcia oraz okresu analizy. Rachunek kosztów w elektroenergetyce Do oceny i porównania różnych wariantów rozwiązań technicznych w elektroenergetyce dosyć powszechnie wykorzystuje się rachunek kosztów rocznych [3, 3]. Pod pojęciem „koszt roczny” rozumie się sumę kosztów ponoszonych w ciągu roku w związku z eksploatacją pojedynczego obiektu (linia, transformator, stacja) lub grupy połączonych funkcjonalnie obiektów (np. sieć elektroenergetyczna na pewnym obszarze). Najogólniej składniki kosztów rocznych Kr, można podzielić na dwie grupy, tj.: koszty kapitałowe Kk oraz koszty eksploatacyjne (operacyjne) Ke. (1) Koszty kapitałowe stanowią zwrot kapitału zaangażowanego w realizację inwestycji wraz z jego oprocentowaniem (amortyzacja + akumulacja). Koszty te oblicza się

z zależności:

(2)

gdzie: K I – nakłady inwestycyjne poniesione na realizację inwestycji, rrr – rata kapitałowa (współczynnik wycofania kapitału): (3) przy czym: p – stopa oprocentowania kapitału wyrażona w postaci ułamka dziesiętnego, Na – okres wycofania kapitału (okres amortyzacji). Koszty eksploatacyjne są sumą kosztów eksploatacyjnych stałych Kes, zmiennych Kez oraz zawodności Ka. Na roczne koszty stałe eksploatacji obiektów elektroenergetycznych, takich jak linie, stacje itp., składają się koszty ogólne, koszty remontów oraz koszty osobowe ruchu. W przypadku oceny nowych inwestycji oblicza się je jako pewien procent od wartości inwestycyjnej obiektu: (4) gdzie: radm – stawka odpisu na koszty ogólne, rrem – stawka odpisu na koszty remontów, ror – stawka odpisu na koszty osobowe ruchu. Roczne koszty eksploatacyjne zmienne elementów sieci (linia, transformator) są to koszty strat mocy i energii w tych elementach. Koszty te oblicza się z zależności:

(5)

gdzie: ΔPs – maksymalne (szczytowe) straty mocy w elemencie sieci, ΔEr – roczne straty energii w elemencie sieci, kP – jednostkowy koszt strat mocy, δs – współczynnik udziału w szczycie obciążenia (wobec braku danych pomiarowych, w praktyce dla sieci rozdzielczych często przyjmuje się wartość δs = 1), kE – jednostkowy koszt zakupu energii na pokrycie strat.

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 120–125

Do kosztów zawodności, w przypadku przedsiębiorstw sieciowych, zalicza się koszty napraw awaryjnych uszkodzonych elementów sieci, utracone opłaty przesyłowe oraz koszty bonifikat i upustów udzielanych odbiorcom, które są naliczane tylko w przypadku przekroczenia dopuszczalnych czasów przerw w zasilaniu. Przy porównywaniu wariantów, które nie różnią się pod względem awaryjności, koszty te są pomijane. W przypadku, gdy analiza obejmuje dłuższe okresy czasu, a ponoszone koszty oraz uzyskiwane efekty są różne w poszczególnych latach, wówczas sprowadza się je do porównywalności, stosując rachunek dyskonta. Efektywność Słowo „efektywność” (łac. effectivus – skuteczny) stało się w ostatnich latach nieomal słowem kluczem w różnych wystąpieniach i publikacjach dotyczących szeroko pojętej gospodarki. Jest ono najczęściej używane do określenia sytuacji, w której uzyskanie żądanych efektów lub wyników wymaga poświęcenia minimalnych środków (nakładów, czasu, wysiłku lub umiejętności). Według ekonomistów efektywność jest to wynik podjętych działań, określony przez relację uzyskanych efektów do nakładów poniesionych na ich realizację. Liczbowo efektywność można wyrazić w postaci różnych wskaźników [1]: • zysk bezwzględny stanowiący różnicę pomiędzy efektami i nakładami:

(6)

• zysk względny przypadający na jednostkę poniesionych nakładów:

(7)

• sprawność jako stosunek efektów do poniesionych nakładów:

(8)

• jednostkowy koszt uzyskania efektu:

(9)

w których: E – efekt (wynik) podjętych działań, N – nakłady poniesione na realizację działań. W wyrażeniach 6–9 – zarówno nakłady, jak i efekty są zazwyczaj wyrażone w jednostkach monetarnych. W niektórych sytuacjach, gdy określenie efektów w jednostkach monetarnych jest niemożliwe, efekty można również wyrazić w jednostkach naturalnych, np.: gdy celem podjętych działań jest ograniczenie odchyleń napięcia w sieci, wówczas efekty można wyrazić jako pierwiastek z sumy kwadratów odchyleń napięcia w 10-minutowych interwałach czasu. Gdy celem działań jest ograniczenie strat energii, przeliczenie efektów w postaci ilości zaoszczędzonej energii na jednostki monetarne nie stanowi problemu, jednak dzieląc poniesione nakłady przez wielkość ograniczenia, otrzymuje się jednostkowy koszt ograniczania strat. W elektroenergetyce do oceny efektywności ekonomicznej wykorzystuje się różne metody, przy czym wybór metody zależy od fazy procesu decyzyjnego, wielkości przedsięwzięcia oraz okresu analizy. Metody te można podzielić na dwie grupy: statyczne i dynamiczne. Do metod statycznych zalicza się metody polegające na określeniu: okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych, stopy zwrotu nakładów inwestycyjnych lub stopy zwrotu kapitału własnego. Metody dynamiczne polegają na określeniu: równoważnego kosztu rocznego, równoważnego kosztu jednostkowego, wartości zaktualizowanej netto, wewnętrznej stopy zwrotu (prostej i zmodyfikowanej) oraz wskaźnika rentowności. Metody statyczne nie uwzględniają wpływu czasu na wartość pieniądza oraz zysków osiąganych po okresie zwrotu nakładów inwestycyjnych. W metodach dynamicznych uwzględnia się koszty (lub koszty i przychody) w całym okresie realizacji i eksploatacji inwestycji, sprowadzając je, przy wykorzystaniu rachunku dyskonta, do wspólnego momentu w czasie (roku zerowego). Do najczęściej wykorzystywanych w elektroenergetyce metod porównywania wariantów rozwiązań należy metoda kosztów rocznych, przy czym, gdy porównywane warianty różnią się ponoszonymi w kolejnych latach kosztami i/lub uzyskiwanymi efektami, wykorzystuje się metodę równoważnych (ekwiwalentnych) kosztów rocznych lub metodę równoważnych kosztów

jednostkowych. Równoważne koszty roczne oblicza się z zależności:

(10)

natomiast równoważne koszty jednostkowe z zależności:

(11)

w których: – koszty poniesione w roku t, – efekty uzyskane w roku t. Zarówno metoda kosztów rocznych, jak i metoda kosztów jednostkowych nie dają informacji o efektywności (zyskowności) zainwestowanego kapitału. Do tego celu można wykorzystać metodę wskaźnika wartości zaktualizowanej netto NPVR. Wskaźnik ten oblicza się jako iloraz wartości zaktualizowanej netto NPV przez sumę nakładów inwestycyjnych zdyskontowanych na rok rozpoczęcia inwestycji:

(12)

gdzie: – nakłady inwestycyjne poniesione w roku t, NPV – wartość zaktualizowana netto, CIt – wpływy pieniężne (przychody) uzyskane w roku t, COt – wydatki pieniężne poniesione w roku t; N – okres obliczeniowy (okres budowy + okres eksploatacji). Wskaźnik NPVR informuje, jaki zysk w całym analizowanym okresie przynosi każda zainwestowana jednostka monetarna.

Rodzaj transformatora Sn [kVA]

Wyprodukowany przed 1975 rokiem

Wyprodukowany po 1975 roku

Ao-10%Ak

BoBk

P0 [W]

Pk [W]

P0 [W]

Pk [W]

P0 [W]

Pk [W]

P0 [W]

Pk [W]

Cena [zł]

100

495

2 300

260

1 600

130

1 250

180

1 475

13 700

160

700

3 300

400

2 250

189

1 750

260

2 000

18 130

250

970

4 700

520

3 000

270

2 350

360

2 750

19 800

400

1 390

6 000

750

4 250

387

3 250

520

3 850

25 450

630

1 950

9 450

970

6 100

540

4 600

680

5 600

35 600

Tab. 1. Znamionowe straty stanu jałowego i obciążeniowe wybranych transformatorów olejowych o górnym napięciu ≤ 24 kV

127

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 120–125

Rys. 1. Jednostkowe koszty transformacji dla czasu wykorzystania mocy szczytowej Ts = 4500 h/a

Efektywność wymiany transformatorów W ramach Programu Operacyjnego „Infrastruktura i środowisko 2007–2013”, działanie 9.2 „Efektywna dystrybucja energii”, operatorzy sieci dystrybucyjnych w Polsce dokonali wymiany blisko 2 tys. sztuk transformatorów SN/nn. Transformatory zostały zastąpione transformatorami klasy BoBk o takiej samej lub (w przypadku transformatorów nietypowych) porównywalnej mocy znamionowej. Wybrane parametry znamionowe 3-fazowych transformatorów olejowych produkowanych przed i po 1975 roku, transformatorów klasy BoBk oraz transformatorów ze zmniejszonymi o 10% (w stosunku do klasy AoAk) stratami stanu jałowego zestawiono w tab. 1. W tabeli podano też średnie ceny transformatorów klasy BoBk. Transformatory klasy AoAk są o ok. 18% droższe od transformatorów klasy BoBk i o blisko 60% droższe od obecnie eksploatowanych w polskich sieciach transformatorów zbliżonych do klasy DoCk. W celu oceny efektywności ekonomicznej wymiany transformatorów wykonano obliczenia jednostkowych kosztów transformacji dla różnych czasów trwania obciążenia szczytowego w zależności od stopnia obciążenia transformatora. Do obliczeń przyjęto cenę energii na pokrycie strat kE = 250 zł/ MWh, jednostkowy koszt mocy kP = 115 zł/kW/a, okres analizy Na = 20 lat, stopę dyskontową p = 0,08 (8%), współczynnik odpisu na koszty eksploatacyjne stałe kes = 0,045 (koszty eksploatacyjne stałe transformatorów istniejących obliczono na podstawie cen nowych transformatorów), koszt wymiany transformatora

128

Kwym = 4400 zł/szt. Obliczenia wykonano dla transformatorów o mocach Sn = {100, 160, 250, 400} kVA i czasach wykorzystania mocy maksymalnej Ts = {2500, 3500, 4500} h/a, przy współczynniku mocy cosϕ = 0,93. W odniesieniu do istniejących transformatorów założono, że są one zamortyzowane, dlatego w obliczeniach pominięto koszty kapitałowe tych transformatorów. Zależność jednostkowych kosztów transformacji w funkcji stopnia obciążenia transformatora dla czasu Ts = 4500 h/a pokazano na rys. 1. Z wykresów pokazanych na rys. 1 wynika, że tylko w przypadku wymiany transformatorów wyprodukowanych przed 1975 rokiem nastąpi obniżenie jednostkowych kosztów transformacji, gdy stopień obciążenia transformatorów jest wysoki (powyżej 80%, a dla transformatora o mocy 400 kVA powyżej 40%). Wymiana transformatora wyprodukowanego po 1975 roku byłaby opłacalna tylko w przypadku transformatora o mocy 400 kVA, obciążonego co najmniej w 90%. W przypadku transformatora o mocy 400 kVA wyprodukowanego przed 1975 rokiem wymiana byłaby również opłacalna dla czasu Ts = 3500 h/a przy obciążeniu powyżej 60%, a dla Ts = 2500 h/a przy obciążeniu powyżej 80% mocy znamionowej. Transformator o mocy 160 kVA opłacałoby się wymienić przy czasie Ts = 3500 h/a i obciążeniu powyżej 90%. Należy tu dodać, że przeciętny stopień obciążenia transformatorów w sieciach dystrybucyjnych mieści się w przedziale 40–60%, a czasy wykorzystania mocy szczytowej

w sieciach terenowych są znacznie niższe (2000–3500 h/a). Uwzględnienie dotacji w wysokości 30% całkowitych kosztów wymiany powoduje, że wymiana transformatorów wyprodukowanych przed 1975 rokiem staje się opłacalna również przy krótszych czasach wykorzystania mocy maksymalnej i mniejszym stopniu obciążenia. W przypadku transformatorów wyprodukowanych po 1975 roku uwzględnienie 30% dotacji nie powoduje takiego obniżenia kosztów jednostkowych, by wymiana tych transformatorów stała się opłacalna. Efektywność przesyłania energii w terenowych sieciach średniego napięcia Terenowe sieci średniego napięcia są w większości zbudowane jako linie napowietrzne z przewodami AFL-6 o przekroju 70 mm2 w magistralach oraz 35 mm 2 w odgałęzieniach i odczepach do stacji transformatorowych. Większe przekroje przewodów spotyka się sporadycznie. Sieci te są narażone na bezpośrednie lub pośrednie oddziaływanie zjawisk atmosferycznych powodujących liczne, czasem rozległe i długotrwałe awarie (np. katastrofalne oblodzenie przewodów linii w okresie 8–28 stycznia 2010 roku na terenie niektórych miejscowości województw małopolskiego, śląskiego, łódzkiego i opolskiego), skutkujące długotrwałymi przerwami w dostawie energii elektrycznej do wielu odbiorców. Operatorzy sieci dystrybucyjnych ponoszą wówczas bardzo wysokie koszty, na które składają się koszty usuwania awarii, często w bardzo trudnych warunkach

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 120–125

Rys. 2. Zależność składników kosztów jednostkowych linii typu PAS z przewodami AAsXSn o przekroju 70 mm2 i linii kablowej XUHAKXS 3 x 1 x 120 mm2 od prądu wpływającego do linii

Rys. 3. Porównanie jednostkowych kosztów przesyłania w funkcji prądu wpływającego do linii dla czasu wykorzystania mocy szczytowej Ts = 3500 h/a

Rys. 4. Histogram wartości prądów wpływających do obwodów sieci SN dwóch operatorów

atmosferycznych, oraz koszty wynikające z niedostarczonej energii. Dla przykładu koszty napraw jednej linii o łącznej długości 39,7 km (w tym 15,7 km magistrali z przewodami AFL-6 70), zasilającej 37 stacji transformatorowych SN/nn na obszarze Jury Krakowsko-Częstochowskiej, wyniosły prawie 970 tys. zł, a koszty wynikające

z niedostarczenia energii ponad 600 tys. zł. Podobne awarie na analizowanym obszarze miały miejsce w 1989, 1997 i 2002 roku. Wynika stąd, że średni cykl występowania takich awarii wynosi ok. 7 lat. Operatorzy sieci dystrybucyjnych poszukują więc rozwiązań, które zapobiegałyby takim awariom. Rozważane jest zastąpienie całych

linii lub ich fragmentów liniami typu PAS lub kablowymi. O wyborze wariantu rozwiązania powinien decydować rachunek ekonomiczny. W celu porównania rozwiązań najczęściej branych pod uwagę przy modernizacji linii na terenach narażonych na długotrwałe awarie wykonano obliczenia

129

W. Szpyra et al. | Acta Energetica 4/25 (2015) | translation 120–125

jednostkowych kosztów przesyłania w zależności od wartości prądu wpływającego do linii i różnych czasów wykorzystania mocy szczytowej Ts = {2500, 3500, 4500} h/a, zakładając, że obciążenie jest rozłożone równomiernie wzdłuż linii. Obliczenia wykonano dla magistral wykonanych jako linia kablowa z żyłami aluminiowymi o przekroju 120 mm2, linia napowietrzna typu PAS z przewodami AAsXSn o przekroju 70 mm2 oraz linia napowietrzna z przewodami AFL-6 o przekroju 70 mm2. Koszty budowy oraz koszty eksploatacyjne stałe przyjęto wg danych jednego z operatorów sieci dystrybucyjnych. W obliczeniach nakładów inwestycyjnych pominięto koszty związane z wykonaniem odgałęzień i odczepów do stacji transformatorowych w przypadku linii napowietrznych, a w przypadku linii kablowej koszty złączy kablowych. Założono 35-letni okres eksploatacji linii (koszty kapitałowe zostały rozłożone na taki okres). Jednostkowe koszty strat mocy i energii oraz stopę dyskontową przyjęto jak w przykładzie dotyczącym wymiany transformatorów. Na rys. 2 pokazano zależność składników jednostkowych kosztów przesyłania energii obliczonych dla linii typu PAS oraz linii kablowej od wartości prądu wpływającego do linii, dla czasu wykorzystania mocy szczytowej Ts = 3500 h/a. Minimum jednostkowych całkowitych kosztów przesyłania energii wypada w przypadku linii wykonanej jako linia typu PAS przy prądzie wpływającym do linii ok. 200 A, a dla linii kablowej przy prądzie ponad 400 A, czyli większym od obciążalności długotrwałej. Na rys. 3 pokazano wykresy jednostkowych kosztów przesyłania energii w funkcji prądu wpływającego do magistrali, dla porównywanych typów linii oraz dodatkowo, dla magistrali z przewodami AFL-6, koszty jednostkowe obliczono przy założeniu podwyższonych kosztów eksploatacyjnych stałych (uwzględniono okresowe

występowanie katastrofalnych warunków atmosferycznych powodujące wzrost średnich rocznych kosztów eksploatacji o 85 tys. zł). Z wykresów na rys. 3 wynika, że przy prądzie powyżej 280 A koszty przesyłania linią kablową byłyby niższe niż koszty przesyłania linią napowietrzną z przewodami AFL, a przy zwiększonych kosztach awaryjności przy obciążeniu równym 200 A. Jednostkowe koszty przesyłania linią kablową byłyby niższe od kosztów przesyłania linią typu PAS dopiero przy obciążeniu ok. 300 A, czyli większym od obciążenia dopuszczalnego długotrwale. Z obliczeń wynika, że linia typu PAS wypada korzystniej niż linia z przewodami AFL w całym zakresie obciążenia. Należy zwrócić uwagę na fakt, że przy mniejszych wartościach prądu wpływającego do linii różnice jednostkowych kosztów są znaczące. Przy prądzie równym 100 A jednostkowe koszty przesyłania linią kablową są o ok. 70% wyższe od kosztów przesyłania liną typu PAS, a przy prądzie równym 50 A o ok. 90% wyższe. Na rys. 4 pokazano histogram wartości prądów wpływających do obwodów średniego napięcia w stacjach zasilających te linie w szczycie obciążenia w sieciach należących do dwóch OSD. Dane dotyczą 639 obwodów sieci OSD A oraz 350 obwodów sieci OSD B. Z rys. 4 wynika, że w przypadku sieci OSD A ponad 80%, a w przypadku sieci OSD B blisko 75% wartości prądów wpływających do obwodów sieci średniego napięcia mieści się w przedziale 0–50 A. Należy jednak dodać, że mniejsze wartości prądów dotyczą głównie stosunkowo krótkich obwodów zasilających bezpośrednio odbiorców przemysłowych o niezbyt dużej mocy. W przypadku obwodów zasilających sieci terenowe wartości prądów mieszczą się w przedziale 50–100 A. Wynika stąd, że zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi jest nieefektywne z ekonomicznego punktu widzenia. Natomiast stosowanie linii typu PAS zamiast linii z przewodami AFL jest uzasadnione.

Podsumowanie Na podstawie analizy wyników obliczeń można stwierdzić, że wymiana transformatorów wyprodukowanych przed 1975 rokiem może być opłacalna również przy braku dofinansowania, natomiast wymiana sprawnych technicznie transformatorów wyprodukowanych po 1975 roku nie znajduje uzasadnienia ekonomicznego, nawet przy znaczącym dofinansowaniu. Zastępowanie linii napowietrznych liniami kablowymi jest nieopłacalne nawet na obszarach, gdzie co kilka lat występuje katastrofalne oblodzenie przewodów. Ze względu na niższe koszty eksploatacyjne uzasadnione jest częstsze stosowanie linii typu PAS w terenowych sieciach rozdzielczych. Bibliografia 1. Adamczyk J., Efektywność przedsiębiorstw sprywatyzowanych, AE, Kraków 1995. 2. Kot A. i in., Efficiency improvement of reactive power compensation in power distribution networks, Przegląd Elektrotechniczny 2013, r. 89, nr 6, s. 190–195. 3. Paska J., Ekonomika w elektroenergetyce, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007. 4. Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych, red. Kulczycki J., Wyd. Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Poznań 2009. 5. Projekt Polityki energetycznej Polski do roku 2050, Warszawa, sierpień 2014. 6. Rozporządzenie Komisji Unii Europejskiej nr 548/2014 z 21 maja 2014. 7. Szpyra W., Efektywność kompensacji mocy biernej stanu jałowego transformatorów SN/nn, Przegląd Elektrotechniczny 2011, r. 87, nr 2, s. 144–146.

Waldemar Szpyra

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: wszpyra@agh.edu.pl Dyplom inż. elektryka zdobył na Wydziale Elektrotechniki Górniczej i Hutniczej Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie (1975), a stopień doktora na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki Informatyki i Elektroniki tej samej uczelni (1998). Obecnie adiunkt w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Zajmuje się modelowaniem, estymacją stanu pracy i optymalizacją sieci rozdzielczych, zastosowaniem metod sztucznej inteligencji w elektroenergetyce oraz gospodarką elektroenergetyczną i efektywnością przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej.

Wiesław Nowak

dr hab. inż., prof. n. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: wieslaw.nowak@agh.edu.pl Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej. Tytuł zawodowy mgr. inż. (1988), a następnie stopnie naukowe doktora (1995) oraz doktora habilitowanego (2006) w zakresie elektrotechniki uzyskał na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH. Od 1987 roku jest zatrudniony w Akademii Górniczo-Hutniczej, obecnie jako profesor nadzwyczajny AGH. Jego specjalnością naukową jest elektroenergetyka, a główne zainteresowania naukowe dotyczą analizy sieci elektroenergetycznych.

Rafał Tarko

dr inż. AGH Akademia Górniczo-Hutnicza e-mail: rtarko@agh.edu.pl Studia magisterskie na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka, ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH (2001). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale w 2007 roku. Od 2001 roku pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego główne zainteresowania naukowe dotyczą analizy narażeń eksploatacyjnych i elektromagnetycznych stanów przejściowych w sieciach elektroenergetycznych.

130

NOTES

131

NOTATKI

132

Power Engineering Quarterly